Comment la chromatographie en phase gazeuse détecte et diagnostique les pannes des transformateurs de 500+ kV [Étude de cas]

0 Introduction
L'analyse des gaz dissous (DGA) dans l'huile isolante est un test crucial pour les grands transformateurs à huile. En utilisant la chromatographie en phase gazeuse, il est possible de détecter en temps opportun le vieillissement ou les changements dans l'huile interne d'équipements électriques remplis d'huile, d'identifier les défauts potentiels tels que le surchauffage ou les décharges électriques à un stade précoce, et d'évaluer avec précision la gravité, le type et la tendance de développement du défaut. La chromatographie en phase gazeuse est devenue une méthode essentielle pour surveiller et assurer le fonctionnement sûr et stable de l'équipement, et elle a été intégrée dans les normes internationales et nationales pertinentes [1,2].

1 Étude de cas
Le transformateur principal n°1 de la sous-station Hexin est un modèle A0A/UTH-26700, avec une configuration de tension de 525/√3 / 230/√3 / 35 kV. Il a été fabriqué en mai 1988 et mis en service le 30 juin 1992. Le 20 septembre 2006, le système de surveillance informatique a indiqué une "opération du relais de gaz léger sur le transformateur principal n°1". L'inspection subséquente par le personnel d'exploitation a révélé des fissures et des fuites d'huile sévères aux deux bornes de la phase B du côté 35 kV, ainsi que la présence de gaz dans le relais de gaz, ce qui a conduit à une demande immédiate d'arrêt. Avant cet incident, les tests électriques de routine et les tests de surveillance de l'huile isolante n'avaient montré aucune anomalie.

2 Analyse par chromatographie en phase gazeuse et diagnostic de défaut
Des échantillons d'huile et de gaz ont été collectés immédiatement après l'arrêt pour des tests chromatographiques. Les résultats des tests sont présentés dans les tableaux 1 et 2. Les résultats ont indiqué des concentrations anormales de gaz dissous dans l'huile du transformateur et dans le relais de gaz. Une analyse complète a été effectuée en utilisant les données chromatographiques et la méthode du critère d'équilibre pour évaluer les concentrations de gaz dans les échantillons d'huile et de gaz.

Tableau 1 Relevé chromatographique de l'huile isolante de la phase B du transformateur principal n°1 de la sous-station Hexin (μL/L)

Tableau 2 Relevé chromatographique du gaz du relais de gaz de la phase B du transformateur principal n°1 de la sous-station Hexin (μL/L)

Selon les Normes de qualité pour l'huile de transformateur en service, une attention particulière doit être portée lorsque l'une des concentrations suivantes de gaz dissous dans l'huile des transformateurs 500 kV dépasse les valeurs spécifiées : hydrocarbures totaux : 150 μL/L ; H₂ : 150 μL/L ; C₂H₂ : 1 μL/L. L'acétylène (C₂H₂) a été détecté dans l'huile du transformateur avec une concentration φ(C₂H₂) de 12,13 μL/L, dépassant le seuil d'attention de plus de 12 fois. Sur la base de la méthode d'analyse de dépassement des composants [3], il a été préliminairement déterminé qu'un défaut interne existait dans le transformateur.

Une analyse supplémentaire basée sur les gaz caractéristiques a indiqué un défaut de décharge haute énergie, car φ(C₂H₂) est un indicateur clé permettant de distinguer le surchauffage de la décharge électrique. En utilisant la méthode des trois rapports IEC, les rapports calculés étaient :
• φ(C₂H₂)/φ(C₂H₄) = 1,2,
• φ(CH₄)/φ(H₂) = 0,56,
• φ(C₂H₄)/φ(C₂H₆) = 6,6,
donnant un code de 102. Cela a conduit à la conclusion préliminaire qu'une décharge haute énergie (c'est-à-dire un arc) s'était produite à l'intérieur du transformateur.

En utilisant la méthode du critère d'équilibre [4] et la composition des gaz dans le relais de gaz, des concentrations théoriques d'huile ont été calculées en fonction des différentes solubilités des gaz dans l'huile. Le rapport αᵢ entre les concentrations théoriques et mesurées dans l'huile a été dérivé (voir Tableau 2). Selon l'expérience sur le terrain, dans des conditions normales, les valeurs αᵢ pour la plupart des composants se situent dans la plage de 0,5 à 2. Cependant, lors de défauts soudains, les gaz caractéristiques montrent généralement des valeurs αᵢ significativement supérieures à 2. Dans ce cas, tous les composants de gaz dans le relais de gaz ont montré des valeurs αᵢ beaucoup plus grandes que 2, indiquant un défaut interne soudain.

Les résultats des tests électriques ont montré que les résistances de contact des changeurs de pas sous charge, les résistances directes des enroulements et les différences de phase maximales étaient toutes dans les limites acceptables. Les courants de fuite entre les enroulements et vers la terre, ainsi que leurs comparaisons historiques, n'ont montré aucune anomalie. Les paramètres de perte diélectrique et de résistance d'isolement étaient également normaux. Ces résultats ont éliminé l'intrusion générale d'humidité, la dégradation majeure de l'isolation ou les défauts d'isolation généralisés, confirmant que le système d'isolation principal était intact.

Sur la base d'une analyse complète des résultats ci-dessus, il a été conclu qu'un défaut d'arc soudain s'était produit à l'intérieur du transformateur. Les concentrations de CO et CO₂ dans l'huile n'ont pas montré d'augmentation significative, et bien que les niveaux d'hydrocarbures totaux aient augmenté, ils n'avaient pas encore dépassé les limites. Cela suggérait qu'une implication à grande échelle de l'isolation solide était peu probable. Cependant, en raison des valeurs αᵢ élevées pour le CO et les hydrocarbures totaux, il y avait un soupçon de défaut de décharge soudaine impliquant des dommages localisés à l'isolation solide.

3 Inspection interne et mesures correctives
Pour déterminer davantage la cause racine, le transformateur a été vidangé et inspecté. Les deux embases 35 kV et le raccord de la phase B ont été retirés pour examen, révélant que la bande de mise à la terre de nivellement de tension sur la plaque de pression de la bobine avait été brûlée. Après avoir soulevé le couvercle du bac, il a été constaté que le support d'isolation de la plaque de pression de la bobine du haut ressort avait été endommagé en raison d'un stress mécanique de longue durée, entraînant un double point de mise à la terre. Cela a créé un courant circulant, conduisant à un arc qui a brûlé la bande de mise à la terre. Le volume élevé et le taux élevé de production de gaz ont créé une pression interne importante, provoquant des fissures et des fuites d'huile sévères dans les deux embases 35 kV près du point de décharge. Les conclusions de l'inspection étaient entièrement conformes aux conclusions tirées de l'analyse chromatographique.

Mesures correctives :
• Remplacer les composants de support d'isolation endommagés ;
• Effectuer la dégazage et le filtrage de l'huile isolante ;
• Rendre le transformateur opérationnel après des tests d'acceptation réussis ;
• Renforcer la surveillance opérationnelle et reprendre la gestion régulière uniquement après confirmation de l'absence de problèmes supplémentaires par un suivi et une analyse continus.

4 Conclusion
(1) Cette étude a réussi à appliquer la chromatographie en phase gazeuse pour diagnostiquer un défaut d'arc interne dans la phase B du transformateur principal n°1 de la sous-station Hexin, fournissant une expérience précieuse pour l'exploitation et le diagnostic de défauts des grands transformateurs de puissance.

(2) Lorsqu'un relais de gaz de transformateur s'active, des échantillons d'huile et de gaz doivent être collectés pour une analyse chromatographique. En combinant les résultats chromatographiques, les données historiques, la méthode du critère d'équilibre et les tests d'isolation, il est possible de déterminer si le défaut est interne ou lié à des composants auxiliaires, et d'identifier la nature, l'emplacement ou le composant spécifique impliqué. Cela permet une maintenance en temps opportun et assure la sécurité de l'équipement.

(3) L'analyse chromatographique de l'huile isolante est l'une des mesures les plus efficaces pour surveiller le fonctionnement sûr des équipements électriques remplis d'huile. Une DGA régulière permet la détection précoce et la surveillance continue des défauts internes et de leur gravité. Pour assurer le fonctionnement sûr des grands transformateurs et maintenir une connaissance de leur état de santé, la chromatographie en phase gazeuse doit être réalisée conformément aux normes de l'industrie électrique, et la fréquence des tests doit être augmentée si nécessaire.