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L'analyse des gaz dissous (DGA) détecte et quantifie les gaz dissous dans l'huile isolante des transformateurs afin d'identifier les défauts qui se développent avant qu'une défaillance catastrophique ne se produise. Lorsque l'huile de transformateur et l'isolation cellulosique sont soumises à des contraintes anormales (surchauffe, arc électrique ou décharge partielle), les liaisons moléculaires se rompent et libèrent des gaz caractéristiques qui constituent une empreinte diagnostique pour les ingénieurs de maintenance.
Dans les déploiements sur le terrain de plus de 200 transformateurs de puissance allant de 35 kV à 500 kV, la DGA a toujours fourni l'alerte la plus précoce sur l'apparition de défauts, souvent 6 à 18 mois avant que les méthodes de diagnostic conventionnelles ne détectent les anomalies. Ce délai permet de transformer la maintenance réactive en interventions planifiées.
La physique qui sous-tend la DGA est centrée sur la décomposition thermique et électrique des matériaux isolants. Des niveaux d'énergie différents rompent des liaisons chimiques différentes, ce qui explique pourquoi chaque type de défaut produit une signature gazeuse distincte.
À des températures inférieures à 300°C, la décomposition du pétrole génère principalement de l'hydrogène (H₂) et du méthane (CH₄). L'activité des décharges partielles - défauts électriques de faible énergie se produisant dans les vides gazeux ou aux interfaces huile-papier - entraîne la formation d'hydrogène à ces températures relativement modestes. Des essais sur des transformateurs de distribution moyenne tension montrent que des taux de production d'hydrogène de 50 à 200 ppm/an indiquent souvent le développement d'une décharge partielle sans risque de défaillance immédiate.
Lorsque la contrainte thermique augmente jusqu'à 500-700°C, l'éthylène (C₂H₄) devient l'hydrocarbure dominant. Les points chauds localisés dus aux courants de circulation, aux passages de refroidissement obstrués ou à la détérioration des connexions créent des conditions propices à la formation d'éthylène. Lorsque les concentrations d'éthylène dépassent 100 ppm avec des taux de génération rapides, une investigation immédiate devient nécessaire.
L'acétylène (C₂H₂) nécessite des températures d'arc supérieures à 700°C pour se former de manière significative. Même des concentrations à l'état de traces de 2 à 5 ppm justifient une enquête, car l'acétylène apparaît rarement pendant le fonctionnement normal d'un transformateur. Ce gaz sert de marqueur définitif pour les défauts électriques à haute énergie.
Le monoxyde de carbone (CO) et le dioxyde de carbone (CO₂) résultent de la dégradation de la cellulose dans l'isolation en papier plutôt que de la dégradation de l'huile. Le rapport CO₂/CO donne une idée de la gravité de la dégradation : les rapports inférieurs à 3 indiquent généralement un vieillissement accéléré nécessitant une intervention, tandis que les rapports supérieurs à 7 indiquent un vieillissement thermique normal.
Les niveaux d'oxygène et d'azote, bien qu'ils ne soient pas des gaz défectueux, révèlent l'intégrité des conservateurs et des joints. Une teneur élevée en oxygène accélère l'oxydation de l'huile et la formation de boues, ce qui aggrave les autres mécanismes de dégradation.
Chaque gaz dissous raconte une histoire spécifique sur les conditions internes du transformateur. La compréhension de ces signatures permet une identification précise des défauts.
Hydrogène (H₂) se forme aux énergies de défaut les plus faibles, généralement au-dessus de 150°C. Les sources principales comprennent les décharges partielles dans l'huile ou aux interfaces huile-papier, les décharges corona dans les poches de gaz et les étincelles de faible énergie provenant de potentiels flottants. L'expérience sur le terrain montre que les bagues en porcelaine vieillissantes produisent souvent des augmentations progressives d'hydrogène dues à l'effet couronne au niveau des couches de classement capacitives dégradées.
Méthane (CH₄) indique une décomposition thermique entre 150 et 300°C. Les sources les plus courantes sont les courants circulants dans les laminations du noyau, les mauvais joints dans les sangles de mise à la terre du noyau et les surchauffes mineures des connexions. Le méthane seul signale rarement des problèmes urgents mais justifie une surveillance.
Éthane (C₂H₆) apparaît en cas de contrainte thermique modérée entre 300 et 500°C. Les sources se recoupent avec le méthane mais à des intensités plus élevées - conduits de refroidissement obstrués, détérioration des contacts du changeur de prise sous charge et points chauds localisés dans le bobinage.
Éthylène (C₂H₄) nécessite des températures de 500 à 700°C, ce qui indique une surchauffe importante. Les conducteurs surchauffés, les tôles d'âme court-circuitées et les connexions défaillantes des bagues génèrent une quantité importante d'éthylène. Les tendances à la hausse de l'éthylène exigent une enquête sérieuse, quelle que soit la concentration absolue.
Acétylène (C2H2) représente le gaz de défaut le plus critique, se formant uniquement à des températures supérieures à 700°C - conditions associées aux défauts d'arc et aux décharges à haute énergie. Même des concentrations à l'état de traces de 2 à 5 ppm justifient une enquête, car l'acétylène apparaît rarement en fonctionnement normal.
Monoxyde de carbone (CO) et Dioxyde de carbone (CO₂) signalent spécifiquement la dégradation de la cellulose. Le vieillissement thermique de l'isolation du papier produit les deux gaz, le rapport indiquant la gravité. L'augmentation rapide des niveaux de CO - en particulier au-delà de 50 ppm/mois - suggère une accélération de la détérioration du papier qui raccourcit la durée de vie des transformateurs.
Oxygène (O₂) et Azote (N₂) indiquent une exposition atmosphérique. Les transformateurs scellés doivent conserver un taux d'oxygène inférieur à 3 000 ppm. L'oxygène élevé accélère l'oxydation, créant des sous-produits acides qui attaquent l'isolation en papier.
[Regard d'expert : les pièges de l'interprétation des gaz]
- Les changeurs de prise de charge (LTC) dont les contacts en arc partagent l'huile du réservoir principal produisent de l'acétylène lors d'une commutation normale - toujours vérifier le type de LTC avant d'interpréter les données C₂H₂.
- Les gaz parasites de certains types de pétrole peuvent produire de l'hydrogène et du méthane sans qu'il y ait de défaillance réelle ; établir des valeurs de référence pour des marques de pétrole spécifiques.
- Le traitement récent du pétrole (dégazage, filtrage) supprime temporairement les niveaux de gaz, ce qui peut masquer des défauts en cours d'apparition.
- Une surchauffe provenant de sources externes (exposition solaire sur des réservoirs exposés) peut générer des gaz thermiques non liés à des défauts internes.
Trois méthodes principales transforment les concentrations de gaz bruts en diagnostics de défauts. Chacune offre des avantages distincts en fonction de la complexité du défaut.
Méthode des gaz clés fournit l'évaluation la plus rapide sur le terrain en identifiant le gaz qui présente la concentration la plus élevée ou le taux d'augmentation le plus rapide. Une dominante d'hydrogène suggère une décharge partielle. L'éthylène dominant indique des défauts thermiques graves. L'acétylène dominant indique la présence d'un arc électrique. Cette méthode fonctionne bien pour les cas clairs, mais se heurte à des signatures de défauts mixtes où plusieurs mécanismes de dégradation interviennent simultanément.
Ratios de Rogers utilisent des relations mathématiques entre les paires de gaz-CH₄/H₂, C₂H₆/CH₄, C₂H₄/C₂H₆ et C₂H₂/C₂H₄ pour classer les failles dans des codes prédéfinis. L'approche systématique réduit la subjectivité de l'interprétation. Cependant, les ratios de Rogers produisent souvent des résultats “sans diagnostic” lorsque les ratios se situent en dehors des limites définies, ce qui est fréquent pour les failles naissantes ou mixtes.
Triangle de Duval représente les pourcentages relatifs de méthane, d'éthylène et d'acétylène sur des coordonnées triangulaires. Sept zones à l'intérieur du triangle correspondent à des types de failles spécifiques :
La méthode de Duval traite les défauts mixtes mieux que les méthodes de ratio et est largement acceptée par les services publics. Les extensions, notamment Duval Triangle 4, Triangle 5 et le Pentagone, concernent des équipements spécifiques tels que les changeurs de prises de charge et les réactances shunt.
IEEE C57.104-2019 met l'accent sur les niveaux de concentration absolus avec un statut de condition à quatre niveaux (condition 1-4), tandis que la IEC 60599 se concentre sur les ratios de gaz et les plages de concentration typiques. La plupart des compagnies d'électricité appliquent des approches hybrides, utilisant des méthodes de ratio CEI pour l'identification des défauts, combinées à des seuils absolus de type IEEE pour le déclenchement des alarmes.
| Méthode | Meilleure application | Limitation primaire |
|---|---|---|
| Gaz à effet de serre | Contrôle rapide sur le terrain | Fautes mélangées |
| Ratios de Rogers | Classification systématique | Résultats fréquents “pas de diagnostic”. |
| Triangle de Duval | Identification des fautes mixtes | Nécessite un minimum de données sur trois gaz |
| IEEE C57.104 | Alarmes à seuil absolu | Moins de spécificité du type de faute |
| IEC 60599 | Diagnostic basé sur les ratios | Expérience requise en matière d'interprétation |
Les résultats de la DGA en laboratoire ne signifient pas grand-chose si les niveaux d'alarme ne sont pas adaptés au contexte. Le cadre suivant reflète les pratiques courantes des services publics pour les transformateurs à huile minérale, bien que les seuils spécifiques varient en fonction de la classe de tension, de l'âge et de la criticité de l'actif.
| Gaz | Normal (ppm) | Attention (ppm) | Avertissement (ppm) | Critique (ppm) |
|---|---|---|---|---|
| H₂ | <100 | 100-200 | 200-500 | >500 |
| CH₄ | <50 | 50-100 | 100-150 | >150 |
| C₂H₆ | <30 | 30-60 | 60-100 | >100 |
| C₂H₄ | <50 | 50-100 | 100-200 | >200 |
| C₂H₂ | <2 | 2-10 | 10-35 | >35 |
| LE CO | <500 | 500-700 | 700-1,000 | >1,000 |
| CO₂ | <5,000 | 5,000-8,000 | 8,000-12,000 | >12,000 |
Ces valeurs représentent une orientation générale pour les transformateurs ≤69 kV. Les unités de transport utilisent souvent des seuils plus stricts.
Les concentrations absolues ne révèlent qu'une partie de l'histoire. Le taux de génération de gaz permet souvent de donner l'alerte plus tôt :
L'établissement de tendances nécessite des intervalles d'échantillonnage cohérents. Les transformateurs critiques justifient généralement un échantillonnage trimestriel ; les transformateurs de distribution peuvent utiliser des intervalles annuels. Les moniteurs DGA en ligne justifient leur coût sur les unités critiques où la détection précoce permet d'éviter des défaillances qui représentent des millions en coûts de remplacement et en perte de production.
Les seuils standard doivent être ajustés :
Les ingénieurs qui spécifient de nouveaux équipements remplis d'huile ont tout intérêt à comprendre les principes fondamentaux de la DGA lorsqu'ils évaluent les options d'une gamme de produits. fabricant de transformateurs de distribution. La qualité de l'huile de base et les choix de conception - classe d'élévation de la température de la bobine, efficacité du système de refroidissement, matériaux d'isolation - influencent directement les profils de production de gaz à long terme.
[Regard d'expert : la logique d'alarme en pratique]
- Ne jamais déclencher d'alarme en cas de dépassement d'un seul échantillon ; exiger un échantillonnage de confirmation dans un délai de 2 à 4 semaines.
- Les alarmes de taux de variation détectent les défauts à développement rapide qui n'ont pas encore franchi les seuils absolus.
- La normalisation des flottes - comparaison des unités individuelles avec les moyennes de la population - permet d'identifier les valeurs aberrantes, même lorsque toutes les unités se situent dans des fourchettes “normales”.
- Documenter les réponses aux alarmes et les résultats afin d'affiner les seuils en fonction de la corrélation réelle des défauts.
La qualité de l'échantillon détermine la valeur du diagnostic. Les échantillons contaminés ou mal manipulés donnent des résultats trompeurs qui peuvent déclencher des interventions inutiles ou passer à côté de véritables défauts.
Préparation de l'échantillonnage : Rincer la vanne d'échantillonnage avec 200 à 500 ml d'huile avant de prélever l'échantillon d'analyse. Cette opération permet de purger l'huile stagnante et la contamination de la valve. Utiliser des seringues en verre étanches aux gaz ou des récipients métalliques conçus pour l'échantillonnage DGA - les récipients en plastique permettent la perméation des gaz.
Réduction de l'exposition à l'air : Terminez rapidement le processus d'échantillonnage. L'air dissous dans l'échantillon pendant le prélèvement augmente artificiellement les valeurs d'oxygène et d'azote tout en diluant potentiellement les concentrations de gaz de défaut. Remplir complètement les récipients, en éliminant l'espace libre.
Expédition et stockage : Les échantillons sont expédiés dans les 24 à 48 heures suivant leur collecte. Un stockage prolongé permet la poursuite de l'évolution des gaz et des échanges atmosphériques. Les températures extrêmes pendant le transport peuvent modifier les équilibres de solubilité des gaz.
Établissement de base : Les nouveaux transformateurs devraient avoir une DGA de base dans les 3 à 6 mois suivant leur mise sous tension. Cela permet de saisir les niveaux de gaz initiaux avant que les contraintes de service ne s'accumulent et fournit des points de référence pour les tendances futures.
Intégration de la surveillance en ligne : Les moniteurs DGA en continu utilisant la spectroscopie photo-acoustique ou la détection par conductivité thermique atteignent des limites de détection de 1 à 5 ppm avec des cycles de mesure horaires ou quotidiens. Ces systèmes excellent dans la capture des conditions de défaillance transitoires que l'échantillonnage par lots pourrait manquer entre les tests trimestriels. L'intégration avec le système SCADA permet d'automatiser les alarmes et la visualisation des tendances.
Pour les installations qui gèrent à la fois des transformateurs remplis d'huile et des équipements de commutation en amont, la discipline de diagnostic requise pour une AGD efficace s'étend naturellement à la compréhension des exigences de maintenance pour les dispositifs de protection à moyenne tension. Les technologies sans huile, comme celles d'a fabricant de disjoncteurs à vide éliminent les problèmes de gaz dissous dans les équipements de commutation tout en assurant une protection fiable des transformateurs.
Les résultats de la DGA sont rarement suffisants pour une évaluation complète de l'état de l'installation. Le recoupement des données sur les gaz avec d'autres méthodes de diagnostic améliore la localisation des défauts et les décisions d'intervention.
Tests de qualité de l'huile compléter la DGA en évaluant l'intégrité de l'isolation sous différents angles. La teneur en humidité affecte la rigidité diélectrique et accélère le vieillissement du papier - corréler l'humidité élevée avec les tendances CO/CO₂ indiquant la dégradation du papier. L'acidité (indice de neutralisation) révèle l'accumulation de sous-produits d'oxydation. La tension interfaciale diminue au fur et à mesure que l'huile se dégrade, ce qui permet de suivre les indicateurs de stress thermique.
Essais électriques localiser les défauts détectés par la DGA. Les mesures de résistance des enroulements identifient les problèmes de connexion suggérés par les signatures thermiques des gaz. Le test du facteur de puissance révèle la contamination ou l'humidité de l'isolation. La vérification du rapport des spires confirme l'intégrité du bobinage lorsque le DGA montre des signatures de défauts potentiels entre spires.
Imagerie thermique L'analyse thermographique en cours de fonctionnement permet d'identifier les points chauds externes - connexions desserrées, radiateurs bloqués, déficiences du système de refroidissement - qui contribuent à la production de gaz thermique. La corrélation entre les résultats de la thermographie et les tendances de la DGA permet d'identifier les causes profondes.
Détection des décharges partielles par ultrasons valide les résultats de la DGA à dominante hydrogène en confirmant l'existence de sources actives de DP. Les méthodes acoustiques permettent parfois de localiser l'activité de décharge au niveau de bagues spécifiques, de changeurs de prises ou de régions d'enroulement.
La compréhension de la physique de la détection des défauts dans les transformateurs permet de développer une intuition diagnostique applicable à l'ensemble des équipements de puissance. Les principes sous-jacents à la fonctionnement de l'interrupteur à vide-La séparation des contacts, l'extinction de l'arc, la récupération du diélectrique représentent des défis de diagnostic analogues dans les équipements de commutation où différentes techniques de mesure s'appliquent.
L'élaboration d'un programme holistique d'évaluation de l'état des transformateurs implique d'établir des corrélations entre les méthodes de diagnostic pour votre parc de transformateurs spécifique. Au fil du temps, des schémas se dessinent : certaines signatures de gaz prédisent de manière fiable des anomalies spécifiques lors des tests électriques, des tendances particulières en matière de qualité de l'huile précèdent des changements dans la production de gaz, et les résultats de l'imagerie thermique expliquent des résultats DGA autrement déroutants.
Référence externe : IEC 60076 - Normes IEC 60076 pour les transformateurs de puissance
Un échantillonnage annuel convient à la plupart des transformateurs de distribution fonctionnant dans des conditions normales, bien que les unités présentant des niveaux de gaz élevés ou subissant des surcharges fréquentes puissent justifier un contrôle trimestriel jusqu'à ce que les tendances se stabilisent.
Les moniteurs en ligne excellent dans l'établissement de tendances continues et la saisie d'événements transitoires, mais ils mesurent généralement moins de gaz qu'une analyse complète en laboratoire ; la plupart des services publics utilisent la surveillance en ligne pour les unités critiques, tout en maintenant une confirmation périodique en laboratoire.
L'hydrogène constitue l'avertissement le plus précoce des problèmes en développement en raison de sa faible température de formation, bien que l'acétylène - même à l'état de traces - exige la réponse la plus urgente car il indique la présence d'un arc électrique actif.
Les transformateurs plus anciens accumulent des niveaux de gaz de fond en raison du vieillissement thermique cumulatif ; l'interprétation doit comparer les valeurs actuelles aux tendances historiques spécifiques à l'unité plutôt qu'aux seuls seuils génériques de la population.
Le traitement du pétrole (dégazage, filtration, récupération) supprime temporairement les niveaux de gaz dissous ; les échantillons prélevés après le traitement établissent de nouvelles valeurs de référence, et toute augmentation rapide des gaz par la suite peut indiquer que le traitement a mis au jour une activité de faille précédemment masquée.
Les fluides esters naturels produisent des schémas de génération de gaz différents de ceux de l'huile minérale, avec un gazage parasite généralement plus élevé et des corrélations température-gaz différentes ; l'interprétation nécessite des orientations spécifiques à l'ester plutôt que des seuils standard pour l'huile minérale.
La DGA identifie de manière fiable les mécanismes de dégradation actifs mais ne peut pas prédire avec précision la durée de vie restante ; l'analyse des furannes (mesure des sous-produits de dégradation du papier) combinée à la DGA fournit une meilleure estimation de la durée de vie que l'une ou l'autre méthode seule.
