Ce que signifie l’augmentation des gaz dissous dans un transformateur de 110 kV

Une hausse des concentrations de gaz dissous dans un transformateur de 110 kV signifie que du gaz s’accumule dans l’huile isolante, mais ne permet pas, à elle seule, d’en établir la cause ou la gravité. La question immédiate est de savoir si cette évolution traduit un défaut interne actif, une modification des conditions de fonctionnement ou un problème d’échantillonnage. Une hausse confirmée et accélérée mérite davantage d’attention qu’une valeur isolée élevée, restée stable pendant des années.

Une évaluation pertinente tient compte des différents gaz, de leur taux d’évolution, de l’historique de fonctionnement et des autres indicateurs d’état. La décision pratique consiste à déterminer s’il faut répéter le prélèvement, examiner le refroidissement ou la charge, renforcer la surveillance ou déclencher une décision urgente concernant l’exploitation. Traiter toutes les hausses de la même façon peut entraîner des arrêts inutiles ou retarder une intervention.

Déterminer si la hausse est réelle

Avant d’interpréter un nouveau rapport d’analyse des gaz dissous (DGA), comparez-le aux résultats antérieurs du même compartiment d’huile. Vérifiez le point de prélèvement, les dates, les unités, la méthode du laboratoire et tout traitement récent de l’huile. Un prélèvement dans la cuve principale et un prélèvement dans un compartiment séparé de changeur de prises en charge décrivent des environnements de fonctionnement différents et ne doivent pas être associés dans une même tendance.

Le prélèvement et la manipulation peuvent influer sur les résultats. Des bulles d’air, un raccord de prélèvement insuffisamment purgé, des récipients inadaptés ou une mauvaise étanchéité peuvent modifier la composition gazeuse mesurée. Une variation soudaine inattendue doit entraîner une vérification de la qualité de l’échantillon et, si les conditions d’exploitation le permettent, un nouveau prélèvement rapide selon la procédure établie.

Vérifiez si la hausse apparente dépasse la variation normale de la méthode de mesure. Les variations en pourcentage peuvent sembler importantes lorsque la concentration initiale était proche de la limite de détection. Un rapport calculé à partir de deux concentrations gazeuses très faibles peut également suggérer une catégorie de défaut sans pour autant fournir un diagnostic fiable.

Une maintenance récente peut interrompre la tendance. Le remplacement ou l’appoint d’huile, le traitement sous vide et le dégazage modifient les concentrations de gaz sans nécessairement changer l’état sous-jacent. Après traitement, les gaz retenus dans l’isolation papier peuvent se redistribuer dans l’huile. Établissez une nouvelle valeur de référence tout en conservant l’historique antérieur.

Examiner le profil des gaz avant d’attribuer un défaut

L’analyse des gaz dissous détecte les produits formés lorsque l’huile et l’isolation solide subissent des contraintes électriques ou thermiques. Différentes contraintes tendent à produire des profils gazeux différents, mais ceux-ci se recoupent. Utilisez-les pour élaborer une hypothèse de travail et choisir les vérifications complémentaires, plutôt que de considérer un gaz isolé comme la preuve d’un défaut particulier.

La présence d’acétylène nouveau ou en hausse rapide dans l’huile de la cuve principale exige une escalade rapide. Les manœuvres normales peuvent produire de l’acétylène dans un compartiment séparé contenant l’huile du changeur de prises ; il faut donc déterminer l’origine du gaz. Une contribution possible du changeur de prises doit être examinée ; elle ne doit pas conduire à écarter automatiquement un résultat anormal dans la cuve principale.

Les oxydes de carbone doivent également être interprétés dans leur contexte. La présence de monoxyde de carbone à elle seule ne prouve pas que le papier est gravement endommagé, et le rapport entre le dioxyde de carbone et le monoxyde de carbone ne constitue pas une mesure autonome de l’état de l’isolation. Si une dégradation de la cellulose est suspectée, associez la DGA à des indicateurs de vieillissement adaptés, comme l’analyse des furanes le cas échéant, ainsi qu’à l’historique de l’isolation et des traitements de l’huile du transformateur.

Les méthodes fondées sur les rapports de gaz et les outils graphiques peuvent aider à classer un profil valide. Leur utilité diminue lorsque les concentrations sont trop faibles, que plusieurs processus se chevauchent ou que le traitement de l’huile a perturbé l’équilibre gazeux. Une conclusion diagnostique est plus solide lorsqu’elle concorde avec la tendance et les données d’exploitation.

À quelle vitesse les concentrations de gaz augmentent-elles ?

La concentration indique la quantité de gaz accumulée dans l’huile prélevée. Le taux d’évolution aide à déterminer si un processus est potentiellement actif. Un transformateur présentant depuis longtemps une quantité de gaz stable ne suscite pas la même inquiétude qu’un appareil qui connaît une hausse rapide à partir d’une faible valeur de référence.

Pour un premier calcul de tendance, soustrayez la concentration précédente de la concentration actuelle, puis divisez le résultat par le temps écoulé. Utilisez des unités cohérentes, par exemple des parties par million par jour. Calculez les taux d’évolution de chaque gaz ainsi que toute mesure agrégée utilisée dans le programme de maintenance. Une valeur totale peut masquer une variation importante d’un gaz à visée diagnostique.

Deux échantillons fournissent un taux moyen sur un intervalle ; ils ne révèlent pas quand la hausse s’est produite. Elle peut s’être développée progressivement ou lors d’un événement de courte durée. Des prélèvements supplémentaires ou une surveillance en ligne adaptée peuvent montrer si la tendance se poursuit ou s’accélère. Interprétez ces résultats à la lumière du calendrier des variations de charge, des alarmes et des perturbations.

Un taux de concentration exprimé en ppm par jour n’équivaut pas au volume total de gaz produit. Le volume d’huile et la répartition des gaz sont des facteurs importants pour comparer des transformateurs. Les différences de conception, de système de conservation, d’âge et d’historique d’exploitation limitent également les comparaisons directes entre appareils.

Il n’existe pas de concentration gazeuse universelle qui rende sûr ou dangereux tout transformateur de 110 kV. La tension assignée ne suffit pas à définir un seuil d’action. Appliquez les critères DGA établis pour l’actif, les recommandations du fabricant et le cadre diagnostique pertinent, puis évaluez la tendance réelle et les éléments qui l’étayent.

Mettre en relation la chronologie de la DGA et les conditions d’exploitation

Mettez en regard les dates de prélèvement et les tendances des gaz avec la charge, la température ambiante, la température de l’huile supérieure, les indications disponibles de température des enroulements, l’état du refroidissement et l’activité du changeur de prises. La mise en relation de ces données permet souvent de préciser les vérifications à effectuer.

Si les gaz thermiques commencent à augmenter lors des périodes de forte charge, vérifiez que les ventilateurs et les pompes démarrent correctement et que les étages de refroidissement requis sont disponibles. Contrôlez l’état des radiateurs, la position des vannes, les circuits de commande et la plausibilité des mesures des capteurs de température. Un problème de refroidissement peut accroître les contraintes thermiques sans qu’un défaut électrique en soit la cause initiale.

Des températures indiquées normales n’excluent pas la présence d’un point chaud localisé. Une connexion interne défectueuse, un courant de circulation ou une autre source de chaleur concentrée peut produire des gaz alors que la température globale de l’huile reste dans sa plage habituelle. Une hausse continue des gaz à charge normale mérite une investigation, même si l’affichage de la température semble normal.

Lorsque les gaz suivent les pics de demande, la gestion de la charge peut réduire les contraintes thermiques pendant la recherche de la cause. Dans un parc industriel ou sur un site d’énergie renouvelable, un système de stockage d’énergie en conteneur à refroidissement liquide de 1 MW/2 MWh peut contribuer à la gestion des pics de demande, si son point de raccordement, sa stratégie de répartition et sa capacité disponible réduisent effectivement la charge du transformateur concerné. Son système de refroidissement par batterie régule la température des batteries ; il ne refroidit pas l’huile du transformateur et ne répare pas un défaut interne. Toute proposition de réduction de charge nécessite donc une évaluation électrique propre au site.

Examinez également les défauts traversants, les interventions des protections, les événements de commutation inhabituels et les travaux récents. La DGA peut révéler un problème en développement même en l’absence de déclenchement des protections. À l’inverse, un événement de protection anormal doit faire l’objet d’une investigation, même si le prélèvement d’huile suivant ne montre qu’une variation modeste.

Choisir la réponse en fonction des éléments disponibles

La réponse doit tenir compte de la fiabilité du résultat, du mécanisme suspecté et des conséquences d’une poursuite de l’exploitation. Ne laissez pas le calendrier habituel des prélèvements déterminer le degré d’urgence d’une tendance anormale.

• Variation faible et isolée, sans autre anomalie à l’appui : vérifiez la qualité du prélèvement et la variation de mesure, puis programmez une confirmation à un intervalle adapté à l’état suspecté.
• Hausse reproductible des gaz thermiques associée à la charge : examinez les performances du refroidissement et le régime d’exploitation, envisagez des ajustements de charge autorisés et raccourcissez l’intervalle de surveillance.
• Hausse persistante sans explication claire liée à l’exploitation : demandez une évaluation technique et choisissez des diagnostics ciblés en fonction du profil gazeux et de l’historique du transformateur.
• Accélération rapide, apparition d’acétylène dans la cuve principale ou hausse des gaz accompagnée d’anomalies de protection ou physiques : obtenez sans délai une évaluation de l’exploitation conformément à la procédure du site en cas de condition anormale. Une mise hors service peut être nécessaire.

Ne retardez pas une intervention urgente concernant l’exploitation dans le seul but d’obtenir un autre résultat d’analyse de laboratoire de routine. Le fonctionnement du relais de gaz, des indications de surpression soudaine, un bruit anormal ou d’autres signes de défaut interne peuvent modifier immédiatement la décision. Un nouveau prélèvement contribue au diagnostic ; il ne prévaut pas sur les indications fournies par les protections.

Les intervalles de prélèvement doivent répondre à une question précise : une évolution lourde de conséquences peut-elle se produire avant que le prochain résultat soit disponible ? Des niveaux de gaz historiquement stables peuvent justifier un suivi de routine. Un défaut actif suspecté exige une surveillance plus rapprochée, en tenant compte du délai d’obtention des résultats du laboratoire.

La DGA en ligne peut améliorer la visibilité lorsque la tendance évolue rapidement ou que les conséquences d’une interruption sont importantes. Vérifiez quels gaz l’appareil mesure et comment ses résultats se comparent à ceux du laboratoire. Un détecteur à gaz unique peut révéler une évolution, mais fournit moins de détails diagnostiques qu’un système multigaz. Établissez une comparaison cohérente avant d’interpréter les écarts entre instruments comme une détérioration du transformateur.

Utiliser des essais complémentaires pour lever une incertitude précise

Les essais complémentaires sont plus utiles lorsqu’ils répondent à une hypothèse de travail. En cas de problème thermique suspecté, examinez le fonctionnement du refroidissement, les relevés de température, l’équilibrage des charges et les connexions externes accessibles. La thermographie peut détecter un échauffement externe, mais ne permet pas d’exclure un défaut à l’intérieur de la cuve.

Si une activité électrique est suspectée, une investigation spécialisée des décharges partielles ou d’autres diagnostics électriques peuvent être appropriés. La méthode dépend du défaut suspecté, de l’accès disponible et du fait que l’appareil reste ou non sous tension. Planifiez les essais hors tension en fonction des éléments disponibles ; une vaste batterie de tests est moins utile qu’une investigation ciblée susceptible de modifier la décision d’exploitation.

Si l’isolation papier est susceptible d’être concernée, examinez l’humidité et les indicateurs de vieillissement en complément de la DGA. La répartition de l’humidité entre l’huile et le papier varie avec la température ; un seul résultat de mesure de l’humidité de l’huile ne doit donc pas être considéré comme une mesure directe de l’état du papier.

La filtration ou le dégazage de l’huile peuvent réduire les concentrations mesurées, mais une valeur plus faible après traitement ne prouve pas que la source de production des gaz a disparu. Conservez les résultats antérieurs au traitement, consignez les travaux et surveillez toute nouvelle production de gaz. Dans le cas contraire, le traitement peut masquer la tendance nécessaire pour déterminer si les travaux correctifs ont été efficaces.

Préciser la prochaine action dans le rapport d’état

Un rapport utile relie les éléments disponibles à une décision. Consignez le compartiment échantillonné, les résultats historiques comparables, les variations de chaque gaz, les limites du prélèvement, les conditions d’exploitation et les alarmes pertinentes. Indiquez le mécanisme suspecté et les éléments qui l’étayent, tout en précisant toute autre explication susceptible de modifier la réponse.

Précisez ensuite qui examinera le prochain résultat, à quelle date il est attendu et quelles évolutions déclencheront une escalade. Joignez l’historique récent de la DGA et la chronologie d’exploitation lorsque vous sollicitez le fabricant du transformateur ou un spécialiste du diagnostic. La consigne « poursuivre la surveillance » n’est opérationnelle que si l’intervalle et les critères de décision sont clairement définis.

La priorité immédiate est de déterminer si la production de gaz est active et de combien de temps on dispose pour effectuer les investigations. Confirmez la tendance, identifiez le profil gazeux le plus préoccupant, mettez-le en relation avec les données d’exploitation et choisissez une réponse permettant de détecter une détérioration avant la prochaine décision d’exploitation.