Réponses aux questions d'analyse des gaz dissous de votre transformateur et méthodes d'identification des défauts
On me pose quotidiennement des questions sur l'importance de l'analyse des gaz dissous (AGD) dans les transformateurs et sur son utilisation pour la surveillance , la sécurité et la maintenance de ces derniers. J'ai donc pensé qu'il serait intéressant de consulter la source : le guide C57.104 pour l'interprétation des gaz générés dans les transformateurs immergés dans l'huile minérale¹. Ce guide fournit aux responsables de transformateurs des procédures détaillées pour l'interprétation des résultats d'analyse des gaz dissous. De plus, il offre aux utilisateurs :
- Un aperçu de la génération de gaz dans les transformateurs et le processus DGA.
- Le but et l'application de la DGA.
- Vérification de la qualité et limites de la DGA.
- Interprétation et normes DGA.
- Définitions et identification des types de défauts.
- Études de cas et exemples d’interprétation.
Alors, qu’est-ce que l’analyse des gaz dissous ?
L'analyse des gaz dissous consiste simplement à identifier, mesurer et interpréter les gaz dissous dans le liquide isolant d'un transformateur. À mesure que les systèmes d'isolation vieillissent ou que le transformateur subit un défaut, des gaz sont produits.
La détection des gaz dissous est essentielle pour la surveillance des transformateurs et l’évaluation du bien-être. Grâce au DGA, il est possible d'identifier diverses anomalies au sein du réservoir primaire, telles que des décharges partielles, des arcs électriques ou des conditions thermiques excessives. Par conséquent, la DGA apparaît comme un outil puissant pour une analyse complète.
Les différents types de gaz produits sont l'hydrogène (H2), le méthane (CH4), l'éthane (C2H6), l'éthylène (C2H4), l'acétylène (C2H2), le monoxyde de carbone (CO) et le dioxyde de carbone (CO2). Ces gaz sont appelés « sous-produits de défaut ». D'autres gaz, comme l'oxygène (O2) et l'azote (N2), sont également présents dans les liquides isolants, mais ne sont pas considérés comme des « sous-produits de défaut », car ils peuvent être introduits dans les huiles isolantes suite à des fuites ou à l'utilisation d'un système de préservation de l'azote. Il est toutefois important de noter que ces gaz jouent toujours un rôle important dans l'analyse et l'interprétation des gaz dissous des transformateurs.
Pourquoi l’analyse des gaz dissous est-elle importante ?
DGA peut nous aider à comprendre l’état du transformateur et, en retour, fournir des alertes précoces, réduire les temps d’arrêt imprévus, les dépenses d’exploitation et de maintenance et accroître la sécurité de l’ensemble du système, de la communauté et des employés. Cela peut nous aider à identifier les conditions de défaut actives et inactives. Lors de l’évaluation des concentrations de gaz dissous dans un liquide, elles sont exprimées en microlitres par litre (μL/L) ; cependant, il est le plus souvent mentionné ou rapporté en parties par million en volume (ppm v/v) ou simplement en ppm.
La combinaison particulière de gaz, ou le profil gazeux, varie en fonction de la nature du processus de faille et est liée au niveau d'énergie et à la température à l'emplacement de la faille. La nouvelle figure 1, page 18 du guide, illustre clairement le pourcentage relatif de concentrations de gaz dissous dans l'huile minérale en fonction de la température et du type de faille. On observe que l'hydrogène est présent dans tous les types de failles connus.
Le pourcentage d'hydrogène dissous dans l'huile lors de défauts à basse température peut être supérieur à celui d'autres gaz de défaut à basse température tels que le méthane (CH4) et l'éthane (C2H6). De plus, en cas de défauts à haute température, vous observerez que les concentrations relatives d’hydrogène (H2) augmentent et tendent à suivre le rythme de l’acétylène (C2H2).
Méthodes d'identification des défauts
Ce que je trouve le plus intéressant dans ce guide est l'annexe D, qui présente toutes les méthodes d'identification des défauts (méthode des gaz clés, ratios de Doernenburg et de Rogers, triangles de Duval 1-4-5 et pentagones 2-5). Les ratios des gaz clés, de Doernenburg et de Rogers sont résumés dans le tableau 1.
Un point clé est qu’avec la méthode Key Gas, on recevra toujours un diagnostic ; cependant, le nombre de fausses identifications de défauts peut varier de 30 à 50 %, conduisant à un diagnostic erroné.
Avec les méthodes des ratios, il arrive parfois que vous n’arriviez pas à un diagnostic parce que les ratios ne s’alignent pas.
En parlant de ratios, il existe d’autres ratios de gaz utiles pour l’identification des défauts. Le rapport O2/N2 aide à identifier si le transformateur est un transformateur à respiration libre (ouvert) ou une unité scellée avec une couverture d'azote. Les valeurs du rapport C2H2/H2 >3 peuvent aider à identifier s'il y a une fuite ou une contamination du compartiment du changeur de prise vers le réservoir principal.
Vous aurez toujours une réponse en ce qui concerne le Triangle de Duval. Cependant, il est important de s'assurer que l'un des trois gaz est supérieur à la valeur nominale ou normale de ce gaz dans le transformateur. Vous trouverez ci-dessous un exemple de la méthode du Triangle 1 de Duval.
Les Pentagones de Duval sont des méthodes supplémentaires d'identification des défauts qui contribueront à renforcer un diagnostic.
En plus des méthodes traditionnelles ou plus connues d'interprétation des gaz, vous trouverez une méthode relativement nouvelle dans l'Annexe F – Évaluation de la gravité des défauts – Méthode alternative.
Bien qu'il existe de nombreuses méthodes différentes pour évaluer l'analyse des gaz dissous dans les isolants liquides, vous pouvez toujours mesurer l'hydrogène en toute sécurité. Il s’agit d’un gaz clé, et une détection précoce peut aider à éviter d’éventuelles pannes catastrophiques. L'hydrogène est l'un des premiers gaz à se dégager de la dégradation du pétrole et peut servir de chien de garde ou d'alarme de fumée face à un danger potentiel. Même si les choses peuvent sembler normales lorsqu'une alarme est déclenchée, le dispositif de surveillance du transformateur est conçu de telle sorte que lorsqu'il détecte une condition anormale dans le transformateur, il peut vous alerter que votre situation est passée de normale à anormale et qu'une enquête plus approfondie est nécessaire.
Les systèmes de détection d'hydrogène peuvent constituer une première ligne de défense, vous aidant à améliorer votre programme de surveillance des transformateurs et peuvent facilement faire passer votre programme de surveillance d'un programme basé sur le temps à un programme basé sur les conditions.
Vous avez d'autres questions sur l'analyse des gaz dissous dans les transformateurs pour votre parc de transformateurs ?
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Traci Hopkins est directrice des ventes pour l'Amérique latine chez H2scan Corporation, fournisseur mondial de solutions de capteurs d'hydrogène. Elle a rédigé de nombreux articles pour diverses publications du secteur des services publics et a présenté des exposés sur la fiabilité des transformateurs lors de conférences nationales d'ingénierie. Elle a collaboré avec des professionnels de la maintenance et de la fiabilité sur six continents. Elle se consacre actuellement à apporter son expertise spécialisée en surveillance de l'hydrogène aux marchés des services publics d'Amérique latine.
À propos de l'auteur : Traci Hopkins
