Giám sát tình trạng tủ trung thế: phóng điện cục bộ, nhiệt độ và RFP cho nhà máy Thái Lan

“Thiết bị trạm biến áp của chúng tôi chỉ được kiểm tra bằng đợt cắt điện bảo trì mỗi năm một lần và đợt chụp ảnh nhiệt do nhà thầu bên ngoài thực hiện. Thế nhưng gần đây, trụ sở chính, công ty bảo hiểm và các cuộc đánh giá của khách hàng bắt đầu hỏi: ‘Có giám sát tình trạng thiết bị không?'”. Chúng tôi ngày càng nhận được những trao đổi như vậy từ người phụ trách bảo trì thiết bị và hệ thống điện tại các nhà máy của doanh nghiệp Nhật Bản ở Thái Lan. Điều quan trọng khi triển khai giám sát tình trạng thiết bị trạm biến áp không phải là lắp bao nhiêu điểm cảm biến. Mà là “quyết định trước, trong khoảng thời gian từ lúc dấu hiệu suy giảm bắt đầu đo được cho đến khi thiết bị hỏng, ai sẽ phát hiện và ai sẽ quyết định có dừng thiết bị hay không”. Để làm được điều đó, cần quyết định 5 việc: (1) kiểm kê thiết bị và mức độ quan trọng, (2) đối ứng giữa dạng suy giảm và phương thức giám sát, (3) phân chia giữa kiểm tra định kỳ và giám sát liên tục, (4) nơi dữ liệu được gửi tới và cơ chế ra quyết định, và (5) thử nghiệm nghiệm thu.

Trước hết, xin lưu ý. Trong các con số của bài viết này, những con số không ghi nguồn (như số tủ của nhà máy mô hình, khoảng thời gian từ dấu hiệu đến hỏng hóc của từng dạng suy giảm, số điểm cảm biến) là giả định do bài viết đặt ra để minh họa. Đây không phải số liệu trung bình ngành hay số liệu khảo sát. Thông số của cảm biến nhiệt độ không dây là giá trị công bố của nhà sản xuất, chưa được bên thứ ba kiểm chứng. Ngoài ra, nội dung về phiên bản 2026 của tiêu chuẩn Mỹ NFPA 70B dựa trên tài liệu thảo luận sửa đổi mà NFPA công bố, không nhất thiết trùng với văn bản của phiên bản cuối cùng được ban hành. Các sản phẩm và nhà cung cấp được nhắc đến đều không phải của TOMAS TECH mà thuộc về các công ty khác.

Vì sao lúc này giám sát tình trạng thiết bị trạm biến áp được đặt ra

NFPA 70B chuyển từ “khuyến nghị” thành “tiêu chuẩn”, và phiên bản 2026 trở thành phiên bản hiện hành

Về bảo trì thiết bị điện, có tiêu chuẩn NFPA 70B do NFPA (Hiệp hội Phòng cháy Quốc gia Hoa Kỳ), một tổ chức tiêu chuẩn tư nhân của Mỹ, ban hành. Theo bài giải thích của trang truyền thông chuyên ngành Reliable Media, ở phiên bản 2023 (có hiệu lực từ 16/1/2023), NFPA 70B đã được ban hành lại từ “quy phạm khuyến nghị về bảo trì thiết bị điện (Recommended Practice)” thành “tiêu chuẩn về bảo trì thiết bị điện (Standard)”. Theo quy ước văn bản của NFPA, quy phạm khuyến nghị được viết với “should”, không có tính bắt buộc, còn tiêu chuẩn chứa các quy định bắt buộc dùng “shall” và được viết theo hình thức giả định sẽ được áp dụng. Cùng bài giải thích đó cũng đề cập rằng sau đó phiên bản 2026 đã thay thế phiên bản 2023 và trở thành phiên bản hiện hành, nhưng phiên bản áp dụng cho một cơ sở tùy thuộc vào việc cơ quan có thẩm quyền, hợp đồng hoặc công ty bảo hiểm tham chiếu phiên bản nào, nên không nhất thiết là phiên bản mới nhất.

Phần mô tả sản phẩm của một nhà phân phối sách nêu các cập nhật chính của phiên bản 2026 (tổng cộng 216 trang) gồm: đưa vào phương pháp đường cong P–F để xác định chu kỳ bảo trì, yêu cầu mới đặt thời hạn để việc sửa chữa thiết bị không bị trì hoãn, chi tiết hóa các bảng kiểm tra và thử nghiệm, bổ sung chương mới về công tắc chuyển nguồn (transfer switch), v.v.

Theo tài liệu thảo luận sửa đổi phiên bản 2026 mà NFPA công bố, các nội dung sau được nêu ra như những vấn đề liên quan đến giám sát tình trạng thiết bị trạm biến áp (tất cả đều là văn bản đang thảo luận, không nhất thiết trùng với văn bản của phiên bản cuối cùng).

• Chu kỳ chụp ảnh nhiệt hồng ngoại: Trong bảng chu kỳ bảo trì, chụp ảnh nhiệt hồng ngoại cho “tất cả thiết bị” là 12 tháng nếu tình trạng thiết bị là 1 hoặc 2, và 6 tháng nếu tình trạng xấu ở mức 3. Đây được xem là chu kỳ không được vượt quá trong các trường hợp như nhà sản xuất không đưa ra khuyến nghị. Bài giải thích của một tổ chức đào tạo về hồng ngoại cũng mô tả phiên bản 2023 theo cùng tinh thần (ít nhất mỗi 12 tháng, tình trạng 3 thì ít nhất mỗi 6 tháng).
• Thông báo từ giám sát liên tục được đưa vào việc đánh giá tình trạng thiết bị: Trong các điều kiện phân loại thiết bị thành tình trạng 1 đến 3 có đưa vào các mục: “không có thông báo chưa được xử lý từ hệ thống giám sát liên tục” (tình trạng 1), “có thông báo từ hệ thống giám sát liên tục kể từ lần đánh giá trước” (tình trạng 2), và “có thông báo đang hiệu lực hoặc chưa được xử lý từ hệ thống giám sát liên tục” (một trong các điều kiện của tình trạng 3).
• Giám sát nhiệt độ liên tục cố định có thể đáp ứng yêu cầu kiểm tra hồng ngoại: Một sửa đổi được đưa ra, theo đó thiết bị đo nhiệt độ liên tục lắp cố định được chấp nhận là đáp ứng yêu cầu kiểm tra hồng ngoại. Ủy ban giải thích đây là công nghệ thay thế cho kết quả tương đương với chụp ảnh nhiệt hồng ngoại. Đây là sự “cho phép”, không phải yêu cầu bắt buộc phải lắp đặt. Phần phụ lục cũng đề cập đến cửa sổ hồng ngoại (IR window), giúp có được tầm nhìn vào bên trong mà không cần tháo nắp.
• Các lựa chọn thiết kế có tính đến bảo trì: Phần phụ lục liệt kê như những lựa chọn thiết kế: cửa sổ hồng ngoại cho phép kiểm tra mà không để người thao tác tiếp xúc với phần mang điện, cảm biến nhiệt độ tại các đầu nối quan trọng, cảm biến siêu âm cho thiết bị trung thế, giám sát phóng điện cục bộ cho cáp và thiết bị quan trọng, thiết bị giám sát tình trạng lắp cố định, v.v.
• Chu kỳ kiểm tra không quá một nửa khoảng P–F: Có sửa đổi cho phép xác định chu kỳ bảo trì tối đa bằng phương pháp đường cong P–F, và phần phụ lục giải thích rằng “để ngăn ngừa hỏng hóc, cần đặt chu kỳ bảo trì phòng ngừa theo thời gian không quá một nửa khoảng P–F”.
• An ninh mạng OT: Tài liệu thảo luận nêu một sửa đổi bổ sung an ninh mạng công nghệ vận hành (OT) cho các thiết bị kết nối mạng vào danh sách các yếu tố cần có trong chương trình bảo trì điện (EMP).
• Phóng điện cục bộ trực tuyến: Trong bảng thử nghiệm, “phóng điện cục bộ trực tuyến” của cuộn dây trung thế và cao thế máy biến áp, “phóng điện cục bộ” của cáp điện trên 1000 V, v.v. được xếp vào các hạng mục thử nghiệm. Đây là các hạng mục được lựa chọn tùy theo thiết bị và chương trình bảo trì, không có nghĩa là bắt buộc với mọi thiết bị.

Tháng 3/2025, vụ cháy trạm biến áp ở Anh cho thấy “đã đo nhưng vẫn không ngăn được”

Tháng 3/2025, một vụ cháy xảy ra tại trạm biến áp North Hyde ở phía tây London, Anh, khiến sân bay Heathrow phải đóng cửa. Theo đưa tin của hãng thông tấn AP, báo cáo của cơ quan vận hành hệ thống năng lượng quốc gia Anh (NESO) kết luận rằng, đối với sự cố nghiêm trọng của một máy biến áp, nhiều khả năng nhất là hơi ẩm xâm nhập vào sứ xuyên (bushing) đã gây ngắn mạch và làm dầu bốc cháy. Theo đưa tin, tại cùng trạm biến áp này, mẫu dầu năm 2018 đã cho thấy độ ẩm tăng, nhưng sứ xuyên không được thay thế. Cơ quan quản lý Ofgem đã bắt đầu điều tra xem công ty truyền tải sở hữu trạm biến áp, National Grid Electricity Transmission, có vi phạm điều kiện giấy phép hay không.

Đây là trường hợp của một trạm biến áp thuộc công ty truyền tải, không phải của thiết bị trạm biến áp trong nhà máy. Dù vậy, theo đưa tin, điểm dấu hiệu đã được đo nhưng không dẫn đến quyết định và biện pháp xử lý là bài học áp dụng nguyên vẹn khi nhà máy cân nhắc giám sát tình trạng.

Các tiêu chuẩn về tủ trung thế và phóng điện cục bộ cũng liên tục được sửa đổi

Trong thế giới tiêu chuẩn, các thay đổi cũng đang tiếp diễn. Tiêu chuẩn IEC 62271-201 cho tủ điện cách điện rắn trên 1 kV đến 52 kV đã ban hành phiên bản thứ 3 vào ngày 22/7/2026, nhằm hài hòa với tiêu chuẩn IEC 62271-200 cho tủ điện vỏ kim loại (phiên bản thứ 3 năm 2021, sửa đổi 1 năm 2024), v.v. Tiêu chuẩn IEC 60270 về đo phóng điện cục bộ dựa trên điện tích đã ban hành phiên bản thứ 4 vào ngày 5/6/2025. Đặc tả kỹ thuật IEC TS 62478, đề cập đến đo phóng điện cục bộ bằng sóng điện từ và âm học, hiện hành là phiên bản 2016, và phiên bản thứ 2 đang được phát triển. Lưu ý rằng các tiêu chuẩn tủ điện IEC 62271-200 và 62271-201 không phải là tiêu chuẩn yêu cầu bản thân việc giám sát tình trạng.

Ý nghĩa đối với nhà máy tại Thái Lan

NFPA 70B là tiêu chuẩn tư nhân của Mỹ, không phải luật của Thái Lan. Nó cũng không tự động áp dụng cho nhà máy tại Thái Lan. Tuy nhiên, có khả năng tiêu chuẩn bảo trì của trụ sở chính toàn cầu, khảo sát rủi ro của công ty bảo hiểm hay các cuộc đánh giá của khách hàng sẽ đưa nó ra như một trong những tiêu chuẩn tham chiếu. Khi đó, việc có thể giải thích “chúng tôi chưa lắp giám sát tình trạng, nhưng đã xác định chu kỳ kiểm tra như thế này”, hay rơi vào tình huống “có giám sát, nhưng chưa quyết định khi có cảnh báo thì ai làm gì”, được cho là sẽ làm đánh giá khác nhau rất nhiều. Giám sát tình trạng thiết bị trạm biến áp cũng là một nỗ lực tạo ra những căn cứ để giải thích như vậy.

Giám sát tình trạng thiết bị trạm biến áp là gì: khác biệt với kiểm tra định kỳ

Tư duy theo đường cong P–F

Công cụ cơ bản khi cân nhắc giám sát tình trạng là đường cong P–F. Tình trạng thiết bị xấu dần theo thời gian sử dụng. Phần phụ lục trong tài liệu thảo luận của NFPA định nghĩa hỏng hóc tiềm ẩn (điểm P) là “thời điểm có thể phát hiện thiết bị bắt đầu suy giảm”, và hỏng hóc chức năng (điểm F) là “thời điểm thiết bị đạt giới hạn sử dụng và không còn hoạt động”. Khoảng thời gian từ điểm P đến điểm F là “khoảng P–F”.

Nếu nắm bắt được dấu hiệu trong khoảng P–F, có thể lên kế hoạch cắt điện và xử lý chủ động. Nếu không, một ngày nào đó thiết bị trạm biến áp đột ngột dừng, và toàn bộ nhà máy dừng theo. Kiểm tra định kỳ hay giám sát liên tục đều có cùng mục đích: nắm bắt dấu hiệu trong khoảng P–F. Điều khác nhau là xác suất nắm bắt được, và sau khi nắm bắt thì còn lại bao nhiêu thời gian trước khi phải xử lý.

Ý nghĩa của “quy tắc một nửa”

Quan điểm “chu kỳ kiểm tra theo thời gian không quá một nửa khoảng P–F” mà phần phụ lục của tài liệu thảo luận đưa ra có thể hiểu như sau. Nếu chu kỳ kiểm tra bằng khoảng P–F, trong trường hợp không may, dấu hiệu xuất hiện ngay sau khi một đợt kiểm tra vừa kết thúc, và đợt kiểm tra tiếp theo rơi vào ngay trước điểm F. Dù có phát hiện ra, gần như không còn thời gian để chuẩn bị xử lý. Nếu đặt chu kỳ kiểm tra không quá một nửa khoảng P–F, sẽ có ít nhất 2 cơ hội kiểm tra trong khoảng P–F, và tại thời điểm phát hiện dấu hiệu vẫn còn ít nhất một nửa khoảng P–F trước điểm F, tạo ra khoảng dư.

3 cách đo: ngoại tuyến, trực tuyến định kỳ, trực tuyến liên tục

Lấy đo phóng điện cục bộ làm ví dụ, có thể chia cách đo thành 3 loại. Theo bài báo do các kỹ sư của công ty thử nghiệm Mỹ American Electrical Testing trình bày tại NETA PowerTest năm 2016 (đăng trên trang của công ty EA Technology), như sau.

• Thử nghiệm ngoại tuyến (offline): Dừng thiết bị và đặt trực tiếp điện áp xoay chiều cao. Thường được thực hiện như thử nghiệm tại xưởng hoặc thử nghiệm nghiệm thu.
• Đo định kỳ trực tuyến (online): Đo định kỳ trong khi thiết bị vẫn vận hành, bằng thiết bị dò cầm tay theo âm học (siêu âm) hoặc sóng điện từ.
• Giám sát liên tục trực tuyến: Dùng cảm biến, bộ thu thập dữ liệu, thiết bị giám sát và bộ phân tích để liên tục thu thập, phân tích và báo cáo dữ liệu về tình trạng cách điện.

Cùng bài báo đó viết rằng hệ thống giám sát liên tục “không phải vạn năng (not fool proof)”. Lý do là nhiễu bên ngoài như đèn huỳnh quang, hoạt động của thiết bị xung quanh, công việc xây dựng có thể được ghi lại thành tín hiệu giống phóng điện cục bộ, và dữ liệu cần được phân tích, diễn giải một cách chuyên môn. Lắp giám sát liên tục không có nghĩa là không cần phán đoán của con người nữa; ngược lại, việc quyết định cơ chế ra quyết định trở thành tiền đề.

Một hình thức của bảo trì dự đoán

Giám sát tình trạng thiết bị trạm biến áp, giống như giám sát rung động của máy quay, là một hình thức của bảo trì dự đoán. Cách triển khai bảo trì dự đoán nói chung và cách xây dựng PoC được tổng hợp trong bài “Case study bảo trì dự đoán: PoC 90 ngày và RFP“. Khó khăn đặc thù của thiết bị trạm biến áp là phạm vi cắt điện để kiểm tra rộng, ảnh hưởng lớn đến sản xuất, và khi hỏng thì toàn bộ nhà máy dừng, kèm theo nguy cơ cháy và hồ quang.

Đối ứng giữa dạng suy giảm và phương thức giám sát

Trước khi chọn phương thức, cần xác định “muốn theo dõi dạng suy giảm nào của thiết bị nào”. Bảng dưới đây tổng hợp các đối ứng tiêu biểu.

Dòng cuối cùng không phải là suy giảm của thiết bị trạm biến áp mà là sự kiện đến từ phía lưới điện. Mục đích khác với giám sát tình trạng, nhưng vì cảm biến được đặt trong cùng phòng trạm biến áp, lên kế hoạch chung sẽ hiệu quả hơn. Về cách ghi nhận sụt áp tức thời, xin xem bài “Hệ thống giám sát điện áp cho chất lượng điện nhà máy Thái Lan“.

Điều quan trọng trong bảng này là một phương thức không thể thấy được tất cả. Cảm biến nhiệt độ mạnh ở việc phát hiện quá nhiệt tại mối nối, nhưng không thấy được suy giảm cách điện. Giám sát phóng điện cục bộ theo dõi suy giảm cách điện, nhưng không thấy được mối nối bị lỏng. Bên trong máy biến áp khó nắm bắt bằng đo nhiệt độ hay phóng điện cục bộ từ bên ngoài, nên phải theo dõi khí trong dầu.

Các phương thức giám sát phóng điện cục bộ: khác biệt giữa TEV, siêu âm, HFCT và UHF

Phóng điện cục bộ là gì

Phóng điện cục bộ là sự phóng điện nhỏ chỉ xảy ra ở một phần của vật liệu cách điện. Bài báo NETA nêu trên chia phóng điện cục bộ thành 2 loại: “phóng điện cục bộ bên trong” xảy ra tại các bọt khí (void) bên trong cách điện rắn, và “phóng điện cục bộ bề mặt” xảy ra trên bề mặt vật liệu cách điện. Phóng điện cục bộ bề mặt được cho là đặc biệt dễ xảy ra khi có khuyết tật vật liệu cách điện, nhiễm bẩn hoặc độ ẩm cao. Bản thân phóng điện cục bộ không dẫn ngay đến hỏng hóc, nhưng nhìn chung được xem là dấu hiệu cho thấy suy giảm cách điện đang tiến triển.

4 phương thức

TEV: Theo bài báo NETA, một phần xung điện từ do phóng điện cục bộ trong tủ điện phát ra xuất hiện ở mặt trong của vỏ tủ và lan ra mặt ngoài qua các khe nối. Bài báo cho biết hiện tượng này được phát hiện vào những năm 1970 và được đặt tên là TEV. TEV có thể được phát hiện mà không cần tháo nắp tủ và không cần đấu nối vào dây dẫn mang điện, nên thuận tiện cho việc phát hiện phóng điện cục bộ trong khi thiết bị vẫn vận hành. TEV hữu ích để phát hiện phóng điện cục bộ trong tủ điện và tracking bề mặt của các bộ phận bên trong, nhưng được cho là không đủ độ nhạy để phát hiện vấn đề của hệ thống cáp cách điện rắn.

Siêu âm: Phóng điện cục bộ bề mặt và vầng quang phát ra âm thanh. Cùng bài báo cho rằng phát hiện bằng âm học (siêu âm) có hiệu quả để xác định vị trí. Việc đo thường được thực hiện gần khe cửa hoặc lỗ thông gió (quan điểm của bài viết này).

HFCT: Xung dòng điện của phóng điện cục bộ có thể đo được bằng cách kẹp HFCT (biến dòng cao tần) vào dây nối đất của thiết bị. Phương thức này được dùng để giám sát cáp và đầu cáp.

UHF: Theo một bài báo tổng quan năm 2019 của các nhà nghiên cứu thuộc Đại học New South Wales, Úc, xung phóng điện cục bộ có thời gian tăng rất nhanh nên phát ra sóng điện từ có thành phần trong dải UHF từ 300 MHz đến 3 GHz. Phương pháp UHF được phát triển năm 1988 cho thiết bị đóng cắt cách điện bằng khí (GIS), sau đó được ứng dụng cho máy biến áp điện lực (1997) và cáp (1998). Ưu điểm là chống nhiễu điện từ bên ngoài tốt và tránh được nhiễu tần số thấp trong trạm biến áp. Mặt khác, so với các phương pháp điện truyền thống, việc chưa có phương pháp hiệu chuẩn phù hợp được xem là một thách thức.

Không phải hiệu chuẩn mà là “kiểm tra độ nhạy”

Với phương pháp UHF, không thể hiệu chuẩn về điện tích biểu kiến (pC) như IEC 60270. Bài báo của các nhà nghiên cứu thuộc Đại học Stuttgart, Đức, về đo UHF cho GIS giải thích rằng chất lượng được xác nhận bằng “kiểm tra độ nhạy (sensitivity check)” 2 bước do CIGRE khuyến nghị. Trước tiên, tại phòng thí nghiệm, xác định xung phát ra phổ tương tự tín hiệu của khuyết tật chuẩn; sau đó tại hiện trường, bơm cùng xung đó vào và kiểm tra xem cảm biến bên cạnh có phát hiện được hay không. Đây là quy trình cho GIS, không áp dụng nguyên vẹn cho tủ điện cách điện không khí, nhưng quan điểm trong thử nghiệm nghiệm thu, xác nhận “cảm biến có thực sự bắt được phóng điện cục bộ tại hiện trường hay không” là đáng tham khảo bất kể phương thức nào.

Các phương thức dùng được cho giám sát trực tuyến

Bài báo tổng quan nêu trên đã tổng hợp xem từng phương pháp có dùng được cho giám sát trực tuyến hay không. Theo đó, phương pháp IEC 60270 (đo xung dòng điện sử dụng tụ ghép) không phù hợp cho giám sát trực tuyến, trong khi phương pháp âm học, HFCT, TEV, ăng-ten VHF/UHF và DGA dùng được cho giám sát trực tuyến. Nắm rõ vị trí của IEC 60270 là tiêu chuẩn đo chủ yếu dùng trong phòng thí nghiệm và thử nghiệm tại xưởng, không phải tiêu chuẩn giám sát trực tuyến, sẽ giúp tránh đọc sai đặc tả kỹ thuật.

Bài học từ một trường hợp triển khai trên tủ trung thế 33 kV

Bài báo NETA nêu trên báo cáo một trường hợp lắp giám sát phóng điện cục bộ liên tục cho 2 dãy tủ điện vỏ kim loại vận hành ở 33 kV tại Mỹ (14 tủ ngoài trời hiện có và 30 tủ trong nhà mới lắp) (hệ thống do công ty EA Technology sản xuất). Có nhiều điểm đáng tham khảo khi cân nhắc thiết bị trạm biến áp của nhà máy.

• Cấu hình: PC chủ (hub), bộ thu thập dữ liệu (node), cảm biến (TEV, micro siêu âm, nhiệt độ và độ ẩm, CT cao tần cho cáp, ăng-ten ngoài để loại bỏ nhiễu), giao diện với SCADA (hub xuất cảnh báo qua tiếp điểm).
• Ràng buộc thiết kế: Tủ hiện có chỉ cắt điện được theo từng feeder, không thể cắt điện toàn bộ. Không làm mất hiệu lực bảo hành của nhà sản xuất. Không làm giảm định mức cách điện.
• Cách đặt cảnh báo: Đặt cảnh báo riêng cho TEV, siêu âm và phóng điện cục bộ của cáp, dùng “alarm span” để chỉ coi là cảnh báo hợp lệ khi kéo dài quá một khoảng thời gian nhất định, nhờ đó hạn chế báo động giả do yếu tố bên ngoài. Giá trị cài đặt được quyết định sau khi trao đổi với khuyến nghị của nhà sản xuất (giá trị đó thuộc về thiết bị và sản phẩm cụ thể, không phải mức tham khảo chung).
• Mạng: Bộ phận IT của chủ sở hữu, vì lý do bảo mật, không cho phép kết nối hub vào mạng LAN nội bộ. Do đó việc giám sát từ xa được thực hiện bằng router không dây và phần mềm truy cập từ xa.
• Những gì được phát hiện: Từ việc giá trị siêu âm tăng, nghi do ảnh hưởng của độ ẩm (chưa đạt ngưỡng cảnh báo), đội ngũ đã kiểm tra và phát hiện vầng quang từ một tấm chắn cách điện cọ xát vào dây dẫn cách điện 33 kV. Trong một trường hợp khác, khoảng 3 tháng sau cảnh báo siêu âm, khói bốc ra từ khoang máy biến áp tự dùng, và nguyên nhân là tracking bên trong ống cầu chì phía cao áp.

Điều có thể rút ra từ trường hợp này là theo dõi xu hướng có ý nghĩa ngay cả khi chưa đạt ngưỡng cảnh báo, và ngay cả khi có cảnh báo, vẫn có thể phát sinh thời gian lưỡng lự trong việc quyết định có dừng hay không. Điều thứ hai chính là lý do cần quyết định trước sau khi nhận cảnh báo thì ai làm gì.

Giám sát nhiệt độ tủ trung thế: ảnh nhiệt, IR window và cảm biến không dây

Mối siết bị lỏng hay tiếp xúc bị suy giảm tại mối nối biểu hiện thành nhiệt độ tăng. Có 3 cách chính để theo dõi nhiệt độ tủ trung thế.

Chụp ảnh nhiệt hồng ngoại (định kỳ)

Đây là cách thuê nhà thầu bên ngoài định kỳ chụp bằng camera hồng ngoại. Tài liệu thảo luận của NFPA nêu rằng trước khi kiểm tra, cần tháo các nắp cần thiết để có tầm nhìn vào thiết bị được kiểm tra, và ghi lại chênh lệch nhiệt độ giữa vị trí cần chú ý và vị trí tham chiếu. Mở nắp tủ trung thế đòi hỏi quy trình an toàn và chứng chỉ thao tác, và không ít tủ không thể mở khi đang vận hành. Kết quả là có thể xảy ra tình trạng “có chụp ảnh nhiệt, nhưng lại không nhìn thấy được chính các đầu nối cáp quan trọng”.

IR window

Đây là cách lắp cửa sổ cho tia hồng ngoại đi qua trên cửa hoặc vách bên của tủ, để chụp bên trong mà không cần tháo nắp. Phần phụ lục trong tài liệu thảo luận của NFPA cũng đề cập rằng cửa sổ hồng ngoại giúp có được tầm nhìn mà không cần tháo nắp hay tấm che. Vị trí và trường nhìn của cửa sổ quyết định bộ phận nào nhìn thấy được, vì vậy cần xác định trước muốn nhìn mối nối nào rồi mới lắp. Bản thân việc kiểm tra vẫn là định kỳ.

Cảm biến nhiệt độ cố định (liên tục)

Đây là cách lắp cố định cảm biến nhiệt độ tại mối nối và giám sát liên tục. Vì khó đi dây đến các vị trí điện áp cao, cảm biến không dây được sử dụng.

Ví dụ, theo datasheet của công ty IntelliSAW (tập đoàn ALTANOVA), cảm biến nhiệt độ SAW (sóng âm bề mặt) của công ty này dùng cho mục đích giám sát liên tục các điểm phát nhiệt như thanh cái, cánh tay và tiếp điểm của máy cắt, cáp, và là loại không dây, không cần nguồn (thụ động). Theo giá trị công bố của nhà sản xuất, dải đo là −25 đến +155°C, độ chính xác ±2°C (0 đến 80°C) và ±4°C (toàn dải), tối đa 12 kênh cho mỗi thiết bị, và tuổi thọ vận hành dự kiến trên 20 năm. Cùng datasheet cũng ghi rõ cần chú ý không để các dải tần trùng nhau trong cùng một thiết bị, và việc tuân thủ quy định vô tuyến của từng khu vực là trách nhiệm của đơn vị tích hợp hệ thống và đơn vị lắp đặt. Đây là thông số sản phẩm của một công ty, không phải giá trị chung của cảm biến SAW.

Trong khu vực ASEAN, cũng có ví dụ nghiên cứu đăng trên một tạp chí khoa học công nghệ của Việt Nam, áp dụng hệ thống giám sát nhiệt thụ động sử dụng cảm biến nhiệt độ không dây theo nguyên lý SAW cho tủ điện, dao cách ly, mối nối cáp, tủ RMU (ring main unit), v.v.

Chọn phương án nào

Như đã nêu, trong quá trình thảo luận sửa đổi phiên bản 2026 của NFPA, hướng cho phép giám sát nhiệt độ liên tục cố định đáp ứng yêu cầu kiểm tra hồng ngoại đã được đưa ra (đây là sự cho phép, không phải yêu cầu bắt buộc lắp đặt). Có thể tổng hợp mức tham khảo khi lựa chọn như sau.

• Số tủ ít, dễ bố trí cắt điện → chụp ảnh nhiệt định kỳ, và IR window khi cần
• Nhiều tủ không thể mở nắp khi đang vận hành → IR window
• Tủ có mức độ quan trọng cao, dự kiến quá nhiệt tại mối nối tiến triển trong vòng vài tháng trở xuống → cảm biến nhiệt độ cố định

3 phương án không đối lập nhau mà có thể kết hợp. Ví dụ, vẫn duy trì chụp ảnh nhiệt định kỳ cho tất cả các tủ, đồng thời chỉ lắp cảm biến cố định cho tủ nhận điện và các tủ feeder chính.

Giám sát máy biến áp trực tuyến: DGA và tiêu chuẩn

Nhìn vào bên trong qua khí trong dầu

Khi bên trong máy biến áp ngâm dầu xảy ra quá nhiệt cục bộ, phóng điện hoặc suy giảm giấy cách điện, dầu bị phân hủy, sinh ra khí và hòa tan vào dầu. Phân tích các khí này gọi là DGA (phân tích khí hòa tan). Có cách lấy mẫu dầu định kỳ để phân tích, và có DGA trực tuyến, lắp cố định thiết bị phân tích trên máy biến áp.

Các tiêu chuẩn làm cơ sở diễn giải

Việc diễn giải DGA chủ yếu dựa trên 2 tiêu chuẩn.

• IEEE C57.104-2019: Hướng dẫn phiên bản hiện hành (Active) về diễn giải các khí phát sinh trong máy biến áp ngâm dầu khoáng (ban hành tháng 11/2019). Hướng dẫn đề cập đến mục đích và phạm vi áp dụng của DGA, xác nhận chất lượng và giới hạn, diễn giải và giá trị chuẩn (norm), xác định loại sự cố, các trường hợp minh họa, v.v. Ngày 22/5/2024, dự án sửa đổi đã được phê duyệt và công việc sửa đổi đang được tiến hành. Đây không phải tiêu chuẩn có tính bắt buộc.
• IEC 60599:2022: Hướng dẫn diễn giải phân tích khí hòa tan và khí tự do đối với thiết bị điện ngâm dầu khoáng đang vận hành (phiên bản thứ 4, ban hành ngày 25/5/2022). Ngoài máy biến áp, hướng dẫn còn bao gồm thông tin về cuộn kháng, sứ xuyên, thiết bị đóng cắt và cáp dầu. Hướng dẫn cho rằng kết quả chỉ mang tính định hướng và cần đi kèm phán đoán kỹ thuật phù hợp.

Xu hướng của chính máy biến áp đó quan trọng hơn giá trị tuyệt đối

Theo bài giải thích của một thành viên nhóm công tác sửa đổi IEEE C57.104, giá trị chuẩn của phiên bản 2019 được xây dựng từ bộ dữ liệu thu thập từ 18 nguồn cung cấp, gồm 313,076 máy biến áp và 1,391,436 báo cáo DGA (khoảng 310 nghìn máy và khoảng 1.39 triệu báo cáo). Giá trị chuẩn của phiên bản đầu tiên năm 1978 dựa trên kết quả của một khu vực trong những năm 1970, và được cho là gần như không thay đổi trong khoảng 40 năm. Phiên bản 2019 còn bổ sung bảng về mức thay đổi và tốc độ thay đổi giữa các mẫu liên tiếp.

Điều có thể rút ra từ đây là quan điểm điều quan trọng là theo dõi xu hướng của chính máy biến áp đó (thay đổi bao nhiêu, nhanh đến mức nào). Giá trị của DGA trực tuyến nằm ở chỗ nắm bắt được tốc độ thay đổi mà phân tích định kỳ không thấy được. Ngược lại, cũng có những máy biến áp thay đổi chậm, có thể theo dõi xu hướng đầy đủ bằng phân tích dầu định kỳ. Ngay cả trong trường hợp North Hyde, bản thân dấu hiệu đã được nắm bắt qua mẫu dầu. Điều cần thiết, quan trọng ngang với việc đo, là cơ chế đưa kết quả đo vào quyết định xử lý.

Lấy tín hiệu nhiệt độ dầu và nhiệt độ cuộn dây

Nhiều máy biến áp đã được trang bị sẵn nhiệt kế dầu và nhiệt kế cuộn dây. Trước khi bổ sung cảm biến mới, chỉ cần đưa các tín hiệu có sẵn này vào hệ thống giám sát cũng đã có thể theo dõi xu hướng quá tải hay làm mát kém. Về cách thu thập dữ liệu điện năng và phụ tải của thiết bị trạm biến áp, có thể tham khảo bài “Thu thập dữ liệu công tơ điện: RFP cho dữ liệu 15 phút đáng tin cậy“. Đặt dữ liệu phụ tải cạnh nhiệt độ sẽ giúp dễ phân biệt nhiệt độ tăng là do phụ tải hay do bất thường của thiết bị.

Phân chia giữa kiểm tra và giám sát liên tục theo khoảng P–F (tính toán cho nhà máy mô hình S, mô hình giả định)

Từ đây, chúng tôi tính toán trên một nhà máy mô hình giả định để xem nên phân chia giữa kiểm tra định kỳ và giám sát liên tục như thế nào. Tất cả các con số dưới đây là giá trị minh họa dựa trên giả định của bài viết này.

Tiền đề (nhà máy mô hình S)

• Nhà máy linh kiện của doanh nghiệp Nhật Bản ở miền Trung Thái Lan. 12 tủ trung thế nhận điện và 3 máy biến áp (giả định của bài viết này)
• Với từng dạng suy giảm, khoảng P–F từ lúc dấu hiệu đo được đến khi hỏng được đặt là 24 tháng, 12 tháng, 6 tháng, 3 tháng và 1 tháng (giả định của bài viết này)
• Giả định thời điểm bắt đầu suy giảm là ngẫu nhiên phân bố đều, việc kiểm tra kết thúc trong tích tắc, và nếu dấu hiệu đã xuất hiện thì chắc chắn được phát hiện. Khi đó, xác suất nắm bắt được dấu hiệu là “xác suất một đợt kiểm tra rơi vào cửa sổ P–F”, bằng khoảng P–F ÷ chu kỳ kiểm tra (tối đa 100%)

Làm ví dụ về khoảng P–F, theo giả định của bài viết này, loại ngắn được hình dung là quá trình quá nhiệt do mối nối lỏng hoặc quá trình phóng điện bề mặt tiến triển, còn loại dài là quá trình suy giảm chậm của máy biến áp. Khoảng P–F thực tế khác nhau rất nhiều tùy thiết bị và môi trường; các giá trị trong bài viết này là giả định để minh họa.

Bước 1: Chu kỳ kiểm tra cần thiết theo quy tắc một nửa của P–F

Theo quan điểm “chu kỳ kiểm tra không quá một nửa khoảng P–F”, chu kỳ kiểm tra cần thiết và số lần kiểm tra mỗi năm như sau.

Cách tính: chu kỳ kiểm tra là 24÷2 = 12, 12÷2 = 6, 6÷2 = 3, 3÷2 = 1.5, 1÷2 = 0.5 tháng; số lần mỗi năm là 12÷12 = 1, 12÷6 = 2, 12÷3 = 4, 12÷1.5 = 8, 12÷0.5 = 24 lần.

Bước 2: Xác suất nắm bắt dấu hiệu với kiểm tra mỗi 12 tháng và mỗi 6 tháng

Tiếp theo, xem với tần suất kiểm tra hiện tại có thể nắm bắt dấu hiệu đến mức nào.

Cách tính: 6÷12 = 50%, 3÷12 = 25%, 1÷12 = 0.0833… tức khoảng 8.3%, 3÷6 = 50%, 1÷6 = 0.1666… tức khoảng 16.7%. Nếu khoảng P–F lớn hơn hoặc bằng chu kỳ kiểm tra, ít nhất 1 đợt kiểm tra sẽ rơi vào cửa sổ nên xác suất là 100% (mức tối đa).

Bảng này có một lưu ý khi đọc. Khi theo dõi P–F 12 tháng bằng kiểm tra mỗi 12 tháng, xác suất là 100%, nhưng chỉ có 1 đợt kiểm tra rơi vào cửa sổ. Trong trường hợp không may, việc phát hiện xảy ra ngay trước điểm F, không còn thời gian để lên kế hoạch cắt điện hay đặt mua linh kiện. Thỏa mãn “quy tắc một nửa” chỉ có các dạng suy giảm có P–F từ 24 tháng trở lên nếu kiểm tra mỗi 12 tháng, và từ 12 tháng trở lên nếu kiểm tra mỗi 6 tháng. Con số 100% trong bảng chỉ cho thấy “có thể phát hiện”, không bảo đảm “kịp xử lý”.

Mặt khác, dạng suy giảm có P–F 3 tháng chỉ nắm bắt được 25% với kiểm tra mỗi 12 tháng, và cũng chỉ 50% với kiểm tra mỗi 6 tháng. Dạng suy giảm có P–F 1 tháng là khoảng 8.3% với kiểm tra mỗi 12 tháng, và cũng chỉ khoảng 16.7% với kiểm tra mỗi 6 tháng.

Bước 3: Số điểm cảm biến cho 12 tủ và 3 máy biến áp (cấu hình giả định)

Giả sử bù đắp các dạng suy giảm có P–F ngắn bằng giám sát liên tục, ta tạm đặt cấu hình cảm biến cho nhà máy mô hình S.

• Nhiệt độ: Tại đầu nối cáp của mỗi tủ, 3 pha × 1 vị trí = 3 điểm, nên 12 tủ × 3 = 36 điểm. Thêm 3 điểm mỗi tủ tại mối nối thanh cái là 12 × 3 = 36 điểm, tổng cộng 72 điểm
• Phóng điện cục bộ: Mỗi tủ 2 điểm gồm 1 điểm TEV và 1 điểm siêu âm, nên 12 × 2 = 24 điểm. HFCT cho cáp chỉ lắp cho 4 mạch là mạch nhận điện và các feeder chính (giả định của bài viết này), tức 4 điểm. Tổng phóng điện cục bộ là 24 + 4 = 28 điểm
• Máy biến áp: DGA trực tuyến chỉ lắp cho 1 máy quan trọng nhất (giả định của bài viết này). Nhiệt độ dầu và nhiệt độ cuộn dây của cả 3 máy được lấy từ tín hiệu có sẵn (việc lấy tín hiệu có sẵn không tính vào số điểm dưới đây)
• Tổng cộng: 72 điểm nhiệt độ + 28 điểm phóng điện cục bộ = 100 điểm, và 1 thiết bị DGA trực tuyến

Bước 4: Nếu muốn thỏa mãn quy tắc một nửa bằng kiểm tra

Để bắt được dạng suy giảm có P–F 3 tháng bằng kiểm tra, như ở Bước 1, cần kiểm tra 8 lần mỗi năm. Tăng số đợt kiểm tra có cắt điện lên 8 lần mỗi năm hầu như không thực tế đối với thiết bị trạm biến áp vì ràng buộc cắt điện. Phần này sẽ được bù đắp bằng đo định kỳ trực tuyến không cần cắt điện (thiết bị dò TEV hoặc siêu âm cầm tay), hoặc bằng giám sát liên tục.

Cách đọc kết quả tính toán này

Từ tính toán này có thể rút ra 3 điểm sau.

1. Dạng suy giảm có P–F dài có khả năng được bắt đầy đủ bằng kiểm tra định kỳ hiện tại. Quá trình suy giảm chậm của máy biến áp (giả định của bài viết này) có thể theo dõi xu hướng bằng phân tích dầu và kiểm tra định kỳ. Không cần chuyển tất cả sang giám sát liên tục.
2. Với dạng suy giảm có P–F từ vài tháng trở xuống, giám sát liên tục thực tế hơn tăng số lần kiểm tra. Điều này đặc biệt đúng với thiết bị trạm biến áp có ràng buộc cắt điện.
3. Dù lắp 100 điểm cảm biến, nếu chưa quyết định ai làm gì khi nhận cảnh báo thì cũng vô nghĩa. Cần thiết kế luồng ra quyết định và xử lý trước khi quyết định số điểm.

Nơi dữ liệu được gửi tới và cơ chế ra quyết định: SCADA, historian, IEC 61850 và an ninh OT

Luồng dữ liệu

Dữ liệu giám sát tình trạng đi từ cảm biến qua gateway (hoặc bộ thu thập dữ liệu), vào SCADA hoặc historian, rồi đến người phụ trách dưới dạng cảnh báo. Quyết định điều gì ở đâu trong luồng này sẽ quyết định thành bại của việc triển khai.

• Cảm biến và gateway: Loại và số điểm cảm biến, giao tiếp với gateway, nguồn điện của gateway.
• SCADA: Hiển thị và cảnh báo theo thời gian thực. Như trường hợp 33 kV nêu trên, cũng có hình thức đơn giản chỉ xuất cảnh báo qua tiếp điểm sang SCADA.
• Historian: Lưu trữ xu hướng trong thời gian dài để theo dõi những thay đổi chưa đạt ngưỡng cảnh báo. Phóng điện cục bộ và nhiệt độ thường chỉ có ý nghĩa khi nhìn theo xu hướng, nên thiết kế historian rất quan trọng. Cách lựa chọn historian được trình bày chi tiết trong bài “Triển khai historian công nghiệp: so sánh lựa chọn, RFP và FAT/SAT cho nhà máy Thái Lan“.
• Thời gian: Để đặt cạnh nhau cảnh báo của nhiều cảm biến và bản ghi tác động của rơ-le bảo vệ nhằm tìm nguyên nhân, thời gian cần được đồng nhất. Về cách đồng bộ thời gian, xin xem bài “Đồng bộ thời gian trong nhà máy: chọn PTP hay NTP và nghiệm thu tại Thái Lan“.

Xuất gì qua IEC 61850

Trong lĩnh vực điện lực, tiêu chuẩn truyền thông IEC 61850 được sử dụng. Có báo cáo kỹ thuật IEC TR 61850-90-3:2016 về việc dùng IEC 61850 cho giám sát tình trạng, chẩn đoán và phân tích, đề cập đến giao tiếp với mạng cảm biến và việc chuyển giao thông tin sang hệ thống quản lý tài sản.

Theo tài liệu thuyết trình năm 2010 của ông Karlheinz Schwarz, chuyên gia về IEC 61850, các logical node dùng cho giám sát trong IEC 61850-7-4 gồm SPDC cho giám sát và chẩn đoán phóng điện cục bộ, STMP cho giám sát nhiệt độ, SIML cho giám sát môi chất cách điện dạng lỏng, v.v. (chúng tôi chưa kiểm tra liệu tên gọi có thay đổi trong phiên bản mới nhất hay không). Bài blog tháng 8/2026 của ông cho thấy ví dụ STMP chứa các dữ liệu như giá trị nhiệt độ và cảnh báo tốc độ thay đổi nhiệt độ. Nếu RFP chỉ ghi “hỗ trợ IEC 61850”, cách hiểu sẽ khác nhau tùy bên nhận. Ghi rõ đến mức xuất dữ liệu nào qua logical node nào (SPDC, STMP, SIML, v.v.) sẽ giúp thu được các đề xuất dễ so sánh.

Cảnh báo → ai → làm gì

Điều quan trọng nhất là luồng xử lý sau cảnh báo. Cần quyết định trước ít nhất 3 cấp độ sau.

Ngưỡng cảnh báo và thời gian “quá một khoảng nhất định” khác nhau tùy sản phẩm và thiết bị, nên được điều chỉnh trong giai đoạn chạy thử dựa trên khuyến nghị của nhà sản xuất và ý kiến chuyên gia. Về cách xử lý báo động giả và cách đặt ngưỡng, có thể vận dụng quan điểm trong bài “Phát hiện bất thường thiết bị: Tiêu chí nghiệm thu PoC 90 ngày“.

Diễn giải dữ liệu phóng điện cục bộ đòi hỏi kiến thức chuyên môn. Nếu trong công ty không có người đủ khả năng phán đoán, cách thực tế là ký hợp đồng ngay khi triển khai để gửi dữ liệu cho chuyên gia phân tích bên ngoài và nhận báo cáo định kỳ.

An ninh OT

Như đã nêu, trong quá trình thảo luận sửa đổi phiên bản 2026 của NFPA 70B, sửa đổi bổ sung an ninh mạng OT vào các yếu tố của chương trình bảo trì điện đã được thông qua. Trong trường hợp 33 kV, bộ phận IT cũng không cho phép kết nối hub giám sát vào mạng LAN nội bộ. Nếu kết nối hệ thống giám sát vào mạng của nhà máy, cần thống nhất trước với bộ phận IT về phân tách mạng, cách truy cập từ xa, quy trình cập nhật phần mềm và quản lý tài khoản. Nếu đến sau mới biết “không thể kết nối”, sẽ phải làm lại thiết kế giám sát từ xa.

Các vấn đề đặc thù của Thái Lan và ASEAN

Thống kê mất điện của lưới không phản ánh rủi ro hỏng hóc của thiết bị trong nhà máy

Theo báo cáo thường niên năm 2024 của Cơ quan Điện lực Địa phương Thái Lan (PEA) (bản dịch tiếng Anh do AI dịch), năm 2024 SAIFI (số lần mất điện trung bình mỗi năm trên mỗi khách hàng) là 1.17 lần, giảm 0.29 lần so với năm 2023, và SAIDI (thời gian mất điện trung bình mỗi năm trên mỗi khách hàng) là 21.03 phút, ngắn hơn 6.55 phút so với năm 2023. Tính ngược từ chênh lệch, năm 2023 SAIFI là 1.17 + 0.29 = 1.46 lần và SAIDI là 21.03 + 6.55 = 27.58 phút (tính toán của bài viết này).

Tuy nhiên, trang phát triển bền vững của PEA ghi chú rằng SAIFI và SAIDI loại trừ 3 tỉnh cực Nam, và loại trừ các sự kiện do sự cố nghiêm trọng, bất khả kháng, thiên tai và sự cố ngừng nghiêm trọng của nguồn phát (chúng tôi chưa xác nhận được liệu các điều kiện tương tự có áp dụng cho số liệu trong báo cáo thường niên hay không). Ít nhất, các chỉ số PEA công bố trên trang phát triển bền vững được xử lý như giá trị trung bình đã loại trừ các sự kiện lớn, và không phản ánh rủi ro nhận điện của từng nhà máy cụ thể.

Quan trọng hơn nữa, mất điện từ lưới và hỏng hóc thiết bị trạm biến áp trong nhà máy là hai chuyện khác nhau. Dù lưới điện ổn định đến đâu, nếu quá nhiệt tại đầu nối cáp trong tủ trung thế của chính nhà máy tiến triển, nhà máy vẫn có thể dừng. Tình trạng thiết bị trong nhà máy chỉ có thể do chính nhà máy theo dõi.

Pháp luật: yêu cầu kiểm tra, bảo trì và lưu hồ sơ, nhưng tần suất không được ghi trong văn bản quy định

Quy định cấp bộ về an toàn vệ sinh lao động liên quan đến điện của Bộ Lao động Thái Lan (năm 2015, Phật lịch 2558) yêu cầu người sử dụng lao động thực hiện kiểm tra và bảo trì hệ thống điện và thiết bị điện, đồng thời người đã đăng ký hoặc đối tượng tương đương phải lập và chứng nhận hồ sơ kết quả kiểm tra để thanh tra an toàn có thể xác nhận. Tiêu chuẩn, phương pháp và điều kiện được quy định theo thông báo của Cục trưởng. Quy định này cũng yêu cầu lưu giữ sơ đồ mạch điện trong nhà máy đã được kỹ sư hoặc đối tượng tương đương chứng nhận.

Tuy nhiên, văn bản quy định này không ghi tần suất kiểm tra. Về tần suất, cần xác nhận thông báo của cơ quan có thẩm quyền, yêu cầu của bảo hiểm và tiêu chuẩn của trụ sở chính (quan điểm của bài viết này). Ngoài ra, quy định này không yêu cầu giám sát trực tuyến phóng điện cục bộ hay nhiệt độ. Bức tranh toàn cảnh về kiểm định bắt buộc thiết bị điện tại Thái Lan được tổng hợp trong bài “Kiểm Định Định Kỳ Thiết Bị Điện Nhà Máy Thái Lan 2026“. Giám sát tình trạng không thay thế kiểm định bắt buộc; cách định vị tự nhiên là xem nó như phần lấp khoảng trống giữa các đợt kiểm định bắt buộc.

Môi trường: nóng ẩm, bụi, ăn mòn do muối, động vật nhỏ

Phòng trạm biến áp của nhà máy tại Thái Lan có thể chịu tác động của môi trường như khí hậu nóng ẩm, bụi, ăn mòn do muối ở vùng ven biển và động vật nhỏ xâm nhập. Bài báo NETA nêu trên viết rằng phóng điện cục bộ bề mặt đặc biệt dễ xảy ra khi vật liệu cách điện bị nhiễm bẩn hoặc độ ẩm cao. Trong trường hợp 33 kV, việc giá trị siêu âm tăng, nghi do ảnh hưởng của độ ẩm, cũng đã trở thành cơ hội để kiểm tra. Khi giám sát phóng điện cục bộ, nếu ghi lại cả nhiệt độ và độ ẩm, sẽ dễ phân biệt thay đổi giá trị là do suy giảm thiết bị hay do môi trường. Tình trạng điều hòa, thông gió và bịt kín khe hở của phòng trạm biến áp cũng đáng được xem xét lại cùng với kế hoạch giám sát.

Tần số của cảm biến không dây

Cảm biến nhiệt độ không dây và gateway sử dụng sóng vô tuyến trong một dải tần nhất định. Việc có sử dụng được tại Thái Lan hay không cần xác nhận quy định của Ủy ban Phát thanh Truyền hình và Viễn thông Quốc gia (NBTC). Datasheet của nhà sản xuất nêu trên cũng cho rằng việc tuân thủ quy định vô tuyến của từng khu vực là trách nhiệm của đơn vị tích hợp hệ thống và đơn vị lắp đặt. Trong RFP, hãy ghi điều kiện là đã có chứng nhận vô tuyến tại Thái Lan.

Vận hành: tiếp nhận đầu tiên 24 giờ, chuyên gia bên ngoài, quy trình bằng 3 ngôn ngữ

Về mặt vận hành, cách thực tế là quyết định trước khi triển khai các điểm sau (quan điểm của bài viết này).

• Tiếp nhận đầu tiên 24 giờ: Khi cảnh báo xuất hiện vào ban đêm hoặc ngày nghỉ, ai sẽ tiếp nhận. Ca trực bảo trì, bảo vệ, hay dịch vụ giám sát bên ngoài.
• Chuyên gia phân tích bên ngoài: Ai sẽ diễn giải dữ liệu phóng điện cục bộ. Phạm vi hợp đồng, tần suất báo cáo và thời gian phản hồi khi khẩn cấp.
• Quy trình bằng 3 ngôn ngữ: Chuẩn bị bằng tiếng Thái, tiếng Nhật và tiếng Anh để kỹ sư người Thái, quản lý người Nhật và nhà thầu bên ngoài đều đọc được cùng một quy trình.
• Kế hoạch công việc có cắt điện: Có thể bố trí cắt điện theo từng feeder để lắp cảm biến và xử lý hay không. Các công việc cần cắt điện toàn bộ được lên kế hoạch trùng với các kỳ nghỉ dài, v.v.

12 mục cần ghi trong RFP giám sát tình trạng thiết bị trạm biến áp

Đây là các mục tối thiểu nên ghi về giám sát tình trạng thiết bị trạm biến áp khi yêu cầu nhà sản xuất thiết bị hoặc công ty hệ thống báo giá.

1. Danh sách thiết bị đối tượng và mức độ quan trọng: Với từng tủ, máy biến áp và cáp, nếu dừng thì cái gì dừng theo, thông số định mức, năm sản xuất, đơn vị có thể cắt điện
2. Dạng suy giảm muốn giám sát và phương thức: Ghi đối ứng giữa dạng suy giảm và phương thức, ví dụ quá nhiệt mối nối thì đo nhiệt độ, suy giảm cách điện thì đo phóng điện cục bộ (TEV, siêu âm, HFCT, UHF), bên trong máy biến áp thì DGA
3. Cách phân chia với kiểm tra định kỳ: Khoảng P–F giả định, phạm vi bắt bằng kiểm tra định kỳ và phạm vi bù đắp bằng giám sát liên tục
4. Thông số và lắp đặt cảm biến: Dải đo và độ chính xác (kèm điều kiện của nhà sản xuất), vị trí lắp, phạm vi cắt điện cần thiết để lắp, không làm mất bảo hành của nhà sản xuất và không làm giảm định mức cách điện
5. Chứng nhận vô tuyến và tần số: Đã có chứng nhận vô tuyến tại Thái Lan, thiết kế không trùng tần số trong cùng một thiết bị
6. Chống nhiễu và hạn chế báo động giả: Phương pháp loại bỏ nhiễu bên ngoài (ăng-ten ngoài, v.v.), chức năng chỉ cảnh báo khi kéo dài quá một khoảng thời gian nhất định, ghi đồng thời nhiệt độ và độ ẩm
7. Xuất dữ liệu: Xuất tiếp điểm sang SCADA, Modbus hoặc OPC UA, và khi xuất qua IEC 61850 thì danh sách logical node (SPDC, STMP, SIML, v.v.) và dữ liệu
8. Historian và thời gian: Thời gian lưu và độ phân giải của xu hướng, cách gắn dấu thời gian và phương thức đồng bộ thời gian
9. Cơ chế cảnh báo và ra quyết định: Định nghĩa các cấp chú ý, cảnh báo, khẩn cấp, nơi nhận và cách thông báo, cài đặt ban đầu của ngưỡng cảnh báo và quy trình điều chỉnh
10. Phân tích và báo cáo: Phạm vi phân tích của chuyên gia bên ngoài, tần suất và hình thức báo cáo định kỳ, thời gian phản hồi khi khẩn cấp
11. An ninh OT: Phân tách mạng, cách truy cập từ xa, quản lý tài khoản, quy trình cập nhật phần mềm (với tiền đề được bộ phận IT của công ty phê duyệt)
12. FAT/SAT và bảo trì: Cách xác định hạng mục thử nghiệm và tiêu chí đạt ở phần tiếp theo, đầu mối bảo trì tại Thái Lan, thời gian phản hồi khi có sự cố, tài liệu và đào tạo bằng tiếng Thái, tiếng Nhật và tiếng Anh

Đặc biệt quan trọng là các mục 1, 6 và 9. Nếu không ghi mục 1, sẽ không so sánh được số điểm và bố trí cảm biến trong các đề xuất. Nếu không ghi mục 6, sau khi bắt đầu vận hành có nguy cơ báo động giả liên tục, đến mức không ai còn xem cảnh báo nữa. Nếu không ghi mục 9, cốt lõi của bài viết này, “ai phát hiện và ai quyết định có dừng thiết bị hay không”, sẽ vẫn chưa được quyết định, và chỉ có cảm biến được lắp đặt.

Những điều cần xác nhận trong FAT/SAT giám sát tình trạng

Trong thử nghiệm trước khi xuất xưởng (FAT) và thử nghiệm tại hiện trường sau khi lắp đặt (SAT), cần xác nhận không phải thông số trong catalogue, mà là “trong phòng trạm biến áp của chính nhà máy, cảm biến có thực sự bắt được dấu hiệu hay không”, “cảnh báo có đến đúng người hay không”, và “báo động giả có nằm trong phạm vi chấp nhận được hay không”.

Giá trị của tiêu chí đạt khác nhau tùy thiết bị và sản phẩm, nên cần được quyết định ngay ở giai đoạn RFP. Ngưỡng cảnh báo phóng điện cục bộ được cho là cách thực tế khi điều chỉnh sau phép đo nhiễu nền trong SAT và giai đoạn chạy thử sau khi bắt đầu vận hành. Hạng mục cuối cùng, “diễn tập quy trình ra quyết định”, có thể hiếm gặp trong các hạng mục thử nghiệm, nhưng nó chính là cốt lõi của bài viết này. Việc chạy qua một lần ngay tại thời điểm nghiệm thu được cho là có giá trị lớn.

Kế hoạch 90 ngày triển khai giám sát tình trạng thiết bị trạm biến áp

Ngày 0 đến 30: Kiểm kê thiết bị và xếp mức độ quan trọng

• Lập danh sách thiết bị trạm biến áp (tủ trung thế, máy biến áp, cáp), sắp xếp xem nếu từng thiết bị dừng thì cái gì dừng theo
• Thu thập hồ sơ kiểm tra trước đây, báo cáo chụp ảnh nhiệt và lịch sử sự cố
• Xác nhận đơn vị có thể cắt điện (theo feeder hay cắt toàn bộ) và cơ hội cắt điện tiếp theo
• Xác nhận các tiêu chuẩn mà trụ sở chính, công ty bảo hiểm và khách hàng đang yêu cầu

Ngày 31 đến 60: Thiết kế dạng suy giảm và phương thức, phân chia với kiểm tra

• Bắt đầu từ thiết bị có mức độ quan trọng cao, xác định đối ứng giữa dạng suy giảm và phương thức giám sát
• Thay mô hình giả định của bài viết này bằng thiết bị của chính nhà máy, từ khoảng P–F giả định xác định phạm vi bắt bằng kiểm tra định kỳ và phạm vi bù đắp bằng giám sát liên tục
• Thử đo định kỳ trực tuyến cho các tủ chính bằng thiết bị TEV hoặc siêu âm cầm tay, nắm hiện trạng và mức nhiễu
• Quyết định nơi dữ liệu được gửi tới (SCADA, historian) và phương châm mạng cùng bộ phận IT

Ngày 61 đến 90: Cơ chế ra quyết định và RFP

• Quyết định các cấp chú ý, cảnh báo, khẩn cấp, cùng vai trò của người tiếp nhận đầu tiên, người ra quyết định và chuyên gia bên ngoài
• Viết 12 mục của RFP, quyết định hạng mục FAT/SAT và cách xác định tiêu chí đạt
• Soạn khung quy trình bằng tiếng Thái, tiếng Nhật và tiếng Anh

Các sản phẩm đầu ra nên có trong tay khi kết thúc 90 ngày gồm 6 mục: (1) danh sách thiết bị và mức độ quan trọng, (2) bảng đối ứng dạng suy giảm và phương thức, (3) cách phân chia giữa kiểm tra và giám sát liên tục, (4) luồng dữ liệu và phương châm mạng, (5) cơ chế cảnh báo và ra quyết định, (6) tiêu chí RFP và FAT/SAT.

Câu hỏi thường gặp

Giám sát tình trạng thiết bị trạm biến áp là gì? Khác gì với kiểm tra định kỳ?

Giám sát tình trạng thiết bị trạm biến áp là việc đo các dấu hiệu suy giảm (nhiệt độ, phóng điện cục bộ, khí trong dầu, v.v.) của tủ trung thế, máy biến áp, cáp, v.v. để xử lý trước khi hỏng hóc. Trong khi kiểm tra định kỳ theo dõi tình trạng theo chu kỳ cố định, giám sát tình trạng gồm đo định kỳ khi đang vận hành và giám sát liên tục. Các dạng suy giảm có khoảng P–F (từ lúc dấu hiệu đo được đến khi hỏng) ngắn so với chu kỳ kiểm tra dễ bị kiểm tra định kỳ bỏ sót. Trong mô hình giả định của bài viết này, xác suất nắm bắt dạng suy giảm có P–F 3 tháng bằng kiểm tra mỗi 12 tháng là 25%.

Chọn phương thức giám sát phóng điện cục bộ (TEV, siêu âm, HFCT, UHF) như thế nào?

Chọn theo thiết bị và dạng suy giảm muốn theo dõi. TEV được dùng cho phóng điện cục bộ bên trong tủ trung thế vỏ kim loại, siêu âm cho phóng điện bề mặt, vầng quang và xác định vị trí, HFCT kẹp vào dây nối đất cho cáp và đầu cáp, UHF cho GIS và các thiết bị tương tự. TEV được cho là không đủ độ nhạy với vấn đề của cáp cách điện rắn, còn UHF không thể hiệu chuẩn về điện tích biểu kiến nên cần kiểm tra độ nhạy tại hiện trường. Một phương thức không thấy được tất cả, nên thông thường sẽ kết hợp.

Giám sát nhiệt độ tủ trung thế nên dùng cảm biến không dây hay chụp ảnh nhiệt?

Không phải chọn một trong hai, mà nên cân nhắc kết hợp. Mức tham khảo là: số tủ ít và dễ bố trí cắt điện thì chụp ảnh nhiệt định kỳ; nhiều tủ không thể mở nắp khi vận hành thì IR window; tủ có mức độ quan trọng cao và dự kiến quá nhiệt tiến triển trong thời gian ngắn thì cảm biến nhiệt độ cố định. Khi dùng cảm biến không dây tại Thái Lan, cần xác nhận quy định của NBTC.

Có cần giám sát máy biến áp trực tuyến (DGA) không?

Tùy vào mức độ quan trọng của máy biến áp và cách suy giảm tiến triển. Có những máy biến áp thay đổi chậm, có lẽ có thể theo dõi xu hướng bằng phân tích dầu định kỳ. Mặt khác, với máy biến áp mà nếu dừng thì toàn bộ nhà máy dừng, hoặc máy biến áp cần nắm bắt tốc độ thay đổi, DGA trực tuyến là một lựa chọn. Việc diễn giải dựa trên IEEE C57.104-2019 hoặc IEC 60599:2022, và điều quan trọng là theo dõi xu hướng của chính máy biến áp đó hơn là giá trị tuyệt đối. Cũng có cách bắt đầu bằng việc lấy tín hiệu từ nhiệt kế dầu và nhiệt kế cuộn dây có sẵn.

NFPA 70B có liên quan đến nhà máy tại Thái Lan không?

NFPA 70B là tiêu chuẩn tư nhân của Mỹ, không phải luật của Thái Lan, và không tự động áp dụng cho nhà máy tại Thái Lan. Tuy nhiên, nó có thể trở thành một trong những tiêu chuẩn được tham chiếu bởi tiêu chuẩn bảo trì của trụ sở chính toàn cầu, công ty bảo hiểm hoặc các cuộc đánh giá của khách hàng. Theo tài liệu thảo luận sửa đổi phiên bản 2026, phương pháp đường cong P–F, việc giám sát nhiệt độ liên tục cố định có thể đáp ứng yêu cầu kiểm tra hồng ngoại, an ninh mạng OT, v.v. đã được nêu ra (không nhất thiết trùng với văn bản của phiên bản cuối cùng). Việc kiểm tra theo luật Thái Lan cần được xác nhận qua quy định cấp bộ của Bộ Lao động, các thông báo liên quan, v.v.

Chi phí triển khai giám sát tình trạng thiết bị trạm biến áp là bao nhiêu?

Chi phí thay đổi rất nhiều tùy theo số lượng thiết bị đối tượng, loại và số điểm cảm biến, việc cắt điện và thi công cần thiết để lắp đặt, gateway và truyền thông, tích hợp với SCADA hoặc historian, hợp đồng phân tích với chuyên gia bên ngoài, và phạm vi bảo trì. Trong mô hình giả định của bài viết này, chúng tôi đặt cấu hình gồm 12 tủ trung thế và 3 máy biến áp, với tổng cộng 100 điểm (72 điểm nhiệt độ, 28 điểm phóng điện cục bộ) và 1 thiết bị DGA trực tuyến, nhưng không cần lắp với cùng mật độ cho tất cả các tủ. Thu hẹp phạm vi cần giám sát liên tục dựa trên mức độ quan trọng và khoảng P–F chính là điểm xuất phát để tính toán chi phí.

Tóm tắt

• Giá trị của giám sát tình trạng thiết bị trạm biến áp không nằm ở số lượng cảm biến, mà ở việc quyết định trước, trong khoảng thời gian từ dấu hiệu suy giảm đến hỏng hóc, ai sẽ phát hiện và ai sẽ quyết định có dừng thiết bị hay không.
• Tài liệu thảo luận sửa đổi phiên bản 2026 của NFPA 70B nêu ra quan điểm “chu kỳ kiểm tra không quá một nửa khoảng P–F” và việc giám sát nhiệt độ liên tục cố định có thể đáp ứng yêu cầu kiểm tra hồng ngoại. Đây là tiêu chuẩn tư nhân của Mỹ, không phải luật Thái Lan, nhưng có thể được trụ sở chính, công ty bảo hiểm và các cuộc đánh giá của khách hàng tham chiếu.
• Cho dạng suy giảm và phương thức tương ứng với nhau. Quá nhiệt mối nối thì đo nhiệt độ, suy giảm cách điện thì đo phóng điện cục bộ (TEV, siêu âm, HFCT, UHF), bên trong máy biến áp thì DGA. Một phương thức không thấy được tất cả.
• Trong mô hình giả định của bài viết này, xác suất nắm bắt dạng suy giảm có P–F 3 tháng là 25% với kiểm tra mỗi 12 tháng, và cũng chỉ 50% với kiểm tra mỗi 6 tháng. Để thỏa mãn quy tắc một nửa bằng kiểm tra cho dạng suy giảm có P–F 3 tháng cần 8 lần mỗi năm, nên do ràng buộc cắt điện, cách thực tế là bù đắp bằng giám sát liên tục hoặc đo định kỳ trực tuyến.
• Theo dõi xu hướng dữ liệu bằng historian, và quyết định luồng xử lý sau cảnh báo (chú ý, cảnh báo, khẩn cấp) cùng người ra quyết định. Nếu xuất qua IEC 61850 thì chỉ định đến logical node, và thống nhất trước với bộ phận IT về an ninh OT.
• Tại Thái Lan, thống kê mất điện của lưới không phản ánh rủi ro hỏng hóc của thiết bị trong nhà máy, và quy định cấp bộ của Bộ Lao động không ghi tần suất kiểm tra trong văn bản. Tần số vô tuyến cần xác nhận quy định của NBTC.
• Khi nghiệm thu, hãy xác nhận ngay tại phòng trạm biến áp của chính nhà máy: đối ứng cảm biến, kiểm tra độ nhạy, báo động giả trong môi trường nhiễu, truyền cảnh báo và diễn tập quy trình ra quyết định.

TOMAS TECH hỗ trợ các nhà máy của doanh nghiệp Nhật Bản tại Thái Lan từ phía tích hợp dữ liệu giám sát tình trạng thiết bị trạm biến áp vào SCADA hoặc historian, thiết kế dashboard xu hướng và luồng cảnh báo. Quý vị có thể trao đổi với chúng tôi ngay từ giai đoạn cân nhắc, như kiểm kê thiết bị trạm biến áp, sắp xếp xem lắp phương thức nào cho tủ nào, xem xét nơi dữ liệu được gửi tới và cơ chế cảnh báo, soạn RFP hay tham dự FAT/SAT. Ngay cả ở giai đoạn “chưa đến lúc chọn thiết bị, nhưng muốn sắp xếp lại nên nhìn nhận việc giám sát thiết bị trạm biến áp như thế nào” cũng không sao, xin vui lòng liên hệ với chúng tôi qua biểu mẫu liên hệ.

Thông tin tham khảo

• Reliable Media “NFPA 70B Compliance”: https://reliamag.com/guides/nfpa-70b-compliance/
• NFPA “NFPA 70B (phiên bản 2026) tài liệu First Revision”: https://docinfofiles.nfpa.org/files/AboutTheCodes/70B/70B_F2025_EEM_AAA_FD_FRStatements.pdf
• NFPA “NFPA 70B Public Input và phản hồi của ủy ban”: https://docinfofiles.nfpa.org/files/AboutTheCodes/70B/70B_F2025_EEM_AAA_FD_PIResponses.pdf
• NFPA “Kết quả bỏ phiếu NFPA 70B Second Draft”: https://www.nfpa.org/api/files?path=%2Ffiles%2FAboutTheCodes%2F70B%2F70B_F2025_EEM_AAA_SD_BallotFinal.pdf
• Fire-Police-EMS “NFPA 70B phiên bản 2026”: https://www.fire-police-ems.com/NFPA70B-2026.shtml
• Infrared Training Center “NFPA 70B 2023: New Guidelines for Electric Inspections”: https://www.infraredtraining.com/en-US/home/resources/blog/nfpa-70b-2023-new-guidelines-for-electric-inspections/
• Grace Technologies “NFPA 70B 2026 Updates” (mô tả của nhà sản xuất): https://www.graceport.com/blog/nfpa-70b-2026-updates-new-requirements-for-thermal-monitoring-maintenance-programs-and-more
• AP (đăng trên WSLS) “Fire that shut Heathrow was caused by a preventable technical fault known for years, report finds”: https://www.wsls.com/business/2025/07/02/fire-that-shut-heathrow-was-caused-by-a-preventable-technical-fault-known-for-years-report-finds/
• Estonian Centre for Standardisation “IEC 62271-201:2026”: https://www.evs.ee/et/iec-62271-201-2026
• IEC “IEC 62271-200:2021”: https://webstore.iec.ch/publication/63466
• IEC “IEC 62271-200:2021+AMD1:2024 CSV”: https://webstore.iec.ch/en/publication/96236
• IEC “IEC 60270:2025”: https://webstore.iec.ch/en/publication/65087
• IEC “IEC TS 62478:2016”: https://webstore.iec.ch/publication/25740
• genorma “IEC TS 62478 ED2”: https://genorma.com/en/standards/iec-ts-62478-ed2
• Chai và cộng sự “Application of UHF Sensors in Power System Equipment for Partial Discharge Detection: A Review” (Sensors 2019): https://pmc.ncbi.nlm.nih.gov/articles/PMC6427733/
• Hoek, Coenen và cộng sự “Fundamental Differences of IEC and UHF Partial Discharge Measurement” (CMD 2008): https://www.ieh.uni-stuttgart.de/dokumente/publikationen/2008_Coenen_CMD_Fundamental-Differences-of-IEC-and-UHF.pdf
• Rockwell, Horowitz, Smith “Application of On-Line PD Technology for MV Switchgear” (NETA PowerTest 2016): https://eatechnology.com/media/zxdmcm1w/neta-powertest-2016-paper_application-of-on-line-pd-technology-for-mv-switchgear.pdf
• IntelliSAW datasheet “SAW Temperature Sensor” (giá trị công bố của nhà sản xuất): https://doble.com/wp-content/uploads/LP-temperature-sensor.pdf
• Vietnam Journal of Science and Technology “Nghiên cứu giám sát nhiệt độ thụ động không dây SAW” (Vol.65 No.10B): https://vjol.info.vn/index.php/most/article/view/85363
• IEEE “IEEE C57.104-2019”: https://standards.ieee.org/ieee/C57.104/7476/
• IEEE “PC57.104 (dự án sửa đổi)”: https://standards.ieee.org/ieee/C57.104/11641/
• Transformer Technology “The Data Behind the Numbers: IEEE C57.104-2019”: https://transformer-technology.com/article-hub/the-data-behind-the-numbers-ieee-c57-104tm-2019-dga-interpretation-guide/
• IEC “IEC 60599:2022”: https://webstore.iec.ch/publication/66491
• Estonian Centre for Standardisation “IEC TR 61850-90-3:2016”: https://www.evs.ee/en/iec-tr-61850-90-3-2016
• Karlheinz Schwarz “Tài liệu thuyết trình IEC 61850” (tháng 3/2010): https://content.nettedautomation.com/n/download/pub/DT-Tampa-Pres_2010-03-24.pdf
• Karlheinz Schwarz “How IEC 61850 information models are…” (tháng 8/2026): https://blog.nettedautomation.com/2026/08/how-iec-61850-information-models-are.html
• PEA “Annual Report 2024” (bản dịch tiếng Anh do AI dịch): https://www.pea.co.th/sites/default/files/annual-report/2025/PEA%20AR%202024_ai%20translation.pdf
• PEA “Security and Stability”: https://www.pea.co.th/en/sustainability/social/security-stability
• Bộ Lao động Thái Lan “Quy định cấp bộ về an toàn vệ sinh lao động liên quan đến điện (Phật lịch 2558)” (bản sao đăng trên trang của Đại học Naresuan, tiếng Thái): https://ams.medsci.nu.ac.th/wp-content/uploads/2022/07/LAW2022/S13-%20กฎกระทรวง%20ความปลอดภัย%20อาชีวอนามัย%20และสภาพแวดล้อมในการทำงานฯ%202558.pdf