4. Phương pháp đo hàm lượng ẩm trong giấy cách điện [21]

4.1. Phương pháp trực tiếp [12]

            Độ ẩm trong cách điện rắn của máy biến áp có thể được đo trực tiếp bằng cách lấy mẫu giấy từ máy biến áp và đo độ ẩm của nó bằng phương pháp chuẩn độ Karl Fisher (KFT), ASTM D3277 [12]. Tuy nhiên, điều này là không thực tế trong hầu hết các trường hợp. Phương pháp này (KFT trên mẫu giấy) thường được coi là phương pháp chuẩn để đánh giá tính hợp lệ của các phương pháp đo độ ẩm gián tiếp.

            Các nghiên cứu đã chỉ ra rằng kết quả chuẩn độ Karl Fisher (KFT) có thể so sánh kém phù hợp giữa các phòng thí nghiệm khác nhau. Một vấn đề khó khăn khác nảy sinh khi đo trực tiếp độ ẩm trong Xenlulo là sự phân bố độ ẩm không đồng đều trong máy biến áp. Để có được kết quả “đúng” từ phân tích KFT mẫu giấy, điều quan trọng là phải lấy nhiều mẫu và lấy trung bình kết quả.

            Người dùng phải nhận thức được khả năng biến đổi và do đó, sự sai lệch trong so sánh giữa các phương pháp gián tiếp và phương pháp này (tức là đo trực tiếp nước trong giấy) không nhất thiết chỉ ra điểm yếu của phương pháp đánh giá.

4.2. Phương pháp gián tiếp

Hầu hết các công cụ đánh giá độ ẩm sử dụng phương pháp đo gián tiếp, theo đó tính chất của vật liệu cách điện có thể liên quan đến độ ẩm được đo.

Bao gồm:

- Độ ẩm trong dầu, IEC 60814 [10] hoặc ASTM D1533 [11]: xác định độ ẩm tuyệt đối và tính độ bão hòa tương đối theo chỉ dẫn của IEC 60422 [1].

- Đo hệ số công suất hoặc tổn thất Tgδ

- Đo đáp ứng điện môi: đo điện áp phản hồi (RVM – phương pháp DC), [28, 29]; đo dòng phân cực – khử phân cực (PDC – phương pháp DC); đo đáp ứng điện môi theo miền tần số (DFR/FDS – phương pháp AC) theo chỉ dẫn của IEEE C57.161 [18], CIGRE 414 [17], [30], [31].

            Trong số các phương pháp gián tiếp này, những phương pháp truyền thống được áp dụng trong ngành công nghiệp để đánh giá nước trong cách điện giấy (ví dụ đo độ ẩm trong dầu và sử dụng biểu đồ cân bằng) chỉ cung cấp đánh giá chính xác nếu đạt được cân bằng độ ẩm. Trong quá trình hoạt động bình thường, nhiệt độ bên trong máy biến áp thay đổi liên tục, sự cân bằng độ ẩm giữa giấy và dầu sẽ hiếm khi đạt được vì các hằng số thời gian của quá trình nhiệt và độ ẩm rất khác nhau. Trong trường hợp đặc biệt (ví dụ: gioăng của biến áp bị hư hỏng khi vận chuyển), kết quả độ ẩm thẩm lậu có thể khác xa trạng thái cân bằng trong máy biến áp trong các thử nghiệm tiếp theo, dẫn đến đánh giá không chính xác lượng nước trong giấy bằng các phép đo truyền thống. Do đó, đo độ ẩm trong dầu có lẽ là phương pháp được sử dụng phổ biến nhất để đánh giá độ ẩm trong giấy cách điện.

KẾT LUẬN

Để đo độ ẩm trong lớp cách điện bằng giấy dầu, phương pháp chuẩn độ của Karl Fischer mẫu giấy được coi là một phương pháp hiện đại đáng tin cậy. Tuy nhiên, các yếu tố như hơi ẩm xâm nhập trong quá trình lấy mẫu và vận chuyển, xử lý trong phòng thí nghiệm, các liên kết hóa học của nước và các sản phẩm phụ lão hóa ảnh hưởng đến kết quả.

Sự di chuyển độ ẩm giữa chất cách điện lỏng và rắn là một quá trình động, phụ thuộc vào loại và độ lão hóa của lớp cách điện, và sự phân bố nhiệt độ, v.v. Có thể thực hiện đánh giá đáng tin cậy về độ ẩm trong lớp cách điện lỏng. Bằng các phương pháp gián tiếp, việc đánh giá độ ẩm trong lớp cách điện rắn có thể được thực hiện theo một số hạn chế nhất định, ví dụ: loại và cấu trúc hóa học của vật liệu cách điện rắn và lỏng, tình trạng lão hóa của vật liệu cách điện rắn và lỏng, trạng thái cân bằng độ ẩm trong vật liệu cách điện bằng giấy và dầu, sự phân bố độ ẩm trong vật liệu cách điện rắn, v.v. Sự cân bằng độ ẩm giữa chất cách điện rắn và lỏng hiếm khi đạt được, do đó, việc thực hiện đo độ ẩm trong dầu và sử dụng biểu đồ cân bằng ẩm không đạt được độ chính xác cần thiết. Nhưng phương pháp này có thuận lợi là có thể thực hiện được khi thiết bị ở trạng thái vận hành. Kết quả tuy không chính xác nhưng có thể xác định được mức độ nhiềm ẩm của hệ thống cách điện, đưa ra khuyến nghị thực hiện phương pháp bổ sung khác.

-Việc áp dụng cảm biến điện dung và đường đẳng nhiệt hấp thụ nước để đánh giá mức độ ẩm của vật liệu cách điện là hợp lý hơn so với việc sử dụng các đường cong cân bằng do ít nhất hai lý do. Điều đầu tiên là bằng cảm biến điện dung, những thay đổi của độ ẩm và nhiệt độ theo thời gian được theo dõi. Như vậy có thể xác định được thời điểm hệ cách điện ở trạng thái cân bằng hoặc gần trạng thái cân bằng. Lý do khác là không ảnh hưởng bởi loại chất lỏng, cấu trúc hóa học hoặc trạng thái lão hóa của nó như trong trường hợp đường cong cân bằng độ ẩm. Trong cả hai trường hợp, đối với đường đẳng nhiệt hấp thụ nước và đường cong cân bằng độ ẩm, nên xem xét sự lão hóa Xenlulo. Nhược điểm của phương pháp này là khi thiết kế cần phải bố trí các điểm đo trước ở các vị trí hợp lý và cần trang bị thiết bị theo dõi cho từng máy biến áp, liên quan đến chi phí.

Các phương pháp đo hàm lượng ẩm trong máy biến áp sử dụng các phương pháp đáp ứng điện môi có các ưu điểm sau:

+ Các phương pháp chẩn đoán điện môi để suy ra độ ẩm trong cách điện rắn từ các thuộc tính điện môi giống như các dòng phân cực - khử phân cực hay hệ số tổn hao xác định theo miền tần số. Vì phân tích đáp ứng điện môi dựa trên sự so sánh của phản ứng điện môi cách điện với cơ sở dữ liệu, nên độ chính xác của việc xác định độ ẩm phụ thuộc vào độ chính xác của cơ sở dữ liệu.

+ Thiết bị mới (DIRANA, IDAX…) kết hợp phương pháp đo phổ miền thời gian (PDC) và tần số (FDS) do đó làm giảm đáng kể thời gian đo.

+ Phẩn mềm mới được phát triển trên cơ sở nguồn dữ liệu mới, đo được từ tấm ép mới và cũ với các hàm lượng ẩm khác nhau và mức độ thẩm thấu dầu.

+ Thuật toán phân tích mới so sánh các phép đo đáp ứng điện môi từ máy biến áp đến các mô hình, thu được từ mô hình XY. Những đặc trưng mới của phần mềm là dữ liệu ở tần số thấp và mở rộng trên mô hình.

+ Thuật toán phân tích bù ảnh hưởng của độ dẫn điện trong dầu do các phụ phẩm lão hóa.

+ Phần mềm mới đã được ứng dụng thành công tại hiện trường và được so sánh với các phương pháp đo và phân tích khác.

+ Loại trừ ảnh hưởng do dầu lão hóa, hàm lượng ẩm trong dầu tương quan với mức độ bão hòa (%) phù hợp hơn thay cho đo hàm lượng ẩm trong dầu (ppm).

Nhược điểm của phương pháp là chỉ thực hiện được khi thiết bị không mang điện.

Thông qua kết quả khảo sát thực tế các máy biến áp đang vận hành trên lưới điện do Tổng công ty điện lực Miền Bắc quản lý cho ta thấy rằng, các phép đo truyền thống cho thấy hàm lượng nước trong dầu thấp, một lượng lớn nước đã được chứa trong cách điện rắn của máy biến áp. Thí dụ: Máy biến áp T1 – 110kV trạm Lạc Sơn Hòa bình có độ ẩm trong cách điện rắn trong khoảng 2,5 đến 2,9%, đánh giá cách điện rắn ở trạng thái tương đối ẩm. Trong khi đó, thông qua độ ẩm tương đối trong dầu là 4,8%, đánh giá trình trạng cách điện của máy biến áp là khô.

Để ngăn ngừa các sự cố trong quá trình sử dụng, phương pháp đáp ứng điện môi là kỹ thuật đáng tin cậy để xác định xem đã đạt đến mức độ nhiễm bẩn quan trọng của nước hay chưa và các điều kiện vận hành cho phép là gì. Thông tin này có thể được sử dụng để ưu tiên loại máy biến áp nào cần sấy khô hoặc sửa chữa.

TÀI LIỆU THAM KHẢO

[1] IEC 60422:2005 - Mineral insulating oil in electrical equipment- Supervision and maintenance guidance.

[2] IEEE Std C57.106-2006: Guide for Acceptance and Maintenance of Insulating Oil in Equipment.

[3] Quy trình vận hành và sửa chữa máy biến áp - Tổng công ty điện lực Việt Nam, 1998.

[4] IEEE 62- 1995 Guide for Diagnostic Field Testing Transformers Regulators and Reactors.

[5] IEEE C57.152-2013 - IEEE Guide for Diagnostic Field Testing of Fluid-Filled Power Transformers, Regulators, and Reactors.

[6] ISO 18095-2018: Condition monitoring and diagnostics of power transformers.

[7] IEEE C57.140-2006: IEEE Guide for the Evaluation and Reconditioning of Liquid Immersed Power Transformers.

[8] IEEE Std C57.143™-2012: IEEE Guide for Application for Monitoring Equipment to Liquid-Immersed Transformers and Components.

[9] CIGRE 227-2003: Life management techniques for power transformers.

[10] - IEC 60814:1997 - Insulating Liquids - Oil-impregnated paper and pressboard-  Determination of water by automatic coulometric Karl Fisher tiration.

[11] - ASTM D1533-00: Standard Test Method for Water in Insulating Liquids by Coulometric Karl Fisher Tiration.

[12] - ASTM D3277-95 - Standard test methods for moisture content of oil impregnated.

[13] - CIGRE 738 - Ageing of liquid impregnated cellulose for power transformers, 2018.

[14] - CIGRE 741-2018; Moisture Measurement and Assessment in Transformer Insulation – Evaluation of Chemical methods and Moisture Capacitive sensors.

[15] - CIGRE 254 - Dielectric Response Methods for Diagnostics of Power Transformers.

[16] – CIGRE  349 - Moisture equilibrium and moisture migration within Transformer insulation systems.

[17] – CIGRE 414 - Dielectric Response Diagnoses for Transformer Windings.

[18] – IEEE C57.161-2018; IEEE Guide for Dielectric Frequency Response Test.

[19] - Practical experience with the drying of power transformers in the field, applying the LFH technology. Koestinger P, Aronsen E, Boss P, Rindlisbacher G, Ag M.Paper No. A2-205, CIGRE, Paris, 2004.

[20] – T.V. Oommen - Cellulose Insulation in Oil-Filled Power Transformers: Part II – Maintaining Insulation Integrity and Life.

[21] – Megger - Moisture in power transformers; TML bulletin.

[22] – Omicron – DIRANA - Application Guide Measuring and Analyzing the Dielectric Response of a Power Transformer.

[23] – Omicron – Dielectric analysis of high voltage power transformers.

[24] - M. Koch - Evolution of bubbles in oil-paper insulation influenced by material quality and ageing; IET Electric Power Applications · February 2011.

[25] - S.D. Foss - Mathematical and experimental analysis of the field drying of power transformer insulation; IEEE Transactions on Power Delivery1993 / Oct. Vol. 8; Iss. 4.

[26] - Der Houhanessian V. - Measurement and Analysis of Dielectric Response in Oil-Paper Insulation Systems; PhD thesis, Swiss Federal Institute of Technology, ETH No. 12832, Zurich, 1998.

[27] - Ekanayake C. - Application of Dielectric Spectroscopy for Estimating Moisture Content in Power Transformers; Lic. thesis, Chalmers University of Technology (CTH), Gothenburg, Sweden, 2003, Techn. Rep. No. 465L.

[28] - E. Gavrila - Applying the Recovery Voltage Method (RVM) to Study the Degradation of High Power Transformer Insulation;

[29] - Nemeth Balint - Applicability of the Dielectric Response Methods for Diagnostics of Power Transformers by Application of Return Voltage Measurement; IEEE 2018 IEEE 2nd International Conference on Dielectrics (ICD) - Budapest (2018.7.1-2018.7.5).

Loading/Overloading. CIGRE Transformer Technology Conference, Sydney, 8 May 2006.

[30] – Saha T.K. - Investigation of polarization and depolarization current  measurements for the assessment of oil-paper insulation of aged transformers; IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation2004 Vol. 11; Iss. 1.

[31] – Saha T.K. - Optimal Time Selection for the Polarisation and Depolarisation Current Measurement for Power Transformer Insulation Diagnosis; IEEE Power Engineering Society General Meeting - Tampa, FL, USA (2007.06.24-2007.06.28).