Combler le fossé dans la surveillance DGA en ligne
Synthèse
La détection précoce des défauts et une évaluation claire de leur gravité sont essentielles pour prioriser la maintenance et prévenir les défaillances des transformateurs. Bien que l'analyse des gaz dissous (DGA) soit la méthode de référence pour la détection des défauts et le diagnostic, les solutions de surveillance en ligne sont souvent soit trop coûteuses, soit trop limitées en valeur diagnostique. Cela freine l'approche « Smart Grid », dans laquelle tous les transformateurs critiques d'un réseau peuvent être surveillés en temps réel à l'aide d'un logiciel centralisé.
Cet article présente une stratégie de surveillance en ligne économiquement viable, reposant sur la mesure de l'hydrogène (H₂), de l'acétylène (C₂H₂) et de l'humidité dissoute. Cette stratégie a été rendue possible grâce à l'adoption de la spectroscopie par diode laser accordable pour une mesure précise de l'acétylène dans la surveillance des transformateurs. Alors que l'hydrogène permet une détection précoce et large des défauts, l'acétylène est un indicateur spécifique des défauts à haute énergie, et l'humidité reflète les risques liés à l'isolement et au comportement diélectrique. Étayée par les principes thermodynamiques de formation des gaz et par des données de terrain, cette approche offre une couverture diagnostique étendue, impossible à atteindre avec des méthodes de détection des défauts reposant sur l'hydrogène uniquement, l'hydrogène et le monoxyde de carbone, ou sur une surveillance par gaz composites.
1. Introduction
Des défaillances inattendues des transformateurs peuvent entraîner des pannes de courant, des dommages matériels et des réparations coûteuses. Si l'analyse des gaz dissous (DGA) en laboratoire hors ligne demeure la méthode de référence pour évaluer l'état de la partie active immergée des transformateurs en service et réaliser des diagnostics de défauts, la surveillance DGA en ligne est désormais reconnue par les exploitants de transformateurs, et de plus en plus par les assureurs, comme essentielle au maintien de la fiabilité des systèmes électriques haute tension. Cela s'explique par le fait que, dans un environnement de réseau électrique numérisé, l'analyse en ligne des gaz dissous (DGA) offre des avantages complémentaires aux essais de laboratoire traditionnels, notamment pour la détection de défauts à évolution rapide survenant entre deux prélèvements périodiques d'huile réalisés hors ligne.
Dès les années 1990, les premiers systèmes de surveillance en ligne ont démontré l'intérêt d'un suivi continu des transformateurs ; toutefois, leur conception reposait généralement sur l'hydrogène utilisé comme indicateur clé (« smoking gun ») de la présence d'anomalies.
Afin d'améliorer les capacités diagnostiques, notamment la détection et le suivi tendanciel de l'acétylène, gaz associé au niveau de risque le plus élevé, des moniteurs en ligne multi-gaz ont ensuite été développés, offrant une analyse détaillée des types de défauts et de leur gravité. Bien qu'ils soient considérés comme la référence absolue, leur coût et leur complexité rendent le déploiement à grande échelle difficile, en particulier sur les grands parcs ou les installations éloignées.
Pour obtenir une couverture plus large et réduire les risques à l'échelle d'un parc de transformateurs, de nombreux exploitants de transformateurs ont adopté des moniteurs plus simples, à un gaz, deux gaz ou gaz composites. Cependant, cette approche présente plusieurs défis :
- Fausses alertes dues à une génération d'hydrogène sans lien avec un défaut (dégazage parasite, vieillissement de l'huile ou erreurs d'échantillonnage) [3].
- Interprétation ambiguë du monoxyde de carbone (CO), car le CO peut résulter à la fois d'une oxydation bénigne de l'huile et d'une dégradation critique de la cellulose [4].
- Détection retardée, voire manquée, de défauts électriques graves lorsque les gaz d'arc tels que l'acétylène ne sont pas surveillés.
En outre, la surveillance des gaz composites masque le comportement des gaz individuels, empêchant ainsi un diagnostic clair des défauts.
Par conséquent, les exploitants de transformateurs ont un besoin croissant de :
- Avertissement précoce concernant des conditions susceptibles d'entraîner une défaillance catastrophique, afin de déterminer si des équipes d'inspection et de maintenance doivent être dépêchées en urgence ou non ; et
- Solutions abordables et simples, permettant de surveiller un plus grand nombre de transformateurs.
En d'autres termes, les opérateurs de transformateurs ont besoin d'une solution de surveillance DGA offrant : efficacité, fiabilité et accessibilité.
2. DGA : contexte et principes de diagnostic
L'analyse des gaz dissous (DGA) de l'huile de transformateur repose sur le principe suivant : les contraintes électriques et thermiques internes aux transformateurs décomposent les matériaux isolants, aussi bien l'huile que l'isolement solide, en générant des gaz caractéristiques du type et de la gravité du défaut.
2.1 Origine et signification des gaz dissous
Chaque gaz possède une valeur diagnostique comme décrit dans le tableau 1.
| Gaz | Source de gaz | Valeur diagnostique |
|---|---|---|
| Hydrogène (H₂) | Échauffements de faible énergie, décharges partielles, présence d'arcs électriques, dégazage parasite, etc. | Avertissement précoce, mais pas très spécifique |
| Acétylène (C₂H₂) | Présence d'arcs électriques, décharges à haute énergie | Indicateur précis de défauts électriques graves/température élevée |
| Méthane (CH₄) | Défauts thermiques à faible énergie | Contexte des défauts thermiques |
| Éthane (C₂H₆) | Surchauffe modérée | Contexte des défauts thermiques |
| Éthylène (C₂H₄) | Défauts thermiques à haute température | Contexte de surchauffe sévère |
| Monoxyde de carbone (CO) | Dégradation du papier, oxydation de l'huile | Indicateur du vieillissement de l'isolement, mais sujet aux faux positifs |
| Dioxyde de carbone (CO₂) | Dégradation de l'huile/du papier, oxydation | Indicateur de vieillissement de l'isolement |
| Oxygène (O₂) / Azote (N₂) | Entrée d'air | Détection de fuite et contamination atmosphérique |
2.2 Fondements thermodynamiques de la formation des gaz de défaut
La formation de gaz dans les transformateurs suit le principe de décomposition thermodynamique des matériaux isolants soumis à différents niveaux de contrainte. La figure 1 explique les mécanismes fondamentaux par lesquels des quantités variables d'énergie conduisent à la formation de gaz spécifiques.
Le modèle thermodynamique simplifié de formation des gaz décrit dans la figure 1 confirme que :
- Le H₂ et le CH₄ sont générés à des niveaux d'énergie thermique d'activation relativement faibles.
- Le C₂H₆ et le C₂H₄ nécessitent une énergie plus élevée, typique d'une surchauffe modérée.
La formation du C₂H₂ nécessite l'apport énergétique le plus élevé, ce qui la corrèle directement aux arcs électriques et aux défauts de haute énergie.
| Niveau d'énergie | Formation de gaz | Type de défaut typique |
|---|---|---|
| Faible (corona, décharges partielles) | H₂, CH₄ | Décharges partielles, dégazage parasite |
|
Moyen (surchauffe, points chauds) |
C₂H₆, C₂H₄, CH₄ | Défauts thermiques (T1, T2) |
|
Élevé (présence d'arcs électriques, surchauffe grave) |
C₂H₂ |
Présence d'arcs électriques, décharges à haute énergie et défauts thermiques (T3) |
Bien que tous les gaz, ainsi que certains de leurs rapports, fournissent des informations de diagnostic, le H₂ et le C₂H₂ sont les plus importants pour la détection précoce des défauts graves. D'après la figure 1 et le tableau 2, on peut constater que l'hydrogène et l'acétylène sont les deux principaux gaz associés aux défauts électriques et aux conditions de température élevée.
L'humidité, bien qu'elle ne soit pas un gaz, joue un rôle essentiel dans l'évaluation de l'état de l'isolement et dans la prévention du risque de défaillance diélectrique.
2.3 Intérêt de la surveillance du H₂, du C₂H₂ et de l'humidité
Se concentrer sur l'hydrogène (H₂), l'acétylène (C₂H₂) et l'humidité dissoute répond aux besoins des exploitants en matière de stratégie de surveillance, en permettant une réduction des risques à l'échelle d'un parc de transformateurs, ainsi qu'une priorisation efficace des investigations et des opérations de maintenance. Cela est possible grâce à la détection des anomalies et à la clarification de la gravité des défauts, comme suit :
- Hydrogène (H₂) : indicateur précoce universel de nombreux défauts, notamment les décharges partielles, les échauffements de faible énergie et le dégazage parasite plus bénin.
- Acétylène (C₂H₂) : confirme la présence d'arcs électriques ou de décharges à haute énergie associées à des températures de surchauffe supérieures à environ 700 °C. Le C₂H₂ est rarement généré dans des conditions bénignes, ce qui en fait un paramètre diagnostique décisif, contrairement à d'autres gaz.
- Humidité : fournit des informations sur le vieillissement de l'isolement et sur le risque de rupture diélectrique ou de formation de bulles sous contrainte thermique.
En combinant détection précoce des défauts, diagnostic simple et accessibilité financière, cette méthodologie offre une solution pratique et évolutive pour protéger les parcs de transformateurs dans un contexte de systèmes électriques en constante évolution.
3. Combiner théorie et expérience pratique
En plus d'avoir développé les modèles géométriques bien établis pour le diagnostic DGA, le Dr Michel Duval a formulé un modèle thermodynamique caractérisant l'évolution des gaz en fonction de différentes températures et des contraintes associées à ces gaz. Le modèle est décrit dans [5] et illustré dans la figure 2.
Dans une étude distincte, un groupe de recherche coréen [6] a établi une corrélation entre diverses conditions de contrainte et la probabilité de défaillance.
Le tableau 3 intègre l'étude coréenne, le tableau C.3 « Occurrence des types de défauts ou de contraintes identifiés par la DGA » [8], ainsi que la méthode des gaz clés.
|
|
| Gaz vs défaut/contrainte | H₂ (%) | C₂H₆ (%) | CH₄ (%) | C₂H₄ (%) | C₂H₂ (%) | Probabilité de défaillance (%) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| DP | 95 | 2 | 2 | 1 | 0 | 1 |
| S | 85 | 10 | 5 | 0 | 0 | 0 |
| T1 | 46,7 | 23,3 | 23,3 | 6,7 | 0 | 4 |
| O | 40 | 20 | 24 | 16 | 0 | 0 |
| C | 33,3 | 16,7 | 20,8 | 25 | 4,2 | 0 |
| T2 | 29,2 | 12,5 | 16,7 | 33,3 | 8,3 | 6 |
| T3 | 25 | 8,3 | 12,5 | 41,7 | 12,5 | 30 |
| D2 | 40 | 4 | 8 | 16 | 32 | 40 |
| D1 | 50,7 | 2,2 | 3,6 | 7,2 | 36,2 | 13 |
La principale conclusion tirée du tableau est que deux gaz (l'acétylène et l'hydrogène) sont systématiquement associés à l'ensemble des cas de défaillance documentés. Dans la plupart des situations où des défaillances se sont produites, l'acétylène a constitué le principal précurseur, indiquant de manière fiable la présence de conditions de défaut à haut risque, potentiellement catastrophiques. L'hydrogène a apporté une valeur diagnostique complémentaire en permettant d'identifier des modes de défaillance supplémentaires qui ne sont pas exclusivement détectés par l'acétylène.
Cette observation soutient le développement de la stratégie de diagnostic présentée dans la section Logique de flux diagnostique.
4. Logique de flux diagnostique
La logique décisionnelle proposée pour la surveillance en ligne intègre les mesures de H₂, de C₂H₂ et de l'humidité afin de fournir des indications claires et directement exploitables. Les seuils et actions suggérés sont décrits dans le Tableau 4.
| Condition | Hydrogène (ppm) | Acétylène (ppm) | Recommandation |
|---|---|---|---|
| Pas d'alarme | <50 ET <0,5 | Poursuivre la surveillance | |
| Alarme non critique | >50 ET <0,5 | Programmer une analyse DGA en laboratoire | |
| Alarme critique : risque de défaillance électrique imminente | <50 ET >0,5 | Programmer une analyse DGA en laboratoire dans un délai maximal de 24 heures | |
| Alarme critique : défaut permanent* | >50 ET >15 | Programmer une inspection urgente et une analyse DGA en laboratoire ; préparer une réduction de charge ou une mise hors service | |
| Alarme critique : augmentation rapide | >10 ppm/heure | >1 ppm/heure |
Réponse et investigation immédiates ; envisager une mise hors service d'urgence |
|
Une humidité élevée dans le système d'isolement peut entraîner un risque de formation de défaut (ou d'aggravation si le défaut existe déjà). |
|||
*Durant les premières années de vie du transformateur, si l'hydrogène > 25 ppm ET l'acétylène > 5 ppm, la recommandation est de programmer une inspection urgente et une analyse DGA en laboratoire, et de se préparer à une réduction de charge ou à une mise hors service.
En conditions nominales, aucune action n'est requise, tandis qu'une élévation de l'hydrogène justifie la réalisation d'une DGA hors ligne afin d'investiguer d'éventuels défauts à faible énergie. Des augmentations simultanées de l'hydrogène et de l'acétylène, ou une hausse rapide des deux, déclenchent des actions de maintenance immédiates pour prévenir des défaillances majeures. Cette approche permet une intervention rapide tout en minimisant les pannes inutiles.
Associée à la surveillance de l'hydrogène et de l'acétylène, la mesure de l'humidité apporte une information essentielle sur la marge diélectrique et les contraintes subies par l'isolement, complétant ainsi l'ensemble des éléments nécessaires pour évaluer à la fois la probabilité de défaillance des transformateurs et sa gravité potentielle.
5. Analyse économique
D'après la brochure technique CIGRE 783 [7], le tableau 5 fournit une indication concernant le rapport coût‑revenu pour différents types d'approches de surveillance.
| Type de surveillance | Coût estimé (prix relatifs) | Couverture des pannes graves | Commentaire |
|---|---|---|---|
| 9 gaz | $$$$ | ~95–98 % | Meilleurs diagnostics, coût élevé |
| Composite à quatre gaz | $$ | ~80–90 % | Bon compromis, mais mauvaise spécificité |
| H₂ + CO | $-$$ | ~60–75 %* | Couramment utilisé, manque de spécificité |
| H₂ | $ | ~60–75 %*,** | Demander une analyse DGA hors ligne avant un diagnostic |
| H₂ + C₂H₂ (proposée) | $$ | ~80–90 % | Valeur élevée et forte spécificité ; détection des défauts d'arc avec des performances équivalentes à celles des technologies de surveillance diagnostique des défauts. |
* Couverture après analyses hors ligne ; ** Certaines compagnies d'électricité signalent une couverture des défauts limitée à 50–60 %
Le tableau 5 compare la couverture diagnostique et le coût relatif de différentes configurations de surveillance DGA en ligne.
Les pourcentages de couverture représentent la capacité de détection estimée pour les conditions de défaillance grave, en fonction des données publiées et de l'expérience du secteur. Les niveaux de coût sont relatifs et reflètent les prix de marché typiques pour chaque type de surveillance.
Si les solutions reposant uniquement sur l'hydrogène, ou sur la combinaison H₂ + CO, offrent une détection élémentaire des défauts avec une spécificité limitée, l'ajout de l'acétylène améliore sensiblement la capacité à identifier les défauts de décharge à haut risque, sans la complexité ni le coût des systèmes multi-gaz complets.
Le tableau 5 montre qu'élargir le nombre et le type de gaz surveillés renforce les capacités de détection des défauts, la combinaison H₂ + C₂H₂ constituant un compromis équilibré entre détection des défauts, performance diagnostique et coût du système.
Cas d'utilisation d'une approche de surveillance de l'hydrogène, de l'acétylène et de l'humidité
Étant donné que les équipements DGA en ligne sont utilisés à la fois pour surveiller des transformateurs individuels présentant un état dégradé et pour réduire le risque à l'échelle d'un parc en les déployant sur tous les transformateurs critiques, indépendamment de leur état de santé actuel, l'approche de surveillance basée sur l'hydrogène, l'acétylène et l'humidité peut être envisagée dans les cas suivants :
- Transformateurs de distribution de postes critiques, en bon état. Atténuation du risque à l'échelle du parc
- Transformateurs de production et de transport, en bon état. Atténuation du risque à l'échelle du parc
- Transformateurs industriels et autres transformateurs critiques pour la mission, en bon état. Atténuation du risque à l'échelle du parc
- Installations d'énergies renouvelables critiques, en bon état. Atténuation du risque à l'échelle du parc
- Transformateurs présentant un dégazage, pour lesquels une DGA complète en temps réel n'est pas requise. Surveillance adaptée aux contraintes budgétaires
6. Conclusion
À mesure que les principales compagnies d'électricité commencent à mettre en œuvre des stratégies de réduction des risques à l'échelle de leurs parcs de transformateurs de moyenne puissance, la nécessité d'une approche de surveillance offrant un bon équilibre entre coût et bénéfices devient de plus en plus évidente.
La stratégie de surveillance H₂ + C₂H₂ + humidité présentée dans cet article offre la couverture de détection et de diagnostic des défauts réellement déterminante pour prévenir les défaillances critiques des transformateurs, à un niveau de coût qui permet enfin un déploiement à l'échelle d'un parc et une réduction effective du risque. Utilisée conjointement avec la référence industrielle pour la prise de décision finale, l'analyse d'huile en laboratoire, cette approche soutient ce qui constitue très probablement la stratégie de surveillance des transformateurs la plus efficace disponible aujourd'hui.
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Acknowledgement
This article benefited substantially from the input and expertise of Mr. Marius Grisaru, consultant and electric oil diagnostics expert.
Bibliography
[1] Wagner HH. Pennsylvania TCG Transformer Fault-Gas Continuous Monitor. Doble Conference Index of Minutes. Sec. 6-701; 1967.
[2] Duval M. Dissolved Gas Analysis, It Can Save Your Transformer. IEEE Electric Insulation Magazine 1989; 5:22-27.
[3] Grisaru M. Transformer maintenance: Hydrogen–the most measured and monitored transformer parameter. Transformers Magazine. 2018; 5(4):42-49.
[4] Höhlein-Atanasova I, Frotscher R. Carbon oxides in the interpretation of dissolved gas analysis in transformers and tap changers. IEEE Electr Insul Mag. 2010; 26(6):22-26.
[5] Ongoing Activities at IEEE, IEC and CIGRE on DGA. EPRI-TSUG Conference, St. Louis; 2013.
[6] Jung JR, et al. Advanced Dissolved Gas Analysis (DGA) diagnostic methods with estimation of fault location for power transformer based on field database; 2016
[7] CIGRE Technical Brochure 783. DGA Monitoring Systems; 2019
[8] CIGRE Technical Brochure 771. Advances in DGA interpretation. 2019
