Système de surveillance en ligne de l'eau micrométrique dans l'huile de transformateur : technologie, données et diagnostics

Dans le système d'isolation d'un transformateur de puissance, l'huile isolante et le papier isolant (cellulose) forment l'isolation composite huile-papier. L'eau (H₂O) est l'une des impuretés les plus dangereuses de ce système, et la surveillance précise de sa teneur est un aspect essentiel de l'évaluation de la santé du transformateur, de la prévention des accidents dus aux ruptures d'isolation et de la prolongation de la durée de vie de l'équipement. Le système de surveillance en ligne de la présence de micro-eau dans l'huile de transformateur est la principale technologie de maintenance préventive (PdM) permettant d'atteindre cet objectif.

Partie I : Mécanisme dangereux de l'humidité sur le système d'isolation huile-papier

Les dommages causés par l'humidité au système d'isolation des transformateurs sont multiples, les principaux risques étant le vieillissement accéléré de l'isolation et la réduction de la résistance de l'isolation.

1. Vieillissement accéléré de l'isolation solide (papier isolant) : L'eau est le principal catalyseur de la réaction d'hydrolyse de la cellulose. Chaque rupture de la chaîne moléculaire de la cellulose consomme une molécule d'eau. Plus la teneur en eau est élevée, plus la réaction d'hydrolyse est rapide, ce qui entraîne une forte diminution du degré de polymérisation (DP) du papier isolant, une diminution de la résistance mécanique et, finalement, une fragilité et une défaillance.

2. Réduit la tension de claquage de l'huile isolante : L'eau dissoute dans l'huile a un faible effet sur la tension de claquage, mais lorsque l'eau atteint la saturation et existe sous forme d'eau libre (minuscules gouttelettes d'eau), la tension de claquage de l'huile chute de manière significative. Sous l'action d'un champ électrique, les gouttelettes d'eau sont polarisées et allongées, et il est très facile de former un chemin conducteur pour déclencher le claquage.

3. Décharge partielle induite (DP) : L'humidité réduit la tension de décharge initiale des matériaux isolants. La présence d'humidité augmente considérablement le risque de décharges partielles, en particulier à l'interface huile-papier et dans les minuscules fentes d'air de l'isolant.

4. "Risque d'effet de bulle : Lorsque la charge du transformateur est soudainement augmentée ou que la température monte en flèche, l'eau contenue dans le papier isolant s'évapore rapidement mais ne peut être dissoute dans l'huile à temps, ce qui entraîne la formation de bulles de gaz à la surface de l'enroulement. La rigidité diélectrique du gaz est beaucoup plus faible que celle de l'huile, et ces bulles sont très susceptibles de se rompre sous l'effet du champ électrique, ce qui peut entraîner des courts-circuits catastrophiques d'un tour à l'autre ou d'une couche à l'autre.

Partie II : Sources d'humidité à l'intérieur du transformateur

• Les résidus de fabrication : Traitement de séchage sous vide incomplet du corps du transformateur, entraînant la présence d'humidité initiale dans le matériau isolant.

• Intrusion extérieure : Mauvaise étanchéité (par exemple, vieillissement des bagues, des joints), absorption d'humidité dans le reniflard, processus d'injection d'huile ou de filtration d'huile non qualifiés, entraînant la présence d'humidité dans l'air pénétrant à l'intérieur du transformateur.

• Généré en interne : Au cours du processus normal de vieillissement du papier isolant, la rupture de la chaîne moléculaire de la cellulose génère des sous-produits sous forme de molécules d'eau. Il s'agit d'un processus de vieillissement auto-accéléré.

Partie III : Principe de fonctionnement et composition du système de surveillance en ligne

Le système de surveillance en ligne par micro-ondes permet de mesurer en continu la teneur en humidité de l'huile isolante en installant une sonde de détection dans le circuit d'huile du transformateur.

1. Unité de détection et de mesure (Core) :

   • Principes techniques : largement utiliséCapteurs capacitifs à couche mince (Capteurs à couche mince). Au cœur du capteur se trouve un film polymère dont la constante diélectrique varie en fonction du nombre de molécules d'eau absorbées, ce qui entraîne une modification de la valeur de la capacité. En mesurant la variation de la valeur de capacité, les paramètres de l'eau dans l'huile peuvent être calculés avec précision.

   • Méthode de montage : Il est généralement monté sur la vanne de vidange ou de secours du corps du transformateur au moyen d'un robinet à bille et la sonde est immergée directement dans l'huile. Afin de garantir des mesures représentatives, il est préférable de l'installer à un endroit qui reflète la circulation principale de l'huile (par exemple, les conduites d'entrée et de sortie du refroidisseur).

2. Unité d'acquisition et de transmission de données :

   • Convertit le signal capacitif émis par le capteur en un signal numérique ou analogique normalisé.

   • Capteur de température intégré pour compenser la température des mesures d'humidité afin d'obtenir des résultats plus précis.

   • Généralement intégré à la sonde de détection dans une structure intégrée.

3. Unité de communication et d'affichage :

   • La fonction d'affichage numérique local permet aux inspecteurs du site de lire facilement les données.

   • Les données sont transmises au système de surveillance de la sous-station (SCADA) ou à un serveur de données dédié via RS-485 (protocole Modbus) ou une sortie analogique 4-20mA.

Partie IV : Interprétation des principaux indicateurs de surveillance : ppm par rapport à l'activité de l'eau (aw)

Les systèmes de suivi en ligne fournissent généralement deux indicateurs de base et il est essentiel de comprendre la différence entre eux.

• Teneur absolue en humidité (ppm - parties par million).

  • Définition : Rapport de masse, qui indique combien de milligrammes d'eau sont contenus dans chaque kilogramme d'huile isolante (mg/kg).

  • Limites : Il s'agit d'unForte dépendance à la températureLes paramètres. À condition que la quantité totale d'humidité reste inchangée, lorsque la température de l'huile augmente, la solubilité de l'huile dans l'eau augmente, et l'humidité du papier isolant migre vers l'huile, ce qui se traduit par une valeur ppm plus élevée dans l'huile ; au contraire, lorsque la température de l'huile diminue, la valeur ppm dans l'huile diminue. Par conséquent, la simple valeur ppm ne peut pas refléter avec précision le degré d'humidité dans l'isolation solide.

• Activité de l'eau (aw - Activité de l'eau) ou Saturation relative (%RS).

  • Définition : aw = P / P₀, où P est la pression de vapeur de l'eau dans l'huile et P₀ la pression de vapeur de saturation de l'eau pure à la même température. Elle indique la tendance ou la "vivacité" de l'eau contenue dans l'huile à s'échapper, allant de 0 (complètement sèche) à 1 (saturée).%RS = aw × 100%.

  • Avantage : L'activité de l'eau estParamètres d'état d'équilibre caractérisant l'humidité dans les systèmes d'isolation huile-papierL'activité de l'huile est égale à celle du papier lorsque l'équilibre huile-papier est atteint. À l'équilibre entre l'huile et le papier, l'activité de l'huile est égale à celle du papier. C'est un reflet direct de la pression de "mouillage" de l'humidité sur l'isolant solide, et est indépendant des changements de température.Par conséquent, l'activité de l'eau (aw) est un indicateur plus fondamental et plus fiable pour déterminer si l'isolation solide est exposée à l'humidité.

Partie V : Paramètres techniques typiques

Partie VI : Questions fréquemment posées (FAQ)

Q1 : Comment les données de surveillance en ligne peuvent-elles être utilisées pour déterminer l'état de l'isolation d'un transformateur ?
Réponse : L'accent devrait être mis surActivité de l'eau (aw)répondre en chantantTendances des données.

• aw < 0,2 : L'isolation est sèche et en bon état.

• 0,2 ≤ aw < 0,4 : Une légère humidité dans l'isolation doit être prise en compte, et les données de la chromatographie en phase gazeuse permettent d'établir un jugement global.

• aw ≥ 0,4 : L'isolation est fortement affectée par l'humidité et il y a un risque d'effet "bulle", qu'il convient de prévoir pour le séchage.

• Analyse des tendances : Une valeur aw stable sur une longue période indique une bonne étanchéité. Si la valeur aw montre une tendance constante et lente à l'augmentation, cela peut indiquer que l'isolation se détériore ou qu'il y a une lente pénétration d'humidité extérieure. Si la valeur d'aw fluctue considérablement avec la température, cela indique également que l'isolation solide contient un niveau élevé d'humidité.

Q2 : Faut-il une coupure de courant pour installer un dispositif de micro-surveillance de l'eau en ligne ?
Réponse : En général, il n'est pas nécessaire de le faire. L'appareil est conçu pour être installé sous pression. En utilisant un robinet à boisseau sphérique haute pression spécial, il peut être installé en toute sécurité sur la vanne d'un transformateur en fonctionnement. L'ensemble du processus d'installation n'affecte pas le fonctionnement normal du transformateur.

Q3 : Pourquoi y a-t-il une différence entre la valeur en ppm du contrôle en ligne et la valeur en ppm de l'analyse en laboratoire ?
Réponse : Les différences proviennent principalementDifférentes températures pendant l'échantillonnage et la mesure. La température de l'échantillon d'huile a été ramenée à la température ambiante avant l'analyse en laboratoire, alors que la surveillance en ligne est mesurée à la température de l'huile en temps réel. La valeur ppm étant sensible à la température, les deux valeurs ne sont généralement pas comparables. L'activité de l'humidité (aw), en revanche, est très peu affectée par la température à l'équilibre, de sorte que les valeurs d'aw en ligne devraient mieux correspondre aux valeurs d'aw en laboratoire.

Q4 : Le système peut-il remplacer complètement les tests d'huile traditionnels hors ligne ?
Réponse : Il ne s'agit pas d'un substitut complet, mais d'un complément. La surveillance en ligne fournitDonnées et tendances continuesCela n'est pas possible avec les tests hors ligne et est essentiel pour la détection rapide des anomalies et l'analyse des tendances. En revanche, les tests périodiques de l'huile en laboratoire (par exemple, la chromatographie en phase gazeuse, les tests de tension de claquage, etc. La meilleure pratique consiste à combiner les données de surveillance en ligne avec les résultats des tests périodiques en laboratoire pour obtenir une évaluation complète et tridimensionnelle de l'état du transformateur.