Système complet de surveillance en ligne de l'isolation des transformateurs : d'un paramètre unique à un diagnostic multidimensionnel

Le transformateur de puissance est l'un des équipements les plus précieux et les plus critiques du réseau électrique. L'état de santé de son système d'isolation interne détermine directement la durée de vie du transformateur et la fiabilité de l'alimentation électrique du réseau. Le système intégré de surveillance en ligne de l'isolation des transformateurs est une technologie avancée d'évaluation de l'état, grâce à l'intégration d'une variété de technologies de détection, des paramètres clés affectant la performance de l'isolation pour une surveillance et une analyse continues et en temps réel, afin de passer de la "maintenance passive" à la "maintenance prédictive active". Il permet un changement fondamental de la "maintenance passive" à la "maintenance prédictive active".

Partie I : Complexité et modes de défaillance des systèmes d'isolation des transformateurs

Le système d'isolation d'un transformateur est un système composite organique composé d'huile isolante, de papier/carton isolant en cellulose et de bagues haute tension. Ses performances sont sujettes à une détérioration progressive sous l'effet combiné des contraintes électriques, thermiques, chimiques et mécaniques.

Mode de défaillance primaire :

• Vieillissement thermique : Un fonctionnement prolongé à des températures élevées entraîne une diminution du degré de polymérisation (DP) du papier isolant et une réduction de la résistance mécanique.

• Vieillissement électrique : Sous l'action de champs électriques puissants, des décharges partielles (DP) se produisent dans le milieu isolant, détruisant progressivement la structure isolante.

• Vieillissement chimique : L'humidité, l'oxygène et les températures élevées agissent ensemble pour catalyser l'oxydation et l'hydrolyse des huiles et papiers isolants.

• Dommages mécaniques : Les chocs dus au courant de court-circuit, les vibrations, etc. entraînent une déformation des enroulements et un déplacement de l'isolation.

Un seul paramètre de surveillance ne reflète souvent qu'un seul aspect de l'état de l'isolation. Par conséquent, une stratégie de surveillance intégrée multiparamétrique et multidimensionnelle doit être utilisée pour évaluer avec précision l'état général du transformateur.

Partie II : Technologies de surveillance de base et paramètres clés

Un système complet de contrôle de l'isolation des transformateurs intègre généralement plusieurs technologies de base :

1. Analyse en ligne des gaz dissous dans le pétrole (DGA en ligne)

• Signification diagnostique : C'est ce qu'on appelle le "test sanguin" du transformateur. Lorsqu'un défaut de surchauffe ou de décharge se produit à l'intérieur d'un transformateur, l'huile isolante et le papier isolant se décomposent pour produire des types de gaz spécifiques. L'analyse de la composition et du taux de génération de ces gaz permet de déterminer avec précision le type et la gravité du défaut.

• Principaux gaz de surveillance :

  • Hydrogène (H₂). Le gaz signature pour les rejets localisés.

  • Méthane (CH₄), éthane (C₂H₆), éthylène (C₂H₄). Correspondant respectivement à des défauts de surchauffe à basse, moyenne et haute température.

  • Acétylène (C₂H₂). Le seul gaz caractéristique d'une décharge d'arc à haute énergie est le signal le plus dangereux.

  • Monoxyde de carbone (CO), dioxyde de carbone (CO₂). Reflète principalement le vieillissement et la surchauffe de l'isolation solide (papier isolant).

2. Contrôle en ligne de la présence de micro-eau dans l'huile (Contrôle de l'humidité en ligne)

• Signification diagnostique : L'humidité est le principal catalyseur de la détérioration accélérée de l'isolation et réduit considérablement la résistance de l'isolation. La surveillance en ligne permet de suivre en temps réel l'équilibre dynamique de l'humidité dans le système d'isolation.

• Principaux paramètres de surveillance :

  • Activité de l'eau (aw) : Reflétant directement le degré d'humidité dans l'isolation solide, il s'agit d'une évaluation plus fiable que le taux d'humidité absolu (ppm). Des valeurs d'aw élevées (par exemple > 0,4) indiquent un risque sérieux d'"effet de bulle".

  • Teneur en humidité absolue (ppm) : Aide à déterminer l'état de l'huile, mais sa valeur est fortement influencée par la température.

3. Surveillance en ligne des décharges partielles (Surveillance en ligne des décharges partielles)

• Signification diagnostique : Elle est considérée comme une détection précoce des "cellules cancéreuses" dans le système d'isolation. Les décharges partielles sont l'une des principales causes de la rupture éventuelle de l'isolation. La surveillance en ligne permet de capter les signaux de décharge à un stade précoce, lorsqu'ils sont encore faibles.

• Principales techniques de surveillance :

  • Méthode de l'ultra haute fréquence (UHF) : Les capteurs à antenne UHF sont installés sur la cuve du transformateur pour recevoir les signaux d'ondes électromagnétiques générés par la décharge. Ils ont une grande sensibilité, une forte résistance aux interférences externes et peuvent localiser la source de la décharge.

  • Acoustique : Un capteur acoustique est monté sur la paroi du caisson pour recevoir le signal ultrasonique généré par la décharge. Il est principalement utilisé pour le positionnement précis de la source de décharge.

  • Méthode du courant à haute fréquence (HFCT) : Les transformateurs de courant à haute fréquence sont installés dans les traversées à haute tension, les neutres ou les lignes de mise à la terre pour détecter les courants d'impulsion générés par les décharges.

4. Surveillance en ligne de l'enveloppe de la haute tension (Surveillance en ligne des bagues)

• Signification diagnostique : La douille haute tension est le composant isolant externe le plus vulnérable du transformateur et l'un des composants présentant un taux de défaillance élevé. L'endommagement de son isolation est souvent soudain.

• Principaux paramètres de surveillance :

  • Facteur de perte diélectrique (tanδ) : Très sensible à l'humidité, à la saleté et aux défauts internes de l'isolation. Une augmentation significative du tanδ est une indication importante de la détérioration de l'isolation.

  • Capacité (C1) : Le changement de capacité reflète la présence ou l'absence de défauts graves dans l'isolation principale de l'enveloppe, tels que des courts-circuits tour à tour.

  • Analyse du courant de fuite : En analysant le courant de fuite circulant de l'écran d'extrémité de l'enveloppe à la terre, on peut calculer tanδ et la capacité.

Partie III : Architecture du système et diagnostic par fusion de données

Un système moderne de contrôle de l'isolation n'est pas un simple empilement de capteurs, mais un système intelligent à plusieurs niveaux.

• Couche de perception : Il se compose d'une variété de capteurs tels que le DGA, la micro eau, la décharge locale et le boîtier.

• Couche d'acquisition et de transmission : Différents types d'unités d'acquisition de données collectent des données vers l'hôte de surveillance local via une fibre optique ou un bus industriel.

• Couche analytique et diagnostique : C'est le "cerveau" du système. Le système expert dorsal ou la plateforme de diagnostic IA traite les données provenant des différents capteurs.Analyse de la fusion des données. Par exemple, la détection simultanée des signaux H₂ et UHF fournit un degré élevé de confirmation de la présence d'une décharge partielle ; si les signaux C₂H₂ et UHF violents sont présents en même temps, cela indique que le défaut a progressé vers une décharge d'arc dangereuse. Cette capacité de validation croisée est inégalée par une seule technique de surveillance.

Partie IV : Aperçu des spécifications techniques du système de surveillance intégré

Partie V : Questions fréquemment posées (FAQ)

Q1 : Pourquoi utiliser un système de surveillance intégré plutôt que d'installer simplement une DGA ou un système de surveillance de l'eau par micro-ondes ?
Réponse : Les mécanismes des défauts d'isolation des transformateurs sont complexes et différents types de défauts sont sensibles à différents paramètres de surveillance. Par exemple, la DGA est très sensible aux défauts thermiques à développement lent, mais peut ne pas fournir d'avertissement suffisant en cas de rupture soudaine de l'enveloppe. La surveillance des décharges locales, en revanche, peut détecter de minuscules décharges dans l'interstice de l'isolant que la DGA a du mal à déceler. Ce n'est qu'en combinant des informations provenant de plusieurs dimensions qu'une chaîne de diagnostic complète peut être formée, permettant de couvrir tous les types de défauts et d'éviter que "les aveugles ne sentent l'éléphant".

Q2 : Quel est le retour sur investissement (ROI) de ce système ?
Réponse : Cela se reflète dans trois domaines principaux :

1. Éviter les accidents catastrophiques : Les pertes directes et indirectes évitées grâce à l'avertissement réussi d'une panne grave qui aurait pu conduire à un transformateur grillé et à une panne générale suffisent à couvrir le coût du système.

2. Optimiser la stratégie d'exploitation et de maintenance : Le passage d'une maintenance planifiée dans le temps à une maintenance prédictive basée sur les conditions réelles permet de réduire les pannes inutiles et les frais généraux de maintenance.

3. Prolonger la durée de vie des actifs : En identifiant et en traitant les problèmes tels que l'humidité excessive et la surchauffe localisée à un stade précoce, le taux de détérioration de l'isolation peut être efficacement ralenti, prolongeant ainsi la durée de vie réelle d'un actif coûteux tel qu'un transformateur.

Q3 : Quel est le rôle de l'intelligence artificielle (IA) dans l'IMS ?
Réponse : L'IA est la clé de l'amélioration de la précision du diagnostic. Les systèmes de surveillance traditionnels s'appuient sur des seuils d'alarme fixes, qui sont susceptibles de donner lieu à des fausses alarmes ou à des alarmes manquées. Le modèle de diagnostic de l'IA peut construire des modèles complexes de corrélation multiparamétrique en apprenant des données historiques massives de surveillance et des cas de défaillance. Il peut identifier des combinaisons de signes de défaillance faibles qui ne sont pas facilement détectés par un seul paramètre, prédire les tendances de développement de la défaillance et même donner des suggestions intelligentes de fonctionnement et de maintenance, améliorant ainsi considérablement l'intelligence du système.

Q4 : L'installation d'un système de surveillance intégré complet est-elle complexe et nécessite-t-elle de longues coupures de courant ?
Réponse : Pas nécessaire. Les systèmes modernes de surveillance en ligne sont conçus pour faciliter l'installation. Tous les capteurs, y compris le DGA (via le circuit d'huile de dérivation), la micro-eau, la décharge locale et les unités de surveillance des bagues, peuvent être installés pendant le fonctionnement normal du transformateur. L'ensemble du processus est généralement achevé en 1 à 2 jours et n'a pratiquement aucune incidence sur le fonctionnement du réseau.