Maintenance des transformateurs moyenne tension immergés dans l’huile : ce que signifient les résultats des gaz dissous

Un résultat d’analyse des gaz dissous ne devient utile que lorsque le profil des gaz, son taux d’évolution, l’historique de charge du transformateur et la qualité de l’échantillon sont pris en compte ensemble. Une valeur élevée isolée peut constituer un avertissement précoce, la trace d’un ancien événement ou un artefact introduit lors de l’échantillonnage. Une concentration en hausse ou une modification soudaine du profil relatif des gaz mérite davantage d’attention qu’un résultat isolé sans référence de base.

À l’intérieur d’un transformateur moyenne tension immergé dans l’huile, l’huile minérale et l’isolation cellulosique se décomposent différemment sous l’effet de la chaleur, des décharges électriques et de l’oxydation. Les gaz qui en résultent se dissolvent dans l’huile et fournissent des indications indirectes sur des conditions qui ne peuvent pas être observées de l’extérieur. L’hydrogène, le méthane, l’éthane, l’éthylène, l’acétylène, le monoxyde de carbone, le dioxyde de carbone, l’oxygène et l’azote sont généralement examinés ensemble, car leur combinaison est plus informative que chacun de ces gaz pris séparément.

Analyser l’évolution avant d’attribuer un défaut

Commencez par comparer le résultat le plus récent avec les échantillons antérieurs prélevés sur la même unité. L’intervalle d’échantillonnage doit être connu, ainsi que l’état de mise sous tension du transformateur, sa charge approximative, la température de l’huile, les manœuvres récentes et toute opération de maintenance réalisée avant le prélèvement. Un résultat obtenu après traitement de l’huile, appoint d’huile, transport ou période d’arrêt peut ne pas être directement comparable à un échantillon antérieur prélevé lorsque le transformateur était sous tension.

Le taux de production des gaz modifie souvent la décision de maintenance. Une concentration modérée restée essentiellement stable pendant plusieurs cycles d’essai peut justifier la poursuite de la surveillance. Une concentration plus faible qui augmente fortement sur un court intervalle peut indiquer un défaut actif. La concentration établit la condition à examiner ; l’évolution indique si cette condition se développe.

Ne calculez pas un taux de production à partir d’échantillons dont les dates de prélèvement sont incertaines, utilisant des méthodes d’essai différentes ou présentant des volumes d’huile incohérents. Une comparaison inadéquate peut provoquer une fausse alarme ou masquer une aggravation réelle. Si un résultat est en contradiction avec l’état observé du transformateur, obtenez un échantillon de confirmation prélevé dans des conditions rigoureusement contrôlées avant de planifier des travaux invasifs, sauf si le fonctionnement des protections, un bruit anormal, une activité de pression ou d’autres indices indiquent un défaut interne urgent.

Ce que suggèrent les principaux gaz

L’hydrogène avec peu ou pas d’acétylène suggère souvent une décharge de faible énergie plutôt qu’un arc électrique sévère. Lorsque de l’acétylène apparaît avec de l’hydrogène et d’autres gaz hydrocarburés, le niveau de préoccupation change, car l’énergie impliquée peut être plus élevée. Cette distinction influence l’urgence des essais complémentaires, les restrictions de charge et la planification des arrêts.

Le méthane, l’éthane et l’éthylène nécessitent une prudence similaire. Le méthane et l’éthane sont généralement associés à des défauts thermiques de basse température dans l’huile. Une proportion plus élevée d’éthylène peut indiquer une surface en contact avec l’huile à une température plus élevée. Cependant, un profil thermique ne permet pas d’identifier le composant exact. Des connexions de conducteurs desserrées, des contacts de changeur de prises dégradés, des circuits de refroidissement obstrués, un échauffement lié au flux magnétique et des courants de circulation peuvent tous produire une génération de gaz due à la chaleur. Une inspection externe et les enregistrements d’exploitation sont nécessaires pour préciser l’emplacement.

L’acétylène élève le niveau d’attention

L’acétylène mérite un examen immédiat, car il est généré à des températures associées à l’amorçage électrique. Sa présence ne doit pas automatiquement déclencher une inspection interne, mais elle doit empêcher toute interprétation superficielle de l’échantillon. Établissez d’abord si l’acétylène était absent lors des essais précédents, s’il augmente et si un défaut traversant récent, une manœuvre du changeur de prises ou un événement de commutation pourrait expliquer ce changement.

La cuve principale et le changeur de prises en charge doivent être considérés séparément lorsque leurs circuits d’huile sont distincts. Les manœuvres du changeur de prises peuvent générer des gaz combustibles dans leur propre compartiment d’huile. Mélanger l’historique diagnostique du changeur de prises avec celui de la cuve principale peut faire conclure à tort à un défaut d’enroulement ou de noyau. Confirmez le point de prélèvement, le circuit d’huile et la configuration de l’équipement avant de comparer les résultats.

Lorsque l’acétylène augmente dans la cuve principale, examinez les enregistrements des relais, les événements de charge, l’état des traversées, les connexions de conducteurs et tout signe de décharge interne intermittente. Répétez l’analyse DGA à l’aide d’un échantillon représentatif provenant du même emplacement. Si le résultat répété confirme la croissance, des essais électriques et d’état complémentaires doivent être sélectionnés selon le défaut suspecté et la faisabilité de l’arrêt. L’objectif est de déterminer si le transformateur peut rester en service sous surveillance ou si les dommages internes se poursuivent.

Les gaz carbonés révèlent lentement les contraintes sur l’isolation

Le monoxyde de carbone et le dioxyde de carbone proviennent en grande partie de la dégradation de l’isolation cellulosique. Leur interprétation diffère de celle des gaz hydrocarburés, car le papier et le carton isolant vieillissent sur une longue période et les gaz peuvent être libérés progressivement. Une valeur élevée de dioxyde de carbone dans un transformateur ancien peut refléter un vieillissement accumulé de l’isolation plutôt qu’un point chaud actuel.

Une hausse du niveau de monoxyde de carbone, notamment lorsqu’elle s’accompagne d’un changement dans la relation entre le monoxyde et le dioxyde de carbone, mérite un examen plus approfondi. Le résultat devient plus préoccupant lorsque la température de l’huile est normale, que l’équipement de refroidissement fonctionne et que la tendance continue de s’accélérer. Les données d’humidité, l’analyse des furannes lorsqu’elle est disponible, les essais diélectriques et les enregistrements d’inspection thermique peuvent aider à distinguer le vieillissement général de l’isolation d’une surchauffe localisée de la cellulose.

N’utilisez pas un rapport dioxyde de carbone/monoxyde de carbone comme règle autonome de conformité ou de non-conformité. Le rapport varie selon les pratiques de préservation de l’huile, les pertes de gaz dues à la respiration, le remplacement de l’huile, l’inertage à l’azote et l’âge du papier. Il s’agit d’un indicateur diagnostique complémentaire, et non d’un substitut à l’analyse des tendances.

Erreurs d’échantillonnage qui faussent le diagnostic

Une méthode de laboratoire techniquement correcte ne peut pas compenser un échantillon d’huile non représentatif. L’entrée d’air dans la seringue ou le flacon modifie les relevés d’oxygène et d’azote et peut diluer les gaz dissous. Une vanne qui n’a pas été purgée peut contenir de l’huile stagnante provenant du raccordement d’échantillonnage plutôt que de l’huile de la cuve. Des récipients d’échantillonnage qui fuient, un transport prolongé à forte température, un étiquetage incomplet et des résidus de solvant de nettoyage peuvent également compromettre le résultat.

• Utilisez un dispositif d’échantillonnage propre et étanche aux gaz, adapté aux analyses de gaz dissous, et vérifiez que les raccords et les tubes n’aspirent pas d’air.
• Purgez suffisamment le raccordement d’échantillonnage pour éliminer l’huile stagnante, tout en évitant des pertes d’huile ou des déversements inutiles.
• Enregistrez le point de prélèvement, la date, l’état de charge du transformateur, la température de l’huile lorsqu’elle est disponible et tout événement d’exploitation inhabituel avant l’expédition de l’échantillon.
• Maintenez la cohérence des échantillons répétés : la même vanne d’échantillonnage et un état de fonctionnement comparable rendent la tendance beaucoup plus fiable.

L’oxygène et l’azote sont particulièrement utiles pour évaluer l’intégrité de l’échantillon et le comportement de respiration de la cuve. Des valeurs anormalement élevées peuvent indiquer une entrée d’air lors de l’échantillonnage, un système de conservateur non étanche ou une exposition récente de l’huile à l’air. Ils ne permettent pas à eux seuls de diagnostiquer un défaut électrique interne, mais peuvent expliquer pourquoi les rapports de gaz semblent incohérents.

Utiliser le contexte d’exploitation pour localiser la source probable

L’analyse DGA indique l’énergie du défaut et les produits de décomposition ; elle identifie rarement à elle seule un emplacement physique précis. Un profil de gaz thermique qui augmente uniquement pendant les périodes de forte charge oriente l’attention vers les connexions, la capacité de refroidissement, la résistance de contact et les chemins parcourus par le courant. Un profil qui évolue après des manœuvres de prises indique le circuit du changeur de prises ou les conducteurs associés. Les gaz qui augmentent après un événement de court-circuit nécessitent l’examen du risque de déplacement mécanique ainsi que des contraintes électriques.

Les dispositifs d’alimentation de secours ou temporaires peuvent également modifier les profils de charge. Lorsqu’un site transfère sa charge via ungroupe électrogène diesel de type ouvert, vérifiez si le transformateur a subi des paliers de charge inhabituels, des mises sous tension fréquentes, des ajustements de tension ou un cycle de service modifié autour de la date d’échantillonnage. Ces événements n’expliquent pas toutes les hausses de gaz, mais ils sont pertinents pour distinguer un défaut interne persistant d’une réponse à des conditions d’exploitation exceptionnelles.

L’imagerie thermique des terminaisons accessibles, l’inspection du système de refroidissement, le contrôle du fonctionnement des ventilateurs et des pompes, les inspections infrarouges des traversées et des boîtes à câbles, ainsi que les dossiers de maintenance du changeur de prises doivent être utilisés pour vérifier l’hypothèse issue de l’analyse DGA. L’essai de suivi choisi doit répondre à une question précise. Des essais généraux sans hypothèse de défaut produisent souvent des relevés sans rapport et retardent la décision.

Transformer un rapport de laboratoire en décision d’action

Classez le résultat selon son degré d’urgence plutôt que de considérer chaque gaz anormal comme une condition nécessitant un arrêt. Des gaz historiquement stables sans indice opérationnel défavorable peuvent rester sous surveillance avec un intervalle d’échantillonnage réduit. Une hausse nette d’un profil thermique nécessite d’examiner le refroidissement, la charge, les contacts et les sources d’échauffement localisé. Une croissance rapide des gaz combustibles, la détection récente d’acétylène, l’activité des relais de protection, des variations de pression inexpliquées ou un bruit anormal justifient un examen technique rapide et une décision concernant la réduction de charge ou le retrait du service.

Conservez les rapports de laboratoire originaux, les chromatogrammes lorsqu’ils sont fournis, les détails des échantillons, les enregistrements de charge et les mesures correctives dans un même dossier d’historique du transformateur. Cela évite qu’un problème récurrent soit traité comme un nouvel événement après un changement de personnel ou de prestataires. Cela facilite également l’interprétation du résultat DGA suivant, car l’historique de maintenance explique si une tendance des gaz s’est poursuivie, stabilisée ou a réagi après une réparation.

L’analyse DGA est la plus efficace lorsqu’elle est considérée comme un élément de preuve orientant l’inspection suivante, et non comme un diagnostic dissocié de l’historique d’exploitation de l’équipement. Un échantillon de confirmation propre, une tendance défendable et des contrôles de suivi ciblés fournissent une base plus solide pour les actions de maintenance que toute valeur de gaz isolée.