Interprétation des niveaux d'urgence des défauts des transformateurs : Informations générales pour les équipes de maintenance

Le domaine de la détection des défauts des transformateurs a connu une évolution significative au cours du dernier siècle, passant des relais Buchholz rudimentaires des années 1920 aux systèmes de détection en ligne des gaz dissous d'aujourd'hui. Bien que ces avancées technologiques aient considérablement amélioré notre capacité à surveiller l'état des transformateurs, elles ont également donné lieu à un problème de taille : l'interprétation du niveau d'urgence réel lorsqu'une alarme se déclenche.

Pour les équipes de maintenance, ce défi est loin d'être négligeable. Une mauvaise classification des défauts d'un transformateur a de graves conséquences, à la fois sur les coûts d'exploitation et sur la sécurité. Lorsqu'un problème mineur est classé par erreur comme critique, des ressources sont gaspillées dans des interventions d'urgence inutiles. À l'inverse, lorsqu'un défaut grave est sous-estimé, une panne catastrophique peut entraîner la perte totale du transformateur, des dommages collatéraux et des risques pour la sécurité du personnel.

De plus, l'impact financier de ces erreurs de classification est important. Les interventions d'urgence inutiles peuvent coûter des dizaines de milliers de dollars aux services publics pour chaque incident, tandis qu'une panne catastrophique d'un transformateur peut coûter des millions.

Le défi de la classification des défauts pour les équipes de maintenance

Les équipes de maintenance responsables des flottes de transformateurs sont confrontées à plusieurs scénarios courants, qui mettent en évidence la difficulté de classer les défauts avec précision. Voici une situation type : un système de surveillance de l'hydrogène envoie une alarme sans indiquer clairement la gravité du défaut. Sans information supplémentaire, les équipes de maintenance ont tendance à adopter par défaut des mesures conservatrices, en traitant de nombreuses alarmes comme potentiellement graves.

Les détecteurs de défauts traditionnels contribuent à aggraver ce problème, en raison de leurs limites inhérentes. Même s'ils sont économiques, les dispositifs de surveillance de l'hydrogène uniquement détectent une large gamme de défauts, sans indiquer leur nature ou leur gravité. Les détecteurs de gaz composites ont également des difficultés à différencier les types de défaut. Les modèles actuels de détecteurs de défaut capables de détecter l'acétylène (indicateur clé des défauts d'arc de forte énergie) présentent une faible sensibilité (>3 ppm), supérieure au seuil de 2 ppm recommandé par le Bulletin technique 783 du CIGRÉ.

Ces points faibles entraînent une « baisse de la vigilance liée aux fausses alertes ». Comme indiqué dans le document CIGRE TB 783, « ces fausses alertes dues aux gaz parasites sont beaucoup plus fréquentes que les alertes réelles liées aux arcs électriques. Ainsi, après plusieurs fausses alertes de ce type, l'opérateur risque de les ignorer. » Cette normalisation des alertes crée une situation dangereuse, les équipes de maintenance étant moins sensibles aux alarmes.

De manière générale, les défauts d'arcs de forte énergie qui génèrent de l'acétylène se développent rapidement et peuvent provoquer une défaillance catastrophique du transformateur s'ils ne sont pas traités le plus vite possible. Comme le souligne le Bulletin technique 783 du CIGRÉ : « L'arc électrique peut n'être détecté qu'à un stade avancé, lorsque de fortes pointes d'acétylène et d'hydrogène apparaissent sur de courtes périodes, parfois trop tard pour éviter une défaillance catastrophique si l'arc se produit dans les enroulements… » Voici un exemple concret de ce phénomène : dans un centre de données critique, un système InsuLogix G2 a enregistré une augmentation de la quantité d'acétylène, passée de 0 ppm à environ 30 ppm. Malheureusement, le système InsuLogix n'était pas connecté à SCADA et le transformateur a cessé de fonctionner au bout de six mois environ. Cette situation aurait pu être évitée.

L'impact d'une mauvaise classification des ressources

Une mauvaise classification des défauts d'un transformateur crée une réaction en chaîne à l'origine d'inefficacités des ressources. Lorsque des problèmes non critiques déclenchent des interventions d'urgence, les équipes de maintenance sont confrontées à des interventions inutiles, obligeant les ressources à s'écarter des activités planifiées. Ces interventions non planifiées génèrent souvent des coûts élevés, nécessitant des heures supplémentaires, la mobilisation des équipements d'urgence et d'éventuelles interruptions de production.

Le fait de ne pas réagir tout-de-suite à des problèmes réellement critiques crée un risque financier encore plus important. Une défaillance majeure d'un transformateur peut coûter des millions de dollars en équipements de remplacement, réparations d'urgence et coûts de réexpédition d'énergie. Pour les opérations industrielles, les pertes de production dues à une interruption imprévue éclipsent souvent les coûts de remplacement de l'équipement.

Au-delà des considérations financières, une mauvaise classification introduit également des risques importants pour la sécurité du personnel. Les défauts d'arcs de forte énergie peuvent entraîner des défaillances catastrophiques pour les transformateurs, conduisant potentiellement à des incendies, des explosions ou des marées noires. Si le défaut est sous-estimé, les équipes de maintenance peuvent se mettre en danger sans le vouloir.

Les dépenses liées à l'échantillonnage de l'huile représentent un autre coût caché d'une mauvaise classification. Sans indicateurs de défaut clairs, les équipes de maintenance optent souvent pour davantage d'échantillonnages de l'huile et d'analyses en laboratoire. L'examen urgent des causes d'une alarme peut inclure la collecte, l'expédition, l'analyse et la génération de rapports sur les échantillons d'huile, qui peuvent coûter entre plusieurs centaines et plusieurs milliers de dollars. Une infrastructure équipée de centaines de transformateurs peut être amenée à dépenser des dizaines de milliers de dollars par an pour l'échantillonnage de l'huile, ce qui pourrait être évité grâce à une surveillance en ligne plus précise.

Étude de cas révélatrice : une infrastructure a récemment mis à niveau son programme de surveillance DGA en ligne en remplaçant plusieurs dizaines de fonctions de surveillance de gaz composites par des systèmes InsuLogix G2. Auparavant, les fonctions de surveillance des gaz composites détectaient les tendances générales des gaz, mais ne pouvaient pas faire la distinction entre plusieurs types de défauts, ce qui donnait lieu à un protocole d'intervention standard pour toutes les alertes. Après avoir mis en place des systèmes de surveillance capables de détecter spécifiquement l'acétylène avec une grande précision, ils ont signalé une amélioration significative de l'efficacité de la maintenance. Les alarmes spécifiques à l'acétylène ont permis d'effectuer une classification claire du niveau d'urgence, permettant des interventions adaptées au risque réel.

Approches modernes de la classification des urgences

L'évolution de la classification des défauts des transformateurs s'est concentrée sur le développement de méthodes de surveillance des gaz de plus en plus sophistiquées, la sensibilité à l'acétylène étant devenue le critère de distinction essentiel. L'acétylène fournit des informations particulièrement précieuses, car il ne se forme qu'à des températures supérieures à 500 °C, ce qui en fait un indicateur probant pour les défauts de haute énergie, comme les arcs électriques.

Les systèmes de surveillance modernes, capables de détecter l'acétylène avec une précision digne d'un laboratoire (sensibilité de 0,5 ppm), ont transformé la classification des urgences. Ce niveau de sensibilité permet de détecter les défauts de haute énergie dès leur apparition, souvent des semaines avant qu'ils ne soient repérés par des systèmes de surveillance moins sensibles.

La relation entre les concentrations d'hydrogène et d'acétylène fournit des informations de diagnostic précieuses. Lorsque les niveaux d'hydrogène augmentent sans que la présence d'acétylène ne soit détectée, cela indique généralement des défauts de faible énergie tels qu'une décharge partielle ou une surchauffe localisée. Cependant, lorsque de l'acétylène apparaît en même temps que de l'hydrogène, en particulier si les niveaux d'acétylène augmentent rapidement, cela signale un défaut de haute énergie nécessitant une intervention urgente.

Le Bulletin technique 783 du CIGRÉ indique spécifiquement ce qui suit : « En cas de défaut d'arc électrique D1 ou D2 dans les enroulements, qui est certainement le défaut le plus dangereux pour les transformateurs, la valeur type d'acétylène IEC/CIGRE détectée est d'environ 2 ppm. » Cela permet d'établir un seuil clair pour la détection précoce des défauts d'arcs électriques critiques, ce qui souligne l'importance des systèmes de surveillance capables de détecter l'acétylène à ce niveau et, idéalement, à un niveau inférieur. Il est important de noter qu'environ 6 ppm d'hydrogène seulement seront formés avec ces 2 ppm d'acétylène. Cependant, une augmentation de 6 ppm de l'hydrogène ne peut pas être détectée de manière fiable avec les systèmes de surveillance de type M1 et M2 utilisant des capteurs à couche métallique ou à oxyde métallique ou des cellules électrochimiques, en raison de leurs limites de détection relativement élevées, qui sont généralement ≥ 25 ppm.

Mise en œuvre de procédures d'intervention efficaces

Une classification des urgences efficace n'est utile que lorsqu'elle est associée à des procédures d'intervention appropriées. La clé d'une mise en œuvre réussie réside dans l'intégration de fonctionnalités de surveillance avancées dans les programmes de maintenance existants. Cette intégration commence par l'association des niveaux de classification d'urgence aux processus de maintenance spécifiques déjà en place au sein de l'organisation.

Avec le système InsuLogix G2, l'opérateur du transformateur peut prendre en compte les protocoles de réponse hiérarchisés suivants en fonction des niveaux de gaz, ce qui permet aux équipes de maintenance d'allouer des ressources appropriées selon le risque réel. Sachant que l'état des transformateurs peut varier d'une unité à l'autre, une approche pratique pertinente peut inclure les éléments suivants :

• Pour une détection de l'hydrogène au-delà du seuil d'alerte sans présence d'acétylène, envisagez un échantillonnage d'huile dans les 48 heures.
• Pour une augmentation de l'acétylène passant d'un niveau non détectable à 0,5-2 ppm, effectuez des tests de diagnostic supplémentaires dans les 24 heures maximum.
• Pour une augmentation de l'acétylène passant d'un niveau non détectable à 2-5 ppm, effectuez des tests de diagnostic supplémentaires dès que possible. 
• Pour une augmentation de l'acétylène passant d'un niveau non détectable à 5 ppm ou une augmentation rapide du taux de variation de la concentration en acétylène, mettez en œuvre des procédures d'urgence pour prévenir une éventuelle défaillance du transformateur.

Les directives du secteur (CIGRE, IEC et IEEE), qui fournissent des informations détaillées sur l'interprétation des défauts et les actions recommandées, doivent être suivies. Le protocole d'intervention par niveaux décrit ci-dessus est spécifique à l'utilisation du système de surveillance d'acétylène, d'hydrogène et d'humidité InsuLogix G2 ; ce n'est qu'un exemple.

Voici une étude de cas convaincante : dans une grande raffinerie de pétrole industrielle, des tests de routine en laboratoire ont détecté la présence de 1,5 ppm d'acétylène dans un transformateur critique. Le délai de remplacement de ce transformateur étant supérieur à 2,5 ans, la société a déployé un système de surveillance de l'acétylène haute sensibilité InsuLogix G2 pour suivre en continu les niveaux d'acétylène entre deux tests en laboratoire. Cela a permis au client de prolonger la durée de vie de ce transformateur en attendant son remplacement.

La raffinerie a mis en œuvre un protocole d'intervention spécifiquement adapté aux niveaux d'acétylène, incluant des actions de maintenance déclenchées à des seuils prédéfinis. Les fluctuations de l'acétylène survenues ont été confirmées lors d'analyses en laboratoire, confirmant ainsi la précision du système de surveillance. Nous remarquons que dans de nombreux cas, les concentrations d'hydrogène restent inférieures à 40 ppm, un niveau qui n'aurait pas été inquiétant dans une configuration de surveillance de l'hydrogène seul, malgré la présence d'acétylène indiquant un défaut de haute énergie sous-jacent.

Conclusion

La classification claire des situations d'urgence liées aux défauts des transformateurs offre trois avantages interdépendants : la réduction des coûts grâce à un nombre réduit d'interventions d'urgence inutiles et la prévention des défaillances catastrophiques ; une amélioration de la sécurité lorsque les équipes de maintenance disposent d'informations précises sur la gravité des défauts et, pour finir, l'optimisation des ressources lorsque les équipes peuvent hiérarchiser leur charge de travail en toute confiance en fonction des problèmes réels des transformateurs.

Pour les entreprises qui cherchent à améliorer la classification des défauts de leurs transformateurs, plusieurs étapes pratiques doivent être prises en compte. Commencez par évaluer votre équipement de surveillance en ligne existant (le cas échéant), en particulier en ce qui concerne la sensibilité de la détection de l'acétylène. Si aucun moniteur n'est installé sur un transformateur, il est conseillé d'en installer un avec la sensibilité la plus élevée possible à l'acétylène et une détection séparée de l'hydrogène et de l'acétylène. Ensuite, développez un cadre de classification des urgences clair, avec des seuils définis, et élaborez des protocoles d'intervention correspondants. Enfin, intégrez ces classifications dans les systèmes de gestion de la maintenance existants pour garantir une application cohérente dans l'ensemble de l'entreprise.

En mettant en œuvre une surveillance précise associée à une classification d'urgence claire, les équipes de maintenance peuvent passer d'un entretien de transformateurs réactif incertain à une approche sûre et proactive, qui optimise à la fois la fiabilité et les ressources.