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

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN TRỌNG TÀI

C
C

NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ TÌNH TRẠNG
LÀM VIỆC CỦA MÁY BIẾN ÁP 500KV TẠI
TRẠM BIẾN ÁP 500KV PLEIKU

R
L
T.

DU

DỰA TRÊN CƠ SỞ GIÁM SÁT DẦU ONLINE

LUẬN VĂN THẠC SĨ
KỸ THUẬT ĐIỆN

Đà Nẵng - Năm 2020


ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN TRỌNG TÀI

NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ TÌNH TRẠNG
LÀM VIỆC CỦA MÁY BIẾN ÁP 500KV TẠI

C
C

R
L
T.

TRẠM BIẾN ÁP 500KV PLEIKU

DỰA TRÊN CƠ SỞ GIÁM SÁT DẦU ONLINE

DU

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số
: 8520201

LUẬN VĂN THẠC SĨ

NGƢỜI HƢỚNG DẨN KHOA HỌC:
TS. ĐOÀN ANH TUẤN

Đà Nẵng - Năm 2020


i

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 cơng 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 cơng trình nào khác.
Tác giả luận văn

C
C

Nguyễn Trọng Tài

DU

R
L
T.


ii
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

Trƣờng Đại học Bách khoa - ĐHĐN

Khóa: K37

TĨM 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 mơi trƣờng nhƣ
nhiệt độ, độ ẩm. Dƣới 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 hƣ hỏng hoặc làm suy giảm tuổi thọ của máy biến áp.
Ngày nay, cùng với sự phát triển của cơng nghệ cũng nhƣ địi hỏi ngày càng cao của ngƣời sử dụng
điện, đánh giá và giám sát chất lƣợng 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
ngƣời trực nhằm tăng năng suất lao động.
Để đánh giá tình trạng làm việc của máy biến áp thơng qua các các khí hịa tan của các máy biến
áp lực trong lƣới điện truyền tải theo tiêu chuẩn hiện hành của ngành điện Việt Nam nhằm mục đích
phán đốn, phát hiện, dự báo các hỏng hóc ban đầu. Chính vì lẽ đó tơi 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 cơng tác vận hành tại trạm để từ đó có kế hoạch bảo dƣỡng, 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 hịa tan trong dầu, trạm biến áp 500 kV Pleiku.

C
C

R
L

T.

DU

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.


iii

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

C
C

R
L
T.

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

DU

CHƯƠNG 2. CÁC NGUYÊN NHÂN CHÍNH PHÁT SINH KHÍ HỊA TAN

TRONG DẦU, PHƯƠNG PHÁP PHÂN TÍCH KHÍ HỊA 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 hịa 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 hịa tan trong dầu MBA .............................. 22
2.3.1. Phương pháp phân tích khí hịa tan trong dầu (DGA) .................................. 22


iv
2.3.2. Cơng nghệ phân tích khí hịa 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 hồ tan trong dầu MBA ........................ 36
2.4.9. Thí nghiệm kháng ơxi hố dầu MBA. .......................................................... 37
2.4.10. Phân tích khí hồ tan trong dầu MBA ........................................................ 37
2.5. Kết luận................................................................................................................... 38

C
C

CHƯƠNG 3. PHƯƠNG PHÁP GIÁM SÁT MÁY BIẾN ÁP BẰNG CƠNG
NGHỆ PHÂN TÍCH KHÍ HỊA 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 hịa 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

R
L
T.

DU

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

4.1. Mở đầu .................................................................................................................... 54
4.2. Xây dựng chương trình “chẩn đốn tình trạng MBA qua phân tích hàm lượng
khí hòa tan trong dầu” ................................................................................................... 54


v
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 đốn tình trạng MBA qua phân tích hàm lượng khí hịa tan trong dầu”............. 61
4.3.1. Mơ phỏng Q trình già hóa cách điện bình thường .................................... 62
4.3.2. Mô phỏng trường hợp Quá nhiệt cục bộ ....................................................... 63
4.3.3. Mơ phỏng trường hợp Phóng điện cục bộ .................................................... 65
4.3.4. Kết luận ......................................................................................................... 66
4.4. Áp dụng chương trình “chẩn đốn tình trạng MBA qua phân tích hàm lượng
khí hịa 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 đốn 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

C
C

R
L
T.

DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO
QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN (Bản sao)

DU


vi

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
DGA
GC
LCD
MBA
OLTC
PGA
PD
PAS
TDCG

: Phân tích khí hịa tan (Dissolved Gas Analysis)
: Cơng nghệ sắc ký khí (Gas chromatography)
: Màn hình tinh thể lỏng (Liquid Crystal Display)
: Máy biến áp
: Bộ điều áp dưới tải
: Photoacoustic Gas Analyser
: Bộ phóng điện cục bộ (Partial Discharge)
: Cơng nghệ quang phổ (Photo Acoustic Spectroscopy)
: Tổng hàm lượng khí hịa tan (Total dissolved combustible gases)

C

C

DU

R
L
T.


vii

DANH MỤC CÁC BẢNG
Số hiệu
bảng

Tên bảng

Trang

2.1.

Tiêu chuẩn dầu MBA

21

2.2.

Quy định hàm lượng khí hịa tan trong dầu MBA

23

2.3.

Tính chất khiếm khuyết MBA theo tỷ lệ hàm lượng cặp khí
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 hịa tan trong dầu

28

2.7.

Các dạng sự cố

28

2.8.

Mã hóa

29

2.9.

Các loại sự cố

2.10.

Điện áp chọc thủng dầu MBA

2.11.

Tổn hao điện môi tgδ dầu MBA

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 ơxi hố dầu MBA

37

2.18.

Quy định hàm lượng khí hịa 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
bơi vàng

59

4.3.

Kết quả phân tích hàm lượng khí hịa 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 hịa tan trong dầu MBA mới sau lắp đặt

62

4.7.

Kết quả mơ phỏng “Q trình già hóa bình thường”.

62

4.8.

Số liệu mơ phỏng “Q trình già hóa bình thường”.

63

4.9.

Kết quả mơ phỏng trường hợp “Quá nhiệt cục bộ”

4.10.

Số liệu mô phỏng “Quá nhiệt cục bộ”

C
C

R
L
T.

DU

30
32
33

64


viii
Số hiệu
bảng

Tên bảng

Trang

4.11.

Kết quả mơ phỏng trường hợp “Phóng điện cục bộ”

65

4.12.

Số liệu mơ phỏng “Phóng điện cục bộ”.

65

4.13.

Số liệu hàm lượng khí hịa tan trong dầu 2016-2020

67

4.14.

Kết quả chẩn đốn tình trạng MBA AT1 pha A năm 2016

74

4.15.

Kết quả chẩn đốn tình trạng MBA AT1 pha A năm 2017

74

4.16.

Kết quả chẩn đốn tình trạng MBA AT1 pha A năm 2018

75

4.17.

Kết quả chẩn đốn tình trạng MBA AT1 pha A năm 2019

76

4.18.

Kết quả chẩn đốn tình trạng MBA AT1 pha A năm 2020

76

C
C

DU

R
L
T.


ix

DANH MỤC CÁC HÌNH
Số hiệu
hình

Tên hình

Trang

1.1:

Cơng suất trạm biến áp truyền tải từ 1993-2019

5

1.2:

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

5

1.3:

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

5

1.4:

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

6

1.5:

Q trình lão hóa giấy cách điện

8

1.6:

Q trình lão hóa bị ảnh hưởng bởi các điều kiện mơi trường

8

1.7:

Q trình oxy hố cellulose

9

1.8:

Q trình thuỷ phân cellulose

9

1.9:

Q trình nhiệt phân cellulose

10

1.10:

Q trình thối hóa giấy

1.11:

Tốc độ oxy hóa giấy

1.12:

Q trình depolymerization của giấy

1.13:

Q trình lão hố giấy tạo ra các loại khí CO và CO2

12

1.14:

Q trình oxy hố và thuỷ phân giấy

12

1.15:

Cơ chế nhiễm ẩm của MBA

13

1.16:

Quá trình cắt chuỗi phân tử cellulose

14

1.17:

Cơ chế suy giảm cách điện của MBA

15

1.18:

Cơ chế của quá trình lão hố dầu

17

2.1:

Lượng khí phát sinh theo nhiệt độ phân hủy dầu cách điện.

22

3.1:

Hệ thống giám sát online dầu MBA

44

3.2:

Máy phân tích dầu Transfix

44

3.3:

Các bộ phận chức năng chính bên trong máy Transfix

45

3.4:

Các bộ phận chính máy phân tích quang phổ

46

3.5:

Màn hình kết nối đến cổng mini USB

47

3.6:

Màn hình khởi động chức năng Kelmandownload

47

3.7:

Màn hình tìm kiếm cơng COM phù hợp

48

3.8:

Màn tải các bản ghi về máy

48

3.9:

Màn hình giao diện chính transconnect

49

3.10:

Màn hình giao diện kết quả đo lường

49

3.11:

Màn hình dùng để lập lịch

50

3.12:

Màn hình dùng cài đặt các thơng số cho các thiết bị ngoại vi

50

C
C

R
L
T.

DU

10
11
11


x
Số hiệu
hình

Tên hình

Trang

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

C
C

R
L
T.

DU


1

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 trƣờng nhƣ nhiệt độ, độ ẩm cũng nhƣ quá trình tƣơng tác giữa các vật
liệu khác nhau trong máy biến áp, đặc biệt là dầu trong máy biến áp. Dƣới 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 hƣ hỏng hoặc làm suy giảm tuổi thọ của máy biến
áp. Ngày nay, cùng với sự phát triển của công nghệ cũng nhƣ đòi hỏi ngày càng cao
của ngƣời sử dụng điện, đánh giá và giám sát chất lƣợng 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 khơng ngƣời trực nhằm tăng năng suất
lao động.

C
C

R
L
T.

Có nhiều phƣơng 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

DU

off-line nhƣ: 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 phƣơng pháp on-line nhƣ: phƣơng pháp đáp ứng
tần số, phân tích phổ âm thanh, phƣơng pháp hồng ngoại, phƣơng pháp phân tích khí

hồ tan DGA.
Những lợi ích của việc giám sát chất lƣợng dầu máy biến áp lực trong vận hành:
- Liên tục theo dõi tình trạng dầu, chiều hƣớng phát triển cùa các hàm lƣợng khí
trong dầu máy biến áp, từ đó kịp thời phát hiện sớm các hƣ hỏng từ giai đoạn ban đầu
từ đó giúp cho việc lên phƣơng 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 đƣa ra đƣợc
phƣơng 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 thơng qua các các khí hịa tan của các MBA lực trong lƣới điện truyền tải theo
tiêu chuẩn hiện hành của ngành điện Việt Nam mà không phải cắt điện gây ảnh hƣởng
đến độ tin cậy cung cấp điện là rất cần thiết nhằm mục đích phán đốn, phát hiện, dự
báo các hỏng hóc ban đầu để từ đó có kế hoạch bảo dƣỡng, sửa chữa đảm bảo thiết bị


2

điện hoạt động lâu dài, an toàn và tin cậy trong hệ thống điện. Chính vì lẽ đó tơi thực
hiện đề tài..
2. MỤC Đ CH NGHIÊN CỨU
Nghiên cứu l thuyết về khí hịa tan trong dầu, phân tích khí hịa 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 đốn các hỏng hóc bên trong máy
biến áp phục vụ cơng tác quản l vận hành, và có giải pháp xử l kịp thời khi có bất
thƣờng.
3. ĐỐI TƢỢNG 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. PHƢƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU
- Nghiên cứu thu thập các thông tin về máy áp 500 kV trạm biến áp 500kV

C
C

Pleiku thuộc Công ty Truyền tải điện 3.
- Nghiên cứu sự sinh khí cháy trong mơi trƣờng dầu, l thuyết các phƣơng pháp

R
L
T.

phân tích của khí hịa tan trong trong việc chẩn đốn sự cố máy biến:
+ Phƣơng pháp phân tích tổng hàm lƣợng khí dễ cháy hịa tan (TDGA)

DU

+ Phƣơng pháp khí chính.
+ Phƣơng pháp tỉ số Roger.
+ Phƣơng pháp IEC60599.

- So sánh, đánh giá phƣơng pháp phân tích khí hịa tan trong dầu bằng giám sát
dầu online với các phƣơng pháp phân tích khí hịa tan trong dầu truyền thống.
- Ứng dụng dữ liệu các khí hịa tan của hệ thống giám sát dầu online trên một số
máy biến áp tại trạm biến áp 500 kV Pleiku để phân tích, xác định nguyên nhân, đánh giá
tình trạng làm việc của máy biến áp từ đó đƣa ra các nhận xét, đánh giá và kiến nghị.
5. ĐẶT TÊN ĐỀ TÀI
Từ mục đích, đối tƣợng, phạm vi và phƣơng pháp nghiên cứu. Đề tài đƣợc đặt

tên nhƣ 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”
6. BỐ CỤC LUẬN VĂN
Mở đầu
Chƣơng 1- Tổng quan các nguyên nhân gây hƣ hỏng bên trong MBA trên lƣới
Truyền tải điện Việt Nam.
Chƣơng 2- Các nguyên nhân chính phát sinh khí hịa tan trong dầu, phƣơng pháp
phân tích khí hịa tan trong dầu, các hạng mục thí nghiệm dầu MBA .


3

Chƣơng 3- Phƣơng pháp giám sát MBA bằng công nghệ phân tích khí hịa tan
trong dầu on-line của hãng GE đối với MBA trên hệ thống truyền tải điện.
Chƣơng 4- Chuẩn đốn tình trạng MBA qua phân tích, đánh giá hàm lƣợng khí
hịa tan trong dầu tại trạm biến áp 500kV Pleiku.
Kết luận và kiến nghị.

C
C

DU

R
L
T.


4

CHƢƠNG 1
TỔNG QUAN CÁC NGUYÊN NHÂN GÂY HƢ HỎNG BÊN TRONG
MÁY BIẾN ÁP TRÊN LƢỚI TRUYỀN TẢI ĐIỆN VIỆT NAM
1.1. Khái quát hệ thống lƣới 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 nƣớc, trong những năm qua, cùng với sự tăng trƣởng nhu cầu tiêu thụ điện
năng, cả nguồn điện, lƣới điện, truyền tải và phân phối, cũng đã đƣợc xây dựng với
khối lƣợng lớn. Nếu tính từ khi cơng nghệ sản xuất điện năng bắt đầu sử dụng ở Việt
Nam từ cuối Thế kỷ 19, ban đầu từ một số xƣởng phát điện cung cấp dịng một chiều,
tổng cơng suất nguồn điện toàn quốc mới đạt khoảng 100MW, lƣới truyền tải cao nhất
là 30,5kV, thì giai đoạn 1961- 1965 cùng với một số nhà máy điện đƣợc xây dựng
dƣới sự giúp đỡ của các nƣớc Xã Hội Chủ Nghĩa, lƣới điện 35kV, 110kV đã đƣợc xây
dựng nối liền các nhà máy điện với các trung tâm phụ tải, hình thành nên hệ thống

C
C

R
L
T.

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 cơng suất đặt bình qn chỉ đạt 2,6%/năm. Sau ngày giải phóng đất nƣớc

DU

năm 1975, hệ thống điện đƣợc đầu tƣ phát triển mạnh với việc đƣa vào vận hành một
số nhà máy điện lớn với công nghệ tiên tiến nhƣ: 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 lƣới điện đƣợc phát triển rộng khắp cả nƣớc trên cơ sở
đƣờng trục là lƣới điện 220kV.
Đến năm 1994 chúng ta mới tiếp cận và đƣa vào vận hành đƣờng dây 500kV,
thống nhất hệ thống điện Việt Nam trong toàn quốc. Khối lƣợng đƣờng dây, trạm biến
áp và dung lƣợng máy biến áp 220kV đã tăng lên gấp 03 lần, lƣới điện 110kV đã bao
phủ toàn bộ 64 tỉnh thành trong cả nƣớc. 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 đƣờng dây 500kV nối liên kết hệ thống điện giữa ba miền Bắc – Trung –
Nam thì lƣới điện truyền tải ở cấp 220kV và lƣới phân phối ở cấp điện áp 110kV có
thể chia theo ba miền Bắc – Trung – Nam. Phần lƣới điện truyền tải 500kV và 220kV
do các công ty Truyền tải điện 1, 2, 3 và 4 quản l , phần lƣới điện phân phối ở cấp
điện áp 110kV và các lƣới trung áp ở các cấp điện áp từ 6kV đến 35kV do các Tổng
Công ty Điện lực miền quản l .
Dung lƣợng trạm biến áp truyền tải có sự tăng trƣởng mạnh trong 10 năm trở lại
đây. Tính đến hết năm 2019, tổng dung lƣợng trạm biến áp truyền tải 500, 220kV trên
lƣới điện đạt 90365MVA, trong đó trạm biến áp 500kV là 33300MVA, trạm biến áp


5

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

Hình 1.1: Cơng suất trạm biến áp truyền tải từ 1993-2019
Tính đến cuối 2019, lƣới 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

C
C

tăng 65635MVA, chiếm 73% tổng dung lƣợng trạm biến áp trên lƣới truyền tải.

R
L
T.

DU

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


6

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 lƣới 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 đƣợc 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 cịn rất cao, khó đáp ứng tiêu chí N-1 đối với MBA. Do vậy, thời gian tới vẫn cần
tiếp tục tăng cƣờng bổ sung công suất trạm nguồn cho lƣới truyền tải.

C
C

R
L
T.

DU

Hình 1.4: Hệ số tải trung bình các trạm biến áp 220/110kV từ 2001-2019
Chính vì số lƣợng trạm biến áp trên lƣới 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 q trình thực hiện trạm khơng ngƣời trực, nên việc giám sát, phân tích,
đánh giá máy biến áp bằng cơng nghệ online là một trong những giải pháp đƣợc lựa
chọn để đảm bảo công tác vận hành.
1.2. Tổng quan các nguyên nhân gây hƣ 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 tƣợng vật l và hố học xảy ra trong khi vận hành
máy biến áp là việc làm hết sức cần thiết, nhằm tìm ra các yếu tố ảnh hƣởng đến tuổi
thọ của thiết bị, các nguyên nhân gây ra các hƣ hỏng bất thƣờng trong q trình vận
hành máy biến áp, từ đó đƣa ra các phƣơng thức vận hành, trang bị các thiết bị giám
sát online, cũng nhƣ công tác đại tu, bảo dƣỡng phù hợp để nâng cao tuổi thọ máy biến
áp.


7

1.2.2. Các nguyên nhân gây hƣ 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 q trình gây lão hố dầu và giấy cách điện,
ngoài ra do kết cấu máy biến áp chủ yếu là cuộn dây và lõi thép nên trong mơi trƣờng
điện áp cao và dịng điện lớn phát sinh ra sức điện động làm rung động bối dây và lõi
từ, nhiệt lƣợng toả ra từ cuộn dây và lõi từ cũng rất lớn, tất cả các yếu tố này là ngun
nhân chính gây ra sự già hóa cách điện và dẫn đến những hƣ hỏng, bất thƣờng bên

trong máy biến áp trong q trình vận hành.
1.2.2.1. Lão hóa cách điện.
Theo thời gian và dƣới 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 ơxy trong dầu cách điện cũng là những yếu tố thúc đẩy q trình xuống cấp

C
C

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

R
L
T.

cách điện của cuộn dây làm giảm cƣờng độ điện môi và có thể dẫn đến phóng điện mặt
bên ngồi khi có điện áp q độ, thậm chí ngay cả trong điều kiện làm việc bình

DU

thƣờng. Nƣớc, 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 dƣới tác động của nhiệt độ, từ
trƣờng và lực điện động. Tiến trình của việc suy giảm cách điện liên quan đến sự
khuếch tán chậm của nƣớc, khí và các sản phẩm lão hóa ảnh hƣởng cơ bản đến cấu
trúc cách điện, cấu trúc mà đƣợc 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 lƣợng cách điện máy biến áp. Tất cả các tạp chất trong dầu (nƣớc,

khí, và sản phẩm lão hóa) ln có mặt trong tồn hệ thống điện mơi. Sản phẩm lão hóa
xâm nhập vào chất cách điện có thể phá hủy tính cách điện và cũng ảnh hƣởng 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 q trình lão hố theo cơ
chế nhƣ hình 1.5:


8

C
C

R
L
T.

Hình 1.5: Q trình lão hóa giấy cách điện

DU

Giấy cách điện có 03 cơ chế gây ra lão hố chính đó là: q trình oxy hóa, thủy
phân và nhiệt phân. Q trình oxy hố chiếm ƣu thế ở nhiệt độ dƣới 60 0C, trong khi
thuỷ phân thƣờng xảy ra tại khu vực nhiệt độ từ 60 0C đến 1500C và quá trình nhiệt
phân thƣờng xảy ra ở nhiệt độ cao hơn 1500C.
Năng lƣợng kích hoạt đƣợc sử dụng để mơ tả sự lão hoá nhanh do sự thay đổi
nhiệt độ.
Quá trình lão hố bị ảnh hƣởng bởi năng lƣợng kích hoạt và yếu tố môi trƣờng
ứng với mỗi nhiệt độ nhƣ hình 1.6.

Hình 1.6: Q trình lão hóa b ảnh hưởng bởi các điều kiện môi trư ng


9

Q trình oxy hố cellulose đƣợc diễn ra nhƣ hình 1.7:

Hình 1.7: Q trình oxy hố cellulose
Q trình oxy hố sẽ đƣợc bắt đầu khi nhóm hydroxyl trong cấu trúc cellulose bị
tấn công bởi oxy làm suy yếu glycosidiclinkage. Thông qua q trình oxy hố nhóm
carbonyl và carboxyl đƣợc tạo ra là thứ yếu, sản phẩm lão hoá do độ ẩm tạo ra là sản

C
C

R
L
T.

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:

DU

Hình 1.8: Quá trình thu phân cellulose
Thuỷ phân đƣợc biết nhƣ là cơ chế gây ra lão hố 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 q trình thuỷ phân các vịng glucose tự do sẽ dẫn đến sự hình thành hợp chất
furanic nhƣ 2- furaldehyde và 5- hydroxymethyl furaldehyde.

10

Quá trình nhiệt phân cellulose đƣợc diễn ra nhƣ hình 1.9:

Hình 1.9: Quá trình nhiệt phân cellulose
Quá trình nhiệt phân đƣợc bắt đầu nếu máy biến áp vận hành ở nhiệt độ cao, nó
đƣợc 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 nhƣ carbon monoxide, carbon
dioxide.
Thủy phân là sự phân hủy các thành phần hóa học bằng phản ứng với nƣớc.

C
C

R
L
T.

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, nƣớc và oxi là tác nhân chính của việc suy giảm cách

DU

điện cũng nhƣ sự oxi hóa dầu

Các yếu tố thúc đẩy tốc độ lão hoá giấy:
a. Nước: Giấy chứa 4% nƣớc sẽ bị thoái hoá cao hơn 20 lần giấy khơ nhƣ hình
1.10.

Hình 1.10: Q trình thối hóa giấy


11

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
hố theo hệ số 2,5 đối với giấy có chứa 0,3 đến 5% nƣớc nhƣ hình 1.11.

-12.5
-13

200 mBar
Cu
100 mBar
Cu
50 mBar
Cu
y=8866,8x+8,7564

-13.5
20 mBar
Cu

In
(k
)

-14

-14.5
-15
-15.5

Ein ≈ 74 kJ/mol
-16
-16.5
0.00242

0.00247

0.00252

0.00257

0.00262

C
C

0.00267

1/T

0.00272

0.00277

R
L

T.

Hình 1.11: Tốc đ oxy hóa giấy

DU

c. Axit: Tỷ lệ thối 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 nhƣ hình 1.12.
-10
-12

In(k)

-14
Reference

+

Formic

-16

Acetic
Levulinic

-18

Stearic

Naphtenic

-20
0.0024

0.0025

0.0026

0.0027

0.0028

0.0029

1/T

Hình 1.12: Quá trình depolymerization của giấy

0.003


12

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

C
C

R
L
T.

Hình 1.13: Q trình lão hố giấy tạo ra các loại kh CO và CO2
Axit có thể đƣợc tạo ra từ cả dầu và giấy thông qua cơ chế q trình oxy hố và
thuỷ phân nhƣ hình 1.14.

DU

Hình 1.14: Q trình oxy hố 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 khơng khí bên ngồi; các yếu tố làm
lão hóa giấy cách điện và dầu cách điện trong máy biến áp. Hình 1.15 mơ tả các tình
trạng nhiễm ẩm của máy biến áp.


13

C
C

Hình 1.15: Cơ chế nhiễm ẩm của MBA
Nguồn chính của sự nhiểm ẩm là hơi ẩm khơng khí, sự xâm nhập cơ học là theo

R
L
T.

dịng khơng khí ẩm hoặc nƣớc xuyên qua lỗ rò nhỏ dƣới sự chênh lệch áp lực. Một
lƣợng lớn nƣớc có thể hút vào trong máy biến áp trong thời gian ngắn, khi có sự chênh

DU

lệch áp suất bên trong máy và bên ngoài máy biến áp (có thể do q trình xử l máy
biến áp tại cơng trƣờng hoặc khi có sự giảm nhiệt độ đột ngột mà gây ra bởi mƣa) 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 q trình tiếp xúc với khơng khí là hệ số quan trọng.
Lão hóa có thể sinh ra một lƣợng nƣớc lớn nếu cách điện đƣợc gia tăng nhiệt độ và bị
phá hủy đáng kể. Trong trƣờng hợp này nƣớc đƣợc 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 nƣớc đƣợc lƣu 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, nƣớc trong dầu và độ hòa tan.
Trong vận hành một trong những nguyên nhân chính gây ra nƣớc bên trong máy
biến áp là q trình lão hố giấy cách điện. Một trong những sản phẩm chính của lão
hố giấy là nƣớc. Nƣớc có thể đƣợc tạo ra bởi q trình oxy hố, thuỷ phân và tạo ra
một q trình tự động xúc tác. Nƣớc là kết quả của quá trình cắt chuỗi phân tử
cellulose. Nguồn chính tạo ra nƣớc phát sinh bên trong máy biến áp có nguồn gốc từ
giấy chứ khơng phải từ dầu nhƣ hình 1.16.