Dispositif intégré de surveillance de l'état d'un transformateur à bain d'huile

• • Diagnostic multidimensionnel complet : La valeur fondamentale d'un dispositif intégré de maintenance conditionnelle est l'intégrationGaz dissous dans l'huile (DGA)etEau et huile au micro-ondesetDécharge partielle (DP)etMesure de la température d'enroulement des fibres optiquesetCourant de terre du noyauetIsolation de l'enveloppeetChangeurs de prise en charge (OLTC)et d'autres paramètres de l'état physique, grâce à des algorithmes intelligents de fusion des données et de validation croisée, afin d'obtenir une évaluation précise et complète de l'état de santé du transformateur.
  • Permettre la maintenance prédictive (PdM) : Le système transforme complètement l'O&M des transformateurs du modèle traditionnel de maintenance périodique basée sur le temps (TBM) à la maintenance prédictive basée sur l'état de l'équipement en temps réel. Il vise à fournir une alerte précoce précise et une intervention avant que les pannes ne se produisent, minimisant ainsi les temps d'arrêt non planifiés et améliorant la fiabilité du réseau.

• • Approfondir la gestion de la durée de vie des actifs : Grâce à la surveillance continue et à l'évaluation quantitative de l'indice de santé du transformateur (Health Index), il fournit des données objectives et scientifiques pour la prise de décision concernant la révision, l'amélioration technique, la prolongation de la durée de vie ou le déclassement de l'équipement, et constitue un outil technique essentiel pour l'optimisation des coûts de l'ensemble du cycle de vie des actifs énergétiques.

• Architecture modulaire et évolutive : La conception modulaire des dispositifs de surveillance modernes permet aux utilisateurs de configurer de manière flexible les sous-systèmes qu'ils doivent surveiller en fonction du niveau d'importance et du budget du transformateur. Le système peut être mis à niveau en douceur, de la surveillance de base de la DGA et de l'eau micrométrique à la mesure complète de la température par fibre optique et à la surveillance de l'OLTC, les interfaces étant réservées à l'extension future des fonctionnalités.

Sous-système central de diagnostic et d'analyse

Ces sous-systèmes se concentrent sur l'analyse des signaux chimiques et physiques générés par l'isolation à l'intérieur du transformateur sous l'effet des contraintes électriques et thermiques et constituent la pierre angulaire du diagnostic des défauts.

Module d'analyse en ligne des gaz dissous dans le pétrole (DGA en ligne)

Unité DGA en ligneconstituerDiagnostic des défauts des transformateursLa technologie la plus décisive dans ce domaine. Elle permet une surveillance continue des gaz de signature des défauts grâce à l'extraction non invasive d'échantillons d'huile du cycle principal et à l'utilisation de techniques avancées de spectroscopie photoacoustique (PAS) ou d'infrarouge non dispersif (NDIR).

Les principaux gaz de surveillance et leur importance

• Décharger le gaz de défaut :
  • Hydrogène (H₂). Le produit primaire de l'effet corona ou décharge partielle (DP) est un indicateur sensible de la présence de faibles défauts de décharge dans le système d'isolation.
  • Acétylène (C₂H₂). Le seul produit d'une décharge d'arc à haute énergie, dont la présence signale généralement la présence d'un court-circuit interne grave et à haut risque ou d'une panne.
• Gaz défectueux surchauffé :
  • Méthane (CH₄) et éthane (C₂H₆). Produit principalement par la décomposition par surchauffe d'huiles isolantes dans la zone de température basse à moyenne (<300°C).
  • Éthylène (C₂H₄). Indique la présence de points de surchauffe à moyenne ou haute température (300°C - 700°C), généralement associés à de mauvaises connexions des conducteurs ou à une surchauffe par courants de Foucault.
• Isolation solide (cellulose) détériorant le gaz :
  • Monoxyde de carbone (CO) et dioxyde de carbone (CO₂). Le rapport CO/CO₂ est un élément important pour déterminer s'il s'agit d'une isolation solide ou d'une surchauffe de l'huile.

Module de surveillance DGAFournit non seulement les valeurs de concentration instantanées (ppm) de chaque gaz, mais surtout analyse saTaux de production de gazun taux de génération qui augmente rapidement est un meilleur indicateur de l'urgence d'une défaillance qu'une valeur de concentration statique.

Module de surveillance en ligne pour la caractérisation des micro-eaux et des huiles

L'humidité est ce qui accélèreVieillissement de l'isolation des transformateursLe principal facteur chimique de laContrôle en ligne de la présence de micro eau dans l'huileest la base de l'évaluation de la santé à long terme du système d'isolation.

Différence entre l'activité de l'eau (aw) et l'humidité absolue (ppm)

• Activité de l'eau (aw). Paramètre sans dimension (0~1) qui reflète directement la tendance de l'humidité à migrer de l'huile vers l'isolant solide et constitue un indicateur fondamental pour évaluer le degré d'exposition à l'humidité du papier isolant.valeur élevée de l'aw(par exemple >0,4) est directement lié au risque d'un "effet de bulle" dû à des changements de charge soudains.
• Teneur en humidité absolue (ppm). Indique le rapport de masse de l'humidité dans l'huile, dont la valeur est fortement influencée par la température de l'huile et ne peut pas être utilisée indépendamment pour juger de la siccité de l'isolation solide, mais peut être utilisée pour évaluer la qualité de l'huile elle-même.

En outre, les plus avancés d'entre euxAnalyseur en ligne de la qualité de l'huileIl est également possible d'intégrer le contrôle desTension de rupture (BDV)etFacteur de perte diélectrique (tanδ)répondre en chantantvaleur acideLa mesure en ligne de l'huile fournit des données permettant une évaluation complète des propriétés électriques et du degré de vieillissement de l'huile.

Sous-système de surveillance des conditions physiques critiques et de la sécurité

Ce type de sous-système est chargé de surveiller les paramètres physiques macroscopiques de fonctionnement du transformateur et constitue la première ligne de défense pour garantir un fonctionnement sûr et stable de l'équipement.

Mesure directe de la température de l'enroulement par fibre optique fluorescente et surveillance de la température de l'huile

La température est la grandeur physique la plus directe qui affecte la durée de vie d'un transformateur. L'utilisation deThermométrie à fibre optique fluorescenteC'est le moyen le plus précis et le plus fiable de contrôler la température des enroulements.

• • Mesure directe des points chauds du bobinage : commandant en chef (militaire)Capteurs de température à fibres optiques fluorescentesPré-incorporée à l'intérieur de l'enroulement au stade de la fabrication, la température du point le plus chaud (HST) de l'enroulement est mesurée directement. La fibre optique étant elle-même isolée et non soumise aux interférences électromagnétiques (EMI), les mesures sont exactes et sans retard, ce qui est bien supérieur aux algorithmes de modélisation thermique conventionnels basés sur la température de l'huile supérieure et le courant de charge.

• Contrôle du gradient de température de l'huile : Parallèlement, des capteurs de température sont installés dans les parties supérieure et inférieure de l'armoire pour transformateurs afin d'assurer une surveillance en temps réel.Température supérieure de l'huile (Température supérieure de l'huile)répondre en chantantTempérature de l'huile de fond (TEMPÉRATURE DE L'HUILE DE FOND). La différence de température entre les deux reflète l'efficacité de la circulation du système de refroidissement et permet de diagnostiquer un refroidisseur obstrué ou une défaillance du ventilateur ou de la pompe à huile.

Contrôle du niveau d'huile du réservoir et de la pression du corps

• • Contrôle du niveau d'huile dans le réservoir : adoptionIndicateur de niveau à bascule magnétiqueou des jauges de niveau radar pour surveiller en permanence le niveau de l'huile isolante dans le réservoir du conservateur. Les baisses anormales du niveau d'huile indiquent généralement une fuite d'huile, tandis que les augmentations anormales peuvent être liées à une production interne de gaz ou à une surcharge.

• Contrôle de la pression du corps et de l'état de la soupape de décharge : L'état de la micro-pression positive à l'intérieur du réservoir est surveillé au moyen d'un capteur de pression. De plus, il est important pour lasoupape de surpression(Dispositif de décompression)L'état de fonctionnement de la vanne est surveillé. Dès que les vannes sont actionnées, ce qui signifie qu'un défaut grave et soudain (par exemple un court-circuit des enroulements) s'est produit à l'intérieur du transformateur et qu'une grande quantité de gaz a été générée, le système émet immédiatement une alarme du niveau le plus élevé.

Équipements auxiliaires et sous-systèmes d'extension de surveillance spécialisés

Les grands transformateurs de puissance sont des structures complexes et l'état de leurs équipements auxiliaires est tout aussi critique.

Contrôle en ligne de l'échangeur de prises en charge (OLTC)

Changeur de prise en charge (OLTC)C'est le seul composant mécanique du transformateur qui bouge fréquemment et qui constitue un point de défaillance important. Sa surveillance spécialisée est essentielle.

• Caractéristiques électriques et temporelles : Surveillance des formes d'ondes de courant, des séquences temporelles d'action des moteurs d'entraînement pendant la commutation du changeur de prise. En comparant les formes d'ondes standard, il est possible de diagnostiquer les défauts précoces tels que les blocages mécaniques et les mauvais contacts.
• État de la chambre à huile : La surveillance de la température de l'huile, de la micro-eau et des gaz dissous dans l'huile (en particulier C₂H₂) à l'intérieur de la chambre d'huile séparée de l'OLTC constitue un avertissement précoce efficace de l'ablation et de la détérioration de l'isolation de ses contacts internes.
• Position du commutateur et nombre d'opérations : La position actuelle du robinet et le nombre cumulé d'opérations sont enregistrés et transmis à distance afin de fournir une base pour l'évaluation de la durée de vie mécanique et l'élaboration de programmes de maintenance.

Surveillance de l'état de fonctionnement du système de refroidissement

Pour les transformateurs à circulation d'huile forcée refroidis à l'air ou à l'eau, la fiabilité du système de refroidissement a une incidence directe sur la capacité de charge.

• État du ventilateur/de la pompe à carburant : Chaque ensemble de ventilateurs de refroidissement et de pompes à huile submersibles est contrôlé pour vérifier l'état de démarrage/arrêt, le courant de fonctionnement et le temps de fonctionnement cumulé. Les courants anormaux indiquent une défaillance du moteur et les durées de fonctionnement sont utilisées pour évaluer la durée de vie.

Surveillance spécialisée de l'enveloppe haute pression (niveau d'huile/pression)

Ajouter la surveillance de l'état physique à la surveillance des performances électriques de l'enveloppe.

• Contrôle du niveau d'huile de carter : Pour les boîtiers remplis d'huile, les caméras ou les capteurs sont configurés avec leurs propres fenêtres de niveau d'huile ou jauges de pression afin de permettre la surveillance à distance des niveaux d'huile et d'éviter les accidents d'isolation causés par le manque d'huile.

Surveillance des vibrations du noyau et du boîtier

• Surveillance en ligne des vibrations des noyaux de fer : Des capteurs d'accélération vibratoire très sensibles sont disposés sur les parois de la boîte pour surveiller les caractéristiques vibratoires du transformateur à la fréquence industrielle et à son octave. Des changements anormaux dans le spectre des vibrations peuvent indiquer des problèmes mécaniques structurels tels que des noyaux desserrés, des enroulements déformés ou des fixations desserrées.

Contrôle de la densité du gaz SF₆ (pour les douilles de sortie GIS)

• Surveillance du SF₆ de l'enveloppe du SIG : Pour les traversées de connexion transformateur-GIS avec isolation au gaz SF₆, la densité, la pression et la température du gaz SF₆ à l'intérieur doivent être surveillées en ligne. Une diminution de la densité peut sérieusement menacer la sécurité de l'isolation, et le système doit fournir des signaux d'alarme et de blocage en temps réel.

Plateforme de diagnostic intelligent et de fusion de données

Les données collectées par tous les capteurs frontaux sont finalement rassemblées dans le système de gestion de l'information.Serveur de données dorsalavecPlate-forme de diagnostic intelligente. Il ne s'agit pas d'une simple liste de données, c'est ce qui est au cœur de l'intelligence du système.

Transformation des données en informations

• Analyse de corrélation de données multidimensionnelles : Les algorithmes de base de la plateforme de diagnostic sont capables de corréler des données provenant de différentes sources. Par exemple, lorsque le système détecte simultanément un signal de décharge partielle UHF, une augmentation de la concentration en H₂ dans la DGA et un rapport CO/CO₂ anormal, il peut déterminer avec un degré de confiance élevé que le défaut provient d'une décharge interne impliquant une isolation solide. Un telvalidation croiséeCette capacité améliore considérablement la précision du diagnostic.
• Modélisation de l'indice de santé (HI) : La plateforme utilise un algorithme de pondération pour transformer tous les paramètres surveillés en une seule valeur quantifiée.Indice de santé des transformateurs(HI fournit aux responsables O&M une vue intuitive et macroscopique de l'état des appareils, facilitant les comparaisons horizontales et le tri de l'état des groupes d'appareils.
• Prévision des tendances de défaillance : Sur la base des données historiques, à l'aide d'analyses de séries chronologiques, de réseaux neuronaux ou de modèles d'apprentissage automatique, la plateforme est capable de prédire les tendances futures des paramètres clés (par exemple, les concentrations de gaz caractéristiques, les valeurs de perte diélectrique), prédisant ainsi la fenêtre temporelle dans laquelle les défaillances sont susceptibles de se produire et soutenant l'élaboration de plans de maintenance prospectifs.

Dispositif intégré de surveillance de l'état des transformateursL'application de la gestion des actifs du système électrique à la transformation numérique et intelligente est une tendance inévitable, qui transformera le transformateur d'une "boîte noire" en un état de transparence totale, de prévisibilité des risques et de gestion des actifs intelligents.

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