Surveillance et diagnostic des transformateurs de puissance

SURVEILLANCE ET DIAGNOSTIC DES TRANSFORMATEURS DE PUISSANCE

Le vieillissement d’un transformateur et la quantité d’humidité présente dans son système d’isolation (papier/huile), affectent les propriétés électriques et chimiques de l’isolation. Pour cette raison, nous pouvons diviser les techniques de diagnostic en méthodes physicochimiques et électriques [6]. Les méthodes électriques s’appliquent sur des échantillons de diélectriques, ou sur des appareils complets ou encore sur un ensemble d’équipements. Elles consistent à mesurer les propriétés diélectriques des matériaux (permittivité relative et facteur de dissipation diélectrique, capacité, résistivité, décharges partielles, indice de polarisation,…). Les résultats de ces mesures ne caractérisent pas l’état en tout point des matériaux, mais donnent une moyenne sur l’ensemble d’un volume isolant. Les méthodes d’analyse chimique tels que l’analyse des gaz dissous dans l’huile, la mesure du degré de polymérisation, la chromatographie en phase liquide, la spectrométrie de masse, etc. sont très utilisées pour évaluer l’état de dégradation des isolations des équipements de la haute tension. Cependant, quelques-unes de ces méthodes nécessitent la prise d’un échantillon de l’isolation pour qu’elles puissent être applicables. La littérature est très riche en matière d’articles scientifiques qui exposent les différentes techniques utilisées pour la surveillance et le diagnostic des transformateurs ([6], [7], [10], [24], [25], [26]). L’objectif principal est de découvrir la, ou les techniques les plus efficaces pour l’évaluation de l’ampleur de la dégradation du système d’isolation. M. Darveniza et al. [10], supposent que le meilleur critère pour le choix des techniques, est de prendre celles qui mesurent directement les propriétés vitales donnant l’information sur les rigidités diélectriques et mécaniques. Si cela n’est pas possible, le deuxième choix serait les techniques qui mesurent les propriétés moléculaires de l’isolation donnant des informations sur les rigidités diélectriques et mécaniques. En dernier recours, établir une corrélation entre toutes les informations pour arriver à un critère crédible, révélant le vrai état de l’isolation, et donc du transformateur, et qui pourra même nous être utiles pour l’estimation de sa durée de vie. Mais les seuls problèmes qui requièrent plus d’investigations sont :

comment arriver à la meilleure interprétation des informations obtenues par le diagnostic et comment établir la corrélation entre elles ? Un résumé de ces techniques est présenté ci-après:

➤ ANALYSE DES GAZ DISSOUS (DGA)
L’analyse des gaz dissous, introduite depuis plus de quarante ans, est l’une des techniques les plus utilisées pour le diagnostic des transformateurs. Sa popularité provient du fait qu’elle est non destructive et qu’elle peut être utilisée pour la surveillance en temps réel. Pour effectuer une analyse, cette technique n’exige qu’une faible quantité d’huile isolante, prélevée sans interruption de service du transformateur. Les gaz dissous dans les huiles isolantes sont généralement le résultat de la détérioration des systèmes d’isolation (papier et huile) causée par les décharges et les arcs électriques, la surchauffe et la dégradation du papier. Les principaux gaz produits sont le méthane (CH4), l’éthane (C2H6), l’éthylène (C2H4), l’acétylène (C2H2) l’hydrogène (H2), le monoxyde et le dioxyde du carbone (CO, CO2). Pour extraire et quantifier ces gaz, la chromatographie en phase gazeuse est appliquée. Les résultats indiquent les taux des gaz dissous dans l’huile en ppm. Les résultats peuvent être comparés aux tests effectués auparavant, leur interprétation fait toujours l’objet d’études par des chercheurs à travers le monde. Des recherches extensives ont été entreprises pour analyser et interpréter les gaz mesurés et plus particulièrement leurs taux. La liste qui suit, présentent des méthodes proposées depuis les débuts de l’analyse des gaz dissous jusqu’à nos jours [27]:
• (Type de défauts naissants) traductions, Incipient Fault Types, Frank M. Clark, 1933/1962
• (Ratio de Dörnenburg) traductions, Dörnenburg Ratios, E. Dörnenburg, 1967, 1970
• (Système de Potthoff) traductions, Potthoff’s Scheme, K. Potthoff, 1969
• (Limites absolues) traductions, Absolutelimits, débuts 1970
• (la méthode de courbe visuelle de Shank) traductions, Shank’s Visual Curvemethod, 1970s
• (Méthode parcelle trilinéaire) traductions, Trilinear Plot Method, dans les années 1970
• (Méthode de gazclés) traductions, Key Gas Method, David Pugh, 1974
• Triangle de Duval, Michel Duval, 1974
• (Ratio de Rogers) traductions, Rogers Ratios, R.R. Rogers, 1975
• (Critère de Glass) traductions, Glass Criterion, R.M Glass, 1977
• (Analyse des tendances) traductions, Trend Analysis, début des années 1980
• (Abaque logarithmique de Church) traductions, Church Logarithmic Nomograph, J.O. Church, 1980
• L’analyse des systèmes experts, Richard Lowe, 1985
• (Programme de surveillance de système expert) traductions, Expert System Monitor Program, Karen Barrett, 1989
• IEEE C57.104, Limites, ratios and TDCG, 1978/1991
• Réseaux de neurones et logique floue
– X. Ding, E. Yao, Y. Liu and Paul Griffin, 1996
– Vladimiro Miranda and Adriana Garcez Castro, 2004
– Donald Lamontagne, 2006
• IEC 60599 1999, Guide pour l’interprétation de l’analyse des gaz dissous et des gaz libres (dernière édition : 2007-05).
• Algorithme vecteur, Nick Dominelli, Mike Lau & David Pugh, 2004. Actuellement, les techniques d’interprétation les plus utilisées sont: le Triangle de Duval, IEEE C57.104, Straight Limits, Key Gas Method, Dörnenburg Ratios, Rogers Ratios, IEC 60599. L’inconvénient majeur de cette technique (DGA), hormis la difficulté d’interprétation, est le fait que l’échantillon d’huile peut fournir de fausses informations dans le cas où :
– le transformateur est mis hors service durant plusieurs années, car l’information dans l’huile se perd,
– l’agressivité de l’oxygène dissous (approximativement 20 000 ppm à l’équilibre dans le cas des transformateurs à conservateur) fournit la source chimique d’énergie pour le processus de décomposition des molécules d’hydrocarbures. Les concentrations de gaz changent et dans ce cas, l’analyse ne pourra jamais révéler l’état réel de l’isolation solide à l’intérieur [26].

➤ MESURE DU DEGRE DE POLYMERISATION (DP)
La mesure du degré de polymérisation est une technique utilisée comme premier indicateur de l’état du papier dans les transformateurs [24]. Le test de degré de polymérisation (DP) de la cellulose est l’un des moyens les plus sûrs pour déterminer la détérioration du papier et pour estimer la vie restante, il est même plus significatif que l’analyse des gaz dissous en ce qui a trait à la décomposition du papier. Comme mentionné précédemment (section 2.1), la molécule de la cellulose est constituée de longues chaînes d’anneaux de glucose. Ce qui lui procure sa solidité et la solidité du papier. Le degré de polymérisation est défini comme étant le nombre moyen de molécules de glucose dans une chaîne de cellulose, il est retrouvé à partir de la viscosité intrinsèque de la solution de l’échantillon du papier, mesurée avec un viscosimètre. Ce nombre diminue avec le vieillissement du papier ou à cause de la chaleur excessive, des acides, de l’oxygène et de l’eau. Pour une isolation neuve, le degré de polymérisation se situe entre 1000 et 1400. Comme le vieillissement du papier est lié à la rupture des liaisons dans les chaînes, la fin de vie du papier est atteinte lorsque le degré de polymérisation atteint 200[30]. L’inconvénient de cette technique est lié au fait qu’elle exige la mise hors service du transformateur et son ouverture pour obtenir l’échantillon de papier.

➤ ANALYSE DES DERIVES FURANIQUES AVEC LA CHROMATOGRAPHIE EN PHASE LIQUIDE (HPLC)
L’analyse des dérivés furaniques que nous avons cités précédemment, se fait à l’aide d’un chromatographe en phase liquide (HPLC). Quand les furannes deviennent supérieurs à 250 parties par milliard (ppb), l’huile doit être absolument nettoyée. Pour un transformateur sain, les furannes ne dépassent pas les 100 ppb. Dans le cas d’une importante détérioration du papier par effet thermique, le taux des furannes est au moins 1000 ppb, et peut atteindre les 70000 ppb. La procédure de test par la chromatographie en phase liquide (HPLC), est décrite dans la CEI-1198 [28]. Cependant, il n’y a aucune directive pour l’interprétation [6]. T. Saha [1] rapporte qu’il y a eu beaucoup d’investigations pour essayer de trouver une corrélation entre les composés furaniques, en particulier le 2-fufuraldehyde (2-FAL), et le degré de polymérisation. Parmi ces investigations, nous pouvons citer : Shroff et Stannett [29], Burton et al [30] et Chendong et al .

Table des matières

CHAPITRE 1 INTRODUCTION GÉNÉRALE 
1.1 INTRODUCTION
1.2 OBJECTIFS DE l’ÉTUDE
1.3 ORIGINALITÉ DU PROJET
1.4 MÉTHODOLOGIE
CHAPITRE 2 REVUE DE LA LITTÉRATURE 
2.1 COMPOSANTES DU SYSTÈME D’ISOLATION
2.2 SURVEILLANCE ET DIAGNOSTIC DES TRANSFORMATEURS DE
PUISSANCE
2.2.1 Analyse des gaz dissous (DGA)
2.2.2 Mesure du degré de polymérisation (DP)
2.2.3 Analyse des dérivés furaniques avec la chromatographie en phase liquide
2.2.4 Chromatographie d’exclusion
2.2.5 La réponse diélectrique
2.2.6 La tension de recouvrement (RVM)
2.2.7 Courant de polarisation de et dépoarisation (PDC)
2.2.8 La mesure des décharges partielles (PD)
2.3 POSSIBILITÉ D’ESTIMER LA DURÉE DE VIE DES TRASFORMATEURS
DE PUISSANCE
2.4 GESTION DES TRANSFORMATEURS DE PUISSANCE
CHAPITRE 3 ÉTUDE ET CARACTÉRISATION DU VIELLISSEMENT DU SYSTÈME D’ISOLATION CARTON HUILE 
3.1 CARACTÉRISATION DU VIEILLISSEMENT DE L’HUILE ET DU PAPIER
ISOLANTS PAR DIVERSES TECHNIQUES DE DIAGNOSTICS MODERNES
3.1.1 Procédure de vieillissement accéléré
3.1.2 Résultats des tests électriques
3.1.3 Influence du ratio carton/huile
3.2 RÉSULTATS DE TESTS PHYSICOCHIMIQUES TRADITIONNELS ET
MODERNES
3.3 ÉTUDE DES PRODUITS DE DÉGRADATION DE DIFFÉRENTS LIQUIDES
ISOLANTS
3.3.1 Effet de l’oxygène sur la dégradation de l’huile
3.3.2 Étude comparative du vieillissement thermique des ester et des huiles
minérales
CHAPITRE 4 QUELQUES REFLEXIONS SUR LA NORME ASTM D6802 ET L’ANALYSE DES GAZ DISSOUS
4.1 RADICAUX LIBRES
4.2 ANALYSE DES GAZ DISSOUS
4.2.1 Contexte
4.2.2 Procédure experimentale
4.2.3 Résultats
4.3 STABILITÉ DES HUILES MINÉRALES SOUS DÉCHARGE ÉLECTRIQUE
4.3.1 Évaluation de la tendence au gazage des huiles
4.3.2 Procédure expérimentale
4.3.3 Discussion des résultats
CHAPITRE 5 CONTÔLE NON DESTRUCTIF DES ISOLATIONS ÉLECTRIQUES PAR SPECTROSCOPIE DIÉLECTRIQUE DURANTLA FABRICATION D’UNE TRAVERSÉE 
5.1 MESURE DE LA TENSION DE RECOUVREMENT
5.2 LA SPECTROSCOPIE DANS LE DOMAINE FRÉQUENTIELLE
5.3 CONCEPTION DE LA BORNE DE TRAVERSÉE CAPACITIVE
5.4 INVESTIGATIONS EXPÉRIMENTALES
5.4.1 Résultats de la spectroscopie dans le domaine fréquentiel
5.4.2 Résultats de mesure de la tension de recouvrement
5.4.3 Résultats de meusre des courants de polarisation et de dépolarisation
CHAPITRE 6 MODÉLISATION D’UN DIÉLECTRIQUE PAR RÉSEAU D’IMPÉDANCE 
6.1 MODÉLISATION ET ÉTUDE EXPÉRIMENTALE
6.1.1 Le modèle
6.1.2 Résultats et discussions
6.2 CONCLUSIONS
CHAPITRE 7 CONCLUSION

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