Système de surveillance en ligne par chromatographie de l'huile de transformateur : comment le choisir ? Analyseur en ligne de gaz dissous dans l'huile - analyse complète

Le transformateur est l'équipement central du système électrique, et son état d'isolation est directement lié à la sécurité de fonctionnement de l'ensemble du réseau électrique. L'huile isolante, qui est le principal moyen d'isolation et de refroidissement des transformateurs à bain d'huile, se décompose sous l'action à long terme des contraintes thermiques et électriques, générant une variété de gaz caractéristiques des défauts. En analysant en continu les gaz dissous (DGA, Dissolved Gas Analysis) dans l'huile, il est possible d'obtenir une alerte précoce précise dès les premiers stades de l'apparition d'un défaut dans le transformateur. Le système de surveillance en ligne par chromatographie de l'huile de transformateur est l'équipement de base permettant d'atteindre cet objectif. Il constitue également un support technique essentiel pour l'industrie de l'énergie, qui passe de la maintenance périodique à la maintenance conditionnelle.

Qu'est-ce que l'analyse des gaz dissous (AGD) dans l'huile de transformateur ? Pourquoi est-elle si importante ?

L'analyse des gaz dissous dans l'huile (DGA) est désormais reconnue au niveau international comme l'un des moyens techniques les plus efficaces pour déterminer les défauts internes des équipements électriques à bain d'huile. Le principe est le suivant : lorsque le transformateur subit une surchauffe interne, une décharge partielle ou une décharge d'arc et d'autres défauts, l'huile isolante et les matériaux isolants solides (tels que le papier isolant, le carton) sont soumis à la chaleur ou au rôle du craquage de l'énergie électrique, ce qui génère de l'hydrogène (H₂), du monoxyde de carbone (CO), du dioxyde de carbone (CO₂), du méthane (CH₄), de l'éthane (C₂H₆), de l'éthylène (C₂H₂) et d'autres gaz. L'éthane (C₂H₄), l'éthylène (C₂H₄), l'acétylène (C₂H₂) et d'autres sept caractéristiques principales des gaz dissous dans l'huile isolante, le type et la concentration de ces gaz ainsi que le taux de croissance permettent de déterminer le type de défaut, l'emplacement et la gravité de la base importante.

L'analyse traditionnelle hors ligne par chromatographie de l'huile nécessite un échantillonnage manuel, envoyé au laboratoire pour être testé, le cycle est souvent calculé en mois ou même en trimestres. La détérioration de l'isolation à l'intérieur du transformateur peut évoluer de façon spectaculaire en quelques jours, et la cécité temporelle de la détection hors ligne peut très facilement entraîner une sous-déclaration des défauts. L'analyseur en ligne des gaz dissous dans l'huile élimine ce risque en étant installé directement sur le corps du transformateur et en réalisant une détection automatique continue des gaz caractéristiques.

Quels sont les gaz caractéristiques produits par les différents types de failles ?

Les décharges partielles de faible énergie produisent principalement de l'hydrogène (H₂), et la présence d'acétylène (C₂H₂) implique généralement une décharge d'arc à haute énergie, qui est le signe d'alerte le plus dangereux ; les défauts de surchauffe de l'huile sont caractérisés par la présence de méthane (CH₄) et d'éthylène (C₂H₄) ; et la détérioration ou la surchauffe des matériaux isolants solides est généralement signalée par des élévations anormales des concentrations de monoxyde de carbone (CO) et de dioxyde de carbone (CO₂) dans l'air ambiant. Le dioxyde de carbone (CO₂) est typique du vieillissement ou de la surchauffe des matériaux isolants solides. Sur la base de cette loi, les normes internationales et nationales telles que IEC 60599 et GB/T 7252 ont établi des méthodes matures de diagnostic des défauts telles que la méthode des trois rapports et la méthode du triangle de David, qui fournissent une base théorique pour les algorithmes de diagnostic automatisés.

Quelle est la différence entre un système de surveillance en ligne par chromatographie de l'huile de transformateur et un analyseur en ligne des gaz dissous dans l'huile ?

Dans la pratique, ces deux concepts sont souvent mélangés, mais il existe une certaine distinction au niveau technique. L'analyseur en ligne de gaz dissous dans l'huile (analyseur DGA en ligne) fait généralement référence à l'achèvement de la séparation de l'huile et du gaz, à la détection des composants gazeux et au calcul de la concentration de l'unité centrale d'instrumentation analytique, en mettant l'accent sur la capacité de détection de l'instrument analytique lui-même ; tandis que le système de surveillance en ligne par chromatographie de l'huile de transformateur est un concept de système plus complet, couvrant le dégazage frontal et le dispositif de séparation de l'huile et du gaz, l'unité de chromatographie, les modules d'acquisition et de traitement des données, l'interface de communication, le logiciel de surveillance en arrière-plan et le système expert de détection des pannes, ainsi qu'un ensemble complet de sous-systèmes ; il est directement applicable aux sous-stations, etc. Le système de surveillance en ligne par chromatographie de l'huile de transformateur est un concept de système plus complet, qui comprend un dispositif frontal de dégazage et de séparation de l'huile et du gaz, une unité d'analyse chromatographique, un module d'acquisition et de traitement des données, une interface de communication, un logiciel de surveillance en arrière-plan et un système expert de diagnostic des pannes, etc.

Lors du choix d'un modèle, il faut savoir si l'on achète un analyseur autonome ou un système de surveillance complet intégré, ce qui détermine les méthodes d'installation, d'intégration, d'exploitation et d'entretien ultérieures.

Quel est le principe de fonctionnement du système de surveillance en ligne par chromatographie de l'huile de transformateur ?

Un système typique de surveillance en ligne par chromatographie de l'huile de transformateur effectue un cycle d'analyse automatique selon le processus suivant :

Étape 1 : Circulation et collecte des échantillons d'huile

Le système est actionné par une pompe à huile intégrée qui fait circuler l'huile isolante du corps du transformateur dans la canalisation fermée, afin de garantir que les échantillons d'huile prélevés représentent réellement l'état de l'huile interne du transformateur et d'éliminer l'erreur provoquée par les échantillons d'huile de la zone morte.

Étape 2 : Séparation de l'huile et du gaz (dégazage)

Il s'agit de l'un des maillons les plus critiques de toute la chaîne d'analyse. Le système adopte le dégazage par membrane perméable, le dégazage sous vide ou l'équilibre de l'espace de tête pour séparer le gaz caractéristique du défaut dissous dans l'huile isolante et obtenir l'échantillon de gaz mélangé disponible pour l'analyse sur colonne. La performance du dispositif de dégazage affecte directement la précision et la répétabilité des résultats des tests, et c'est également l'un des maillons où la performance des produits de différents fabricants varie le plus.

Étape 3 : Analyse par chromatographie en phase gazeuse

Le mélange gazeux séparé est introduit dans la colonne de chromatographie en phase gazeuse et transporté par un gaz vecteur (généralement de l'azote de grande pureté ou un générateur de gaz vecteur intégré conçu sans bouteilles), ce qui permet une séparation précise des composants gazeux dans la colonne, et la détection quantitative est réalisée par un détecteur de conductivité thermique (TCD) ou un détecteur d'ionisation de flamme à l'hydrogène (FID), qui délivre les valeurs numériques de la concentration de chaque composant.

Étape 4 : Traitement des données et dépannage

Les données de concentration de gaz collectées sont soumises à une correction de température, à un calcul d'étalonnage et à une analyse de tendance par le processeur intégré, et le système expert de diagnostic des défauts intégré est appelé à évaluer automatiquement l'état interne du transformateur sur la base d'algorithmes standard internationaux tels que la méthode des trois rapports, la méthode du triangle de David et les lignes directrices IEC 60599, et à émettre des conclusions de diagnostic et des signaux d'avertissement.

Étape 5 : Téléchargement des données et surveillance à distance

Les résultats de l'analyse sont téléchargés vers la plateforme d'automatisation complète de la sous-station ou la plateforme d'exploitation et de maintenance en nuage via RS-485, Ethernet, la fibre optique et d'autres interfaces et protocoles de communication tels que IEC 61850 et Modbus RTU, qui prennent en charge l'interrogation des tendances historiques, la télétransmission des alarmes de dépassement et la configuration des paramètres à distance, et permettent une gestion centralisée de l'équipement de déploiement décentralisé.

Quelles sont les principales voies techniques pour le contrôle en ligne de la chromatographie de l'huile de transformateur ?

Actuellement, sur le marché de l'analyseur en ligne de gaz dissous dans l'huile de transformateur, on trouve principalement les différentes techniques suivantes, chacune ayant ses propres avantages et inconvénients :

Chromatographie en phase gazeuse (GC)

La chromatographie en phase gazeuse est la méthode principale qui offre la plus grande précision et la détection la plus complète des composants gazeux. Elle peut détecter simultanément H₂, CO, CO₂, CH₄, C₂H₆, C₂H₄, C₂H₂, C₂H₂, les sept gaz caractéristiques à composants complets et la micro-eau. Il s'agit de la méthode de référence recommandée pour les normes telles que IEC 60599 et DL/T 722. La principale difficulté réside dans le fait que la structure du système est relativement complexe. Les principaux défis sont la complexité relative du système, la longue durée du cycle d'analyse (généralement de 40 minutes à plusieurs heures) et les exigences en matière d'installation et de maintenance.

Spectroscopie photoacoustique (PAS)

La spectrométrie photoacoustique est basée sur l'absorption de molécules de gaz à des longueurs d'onde spécifiques de la lumière infrarouge pour réaliser la détection, avec un temps de réponse rapide, sans besoin de gaz porteur, une structure compacte, etc., adaptée aux exigences de fréquence de surveillance élevée, au besoin de scénarios d'alerte rapide, et certains des produits peuvent couvrir la détection de gaz à composants entiers.

Méthode du capteur d'hydrogène unique

L'hydrogène (H₂) est le gaz d'alerte précoce le plus critique pour les décharges partielles et les défaillances précoces de surchauffe de l'huile. L'utilisation de capteurs à membrane au palladium ou de capteurs à combustion catalytique pour la détection spécifique de l'hydrogène dans l'huile, combinée à la détection de la micro-eau, constitue une solution de surveillance DGA simplifiée et peu coûteuse pour les applications avec des budgets limités ou en complément de la surveillance de l'ensemble des composants.

Spectroscopie infrarouge à transformée de Fourier (FTIR)

La méthode FTIR a la capacité d'une détection rapide et à large spectre, peut détecter simultanément une variété de composants gazeux, avec une grande précision de mesure, et est utilisée dans certains scénarios d'application haut de gamme, mais le coût de l'ensemble de la machine est relativement élevé.

Quels sont les critères à prendre en compte lors du choix d'un système de surveillance en ligne par chromatographie de l'huile de transformateur ?

Face à la grande variété de produits de surveillance en ligne par chromatographie de l'huile de transformateur sur le marché, les dimensions suivantes sont les considérations fondamentales les plus importantes qui ne doivent pas être ignorées dans la décision de sélection :

I. Détection de la couverture des composants gazeux

Les types de gaz pouvant être détectés par le système sélectionné doivent être spécifiés. La couverture des sept gaz caractéristiques (H₂, CO, CO₂, CH₄, C₂H₆, C₂H₄, C₂H₂) du composant complet est la base d'un dépannage complet. Certains systèmes permettent également la surveillance simultanée de la teneur en eau à l'état de traces (H₂O), ce qui permet une évaluation plus poussée du vieillissement et de l'humidité des cartons isolants. Certains systèmes permettent également de contrôler simultanément la teneur en micro-eau (H₂O), ce qui permet d'évaluer plus précisément le vieillissement et l'humidité du carton isolant.

II. méthodes de dégazage et précision de la détection

La maturité technique du dispositif de dégazage (séparation huile/gaz) détermine directement la fiabilité des données d'essai. L'accent doit être mis sur la compréhension du principe technique de la méthode de dégazage du fabricant, sur la stabilité du taux de dégazage et sur le risque de contamination de l'huile isolante du transformateur par le gaz vecteur. La conception sans cylindre et la structure de dégazage étanche à l'air sont des solutions mieux acceptées dans les applications techniques actuelles.

III. les capacités de l'algorithme de dépannage

Le fait que le système expert de diagnostic des défaillances intégré au système prenne en charge les principaux algorithmes standard internationaux, tels que la méthode des trois rapports et la méthode du triangle de David, et qu'il dispose de fonctions d'analyse du taux de production de gaz et de prévision de la tendance, a une incidence directe sur la possibilité de transformer efficacement les données de surveillance en base pour la prise de décision en matière de maintenance, ce qui constitue la valeur fondamentale du système.

IV. protocoles de communication et capacités d'intégration des systèmes

La question de savoir si le système prend en charge les protocoles de communication standard IEC 61850 et s'il peut être interfacé sans problème avec les plates-formes d'automatisation des sous-stations du réseau national et du réseau électrique du sud ou avec le système intégré de surveillance en ligne est la clé de la mise en œuvre du projet. En même temps, il est nécessaire de vérifier si le système a la capacité de fonctionner et d'entretenir à distance et de configurer les paramètres, afin de réduire le coût de l'exploitation et de l'entretien ultérieurs.

V. Adaptabilité et fiabilité environnementales

Les conditions du site de la station sont complexes, et certains projets sont situés dans des zones de grand froid, de haute température, de haute humidité ou de haute altitude. Il convient d'examiner la plage de température de fonctionnement du système, le niveau de protection, la conception anti-interférences électromagnétiques et le fonctionnement sans problème à long terme de la vérification technique, afin d'éviter de sélectionner un produit dont les performances en laboratoire ne sont pas suffisantes pour garantir sa fiabilité sur le terrain.

VI. facilité d'entretien et coûts d'exploitation et d'entretien

L'accent doit être mis sur la compréhension de la charge de travail liée à l'entretien quotidien du système, y compris la consommation et le cycle de remplacement du gaz porteur, la fréquence de remplacement de la colonne et la question de savoir si la méthode d'étalonnage prend en charge l'étalonnage automatique à distance. La conception sans bouteille présente des avantages évidents en termes de sécurité et de coûts d'exploitation et de maintenance, car elle ne nécessite pas le remplacement régulier de bouteilles de gaz à haute pression.

VII. qualification du fabricant et expérience en matière d'ingénierie

Il convient de sélectionner des fabricants professionnels ayant obtenu les certifications nécessaires dans le secteur de l'énergie et ayant réalisé des opérations par lots dans les principaux systèmes électriques, tels que le réseau d'État ou le réseau électrique du Sud, en mettant l'accent sur le nombre de cas réels d'ingénierie, le nombre d'années de fonctionnement stable de l'appareil et la capacité à répondre aux services techniques après-vente.

Quels sont les équipements et les scénarios pour lesquels les systèmes de surveillance en ligne par chromatographie de l'huile de transformateur sont adaptés ?

Le système de surveillance en ligne par chromatographie de l'huile de transformateur s'applique principalement aux types suivants d'équipements électriques à bain d'huile :

Dans le scénario de la sous-station, les transformateurs principaux de 110 kV et plus, les transformateurs à très haute tension de 500 kV et les transformateurs élévateurs importants des centrales électriques sont les cibles de déploiement prioritaires ; les transformateurs principaux ayant une longue durée de vie, des antécédents d'anomalies ou effectuant des tâches d'alimentation électrique critiques sont également les cibles d'application clés du système de surveillance en ligne. En outre, les réacteurs à bain d'huile, les transformateurs et autres équipements remplis d'huile peuvent également être inclus dans le champ d'application de la surveillance.

Dans les scénarios d'alimentation industrielle, la métallurgie, la pétrochimie, les centres de données et d'autres industries qui exigent une grande continuité de l'alimentation électrique ont des besoins tout aussi importants en matière de surveillance en ligne de leurs transformateurs critiques afin d'éviter des pertes de production importantes dues à des pannes de transformateur non planifiées.

Foire aux questions (FAQ)

L'installation d'un système de surveillance en ligne par chromatographie de l'huile de transformateur nécessite-t-elle une coupure de courant ?

La plupart des systèmes de surveillance en ligne par chromatographie de l'huile de transformateur passent par la position de la vanne d'huile du corps du transformateur pour installer l'interface d'huile afin d'obtenir un accès en ligne, et peuvent être installés hors tension, sans affecter le fonctionnement normal du transformateur. Mais le programme d'installation spécifique en raison de la structure du transformateur et les conditions du site varient, il est recommandé qu'avant le début du projet par le personnel professionnel et technique de mener une enquête sur place pour confirmer.

Pourquoi y a-t-il une divergence entre les données de surveillance en ligne et les données d'essai de chromatographie en laboratoire hors ligne ?

Les différences entre les deux sont principalement dues aux différentes méthodes de dégazage, aux différents temps de collecte des échantillons d'huile et à l'influence des changements de température ambiante sur la solubilité des gaz. La surveillance en ligne met l'accent sur les changements de tendance en temps réel, tandis que l'analyse hors ligne en laboratoire est plus précise. Lorsque les deux méthodes sont utilisées de manière complémentaire, l'accent doit être mis sur la tendance à la croissance de la concentration de gaz plutôt que sur l'écart absolu d'une seule valeur. Les normes nationales et internationales pertinentes ont également clairement défini la marge d'erreur des deux méthodes.

La détection d'acétylène dans l'huile de transformateur est-elle synonyme de danger immédiat ?

L'acétylène (C₂H₂) est un gaz caractéristique des décharges d'arc à haute énergie. Son apparition est un signal d'alerte précoce important, mais pour savoir s'il constitue un danger immédiat, il faut l'associer à la valeur absolue de sa concentration, au taux de croissance et à la proportion d'autres gaz caractéristiques afin de porter un jugement global. Les professionnels devraient être organisés dès le départ pour effectuer un diagnostic complet conformément à la norme DL/T 722 et à d'autres normes, au lieu de tirer des conclusions uniquement sur la base de la valeur d'un seul gaz.

Le système de surveillance en ligne peut-il être interfacé avec le système de gestion des équipements PMS ?

Les systèmes prenant en charge la norme IEC 61850 ou l'interface de base de données ouverte peuvent être intégrés au PMS (système de gestion de la production), à l'EAM (système de gestion des actifs) et à la plateforme de surveillance en ligne intégrée à la sous-station. Il est recommandé de se mettre d'accord avec les fabricants d'équipement et le département des technologies de l'information au stade de l'établissement du projet afin de garantir le bon déroulement du processus de traitement des données.

À quelle fréquence dois-je procéder à l'entretien de mon système de surveillance en ligne par chromatographie en phase gazeuse ?

Les intervalles de maintenance varient en fonction de la conception du système et de la fréquence d'utilisation. Il est généralement recommandé d'effectuer une maintenance préventive tous les six mois à un an, y compris le nettoyage du circuit d'huile, la vérification de l'état du film de dégazage, l'étalonnage du zéro de l'instrument et l'autotest du système. La conception d'un système sans cylindre permet de réduire considérablement la charge de travail quotidienne liée à la maintenance et de diminuer les coûts de main-d'œuvre liés à l'exploitation et à la maintenance.

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