Identification des points chauds avec le moniteur DGA en ligne OPT100

Le moniteur OPT100 de Vaisala a été installé chez CTM Salto Grande à la frontière entre l'Argentine et l'Uruguay. Cette opération vise à évaluer les problèmes de gazage sur un transformateur 50/50/100 MVA et à étudier les variations au niveau des conditions opérationnelles pendant 1 an afin de déterminer la présence d'une corrélation entre les niveaux de gaz et les conditions opérationnelles comme la charge et la température en haut du réservoir d'huile. 

Retour en arrière
En 2002, CTM Salto Grande a installé un transformateur de puissance monophasé scellé de type OFAF 100 MVA qui, depuis sa mise en service avait des problèmes associés à une éventuelle surchauffe. L'apparition et le développement d'éthane et, en concentration moins élevée, de méthane ont été constatés. Les problèmes thermiques sont un problème spécifique à ce transformateur étant donné que son huile contient du DBDS qui, à haute température, peut causer la formation de sulfure corrosif. La concentration en hydrogène était pratiquement nulle, excepté des pics après l'ajout de l'additif de passivation métallique Irgamet39 dans l'huile, supposé être à l'origine des fuites de gaz. Il y avait aussi de l'azote, mais pas d'oxygène, dans une concentration identique à celle de l'air ambiant.

Vue d'ensemble du projet
En juin 2017, le moniteur multigaz DGA OPT100 de Vaisala a été installé afin de mesurer les principaux gaz problématiques en temps réel. Le moniteur a été connecté au transformateur pendant le fonctionnement, les conditions opérationnelles des centrales hydroélectrique n'autorisant pas les arrêts. En raison de la conception de l'OPT100, l'installation n'a posé aucun problème et a pu être terminée en une demi-journée. Les informations ont été recueillies par l'OPT100 à l'aide de son logiciel à navigateur intégré, associé à un modem cellulaire.

Pendant un an, l'équipe de maintenance du transformateur a analysé les données du moniteur de gaz dissous et les a comparées aux conditions opérationnelles du transformateur pour identifier une éventuelle corrélation entre les deux. Pendant ce processus, CMT Salto Grande a prélevé des échantillons d'huile toutes les deux ou trois semaines pour les analyser en laboratoire et les comparer.

Le transformateur a été dégazé en octobre 2017. Au cours de ce processus, l'OPT100 a continué à mesurer. Parallèlement, des échantillons ont été prélevés toutes les deux heures. Une comparaison des deux lots de résultats est présentée dans la figure 3 (pdf). 

Résultats : charge et gaz
La figure 4 présente la charge du transformateur et les concentrations en CO₂ dans l'huile mesurées par le moniteur en ligne OPT100 ainsi que les références de laboratoire. On peut constater une nette augmentation du CO₂ pendant les périodes à hautes charges. En présence d'une charge inférieure ou de variations, le CO₂ reste stable ou diminue même. Ceci pourrait indiquer la présence d'une zone plus chaude à l'intérieur du transformateur pendant les périodes à haute charge prolongées, causant la formation du CO₂. Cette zone chaude pourrait provenir soit du papier soit de l'huile.

La baisse du CO₂ à basses charges et de la température pourrait être causée par l'échange de CO₂ entre le papier et l'huile au cours des variations de la température. Ceci n'apparaît pas clairement dans les données de charge, mais quand nous incluons le point chaud estimé : T_{point chaud} ≈ T_{huile du dessus} + H * gR * ipu^2, gR correspondant à la différence de température moyenne entre le bobinage et l'huile, mesurée en usine au cours de FAT ; et H = 2 correspondant au facteur de point chaud estimé.

Les spécialistes ont essayé plusieurs modèles mathématiques en utilisant la température approximative du point chaud : un modèle linéaire et un autre, avec un seuil pour le point chaud afin d'intervenir sur la concentration de CO₂, estimée à environ +70 °C. Il faut investir davantage de travail pour affiner les modèles. Néanmoins, il ne s'agit pas d'une simple corrélation étant donné qu'il y a probablement un échange important de CO₂ sur le long terme qui n'apparaît pas dans les données recueillies sur plusieurs jours.

La baisse de CO₂ pourrait être également due au fait que du gaz est libéré du réservoir sous l'effet du gradient de pression partielle élevé entre l'air ambiant et l'huile, bien qu'il s'agisse d'un transformateur scellé. Néanmoins, le fait que les niveaux d'azote augmentent relativement vite après le dégazage indique que le transformateur n'est pas parfaitement étanche au gaz.

Les autres gaz générateurs de dysfonctionnement, sauf probablement le C₂H₆, n'ont pas permis d'identifier avec certitude une corrélation avec la charge au cours de la période d'essai. L'augmentation des niveaux de gaz directement après le dégazage est plus probablement due aux gaz contenus dans l'huile qui n'étaient pas disponibles pour le dégazage, comme l'huile imprégnée dans le papier et l'huile huile coincée dans des espaces restreints. Quand cette huile était réacheminée dans l'huile traitée, les niveaux de gaz augmentaient.

Comparaison de l'OPT100 avec les tests de laboratoire
Outre le temps de réponse, les valeurs du moniteur étaient comparées aux résultats du gaz dissous obtenus en laboratoire pendant toute la période. Par simplifier, seul le méthane est présenté dans la figure 8. La ligne bleue correspond aux données mesurées par le moniteur. La zone en gris est la précision du moniteur, conformément aux spécifications. Les références de laboratoire apparaissent sous forme de points bleus.

Lors de l'évaluation d'un moniteur en ligne par comparaison aux références de laboratoire, il faut tenir compte de la qualité des échantillons et de l'incertitude des procédures de laboratoire. Par ailleurs, il est important de se rappeler que toute méthode d'analyse, en laboratoire ou en ligne, via un moniteur, a ses propres incertitudes. Elles devraient être prises en compte dans la comparaison des résultats, avant de tirer des conclusions sur les performances d'un moniteur.

Dans le cas présent, comme l'incertitude du laboratoire n'était pas connue, les spécialistes ont utilisé +/-15 %, une valeur déterminée d'après la précision moyenne des exemples d'analyse de laboratoire publiée dans CEI 60567 [3]. C'est pourquoi, pour comparer une analyse de laboratoire à un moniteur de gaz dissous en ligne, il est plus pertinent de comparer les tendances que les valeurs réellement mesurées. Si les tendances sont similaires et si les zones d'incertitude se chevauchent, vous pouvez conclure que les deux méthodes différentes concordent.

D'un point de vue général, CTM Salto Grande était très satisfait de la corrélation des valeurs et ajoute des moniteurs de gaz dissous en ligne à sa flotte afin de surveiller le fonctionnement du transformateur. Ils poursuivent l'échantillonnage et les tests en laboratoire afin de vérifier certains points, comme les furannes et la rigidité diélectrique, mais le directeur de la maintenance de la sous-station confirme qu'en « ajoutant des moniteurs de gaz dissous et d'humidité en ligne, nous disposons maintenant d'un outil central pour implémenter un programme de maintenance préventive chez CTM Salto Grande. »

Humidité dans l'huile
L'humidité dans l'huile du transformateur varie en fonction de la température, sous l'effet de la charge, de la température ambiante ou des deux. Cet effet a pu être révélé dans cette étude, comme indiqué dans la figure 9. La température de l'huile du dessus et l'humidité dans l'huile (ppm) sont présentées sur une période d'un an. La figure montre comment l'humidité est libérée de la surface du papier isolant pour s'infiltrer dans l'huile sous l'effet d'une augmentation de la température et retourner ensuite dans le papier quand la température diminue.

Néanmoins, la désorption d'eau est un processus plus rapide que l'absorption. L'évolution se présente ici sous forme d'une hystérésis qui apparaît quand l'humidité ppm est comparée à la température de l'huile du dessus du réservoir. Cela signifie qu'un transformateur sujet à une charge variable n'est jamais à l'équilibre.

En raison de ce phénomène, il est particulièrement difficile de définir le moment idéal pour prélever un échantillon d'huile en vue d'une analyse d'eau en laboratoire. À la même température, la concentration d'eau dans l'huile peut varier énormément sous l'effet de l'hystérésis, que la température du transformateur ait augmenté ou diminué au moment du prélèvement.

C'est un facteur très important à prendre en compte lors du prélèvement d'un échantillon d'huile pour déterminer l'humidité de l'isolant solide d'un transformateur à une charge et à une température variables. C'est aussi l'une des raisons majeures pour lesquelles la mesure de l'humidité en ligne est beaucoup plus efficace en déterminant les tendances de l'humidité dans l'huile/papier sur le long terme. Mais ceci indique aussi que lors du prélèvement d'huile pour tirer des conclusions sur l'humidité dans un transformateur, il est essentiel de toujours enregistrer aussi la température de l'huile.

Conclusions
Les résultats de l'étude présentent clairement une corrélation entre la charge du transformateur et le CO₂. Les auteurs ne peuvent pas déterminer avec certitude si la baisse de CO₂ au cours des périodes à charge inférieure est due à l'échange de CO₂ entre l'huile et le papier ou aux fuites de CO₂ en provenance du transformateur. Il faudra procéder à d'autres analyses pour mieux localiser les points chauds. Grâce à OPT100, CTM Salto Grande a été capable de mieux identifier la cause du problème dans le transformateur ainsi que les mesures à prendre pour le résoudre. Des tests supplémentaires ont déjà été démarrés et depuis l'installation de l'OPT100 en ligne, les gaz – et le risque de développement de points chauds susceptible de causer des dommages graves – sont maintenant surveillés et mieux contrôlés.

Pied de page
Interrogé sur l'OPT100, M. Eduardo Briosso, directeur de maintenance des actifs chez CTM, a répondu que « deux ans après l'installation, nous n'avons aucun problème avec l'équipement – pas de nécessité d'intervention et aucun besoin de consommables. »

Télécharger cette étude de cas au format PDF ci-dessous pour afficher les figures 1 à 10.

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