Un transformateur de puissance peut être le plus grand investissement unique réalisé dans tout système électrique, pourtant il échoue de manière prévisible et préventive. Même avant qu'un transformateur ne se déclenche, ne brûle ou ne tombe en panne de manière catastrophique, la décomposition de son huile isolante due au stress thermique et électrique a commencé, produisant des gaz spécifiques qui se dissolvent dans l'huile. Ces gaz comprennent l'hydrogène provenant des décharges partielles, l'éthylène produit en raison de la surchauffe, et l'acétylène provenant des arcs, entre autres. Traditionnellement, l'analyse des gaz dissous est l'étude des gaz produits dans un fluide isolant, similaire à la réalisation de tests sanguins. Cependant, avec l'analyse des gaz dissous en temps réel, le processus passe d'une simple visite annuelle au laboratoire à une surveillance continue de la santé, où le transformateur montrera s'il y a ou non un défaut en développement, à quelle vitesse il croît, et quand une action est requise.
Ce guide met en évidence le processus de surveillance des gaz de transformateur en temps réel, quels gaz rechercher et leur signification, les technologies utilisées dans les systèmes de surveillance en temps réel, les avantages pour les propriétaires d'actifs, et comment établir des systèmes de surveillance qui offrent un bon retour sur investissement.
Réponse : Le service de surveillance des gaz de transformateur en temps réel est capable d'analyser en continu les concentrations de gaz généralement présents dans l'huile de transformateur (tels que l'hydrogène, le méthane, l'éthane, l'éthylène, l'acétylène, le monoxyde de carbone et le dioxyde de carbone) en utilisant des systèmes de surveillance des gaz en ligne (soit sous forme de chromatographie des gaz, soit via spectroscopie photoacoustique/infrarouge, ou par l'utilisation de capteurs spécifiques à l'hydrogène). Chacun de ces gaz est indicatif de l'un des défauts dont souffre le transformateur. Pour les transformateurs critiques, l'utilisation de moniteurs en ligne peut générer des économies significatives, car la nécessité d'effectuer une maintenance est basée sur la nécessité plutôt que simplement sur le calendrier, évitant ainsi complètement les pannes imprévues.
Qu'est-ce que la surveillance des gaz de transformateur en temps réel ?
La surveillance des gaz de transformateur en temps réel est un processus de mesure continue de la concentration des gaz dissous dans l'huile isolante d'un transformateur en fonctionnement sans le mettre hors ligne. La connexion se fait à travers le système d'huile du transformateur — généralement via la vanne de drainage ou une vanne d'échantillonnage dédiée — pour extraire en continu de l'huile ou du gaz à des intervalles prédéterminés dans une plage de temps de minutes à heures. L'huile ou le gaz est analysé, et les relevés sont affichés et/ou transmis à un système SCADA ou de gestion d'actifs.
La méthode en ligne de DGA est la méthode de diagnostic la plus appliquée dans le secteur de l'énergie pour les transformateurs remplis d'huile. Les entreprises de services publics sont habituées à la méthode hors ligne, qui consiste à prélever des échantillons d'huile à des intervalles définis (généralement chaque année) et à les expédier à un laboratoire pour obtenir un chromatogramme de gaz une semaine plus tard. La méthode en ligne offre toutes les fonctionnalités du DGA basé sur un logiciel tout en traitant les données de processus en continu, éliminant ainsi de nombreuses étapes chronophages et fournissant le taux de changement des gaz dissous libérés comme l'un des premiers signes d'alerte qu'un transformateur peut fournir.
Les Gaz : Ce Que Chacun Vous Indique
Les huiles et papiers de transformateur libèrent une gamme limitée de gaz de diagnostic clés tout en se dégradant sous stress électrique. La “signature” de gaz est déterminée en identifiant à la fois les gaz présents et leurs concentrations les uns par rapport aux autres.
| Gaz | Cause Typique | Signature de Défaut |
|---|---|---|
| Hydrogène (H2) | Décharge partielle, corona, défauts à faible énergie | Indicateur précoce principal ; souvent le premier gaz à augmenter |
| Méthane (CH4) | Défauts thermiques à basse température | Augmente avec la surchauffe en dessous de ~300°C |
| Éthane (C2H6) | Stress thermique modéré | S'associe au méthane dans les signatures thermiques |
| Éthylène (C2H4) | Défauts thermiques à haute température (300-700°C) | Domine dans les points chauds sévères |
| Acétylène (C2H2) | Arc électrique, décharge à haute énergie | La signature la plus dangereuse ; indique un arc électrique |
| Monoxyde de carbone (CO) | Dégradation de la cellulose (papier) | L'augmentation du CO signale une isolation surchauffée |
| Dioxyde de carbone (CO2) | Vieillissement normal plus stress de cellulose | Le rapport CO2/CO aide à évaluer l'âge du défaut |
Apprendre seulement deux règles est plus important que la mémorisation d'un tableau de gaz de défaut échantillons. Premièrement, comprendre que les motifs de gaz sont plus importants que tout gaz unique est essentiel. Par exemple, avoir un transformateur avec de faibles niveaux d'hydrogène et de méthane n'est pas un défaut aussi grave qu'un transformateur connaissant une augmentation de la présence d'acétylène. Deuxièmement, la tendance est plus importante que le nombre spécifique de toute concentration de gaz. Un transformateur peut avoir des gaz dans des concentrations acceptables selon la norme IEEE C57.104, mais si les concentrations doublent chaque mois, cela représente une situation beaucoup plus urgente qu'un transformateur ayant des concentrations de gaz stables plus élevées au cours des deux ou trois dernières années.
Comment Fonctionne le DGA En Ligne : Technologies de Détection
Les compromis entre le prix et la performance des différentes techniques éprouvées utilisées dans les moniteurs DGA en ligne incluent :
- Chromatographie en phase gazeuse (GC) : une norme d'or en laboratoire connue pour son adaptabilité en ligne. Elle utilise un gaz porteur qui déplace le gaz extrait à travers des colonnes chromatographiques où les gaz sont séparés par caractéristiques moléculaires et détectés en séquence. Les GCs multi-gaz en ligne vous offrent l'ensemble complet des gaz clés (H2, CH4, C2H2, C2H4, C2H6, CO et CO2), ce qui en fait la variété de moniteurs en ligne la plus précise.
- La photoacoustique et la spectroscopie infrarouge (PAS/IR) : les molécules de gaz absorbent des fréquences infrarouges avec une absorption spécifique fournissant une mesure de gaz ainsi qu'une identification. La technologie PAS offre une grande fiabilité sur de plus longues durées avec moins de maintenance, ce qui est bénéfique pour des périodes prolongées. Actuellement, les systèmes multi-gaz offrent une gamme complète de gaz clés.
- Capteurs spécifiques à l'hydrogène : considérés comme l'une des variétés les moins chères avec le potentiel pour l'hydrogène d'être libéré en premier parmi plusieurs méthodes différentes de détection de défauts (décharge partielle, arc, surchauffe produisent tous du H2). Il y a une grande valeur avec les moniteurs d'hydrogène produisant des données d'alerte précoce significatives et à des coûts inférieurs à ceux des équipements multi-gaz.
L'échantillonnage est aussi vital que la détection : l'appareil doit être capable d'extraire un échantillon de gaz représentatif de l'huile (les techniques d'échantillonnage en tête d'espace ou sous vide sont les plus utilisées) et le moniteur doit être calibré, installé et fonctionné afin de capturer des données fiables — un moniteur non calibré est pire qu'aucun moniteur du tout car il donne aux fabricants une fausse confiance. Notre guide sur les bases des tests d'huile de transformateur couvre les fondamentaux de l'échantillonnage derrière chaque programme de surveillance.
Interprétation des données : normes et méthodes
Le processus de détermination de la cause des concentrations de gaz bruts implique de déterminer les paramètres nécessaires en utilisant diverses méthodes au lieu d'en utiliser une seule comme établi par l'IEEE C57.104 et le Triangle de Duval.
- La norme IEEE C57 est la base sur laquelle ces méthodes sont fondées, à savoir les limites de gaz admissibles par nature des transformateurs immergés dans l'huile pour quatre conditions (Condition 1 = normale ; Condition 4 = action urgente) qui ont avec leur assemblage de lignes directrices requises pour l'échantillonnage prises pour chaque condition, et ce qui est attendu des opérateurs. La version 2019 de la norme prévoit que la Condition 1 doit avoir un taux d'échantillonnage fixé à un an tandis que quatre mois sont prescrits pour la Condition 2, et la Condition 3 aura une fréquence d'échantillonnage d'un mois tandis qu'un échantillonnage hebdomadaire doit avoir lieu pour la Condition 4.
- La méthode du Triangle de Duval utilise une méthode de représentation visuelle (IEC 60599) qui prédit les types de défauts en fonction du pourcentage relatif de trois types de gaz – méthane, éthylène et acétylène – qui relèvent des catégories de décharge partielle, de décharge à faible/haute énergie et d'erreur thermique,
- La méthode du ratio utilise les méthodologies de Doernenburg, Rogers et IEC 60599 pour l'identification des défauts basée sur le ratio de paires de gaz selon les tableaux.
- La méthode des gaz clés prend en compte les flux possibles en fonction du gaz dominant ; par exemple, lequel des quatre gaz H2, C2H4 et CO est prédominant avec la conclusion atteinte sur le type de défaut particulier.
- La méthode d'analyse des tendances de la surveillance en temps réel mesure le taux de génération de gaz comme un déterminant critique pour une prise de décision efficace.
Aucune méthode ne peut fonctionner isolément, par conséquent, les inspecteurs expérimentés utilisent leur expertise pour combiner les approches et fournir un contexte pour une meilleure prise de décision. Pour une présentation pratique de la lecture des rapports DGA, notre Guide d'interprétation DGA guide vous accompagne à travers un rapport de gaz de bout en bout.
De la surveillance à la maintenance basée sur l'état
La maintenance basée sur l'état ne repose pas sur le calendrier pour les plannings de maintenance, mais se concentre plutôt sur ce qui se passe à l'intérieur de chaque équipement. En termes simples, on ne vous dit pas de “ inspecter chaque transformateur chaque année et de tester l'huile chaque année, peu importe l'état dans lequel il se trouve ”. Au lieu de cela, on vous dit de “ surveiller tout en continu, d'agir lorsque les données indiquent qu'il est temps d'agir, et d'ajuster la fréquence des échantillonnages selon l'état. Plus précisément :
- Les transformateurs ne sont pas touchés et les budgets et heures de travail sont détournés vers des équipements qui nécessitent une attention
- L'équipement génère une surveillance des gaz et des enquêtes spéciales sont menées dans lesquelles un échantillonnage rapide est effectué avec imagerie thermique, tests de qualité de l'huile (y compris l'humidité par la méthode de Karl Fischer, tension de rupture, analyse de furan du papier, etc.) et diagnostics acoustiques (vérifications de décharge partielle) pour localiser les zones problématiques sur les transformateurs.
- L'équipement alerte les systèmes sur certaines actions qui doivent être prises – la charge est redispatchée, les pièces de rechange sont en attente, les coupures sont planifiées, et l'équipement est désénergisé (si les produits commencent à indiquer une augmentation significative de la génération d'acétylène).
Essentiellement, le programme de maintenance a évolué en un arbre de décision basé sur le système surveillant l'actif, ce que les gestionnaires d'actifs entendent par maintenance “ prédictive ” par opposition à la maintenance “ réactive ”. Parce que ce sont les taux de génération de gaz qui sont le paramètre le plus informatif, ce sont les données continues en ligne qui rendent l'arbre de décision possible, car un échantillon annuel ne peut pas indiquer si la génération de gaz est accélérée. Pour des conseils sur le programme d'inspection plus large qui entoure la surveillance, voir notre liste de contrôle de maintenance des transformateurs.
Le cas commercial : avantages et retour sur investissement
Les avantages des systèmes de surveillance des gaz en temps réel sont spécifiques et économiquement cruciaux là où les actifs critiques sont utilisés.
- Détection des défauts à un stade précoce – des défauts tels que la décharge partielle, les points chauds ou les connexions lâches peuvent être détectés des mois avant une défaillance afin que les réparations puissent être effectuées à presque aucun coût.
- Évitement des coupures forcées – une défaillance imprévue des transformateurs peut entraîner des pertes de production. Le coût d'une coupure forcée est bien plus élevé que le simple prix du système de surveillance. Selon les recherches menées par l'EPRI (Electric Power Research Institute), on peut dire qu'une seule coupure forcée évitée pourrait couvrir le coût du programme de surveillance.
- Utilisation des ressources de manière plus efficace - la maintenance et l'échantillonnage devraient se concentrer uniquement sur les actifs qui ont besoin d'aide afin d'utiliser les ressources de manière efficace.
- Durée de vie plus longue des actifs - si la surchauffe du transformateur est détectée avant qu'elle ne cause des dommages à l'isolation, le transformateur durera plusieurs années.
- Sécurité - la détection de la signature de gaz indique l'apparition d'un défaut d'arc, permettant aux opérateurs de prendre des mesures préventives.
- Prendre des décisions basées sur des faits - les changements de charge ou l'achat et le remplacement de transformateurs doivent être effectués sur la base des données historiques de condition plutôt que sur des suppositions.
Il est considéré comme sûr et comme une bonne pratique d'équiper tous les transformateurs importants de systèmes de surveillance en temps réel et de ne pas utiliser cette technologie sur des unités moins critiques et de se fier uniquement aux tests annuels. Notre solutions de surveillance des transformateurs page montre comment le matériel de surveillance et les services sont généralement regroupés pour de tels parcs.
Solutions et programmes industriels
Un système complet de surveillance en temps réel se compose de quatre couches. Dans l'industrie, chaque couche peut être mise en œuvre à différentes échelles.
- Analyseurs DGA en temps réel - analyseurs d'hydrogène à gaz unique pour les parcs budgétaires et techniques GC/PAS multi-gaz pour les installations critiques. Les fabricants prédominants sont Qualitrol et ses concurrents comme Vaisala et Serveron/TM8, Morgan Schaffer et Camlin.
- Systèmes de surveillance intégrés des transformateurs - accumulation de DGA sur une seule plateforme avec surveillance de la température de l'huile et de la température des enroulements du transformateur, etc. (par exemple, Cambridge et Siemens).
- L'interface avec les systèmes SCADA/de gestion des actifs, où les résultats sont intégrés dans les systèmes de contrôle de gestion de l'usine en ce qui concerne les alertes et les tableaux de bord, où les décisions de CBM sont prises.
- Service incluant l'interprétation des DGA et des tests de laboratoire comme base pour de futures mises en œuvre.
Dans les centrales solaires et éoliennes, le premier package comprend des transformateurs principaux et des transformateurs de montée de tension de générateur, tandis que dans les industries, le package peut utiliser des transformateurs d'alimentation et de fabrication. L'essentiel est de “surveiller ce pour quoi vous voulez des données absolument fiables et surveiller ce que vous pouvez vous permettre de perdre.” Pour obtenir de l'aide pour dimensionner un programme pour votre parc, contactez notre équipe - et commencez par notre page à propos pour voir comment nous soutenons la sélection et la surveillance des transformateurs pour les propriétaires dans divers secteurs.
Questions Fréquemment Posées
Quels gaz le DGA détecte-t-il et que signifient-ils ?
Un programme complet de DGA mesure sept gaz essentiels, à savoir l'hydrogène - qui indique une décharge partielle, le méthane et l'éthane pour un effondrement thermique léger, l'éthylène pour une surchauffe à haute température, l'acétylène pour l'arc et le monoxyde de carbone / dioxyde de carbone pour la dégradation du diélectrique en papier. En fonction de la présence et des tendances de ces gaz, on peut déterminer la raison et le degré de défaut, plutôt que d'utiliser simplement le nombre de concentration individuelle de l'un de ces gaz.
À quelle fréquence l'huile de transformateur doit-elle être échantillonnée ?
Selon la norme IEEE C57.104-2019, la norme stipule que les huiles de transformateur doivent être échantillonnées annuellement en cas de Condition 1 (condition normale), trimestriellement pour la Condition 2, mensuellement pour la Condition 3, et hebdomadairement pour la Condition 4. Les transformateurs nouvellement mis en service peuvent être appelés à un échantillonnage mensuel pour le premier trimestre.
La surveillance DGA en ligne vaut-elle le coût ?
Pour les transformateurs critiques, cela vaut l'investissement. Car la production perdue, en plus du coût des remplacements, en cas de pannes forcées, dépasserait facilement le coût de l'investissement dans le moniteur. Pour les transformateurs auxiliaires, un échantillonnage en laboratoire au moins une fois par an ou trimestriellement sera la meilleure pratique.
Quelle est la différence entre la maintenance basée sur l'état et la maintenance préventive ?
La maintenance préventive fonctionne selon un calendrier préétabli, indépendamment de tout état mesuré de l'équipement. Ainsi, la MBM utilise des mesures réelles (les tendances actuelles des gaz, les charges et/ou les résultats des tests) afin d'agir pour que l'équipement sain reste intact et en développement. Ainsi, la CBM permet d'économiser de l'argent pour tout travail effectué. L'introduction de la surveillance des gaz en temps réel est la couche informative qui vous permet d'utiliser la CBM.
Références
- IEEE Technology Navigator — Aperçu de l'analyse des gaz dissous
- Power Prognosis — Interprétation intégrée de la DGA basée sur l'IEEE C57.104
- REIG — Guide de terrain DGA pour transformateurs de centrales solaires (cadence d'échantillonnage, Duval, retour sur investissement)
- Springer — Analyse en ligne des gaz dissous : possibilités, expériences, limitations
- Megger — Comment interpréter les résultats de la DGA pour la santé des transformateurs
Conclusion
Avec la détection des gaz des transformateurs en temps réel, la précieuse ressource de l'installation électrique passe d'une boîte noire sans information à un patient avec un électrocardiogramme. Les gaz dissous présents dans l'huile du transformateur, qui comprennent l'hydrogène, le méthane, l'éthane, l'éthylène, l'acétylène et les oxydes de carbone, sont des signaux d'alerte précoce qui ont été prouvés au fil des ans dans l'utilisation de la DGA et des normes et de l'utilisation d'outils pour interpréter les signaux en décisions de maintenance. La transition de l'utilisation d'échantillonnages de laboratoire périodiques à une surveillance en ligne en temps réel apporte un avantage clé, qui est le taux de changement, et donc, dans ce cas, un avantage clé réside dans le fait d'atteindre la détection d'un problème à un coût de routine ou de réaliser qu'il existait par une panne forcée. Il est essentiel de prendre en compte le cas commercial, qui est complété et clôturé avec la première défaillance évitée pour le propriétaire d'un transformateur critique.