Luận văn thạc sĩ Kỹ thuật điện: Đánh giá tình trạng thiết bị điện theo phương pháp CBM-TBA 110kV Gia Lộc-KCN Phước Đông, tỉnh Tây Ninh

TAY NINH PROVINCE

Chuyên ngành: Kỹ thuật Điện

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP HỒ CHÍ MINH, tháng 07 năm 2023

CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA - ĐHQG – HCM Cán bộ hướng dẫn khoa học: PGS.TS Võ Ngọc Điều

Cán bộ chấm nhận xét 1: TS Huỳnh Quang Minh Cán bộ chấm nhận xét 2: TS Nguyễn Hữu Vinh

Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG TP.HCM, ngày 15 tháng 07 năm 2023

Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm: (1) TS Trần Hoàng Lĩnh ( Chủ tịch ) (2) TS Huỳnh Quang Minh ( Phản biện 1 ) (3) TS Nguyễn Hữu Vinh ( Phản biện 2 ) (4) PGS.TS Trương Việt Anh ( Uỷ viên ) (5) TS Lê Thị Tịnh Minh ( Thư ký )

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá luận văn và Trưởng Khoa quản lý chuyên ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có)

CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG TRƯỞNG KHOA ĐIỆN – ĐIỆN TỬ

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên: NGUYỄN NHẬT TRUNG MSHV:2170689 Ngày, tháng, năm sinh: 06/11/1997 Nơi sinh: Tiền Giang Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện Mã số:8520201

I TÊN ĐỀ TÀI: ĐÁNH GIÁ TÌNH TRẠNG THIẾT BỊ ĐIỆN THEO PHƯƠNG PHÁP CBM – TBA 110kV GIA LỘC - KCN PHƯỚC ĐÔNG,TỈNH TÂY NINH

(ELECTRICAL EQUIPMENT CONDITION ASSESSMENT BY THE CBM METHOD – 110kV SUBSTATION – PHUOC DONG INDUSTRIAL PARK – TAY NINH PROVINCE)

II NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:

1 Tìm hiểu và phân tích các yêu tố ảnh hưởng bởi môi trường đến MBA 110kV và các phương pháp bảo trì và thực trạng bảo trì thiết bị điện hiện nay, tập trung tại TBA 110kV Gia Lộc, các nghiên cứu về phương pháp CBM trên thế giới 2 Phân tích, đánh giá tình trạng vận hành của MBA T1, MC 171 và cáp ngầm

trung thế lộ ra thuộc MBT T1 bằng phương pháp CBM, đưa ra các minh chứng và ưu điểm về tính kinh tế, kỹ thuật khi thực hiện phương pháp CBM

III NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 06/02/2023

IV NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 11/6/2023 V CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: PGS.TS.Võ Ngọc Điều

LỜI CẢM ƠN

Lời đầu tiên, em xin đặc biệt gửi lời cảm ơn chân thành và sâu sắc nhất đến

Thầy PGS.TS Võ Ngọc Điều, cảm ơn Thầy đã dìu dắt và hướng dẫn em thực hiện

luận văn Thạc sĩ này, tuy Thầy rất bộn bề công việc, nhưng Thầy vẫn dành thời gian tận tình giúp đỡ, hướng dẫn em trong cả quá trình làm đề cương đến luận văn Một lần nữa xin cảm ơn Thầy đã có những định hướng quý giá giúp em thực hiện luận văn một cách tốt nhất và cũng nhờ vậy, em đã trau dồi thêm nhiều kiến thức mới, rộng sâu hơn để làm hành trang sau khi tốt nghiệp Thạc sĩ

Xin gửi lời cảm ơn đến ban Lãnh đạo cơ quan, Đội quản lý vận hành TBA 110kV Gia Lộc đã tạo điều kiện trong công tác thử nghiệm tại hiện trường, cung cấp các dữ liệu, thông tin về thiết bị tại trạm và cho phép thường xuyên ra vào trạm để thực hiện các nội dung còn thiếu sót trong luận văn

Cuối cùng con xin cảm ơn gia đình đã luôn sát cánh bên con từ lúc con chập chững bước vào con đường theo đuổi ước mơ, luôn động viên tinh thần, luôn tin tưởng và giúp đỡ con vững niềm tin vượt qua những ngưỡng cửa của cuộc đời

Tp.Hồ Chí Minh, ngày 11 tháng 6 năm 2023

Học viên

Nguyễn Nhật Trung

TÓM TẮT LUẬN VĂN

Luận văn nghiên cứu về phương pháp bảo trì theo điều kiện vận hành của thiết bị (Condition Base Maintance – CBM) và kết quả lợi ích mang lại khi áp dụng lần đầu tiên tại TBA 110kV Gia Lộc, nghiên cứu các tác động của môi trường và các tác động từ bên trong của thiết bị điện mà có thể gây ra tình trạng hư hỏng, phân tích và so sánh các ưu, nhược điểm của một số phương pháp bảo trì hiện tại để chứng minh rằng áp dụng CBM là phù hợp với tình hình hiện tại, lý thuyết được kiểm chứng qua quá trình đo đạc, kiểm tra, thử nghiệm trên Máy biến áp 110kV, Máy cắt 110kV và cáp ngầm trung thế, qua đó thu thập các thông số cần thiết trong quá trình đánh giá chỉ số sức khỏe của thiết bị

Luận văn gồm 6 chương:

 Chương 1: Giới thiệu

 Chương 2: Thực trạng bảo trì hiện nay và các nghiên cứu về phương pháp CBM

 Chương 3: Phân tích tình trạng vận hành các thiết bị điện tại trạm

 Chương 4: Thực hiện đánh giá tình trạng thiết bị điện theo phương pháp CBM

 Chương 6: Kết luận và kiến nghị

 Tài liệu tham khảo

 Phụ Lục

The thesis studies on the maintenance method according to the operating conditions of the equipment (Condition Base Maintance - CBM) and the beneficial results when applied this method for the first time at 110kV Gia Loc substation, studying the impacts of the environment and the internal impacts of the electrical equipment that can cause failure, analyzing and comparing the pros and cons of several current maintenance methods to prove that it is appropriate to apply CBM with the current situation, the theory is verified through the process of measuring, checking and testing on 110kV Transformer, 110kV Circuit Breaker and medium voltage underground Cable, thereby collecting the necessary parameters during the device health indicator evaluation process

The thesis consists of 6 chapters: • Chapter 1: Introduction

• Chapter 2: Current status of maintenance methods and CBM method studies • Chapter 3: Analysis of operating status of electrical equipment at the station • Chapter 4: Assessment of electrical equipment status when applying CBM method

• Chapter 5: Experimental results applying CBM method • Chapter 6: Conclusion and recommendations

• References • Appendix

LỜI CAM ĐOAN

Tác giả xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của bản thân tác giả Các kết quả nghiên cứu và các kết luận nêu trong luận văn là trung thực và không sao chép từ bất kỳ một nguồn nào và dưới bất kỳ hình thức nào Việc tham khảo tài liệu đã được thực hiện trích dẫn và ghi nguồn tài liệu tham khảo đúng yêu cầu

Tác giả luận văn

Nguyễn Nhật Trung

1.4.Đối tượng nghiên cứu 2

1.5.Phương pháp nghiên cứu 2

CHƯƠNG 2:THỰC TRẠNG BẢO TRÌ HIỆN NAY VÀ CÁC NGHIÊN CỨU VỀ PHƯƠNG PHÁP CBM 3

2.1.Thực trạng bảo trì và một số phương pháp bảo trì đánh giá tình trạng thiết bị điện hiện nay 3

2.2.Một số phương pháp bảo trì hiện nay 3

2.2.1.Bảo trì phòng ngừa (Preventive Maintenance-PM) 4

2.2.2.Phương pháp bảo trì khắc phục (Corrective Maintenance-CM) 5

2.2.3.Phương pháp bảo trì dựa trên thời gian thực (Time Based Maintenance TBM) 5

-2.2.4.Phương pháp bảo trì theo điều kiện vận hành (Condition Based Maintenance – CBM) 6

2.3.Phân tích tác động của môi trường đến các MBA cao áp khác nhau 8

2.3.1.Mối quan hệ giữa quá trình vận hành và tỉ lệ hư hỏng 8

2.3.2.Mối quan hệ giữa nhiệt độ môi trường xung quanh và tỉ lệ hư hỏng 10

2.3.3.Mối quan hệ giữa lượng mưa và tỉ lệ hư hỏng 10

2.3.4.Chỉ số rủi ro mức điện áp 11

2.3.5.Đánh giá trạng thái dựa trên các yếu tố môi trường 12

2.3.6.Chiến lược tương ứng dựa trên kết quả đánh giá 13

2.4.Nghiên cứu về phương pháp bảo trì CBM tại Indonesia 14

CHƯƠNG 3:PHÂN TÍCH TÌNH TRẠNG VẬN HÀNH CÁC THIẾT BỊ ĐIỆN

TẠI TRẠM 22

3.1.Tổng quan về tình trạng vận hành của TBA 110kV Gia Lộc 22

3.2.Quy mô lưới điện 23

3.2.1.Các phát tuyến tại trạm 110kV 23

3.2.2.Các thiết bị được đánh giá phân tích tại TBA 110kV 25

3.3.Kế hoạch bảo trì hiện hữu khi chưa áp dụng phương pháp CBM 25

3.4.Phân tích các vấn đề trong vận hành trạm biến áp 28

3.4.1.Thách thức chung trong quá trình vận hành TBA 28

3.4.2.Các nguyên nhân gây ra sự cố MBA 29

3.4.2.1 Sóng hài 29

3.4.2.2 Phát nhiệt 32

3.4.2.3 Phóng điện cục bộ bên trong MBA 32

3.4.2.4 Nhiễm ẩm, xâm nhập của nước 33

3.4.2.5 Nhiễm bẩn tạp chất trong dầu cách điện 34

3.4.2.6 Nhiễm bẩn do sự phân hủy giấy cách điện 34

3.4.2.7 Suy giảm hệ thống cách điện 35

3.4.2.8 Sự xuống cấp của sứ xuyên 36

3.4.2.9 Sự xuống cấp của bộ OLTC 37

3.4.2.10.Tuổi thọ MBA 39

3.4.3.Các nguyên nhân gây ra sự cố MC 110kV 39

3.4.3.1 Quá nhiệt 39

3.4.3.2 Phóng điện cục bộ 39

3.4.3.3 Cách điện bị suy giảm 40

3.4.3.4 Tiếp điểm bị mài mòn 40

3.4.3.5 Sai lệch thời gian đóng cắt 40

3.4.3.6 Tuổi thọ 41

3.4.4.Các nguyên nhân gây ra sự cố cáp ngầm 22kV 41

3.4.4.1 Hư hỏng cách điện do tác động cơ học 41

3.4.4.2 Hư hỏng cách điện do phóng điện cục bộ 41

3.5.Đề xuất phương pháp ngăn ngừa các nguyên nhân sự cố và bảo trì hiện đại 42

CHƯƠNG 4:THỰC HIỆN ĐÁNH GIÁ TÌNH TRẠNG THIẾT BỊ ĐIỆN THEO PHƯƠNG PHÁP CBM 43

4.1.Giới thiệu phương pháp CBM 43

4.1.1.Khái niệm và phương pháp CBM 43

4.1.2.Nguyên lý phương pháp CBM 43

4.2.Các công nghệ đo phóng điện cục bộ và camera nhiệt 44

4.2.1.Công nghệ đo phóng điện cục bộ online (PD on-line) 44

4.2.1.1 Thiết bị TEV Ultra Plus 2 – Hãng EA của Mỹ 45

4.2.1.2 Power PD loại TP-500A – Hãng Power PD của Mỹ 46

4.2.2.Công nghệ đo nhiệt độ bằng camera nhiệt Hãng Nippon Avionics 49

4.2.3.Đo phóng điện cục bộ PD Off-line 50

4.3.Các bước thực hiện phương pháp CBM 51

4.4.Các tiêu chuẩn sử dụng đánh giá thiết bị điện hiện nay đang được Tổng Công ty Điện lực TP.HCM áp dụng 56

CHƯƠNG 5:KẾT QUẢ THỰC NGHIỆM ÁP DỤNG PHƯƠNG PHÁP CBM 59

5.1.Kết quả thực nghiệm 59

5.1.1.Thử nghiệm MBA T1 – TBA 110kV Gia Lộc 59

5.1.1.1 Thực hiện phân tích loại, ảnh hưởng, mức độ nghiêm trọng của các hư hỏng (phân tích FMECA) của MBA T1 61

5.1.1.2 Tính toán chỉ số rủi ro của từng loại hư hỏng của MBA (RPN) 61

5.1.1.3 Xây dựng các hạng mục kiểm tra đối với MBA 63

5.1.1.4 Tiến hành thử nghiệm 65

5.1.1.5 Tính toán chỉ số sức khoẻ CHI 96

5.1.2.Thử nghiệm MC 171 – TBA 110kV Gia Lộc 100

5.1.2.1 Thực hiện phân tích loại, ảnh hưởng, mức độ nghiêm trọng của các hư hỏng (phân tích FMECA) của MC 171 102

5.1.2.2 Tính toán chỉ số rủi ro của từng loại hư hỏng của MBA (RPN): 102

5.1.2.3 Xây dụng các hạng mục thử nghiệm đối với MC 110kV 103

5.4 Bài toán kinh tế 130

CHƯƠNG 6: KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 132

6.1.Kết luận 132

6.2.Kiến nghị 133

6.3.Hướng phát triển của đề tài 133

TÀI LIỆU THAM KHẢO 134

PHỤ LỤC 137

DANH MỤC BẢNG

Bảng 2.1: Mối quan hệ giữa vận hành máy biến áp và tỉ lệ hư hỏng 8

Bảng 2.2: Mối quan hệ giữa điện áp và tỉ lệ hư hỏng 9

Bảng 2.3: Sự thay đổi của chỉ số rủi ro của MBA theo cấp điện áp 11

Bảng 2.4: Sự thay đổi của giá trị rủi ro dựa vào hoạt động năm 12

Bảng 2.5: Thống kê các hư hỏng do môi trường trong các tháng 12

Bảng 2.6: Bảng điểm phân loại đánh giá 13

Bảng 2.7: Phân tích các nguyên nhân sự cố và xây dựng hạng mục thử nghiệm 16

Bảng 2.8: Mức điểm tương ứng các số lần chuyển nấc của OLTC 19

Bảng 2.9: Trọng số ảnh hưởng của các hư hỏng trong thành phần chính MBA 20

Bảng 3.1: Các phát tuyến lộ ra từ trạm 110kV Gia Lộc 24

Bảng 3.2: Các bước thực hiện kế hoạch bảo trì định kỳ tại TBA Gia Lộc 26

Bảng 3.3: Thống kê các kết quả bảo trì bảo dưỡng định kỳ thiết bị điện 27

Bảng 3.4: Biến dạng sóng hài theo quy định của Thông tư 39/2015/TT-BCT 29

Bảng 3.5: Quy định thời gian mờ và đóng MC 110kV 40

Bảng 4.1: Đánh giá tình trạng thiết bị theo kết quả chấm điểm CHI 54

Bảng 4.2: Sắp xếp mức độ quan trọng của thiết bị 55

Bảng 4.3: Ma trận hệ số điều chỉnh tần suất kiểm tra, thử nghiệm 55

Bảng 4.4: Đưa ra quyết định SCBD và chu kỳ kiểm tra, thử nghiệm tiếp theo 55

Bảng 4.5: Các thiết bị chuyên dụng trong thử nghiệm 56

Bảng 5.1: Thông số MBA T1 110Kv tại TBA Gia Lộc 60

Bảng 5.2: Chỉ số RPN của các loại hư hỏng sứ xuyên 61

Bảng 5.3: Chỉ số RPN của các loại hư hỏng bộ chuyển nấc dưới tải (OLTC) 62

Bảng 5.4: Chỉ số RPN của các loại hư hỏng của cuộn dây MBA 62

Bảng 5.5: Chỉ số RPN của các loại hư hỏng do tuổi thọ MBA 62

Bảng 5.6: Chỉ số rủi ro của mỗi hạng mục kiểm tra 62

Bảng 5.7: Chỉ số tỉ lệ rủi ro RPN của từng hạng mục 63

Bảng 5.8: Xây dựng hạng mục kiểm tra, thử nghiệm MBA 63

Bảng 5.9: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo nhiệt độ 66

Bảng 5.10: Nhiệt độ tại đầu cosse và sứ xuyên 110kV (vị trí 1) 67

Bảng 5.11: Nhiệt độ tại thân máy phía 110kV (vị trí 2) 68

Bảng 5.12: Nhiệt độ thân máy phía OLTC (vị trí 3) 69

Bảng 5.13: Nhiệt độ thân máy phía 22kV (vị trí 4) 70

Bảng 5.14: Nhiệt độ cánh tản nhiệt mặt phẳng 71

Bảng 5.15: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo PD Ultrasonic 72

Bảng 5.16: Kết quả thử nghiệm PD Ultrasonic 73

Bảng 5.17: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo PD online (cảm biến AE) 75

Bảng 5.18: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo PD online (cảm biến HFCT) 76Bảng 5.19: Kết quả thử nghiệm PD oline tại thân MBA (vị trí 1) 78

Bảng 5.20: Kết quả thử nghiệm PD oline tại thân MBA (vị trí 2) 79

Bảng 5.21: Kết quả thử nghiệm PD oline tại thân MBA (vị trí 3) 80

Bảng 5.22: Kết quả thử nghiệm PD oline tại thân MBA (vị trí 4) 81

Bảng 5.23:Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục phân tích dầu bồn chính MBA 82

Bảng 5.24: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục phân tích khí hoà tan trong dầu bồn chính MBA 82

Bảng 5.25: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục phân tích khí cháy trong dầu bồn chính MBA 83

Bảng 5.26: Kết quả phân tích chất lượng dầu bồn chính 83

Bảng 5.27: Kết quả phân tích chất lượng dầu của bộ OLTC 83

Bảng 5.28: Kết quả phân tích khí hoà tan và khí cháy của bộ OLTC 84

Bảng 5.29: Kết quả phân tích khí hoà tan trong dầu của bồn chính 84

Bảng 5.30: Kết quả phân tích khí cháy trong dầu của bồn chính 84

Bảng 5.31:Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục kiểm tra tuổi thọ của MBA 85

Bảng 5.32: Kết quả kiểm tra hạng mục tuổi thọ MBA 86

Bảng 5.33: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo thời gian khởi động và vận hành của động cơ OLTC 86

Bảng 5.34: Thông số thử nghiệm dòng khởi động và vận hành OLTC 87

Bảng 5.35: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo điện trở cách điện MBA 88

Bảng 5.36: Kết quả thử nghiệm điện trở cách điện MBA 89

Bảng 5.37: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo điện trở cuộn dây MBA 90

Bảng 5.38: Kết quả thử nghiệm điện trở cuộn dây MBA 92

Bảng 5.39: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo tổn thất điện môi MBA 93

Bảng 5.40: Kết quả thử nghiệm hạng mục Tan delta cuộn dây MBA 94

Bảng 5.41: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo tổn thất điện môi sứ MBA 95

Bảng 5.42: Kết quả thử nghiệm Tan delta Bushing phía 110kV của MBA 96

Bảng 5.43: Trọng số ảnh hưởng của hạng mục kiểm tra, thử nghiệm ở cấp độ 1 97

Bảng 5.44: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá chỉ số sức khoẻ CHI 97

Bảng 5.45: Chỉ số sức khỏe CHI của MBA T1 98

Bảng 5.46: Thông số kỹ thuật của MC 171 101

Bảng 5.47: Chỉ số RPN của các loại hư hỏng MC 171 102

Bảng 5.48: Chỉ số rủi ro của mỗi hạng mục kiểm tra MC 171 102

Bảng 5.49: Tỉ lệ RPN của mỗi hạng mục kiểm tra theo công thức 103

Bảng 5.50: Các hạng mục kiểm tra MC 171 103

Bảng 5.51: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo nhiệt độ MC 104

Bảng 5.52 : Số liệu đo nhiệt độ khi MC 171 đang vận hành với tải cao 105

Bảng 5.53: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục phóng điện cục bộ PD 106

Bảng 5.54: Kết quả thử nghiệm phóng điện cục bộ PD ultrasonic 108

Bảng 5.55: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo điện trở cách điện MC 108

Bảng 5.56: Kết quả đo điện trở cách điện 109

Bảng 5.57: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục điện trở tiếp xúc MC 110

Bảng 5.58: Kết quả thử nghiệm điện trở tiếp xúc MC 171 111

Bảng 5.59: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo thời gian đóng, mở MC 112

Bảng 5.60: Kết quả đo thời gian đóng, mở của MC 171 113

Bảng 5.61: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá của hạng mục kiểm tra tuổi thọ MC 113

Bảng 5.62: Chỉ số tỉ lệ rủi ro của từng hạng mục thử cấp độ 1 của MC 114

Bảng 5.63: Tính trọng số mỗi hạng mục thử nghiệm cấp độ 1 theo công thức 114

Bảng 5.64: Tính toán chỉ số sức khỏe CHI của MBA 114

Bảng 5.65 :Giá trị tiêu chuẩn đánh giá chỉ số sức khoẻ CHI của MC 171 115

Bảng 5.66: Thông số cáp trung thế 116

Bảng 5.67: Các hạng mục kiểm tra cáp ngầm 117

Bảng 5.68: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục kiểm tra nhiệt độ 117

Bảng 5.69: Kết quả thử nghiệm đo nhiệt độ cáp ngầm trung thế MBA T1 118

Bảng 5.70: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục thử nghiệm đo TEV cáp 119

Bảng 5.71: Kết quả đo phóng điện cục bộ TEV 120

Bảng 5.72: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục thử điện trở cách điện cáp 121

Bảng 5.73: Kết quả thử nghiệm điện trở cách điện cáp ngầm trung thế 121

Bảng 5.74: Quá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục thử nghiệm PD 122

Bảng 5.75: So sánh kết quả thử nghiệm bằng phương pháp TBM và CBM 127

Bảng 5.76: Tính toán các chi phí khi thực hiện phương pháp CBM và TBM 130

DANH MỤC HÌNH ẢNH

Hình 2.1: Biểu đồ tỉ lệ hư hỏng theo điều kiện tuổi thọ của MBA 9

Hình 2.2: Mối quan hệ giữa nhiệt độ môi trường và tỉ lệ hư hỏng 10

Hình 2.3: Mối quan hệ giữa lượng mưa và tỉ lệ hư hỏng 11

Hình 2.4: Sơ đồ hệ thống các thành phần MBA với các lỗi có thể xảy ra 15

Hình 2.5: Lưu đồ tiến hành phân tích nhiệt phân 17

Hình 2.6: Lưu đồ thử nghiệm hàm lượng nước và điện áp đánh thủng 18

Hình 2.7: MBA 110kV và bộ đổi nấc dưới tải OLTC 19

Hình 3.1: Biểu đồ nhiệt độ tại Tây Ninh 22

Hình 3.2: Các nguyên nhân gây ra sự cố cho MBA 29

Hình 3.3: Dạng sóng dòng điện qua MBA 22kV 30

Hình 3.4: Dạng sóng dòng điện qua bộ lọc 31

Hình 3.5: Sơ đồ hệ thống 110kV/22kV 31

Hình 3.6: Cuộn dây bị hư hỏng do phóng điện cục bộ 33

Hình 3.7: Mô hình quá trình lão hóa hệ cách điện giấy-dầu 34

Hình 3.8: Mô hình quá trình lão hóa hệ cách điện giấy-dầu 35

Hình 3.9: Mô hình tác động của các yếu tố xuống cấp của hệ thống cách điện 36

Hình 3.10: Sứ xuyên bị suy giảm cách điện gây sự cố nghiêm trọng 37

Hình 3.11: Nguyên nhân thoái hóa bộ OLTC 38

Hình 3.12: Các tiếp điểm của máy cắt SF6 bị mài mòn trong quá trình vận hành 40

Hình 3.13: Cây điện xuất hiện trong quá trình phóng điện cục bộ bên trong lõi cáp điện 22kV 41

Hình 3.14: Phóng điện bên trong cáp ngầm dạng cây nước 42

Hình 4.1: Các ứng dụng của phép đo phóng điện cục bộ Online 44

Hình 4.2: Thiết bị điều khiển và dạng sóng TEV 45

Hình 4.3: Cảm biến chảo thu sóng siêu âm Ultrsonic và TEV 45

Hình 4.4: Thiết bị Power PD loại TP-500A 46

Hình 4.5: Cảm biến AE và HFCT 47

Hình 4.6: Biến dòng tần số cao HFCT 48

Hình 4.7: Nguyên lý làm việc của cảm biến HFCT 48

Hình 4.8: Máy đo scan nhiệt và hình ảnh nhiệt của thiết bị điện 49

Hình 4.9: Quá trình thử phóng điện cục bộ 50

Hình 4.10: Sơ đồ máy PDS-60 đo phóng điện cục bộ 51

Hình 4.11: Cáp bị phóng điện cục bộ tại vị trí 170-180m tính từ vị trí đầu cáp 51

Hình 4.12: Các bước thực bảo trì theo phương pháp CBM 52

Hình 5.1: Lưu đồ thực hiện phương pháp bảo trì CBM đối với MBA 110kV 59

Hình 5.2: MBA T1 110kV tại TBA Gia Lộc, KCN Phước Đông 61

Hình 5.3: Các vị trí kiểm tra ngoại quan của MBA 110kV T1 tại TBA Gia Lộc 65

Hình 5.4: Tiến hành cài đặt thông tin tại điểm đo 73

Hình 5.5: Giãn đồ pha khi đo phóng điện cục bộ bằng chảo thu sóng 74

Hình 5.6: Ảnh minh họa các vị trí đặt của cảm biến 77

Hình 5.7: Cảm biến HFCT đo thực tế tại hiện trường 77

Hình 5.8: Kết quả đo dòng điện vận hành và dòng khởi động OLTC 87

Hình 5.9: Sơ đồ thử nghiệm điện trở cách điện 89

Hình 5.10: Sơ đồ đấu nối khi sử dụng máy CPC 100 91

Hình 5.11: Kết quả đo thử nghiệm đo điện trở cuộn dây 91

Hình 5.12: Sơ đồ thử nghiệm tổn hao điện môi (Tan detla) 94

Hình 5.13: Thiết lập thông số thử nghiệm tổn hao điện môi 96

Hình 5.14: Lưu đồ thử nghiệm theo CBM cho MC 100

Hình 5.15: MC 171 tại TBA Gia Lộc 101

Hình 5.16: Kết quả thử nghiệm Ultrasonic pha A – MC 171 107

Hình 5.17: Kết quả thử nghiệm Ultrasonic pha B – MC 171 107

Hình 5.18: Kết quả thử nghiệm Ultrasonic pha C – MC 171 107

Hình 5.19: Minh họa cài đặt thông số thử nghiệm với dòng lên đến 800A 110

Hình 5.20: Kết quả thử nghiệm điện trở tiếp xúc 111

Hình 5.21: Kết quả thử nghiệm thời gian đóng/mở MC 171 112

Hình 5.22: Cáp ngầm trung thế 24kV cấp điện đến MC tổng 431 116

Hình 5.23: Kết quả đo phóng điện cục bộ PD TEV tại 3 sợi cáp pha A 119

Hình 5.24: Kết quả đo phóng điện cục bộ PD TEV tại 3 sợi cáp pha B 119

Hình 5.25: Kết quả đo phóng điện cục bộ PD TEV tại 3 sợi cáp pha C 120

Hình 5.26: Cài đặt giá trị ban đầu trên phần mềm PD detector 123

Hình 5.27: Quá trình test PD các sợi cáp pha A – MBT T1 ở mức 1,7Uo 124

Hình 5.28: Kết quả thử nghiệm điển hình của 1 trong cách sợi cáp thuộc Pha A 124

Hình 5.29: Kết quả thử nghiệm điển hình của 1 trong các sợi cáp thuộc pha B 125

Hình 5.30: Kết quả thử nghiệm điển hình của 2 sợi 1 và 2 thuộc pha C 125

Hình 5.31: Dạng sóng PD và vị trí PD của sợi cáp thứ 3 pha C – MBA T1 126

Hình 5.32: Dạng sóng của calib và sóng PD gần trùng nhau của sợi cáp thứ 3 pha C – MBA T1 126

CÁC TỪ VIẾT TẮT

－ CN (Criticality Number): Chỉ số nghiêm trọng;

－ CBM (Condition Base Maintenance): Phương pháp sửa chữa bảo dưỡng theo tình trạng vận hành của thiết bị;

－ CHI (Condition Health Index): Chỉ số sức khỏe của thiết bị;

－ Det (Detetability): Khả năng phát hiện hư hỏng;

－ DGA (Dissolved gas analysis and Oil characteristic): phân tích khí hòa tan và đặc tính dầu;

－ FMECA (Failure modes, Effects and Criticality Analysis): Phân tích các loại, ảnh hưởng, tính nghiêm trọng của các hư hỏng;

－ FM (Failure modes): Loại hư hỏng;

－ FE (Failure effects): Ảnh hưởng của hư hỏng;

－ HFCT (High frequency current transformer): Biến dòng tần số cao;

－ IEC (International Electrotechnical Commission): Ủy ban kỹ thuật điện Quốc tế;

－ IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers): Viện Kỹ sư Điện và Điện tử Hoa Kỳ;

－ OLTC (On Load Tap Changer): Bộ điều chỉnh điện áp dưới tải

－ Prob (Probability): Xác suất xảy ra hư hỏng;

－ PD (Partial Discharge): Phương pháp thử nghiệm phóng điện cục bộ;

－ RPN (Risk Priority Number): Chỉ số rủi ro;

－ RCM (Reliable Centered Maintenance): Bảo trì tập trung vào độ tin cậy;

－ Sev (Severity): Tính nghiêm trọng của hư hỏng;

－ TBM (Time based maintenance): Phương pháp bảo trì dựa trên thời gian;

－ TEV (Transient Earth Voltage): Phương pháo đo phóng điện cục bộ bên trong;

－ VLF (Very Low Frequency): Thử nghiệm điện áp tần số rất thấp;

－ WF (Weight factor): Trọng số;

CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU 1.1 Lý do chọn đề tài

Hệ thống điện còn được gọi là mạch máu của nền kinh tế Quốc gia, chính bởi sự quan trọng bậc nhất như thế thì việc đảm bảo vận hành an toàn và liên tục trong hệ thống điện hiện nay và trong tương lai là vấn để cần tính đến và triển khai thực hiện tốt nhất có thể Mỗi thiết bị điện trên hệ thống phân phối đều có xác suất hỏng hóc Khi được lắp đặt lần đầu, một thiết bị có thể bị lỗi do sản xuất kém, hư hỏng trong quá trình vận chuyển hoặc lắp đặt không đúng cách Thiết bị “khỏe mạnh” có thể bị hỏng do dòng điện quá lớn, điện áp quá lớn, động vật, thời tiết khắc nghiệt và nhiều nguyên nhân khác Đôi khi thiết bị sẽ tự hỏng vì những lý do như tuổi theo thời gian, tuổi nhiệt, tình trạng phân hủy hóa học, tình trạng ô nhiễm và tình trạng hao mòn cơ khí [11]

Đối với các khu công nghiệp nói chung và KCN Phước Đông nói riêng thì nhu cầu cung cấp điện liên tục để sản xuất là rất lớn, những sự cố gây ra mất điện đột ngột, không tái lập lại trong khoảng thời gian ngắn nhất là điều không mong muốn xảy ra vì thiệt hại cho các khách hàng là rất lớn, máy móc có thể hư hỏng, với thực trạng áp dụng các phương pháp bảo trì theo truyền thống như: dựa trên thời gian quy định, dựa trên sự cố xảy ra khi vận hành sẽ làm thiết bị không được báo động trước các hư hỏng có thể xảy ra

Việc nghiên cứu và áp dụng mô hình bảo trì theo phương pháp Bảo trì dựa trên điều kiện tình trạng của thiết bị (CBM) là rất cần thiết khi hệ thống điện ngày càng phức tạp, cần cải tiến về mặt công nghệ nhằm đánh giá chi tiết hơn về tình trạng thiết bị điện Để áp dụng thực hiện các công tác bảo trì theo phương pháp CBM cần phải xây dựng bộ tiêu chí đánh giá định lượng cho các chủng loại thiết bị như (MC, MBA 110kV và cáp ngầm 22kV) từ đó nhân viên quản lý vận hành có thể theo dõi, đánh giá, định lượng bằng các điểm số để đánh giá được tình trạng “sức khỏe” của thiết bị đang vận hành; qua đó đề xuất phương án sửa chữa và bảo trì hợp lý, hạn chế những thiệt hại gây ra do hư hỏng thiết bị

1.2 Mục đích nghiên cứu

Mục đích tổng quát: đánh giá, phân tích tình trạng thiết bị điện tại TBA 110kV

KCN Phước Đông, tỉnh Tây Ninh

Mục đích cụ thể:

 Thực trạng bảo trì các thiết bị điện 110kV tại TBA 110kV Gia Lộc – KCN

Phước Đông, tỉnh Tây Ninh

 Tìm hiểu các tác động của môi trường đến MBA

 Phân tích các hư hỏng của MBA T1, MC 171 110kV và cáp ngầm trung thế 22kV từ MBA T1 đến MC tổng trung thế 431

 Các công nghệ đo lường hiện đại cho thử nghiệm Online

 Thực nghiệm đánh giá theo phương pháp CBM cho các thiết bị điện MBA,

MC, cáp ngầm trung thế tại TBA 110kV – Gia Lộc và đưa ra các khuyến cáo cho từng hạng mục

 Các kiến nghị về phương pháp CBM và đề xuất các phương pháp cải tiến

trong công tác bảo trì định kỳ

1.3 Phạm vi nghiên cứu

Thực hiện nghiên cứu tại TBA 110kVA Gia Lộc - KCN Phước Đông, huyện Gò Dầu, tỉnh Tây Ninh

1.4 Đối tượng nghiên cứu

Thực nghiệm trên 03 thiết bị chính tại trạm gồm: MBA 110kV, MC 110kV và

cáp ngầm 22kV

1.5 Phương pháp nghiên cứu

Tổng hợp các bài báo phân tích về nguyên nhân hư hỏng của thiết bị, dữ liệu hư hỏng qua kinh nghiệm thực nghiệm tại các TBA

Đánh giá tình trạng bảo trì và sự không phù hợp với điều kiện hiện nay Nghiên cứu và lựa chọn áp dụng các công nghệ thử nghiệm On-line hiện nay Thử nghiệm và phân tích các số liệu đo, đưa ra khuyến nghị sau khi đánh giá theo phương pháp CBM

CHƯƠNG 2: THỰC TRẠNG BẢO TRÌ HIỆN NAY VÀ CÁC NGHIÊN CỨU VỀ PHƯƠNG PHÁP CBM

2.1 Thực trạng bảo trì và một số phương pháp bảo trì đánh giá tình trạng thiết bị điện hiện nay

Thực trạng chung: hiện nay tại các TBA đã tồn tại từ rất lâu việc bảo trì định kỳ theo quy định của các thông tư, các văn bản quy định hiện hành như: Thông tư 33/2015/TT-BCT về việc Quy định về kiểm định an toàn kỹ thuật các thiết bị, dụng cụ điện, Thông tư số 39/2015/TT-BCT của Bộ Công thương: Quy định hệ thống điện phân phối và công văn số 3075/CV-EVN-KTLĐ ngày 14/07/2003 của Tổng Công ty Điện lực Việt Nam, các thiết bị điện sau khi vận hành không quá 36 tháng thì phải được kiểm định định kỳ, nhưng với thời gian 3 năm thì có nhiều yếu tố gây hư hỏng trong quá trình vận hành như: quá tải, điều kiện môi trường, sự cố ngắn mạch, dầu cách điện suy giảm, phát sinh khí cháy nguy hiểm, OLTC bị ảnh hưởng do hoạt động liên tục nhưng không được thay dầu và bão dưỡng động cơ Thống kê các khuyết điểm trong việc bảo trì hiện tại:

 Chi phí nhân công và vật tư lớn, sửa chữa không đúng chức năng chuyên

môn do có thể hư hỏng rất nhiều sau thời gian vận hành quá lâu

 Sự cố có thể tiềm ẩn trong thời gian 36 tháng, điều kiện môi trường phá huỷ

các bề mặt cách điện gây nguy hiểm, suy giảm cách điện

 Thời gian cắt điện do bảo trì lớn, rủi ro các hư hỏng phải xử lý làm kéo dài

thêm thời gian mất điện cho khách hàng, thiệt hại kinh tế là đáng kể

 Các phụ tùng thay thế có thể bị động do phải đặt hàng từ nước ngoài và mời

chuyên gia (trong phương pháp CBM cho phép loại trừ và phân bổ trước các việc này, tránh bị động)

Tại TBA 110kV Gia Lộc được đóng điện đưa vào vận hành năm 2020 thì việc bảo trì định kỳ cũng được rất quan tâm bởi đơn vị quản lý vận hành, với giai đoạn 5 năm đầu tiên được xem là cực kỳ quan trọng đối với các thiết bị điện tại TBA, đặc biệt là MBA 110kV Theo ghi nhận các hồ sơ bảo trì định kỳ cho thấy TBA áp dụng bảo trì với thời gian 24 tháng/lần, như vậy đơn vị QLVH đã thực hiện tốt việc bảo trì theo quy định nhằm kiểm soát các hư hỏng có thể xảy ra đối với thiết bị, nhưng trong các năm đầu sẽ ít xảy ra các sự cố vì tính chất thiết bị có khả năng chịu đựng cao khi thay đổi các thông số về điện, để nâng cao hiệu quả hơn trong việc chăm sóc “sức khoẻ” các thiết bị tại trạm thì chủ đầu tư đã lần đầu tiên áp dụng phương pháp bảo trì theo điều kiện vận hành của thiết bị (Condition Base Maintance - CBM)

2.2 Một số phương pháp bảo trì hiện nay

Đi cùng với sự phức tạp của hệ thống thiết bị và sự đa dạng hóa của các nhiệm vụ, công việc bảo trì thiết bị chứa đựng nhiều bất trắc Ở một mức độ nhất định, các

mô hình bảo trì truyền thống thường gây ra tình trạng bảo trì không đủ hoặc bảo trì quá mức, một quyết định bảo trì hợp lý và năng động là điểm mấu chốt để quản lý bảo trì hiệu quả và có lợi nhuận.[4]

2.2.1 Bảo trì phòng ngừa (Preventive Maintenance-PM)

Là hoạt động kiểm tra, bảo dưỡng, sửa chữa được lên kế hoạch và thực hiện định kỳ theo từng chủng loại thiết bị, đảm bảo thiết bị hoạt động ổn định, giảm thiểu hư hỏng và thời gian dừng máy, tránh ảnh hưởng đến hiệu quả vận hành

Trên thực tế, đây là phương pháp bảo trì phù hợp nhất với mọi doanh nghiệp đang lập chiến lược bảo trì, phục vụ cho mục tiêu giảm chi phí dài hạn cho các hoạt động bảo trì, bảo dưỡng, sửa chữa, khắc phục sự cố thiết bị, tài sản

Các loại bảo trì phòng ngừa:

 Bảo trì dựa trên thời gian (Time-based Maintenance)

 Bảo trì dựa trên lỗi được phát hiện (Failure Finding Maintenance)

 Bảo trì dựa trên điều kiện (Condition-Based Maintenance)

 Bảo trì dự đoán (Predictive Maintenance)

Ưu điểm:

 Nâng cao tuổi thọ của thiết bị: Khi xây dựng và tuân thủ kế hoạch bảo trì định kỳ, thiết bị sẽ vận hành ổn định, thời gian sử dụng tăng cao và giảm thiểu thời gian dừng máy

 Giảm tiêu thụ nhiên liệu và năng lượng: việc vệ sinh, tra dầu mỡ, thay thế phụ tùng, v.v., thực hiện định kỳ giúp cho thiết bị hoạt động hiệu quả với hiệu suất tốt nhất, giúp cải thiện việc tiêu thu nhiên liệu và năng lượng

 Giảm thiểu thời gian dừng máy: với việc lập kế hoạch bảo trì định kỳ hiệu quả, doanh nghiệp có thể tối ưu thời gian dừng máy để thực hiện công việc một cách phù hợp và khoa học, tránh thời gian dừng máy không cần thiết hoặc ảnh hưởng đến kế hoạch sản xuất

 Chủ động trong công tác chuẩn bị: doanh nghiệp chủ động chuẩn bị và phân bổ nguồn nhân lực, vật tư, công cụ,…theo kế hoạch đã được lập trước đó

 Đảm bảo an toàn trong vận hành: tai nạn lao động có thể xảy ra khi thiết bị gặp sự cố trong quá trình vận hành Bảo trì phòng ngừa làm tăng độ ổn định trong hoạt động của thiết bị, đồng thời góp phần cải thiện mức độ an toàn cho cán bộ vận hành

 Giảm chi phí cho doanh nghiệp: sự cố chắc chắn xảy ra nếu doanh nghiệp chỉ dựa vào phương pháp bảo trì khắc phục, việc hư hỏng đột ngột có thể làm gián đoạn hoạt động sản xuất - kinh doanh, tăng chi phí khắc phục sự cố

 Nâng cao mức độ tin cậy của doanh nghiệp: với việc đảm bảo thiết bị hoạt động ổn định, giảm thiểu thời gian dừng máy, doanh nghiệp chủ động trong

công tác vận hành sản xuất – kinh doanh, nâng cao hiệu quả, uy tín trong quá trình hoạt động của doanh nghiệp

Khuyết điểm: tập trung nhiều dư liệu thiết bị, phân loại và nghiên về dữ liệu

nhà sản xuất hơn các quy định hiện hành, mức độ bảo trì không phù hợp cho TBA

110kV trở lên

2.2.2 Phương pháp bảo trì khắc phục (Corrective Maintenance-CM)

Là các hoạt động bảo trì khắc phục sự cố khi thiết bị, tài sản hư hỏng đột ngột hoặc các lỗi tiềm ẩn được phát hiện trong quá trình bảo trì định kỳ mà không có bất kỳ một kế hoạch bảo trì nào được lập trước đây

Hiện nay, việc xảy ra sự cố được xem là một thảm họa của hệ thống điện và có thể gây ảnh ưởng rất nhiều khía cạnh như: kinh tế, kỹ thuật (thiết bị hư hỏng nặng) và thời gian tái lập điện Phương pháp bảo trì khắc phục là không thể thiếu nhưng cũng có ưu khuyết điểm riêng và chỉ thích hợp cho những trường hợp ít xảy ra sự cố như đường dây trên không, các thiết bị thiên về cơ khí như: Dao cách ly, Cầu ngắt chì tự rơi,…

 Có thể dẫn đến mức độ hư hỏng nặng cho các thiết bị điện

Qua đó nhận thấy phương pháp này không phù hợp cho bảo trì thiết bị tại TBA 110kV, nếu đến khi xảy ra sự mới xây dựng kế hoạch bảo trì, sửa chữa thì việc phục hồi lại nguồn cung cấp điện là rất khó khăn và tốn chi phí rất nhiều

2.2.3 Phương pháp bảo trì dựa trên thời gian thực (Time Based Maintenance -TBM)

Đối với các thiết bị điện tại trạm và điển hiện là MBA, MC và cáp ngầm 22kV phải thử nghiệm định kỳ lại trong thời gian 1 năm và tối đa là 3 năm theo văn bản số 3075/CV-EVN-KTLĐ ngày 14/07/2003 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam về việc quy định tạm thời các hạng mục, khối lượng thí nghiệm định kỳ cho thiết bị điện Theo yêu cầu của nhà sản xuất chỉ dựa trên các định mức trung bình hoặc tối ưu nhất trong sản xuất mà không căn cứ vào tình trạng thực tế sử dụng của thiết bị đó (tình

trạng vận hành – quá tải, non tải, điện áp, dòng điện, tuổi thọ vận hành,…) khiến cho công việc bảo trì không đánh giá và xử lý được tình trạng làm việc của thiết bị đó

Bảo trì dựa trên thời gian thực (TBM) đề cập đến việc thay thế hoặc đổi mới một thiết bị để khôi phục độ tin cậy của nó vào một thời điểm, khoảng thời gian hoặc cách sử dụng cố định bất kể tình trạng thiết bị như thế nào Hiện nay, việc áp dụng phương pháp bảo trì TBM chưa đáp ứng được hết các nhu cầu hiện nay và phương pháp này có những ưu khuyết điểm như sau:

Ưu điểm:

 Đầu tiên, việc đào tạo cho các nhiệm vụ dựa trên thời gian tương đối đơn giản và không đòi hỏi đào tạo chuyên sâu

 Chi phí thấp hơn so với bảo trì khắc phục sự cố (CM)

 Thứ ba, TBM dễ thực hiện hơn so với các phương pháp khác như bảo trì dự đoán (PdM) hoặc giám sát dựa trên điều kiện, vì không yêu cầu các cảm biến hoặc thiết bị bổ sung để quyết định khi nào tài sản cần bảo dưỡng

 Thứ tư, lịch trình bảo trì có thể dự đoán được và nhất quán do TBM tuân theo một khoảng thời gian đã định

 Cuối cùng, TBM hiệu quả đối với tài sản chạy liên tục, vì hao mòn của tài sản này dễ dự đoán hơn, cho phép công việc bảo trì được lên lịch định kỳ

Như vậy, phương pháp Bảo trì dựa trên thời gian thực (TBM) thường được áp dụng trong công tác quản lý bảo trì đối với các thiết bị hoặc hệ thống hao mòn chậm, không được trang bị cảm biến đo lường tình trạng và không dễ dàng thay thế Trong những trường hợp này, việc thực hiện các hoạt động bảo trì định kỳ theo phương pháp TBM có thể giúp đảm bảo sự hoạt động liên tục của thiết bị và ngăn ngừa các sự cố không đáng có Đối với các thiết bị tại TBA 110kV, 220kV thì việc theo dõi, giám sát các thông số thử nghiệm là rất cần thiết và dần phưng pháp này chưa đáp ứng nhu cầu thực tiễn

2.2.4 Phương pháp bảo trì theo điều kiện vận hành (Condition Based Maintenance – CBM)

Đi cùng với sự phức tạp của hệ thống thiết bị và sự đa dạng hóa của các nhiệm vụ, công việc bảo trì thiết bị chứa đựng rất nhiều bất trắc Ở một mức độ nhất định,

các mô hình bảo trì truyền thống thường gây ra tình trạng bảo trì không đủ hoặc bảo trì quá mức, một quyết định bảo trì hợp lý và năng động là điểm mấu chốt để quản lý bảo trì hiệu quả và có lợi nhuận [4]

Theo thống kê khi áp dụng bảo trì theo CBM vào các TBA 110kV tại khu vực TP.HCM của Tổng Công ty Điện lực TPHCM (EVNHCMC) cho thấy kết quả thử nghiệm đạt rất tốt và cụ thể như sau:

110kV Việc áp dụng phương pháp CBM đã giúp EVNHCMC sớm phát hiện các nguy cơ có thể gây ra sự cố để đưa ra các biện pháp xử lý kịp thời [18]

 Điển hình, tại trạm 110 kV Trường Đua, đã phát hiện giá trị tandelta của sứ cao 3 pha cao bất thường so với ngưỡng cho phép Tổng công ty đã phối hợp với Công ty Đông Anh tháo và kiểm tra ty sứ cao, phát hiện tiếp xúc xấu giữa ty sứ và đầu cosse MBA, tiến hành thay thế kịp thời đầu cosse Sau khi thay thế, thực hiện thử nghiệm lại và cho ra kết quả tốt [18]

 Tương tự, tại trạm 110 kV Bến Thành, phương pháp CBM đã phát hiện độ lệch nhiệt độ của đầu cosse pha B so với 2 pha còn lại vượt mức cho phép Khi kiểm tra chuyên sâu, đã phát hiện ty sứ pha tiếp xúc xấu và đã cho thay thế ty sứ mới, thực hiện đo lại cho kết quả tốt [18]

Như vậy khi áp dụng phương pháp bảo trì dựa trên điều điện của thiết bị (CBM) thì rất phù hợp cho hệ thống điện hiện nay Với nhiều ưu điểm và ít khuyết điểm cho thấy phương pháp CBM rất được quan tâm và đáp ứng nhu cầu của thực tiễn

Ưu điểm:

 Loại trừ, phân tích được nhiều loại hư hỏng có thể xảy ra trước khi tiến hành thử nghiệm Nhân sự phải được đào tạo chuyên sâu

 Có thể tổ chức thử nghiệm,phân tích bất kỳ thời điểm nào

 Giảm chi phí sửa chữa, chi phí nhân công cho phép nhân viên sửa chữa, bảo dưỡng theo đúng nhiệm vụ

 Giảm tình trạng hư hỏng thiết bị, giảm chỉ số về mất điện của hệ thống (System Average Interruption Duration Index – SAIDI)

 Tăng hiệu quả cho việc thực hiện sản xuất kinh doanh được giao; giúp rà soát toàn bộ hệ thống và tất cả các tài sản, thiết bị; thay việc bảo trì định kỳ cứng nhắc bằng việc bảo trì linh hoạt, chủ động hơn và ngăn ngừa sự cố mất điện

Khuyết điểm: có một yếu tố là phương pháp CBM sẽ tính toán và phải thử

nghiệm với tần suất không có định dựa theo tình trạng của từng thiết bị điện tại trạm

2.3 Phân tích tác động của môi trường đến các MBA cao áp khác nhau

Theo phương pháp CBM do các nước tiên tiến đã áp dụng phân tích về mức độ ảnh hưởng bởi môi trường đối với MBA là không thể thiếu, vì MBA là thiết bị quan trọng và đắt tiền nhất trong Hệ thống truyền tải Nó đóng một vai trò quan trọng trong việc truyền năng lượng điện dưới một mức điện áp nhất định Khi MBA bị sự cố sẽ gây ra sự cố nghiêm trọng trong hệ thống, đặc biệt khi đó là MBA có công suất lớn Sự cố không chỉ ảnh hưởng đến yếu tố kinh tế mà còn gây ra các vấn đề xã hội học, chẳng hạn như hình ảnh của tiện ích do sự không hài lòng của khách hàng

Tại Hội nghị về sự cách điện của thiết bị cao áp (EIC), Baltimore, MD, USA, ngày 11-14 tháng 6 năm 2017, những chuyên gia cho rằng việc vận hành một cách đáng tin cậy của MBA là cơ sở cho sự an toàn và ổn định trong vận hành hệ thống điện Các phương pháp đánh giá trạng thái truyền thống cho MBA là không đầy đủ, đặc biệt là về đặc tính thiết bị và thông tin môi trường Bài báo này đề xuất một phương pháp đánh giá trạng thái môi trường và đặc tính của MBA dựa trên phân tích hư hỏng

Thứ nhất, theo nguyên nhân phân loại các lỗi như rò rỉ (từ bồn chính của MBA,

bộ bảo quản dầu và các bộ phận chính khác), độ ẩm và lỗi linh kiện, quá nhiệt, rỉ sét, bụi bẩn, vượt quá tiêu chuẩn cho phép Qua các số liệu thống kê cho thấy độ ẩm, rò rỉ, hỏng hóc linh kiện, lỗi quá nhiệt là những nguyên nhân chính

Thứ hai, phân tích mối liên quan giữa các nguyên nhân chính và các yếu tố ảnh

hưởng như: tuổi thọ vận hành, mức điện áp, nhiệt độ và lượng mưa Sau đó cho điểm từng yếu tố theo môi trường của MBA, để đánh giá rủi ro lỗi cụ thể

2.3.1 Mối quan hệ giữa quá trình vận hành và tỉ lệ hư hỏng

Theo thống kê các mức điện áp hoạt động khác nhau của MBA, số liệu thống kê về các hư hỏng được phân tích Nội dung phân tích tập trung vào các MBA 110kV, 220kV, 500kV được thể hiện trong bảng 2.1 [1]

Bảng 2.1: Mối quan hệ giữa vận hành máy biến áp và tỉ lệ hư hỏng

khi tỉ lệ hư hỏng của MBA 220kV là cao nhất, nhưng rõ ràng rò rỉ điện ở MBA 110kV là rất cao [1]

MBA 110kV dễ bị ẩm, còn MBA 220kV và 500kV bị ảnh hưởng nhiều hơn bởi hư hỏng của các thành phần phụ như: hệ thống làm mát, dầu cách điện, gioăng sứ cao, hạ…) Các hư hỏng do quá trình rò rỉ điện và quá nhiệt không có sự khác biệt đáng kể giữa ba mức điện áp, như bảng 2.2 [1] dưới đây

Bảng 2.2: Mối quan hệ giữa điện áp và tỉ lệ hư hỏng

Loại hư hỏng Đơn vị tính 110kV 220kV 500kV

Hồ sơ vận hành của MBA sau 18 năm đã được thu thập:

Hình 2.1: Biểu đồ tỉ lệ hư hỏng theo điều kiện tuổi thọ của MBA

Đối vối bất kỳ thiết bị nào cũng sẽ “già đi” theo thời gian, các vật liệu không còn đáp ứng vận hành, qua hình 2.1 cho thấy phần trăm hư hỏng sẽ tăng rất nhiều kh MBA đã vận hành 18 năm [1]

Trong 5 năm đầu tiên: vào năm thứ 3 và 4 sẽ có hiện tượng hư hỏng nhưng

không ảnh hưởng nhiều do quá trình này MBA đang dần hoạt động ổn định

Đến 5 năm tiếp theo: tỉ lệ hư hỏng tăng từ 10% lên 16%, MBA hoạt động 10

năm trực tiếp ngoài môi trường cũng sẽ tác động làm hư hỏng các bộ phận bên ngoài nhiều hơn là hư hỏng bên trong

Từ năm thứ 10 đến năm thứ 18: hư hỏng tăng lên mức 40% cho thấy không chỉ

các bộ phận bên ngoài mà có thể các cuộn dây, dầu cách điện, OLTC cũng sẽ lão hóa

2.3.2 Mối quan hệ giữa nhiệt độ môi trường xung quanh và tỉ lệ hư hỏng

Theo mối quan hệ của tỉ lệ hư hỏng và hoạt động vận hành liên tục, phân tích thống kê cho thấy rằng thiết bị đi vào hoạt động sớm (trong vòng 3 năm) tỉ lệ lỗi tăng lên liên tục Sau những năm hoạt động trung bình (4-10), tỉ lệ hư hỏng là tương đối ổn định Trong thời kỳ lão hóa (11 năm sau), khiếm khuyết tốc độ phát triển nhanh chóng Tỉ lệ hư hỏng tổng thể là một cấp số nhân xu hướng tăng trưởng [1]

Thông tin nhiệt độ trung bình hàng ngày của trạm biến áp ở khu vực đã được thu thập trong hình 2.2 [1]

Quan sát hình 2.2a cho thấy nhiệt độ môi trường có thể gây ra những hư hỏng, cao điểm khoảng 28oC thì tỉ lệ hư hỏng khoảng 34% và hình 2.2b nhiệt độ cũng ở mức khoảng 28% nhưng tỉ lệ hư hỏng gần 100%, đặc biệt là tháng 8

Như vậy, nhiệt độ tại các điểm đấu nối có liên quan mật thiết với nhiệt độ môi trường, khi môi trường bên ngoài có nhiệt độ cao do nắng nóng liên tục cũng sẽ tác động hư hỏng đến các thành phần trong đó có các mối nối

2.3.3 Mối quan hệ giữa lượng mưa và tỉ lệ hư hỏng

Thông tin về lượng mưa ở các khu vực khác nhau và đã được thu thập Xu hướng thay đổi của các loại hư hỏng và nhiệt độ trung bình hàng tháng được thể hiện trong hình 2.3 [1]

Hình 2.2: Mối quan hệ giữa nhiệt độ môi trường và tỉ lệ hư hỏng

Hình 2.3: Mối quan hệ giữa lượng mưa và tỉ lệ hư hỏng

Mối tương quan nghịch giữa tỉ lệ hư hỏng và lượng mưa hàng tháng là ít Tỉ lệ hư hỏng do quá nhiệt là tương quan thuận với nhiệt độ trung bình Các mối quan hệ giữa các khuyết tật do rò rỉ điện và sự thay đổi lượng mưa hàng tháng là không rõ ràng Vậy mức độ lượng mưa nhiều hoặc ít đã gây ra những hư hỏng cho MBA là không xác định chính xác được qua nghiên cứu này

2.3.4 Chỉ số rủi ro mức điện áp

Giá trị chuẩn rủi ro được chia thành 3 mức, sử dụng thuật toán phân cụm của K-means Tiêu chuẩn rủi ro của mọi hư hỏng của mỗi cấp điện áp được trình bày trong bảng 2.3

Bảng 2.3: Sự thay đổi của chỉ số rủi ro của MBA theo cấp điện áp

Tỉ lệ hư hỏng của linh kiện tăng lên theo thời gian hoạt động, giá trị hiệu chỉnh rủi ro của mỗi cấp điện áp là 0 (110kV), 1 (220kV) và 2 (500kV) Mối quan hệ giữa rủi ro do rò rỉ điện và quá nhiệt không rõ ràng và giá trị hiệu chỉnh của rủi ro từ quá trình rò rỉ điện là 1, trong khi nguy cơ quá nhiệt là 0 Kết quả các hư hỏng được thống kê trong bảng 2.4

Bảng 2.4: Sự thay đổi của giá trị rủi ro dựa vào hoạt động năm

Loại hư hỏng Thống kê các điểm rủi ro của các thành phần MBA qua các năm

2.3.5 Đánh giá trạng thái dựa trên các yếu tố môi trường

Theo sự phân bổ hàng tháng của các hư hỏng, giá trị tham chiếu của các rủi ro đã được chọn Mối tương quan giữa nhiệt độ và lượng mưa và các loại hư hỏng khác nhau đã sửa đổi Các hư hỏng trong thời gian mỗi tháng đã được tập hợp lại, sử dụng thuật toán K-mean, được chia thành ba nhóm Lấy tháng 2, 3, 6, 4 làm nhóm đầu và tháng 5, 7, 8, 9, 10, 11, 1 là nhóm 2 và tháng 12 là nhóm cuối cùng

Các yếu tố môi trường tác động liên tục, chẳng hạn như nhiệt độ và độ ẩm, đã được phân loại thành mức độ rời rạc, hư hỏng thành phần và nhiệt độ có giá trị tương quan Rò rỉ và hư hỏng do quá nhiệt và nhiệt độ môi trường là không tương quan Giá trị hiệu chỉnh rủi ro do rò rỉ là được chọn là 1 và giá trị hiệu chỉnh rủi ro quá nhiệt là được chọn là 0 Mối tương quan giữa rò rỉ, thành phần hư hỏng và lượng mưa là không cao, nhưng tỉ lệ lớn hơn Như vậy chỉ số đánh giá đã được tính toán dựa trên sự thay đổi hàng tháng, như thể hiện trong bảng 2.5 dưới đây

Bảng 2.5: Thống kê các hư hỏng do môi trường trong các tháng

Tháng

Thống kê các hư hỏng do yếu tố môi trường

Tháng

Thống kê các hư hỏng do yếu tố môi trường

2.3.6 Chiến lược tương ứng dựa trên kết quả đánh giá

Tích lũy các loại hư hỏng và điểm số nằm trong khoảng từ 3-16 điểm Điểm rủi ro của MBA được chia thành 4 phần ("bình thường", "trung bình", "khá" và "kém") và đề xuất về các khuyến cáo xử lý rủi ro khác nhau tương ứng với số điểm được thể hiện trong bảng 2.6 [1]

Bảng 2.6: Bảng điểm phân loại đánh giá

Bình thường (điểm ≤7)

Những khuyết điểm không có gì nổi bật thì không cần thực hiện thêm các biện pháp khác

Trung bình (điểm 8-13)

Có nguy cơ tiềm ẩn, có thể xảy ra sự cố nhưng mức độ không cao, không cần phân tích chuyên sâu mà theo dõi với tần suất chuẩn đặt ra

Thiết bị trong tình trạng khẩn cấp phải cắt điện tiến hành thử nghiệm chuyên sâu và sửa chữa nếu bị hư hỏng

MBA 110kV có mức độ quá nhiệt và hư hỏng của các thành phần và mức độ ẩm cao Theo phân tích các rủi ro có thể xảy ra thì trong quá trình thử nghiệm định kỳ sẽ có những đánh giá về tình trạng thực tế của thiết bị qua các thông số đo Từ đó, có phương pháp đánh giá dựa vào tình trạng thiết bị thử nghiệm

2.4 Nghiên cứu về phương pháp bảo trì CBM tại Indonesia

Để triển khai bảo trì dựa trên tình trạng (CBM) trên MBA khi tình trạng chính xác của nó trở nên cần thiết và quan trọng, cơ quan quản lý lưới điện tại Bali (PLN P3B JB) phát triển phương pháp đánh giá tình trạng thiết bị theo điều kiện vận hành Phương pháp này bắt đầu với việc tạo FMEA/FMECA (bảng phân tích các hư hỏng ảnh hưởng đến thiết bị) [16], để xác định các chế độ hư hỏng ở mức độ nghiêm trọng và trọng số WF sẽ được sử dụng để xây dựng các hạng mục kiểm tra tối ưu và cần thiết để phân tích các chế độ hư hỏng điển hình trong việc xác định tình trạng của MBA

Bước tiếp theo là xác định phương pháp kiểm tra chính xác để đánh giá các chế độ lỗi đó, cho dù đó là kiểm tra trực quan, đo lường khi vận hành hay đo lường khi ngưng hoạt động Một số tính toán cũng được sử dụng để kết hợp tất cả các giá trị kiểm tra nhằm tạo ra giá trị kết quả thể hiện tình trạng thực tế của MBA [16]

2.4.1 Đánh giá tình trạng MBA

2.4.1.1 Các thành phần của MBA và phương pháp kiểm tra

PLN P3B Jawa Bali đã phát triển khái niệm đánh giá tình trạng của MBA dựa trên phân tích ảnh hưởng của các hư hỏng của thiết bị (FMEA), phân tích mức độ nghiêm trọng và xác xuất xảy ra của các hư hỏng (FMECA), kiến thức về tình trạng xuống cấp của MBA và kinh nghiệm hỏng hóc trong quá trình vận hành MBA điện lực [3]

－ FMEA/FMECA được tạo ra trên mỗi thành phần, cơ cấu của MBA (tức là mạch/lõi điện từ, mạch/cuộn dây mang dòng điện, hệ thống điện môi/cách điện, kết cấu cơ khí, hệ thống làm mát, sứ cao áp, hạ áp, OLTC, hệ thống bảo quản và giãn nở dầu, bảo vệ và giám sát)

－ Từ FMECA mà quyết định rằng MBA có ba thành phần quan trọng chính (tức là tập hợp các thành phần chính, sứ cao áp và hạ áp và bộ chuyển nấc dưới tải OLTC) Trong đó tập hợp các thành phần chính bao gồm một số hệ thống con (tức là lõi, cuộn dây, cách điện, hệ thống làm mát và kết cấu cơ khí)

Hình 2.4: Sơ đồ hệ thống các thành phần MBA với các lỗi có thể xảy ra

Qua hình 2.4 cho thấy sẽ có nhiều hạng mục có thể được thực hiện để kiểm tra tình trạng MBA trên mỗi hệ thống phụ, bao gồm kiểm tra trực quan (khi kiểm tra dịch vụ), đo lường khi vận hành và đo lường khi MBA ngừng hoạt động, với dầu cách điện phải được lấy mẫu và thử thường xuyên, trong quá trình chuyển nấc phân áp sẽ

xảy ra các vấn đề về mài mòn, rỉ dầu, như vậy phải phân tích các trường hợp có thể xảy ra theo hướng chi tiết hóa bằng bảng phân tích các loại hư hỏng FMECA để từ đó làm cơ sở cho việc đánh giá tình trạng của thiết bị

Từ bảng 2.7 [16] là các nguyên nhân dẫn đến hư hỏng có thể xảy ra trong mỗi hệ thống phụ của MBA Phương pháp kiểm tra để đánh giá tình trạng của hệ thống phụ được lấy từ các phép đo trong hạng mục phân tích hóa học như: DGA (Phân tích khí hòa tan và đặc tính dầu), trong khi kiểm tra trong dịch vụ được sử dụng để đánh giá tình trạng của hệ thống phụ OLTC và các sứ bên phía cao áp, hạ áp cần sử dụng các hạng mục thử nghiệm có cắt điện để đánh giá tình trạng của chúng, đó là hai hạng mục điển hình: đo delta tiếp tuyến và đo điện dung

Bảng 2.7: Phân tích các nguyên nhân sự cố và xây dựng hạng mục thử nghiệm

Các thành phần Các nguyên nhân

gây hư hỏng Hạng mục kiểm tra

Các thành phần chính: (Cuộn dây, lõi từ, hệ thống cách nhiệt, hệ thống làm mát, dầu bảo quản và mở rộng, cơ khí kết cấu)

Nhiệt phân

Thử nghiệm khí hòa tan trong dầu (DGA): CO & CO2, H2, CH4, C2H4, C2H2

Oxy hóa dầu,thủy phân

Thử nghiệm phân tích độ axit của dầu, sức căng bề mặt dầu, màu sắc của dầu

Nhiễm bẩn của dầu bên trong

Phân tích hóa học, quan sát cặn lắng và tạp chất

Cơ khí biến dạng Liên hệ với nhà chế tạo, tham khảo ý kiến hoặc mời chuyên gia

Các sứ cách điện cao áp và hạ áp (Bushing)

Suy giảm cách điện, tổn hao điện dung

Thử nghiệm tổn hao điện môi Tan delta và điện dung

Bộ chuyển nấc dưới tải (OLTC)

Không chuyên đổi nấc, phóng điện

Thao tác, kiểm tra quá trình đổi nấc thường xuyên

Khi đã xác định được các nguyên nhân co thể gây ra sự cố thì việc xây dựng các hạng mục thử nghiệm phù hợp là dễ dàng Có nhiều hạng mục có thể được thực hiện để kiểm tra tình trạng MBA trên mỗi hệ thống con, bao gồm kiểm tra trực quan, đo lường khi vận hành và đo lường ngừng hoạt động

2.4.1.2 Các thành phần cần kiểm tra

a) Phân tích dầu MBA trong quá trình bị nhiệt phân

Hình 2.5: Lưu đồ tiến hành phân tích nhiệt phân

Trong hình 2.5 chỉ ra rằng giá trị CO lớn hơn mức khí dễ cháy bình thường và cần tiến hành thử nghiệm bổ sung, trong khi tỷ lệ CO2 và CO mô tả mức độ nghiêm trọng của quá trình lão hóa cellulose Trong đó: điểm 1, 6 và 9 là số thể hiện giai đoạn

lão hóa của cellulose do quá trình nhiệt phân Điểm “1” là nghiêm trọng, điểm “6” là đáng lo ngại, và điểm “9” là bình thường, cách hiểu này áp dụng cho tất cả các quy tắc [16]

b) Phân tích dầu MBA trong quá trình nhiễm ẩm gây ảnh hưởng độ bền điện môi

Hình 2.6: Lưu đồ thử nghiệm hàm lượng nước và điện áp đánh thủng

Phân tích hàm lượng nước và điện áp đánh thủng để xác định giai đoạn nhiễm bẩn là bước cực kỳ quan trọng Khi vận hành lâu dài thì quá trình tích tụ các chất cặn, lơ lửng trong dầu MBA và màu sắc thay đổi từ trong sáng thành màu vàng và có thể vàng sậm do quá trình nhiệt phân Từ hình 2.6 [16] cho thấy từ 1 đến 4 là đại diện

các trường hợp có khả năng cao dẫn đến phá hủy cách điện như: màu sắc, tạp chất, hàm lượng nước, khí cháy, khí hòa tan, sức căng bề mặt (IFT) Nếu qua thử nghiệm không xác định được các nguyên nhân này thì sẽ tiến hành thử nghiệm lại Nếu xác định được các trường hợp và tiến hành thủ điện áp đánh thủng (BDV) và đánh giá điểm số ở 3 mức: điểm 1, điểm 6 và điểm 9 tương tự quá trình nhiệt phân [16]

Việc thử nghiệm phân tích hàm lượng khí hòa tan (DGA) là một loạt sự kết hợp giữa các loại khí DGA (tức là hydro, metan, etan, ethylene và axetylen), các khí này có thể làm xảy ra phóng điện cục bộ bên trong, gây phá hủy độ bền điện môi và làm tăng nguy cơ cháy nổ đối với MBA Ngoài ra, một trong nhưng bộ phận không thể thiếu trong quá trình thử nghiệm là bộ chuyển nấc dưới tải OLTC Với hoạt động đặc thù là tự động chuyển đổi nấc vận hành làm cho OLTC có thể bị nhiều hư hỏng như: mài mòn tiếp xúc, phóng điện bên trong, dầu cách điện suy giảm, kẹt cơ khí [16]

Hình 2.7: MBA 110kV và bộ đổi nấc dưới tải OLTC

Để xác định tình trạng của OLTC, giá trị gồm 3 mức điểm “1”, điểm “6” và điểm “9” thể hiện mức độ nghiêm trọng của ứng suất xảy ra trên hệ thống OLTC (bảng 2.8) Trong nghiên cứu này chưa đưa ra những thông số quan trong khác cần thử nghiệm như: độ rung OLTC và dòng điện vận hành [16]

Bảng 2.8:Mức điểm tương ứng các số lần chuyển nấc của OLTC

2.4.2 Tính toán chỉ số MBA

Để xác định tình trạng của MBA và đặc biệt là các thành phần chính yếu (Bushing, dầu cách điện, hệ thống làm mát, cuộn dây, lõi mạch gông từ, cơ khí kết cấu và OLTC) thì việc thành lập bảng phân tích các hư hỏng FMECA được tạo trước

đó có thể giúp xác định hệ số trọng số hư hỏng đối với từng lỗi có thể xảy ra Thông tin chính mà FMECA cung cấp là các kiểu hư hỏng nghiêm trọng của MBA Qua đó đánh giá được mức độ hư hỏng có thể xảy ra với mức độ ảnh hưởng và khả năng phát hiện

Cũng từ các dữ liệu của bảng phân tích hư hỏng FMECA ta có thể chấm điểm dựa vào 03 tiêu chí:

 Các hư hỏng có thể xảy ra, bao gồm: nguyên nhân gây ra

 Mức độ ảnh hưởng đến thiết bị của từng loại hư hỏng

 Khả năng phát hiện các hư hỏng đó

Bảng 2.9: Trọng số ảnh hưởng của các hư hỏng trong thành phần chính MBA

hưởng (WF) Nguyên nhân hư hỏng

Trọng số ảnh hưởng (WF) Thành phần chính thứ

nhất (Cuộn dây, Lõi, Hệ thống cách nhiệt, Hệ thống làm mát, bảo quản dầu và mở rộng, Cơ khí kết cấu)

Bảng 2.9 [16] thể hiện trọng số ảnh hưởng của các loại hư hỏng đối với các thành phần của MBA Mức độ nghiêm trọng hoặc giai đoạn của tất cả các chế độ hư hỏng (nhiệt phân, nhiễm bẩn và phóng điện) có thể xác định các hệ số ảnh hưởng và cộng tất cả lại sẽ có tình trạng tổng thể của thiết bị theo công thức 2.1 [16]

Chỉ số sức khoẻ thiết bị = (WF1) Nhiệt phân+(WF2)Ô nhiễm+(WF3) OLTC (2.1)

Trong đó: WF1 là trọng số của các hạng mục thử nghiệm nhiệt phân trong dầu WF2 là trọng số của các hạng mục thử nghiệm ô nhiễm trong dầu

WF3 là trọng số của các hạng mục thử nghiệm OLTC

2.5 Tóm lại

Đánh giá tình trạng do PLN P3BJB phát triển xác định ba hệ thống chính của MBA, tức là hệ thống chính thứ 1 bao gồm: lõi từ, cuộn dây, hệ thống làm mát, bảo quản và giãn nở dầu và kết cấu cơ khí, hệ thống chính thứ 2 bao gồm: Bushing và hệ thống chính thứ 3 là: OLTC Để đánh giá chi tiết các hệ thống này cần có kế hoạch và bảng phân tích chi tiết các hư hỏng để đưa ra những điểm số cụ thể và tính toán

chỉ số sức khoẻ CHI của cả thiết bị Hệ số trọng số trích xuất từ bảng phân tích FMECA được sử dụng trong tính toán chỉ số MBA để tối ưu hóa tỷ lệ các dạng hỏng hóc và giá trị kiểm tra trong quá trình đánh giá MBA Các phương pháp kiểm tra được điều chỉnh thành phép đo chỉ báo chính hoặc phép đo xác nhận tùy thuộc vào mức độ chính xác của việc phát hiện các dạng hư hỏng

Từ các tài liệu tham khảo: bài báo khoa học nghiên cứu về các ảnh hưởng từ môi trường đến thiết bị, các nghiên cứu về áp dụng phương pháp CBM vào bảo trì thiết bị điện tại nước ngoài, các hồ sơ bảo trì trước đó tại TBA Gia Lộc nhằm có căn cứ và tổng hợp được các ưu điểm để xây dựng phương pháp bảo trì phù hợp tại TBA Gia Lộc và tuân thủ các quy định hiện hành

Từ thực nghiệm: với việc nghiên cứu và áp dụng phương pháp bảo trì CBM tại TBA 110kV Gia Lộc thì việc thử nghiệm trực tiếp tại hiện trường là rất cần thiết, chính từ những số liệu được đo bằng các công nghệ, thiết bị thử nghiệm hiện đại sẽ được phân tích chuyên sâu và đưa ra khuyến cáo cho từng trường hợp, qua đó xây dựng được các kế hoạch tiếp theo cho công tác bảo trì tại trạm nhằm tránh ảnh hưởng đến quá trình cung cấp điện cho khách hàng tại KCN

CHƯƠNG 3: PHÂN TÍCH TÌNH TRẠNG VẬN HÀNH CÁC THIẾT BỊ ĐIỆN TẠI TRẠM

3.1 Tổng quan về tình trạng vận hành của TBA 110kV Gia Lộc

Trạm biến áp 110kV Gia Lộc là 1 trong 4 trạm biến áp thuộc Khu công nghiệp Phước Đông, tỉnh Tây Ninh là nguồn cung cấp điện chủ chốt trong KCN, chính vì thế sự quan tâm của ban quản lý khu là rất lớn, kế hoạch chăm sóc, bảo dưỡng định kỳ hằng năm rất được quan tâm hàng đầu nhằm tạo ra điều kiện vận hành an toàn và ổn định

Do tốc độ phát triển nhanh chóng của tải khi các nhà máy đồng loạt xây dựng với công suất hàng chục MW thì đảm bảo vận hành liên tục mà không quá tải thiết bị tại TBA là điều tất yếu Vì vậy khối lượng công việc của đơn vị QLVH là rất lớn và cũng gặp nhiều khó khăn, trở ngại trong công tác vận hành tại TBA Các thuận lợi và khó khăn trong công tác vận hành hiện nay:

Thuận lợi:

 Nhân sự quản lý kinh nghiệm, được đào tạo chuyên sâu

 TBA hoạt động được 3 năm, các thiết bị còn trong thời gian bảo hành

 Hệ thống relay bảo vệ hiện đại giúp cho các sự kiện thay đổi về thông số điện được ghi nhận

Khó khăn:

 Điều kiện thời tiết tại Tây Ninh là rất nóng và ẩm Bức xạ nhiệt là khá cao, trong khi MBA 110kV sẽ rất dễ bị nhiễm ẩm thì vấn đề thời tiết càng đáng lo ngại hơn bao giờ hết

Hình 3.1: Biểu đồ nhiệt độ tại Tây Ninh