Processus de décomposition de l’huile

Processus de décomposition de l’huile

Les transformateurs de puissance sont des unités parmi les plus importantes sur les réseaux d’énergie, aussi bien en production, en transport qu’en distribution. Ils sont des composants cruciaux aux réseaux d’énergie, car ils permettent de transformer la tension à différents potentiels. À titre d’exemple, les transformateurs élévateurs permettent de réduire le courant sur les lignes de transport en augmentant la tension et par le fait même, de diminuer les pertes ainsi que la grosseur des conducteurs. Les transformateurs sont des composants très coûteux. En termes d’investissement, ils représentent pratiquement 60 % du coût total d’un poste de transformation [1]. Les investissements sur les réseaux d’énergie électrique se chiffrent en centaine de milliards de dollars, seulement pour l’achat des transformateurs. Leurs durées de vie doivent être prolongées au maximum afin de ne pas dépenser des sommes faramineuses pour les remplacer au fil des ans. Il faut donc trouver des solutions pour augmenter leurs durées de vie au maximum. Il y a plusieurs paramètres qui accélèrent le vieillissement des transformateurs. Parmi ces paramètres, il y a les contraintes électriques, thermiques et environnementales qui produisent, en état de service, une variété de produits de décomposition (gaz, acides, cires et autres produits colloïdaux) qui attaquent (dégradent) les fibres de l’isolant solide (papier) à l’intérieur du transformateur. La qualité de cet isolant solide (papier) diminue en fonction du type et de la sévérité des contraintes, ainsi que du temps.

Une fois la qualité de ce papier isolant sérieusement diminué (avec un degré de polymérisation proche de 200), il est recommandé de retirer ce transformateur du réseau électrique car les risques de pannes et d’éventuelles explosions sont élevés. Le papier isolant peut être remplacé qu’en ouvrant et qu’en débobinant le transformateur. Associé au vieillissement, il y a également l’augmentation des pertes d’énergie. Ces pertes augmentent au prorata de l’âge du transformateur et de la demande énergétique. L’énergie produite dans les centrales doit non seulement combler la demande énergétique des utilisateurs, mais également les pertes d’énergie le long de la transmission. Ces pertes se traduisent par une augmentation de la température à l’intérieur du transformateur. Afin de retarder le vieillissement thermique du transformateur, il faudrait disposer d’un bon système de dissipation de chaleur et d’un bon fluide diélectrique possédant de bonnes propriétés thermiques, une stabilité à l’oxydation et aux contraintes électriques. En fait, l’huile minérale possède deux fonctions principales à l’intérieur du transformateur. Elle renforce, du point de vue diélectrique l’isolation solide et sert de dissipateur de chaleur. Plus l’huile assure un transfert de chaleur optimal, plus la durée de vie du transformateur sera préservée, et ce pour plusieurs années. Un phénomène très important concernant les transformateurs de puissance est l’apparition des points chauds qui dégradent très rapidement le papier isolant. Une fois ce papier dégradé, il perd ses propriétés isolantes et mécaniques, ce qui se traduit par la fin de vie utile du transformateur. Une autre conséquence très importante associée à ce phénomène est la tendance à la formation de gaz [2]. Ces gaz peuvent survenir aussi lors de courts-circuits [3] ou lorsqu’il y a d’autres problèmes d’origine électriques ou thermiques.

Un effet secondaire relié au gazage des huiles est la formation de produits eolloïdaux tels que les cires, les boues, etc. [4]. Bien que des huiles isolantes soient très soigneusement raffinées par l’industrie pétrolière, l’impact des contraintes électriques, thermiques et chimiques engendre une variété de produits de décomposition en état de service. De telles impuretés réduisent l’espérance de vie et la fiabilité des transformateurs en service.

Objectifs de la recherche

L’objectif principal de cette recherche consistée étudier l’impact des produits de dégradation sur la stabilité des fluides en tant que diélectrique et fluide caloporteur. L’idée ici était de simuler certaines contraintes qui entraînent le vieillissement prématuré de l’isolation liquide des transformateurs de puissance. Plus spécifiquement, les aspects suivants ont été étudiés :
• l’impact des produits solubles et insolubles sur les propriétés thermiques et diélectriques de l’huile;
• l’impact du champ électrique sur la tendance à la formation de gaz (ASTM D6180);
• l’impact d’une contrainte thermique locale sur la tendance à la formation de gaz;
• l’impact du vieillissement thermique d’un fluide biodégradable sous un débit d’azote en remplacement de l’air ambiant.

Méthodologie

Pour commencer, une étude bibliographique a été réalisée afin de comprendre les mécanismes de dégradation de l’isolation liquide des transformateurs. De plus, il a fallu s’informer sur les travaux déjà effectués concernant le sujet de recherche. L’étude bibliographique a permis non seulement d’augmenter les connaissances techniques de l’auteur, mais de bien cibler les objectifs du travail à réaliser, et de pouvoir définir les étapes à suivre pour l’atteinte des objectifs. Il faut alors préparer les échantillons pour reproduire les conditions de vieillissement voulues et ensuite analyser ces derniers .

Préparation des échantillons pour les vieillissements

Pour tous les vieillissements
• Déterminer le type de fluide qui sera vieilli.
• Déterminer la quantité de fluide nécessaire au vieillissement.
• Dégazer et sécher le fluide (humidité < 5 ppm). Pour le vieillissement thermique
• Vieillir le fluide dans des béchers au four à convection avec l’ajout de catalyseur de cuivre de 3 grammes de limailles par litre de fluide, et ce, pour des périodes de temps variés (84 h, 168 h, 252 h, 336 h, etc.)
• Dans cette étude, des béchers de capacité de 2 litres ont été utilisés pour chaque niveau de vieillissement avec une quantité de 1,5 litre de fluide et 4,5 grammes de limailles de cuivre contenus dans du papier filtre ont donc été insérés dans le bêcher. Pour le vieillissement thermique avec inertage à Fazote
• Le vieillissement est pratiquement identique au vieillissement thermique conventionnel. Il y a un écoulement constant d’azote qui remplace l’oxygène et l’air dans le four. Pour la simulation du point chaud local (hot spot)
• Introduire 800 millilitres de fluide dans le bêcher.
• Soumettre le fluide au « point chaud local » pendant 30 minutes, et ce, à courant constant (20 ampères dans notre cas pour une puissance de 190 watts).
• Mesurer la quantité de gaz générée par l’élément chauffant ainsi que la température par le thermocouple, et ce à chaque minute. Pour la stabilité sous contrainte électrique (test de stabilité)
• Introduire 100 millilitres de fluide dans un vase Erlenmeyer.
• Créer le vide avec la pompe à vide pendant plusieurs heures (5 heures minimum).
• Arrêter la pompe à vide et appliquer la contrainte électrique de 10 kilovolts, et ce, pendant la durée de temps spécifique.
• Prendre la mesure de la pression aux heures si possible ou pour les longues durées de plus de 12 heures, établir une plage de mesure raisonnable pour être apte à avoir des valeurs sur toute la durée.

Analyses des mesures

II faut rassembler les résultats des mesures des différents paramètres afin de corréler les différents types de vieillissement et d’analyser les résultats pour démontrer le ou les paramètres qui affectent le vieillissement des fluides. Il s’agit ici de mettre en évidence une relation entre les différents paramètres de vieillissement et les résultats des différentes mesures réalisées.

Organisation du mémoire

Les grandes lignes d’une étude sur les isolants électriques viennent d’être abordées. L’importance d’une telle étude a été démontrée pour l’amélioration de la gestion des équipements à isolation liquide tels que les transformateurs électriques. Dans les chapitres suivants, nous aborderons, en premier lieu, l’étude bibliographique relative aux mécanismes de vieillissement des fluides. En second lieu, nous explorerons les méthodes déjà utilisées en laboratoire et en industrie pour remonter à la source des problèmes. Ensuite, nous décrierons les méthodes utilisées dans les laboratoires pour recréer/simuler ces problèmes réels retrouvés en industrie. Le troisième chapitre présentera le matériel et les méthodes de mesures normalisées ASTM ainsi que les techniques expérimentales utilisées dans la présente étude. Les équipements de tests seront présentés et leur principe de fonctionnement décrit. Dans le quatrième chapitre, les différents types de contraintes appliquées seront abordés. Dans le cinquième chapitre, les différents résultats obtenus seront présentés à partir de nos tests et les calculs des paramètres tels que le temps de vieillissement au four, la simulation du point chaud local, le temps d’exposition aux décharges électriques et l’exposition d’un fluide à la chaleur sous une couverture d’azote. La conclusion générale et la discussion découlant des résultats des chapitres précédents seront présentées dans le dernier chapitre. Ce dernier chapitre comportera également les recommandations proposées pour la suite de cette étude. Les références bibliographiques ainsi que les annexes pour les appareils utilisés lors de l’expérimentation concluront ce manuscrit.

Originalité du projet

Devant la demande sans cesse croissante en énergie, la gestion de la surcharge des transformateurs de puissance est devenue un enjeu très important pour les compagnies d’électricité tel qu’Hydro-Québec. L’âge actuel des transformateurs en service, associé à l’augmentation sans cesse croissante de la demande en énergie, augmente de jour en jour les risques potentiels de pannes non anticipées, accompagnées de pertes monétaires extrêmement élevées. Remplacer ces équipements avec des neufs, seulement en raison de leur âge, est clairement hors de portée pour toute compagnie. Certains transformateurs en service peuvent ainsi faire défaut entraînant des implications significatives de coût pour l’exploitant et, dans des cas extrêmes, une explosion avec une menace conséquente de graves dommages ou la mort des ouvriers, et des incidences significatives sur l’environnement. Un certain nombre de dispositifs ont été mis au point afin d’étudier la stabilité thermique et électrique des fluides pour les transformateurs de puissance, en fonction de leur degré de dégradation. Ce projet de recherche a permis de mettre en évidence le rôle que peut jouer la qualité de l’huile isolante sur la santé du transformateur de façon générale. Également, les contraintes environnementales étant devenues des composantes à prendre en compte dans le choix des liquides isolants, l’impact sur l’environnement en terme de rejets accidentels des huiles à base de pétrole ainsi que leur traitement/entreposage en fin de cycle demeure une problématique qui requiert une attention particulière. La stabilité thermique et électrique de divers fluides « verts », notamment à base d’huiles végétales, a été testée en vue de leur utilisation dans les transformateurs de puissance .

Processus de décomposition de F huile

Les réactions du processus oxydatif sont complexes et impliquent les radicaux libres [5] [6]. Les molécules vulnérables (R-R’) se décomposent et génèrent une paire de radicaux libres (R • et Rf •). Selon Tanaka [7], ces radicaux peuvent se combiner entre eux pour former des gaz de défaut (l’hydrogène, le méthane, Téthane, et autres gaz) ou d’autres molécules condensables. En outre, la décomposition de l’huile et les processus de réarrangement conduisent à la formation de produits tels que l’éthylène et l’acétylène et, dans les cas extrêmes, le carbone hydrogéné sous forme particulière. Les réactions d’oxydoréduction, créées par la présence de cuivre, peuvent générer des porteurs de charge, qui à nouveau augmentent le facteur de dissipation électrique de l’huile. Le taux d’oxydation est accéléré par élévation de la température et de la teneur en oxygène. Parce que les liens peroxydes sont faibles et se brisent facilement par l’énergie thermique ambiante, les deux nouveaux radicaux libres formés par la rupture du lien peroxyde favorisent une réaction en chaîne d’auto-oxydation [5, 8, 9]. Cette réaction en chaîne peut générer des produits de désintégration solubles qui obscurcissent la couleur de l’huile. Les produits de décomposition solubles d’oxydation sont absorbés sur la grande surface de fibres de cellulose et les produits en suspension colloïdaux insolubles bouchent les pores de l’isolation en papier.

Selon la Loi de Henry, à température constante et à saturation, la quantité de gaz dissous dans un liquide est proportionnelle à la pression partielle qu’exerce ce gaz sur le liquide en haut de sa surface. C’est pour cette raison que l’huile en contact avec l’air à la pression atmosphérique se dissout de 10% d’air par volume. La concentration d’oxygène dissous dans un échantillon d’huile, prélevée dans le réservoir d’un transformateur à respiration libre, est située dans la gamme de 5 000 à 40 000 ppm [10]. Les huiles minérales de transformateurs sont des mélanges de plusieurs molécules d’hydrocarbures distincts (tableau 2). Les fluides esters et silicones ont des compositions différentes des huiles minérales (tableau 2). Ces mélanges, constituant les huiles minérales,vont permettre de ressortir les avantages et les inconvénients de chaque composant (figure 1). L’idée est de déterminer les meilleurs ratios des mélanges permettant d’obtenir des propriétés intéressantes pour l’application désirée telles que les transformateurs, les disjoncteurs, les condensateurs, etc. Tant que les chaînes hydrocarbonées ne sont pas brisées, la formation de produits de dégradation est très peu probable. La rupture de la chaîne moléculaire implique la décomposition de certains hydrocarbures vulnérables. Sans entrer dans les détails, il y a trois sources qui peuvent briser les chaînes hydrocarbonées, l’une est le fort champ électromagnétique qui déclenche le processus d’injection d’électrons libres dans le liquide isolant, la seconde est l’énergie thermique, et la troisième est l’agressivité chimique de l’oxygène dissous, avec une concentration moyenne d’environ 20 000 ppm à l’équilibre dans le cas d’unités à respiration libre [5, 9, 11].

Principe général d’échange de chaleur

II y a plusieurs possibilités en ce qui concerne les systèmes de refroidissement qui permettent de maintenir la température nominale de fonctionnement du transformateur à une valeur de référence basse. Par exemple, la méthode la plus connue est la circulation de l’huile dans le transformateur et par la suite dans des radiateurs. Il faut s’assurer qu’il y ait toujours un système de refroidissement efficace pour maintenir la température des composants au minimum. Ce système permet à l’huile de refroidir le transformateur, car il y a échange de chaleur entre les différentes parties intérieures du transformateur et l’huile. L’huile est par la suite refroidie en passant dans des radiateurs extérieurs via un système de pompage. Il y a différentes parties qui dégagent cette chaleur. Les pertes à vide (PNL) sont les pertes causées par la tension d’excitation du noyau. Les pertes parasites par courant de Foucault (PEC) et les autres pertes parasites (POSL) sont des pertes causées par le champ électromagnétique produit par les enroulements et les connecteurs. PDC représente les pertes par effets joules et est mesuré avec la résistance CC de l’enroulement et en multipliant par le carré de la charge en courant (PDC = RI2 ). Plus la charge du transformateur augmente,plus il s’échauffe. Il peut y avoir par le fait même de cette surcharge un vieillissement accéléré, car le papier soumis à une contrainte thermique va se dégrader rapidement. Cette chaleur doit être évacuée (figure 13) afin de prolonger la durée de vie de l’appareil, et ce, par l’huile qui est le fluide caloporteur. Les paramètres d’écoulement tels que la viscosité ainsi que la vitesse d’écoulement de l’huile (ou du fluide) et de la conductivité thermique sont donc très importants pour assurer un transfert de chaleur efficace. Toutefois, il y a le complexe papier-huile qui est nécessaire pour maintenir la rigidité diélectrique ainsi que l’échange thermique interne entre le bobinage, le circuit magnétique et la cuve et/ou les radiateurs extérieurs. Les pores de ce papier risquent de se trouver bouchés en partie par les produits colloïdaux dus aux différents problèmes qui ont été abordés précédemment.

II existe différents appareils de mesure qui permettent de s’assurer que l’huile est bien présente dans le transformateur en quantité suffisante (figure 14), à une température d’opération normale (figures 15 à 17) et qu’elle s’écoule normalement dans le système de refroidisseur (détection par indicateur du débit). Il faut d’ailleurs faire une inspection, lorsque requise de certains dispositifs de sécurité. La figure 14 mentionne en anglais qu’il faut valider le fonctionnement du mécanisme du niveau d’huile en vérifiant que le lien entre le détecteur de haut niveau et l’interrupteur est bien solide et que le détecteur de haut niveau n’est pas plein d’huile. Il faut s’assurer qu’il y ait toujours assez d’huile à l’intérieur du transformateur pour assurer un bon échange thermique entre les parties sous contraintes thermiques et l’air ambiant ou autres systèmes refroidisseurs. Il faut également préserver l’isolation diélectrique des bobines et autres composantes internes .

Vieillissement thermique

Des chercheurs, au sein de notre équipe de recherche (Fofana et al. [14])5 ont déjà effectué des tests de vieillissement accélérés de fluides isolants dans des conditions de laboratoire. La procédure consiste à placer des spécimens de fluides isolants dans un four à convection avec une entrée d’air à une température de 100 °C, et ce, pour des durées de vieillissement différentes. Des portions typiques de 3 g/1 de cuivre, d’aluminium, de zinc et de fer qui ont un rôle de catalyseur sont ajoutées à la cellule de vieillissement, et ce, en vue de simuler les possibles conditions d’oxydation. Les résultats à la figure 20 comparent une huile neuve, deux huiles en service et deux huiles vieillies en laboratoire. L’huile vieillie pendant 1 000 heures au four à convection montre qu’il y a plus de produits de dégradation que l’huile issue de deux transformateurs en service depuis plus de 25 ans (Tl et T2). Diverses propriétés des échantillons d’huile vieillis ont été déterminées, c’est-àdire : l’absorbance aux figures 20 et 21, et à la figure 22, la turbidité .

Stabilité sous champ électrique
La stabilité sous champ électrique (ASTM D 6180-05) est une méthode d’essai qui couvre une technique de laboratoire qui permet de mesurer la stabilité des fluides en présence d’une décharge électrique (sous haute tension de 10 kV). Lorsque Thuile isolante est soumise à ce type de décharge, elle absorbe l’énergie et produit des gaz ainsi que des molécules ionisées (porteuses de charge). La quantité de ces produits de désintégration peut être mesurée et peut fournir une indication de la stabilité des huiles dans les conditions simulées de décharge. Au cours de cet essai, l’huile isolante dans une cellule vide est soumise à une décharge haute tension entre deux électrodes. La décharge génère des électrons libres. Ces électrons entrent en collision avec les molécules d’huile; un grand nombre d’entre elles seront électroniquement excitées. Certaines de ces molécules perdent cette énergie sous forme de quanta de lumière émettant un rayonnement fluorescent. Certaines autres molécules excitées se décomposent en gaz, molécules ionisées et par le fait même, en des radicaux libres. Ces changements peuvent fournir une indication de la stabilité des huiles dans ces conditions de test. Quelques paramètres permettant d’évaluer ces changements sont l’augmentation de la pression dans la cellule d’essai et l’augmentation du facteur de dissipation diélectrique du fluide sous test. Ces essais permettent d’observer la tendance à la formation de gaz des fluides soumis aux champs électriques (figure 23). Il est à noter que selon la littérature, les esters naturels sont moins propices à la formation de gaz que les esters synthétiques et les huiles minérales, et ce, dans les mêmes conditions expérimentales.

CONCLUSIONS

Avec la génération de sous-produits d’oxydation ou de vieillissement, les propriétés physicochimiques, la conductivité thermique ainsi que la viscosité de l’huile sont affectées. Les résultats expérimentaux montrent que la contamination et les processus de détérioration de l’huile minérale conduisent à une conductivité thermique légèrement augmentée. La viscosité cinématique en fonction du temps de vieillissement a augmenté et peut être directement corrélée aux résultats de la turbidité et aux produits dissous de désintégration. Mesurer la quantité de produits insolubles et solubles en suspension semble donc être très important, étant donné que ces sous-produits contribuent clairement à la dégradation de l’isolation, et ce, par dégradation électrique, physicochimique et thermique. Dans le cadre d’une stratégie de maintenance globale, ces tests peuvent aider à prendre des mesures avant que la détérioration atteigne un point où la défaillance du transformateur est inévitable .

Table des matières

CHAPITRE 1 INTRODUCTION
1.1 Introduction
1.2 Objectifs de la recherche
1.3 Méthodologie
1.3.1 Préparation des échantillons pour les vieillissements
1.3.2 Mesures
1.3.3 Analyses des mesures
CHAPITRE 2 REVUE DE LITTÉRATURE
2.1 Introduction
2.2 Processus de décomposition de l’huile
2.3 Pertes dans les transformateurs directement liées à la charge
2.4 Principe général d’échange de chaleur
2.5 Analyse des gaz
2.6 Vieillissement thermique
2.7 Stabilité sous champ électrique
2.8 Couverture d’azote sur les huiles régulières
2.9 Conclusions
CHAPITRE 3 MATÉRIEL ET MÉTHODES DE MESURES
3.1 Introduction
3.2 La tension interfaciale de l’huile
3.3 Facteur de dissipation diélectrique
3.4 Viscosité
3.5 La densité
3.6 Conductivité thermique
3.7 L’acidité
3.8 Quantité relative de produits dissous
3.9Turbidité
3.10 Quantification des radicaux libres par réaction avec le DPPH
3.11 Couleur
3.12 Conclusions
CHAPITRE 4 ESSAIS DE VIEILLISSEMENT EFFECTUÉS EN LABORATOIRE
4.1 Introduction
4.2 Simulation des contraintes thermiques
4.3 Simulation des contraintes thermiques avec présence d’azote
4.4 Simulation du point chaud local
4.5 Impact du champ électrique sur la tendance au gazage des fluides
4.6 Conclusions
CHAPITRE 5 ANALYSES ET DISCUSSIONS DES RÉSULTATS OBTENUS
5.1 Introduction
5.2 Vieillissement thermique
5.3 Stabilité sous contraintes électriques
5.4 Stabilité sous contrainte thermique locale.
5.5 L’impact de l’atmosphère inerte à l’azote sur le vieillissement d’un fluide biodégradable
5.6 Transmittance avec le DPPH
5.7 Conclusions
CHAPITRE 6 CONCLUSIONS

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