Nghiên cứu đánh giá tình trạng làm việc của máy biến áp 500 kv tại trạm biến áp 500 kv pleiku dựa trên cơ sở giám sát dầu online

Trong quá trình vận hành, các bộ phận của máy biến áp lực phải liên tục chịu đựng các ứng suất điện, nhiệt, cơ khí hoặc các yếu tố môi trường như nhiệt độ, độ ẩm cũng như quá trình tương

LUẬN VĂN THẠC SĨ

KỸ THUẬT ĐIỆN

Đà Nẵng - Năm 2020

DUT.LRCC

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

LỜI CAM ĐOAN

Tôi cam đoan đề tài “NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ TÌNH TRẠNG LÀM VIỆC

CỦA MÁY BIẾN ÁP 500KV TẠI TRẠM BIẾN ÁP 500KV PLEIKU DỰA TRÊN

CƠ SỞ GIÁM SÁT DẦU ONLINE” đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi Các

số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác

Tác giả luận văn

Nguyễn Trọng Tài

DUT.LRCC

NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ TÌNH TRẠNG LÀM VIỆC CỦA MÁY BIẾN

ÁP 500KV TẠI TRẠM BIẾN ÁP 500KV PLEIKU DỰA TRÊN CƠ SỞ GIÁM

SÁT DẦU ONLINE

Học viên: Nguyễn Trọng Tài Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 8520201 Khóa: K37 Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN

TÓM TẮT: Máy biến áp lực là phần tử rất quan trọng trong hệ thống truyền tải và phân phối

điện năng mà dầu là huyết mạch trong máy biến áp Trong quá trình vận hành, các bộ phận của máy biến áp lực phải liên tục chịu đựng các ứng suất điện, nhiệt, cơ khí hoặc các yếu tố môi trường như nhiệt độ, độ ẩm Dưới tác động của các yếu tố này, phẩm chất và tính năng của dầu trong máy biến áp

bị suy giảm theo thời gian và có thể dẫn đến các hư hỏng hoặc làm suy giảm tuổi thọ của máy biến áp Ngày nay, cùng với sự phát triển của công nghệ cũng như đòi hỏi ngày càng cao của người sử dụng điện, đánh giá và giám sát chất lượng máy biến áp lực trong vận hành đang ngày càng trở thành một yêu cầu tất yếu nhất là Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia đang đẩy mạnh xây dựng trạm không người trực nhằm tăng năng suất lao động

Để đánh giá tình trạng làm việc của máy biến áp thông qua các các khí hòa tan của các máy biến

áp lực trong lưới điện truyền tải theo tiêu chuẩn hiện hành của ngành điện Việt Nam nhằm mục đích

phán đoán, phát hiện, dự báo các hỏng hóc ban đầu Chính vì lẽ đó tôi thực hiện đề tài: “Nghiên cứu đánh giá tình trạng làm việc của máy biến áp 500 kV tại trạm biến áp 500 kV Pleiku dựa trên cơ sở giám sát dầu online” để phục vụ công tác vận hành tại trạm để từ đó có kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa

đảm bảo thiết bị điện hoạt động lâu dài, an toàn và tin cậy trong hệ thống điện

Từ khóa: Máy biến áp, khí hòa tan trong dầu, trạm biến áp 500 kV Pleiku

RESEARCH ON ASSESSMENT OF WORKING STATUS OF 500KV VOLTAGE MACHINE AT 500KV PLEIKU CHANGE STATION ON THE BASIS OF

ONLINE OIL MONITORING

ABSTRACT: Power transformers are a very important element in the power transmission and distribution system, where oil is the lifeblood of a transformer During operation, the parts of the power transformer must continuously withstand electrical, thermal, mechanical stresses or environmental factors such as temperature, humidity Under the influence of these factors, the quality

of the oil in the transformer deteriorate over time and may lead to damage or shorten the life of the transformer Nowadays, with the development of technology as well as the increasing demands of electricity users, assessing and monitoring the quality of pressure transformers in operation is becoming an indispensable requirement The National Power Transmission Corporation is stepping up the construction of an unmanned station to increase labor productivity

To assess the working status of the máy biến áp through the dissolved gases of the power transformers in the transmission grid according to the current standards of the electricity industry of Vietnam in order to judge, detect and predict failures early Therefore, I conducted a research project

to assess the working status of a 500 kV transformer at 500 kV Pleiku substation based on online oil monitoring base” to assist the operation at the substation so that we will have a plan to maintain, repair and ensure safe, reliable and long-term operation in the electrical system

Keywords: Transformer, gas dissolved in oil, 500 kV Pleiku substation

DUT.LRCC

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN i

TÓM TẮT ii

MỤC LỤC iii

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT vi

DANH MỤC CÁC BẢNG vii

DANH MỤC CÁC HÌNH ix

MỞ ĐẦU 1

1 LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI 1

2 MỤC ĐÍCH NGHIÊN CỨU 2

3 ĐỐI TƯỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU 2

4 PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 2

5 ĐẶT TÊN ĐỀ TÀI 2

6 BỐ CỤC LUẬN VĂN 2

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN CÁC NGUYÊN NHÂN GÂY HƯ HỎNG BÊN TRONG MÁY BIẾN ÁP TRÊN LƯỚI TRUYỀN TẢI ĐIỆN VIỆT NAM 4

1.1 Khái quát hệ thống lưới truyền tải điện Việt Nam 4

1.2 Tổng quan các nguyên nhân gây hư hỏng bên trong máy biến áp 6

1.2.1 Phần mở đầu 6

1.2.2 Các nguyên nhân gây hư hỏng bên trong máy biến áp 7

1.3 Kết luận 18

CHƯƠNG 2 CÁC NGUYÊN NHÂN CHÍNH PHÁT SINH KHÍ HÒA TAN TRONG DẦU, PHƯƠNG PHÁP PHÂN TÍCH KHÍ HÒA TAN TRONG DẦU, CÁC HẠNG MỤC THÍ NGHIỆM DẦU MÁY BIẾN ÁP 19

2.1 Tổng quan dầu cách điện máy biến áp 19

2.1.1 Cấu tạo dầu cách điện MBA 19

2.1.2 Các chức năng chính của dầu MBA 19

2.1.3 Một số chỉ tiêu đánh giá chất lượng dầu 19

2.1.4 Các yếu tố ảnh hưởng chất lượng dầu cách điện MBA trong vận hành 19

2.1.5 Tiêu chuẩn dầu biến áp 21

2.2 Các nguyên nhân chính phát sinh khí hòa tan trong dầu MBA 22

2.2.1 Sự phân hủy dầu do nhiệt và điện 22

2.2.2 Sự phân huỷ cách điện rắn (giấy cách điện) do nhiệt và điện 22

2.3 Tổn quan phương pháp phân tích khí hòa tan trong dầu MBA 22

2.3.1 Phương pháp phân tích khí hòa tan trong dầu (DGA) 22

DUT.LRCC

2.3.2 Công nghệ phân tích khí hòa tan trong dầu 30

2.4 Các hạng mục thí nghiệm dầu máy biến áp 31

2.4.1 Thí nghiệm điện áp chọc thủng dầu MBA 31

2.4.2 Thí nghiệm tgδ dầu MBA 32

2.4.3 Kiểm tra mầu sắc dầu MBA 33

2.4.4 Thí nghiệm hàm lượng tạp chất cơ học trong dầu MBA 33

2.4.5 Thí nghiệm hàm lượng nước trong dầu MBA 35

2.4.6 Thí nghiệm nhiệt độ chớp cháy dầu MBA 35

2.4.7 Thí nghiệm hàm lượng axit trong dầu MBA 36

2.4.8 Thí nghiệm hàm lượng axit - kiềm hoà tan trong dầu MBA 36

2.4.9 Thí nghiệm kháng ôxi hoá dầu MBA 37

2.4.10 Phân tích khí hoà tan trong dầu MBA 37

2.5 Kết luận 38

CHƯƠNG 3 PHƯƠNG PHÁP GIÁM SÁT MÁY BIẾN ÁP BẰNG CÔNG NGHỆ PHÂN TÍCH KHÍ HÒA TAN TRONG DẦUON-LINE CỦA HÃNG GE ĐỐI VỚI MÁY BIẾN ÁPTRÊN HỆ THỐNG TRUYỀN TẢI ĐIỆN 40

3.1 Tổng quan công tác giám sát MBA trên lưới truyền tải điện Việt Nam 40

3.2 Các phương pháp giám sát dầu On-line máy biến áp 41

3.2.1 Giám sát bản thể MBA 41

3.2.2 Giám sát phóng điện cục bộ online 42

3.2.3 Phương pháp giám sát dầu online 42

3.2.4 Kết luận 43

3.3 Hệ thống giám sát dầu online của hãng GE tại trạm biến áp 500kV Pleiku 43

3.3.1 Giới thiệu hệ thống giám sát dầu online 43

3.3.2 Máy phân tích dầu Transfix 44

3.3.3 Nguyên lý phân tích khí hòa tan trong thiết bị giám sát dầu online 45

3.3.4 Thu thập dữ liệu và phân tích 46

3.4 Các phần mềm chuyện dụng của hệ thống phân tích dầu online 47

3.4.1 Chức năng Kelmandownload 47

3.4.2.Chức năng transconnect 48

3.4.3 Chức năng Perception Destop 51

CHƯƠNG 4 CHẨN ĐOÁN TÌNH TRẠNG MÁY QUA PHÂN TÍCH ĐÁNH GIÁ HÀM LƯỢNG KHÍ HÒA TAN DẦU TẠI TRẠM 500KV PLEIKU 54

4.1 Mở đầu 54

4.2 Xây dựng chương trình “chẩn đoán tình trạng MBA qua phân tích hàm lượng khí hòa tan trong dầu” 54

DUT.LRCC

4.2.1 Xây dựng sơ đồ thuật toán 54

4.2.2 Xây dựng chương trình 56

4.2.3 Giới thiệu chương trình 57

4.3 Nghiên cứu một số dạng hư hỏng phát sinh trong MBA bằng chương trình “chẩn đoán tình trạng MBA qua phân tích hàm lượng khí hòa tan trong dầu” 61

4.3.1 Mô phỏng Quá trình già hóa cách điện bình thường 62

4.3.2 Mô phỏng trường hợp Quá nhiệt cục bộ 63

4.3.3 Mô phỏng trường hợp Phóng điện cục bộ 65

4.3.4 Kết luận 66

4.4 Áp dụng chương trình “chẩn đoán tình trạng MBA qua phân tích hàm lượng khí hòa tan trong dầu”, đánh giá tình trạng MBA 500 kV đang vận hành tại trạm biến áp 500 kV Pleiku bằng công nghệ giám sát dầu online của hãng GE 66

4.4.1 Chuẩn đoán tình trạng MBA AT1 trạm biến áp 500kV Pleiku 66

4.4.2 Kết luận 77

4.5 Kết luận 77

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 79 DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO

QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN (Bản sao)

DUT.LRCC

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT

DGA : Phân tích khí hòa tan (Dissolved Gas Analysis)

GC : Công nghệ sắc ký khí (Gas chromatography)

LCD : Màn hình tinh thể lỏng (Liquid Crystal Display)

MBA : Máy biến áp

OLTC : Bộ điều áp dưới tải

PGA : Photoacoustic Gas Analyser

PD : Bộ phóng điện cục bộ (Partial Discharge)

PAS : Công nghệ quang phổ (Photo Acoustic Spectroscopy)

TDCG : Tổng hàm lượng khí hòa tan (Total dissolved combustible gases)

DUT.LRCC

H2, CH4, C2H2, C2H4 và C2H6 hoà tan trong dầu 24 2.4 Các Dạng hư hỏng MBA theo khí thành phần cơ bản trong dầu 27 2.5 Các Dạng hư hỏng xác định theo thành phần khí chính 27 2.6 Tỉ số các thành phần khí khi phân tích khí hòa tan trong dầu 28 2.7 Các dạng sự cố 28 2.8 Mã hóa 29 2.9 Các loại sự cố 30 2.10 Điện áp chọc thủng dầu MBA 32 2.11 Tổn hao điện môi tgδ dầu MBA 33 2.12 Giới hạn hàm lượng tạp chất cơ học trong dầu MBA 34 2.13 Giới hạn hàm lượng tạp chất cơ học trong dầu MBA (số lượng

hạt tạp chất) 34 2.14 Giới hạn hàm lượng nước trong dầu MBA 35 2.15 Giới hạn hàm lượng axit của dầu MBA 36 2.16 Giới hạn hàm lượng axit - kiềm hoà tan trong dầu MBA 37 2.17 Giới hạn kháng ôxi hoá dầu MBA 37 2.18 Quy định hàm lượng khí hòa tan trong dầu MBA 38 4.1 Màn hình giao diện dữ liệu đầu vào 58 4.2 Bảng thay đổi số liệu hàm lượng khí H2 năm 2016 và 2020 ổ

bôi vàng 59 4.3 Kết quả phân tích hàm lượng khí hòa tan trong dầu 60 4.4 Thay đổi thành phần khí CH4 và C2H2 như ô bôi vàng 60 4.5 Kết quả khi thay đổi thành phần khí CH4 và C2H2 61 4.6 Số liệu hàm lượng khí hòa tan trong dầu MBA mới sau lắp đặt 62 4.7 Kết quả mô phỏng “Quá trình già hóa bình thường” 62 4.8 Số liệu mô phỏng “Quá trình già hóa bình thường” 63 4.9 Kết quả mô phỏng trường hợp “Quá nhiệt cục bộ”

4.10 Số liệu mô phỏng “Quá nhiệt cục bộ” 64

DUT.LRCC

Số hiệu

4.11 Kết quả mô phỏng trường hợp “Phóng điện cục bộ” 65 4.12 Số liệu mô phỏng “Phóng điện cục bộ” 65 4.13 Số liệu hàm lượng khí hòa tan trong dầu 2016-2020 67 4.14 Kết quả chẩn đoán tình trạng MBA AT1 pha A năm 2016 74 4.15 Kết quả chẩn đoán tình trạng MBA AT1 pha A năm 2017 74 4.16 Kết quả chẩn đoán tình trạng MBA AT1 pha A năm 2018 75 4.17 Kết quả chẩn đoán tình trạng MBA AT1 pha A năm 2019 76 4.18 Kết quả chẩn đoán tình trạng MBA AT1 pha A năm 2020 76

DUT.LRCC

DUT.LRCC

Số hiệu

3.13: Màn hình thiết lập các khí để đưa ra cảnh báo 51 3.14: Cài đặt TRANSFIX 52 3.15: Tải dữ liệu từ TRANSFIX 52 3.16: Xem dữ liệu 53 3.17: Lập báo cáo trạng thái của MBA 53 4.1: Màn hình giao diện chương trình 57 4.2: Biểu đồ thành phần khí H2 58 4.3: Biểu đồ khi thay đổi thành phần khí H2 năm 2016 và 2020 59 4.4: Biểu đồ khi thay đổi thành phần khí H2 năm 2016 và 2020 67 4.5: Biểu đồ khi thay đổi thành phần khí H2 năm 2016 và 2020 68 4.6: Biểu đồ khi thay đổi thành phần khí H2 năm 2016 và 2020 68 4.7: Biểu đồ khi thay đổi thành phần khí H2 năm 2016 và 2020 69 4.8: Biểu đồ khi thay đổi thành phần khí H2 năm 2016 và 2020 69 4.9: Biểu đồ khi thay đổi thành phần khí H2 năm 2016 và 2020 70 4.10: Biểu đồ khi thay đổi thành phần khí H2 năm 2016 và 2020 70 4.11: Biểu đồ khi thay đổi thành phần khí H2 năm 2016 và 2020 71 4.12: Biểu đồ khi thay đổi thành phần khí H2 năm 2016 và 2020 71 4.13: Biểu đồ khi thay đổi thành phần khí H2 năm 2016 và 2020 72 4.14: Biểu đồ khi thay đổi thành phần khí H2 năm 2016 và 2020 73

DUT.LRCC

MỞ ĐẦU

1 LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI

Máy biến áp lực là phần tử rất quan trọng trong hệ thống truyền tải và phân phối điện năng mà dầu là huyết mạch trong máy biến áp Trong quá trình vận hành, các bộ phận của máy biến áp lực phải liên tục chịu đựng các ứng suất điện, nhiệt, cơ khí hoặc các yếu tố môi trường như nhiệt độ, độ ẩm cũng như quá trình tương tác giữa các vật liệu khác nhau trong máy biến áp, đặc biệt là dầu trong máy biến áp Dưới tác động của các yếu tố này, phẩm chất và tính năng của dầu trong máy biến áp bị suy giảm theo thời gian và có thể dẫn đến các hư hỏng hoặc làm suy giảm tuổi thọ của máy biến

áp Ngày nay, cùng với sự phát triển của công nghệ cũng như đòi hỏi ngày càng cao của người sử dụng điện, đánh giá và giám sát chất lượng máy biến áp lực trong vận hành đang ngày càng trở thành một yêu cầu tất yếu nhất là Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia đang đẩy mạnh xây dựng trạm không người trực nhằm tăng năng suất lao động

Có nhiều phương pháp khác nhau dùng cho chẩn đoán các sự cố tiềm ẩn trong máy biến áp và kháng điện, gồm các biện pháp on-line và off-line Các thử nghiệm off-line như: đo điện trở cách điện, hệ số tổn thất điện môi, hệ số phân cực, tỉ lệ số vòng dây, điện trở cuộn dây Các phương pháp on-line như: phương pháp đáp ứng tần số, phân tích phổ âm thanh, phương pháp hồng ngoại, phương pháp phân tích khí hoà tan DGA

Những lợi ích của việc giám sát chất lượng dầu máy biến áp lực trong vận hành:

- Liên tục theo dõi tình trạng dầu, chiều hướng phát triển cùa các hàm lượng khí trong dầu máy biến áp, từ đó kịp thời phát hiện sớm các hư hỏng từ giai đoạn ban đầu

từ đó giúp cho việc lên phương án sửa chữa, thay thế kịp thời, giảm chi phí và thời gian sửa chữa

- Giảm thiểu việc cắt điện ngoài kế hoạch

-Từ việc giám sát liên tục tình trạng dầu của máy biến áp để từ đó đưa ra được phương thức vận hành phù hợp

- Ngăn ngừa nguy cơ xảy ra các sự cố nghiêm trọng

- Nâng cao tuổi thọ, nâng cao độ ổn định và tin cậy của máy biến áp

Song song với việc giám sát dầu online, thì việc đánh giá tình trạng làm việc của MBA thông qua các các khí hòa tan của các MBA lực trong lưới điện truyền tải theo tiêu chuẩn hiện hành của ngành điện Việt Nam mà không phải cắt điện gây ảnh hưởng đến độ tin cậy cung cấp điện là rất cần thiết nhằm mục đích phán đoán, phát hiện, dự báo các hỏng hóc ban đầu để từ đó có kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa đảm bảo thiết bị

DUT.LRCC

điện hoạt động lâu dài, an toàn và tin cậy trong hệ thống điện Chính vì lẽ đó tôi thực hiện đề tài

2 MỤC Đ CH NGHIÊN CỨU

Nghiên cứu l thuyết về khí hòa tan trong dầu, phân tích khí hòa tan trong dầu đặc tính l hóa dầu máy biến áp, tác dụng của dầu máy áp Đề xuất sử dụng dữ liệu của hệ thống giám sát dầu online để phân tích, phán đoán các hỏng hóc bên trong máy biến áp phục vụ công tác quản l vận hành, và có giải pháp xử l kịp thời khi có bất thường

3 ĐỐI TƯỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU

Nghiên cứu trên các máy biến áp 500 kV của trạm biến áp 500 kV thuộc Công ty Truyền tải điện 3

4 PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

- Nghiên cứu thu thập các thông tin về máy áp 500 kV trạm biến áp 500kV Pleiku thuộc Công ty Truyền tải điện 3

- Nghiên cứu sự sinh khí cháy trong môi trường dầu, l thuyết các phương pháp phân tích của khí hòa tan trong trong việc chẩn đoán sự cố máy biến:

+ Phương pháp phân tích tổng hàm lượng khí dễ cháy hòa tan (TDGA)

5 ĐẶT TÊN ĐỀ TÀI

Từ mục đích, đối tượng, phạm vi và phương pháp nghiên cứu Đề tài được đặt

tên như sau: “Nghiên cứu đánh giá tình trạng làm việc của máy biến áp 500 kV tại

trạm biến áp 500 kV Pleiku dựa trên cơ sở giám sát dầu online”

Chương 3- Phương pháp giám sát MBA bằng công nghệ phân tích khí hòa tan trong dầu on-line của hãng GE đối với MBA trên hệ thống truyền tải điện

Chương 4- Chuẩn đoán tình trạng MBA qua phân tích, đánh giá hàm lượng khí hòa tan trong dầu tại trạm biến áp 500kV Pleiku

Kết luận và kiến nghị

DUT.LRCC

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN CÁC NGUYÊN NHÂN GÂY HƯ HỎNG BÊN TRONG MÁY BIẾN ÁP TRÊN LƯỚI TRUYỀN TẢI ĐIỆN VIỆT NAM

1.1 Khái quát hệ thống lưới truyền tải điện Việt Nam [4]

Để đáp ứng yêu cầu cung cấp điện năng cho quá trình phát triển kinh tế xã hội của đất nước, trong những năm qua, cùng với sự tăng trưởng nhu cầu tiêu thụ điện năng, cả nguồn điện, lưới điện, truyền tải và phân phối, cũng đã được xây dựng với khối lượng lớn Nếu tính từ khi công nghệ sản xuất điện năng bắt đầu sử dụng ở Việt Nam từ cuối Thế kỷ 19, ban đầu từ một số xưởng phát điện cung cấp dòng một chiều, tổng công suất nguồn điện toàn quốc mới đạt khoảng 100MW, lưới truyền tải cao nhất

là 30,5kV, thì giai đoạn 1961- 1965 cùng với một số nhà máy điện được xây dựng dưới sự giúp đỡ của các nước Xã Hội Chủ Nghĩa, lưới điện 35kV, 110kV đã được xây dựng nối liền các nhà máy điện với các trung tâm phụ tải, hình thành nên hệ thống điện đầu tiên của Việt Nam, mức tăng công suất đặt trung bình hàng năm trong giai đoạn này khoảng 15% Những năm (1966 - 1975) do chiến tranh phá hoại ác liệt nên mức tăng công suất đặt bình quân chỉ đạt 2,6%/năm Sau ngày giải phóng đất nước năm 1975, hệ thống điện được đầu tư phát triển mạnh với việc đưa vào vận hành một

số nhà máy điện lớn với công nghệ tiên tiến như: Nhiệt điện Phả Lại (440MW), Thuỷ điện Trị An (420MW), đặc biệt là Thuỷ điện Hoà Bình (1920MW) cùng với các nguồn phát điện, hệ thống lưới điện được phát triển rộng khắp cả nước trên cơ sở đường trục là lưới điện 220kV

Đến năm 1994 chúng ta mới tiếp cận và đưa vào vận hành đường dây 500kV, thống nhất hệ thống điện Việt Nam trong toàn quốc Khối lượng đường dây, trạm biến

áp và dung lượng máy biến áp 220kV đã tăng lên gấp 03 lần, lưới điện 110kV đã bao phủ toàn bộ 64 tỉnh thành trong cả nước Hệ thống điện Việt Nam hiện đang vận hành với các cấp điện áp 500kV, 220kV, 110kV và các cấp điện áp trung áp từ 35kV tới 6kV Ngoài đường dây 500kV nối liên kết hệ thống điện giữa ba miền Bắc – Trung – Nam thì lưới điện truyền tải ở cấp 220kV và lưới phân phối ở cấp điện áp 110kV có thể chia theo ba miền Bắc – Trung – Nam Phần lưới điện truyền tải 500kV và 220kV

do các công ty Truyền tải điện 1, 2, 3 và 4 quản l , phần lưới điện phân phối ở cấp điện áp 110kV và các lưới trung áp ở các cấp điện áp từ 6kV đến 35kV do các Tổng Công ty Điện lực miền quản l

Dung lượng trạm biến áp truyền tải có sự tăng trưởng mạnh trong 10 năm trở lại đây Tính đến hết năm 2019, tổng dung lượng trạm biến áp truyền tải 500, 220kV trên lưới điện đạt 90365MVA, trong đó trạm biến áp 500kV là 33300MVA, trạm biến áp

DUT.LRCC

220kV đạt 57065MVA So với năm 2008 thì dung lượng trạm biến áp truyền tải đã tăng 3,4 lần

Hình 1.1: Công suất trạm biến áp truyền tải từ 1993-2019

Tính đến cuối 2019, lưới truyền tải có 176 trạm biến áp truyền tải, trong đó có 29 trạm biến áp 500kV và 147 trạm biến áp 220kV Số trạm biến áp truyền tải đóng điện mới giai đoạn 2008-2019 là 100 trạm, chiếm 57% tổng số trạm hiện nay, công suất gia tăng 65635MVA, chiếm 73% tổng dung lượng trạm biến áp trên lưới truyền tải

Hình 1.2: Số trạm biến áp truyền tải xây mới hàng năm từ 1994-2019

Hình 1.3: Số trạm biến áp truyền tải tăng thêm các năm từ 1994-2019

DUT.LRCC

Năm 2019, Pmax Hệ thống đạt khoảng 38.248 MW, do đó mức tải trung bình của các trạm đầu mối 220/110 kV trên lưới điện đạt 74% Nhờ có sự gia tăng đáng kể công suất trạm biến áp truyền tải 220/110 kV nên mức tải hiện nay đã được cải thiện rất nhiều so với giai đoạn 2000-2013 (mức 80% - 90%), giúp giảm sự căng thẳng trong vận hành các MBA truyền tải Tuy nhiên, theo kinh nghiệm, mức tải trung bình 74% vẫn còn rất cao, khó đáp ứng tiêu chí N-1 đối với MBA Do vậy, thời gian tới vẫn cần tiếp tục tăng cường bổ sung công suất trạm nguồn cho lưới truyền tải

Hình 1.4: Hệ số tải trung bình các trạm biến áp 220/110kV từ 2001-2019

Chính vì số lượng trạm biến áp trên lưới truyền tải rất lớn và thiết bị rất quan trọng trong trạm biến áp là MBA, trong khi Tổng công ty truyền tải điện Quốc gia đang trong quá trình thực hiện trạm không người trực, nên việc giám sát, phân tích, đánh giá máy biến áp bằng công nghệ online là một trong những giải pháp được lựa chọn để đảm bảo công tác vận hành

1.2 Tổng quan các nguyên nhân gây hư hỏng bên trong máy biến áp

1.2.1 Phần mở đầu

Chính vì sự quan trọng của máy biến áp trong hệ thống điện nên việc tìm hiểu, nghiên cứu và phân tích các hiện tượng vật l và hoá học xảy ra trong khi vận hành máy biến áp là việc làm hết sức cần thiết, nhằm tìm ra các yếu tố ảnh hưởng đến tuổi thọ của thiết bị, các nguyên nhân gây ra các hư hỏng bất thường trong quá trình vận hành máy biến áp, từ đó đưa ra các phương thức vận hành, trang bị các thiết bị giám sát online, cũng như công tác đại tu, bảo dưỡng phù hợp để nâng cao tuổi thọ máy biến

áp

DUT.LRCC

1.2.2 Các nguyên nhân gây hư hỏng bên trong máy biến áp

Trong máy biến áp có 02 loại cách điện chính đó là cách điện lỏng (dầu cách điện) và cách điện rắn (giấy cách điện và tấm ép) quá trình hoá học xảy ra khi vận hành máy biến áp chủ yếu liên quan đến quá trình gây lão hoá dầu và giấy cách điện, ngoài ra do kết cấu máy biến áp chủ yếu là cuộn dây và lõi thép nên trong môi trường điện áp cao và dòng điện lớn phát sinh ra sức điện động làm rung động bối dây và lõi

từ, nhiệt lượng toả ra từ cuộn dây và lõi từ cũng rất lớn, tất cả các yếu tố này là nguyên nhân chính gây ra sự già hóa cách điện và dẫn đến những hư hỏng, bất thường bên trong máy biến áp trong quá trình vận hành

1.2.2.1 Lão hóa cách điện

Theo thời gian và dưới tác dụng của nhiệt độ, mạch phân tử cách điện dây quấn máy biến áp dần dần bị đứt, làm giảm độ bền cơ học của giấy cách điện Độ ẩm trong giấy và khí ôxy trong dầu cách điện cũng là những yếu tố thúc đẩy quá trình xuống cấp này Giảm đặc tính cơ học dẫn đến nguy cơ phá hủy cách điện dây quấn khi máy biến

áp chịu tác động của lực điện động do dòng ngắn mạch gây nên Những rạn nứt trong cách điện của cuộn dây làm giảm cường độ điện môi và có thể dẫn đến phóng điện mặt bên ngoài khi có điện áp quá độ, thậm chí ngay cả trong điều kiện làm việc bình thường Nước, oxi, sản phẩm lão hóa dầu (hạt acid) và các hạt có nguồn gốc khác là nguyên nhân của sự suy giảm cách điện, gọi là hệ số lão hóa, mà sự suy giảm này có thể rút ngắn tuổi thọ của máy biến áp một cách đáng kể dưới tác động của nhiệt độ, từ trường và lực điện động Tiến trình của việc suy giảm cách điện liên quan đến sự khuếch tán chậm của nước, khí và các sản phẩm lão hóa ảnh hưởng cơ bản đến cấu trúc cách điện, cấu trúc mà được coi là cấu trúc mỏng (giấy cách điện giữa các vòng dây và của cuộn dây, cách điện dạng tấm bìa ép v.v ) chiếm tiêu biểu 40% - 60% tổng thể Khối cách điện dây dẫn nóng lên là nguyên nhân dẫn đến việc suy giảm chiếm 2%

- 10% của tổng khối lượng cách điện máy biến áp Tất cả các tạp chất trong dầu (nước, khí, và sản phẩm lão hóa) luôn có mặt trong toàn hệ thống điện môi Sản phẩm lão hóa xâm nhập vào chất cách điện có thể phá hủy tính cách điện và cũng ảnh hưởng đến đặc tính của dầu mới sau khi nạp dầu vào máy biến áp Việc kiểm tra và xử l dầu là công việc cải thiện dầu cách điện và kéo dài tuổi thọ của máy biến áp

Đối với giấy cách điện máy biến áp khi vận hành xảy ra quá trình lão hoá theo cơ chế như hình 1.5:

DUT.LRCC

Hình 1.5: Quá trình lão hóa giấy cách điện

Giấy cách điện có 03 cơ chế gây ra lão hoá chính đó là: quá trình oxy hóa, thủy phân và nhiệt phân Quá trình oxy hoá chiếm ưu thế ở nhiệt độ dưới 600

C, trong khi thuỷ phân thường xảy ra tại khu vực nhiệt độ từ 600C đến 1500C và quá trình nhiệt phân thường xảy ra ở nhiệt độ cao hơn 1500

Quá trình oxy hoá cellulose đƣợc diễn ra nhƣ hình 1.7:

Hình 1.7: Quá trình oxy hoá cellulose

Quá trình oxy hoá sẽ đƣợc bắt đầu khi nhóm hydroxyl trong cấu trúc cellulose bị tấn công bởi oxy làm suy yếu glycosidiclinkage Thông qua quá trình oxy hoá nhóm carbonyl và carboxyl đƣợc tạo ra là thứ yếu, sản phẩm lão hoá do độ ẩm tạo ra là sản phẩm chủ yếu và nhóm này thúc đẩy quá trình thuỷ phân trong giấy và dầu

Quá trình thuỷ phân cellulose đƣợc diễn ra nhƣ hình 1.8:

Hình 1.8: Quá trình thu phân cellulose

Thuỷ phân đƣợc biết nhƣ là cơ chế gây ra lão hoá giấy chính trong máy biến áp Quá trình này sẽ thúc đẩy glycosidicscission của chuổi cellulose và tạo ra các vòng glucose tự do nhƣ trong chuổi cellulose chỉ ra trong hình trên Trong nhiều giai đoạn của quá trình thuỷ phân các vòng glucose tự do sẽ dẫn đến sự hình thành hợp chất furanic nhƣ 2- furaldehyde và 5- hydroxymethyl furaldehyde

DUT.LRCC

Quá trình nhiệt phân cellulose được diễn ra như hình 1.9:

Hình 1.9: Quá trình nhiệt phân cellulose

Quá trình nhiệt phân được bắt đầu nếu máy biến áp vận hành ở nhiệt độ cao, nó được đề xuất 1400C là giới hạn nhiệt độ tối thiểu để diễn ra quá trình nhiệt phân Kết quả của quá trình này sẽ tạo ra độ ẩm và các loại khí như carbon monoxide, carbon dioxide

Thủy phân là sự phân hủy các thành phần hóa học bằng phản ứng với nước Nhiệt phân là phân hủy hay chuyển đổi các thành phần bởi nhiệt độ Và sự oxi hóa là

sự kết hợp chất với oxi, nhiệt độ, nước và oxi là tác nhân chính của việc suy giảm cách điện cũng như sự oxi hóa dầu

Các yếu tố thúc đẩy tốc độ lão hoá giấy:

a Nước: Giấy chứa 4% nước sẽ bị thoái hoá cao hơn 20 lần giấy khô như hình

1.10

Hình 1.10: Quá trình thoái hóa giấy

DUT.LRCC

b Oxy: Tốc độ oxy hoá sẽ giảm bởi một hệ số 16 lần nếu oxy trong hệ thống có

thể giảm từ 2000ppm xuống 300ppm, sự xuất hiện của oxy có thể làm tăng tốc độ lão hoá theo hệ số 2,5 đối với giấy có chứa 0,3 đến 5% nước như hình 1.11

Hình 1.11: Tốc đ oxy hóa giấy

c Axit: Tỷ lệ thoái hoá giấy phụ thuộc tỷ lệ phân ly của axit Tỷ lệ phân ly này

phụ thuộc vào khả năng của axit Các axit phân ly làm tăng nồng độ H+ trong hệ thống

và tăng tốc quá trình chuyển đổi polimer thành các monome (depolymerization) của giấy như hình 1.12

Hình 1.12: Quá trình depolymerization của giấy

-14.5 -13.5 -12.5

-16 -15 -14

20 mBar Cu

E in ≈ 74 kJ/mol

DUT.LRCC

Sản phẩm của quá trình lão hoá giấy tạo ra các loại khí chính carbon Monoxide (CO) và Carbon Dioxide (CO2) nhƣ hình 1.13

Hình 1.13: Quá trình lão hoá giấy tạo ra các loại kh CO và CO2

Axit có thể đƣợc tạo ra từ cả dầu và giấy thông qua cơ chế quá trình oxy hoá và thuỷ phân nhƣ hình 1.14

Hình 1.14: Quá trình oxy hoá và thu phân giấy 1.2.2.2 Sự nhiễm ẩm[7]

Có 3 nguồn dẫn đến hàm lƣợng ẩm trong cách điện máy biến áp tăng bao gồm: Hơi ẩm còn dƣ trong thành phần cấu trúc giấy không đƣợc loại trừ trong giai đoạn sấy khô khi sản xuất tại nhà máy; hơi ẩm xâm nhập từ không khí bên ngoài; các yếu tố làm lão hóa giấy cách điện và dầu cách điện trong máy biến áp Hình 1.15 mô tả các tình trạng nhiễm ẩm của máy biến áp

DUT.LRCC

Hình 1.15: Cơ chế nhiễm ẩm của MBA

Nguồn chính của sự nhiểm ẩm là hơi ẩm không khí, sự xâm nhập cơ học là theo dòng không khí ẩm hoặc nước xuyên qua lỗ rò nhỏ dưới sự chênh lệch áp lực Một lượng lớn nước có thể hút vào trong máy biến áp trong thời gian ngắn, khi có sự chênh lệch áp suất bên trong máy và bên ngoài máy biến áp (có thể do quá trình xử l máy biến áp tại công trường hoặc khi có sự giảm nhiệt độ đột ngột mà gây ra bởi mưa) và hơi ẩm có thể xuyên qua những điểm hàn không tốt (liên quan đến độ kín máy biến áp)

Hơi ẩm của cách điện trong quá trình tiếp xúc với không khí là hệ số quan trọng Lão hóa có thể sinh ra một lượng nước lớn nếu cách điện được gia tăng nhiệt độ và bị phá hủy đáng kể Trong trường hợp này nước được di chuyển một cách cơ bản từ vùng lân cận của một số điểm trong cuộn dây Sự phát tán hơi ẩm trong đời sống máy biến

áp không đều nhau Hầu hết nước được lưu trữ trong cấu trúc mỏng vận hành ở nhiệt

độ dầu cao (20% - 30% tổng khối cách điện máy biến áp) Tham số về sự cân bằng hơi

ẩm phụ thuộc vào cấu trúc của giấy cách điện (khác nhau đối với giấy Kraft và đối với tấm bìa ép), nhiệt độ, sự có mặt của khí, nước trong dầu và độ hòa tan

Trong vận hành một trong những nguyên nhân chính gây ra nước bên trong máy biến áp là quá trình lão hoá giấy cách điện Một trong những sản phẩm chính của lão hoá giấy là nước Nước có thể được tạo ra bởi quá trình oxy hoá, thuỷ phân và tạo ra một quá trình tự động xúc tác Nước là kết quả của quá trình cắt chuỗi phân tử cellulose Nguồn chính tạo ra nước phát sinh bên trong máy biến áp có nguồn gốc từ giấy chứ không phải từ dầu như hình 1.16

DUT.LRCC

Hình 1.16: Quá trình cắt chuỗi phân tử cellulose

Hàm lượng nước ở bề mặt chất cách điện thấp hơn trong tấm bìa ép vì nhiệt độ ở trong cao hơn Tuy nhiên, ảnh hưởng của nhiệt độ làm cho sự phát tán không đều lượng nước trong các lớp cách điện (tập trung nhiều ở lớp ngoài) Khi dầu bị oxi hóa

sẽ làm tăng 1 lượng các sản phẩm của sự lão hóa, đặc tính hòa tan nước cũng tăng lên Hiện tượng nhiễm ẩm nặng là nguyên nhân dẫn đến các hư hỏng trong MBA

1.2.2.3 Sự nhiễm bẩn dạng hạt

Nguồn gốc của các hạt là đa tạp Sợi cenlulo, sắt, nhôm, đồng và các hạt khác là kết quả của quá trình sản xuất và xuất hiện trong dầu máy biến áp Lão hóa trong quá trình sử dụng bình thường và nhiệt độ quá tải hình thành những hạt bụi bẩn Khi có hiện tượng quá nhiệt trên 500°C có thể là dấu hiệu của sự hình thành cacbon Ngoài ra, các hạt cacbon sinh ra trong bộ chuyển đổi điều áp dưới tải có thể di chuyển qua chỗ

rò rỉ, hỏng hóc trong buồng dầu để nhiễm sang những phần khác Nguồn tiêu biểu của hạt kim loại trong dầu máy biến áp là do sự hao mòn bạt đệm của động cơ bơm dầu tuần hoàn Sự nhiễm bẩn dạng hạt là nhân tố lớn của sự suy giảm độ bền điện môi của cách điện máy biến áp và sự khử các hạt là công đoạn quan trọng nhất của việc xử l dầu

1.2.2.4 Suy giảm đ bền điện môi[6]

Với máy biến áp mới, cường độ điện môi phụ thuộc kết cấu cách điện được xác định bằng các thử nghiệm điện môi, để xác định độ dư an toàn của độ bền cách điện máy biến áp so với các điều kiện vận hành dự kiến Độ dư an toàn này có thể bị suy giảm do bị nhiễm bẩn nước và các thành phần bụi bẩn do sự xuống cấp dầu, hoặc sự xuất hiện các bọt khí tự do thoát ra từ cách điện ướt quá bão hòa Sự xuống cấp này có thể dẫn đến hiện tượng phóng điện theo chu kỳ trên bề mặt cách điện Việc đánh giá

DUT.LRCC

yếu tố này đòi hỏi phải theo dõi liên tục các lượng cực nhỏ thành phần khí do phóng điện tạo ra và hòa tan trong dầu

Hình 1.17: Cơ chế suy giảm cách điện của MBA

1.2.2.5 Điểm phát nóng cục b

Độ ổn định nhiệt của máy biến áp được chứng minh một phần bằng thử nghiệm nhiệt thực hiện khi mua máy, nhưng cũng còn có thể căn cứ vào quá khứ vận hành của máy Khi máy biến áp lão hóa dần, các điểm nóng có thể sẽ phát triển do có những điểm kết nối không chặt hoặc việc làm mát bị suy giảm cục bộ do có sự chuyển vị cuộn dây máy biến áp hay trương nở cách điện Các điểm phát nóng bất thường trên dây dẫn, trên các điểm đấu nối dây dẫn với sứ xuyên, với OLTC hoặc trong kết cấu cách điện sẽ làm phát sinh khí hòa tan vào trong dầu Có thể phát hiện các điểm nóng cục bộ này nhờ bộ cảm biến đặt dọc theo đường tuần hoàn dầu

1.2.2.6 Sự lão hóa dầu và nhiễm bẩn sứ bên trong

Phóng điện qua phần bên trong của đầu sứ MBA là kết quả của hiện tượng lão hóa rất đặc trưng trong sứ xuyên Quá trình phá hủy hình thành và phát triển bên trong kênh dầu giữa lõi và phần sứ bên dưới

Cường độ điện trường trong kênh dầu và giữa các bề mặt của các chi tiết đầu lõi

và trong ống sứ phụ thuộc vào hai yếu tố: thiết kế cách điện của sứ xuyên và cách bố trí của đầu sứ xuyên so với các bộ phận được tiếp đất và cuộn dây Việc hình thành chất cặn bán dẫn trên mặt trong của phần sứ bên dưới và xác định rằng nó làm giảm độ

dự trữ an toàn điện môi trong không gian cách điện, dẫn đến phóng điện bề mặt trong

DUT.LRCC

của sứ xuyên

a Quá trình phá hủy

Dầu bị xuống cấp, hình thành các sản phẩm phân hủy dầu, đặc biệt là các chất keo có chứa các nguyên tử kim loại; hình thành và phát triển các chất có hoạt tính bề mặt dạng anion và nước liên kết (hydrate);

Lắng đọng các chất bán dẫn trên bề mặt dưới tác dụng của điện trường;

Biến dạng điện trường, thay đổi sự phân bố điện áp dọc theo sứ; giảm độ bền điện môi của dầu do sự chuyển đổi của nước liên kết sang trạng thái hòa tan và các loại hạt

Phóng điện bề mặt, phát tỏa khí và phóng điện vòng

b Hiệu ứng điện của việc lắp đặt sứ xuyên

Sứ xuyên đặt gần các phần tử tiếp đất có thể làm tăng cường độ điện trường 20%

- 25% và làm biến dạng về cơ bản điện trường bên trong

Trong một số trường hợp, có một khối lượng lớn dầu chịu ứng suất điện, điều này rất nhạy cảm đối với sự nhiễm bẩn dầu Độ dự trữ an toàn điện môi của bộ sứ xuyên được xác định bởi độ bền điện môi của kênh dầu giữa lõi và sứ Giảm độ bền điện môi của dầu có thể làm giảm độ dự trữ an toàn này xuống mức giới hạn và tăng cường hoạt động phóng điện cục bộ (PD) Điện trường tác động lên các phản ứng hóa học trong dầu và tạo điều kiện để các chất keo nhanh đông kết

c Điện trư ng trên bề mặt sứ xuyên bẩn sẽ hút và giữ các hạt dẫn điện trong dầu MBA

d Hiệu ứng nhiệt của MBA

Nhiệt tỏa ra từ thùng dầu của MBA quyết định nhiệt độ không khí xung quanh đầu sứ xuyên bên ngoài thùng dầu

e Dầu MBA cũng là nguồn nhiệt ch nh làm nóng sứ xuyên

Ngoài ra, còn hai nguồn nhiệt nữa, đó là tổn hao điện môi trong lõi và tổn thất

điện trở trong ty sứ Tổn thất điện trở này không ảnh hưởng lớn đến sự phân bố nhiệt

độ nếu dòng điện qua ty sứ nhỏ hơn 0,5 giá trị dòng điện danh định Sự trao đổi nhiệt chủ yếu diễn ra trong kênh dầu giữa lõi và sứ, đặc biệt mạnh ở phần gần với đáy của các ống lắp đặt gần với lớp dầu bên trên của MBA Tại đây, dòng đối lưu chảy xuống tiến gần với bề mặt của lõi Đôi chỗ, nhiệt độ lớn nhất của dầu trong sứ xuyên có thể bằng nhiệt độ của lớp dầu trên cùng, thậm chí còn có thể cao hơn

f Quá trình làm mát dầu trong ống sứ có tác dụng thúc đẩy sự hình thành các chất keo

Ảnh hưởng của loại dầu và t nh tương th ch của dầu với các vật liệu khác

Theo kết quả thử nghiệm trong phòng thí nghiệm trên rất nhiều mẫu sứ xuyên

DUT.LRCC

cho thấy sự suy giảm mức cách điện của sứ xuyên trên thực tế chỉ xảy ra với loại dầu được xử l bằng axit có hàm lượng carbua hydro thơm tương đối cao (CA = 17%), với các đặc tính sau: rất háo nước, hàm lượng nước liên kết cao; điểm anilin 71°C có tác dụng thúc đẩy sự tương tác với các vòng đệm cao su, đặc biệt là với tác nhân tạo dẻo,

và có xu hướng hình thành các sản phẩm lão hóa phân cực và bùn cặn Cũng thấy rằng các loại vòng đệm chịu dầu lại có các ảnh hưởng khác nhau đối với quá trình tăng tốc lão hóa dầu Đặc biệt là các vòng đệm có chứa tác nhân hoá dẻo có thể góp phần làm suy giảm chất lượng dầu và có tác dụng thúc đẩy hình thành các chất lắng đọng bán dẫn trên mặt sứ

Chế đ hư hỏng do bẩn mặt ngoài sứ

Kinh nghiệm cho thấy rằng độ bền điện môi của phần dầu trong sứ xuyên cao áp

có thể rất nhạy cảm với dầu MBA nhiễm bẩn các hạt dẫn điện Đã có nhiều trường hợp được ghi nhận liên quan với sự tụ bám cacbon lên phần dưới của sứ mà nguyên nhân ban đầu là sự quá nhiệt cục bộ của lõi, và sự tụ bám các hạt sắt lên mặt sứ do mài mòn các ổ trục máy bơm tạo ra Sự hình thành các chất keo chứa hạt kim loại gây nên bởi quá trình lão hóa dầu với cao su và các hạt kim loại của MBA cũng được coi là một nguyên nhân rất đặc trưng của hiện tượng nhiễm bẩn sứ

g Sự suy giảm của dầu trong vận hành

Đối với dầu máy biến áp khi vận hành xảy ra quá trình lão hoá theo cơ chế như hình 1.18:

Hình 1.18: Cơ chế của quá trình lão hoá dầu

DUT.LRCC

Nước: nước trong dầu là sản phẩm của quá trình oxi hóa hoặc sự phân hủy của cellulose, hoặc là bị xâm nhập vào máy trong quá trình sửa chữa, hoặc xâm nhập vào khi MBA thở Độ hoàn tan của nước trong dầu tùy thuộc vào nhiệt độ và độ pH Nếu như đạt đến điểm bão hóa thì có thể nhìn thấy các đám mây hoặc bọt nước

Khi hơi ẩm cao, tuổi thọ của cách điện giảm, và do đó tuổi thọ của thiết bị giảm, do đó cần phải có biện pháp xử l sớm để giảm hơi ẩm Nước tự do thì có thể kiểm tra bằng mắt, trong khi thành phần nước hòa tan thì phải kiểm tra bằng các dụng cụ thí nghiệm Cần lưu rằng nước trong hệ thống cách điện giấy và dầu luôn ở trạng thái cân bằng phụ thuộc vào nhiệt độ Điều này có nghĩa là hơi ẩm sẽ di chuyển trong giấy cách điện vào dầu khi nhiệt độ tăng và ngược lại Giấy cách điện tại những vùng lạnh hơn sẽ ướt hơn tại những vùng nóng

Các hạt: Các chất nhiễm bẩn trong dầu là các hạt xuất hiện trong dầu do sửa chữa, bảo dưỡng, hoặc là có trong thiết bị là sản phẩm của quá trình sinh hồ quang Các chất nhiễm bẩn này, đặc biệt nếu có thêm hơi nước, sẽ làm giảm độ bền cách điện của dầu Có thể dùng máy đếm hạt để kiểm soát các hạt này

Oxi hóa: Sự oxi hóa dần dần của dầu trong các thiết bị là quá trình tự nhiên khi dầu tiếp xúc với không khí Nếu nhiệt độ dầu tăng thì tốc độ oxi hóa sẽ tăng Việc kiểm tra các thông số như màu sắc, độ axit, hơi ẩm, hệ số phân tán điện môi (DDF) sẽ cung cấp thông tin về sự oxi hóa dầu

Chọc thủng điện môi: Dầu có thể bị suy giảm chất lượng do khí và các sản phẩm hồ quang, ví dụ như các hạt carbon, gây ra bởi hồ quang điện Các chất nhiễm bẩn này tăng tốc độ oxi hóa và làm giảm độ bền cách điện của dầu Tiêu chuẩn này thường được dùng với dầu trong OLTC

Quá nhiệt: Bất cứ dạng nào của quá nhiệt, cục bộ hoặc toàn thể, sẽ làm tăng tốc

độ oxi hóa và do đó làm suy giảm chất lượng dầu Có thể kiểm tra quá nhiệt bằng cách dùng thử nghiệm phân tích khí hòa tan trong dầu (DGA)

1.3 Kết luận

 Các hỏng hóc và tuổi thọ máy biến áp phụ thuộc rất lớn vào quá trình hoá học xảy ra khi vận hành máy biến áp chủ yếu liên quan đến quá trình gây lão hoá dầu và giấy cách điện

 Khi nắm rỏ các tác nhân gây nên quá trình lão hoá, cơ chế gây ra lão hoá như: quá trình oxy hóa, thủy phân và nhiệt phân Các yếu tố thúc đẩy tốc độ lão hoá, các nguyên nhân gây ra các quá trình này Từ đó mới có các giải pháp hợp l trong quá trình thiết kế, vận hành, bảo dưỡng, sửa chữa máy biến áp đảm bảo nâng cao tuổi thọ, hạn chế thấp nhất những rủi ro có thể xảy ra

DUT.LRCC

CHƯƠNG 2 CÁC NGUYÊN NHÂN CH NH PHÁT SINH KH HÕA TAN TRONG DẦU PHƯƠNG PHÁP PHÂN T CH KH HÕA TAN TRONG DẦU CÁC

HẠNG MỤC TH NGHIỆM DẦU MÁY BIẾN ÁP

2.1 Tổng quan dầu cách điện máy biến áp

2.1.1 u tạo dầu cách điện

Dầu cách điện dùng trong MBA là chất hữu cơ, được chế tạo từ dầu khoáng Sau khi lọc, dầu rất thuần khiết và chỉ gồm các Hydro cacbon kết hợp lại với nhau thành chuỗi, cấu tạo phân tử tổng quát của dầu cách điện là:C n H 2n+2 với n = 20÷40

2.1.2 ác chức năng chính của dầu

Trong MBA, dầu có các chức năng chính sau:

2.1.4 ác yếu tố ảnh hưởng ch t lượng dầu cách điện trong vận hành

2.1.4.1 Sự ôxy hóa trong dầu cách điện

Dầu cách điện sau khi đã dùng lâu trong thiết bị, những tính chất ban đầu dần dần trở nên xấu đi, hiện tượng này gọi là quá trình già hóa dầu Nguyên nhân cơ bản làm dầu già hóa là do tác dụng của ôxy trong không khí với dầu hay còn gọi là hiện tượng dầu bị ôxy hóa

2.1.4.2 Ảnh hưởng của nước

- Nước làm giảm điện áp phóng điện của dầu rất nhiều Ví dụ dầu có hàm lượng

ẩm 10ppm có điện áp phóng đến 90kV/2,5mm sẽ giảm chỉ còn 30kV/2,5mm khi dầu

DUT.LRCC

- Khi trong dầu có nước, sự tiếp xúc giữa dầu và sắt sẽ tăng làm dầu mau già, ví

dụ khi dầu ở lõi sắt máy biến áp có nước, cặn dầu sẽ tăng lên rất nhanh so với khi trong dầu không có nước Nếu trong dầu có axít thấp phân tử lại có nước, kim loại càng mau bị ăn mòn

2.1.4.3 Ảnh hưởng của không kh

Trừ trường hợp dùng biện pháp đặc biệt, trong vận hành, dầu khó mà tránh được tiếp xúc với không khí xy trong không khí ôxy hóa dầu Tăng bề mặt tiếp xúc của dầu với không khí thì có thể tăng tốc độ ôxy hóa dầu nghĩa là làm dầu mau già hóa Bọt khí làm giảm chất lượng vận hành của máy biến áp, dễ tạo ra các phóng điện cục

bộ

2.1.4.4 Ảnh hưởng của việc bổ sung dầu

Việc bổ sung dầu không đúng qui trình làm cho chất lượng dầu trong máy biến

áp giảm đi như bổ sung dầu kém phẩm chất, trong quá trình bổ sung làm cho không khí và hơi ẩm hấp thụ vào trong máy biến áp Hiện nay các loại dầu mới của các hãng khác nhau có thể pha trộn được với nhau, vì vậy chỉ còn lại vấn đề kiểm tra dầu trước khi pha trộn và bổ sung đúng qui trình

2.1.4.5 Ảnh hưởng của vật liệu cách điện rắn

Vật liệu cách điện rắn có loại không ảnh hưởng gì đối với dầu, có loại ảnh hưởng với mức độ khác nhau đối với dầu Kết quả thực nghiệm chứng minh rằng ảnh hưởng rất lớn đối với dầu là chất cách điện loại sơn, rồi đến vật liệu xenlulo, cho nên phải chú chọn vật liệu cách điện

2.1.4.6 Ảnh hưởng của chế đ vận hành máy biến áp

Các trường hợp không bình thường như khi thiết bị vận hành quá tải, quá nhiệt cục bộ, ngắn mạch cuộn dây v.v Có thể làm giảm nhiệt độ chớp cháy của dầu, tăng độ axít, tách ra các sản phẩm làm chất lượng dầu giảm đi nhiều Cho nên khi thiết bị phát sinh sự cố, phải thí nghiệm chất lượng dầu

DUT.LRCC

2.1.5 iêu chu n dầu biến áp

Theo quy định 623/ĐVN/KTNĐ ngày 23/5/1997 của Tổng công ty Điện lực Việt Nam nay là Tập đoàn điện lực Việt Nam, thì tiêu chuẩn dầu biến áp mới và dầu MBA trong vận hành như bảng 2.1

Bảng 2.1 Tiêu chuẩn dầu MBA [2]

trong 1g dầu không quá 0,02 0,25

4 Hàm lượng axit và kiềm hoà

tan trong nước Không có 0,1 mg KOH

Giảm không quá 50

C so với lần phân tích trước

7

Khối lượng cặn không quá,%

- Trị số axít dầu sau ôxy hoá

mg KOH trên 1g dầu không

quá

0,01 0,10

Không thử Không thử

8 Chỉ số natri không quá 0,4 Không thử

9 Độ nhớt động m3/s không

lớn hơn ở 200C ở 500C

28 9,0

Không thử Không thử

2,0

DUT.LRCC

2.2 Các nguyên nhân chính phát sinh khí hòa tan trong dầu MBA

Khí hòa tan trong dầu phát sinh chủ yếu do sự phân hủy dầu và giấy cách điện dưới tác động nhiệt và điện bên trong máy biến áp

2.2.1 Sự phân hủy dầu do nhiệt và điện

Dưới tác động của nhiệt và điện các phân tử hydrocacbon của dầu khoáng bị phân hủy hình thành các hydro hoạt tính và các phân đoạn hydro ngắn hơn, các phân đoạn này có thể kết hợp với phân đoạn khác để hình thành các khí như: H2, CH4, C2H6,

C2H4, C2H2 Tất cả các hydrocacbon trong dầu dưới tác động của nhiệt, phân hủy thành các sản phẩm không thay đổi Tốc độ tạo khí có thể được tính toán ở bất kỳ nhiệt

độ nào, từ đó ta có thể nhận được quan hệ giữa sự tạo khí và nhiệt cho mỗi khí Hình 2.1, mô tả cụ thể quan hệ giữa sự tạo khí và nhiệt độ

Hình 2.1: Lượng kh phát sinh theo nhiệt đ phân hủy dầu cách điện

2.2.2 Sự phân huỷ cách điện rắn (gi y cách điện) do nhiệt và điện

Dưới tác động của nhiệt và điện giấy cách điện bị phân huỷ và các khí CO và

CO2 là sản phẩm chính cùa sự nhiệt phân giấy Tuỳ theo mức độ nhiệt phân mà lượng khí này nhiều hay ít

2.3 Tổn quan phương pháp phân tích khí hòa tan trong dầu MBA

2.3.1 Phương pháp phân tích khí hòa tan trong dầu (DG )

Phương pháp phân tích khí hòa tan trong dầu DGA là phương pháp phổ biến và được ứng dụng rộng rãi để dự báo sự cố có thể xảy ra đối với máy biến áp Đó là dấu hiệu đầu tiên có thể nhận biết được hư hỏng cách điện và dầu, quá nhiệt, các điểm nóng phóng điện cục bộ và hồ quang Kết quả phân tích khí hòa tan trong dầu sẽ cung

DUT.LRCC

cấp các thông tin cần thiết trong việc bảo trì và sửa chữa máy biến áp Các khí có liên quan đến lỗi xảy ra, cụ thể là khí: H2, CO2, CO, C2H6, CH4, C2H4, C2H2, được gọi chung là khí chuẩn đoán

Sự sinh khí trong dầu máy biến áp tuân theo những quy luật nhất định Vì vậy, phương pháp phân tích khí hòa tan trong dầu là phương pháp chẩn đoán máy biến áp khá chính xác với ưu điểm là không phải cắt điện máy biến áp mà chỉ cần lấy mẫu dầu lúc máy biến áp đang vận hành

Với các dữ liệu do phân tích khí hòa tan trong dầu, công việc chẩn đoán dựa trên nhiều phương pháp khác nhau, phương pháp phân tích hàm lượng khí hòa tan trong

dầu theo quy định 0020/QĐ-EVNNPT, ngày 8/1/2018 của Tổng công ty Truyền tải

điện Quốc gia ban hành, có phương pháp đã được chuẩn hóa như IEC 60599, phương pháp tổng hàm lượng khí cháy hòa tan (TDGA), Phương pháp khí chính (Key gas), phương pháp tỷ số Roger, phương pháp tam giác Duval, phương pháp sử dụng đồ thị trực quan như công nghệ chẩn đoán Nhật Bản, phương pháp theo tiêu chuẩn Liên bang Nga РД 153-34.0-46.302-00… Việc chẩn đoán phát hiện hư hỏng sớm không chỉ dựa vào số liệu hiện tại, mà là một quá trình theo dõi, tiên lượng trên những số liệu khoa học, là kết quả đúc kết kinh nghiệm trong quá trình làm việc lâu dài, học tập kinh nghiệm trên thế giới và áp dụng vào thực tế với từng đối tượng cụ thể

2.3.1.1 Theo quy đ nh 0020/QĐ-EVNNPT ngày 8/1/2018 của Tổng công ty

Truyền tải điện quốc gia về phân t ch kh hòa tan trong dầu[3]

Thông qua kết quả phân tích sắc k khí có thể đánh giá tình trạng MBA bằng cách so sánh kết quả phân tích sắc k khí với giá trị ngưỡng cho phép và theo tốc độ tăng hàm lượng khí trong dầu, có thể chẩn đoán được nguyên nhân sinh ra các khí thành phần để đề ra biện pháp cần thiết, trường hợp nguy hiểm có thể ngừng vận hành MBA tránh để xảy ra sự cố: Tuân thủ áp dụng bảng các giá trị an toàn của các khí hòa tan theo Quy trình vận hành -sửa chữa MBA ban hành kèm theo Quyết định số 623ĐVN/KTNĐ ngày 23/5/1997 của Tổng công ty Điện lực Việt Nam

Bảng 2.2 Quy đ nh hàm lượng kh hòa tan trong dầu MBA[3]

DUT.LRCC

Xác định tính chất khiếm khuyết MBA theo bảng 2.3:

Bảng 2.3 T nh chất khiếm khuyết MBA theo t lệ hàm lượng cặp kh H2, CH4, C2H2,

C2H4 và C2H6 hoà tan trong dầu [3]

СН4 Н2

С2Н4 С2Н6

<0,1 <0.1 <1 Phóng điện trong các khoảng khí tạo ra

bởi dầu không thấm hết hoặc ẩm cách điện

4

Phóng điện năng

lƣợng thấp >0,1

0,1-1 1-3

Phát tia lửa điện liên tục trong dầu giữa các chỗ nối điện thế khác nhau hoặc điện thế trôi Chọc thủng dầu giữa các chất liệu

dây hoặc giữa các bối dây với đất

DUT.LRCC

СН4 Н2

С2Н4 С2Н6

6 Khuyết tật nhiệt độ

thấp (<150°С)

<0.1

0.1-1 1-3 Quá nhiệt dây dẫn điện

7

Khuyết tật tăng nhiệt

trong khoảng nhiệt độ

Khuyết tật tăng nhiệt

trong khoảng nhiệt

của điểm nóng

9

Khuyết tật tăng nhiệt

trong khoảng nhiệt

độ cao (>700°С )

<0.1 >1 >3

Điểm nóng trong lõi từ; quá nhiệt đồng

do dòng Phucô, tiếp điểm kém; dòng quẩn trong lõi từ hoặc vỏ máy

Nếu hư hỏng không liên quan đến cách điện cứng thì:

5 < CO2/CO < 13

Nếu hư hỏng liên quan đến cách điện cứng thì

CO2/CO < 5 hoặc CO2/CO > 13

Nếu theo kết quả phân tích khí Ai < Aghi và vi < 10 %/tháng (Ai – Hàm lượng khí i trong dầu MBA; Aghi - Ngưỡng giới hạn hàm lượng khí i trong dầu MBA;vi-Vận tốc tương đối tăng hàm lượng khí i trong dầu MBA) thì chứng tỏ MBA không có khiếm khuyết, việc thí nghiệm hàm lượng khí thực hiện định kỳ theo quy định Vận tốc tuyệt đối tăng hàm lượng khí i trong dầu xác định theo công thức sau:

Phân tích điều kiện vận hành của MBA có tính đến các yếu tố làm sinh khí trong dầu

Xác định dạng và tính chất khiếm khuyết theo tiêu chí tỉ lệ hàm lượng cặp khí hoà tan trong dầu MBA

Nếu tốc độ sinh khí tương đối vi tăng thì thời hạn thí nghiệm khí trong dầu phải giảm đi và tiếp tục xác định dạng và tính chất khiếm khuyết và tính vi

Nếu Ai > Aghi và vi > 10 %/tháng và vi tiếp tục tăng thì phải có kế hoạch tách MBA ra khỏi vận hành

Nếu Ai > Aghi và vi không thay đổi và < 10 %/tháng thì tiến hành lọc dầu MBA Sau lọc dầu nếu hàm lượng khí hoà tan trong dầu giữ ở dưới ngưỡng giới hạn và không tăng điều đó chứng tỏ không có khiếm khuyết trong MBA và thực hiện các hạng mục thí nghiệm định kỳ theo quy định Còn nếu sau lọc đầu vi > 10%/tháng thì phải có kế hoạch tách MBA ra khỏi vận hành, vi < 10%/tháng thì vẫn tiếp tục vận hành nhưng phải tăng cường giám sát hàm lượng khí trong dầu

Nếu Ai > Aghi và vi ≤ 0, thì cần xem xét ảnh hưởng của các yếu tố trong vận hành còn nếu không có các yếu tố này thì chứng tỏ khuyết tật MBA phát triển vào sâu bên trong (cháy tiếp điểm chuyển nấc, tấm thép lõi từ, ốc đai gông từ…)

Đối với MBA có bộ chuyển nấc dưới tải thì phải xem xét đặc điểm cấu trúc của

bộ điều áp và phân tích khí trong dầu của cả khoang chuyển nấc để xác định khả năng thẩm thấu khí từ khoang chuyển nấc sang khoang thùng dầu chính Trong trường hợp hàm lượng một hoặc vài khí trong dầu ở khoang chuyển nấc và khoang thùng dầu chính như nhau thì chứng tỏ có dịch chuyển khí từ khoang chuyển nấc sang khoang máy, phải kiểm tra lại tiếp điểm chuyển nấc và độ kín giữa hai khoang

Trong trường hợp nghi ngờ có khiếm khuyết trong MBA, để cân nhắc việc có cho vận hành MBA nữa hay không cần phải xem xét các yếu tố như sau: Khả năng sinh khí là do nguyên nhân khác chứ không phải khiếm khuyết trong MBA (do hư hỏng làm mát, hỏng hệ thống bảo vệ dầu và các nguyên nhân khác); Những đặc thù của vận hành MBA; Các khuyến cáo của nhà sản xuất

DUT.LRCC

Chẩn đoán dạng hư hỏng theo khí thành phần cơ bản theo bảng 2.4

Bảng 2.4 Các Dạng hư hỏng MBA theo kh thành phần cơ bản trong dầu

- Quá nhiệt dẫn

tới phân hủy dầu

- Tạo thành khí ethylen, methan cùng với lượng nhỏ hydrogen

- Tạo thành hydrogen và methan cùng với một lượng nhỏ ethan

và ethylen Nếu xuất hiện CO và CO2 do phóng điện qua giấy cách điện

- Khí chính:Hydrogen

- Phóng hồ quang

điện trong dầu

- Tạo thành một lượng lớn khí hydrogen và acetylen cùng với một lượng đáng kể methan và ethylen Nếu xuất hiện CO và CO2 do phóng hồ quang điện qua giấy cáchđiện

- Khí chính:acetylen

2.3.1.2 Theo phương pháp kh ch nh (Key gas method) [8]

Phương pháp khí chính xác định khí chính cho từng loại lỗi và sử dụng phần trăm của khí này để chẩn đoán lỗi Các loại khí chính được hình thành do sự xuống cấp của dầu và giấy cách điện là hydro (H2), metan (CH4), ethane (C2H6), ethylene (C2H4), acetylene (C2H2), Carbon monoxide (CO) và oxy (O2) Ngoại trừ carbon monoxide và oxy, tất cả các loại khí khác được hình thành từ sự xuống cấp của chính dầu Carbonmonoxide, carbon dioxide (CO2) và oxy được hình thành từ sự suy giảm của chất cách điện xenlulo (giấy) Xác định dạng hư hỏng MBA theo thành phần khí chính tham khảo bảng 2.5

6 CO ≥ 1,000 ppm Phân hủy do quá nhiệt

7 CO2 ≥ 10,000 ppm Phân hủy do quá nhiệt

8 TDCG ≥ 500 ppm Phân hủy, cần theo dõi

DUT.LRCC

2.3.1.3 Theo phương pháp tỉ số Roger (Roger ratio method) [2]

Các hệ số được tính khi có 2 khí vượt quá giới hạn cho phép (Loại trừ CO và CO2) được cho như bảng 2.6

Bảng 2.6 Tỉ số các thành phần kh khi phân t ch kh hòa tan trong dầu

1 Giảm chất lượng dầu thông thường (già hoá )

2 Phóng điện cục bộ với năng lượng nhỏ trong những bọt khí của dầu cách điện

3 Điểm nóng: Quá nhiệt ở mức độ thấp (1500

)

4 Điểm nóng: Quá nhiệt (150-2000

C)

5 Điểm nóng: Quá nhiệt (200-3000C)

6 Quá nhiệt dây dẫn nói chung

DUT.LRCC