Surveillance des transformateurs de puissance : pas seulement une collecte de données, mais un système d'aide à la décision 

Quand ils parlent desurveillance des transformateurs de puissance, beaucoup imaginent immédiatement des graphiques sur l’écran et des capteurs qui « mesurent tout eux-mêmes ? C'est bien sûr la base, mais la plus grosse erreur est de penser que vous avez acheté un ensemble d'équipements, que vous l'avez installé et que maintenant il fonctionne pour vous. En fait, ce n’est que le début de l’histoire. Le travail principal consiste à interpréter les données, à établir des relations de cause à effet et, ce qui est le plus difficile, à déterminer quels écarts sont vraiment critiques et lesquels peuvent simplement être corrigés pour le moment. Je vois souvent comment les sous-stations disposent d'un système coûteux, mais elles l'examinent une fois par trimestre, et ensuite seulement pour générer un rapport. Puis ils sont surpris lorsque le transformateur « tout à coup ? échoue. La surveillance est une routine quotidienne, comme la vérification de la tension artérielle d'un patient hypertendu. Les chiffres sont peut-être normaux, mais la tendance est déjà alarmante.

De la température aux gaz : ce qu’il est vraiment important de suivre

Commençons par les classiques : la température, car le choix correct des points de mesure est un élément important de la surveillance des transformateurs de puissance. Il ne suffit pas de simplement mesurer la température du capot supérieur. Les gradients de température entre les bobinages, la température de la partie active et les valeurs aux points chauds de l'équipement sont critiques. Nous avons eu un cas dans l'une des sous-stations de la ville : des capteurs installés sur le boîtier du transformateur ont montré une température stable de 65°C, mais l'analyse différentielle des examens périodiques par imagerie thermique (qui n'ont pas été effectués en ligne) a révélé une surchauffe locale dans la zone de contact du bus. Après inspection, il s'est avéré que la raison était une connexion de contact lâche. Le système de surveillance en ligne ne l'a pas détecté car les capteurs étaient montés selon une disposition standard qui ne tenait pas compte des caractéristiques d'un objet particulier. Après cela, le schéma de placement des capteurs a dû être modifié pour améliorer l’efficacité du diagnostic.

La couche suivante est la protection contre les gaz et l’analyse chromatographique. Le DGA (Dissolved Gas Analysis) est un incontournable pour les transformateurs à huile. Mais il y a ici aussi de nombreux pièges. Vous ne pouvez pas faire aveuglément confiance à un seul excès d’hydrogène ou de méthane. Il faut regarder les ratios clés : ratios C2H2/C2H4, CH4/H2, C2H4/C2H6. Sur cette base, une classification des défauts selon Rogers ou Dornenburg est construite. Souvent, les laboratoires envoient simplement un tableau avec les concentrations, sans interprétation. Et les opérationnels ne savent pas toujours le lire. Pour nos clients des sociétés d'énergie, nous réalisons toujours une carte de transformateur avec un historique des tests et des graphiques de tendance - c'est la seule façon de voir la dynamique. Une forte augmentation de l'éthylène (C2H4) est un signe certain de décomposition thermique de l'huile à des températures supérieures à 700°C, souvent associée à un mauvais contact. Et l'acétylène (C2H2) est déjà un rejet.

Et le troisième paramètre sous-estimé est l’humidité dans la surveillance des transformateurs de puissance. L’humidité présente dans l’isolation en huile et en papier est le principal ennemi : elle réduit la résistance électrique et accélère le vieillissement. Les capteurs d'humidité en ligne sont capricieux et nécessitent un étalonnage. La surveillance du point de rosée dans le détendeur est un bon indicateur. Ce n'est pas la valeur absolue qui est importante, mais le taux de variation : une augmentation rapide signale une fuite ou une décomposition de la cellulose.

?Fer? et « logiciel » : comment ne pas se noyer sous une mer d’offres

Le marché regorge de systèmes de surveillance des transformateurs de puissance : des simples modules de télémétrie aux plates-formes d'IA complexes. Le choix dépend de la tâche. Pour les objets critiques - sous-stations centrales, industries à forte intensité énergétique - un système intégré est nécessaire qui combine les données de la protection des relais, du refroidissement, de l'analyse des gaz et des décharges partielles. Par exemple, nous sélectionnons parfois des solutions auprès de partenaires, comme les produits Qualitrol ou Weidmann, en les adaptant à la réglementation et aux conditions d'exploitation russes.

Mais pour les réseaux de distribution 6-10/0,4 kV, il ne sert à rien de payer souvent trop cher. Ici, les solutions ponctuelles sont plus efficaces : surveillance de la température et de la charge avec transmission de données via GSM. L'essentiel est que l'appareil soit fiable et « survit » à nos gelées et chutes de tension dans les circuits de courant de fonctionnement. Plusieurs fois, j'ai vu comment le firmware "vole" ou l'alimentation tombe en panne. Alors maintenant nous sommes dedansWenzhou Qiaonasen Équipement électrique Co., LtdLors de la sélection des équipements pour les clients, nous ne regardons toujours pas de belles brochures, mais des rapports de tests dans des chambres climatiques et de véritables critiques d'installations similaires. Notre site Internethttps://www.qnasen.ruBien que nous représentions une entreprise spécialisée dans les solutions de transport et de distribution de haute et basse tension, nous comprenons que le système de surveillance n'est pas un produit séparé, mais une partie de l'infrastructure globale. Il doit être interfacé avec les systèmes SCADA et de contrôle de processus automatisés existants.

Le plus gros casse-tête consiste à intégrer les données de différents systèmes, surtout si les équipements datent de différentes années de fabrication. Les anciens transformateurs peuvent avoir des capteurs analogiques, les nouveaux peuvent avoir des sorties numériques. Vous devez utiliser des passerelles et des convertisseurs. Et ici, un problème se pose souvent avec les protocoles d'échange. La norme CEI 61850 est bonne, mais de nombreux sites utilisent encore Modbus RTU. Les spécialistes de notre entreprise doivent souvent jouer le rôle d’« intégrateurs », sélectionnant les équipements compatibles et contribuant à la mise en place des échanges de données.

Décharges partielles : des diagnostics subtils qui nécessitent de l'expérience

La surveillance des décharges partielles (PD) est de premier ordre. Coûteux et difficile à mettre en place, mais c'est parfois le seul moyen de détecter à un stade précoce un défaut d'isolation qui se développe. Il est important de comprendre qu’enregistrer le fait d’un CR n’est pas une condamnation à mort. Il est nécessaire de déterminer le type de décharge : interne, superficielle, corona. Pour ce faire, analysez la forme de l'impulsion, la répartition des phases et la connexion avec la tension du réseau.

Nous avons installé d'une manière ou d'une autre un système de surveillance permanent des DP sur un transformateur de 110 kV. L'arrière-plan était élevé, mais stable. Six mois plus tard, des groupes d'impulsions caractéristiques sont apparus dans une certaine phase de tension. L'analyse a montré des signes de décharges superficielles le long de la barrière. Lors d'une inspection interne (lorsqu'ils le sortaient pour réparation), ils ont trouvé des traces de traces sur la surface de l'isolation solide - pénétration d'humidité par un joint qui fuit. Sans une surveillance constante, le défaut se développerait davantage, jusqu'à une panne.

Mais il existe ici des nuances dans la surveillance des transformateurs de puissance. De fortes interférences provenant des commandes à thyristors ou des équipements voisins peuvent complètement « obstruer » le signal utile. Les transformateurs de courant haute fréquence (HFCT) doivent être installés avec soin et des algorithmes de filtrage complexes doivent être utilisés. Il ne s’agit pas d’une solution « en boîte » : chaque cas est individuel.

Pratique et économie : quand la surveillance est payante et quand elle ne l’est pas

La mise en œuvre du système représente une dépense en capital. Pour les justifier, on ne compte pas en mots. Les principales économies résident dans la prévention des temps d'arrêt d'urgence et des réparations coûteuses. Le coût de remplacement ou de révision d'un transformateur de puissance est plusieurs fois supérieur au coût du système de surveillance. Mais il faut calculer exactement : quels sont les dommages dus au manque d'énergie, quels sont les amendes, le coût des équipes d'urgence, de la logistique.

Le deuxième point est l’optimisation de la maintenance. Transition de la maintenance de routine « selon le calendrier ? à la maintenance basée sur l'état réel (TOFS). Cela permet d'économiser des matériaux, des coûts de main-d'œuvre et, surtout, des arrêts inutiles des équipements. Par exemple, si l'analyse des gaz et de l'humidité est stable, il est possible de prolonger en toute sécurité l'intervalle d'entretien de nettoyage de l'huile.

Et le troisième point, moins évident, est la prolongation de la durée de vie. Compétentsurveillance des transformateurs de puissancevous permet de contrôler la charge sans permettre une surchauffe critique, et ainsi de ralentir le vieillissement de l'isolation. Il s'agit d'un report direct des investissements en capital dans de nouveaux équipements. Dans nos projets, nous focalisons toujours l’attention du client là-dessus : ce n’est pas une dépense, c’est un investissement en fiabilité et en report de coûts importants.

Erreurs et conclusions : ce que le travail de terrain m'a appris

Tout ne s’est pas bien passé dans la pratique. Il y avait un projet dans lequel nous placions des capteurs de vibrations sur la cuve d'un transformateur, dans l'espoir d'améliorer la qualité.surveillance des transformateurs de puissanceet diagnostiquer l'état du circuit magnétique dès les premiers stades. Les lectures des appareils se sont révélées étranges et instables - elles dépendaient fortement du fonctionnement des ventilateurs de refroidissement et même de la direction du vent extérieur (la sous-station était de type ouvert). En fin de compte, il n’a pas été possible d’extraire des informations de diagnostic utiles et les fonds destinés à l’achat et à l’installation de capteurs ont été gaspillés. La conclusion de cette situation est simple : toutes les méthodes de diagnostic ne sont pas universelles. L'analyse des vibrations fonctionne très bien pour les machines tournantes, mais pour les transformateurs, son application est très limitée et nécessite la création de conditions environnementales idéales, rarement réalisables dans des objets réels.

C'est une autre histoire avec le transfert de données. Nous avons économisé sur le canal de communication et installé le modem radio dans une zone au terrain difficile. Les pertes de paquets ont atteint 40 %. Les données présentaient des lacunes, les tendances étaient construites de manière tordue. Il a fallu le refaire et poser de la fibre optique. C'est désormais une règle absolue : évaluez d'abord la fiabilité du canal de communication, puis choisissez le matériel.

Et la principale conclusion qui mérite peut-être d’être tirée est que le système de contrôle ne prend pas de décisions. Elle donne juste des informations. Le maillon clé est une personne, un ingénieur, qui examine les données récapitulatives, connaît l'historique d'un transformateur particulier, ses conditions de fonctionnement et peut tirer une conclusion équilibrée. Les systèmes automatiques de diagnostic et de génération de conclusions sont une bonne chose, mais ils ne devraient être qu'un assistant et non un substitut à un expert. Par conséquent, en introduisantsurveillance des transformateurs de puissance, il faut simultanément former le personnel, expliquer la physique des processus, et pas seulement montrer où se trouve le bouton « générer un rapport » sur l'écran. Sans cela, tout système, même le plus coûteux, se transforme en jouet inutile.