Utilisation de l'analyse du gaz dissous en ligne pour assurer le fonctionnement en fin de vie d'un transformateur

Cette étude de cas explore la détection de défaillances graves ainsi que le procédé et la procédure de surveillance dans leur ensemble lors des derniers mois de service d'un vieux transformateur, lors de sa fin de vie. En effet, elle montre comment une installation a utilisé le moniteur DGA en ligne de Vaisala pour surveiller systématiquement, puis retirer et remplacer le transformateur avant que ses défaillances ne deviennent trop graves ou qu'elles n'exposent le personnel à des risques. De plus, ce cas permet d'expliquer combien il est important de maintenir un transformateur en bon état de marche jusqu'à la fin de sa vie, en prouvant le retour sur investissement d'un moniteur DGA en ligne.

Histoire du cas

Ce cas est celui d'un opérateur d'électricité du sud des États-Unis et implique un transformateur de transmission de 100 MVA équipé d'un autotransformateur préventif fabriqué par Pennsylvania Transformer en 1958. Il était doté d'un système de couverture d'azote avec isolation à l'huile minérale et d'un système de refroidissement ONAN/ONAF.

Le transformateur a fonctionné sans problème particulier pendant ses 50 premières années, jusqu'en 2010, date à laquelle les premiers gazages sont apparus. La situation est restée stable jusqu'en 2013, date à laquelle un événement inconnu a provoqué un important gazage. En quelques semaines seulement, l'éthylène, par exemple, est passé de 35 ppm à 100 ppm.

En se basant sur les gaz formés, on a d'abord suspecté une défaillance de température élevée dans l'huile, qui ne semblait pas être une trop grosse défaillance en ce sens qu'elle était décorrélée des enroulements du transformateur. Il était clair que le papier n'avait rien à voir là-dedans puisqu'aucune augmentation significative du monoxyde de carbone, du dioxyde de carbone ou de l'éthane n'avait été détectée par l'analyse du gaz dissous. On a donc soumis le transformateur à des analyses du gaz dissous plus régulières et les choses se sont à nouveau stabilisées. Plus aucun gazage n'a été observé jusqu'à la fin de l'année 2017, date à laquelle on a observé un nouveau gazage important qui s'est par la suite stabilisé.

À l'automne 2018, on a déplacé le transformateur et son huile a été dégazée. Le premier échantillon DGA problématique dans ce nouvel emplacement date de mai 2019. Les niveaux de gaz ont continué à augmenter et le transformateur a été débranché pour pouvoir être inspecté. À ce stade, on suspectait l'autotransformateur préventif du régleur en charge (LTC) d'être défectueux, en partageant l'huile avec le réservoir principal. Cependant, l'inspection au microscope n'a révélé aucune source de gaz visible. Mais même au microscope, le champ visuel était très limité. Après l'inspection, le transformateur a de nouveau été rebranché, sans charge tertiaire. Les gaz sont restés faibles et stables pendant quelques mois, jusqu'en octobre 2019. Début février 2020, le transformateur a de nouveau été inspecté au microscope, ce qui a permis d'observer des débris clairs ressemblant à du carbone sur les surfaces du transformateur (Figure 1).

Installation du moniteur DGA en ligne pour une analyse plus approfondie

Pour l'interprétation du gazage et de sa gravité au cours des dernières années, il a été impossible d'atteindre la fréquence d'échantillonnage entre les schémas de gazage réels et de la maintenir à un niveau suffisant pour connaître le calendrier exact des événements. Il était impossible de dire si l'augmentation des gaz était progressive ou s'il s'agissait d'incidents isolés. Pour obtenir ces informations, on a équipé le transformateur d'un moniteur DGA en ligne en octobre 2019. Ce dernier a permis à l'équipe de maintenance de suivre de plus près le gazage et d'assurer une utilisation sécurisée du transformateur jusqu'à son remplacement. Dans le même temps, on a prélevé des échantillons DGA plus fréquents pour évaluer les performances du moniteur.

Fait intéressant, en examinant les données du moniteur en ligne, il est apparu clairement que les schémas de gazage ne reflétaient pas une augmentation progressive constante, mais commençaient avec des étapes précises. On a donc pensé à des incidents isolés, ce que les résultats de la comparaison du gazage à la charge ont permis de confirmer. Aucune corrélation n'a été observée. Élément à noter dans cette analyse : le transformateur gérait une tâche de transmission, la charge était donc stable et plutôt faible, à seulement 40 % de la valeur nominale indiquée sur la plaque signalétique. On a pu obtenir ces détails et cette analyse parce que le moniteur DGA en ligne communiquait des données en temps réel (toutes les heures).

« Nous avions déjà en tête de remplacer le transformateur qui, nous le savions, était défectueux, mais des échantillons étaient prélevés tous les 15 jours. Plus précisément, nous avions les tendances du gazage à l'acétylène que nous pensions lié à l'autotransformateur préventif. Nous avons pu démontrer que le problème évoluait (état instable) et qu'il devait être résolu le plus tôt possible. Dès que la production d'acétylène a atteint un certain niveau, nous avons retiré l'actif. »

Ingénieur de maintenance

Puis, début janvier 2020, le moniteur DGA en ligne a révélé que le schéma de gazage présentait de nouveau une augmentation continue et accélérée de formation de gaz, indiquant clairement que la défaillance évoluait et s'aggravait. Sur la base de cet état (indiquant un risque très élevé de défaillance imminente), l'opérateur a décidé d'arrêter définitivement le transformateur.

Diagnostic basé sur l'analyse du gaz dissous

Comme pour les résultats antérieurs de l'analyse du gaz dissous en laboratoire, les données du moniteur DGA en ligne ont montré que les niveaux de CO et de CO2 sont restés stables pendant toute la période de surveillance (Figure 2), ce qui a permis de dédouaner le papier isolant dans la défaillance. Le gaz dominant était toujours l'éthylène, ce qui est le signe d'une défaillance thermique. Une analyse plus approfondie à l'aide de la méthode du triangle de Duval et de pentagones a suggéré une défaillance de très haute température, T3, dans l'huile uniquement (Figures 3 et 4).

Au cours des 10 dernières années, le gazage pourrait avoir été causé en partie par des impacts de foudre ou une charge sur la ligne en raison d'une défaillance, car le calendrier correspondait à des orages et il a été confirmé que la ligne avait été touchée par la foudre. Cette hypothèse était étayée par le fait que le côté secondaire du transformateur était relié à une ligne de 69 kV non blindée.

Cependant, les gazages, en particulier les plus récents repérés et suivis par le moniteur DGA en ligne, s'étaient produits alors qu'il n'y avait aucune défaillance sur la ligne ni orage. 

Cela évoquait fortement la présence d'une défaillance interne, qui évoluait. Et il est à noter que le moniteur DGA en ligne a été l'outil clé pour déterminer ce fait.

Figure 3. Des points de données DGA du moniteur montrant la part relative de méthane, d'éthylène et d'éthane selon le triangle 5 de Duval pendant la période de surveillance. Indication de défaillance : défaillance thermique de haute température, T3.

Recherches après retrait de l'actif

Une fois le transformateur définitivement mis hors service, on a ouvert son réservoir pour examiner minutieusement ses pièces internes. Aucun signe évident de surchauffe n'a été constaté dans les parties actives principales ni de décoloration sévère qui indiquerait une dégradation du papier au niveau des enroulements du transformateur.

(Figure 5. Les tôles du noyau du transformateur exposées lors des recherches. >)

Les signes les plus évidents d'exposition à des températures élevées apparaissaient sur les parties inférieure et centrale des entretoises en bois, près du noyau du transformateur. Les surfaces internes étaient sérieusement brûlées, ce qui confirme les incidents isolés qui produisaient des gaz à des intervalles différents, comme indiqué dans le schéma de gazage DGA dans les données de surveillance en ligne (voir la figure 2).

Le bois brûlé et la présence dominante d'éthylène gazeux, ainsi que l'augmentation de l'hydrogène et de l'acétylène, permettent de déduire que la température de point de défaillance a dépassé les 700 °C. Compte tenu du temps de service du transformateur sans aucun problème thermique connu (plusieurs décennies), on a supposé que les schémas de gazage récents indiquaient des défaillances à évolution relativement rapide qui auraient pu être provoquées par des défaillances de ligne antérieures en aval.

(Figure 6. Brûlures trouvées sur les surfaces des entretoises en bois au niveau du noyau du transformateur.. >)

Conclusions

Même si l'échantillonnage DGA hors ligne permet d'identifier des défaillances internes potentielles, seuls les outils de surveillance DGA en ligne continue peuvent à la fois détecter le gazage en temps réel et donner les schémas de gazage réels pour une identification et une analyse véritables des défaillances. Ces informations sont très précieuses pour prendre des décisions de maintenance en temps utile. Ces informations sont précieuses pour les gestionnaires d'actifs, qui ont besoin de connaître la vie technique et l'état actuel des actifs, et notamment si un défaut nécessite une maintenance immédiate, un remplacement ou s'il peut encore fonctionner. Et s'il est laissé en service, là encore l'équipe de maintenance a besoin de savoir en temps réel si son fonctionnement est sûr, tout en surveillant l'état des défaillances.

En conclusion, la surveillance DGA en ligne des transformateurs en fin de vie ou lors des phases de « développement actif de défaillances » est un outil clé pour fournir aux opérateurs d'électricité la tranquillité d'esprit dont ils ont besoin pour utiliser ces transformateurs en toute sécurité, tant que leur réparation est possible ou jusqu'au moment où leur remplacement est nécessaire.