Công nghệ dự báo sớm sự cố và quản lý vòng đời máy biến áp

ng 200 thì độ bền cơ 
học của giấy bị giảm một nửa. Lúc này coi như giấy đã hết khả năng sử dụng và không 
thể đảm bảo khả năng cách điện của mình. Đây cũng được coi là giới hạn tuổi thọ của 
MBA. 
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 645 
Các minh họa dưới đây sẽ làm rõ hơn mối tương quan DP và độ bền của giấy 
cách điện. 
Hình 2: Đo đạc độ bền cơ học và tương quan với độ dài chuỗi polimer của giấy cách điện (DP) 
Bảng 1. Đánh giá thực tiễn tình trạng già hóa thông qua DP 
Degree of 
Polymerization (DP) Độ bền cơ học Tình trạng MBA 
1000 1500 Rất tốt (giấy mới) Cách điện đạt tiêu chuẩn 
450 1000 Ổn định Già hóa bình thường 
(vận hành bình thường) 
250 450 Báo động Già hóa cao 
(vận hành dưới chuẩn) 
200 250 Gần hết khả năng chịu lực Nguy hiểm 
< 200 Không còn khả năng chịu lực Hết tuổi thọ 
Trong thực tế vận hành, không thể đo trực tiếp DP của giấy cách điện vì ngoài 
việc phải cắt điện và làm gián đoạn truyền dẫn, việc này còn hưởng đến độ toàn bộ máy 
do phải trích giấy để lấy mẫu đo và do đó làm suy giảm khả năng cách điện của máy. 
Cách tiếp cận gián tiếp thông qua thu thập và đo đạc các sản phẩm hóa học sản sinh ra 
trong quá trình già hóa của giấy và hòa tan trong dầu là một hướng đi tiên tiến, có tính 
khả thi cao và đã được kiểm chứng bởi nhiều đơn vị vận hành trên thế giới. 
3. ĐO KHÍ HÒA TAN – ƯU ĐIỂM VÀ HẠN CHẾ 
Một trong những kỹ thuật truyền thống để gián tiếp đánh giá già hóa giấy cách 
điện là sử dụng phân tích khí hòa tan (DGA). 
646 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
Các khí phát sinh do phân hủy dầu là hydro (H2), metan (CH4), axetylen (C2H2), 
etylen (C2H4) và ethane (C2H6), trong khi cacbon monoxit (CO) và carbon dioxide 
(CO2) chủ yếu được sinh ra trong quá trình phân hủy của giấy cách điện. Chúng hoàn 
toàn có thể được sử dụng như là một nguồn cảnh báo sớm các sự cố có thể phát sinh 
[8, 9, 10]. Các đặc tính và nồng độ các loại khí hòa tan trong dầu biến áp khác nhau tùy 
theo tính chất của sự cố, và do đó có thể được sử dụng để xác định bản chất và phân loại 
sự cố. Tuy nhiên, phân tích khí không phải thật sự đơn giản vì có thể có nhiều hơn một 
loại sự cố hiện diện cùng một lúc. Sự cố trong máy biến áp được phân theo nguồn gốc 
nhiệt hoặc điện, trong đó mỗi sự cố sẽ phát sinh ra các loại khí đặc trưng khác nhau và 
sản sinh ra năng lượng từ mức thấp đến mức cao tùy theo sự xuất hiện hay không các tia 
lửa. Phóng điện cục bộ (Partial discharge – PD) là một sự cố mang năng lượng thấp và 
sẽ sản sinh ra H2 và CH4, trong khi phóng điện tia lửa được coi là sự cố năng lượng cao 
sẽ tạo ra tất cả các khí, đặc biệt trong đó có C2H2 [9, 10, 11]. 
Bản đồ khái quát các loại sự cố và các khí đặc thù có thể sản sinh ra được giới 
thiệu trong hình 3. 
Hình 3: Các loại khí đặc thù có thể sản sinh ra bởi các sự cố 
Nước và carbon dioxide là những sản phẩm phụ chính của sự thoái hóa nhiệt của 
cellulose. Vì thế tỷ lệ CO/CO2 thường được sử dụng như một chỉ thị về phân hủy nhiệt 
của cellulose. Theo tiêu chuẩn IEEE C57.104, tỷ lệ CO/CO2 bình thường là khoảng 7, 
trong khi các giá trị CO2 và CO tương ứng nên lớn hơn hơn 5000 ppm và 500 ppm để 
cải thiện độ tin cậy. 
Theo [12], khi tỷ số này nhỏ hơn 3, giấy cách điện đã bị già hóa nghiêm trọng hơn 
bình thường. Khi tỷ lệ vượt quá 10, nó thể hiện phát sinh sự cố có nhiệt độ dưới 150 °C 
(quá tải hoặc phóng điện cục bộ). 
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 647 
Theo Duval và cộng sự [13], lỗi bắt đầu phát sinh khi tỷ lệ CO/CO2 nhỏ hơn 6, 
trong khi tỷ lệ CO/CO2 cao hơn đề xuất bởi Kan và Miyamoto [14, 15] sau khi xem xét 
hiện tượng hấp thụ CO2 và CO vào lớp cách điện. 
Ưu điểm của phương pháp này là DGA có thể dễ dàng áp dụng cho máy biến áp 
đang hoạt động và là một phương pháp đã được phát triển và chuẩn hóa từ lâu, có thể 
được thực hiện với giá thành rẻ. 
Tuy nhiên, việc có nhiều cách suy diễn như trên thể hiện tính phức tạp và không 
thống nhất của việc phân tích kết quả DGA. Hiện tại, chưa có một mối liên hệ trực tiếp 
nào được tìm thấy giữa các khí hòa tan và DP. Hơn nữa, việc áp dụng tỷ lệ CO và CO2 
như một chỉ báo cho tình trạng già hóa cách điện là không đáng tin cậy do bản thân hiện 
tượng oxy hóa dầu trong quá trình vận hành cũng có thể sản xuất ra các khí này hoặc 
đơn giản có thể do sự xâm nhập các khí sẵn có này từ môi trường bên ngoài vào trong 
máy biến áp. Cuối cùng, do giấy gia nhiệt Kraft được đưa vào sử dụng ngày càng rộng 
rãi trong các máy biến áp thế hệ mới, các kết quả nghiên cứu cũ có thể không còn đúng 
trong trường hợp này. 
Để khắc phục vấn đề này, nhóm nghiên cứu đã thử nghiệm các hợp chất hóa học 
hòa tan trong dầu khác có thể giúp kiểm tra tình trạng già hóa của giấy cách điện. Một 
bộ các chỉ số hóa học tiên tiến hơn đã được đề xuất và đã chứng tỏ được độ tin cậy của 
mình trên các MBA trên lưới điện tại một số nước trên thế giới. 
4. ĐỀ XUẤT 1: CÁC HỢP CHẤT FURAN 
Hợp chất Furan chủ yếu được hình thành do quá trình oxy hóa của giấy cách điện 
và quá trình thủy phân. Các hợp chất này có thể được chiết xuất trực tiếp từ dầu để phản 
ánh sự phân hủy nhiệt của giấy cách điện [16]. Hàm lượng furan trong dầu biến thế phụ 
thuộc vào tỷ lệ khối lượng giữa dầu và cellulose [17]. 
Có năm chất dẫn xuất họ Furan có liên quan đến sự ngắt mạch của cellulose 
có thể được tìm thấy trong dầu biến thế; 2 Fulfural (2FAL), 2 Fulfurol (2FOL), 5 
Hydroxy metyl 2 furfural (5HMF), 5 metyl 2 furfural (5MEF) và 2 Acetyl furan 
(2ACF). 
Các phép đo thực nghiệm trên giấy Kraft đã chứng minh rằng giá trị DP giảm 
cùng với sự gia tăng nồng độ furan trong dầu biến áp và có một mối quan hệ lôgarít 
giữa nồng độ furan trong dầu và DP. Emsley và cộng sự [18], báo cáo rằng tỷ lệ thay 
đổi của nồng độ furan trong dầu quan trọng hơn giá trị tuyệt đối đo được. Họ phát hiện 
ra rằng nồng độ 2FAL tăng đáng kể khi DP giảm xuống dưới 400 và trước đó, độ thay 
đổi nồng độ furan là không đáng kể và rất khó phát hiện. 
Ngoài ra, các thí nghiệm và kiểm chứng thực tế cho thấy sự già hóa của giấy Kraft 
gia nhiệt không sản sinh ra furan. 
648 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
Hình 4: Nồng độ furan tương quan với DP 
5. ĐỀ XUẤT 2: RƯỢU METHAL 
Với các thế hệ MBA mới sử dụng giấy Kraft gia nhiệt, việc sử dụng 2FAL như 
chỉ báo sự xuống cấp cách điện không thể thực hiện do loại vật liệu này không sản sinh 
ra furan trong quá trình già hóa. Ngoài ra, như trên đã nêu, khi DP chưa giảm xuống tới 
400, lượng furan đo được biến thiên không đáng kể và do đó khó phát hiện sớm sự già 
hóa. 
Các thí nghiệm gần đây đã chứng minh rằng trong số các phân tử phát hiện, rượu 
methal cũng có khả năng được sử dụng để theo dõi sự già hóa của các loại giấy cách 
điện trong điều kiện vận hành bình thường (già hóa tiêu chuẩn). Các báo cáo gần đây 
cho thấy, 94% mẫu dầu thu thập từ trong máy biến áp trong vận hành cho thấy sự hiện 
diện của rượu methal. Các bài kiểm tra độ ổn định và lão hóa trong [5], đã chứng minh 
rằng rượu methal là một sản phẩm không bị oxy hóa và nó được hình thành trong chuỗi 
phản ứng hóa học trong quá trình già hóa của giấy cách điện. Quan sát cũng cho thấy 
rằng rượu methal không bị ảnh hưởng bởi tình trạng lão hóa dầu [19]. Nghiên cứu so 
sánh giữa rượu methal và furan cho thấy rượu methal phản ánh kịp thời hơn giai đoạn 
đầu của quá trình xuống cấp của giấy cách điện [5]. 
Hình 5 mô tả nồng độ rượu methal đo được trong các MBA đang vận hành trên 
lưới với tuổi đời từ 25 năm tới các máy mới đưa vào vận hành. Chúng ta có thể thấy rõ 
hợp chất này được tìm thấy ở mọi giai đoạn của quá trình già hóa. Ngoài ra, ở một số 
máy có sự cố (chỉ số DGA cao), nồng độ rượu methal cũng tăng cao tương ứng. Điều 
này thể hiện một mối quan hệ chặt chẽ giữa nồng độ của hợp chất trên với tình trạng già 
hóa của máy và độ ổn định cũng như độ tin cậy của chỉ số này sau nhiều chục năm vận 
hành của MBA. 
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 649 
Tuổi đời MBA 
Hình 5: Nồng độ rượu methal đo được trong các MBA đang vận hành (IREQ Canada) 
 Bảng 2 tóm tắt những lợi thế/bất lợi chính của tất cả các kỹ thuật giám sát tuổi 
đời thiết bị ngâm dầu được thảo luận ở trên. 
Bảng 2. Tổng hợp và so sánh các chỉ số hóa học dùng trong quản lý tuổi thọ thiết bị 
Phương pháp Ưu điểm Nhược điểm 
Degree of 
Polymerization (DP) 
Phản ánh chính xác tình trạng 
chung và độ bền cơ học của giấy 
cách điện 
Không thể áp dụng với các MBA 
đang trong vận hành 
DGA, CO/CO2 
Phương pháp đã quen thuộc và 
chuẩn hóa 
Có thể dùng làm cảnh báo sớm 
Không chính xác do có thể là sản 
phẩm oxy hóa bình thường và do 
có sẵn trong không khí 
Furan 
Phản ánh đúng tình trạng già hóa 
cao của giấy cách điện 
Độ ổn định hóa học cao 
Không áp dụng được với giấy gia 
nhiệt 
Không phát hiện được sớm quá 
trình già hóa hoặc sự cố 
Rượu methal 
Quan hệ tuyến tính với độ già hóa 
của giấy cách điện, có thể phát hiện 
già hóa hoặc sự cố từ sớm 
Đã được kiểm chứng với mọi loại 
giấy thông dụng 
Độ ổn định hóa học cao 
Phương pháp đo còn mới 
650 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
6. KẾT LUẬN 
Trong số tất cả các kỹ thuật chẩn đoán hóa học, giá trị DP là tốt nhất để đánh giá 
tình trạng của giấy cách điện máy biến áp. Tuy nhiên, kỹ thuật này đòi hỏi phải lấy mẫu 
giấy ra khỏi MBA và xét nghiệm, do đó nó thường chỉ được ứng dụng trong quá trình 
phân tích sau sự cố. Với phương pháp DGA, mặc dù được sử dụng rộng rãi trong công 
nghiệp trong ba thập kỷ qua nhưng vẫn tỏ ra thiếu tin cậy và chưa hoàn thiện. Nhóm 
nghiên cứu của chúng tôi đề xuất sử dụng bộ chỉ số phân tích nồng độ Furan và rượu 
methal trong dầu. Các nghiên cứu đã được tiến hành trên hai loại giấy thông dụng nhất 
là Kraft và Kraft gia nhiệt và đều khẳng định tiềm năng sử dụng hai hợp chất này trong 
công tác dự báo sớm sự cố cũng như quản lý vòng đời của thiết bị ngâm dầu. Các đo 
đạc tiến hành trên các MBA vận hành từ 25 năm qua cũng đã khẳng định tính thực tiễn 
của công nghệ này. Nếu ứng dụng rộng rãi và có hệ thống lưu trữ thống kê đầy đủ, cơ 
sở dữ liệu về phân bố nồng độ các chỉ số trên còn là một công cụ hữu hiệu trong công 
tác dự báo sự cố, lập lịch bảo dưỡng và tối ưu hóa đầu tư thay mới thiết bị. 
7. MỘT SỐ KHUYẾN CÁO 
Phân tích các hợp chất hóa học như furan và rượu methal hòa tan trong dầu là một 
công cụ giám sát có giá trị để xác định độ già hóa của giấy cách điện của MBA. Nó 
càng hữu ích hơn khi được kết hợp với các thông số khác trong dầu như DGA, độ ẩm, 
tính axit để tăng khả năng tin cậy của các kết luận chung. Phân tích này nên được thực 
hiện ít nhất mỗi lần khi có nghi ngờ về sự cố nhiệt của MBA. Song song với đó nên tiến 
hành đo cả các bộ chỉ số này trên các thiết bị không có bất kỳ sự cố gì để xác lập các giá 
trị nền. 
Chúng tôi khuyến cáo nên tích hợp đo furan và rượu methal vào quy trình phân 
tích dầu định kì để thành lập cơ sở dữ liệu trên toàn lưới, điều này sẽ hết sức hữu ích 
trong công tác dự báo sự cố, lập lịch bảo dưỡng và tối ưu hóa đầu tư thay mới thiết bị, 
đảm bảo liên tục cung cấp điện. 
TÀI LIỆU THAM KHẢO 
[1] E. B. Abu Elanien and M. M. A. Salama, "Survey on the Transformer Condition 
Monitoring," in Power Engineering, 2007 Large Engineering Systems Conference on, 2007, 
pp. 187 191. 
[2] D. J. Woodcock and J. C. Wright, "Power transformer design enhancements made to 
increase operational life," in Sixty Sixth Annual International Conference of Doble Clients, 
1999. 
[3] Y. Shirasaka, H. Murase, S. Okabe, and H. Okubo, "Cross sectional comparison of 
insulation degradation mechanisms and lifetime evaluation of power transmission 
equipment," Dielectrics and Electrical Insulation, IEEE Transactions on, vol. 16, pp. 
560 573, 2009. 
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 651 
[4] A. Abu Siada, P. Lai Sin, and S. Islam, "Remnant life estimation ofpower transformer using 
oil UV Vis spectral response," in Power Systems Conference and Exposition, 2009. PSCE 
'09. IEEE/PES, 2009, pp. 1 5. 
[5] A. Schaut, S. Autru, and S. Eeckhoudt, "Applicability of methanol as new marker for paper 
degradation in power transformers," Dielectrics and Electrical Insulation, IEEE 
Transactions on, vol. 18, pp. 533 540, 2011. 
[6] M. Arshad and S. M. Islam, "Significance of cellulose power transformer condition 
assessment," Dielectrics and Electrical Insulation, IEEE Transactions on, vol. 18, pp. 
1591 1598, 2011. 
[7] T. K. Saha and P. Purkait, "Understanding the impacts of moisture and thermal ageing on 
transformer's insulation by dielectric response and molecular weight measurements," 
Dielectrics and Electrical Insulation, IEEE Transactions on, vol. 15, pp. 568 582, 2008. 
[8] A. Abu Siada and S. Islam, "A new approach to identify power transformer criticality and 
asset management decision based on dissolved gas in oil analysis," Dielectrics and 
Electrical Insulation, IEEE Transactions on, vol. 19, pp. 1007 1012, 2012. 
[9] R. Tamura, H. Anetai, T. Ishii, and T. Kawamura, "Diagnostic of ageing deterioration of 
insulating paper," JIEE Proc Pub A, vol. 101, p. 30, 1981. 
[10] J. P. van Bolhuis, E. Gulski, and J. J. Smit, "Monitoring and diagnostic of transformer solid 
insulation," Power Delivery, IEEE Transactions on, vol. 17, pp. 528 536, 2002. 
[11] "IEEE Guide for the Interpretation of Gases Generated in Oil Immersed Transformers 
Redline," IEEE Std C57.104 2008 (Revision of IEEE Std C57.104 1991) Redline, pp. 1 45, 
2009. 
[12] S. Corporation, "Serveron White Paper: DGA Diagnostic Methods," 2007. 
[13] M. Duval, F. Langdeau, P. Gervais, and G. Belanger, "Influence of paper insulation on 
acceptable gas in oil levels in transformers," in Electrical Insulation and Dielectric 
Phenomena, 1989. Annual Report., Conference on, 1989, pp. 358 362. 
[14] H. Kan and T. Miyamoto, "Proposals for an improvement in transformer diagnosis using 
dissolved gas analysis (DGA)," Electrical Insulation Magazine, IEEE, vol. 11, pp. 15 21, 
1995. 
[15] "Absorption of CO2 and CO gases and furfural in insulating oil into paper insulation in 
oil immersed transformers." 
[16] A. M. Emsley and G. C. Stevens, "Review of chemical indicators of degradation of cellulosic 
electrical paper insulation in oil filled transformers," Science, Measurement and 
Technology, IEE Proceedings , vol. 141, pp. 324 334, 1994. 
[17] H. C. Sun, Y. C. Huang, and C. M. Huang, "A Review of Dissolved Gas Analysis in Power 
Transformers," Energy Procedia, vol. 14, pp. 1220 1225, 2012. 
[18] A. M. Emsley, X. Xiao, R. J. Heywood, and M. Ali, "Degradation of cellulosic insulation in 
power transformers. Part 2: formation of furan products in insulating oil," Science, 
Measurement and Technology, IEEProceedings , vol. 147, pp. 110 114, 2000. 
[19] K. Spurgeon, W. H. Tang, Q. H. Wu, Z. J. Richardson, and G. Moss, "Dissolved gas analysis 
using evidential reasoning," IEE Proceedings Science, Measurement and Technology, vol. 
152, p. 110, 2005.