Pourquoi la surveillance continue en ligne des gaz dissous dans l'huile de transformateur est-elle essentielle ?

Mise en œuvre d'un système de contrôle continuDispositif de surveillance en ligne de l'huile et du gaz d'un transformateurIl s'agit du lien technique essentiel dans la transformation du système moderne d'évaluation de l'état des transformateurs, qui passe d'une révision passive à une maintenance prédictive active. La méthode traditionnelle hors ligne consistant à prélever périodiquement des échantillons en cas de coupure de courant et à les envoyer au laboratoire pour une analyse chromatographique présente les limites techniques insurmontables suivantes :

• Discontinuité et décalage dans les données de surveillanceL'intervalle de temps entre les échantillonnages hors ligne est généralement de plusieurs mois à un an. Dans le cas de défauts rapides et soudains, tels que des décharges d'arc à haute énergie, le gaz caractéristique (acétylène) peut atteindre des niveaux dangereux en l'espace de quelques heures ou de quelques jours. La "cécité temporelle" de la surveillance hors ligne fait qu'il est impossible de saisir l'évolution de ces défauts, ce qui fait perdre le meilleur moment pour intervenir.

• Incapacité à refléter la pertinence des conditions de travail: Le taux de production de gaz d'un transformateur est étroitement lié à ses conditions de fonctionnement réelles (courant de charge, température ambiante, température de l'huile). L'analyse hors ligne ne peut fournir qu'un instantané statique des données à un moment donné et ne peut révéler la corrélation dynamique entre le taux de croissance du gaz de défaut et une condition de fonctionnement particulière, ce qui est essentiel pour déterminer la nature du défaut (par exemple, s'il s'agit d'une surchauffe liée à la charge).

• Contamination des échantillons et problèmes de représentativitéLe risque de contamination atmosphérique des échantillons d'huile ou de fuite de gaz est présent tout au long de la chaîne d'échantillonnage, de transport et d'analyse en laboratoire, ce qui peut fausser les résultats des tests. Par ailleurs, un seul point d'échantillonnage peut ne pas être totalement représentatif de l'état global des gaz dissous dans des dizaines de milliers de litres d'huile isolante.

Par conséquent, le déploiement desDispositif de surveillance en ligne de l'huile et du gaz d'un transformateurIl fournit un flux continu de données d'état interne en temps réel en réalisant des mesures automatiques à haute fréquence (minute ou heure) de la concentration de gaz caractéristique du défaut, ce qui résout fondamentalement les problèmes susmentionnés et constitue une condition technique préalable nécessaire à une alerte précoce et à un diagnostic précis.

Un ensemble de dispositifs de surveillance en ligne des gaz d'huile de transformateur surveille spécifiquement quel gaz ? Quelle est l'importance technique de son diagnostic de défaillance ?

Dispositif de surveillance en ligne de l'huile et du gaz d'un transformateurLa tâche principale est l'analyse quantitative de gaz spécifiques à petites molécules dissous dans l'huile isolante. Ces gaz sont le produit de la rupture des liaisons chimiques entre l'huile isolante (huile minérale) et le matériau isolant solide (papier/carton d'isolation en cellulose) à l'intérieur du transformateur sous l'effet de contraintes électriques et thermiques de différentes énergies. La présence et la concentration de chaque gaz, ou d'une combinaison particulière de gaz, constituent une "empreinte chimique" permettant de diagnostiquer les défauts internes.

Quel est le principe de fonctionnement de base et le cheminement technologique d'un ensemble de dispositifs de surveillance en ligne du gaz dans l'huile de transformateur ?

modèle de comportement établiDispositif de surveillance en ligne de l'huile et du gaz d'un transformateurLe cœur de la technologie réside dans sa technologie de séparation du pétrole et du gaz et dans sa technologie de détection du gaz. À l'heure actuelle, les deux principales voies technologiques suivantes sont les plus utilisées à l'échelle mondiale :

• Principes techniquesLa technique GC : La technique GC est une technique classique de haute précision pour la séparation et la détection des mélanges. Le processus est le suivant : tout d'abord, les gaz dissous dans l'échantillon d'huile mesuré sont extraits au moyen d'une unité de séparation huile/gaz intégrée (généralement par la méthode de l'équilibre de recirculation de l'espace de tête ou de la membrane perméable aux polymères). Ensuite, un gaz porteur de grande pureté (par exemple l'argon) injecte cet échantillon de gaz mélangé avec précision dans une colonne capillaire recouverte d'un polymère spécial (phase stationnaire). Au fur et à mesure que le mélange gazeux traverse la colonne avec le gaz porteur (phase mobile), les différentes molécules de gaz sont séparées séquentiellement dans le temps en raison des différentes forces physicochimiques (adsorption, dissolution, etc.) avec lesquelles elles interagissent avec la phase stationnaire, ce qui se traduit par des vitesses de déplacement variables dans la colonne. Enfin, à l'extrémité de la colonne, un détecteur très sensible (par exemple un détecteur de conductivité thermique TCD ou un détecteur d'ionisation à l'hélium à décharge pulsée PDD) calcule avec précision la concentration de chaque gaz sur la base de la séquence temporelle des différents composants et de l'intensité de la réponse du signal.

• Caractéristiques techniquesLes avantages sont la capacité de séparer avec précision et d'analyser quantitativement les sept ou neuf gaz (y compris O₂ et N₂) en même temps, une grande résistance à la diaphonie et les résultats de diagnostic les plus complets et les plus fiables. Les inconvénients sont la relative complexité du système, la longue période d'analyse (généralement de 30 à 60 minutes) et la nécessité de réapprovisionner régulièrement le gaz porteur et d'autres consommables.

• Principes techniquesLe PAS : le PAS est une technique de détection spectroscopique très sensible. Le principe de base est le suivant : l'échantillon de gaz extrait est introduit dans une chambre à gaz de mesure scellée (cellule photoacoustique). Un faisceau de lumière laser ou infrarouge, modulé à une fréquence spécifique et d'une longueur d'onde correspondant précisément aux pics d'absorption des molécules de gaz à mesurer, est projeté dans la chambre à gaz. Si les molécules de gaz absorbent l'énergie lumineuse, leur énergie interne augmente, ce qui entraîne une intensification du mouvement thermique des molécules, qui fait varier périodiquement la température et la pression du gaz dans la chambre à gaz, en synchronisation avec la fréquence de modulation de la lumière. Cette fluctuation de pression est connue sous le nom d'onde sonore. Un microphone miniature très sensible est placé à l'intérieur de la cellule photoacoustique pour détecter ce signal acoustique extrêmement faible. L'intensité du signal acoustique est strictement proportionnelle à la concentration du gaz à mesurer. La mesure simultanée de plusieurs gaz peut être réalisée en intégrant plusieurs sources laser et des filtres avec des spectres d'absorption spécifiques pour différents gaz (par exemple C₂H₂, CH₄, CO, etc.).

• Caractéristiques techniquesLes avantages de ce système sont une vitesse de détection très rapide, avec une réponse en temps réel à l'échelle de la minute, et l'absence de réaction chimique ou de consommation de gaz tout au long du processus, ce qui le rend véritablement sans entretien. L'inconvénient est le haut niveau d'intégration technique requis pour la détection simultanée de plusieurs composants et la nécessité d'algorithmes avancés pour éliminer les effets d'interférence croisée des spectres d'absorption des différents gaz.

Quels sont les principaux sous-systèmes qui composent un dispositif complet de surveillance en ligne du gaz dans l'huile de transformateur ?

Un ensemble d'appareils de qualité industrielleDispositif de surveillance en ligne de l'huile et du gaz d'un transformateurIl s'agit d'un système sophistiqué d'intégration optique, mécanique, électrique et arithmétique, qui se compose généralement des sous-systèmes suivants, entièrement fonctionnels :

• Sous-système de circulation et de prétraitement de l'huileIl contient des tuyaux résistants à l'huile reliés aux vannes d'entrée et de sortie d'huile du transformateur, des pompes de microcirculation spéciales, des filtres de précision à plusieurs étages, des capteurs de débit et des modules de contrôle thermostatique. Sa fonction est d'assurer la circulation sûre de l'huile isolante testée depuis le corps du transformateur jusqu'à l'unité d'analyse à une température stable, pure et constante.

• Sous-système de séparation du pétrole et du gazIl s'agit du module physique central de l'appareil, et les principales technologies comprennent l'équilibre de l'espace de tête, la séparation par membrane perméable aux polymères ou le dégazage par décompression à l'aide d'une pompe à vide, dont les performances déterminent directement l'efficacité et la stabilité de l'extraction du gaz.

• Sous-système de détection et d'analyse des gaz: : c'est-à-dire que ce qui précède est équipé de **chromatographie en phase gazeuse (GC)peut-êtreL'unité de mesure centrale de la technologie de spectroscopie photoacoustique (PAS)** contient des composants optiques et analytiques de précision tels qu'une source lumineuse, une colonne, un détecteur et une cellule photoacoustique.

• Sous-systèmes intégrés de contrôle et de traitement des donnéesLes systèmes de contrôle de la qualité : ordinateurs ou microprocesseurs industriels haute performance intégrés (MCU) exécutant des programmes de microprogrammation qui contrôlent le flux de travail automatisé de l'ensemble de l'unité et effectuent la résolution des données, les calculs de concentration et les algorithmes de dépannage intégrés (par exemple, la méthode du triple rapport) sur la base de normes internationales telles que la norme IEC 60599.

• Sous-systèmes de communication et d'interaction homme-machineIl est doté de diverses interfaces physiques, notamment Ethernet à fibre optique et RS-485, et prend en charge les protocoles de communication industrielle standard tels que Modbus, DNP3, IEC 61850, etc., afin de garantir l'intégration transparente des données de surveillance dans le système d'automatisation de la sous-station (SCADA) ou dans le poste principal de contrôle centralisé à distance. En même temps, il est généralement équipé d'un affichage local et d'une interface de fonctionnement.

• Armoires adaptables à l'environnement et de classe de protection élevéeLe boîtier métallique robuste avec un niveau de protection IP66 ou supérieur et le climatiseur ou le chauffage industriel intégré pour un contrôle précis de la température et de l'humidité garantissent que l'unité peut fonctionner de manière fiable pendant une longue période dans une large gamme de températures allant de -40°C à +55°C et dans des environnements extérieurs difficiles, tels qu'un brouillard salin élevé et une forte humidité.

Comment le dispositif de surveillance en ligne du gaz dans l'huile de transformateur fonctionne-t-il avec d'autres systèmes de surveillance ?

Dans les systèmes modernes d'évaluation de l'état des transformateurs, laDispositif de surveillance en ligne de l'huile et du gaz d'un transformateurGénéralement, la fusion des données ne fonctionne pas de manière indépendante, mais constitue un élément essentiel d'une plateforme de surveillance intégrée. Elle est réalisée avec d'autres systèmes de surveillance afin de former une chaîne logique de diagnostic avec une validation croisée et des forces complémentaires.

• Synergie avec les systèmes de surveillance des décharges partielles (DP) en ligne: QuandDispositif de contrôle en ligne de la DGADes augmentations soutenues des traces d'hydrogène (H₂) et de méthane (CH₄) ont été détectées, ce qui indique la présence de décharges de faible énergie lorsque le système d'alimentation en eau potable de l'UE a été mis en place.Système de surveillance en ligne de la décharge partielle(en particulier la méthode UHF) peut offrir une plus grande sensibilité pour la capture du signal de décharge et la discrimination initiale des types de décharge (par exemple, les décharges suspendues, le long du plan et les décharges d'entrefer). En revanche, lorsque l'acétylène (C₂H₂) est détecté par la DGA, cela indique que la décharge partielle a progressé vers un arc à haute énergie, à partir duquel l'amplitude et le taux de répétition du signal de DP augmentent considérablement.

• Synergie avec les systèmes de surveillance en ligne des boyaux: : Parfois.Dispositif de contrôle en ligne de la DGALes gaz surchauffés détectés (par exemple, l'éthylène C₂H₄) peuvent provenir d'une surchauffe causée par une mauvaise connexion de la tige conductrice aux fils à l'intérieur du boîtier haute tension. À ce stade, leSystème de surveillance en ligne de l'enveloppeS'il montre également un facteur de perte diélectrique anormalement élevé (tanδ) pour cette phase de la bague, le point de défaillance peut être localisé au niveau du composant de la bague, ce qui évite d'avoir à inspecter inutilement le corps du transformateur à l'aide d'un bouclier de levage.

• Synergie avec les systèmes de surveillance en ligne pour la mesure de la température des enroulements par fibre optique: QuandDispositif de contrôle en ligne de la DGAEn cas d'alarme de surchauffe à basse et moyenne température (augmentation de la teneur en méthane CH₄ et en éthane C₂H₆), si le transformateur est équipé d'un système d'alarme de surchauffe à basse et moyenne température, le transformateur peut être utilisé pour la surveillance de la température.Système de surveillance en ligne de la température d'enroulement des fibres optiquesLa distribution réelle de la température des points chauds à l'intérieur de l'enroulement peut être lue directement. Si la température d'une zone est nettement plus élevée que celle des autres zones et coïncide avec la tendance de la production de gaz, la localisation et la gravité du défaut de surchauffe peuvent être confirmées, ce qui constitue la base la plus directe pour ajuster la charge ou organiser la maintenance.

Quels sont les cas d'application typiques qui démontrent l'efficacité des dispositifs de surveillance en ligne des gaz dans l'huile de transformateur ?

• Cas 1 : Alerte précoce réussie de défauts d'arc à haute énergie à l'intérieur de transformateurs de conversion UHV
  Dans la station de conversion d'un projet de transmission UHV DC de ±800kV, un transformateur de conversion installé sur la ligne de transmission UHV DC de ±800kV est installé sur la ligne de transmission UHV DC de ±800kV.Dispositif de surveillance en ligne par chromatographie en phase gazeuse (DGA)Au cours d'une mise à jour horaire de routine, la teneur en acétylène (C₂H₂) a été soudainement détectée comme ayant bondi de plusieurs ppm par rapport à l'état zéro à long terme. Le système a immédiatement déclenché le niveau d'alarme le plus élevé et a téléchargé les données vers le centre de contrôle centralisé en temps réel. Bien qu'il n'y ait pas eu d'anomalie évidente dans les autres paramètres électriques du transformateur à ce moment-là, le service d'exploitation et de maintenance a résolument demandé la mise hors service du transformateur après avoir constaté le grave danger que représentait le gaz acétylène. Après une enquête interne, il s'est avéré que les contacts de commutation de son changeur de prise en charge (OLTC) avaient été désalignés pour des raisons mécaniques, générant un arc continu à haute énergie pendant le processus de commutation. Cette alerte réussie a permis d'éviter des conséquences catastrophiques qui auraient pu entraîner un blocage unipolaire du convertisseur ou même un incendie dans la salle des vannes.

• Cas 2 : Identification de pannes de surchauffe progressives causées par des défaillances du système de refroidissement
  Un transformateur principal de 220kV avec unSpectroscopie photoacoustique Dispositif de surveillance en ligne DGAL'analyse des tendances des données sur plusieurs semaines consécutives a montré que les niveaux d'éthylène (C₂H₄) et de méthane (CH₄) présentaient une tendance lente mais constante à l'augmentation en synchronisation avec les pics de charge quotidiens, ce qui suggère la présence d'une surchauffe liée à la charge. Cependant, ses compteurs conventionnels, tels que la température de l'huile de bobinage, ne dépassaient pas les limites. Sur la base des indices fournis par les données DGA, le personnel O&M a procédé à une inspection détaillée du système de refroidissement du transformateur, et a finalement découvert que l'un des moteurs de ventilateur de l'un des refroidisseurs à air à huile forte avait été endommagé, ce qui a entraîné une réduction importante de l'efficacité de refroidissement de ce groupe de refroidissement, qui a déclenché une surchauffe de la température de l'huile localisée des enroulements et la production de gaz lorsque le transformateur était soumis à une charge élevée. Après le remplacement à temps du moteur du ventilateur, les données de la DGA ont montré que la tendance à la production de gaz s'est immédiatement arrêtée et stabilisée, ce qui a permis d'éviter une défaillance progressive à long terme qui aurait accéléré le vieillissement de l'isolation.