Comprendre les décharges partielles et comment effectuer des tests sur les transformateurs de puissance et les appareillages de commutation GIS

Comment effectuer des tests de DP sur les transformateurs de puissance et les appareillages de commutation GIS

La demande croissante d'un approvisionnement électrique constant et fiable exerce une pression considérable sur les infrastructures électriques. Des composants critiques tels que les transformateurs de puissance et les appareillages de commutation isolés au gaz (GIS) sont essentiels au maintien de cet approvisionnement. Un indicateur courant de problèmes potentiels au sein ^de ces systèmes est la décharge partielle (DP), une panne électrique localisée dans l'isolation qui peut à terme entraîner des problèmes importants. ^Détecter et comprendre les DP grâce à des tests réguliers est donc primordial pour garantir la longévité et la fiabilité de ces actifs vitaux.

Qu'est-ce qu'une décharge partielle ? Les bases

Les décharges partielles désignent de petites étincelles ou décharges électriques localisées qui se produisent dans le système d'isolation des équipements électriques moyenne et haute tension. ² Ces décharges sont dites « partielles » car elles ne relient pas complètement l'isolant entre deux électrodes conductrices. ⁶ La norme 60270 de la Commission électrotechnique internationale (CEI) définit les décharges partielles comme des « décharges électriques localisées qui ne relient que partiellement l'isolant entre les conducteurs et qui peuvent ou non se produire à proximité d'un conducteur ». Cela met en évidence la nature confinée de l'activité électrique au sein du matériau isolant. La décharge partielle est un phénomène physique complexe résultant de la concentration locale de contraintes électriques dans l'isolant. ¹¹ C'est un indicateur largement reconnu de défauts.

Plusieurs facteurs peuvent initier des décharges partielles en créant des zones de contrainte électrique concentrée dans l'isolant ou à sa surface. ¹² Il s'agit notamment d'inhomogénéités dans le matériau diélectrique, telles que des vides ou des poches d'air dans l'isolant solide, des fissures et des bulles de gaz ou des contaminants particulaires dans l'isolant liquide. Des contaminants comme la poussière, la saleté ou l'humidité à la surface de l'isolant peuvent également perturber le champ électrique et provoquer des décharges. De plus, les défauts introduits lors de la fabrication ou de l'installation, ainsi que le vieillissement et la détérioration naturels des matériaux isolants au fil du temps, peuvent créer des points faibles susceptibles de provoquer des décharges partielles. Une contrainte excessive sur l'isolant due à des champs à haute tension ou à des événements transitoires peut également déclencher des décharges partielles. De mauvaises connexions électriques ou des composants desserrés au sein de l'équipement peuvent également contribuer à une activité de décharge partielle. ² La présence de bulles d'air ou d'autres impuretés à l'intérieur des isolants peut entraîner une panne électrique locale et des décharges partielles. ¹⁴ Il est essentiel de comprendre les caractéristiques des décharges partielles pour prévenir la dégradation des performances de l'isolation électrique. ⁸ Les décharges partielles peuvent survenir dans les systèmes fonctionnant à des tensions de 3 000 V et plus.

Les décharges partielles peuvent se manifester à divers endroits dans les transformateurs de puissance et les appareillages de commutation GIS. Dans les transformateurs de puissance, les sites les plus courants incluent les vides remplis de gaz dans l'isolant solide présent dans les enroulements ou les traversées, les bulles de gaz dans l'huile isolante, le long des interfaces de différents matériaux isolants et autour des arêtes vives des conducteurs, là où le champ électrique est le plus intense. Des problèmes tels que de mauvaises connexions électriques ou le mouvement des enroulements peuvent également générer des DP. ² Dans les appareillages de commutation GIS, les DP sont souvent dues à la présence de particules, telles que des copeaux métalliques, flottant dans le gaz isolant hexafluorure de soufre (SF6). Elles peuvent également se produire autour de composants desserrés ou cassés, ou dans les vides présents dans les pièces d'isolation solide, comme les entretoises. Les décharges superficielles le long de la surface des isolateurs sont un autre emplacement potentiel de DP dans les GIS. D'autres causes de DP incluent la contamination de surface, les problèmes de fabrication et les défauts de matériaux. ¹⁷ Dans les GIS, les protubérances ou les particules fixes, les particules en mouvement, les vides dans les isolateurs et un mauvais contact peuvent tous entraîner des DP. La perte d’intégrité de l’isolation due à une perte de pression ou de densité de gaz peut également être un facteur.

Même si les décharges partielles individuelles sont faibles, leur occurrence continue peut constituer une menace importante pour la santé à long terme des équipements. ⁷ Ces décharges agissent comme de minuscules étincelles répétées qui érodent et dégradent progressivement le matériau isolant. Ce processus peut entraîner la formation d'arbres électriques, qui sont des schémas de dégradation ramifiés au sein de l'isolant, ainsi qu'un déplacement le long des surfaces isolantes. Au fil du temps, ces dommages cumulés affaiblissent la rigidité diélectrique de l'isolant, entraînant à terme une défaillance complète de l'isolant et une panne potentiellement catastrophique de l'équipement. La charge totale redistribuée dans la barrière est un bon indicateur du nombre de vides et de leur probabilité de défaillance. ⁶ Fixer une limite basse pour la décharge partielle admissible lors des tests garantit qu'une défaillance à haute tension ne se produira pas au fil ^du temps.

L'importance des tests de décharge partielle : protéger vos actifs

Les tests de décharge partielle (DP) constituent une méthode de diagnostic indispensable pour garantir la fiabilité et la longévité des transformateurs de puissance et des appareillages de commutation GIS. ² Il agit comme un système d'alerte précoce, permettant de détecter la dégradation de l'isolation avant qu'elle ne se traduise par des défaillances majeures.

Pour les deux types d'équipements haute tension, les tests de DP offrent de nombreux avantages cruciaux. Ils permettent de détecter précocement les défauts d'isolation, identifiant souvent des défauts ou des faiblesses mineurs avant qu'ils ne soient détectés par d'autres techniques de diagnostic. En abordant l'activité de DP dès ses premiers stades, il est possible de prévenir efficacement les pannes catastrophiques, susceptibles d'entraîner des dommages matériels importants, des pannes de courant prolongées et de graves risques pour la sécurité. Des tests de DP réguliers fournissent des informations précieuses sur la vitesse de dégradation de l'isolation, facilitant des interventions de maintenance rapides qui peuvent prolonger considérablement la durée de vie opérationnelle d'actifs coûteux tels que les transformateurs et les systèmes d'alimentation électrique. De plus, l'identification et la correction précoces des problèmes d'isolation grâce aux tests de DP s'avèrent nettement plus rentables que la gestion des pannes majeures et des temps d'arrêt associés. Les stratégies de maintenance prédictive basées sur les données de DP permettent des interruptions planifiées et des réparations plus efficaces. Enfin, en prévenant les pannes imprévues, les tests de DP contribuent directement à la fiabilité et à la disponibilité globales du réseau électrique, minimisant ainsi les perturbations pour les consommateurs. Outre la surveillance des équipements en service, les tests de DP jouent un rôle essentiel dans l'assurance qualité pendant le processus de fabrication, garantissant que les nouveaux équipements respectent les normes d'isolation et sont exempts de défauts. Ils sont également essentiels lors de la mise en service sur site pour détecter tout dommage éventuel survenu pendant le transport ou l'installation. Les tests de DP en ligne des installations MT et HT permettent d'anticiper les défaillances d'isolation imminentes, permettant ^ainsi aux propriétaires d'installations de prendre des mesures de maintenance corrective lors des arrêts planifiés.10 Contrairement aux tests hors ligne, les tests et la surveillance en ligne des DP fournissent une image précise de l' ^état et des performances de l'installation HT dans des conditions de service normales, y compris l'effet de la charge, de la température et de l'humidité.10 La qualification de la « criticité » des DP au sein du réseau HT de l'exploitant de l'installation peut être réalisée rapidement et facilement grâce à une technologie de test de DP en ligne, de dépistage et de diagnostic, qui fournit un « système ^d' alerte précoce » pour les défauts d'isolation naissants.10

L'importance des tests de décharges partielles est soulignée par le fait qu'il s'agit souvent d'un test de réception en usine obligatoire pour les équipements haute tension. La mesure des décharges partielles vise essentiellement à prévenir proactivement les défaillances imprévues, notamment dans les transformateurs de puissance. Les normes internationales, telles que la norme CEI 60270, fournissent des directives complètes pour la réalisation de mesures de décharges partielles, garantissant ainsi la cohérence et la comparabilité entre les différents tests et équipements. De plus, les normes IEEE offrent des conseils précieux sur les méthodologies de test des décharges partielles et leurs applications dans le secteur de l'énergie.

Investir dans les tests de DP constitue donc une approche proactive et stratégique de la gestion des actifs. Identifier et résoudre précocement les problèmes d'isolation potentiels offre des avantages substantiels : prévention des pannes coûteuses, pérennité des équipements critiques et maintien d'une alimentation électrique fiable. Le respect des normes internationales établies confirme la fiabilité et l'acceptation généralisée des pratiques de test de DP.

Guide étape par étape : Réalisation de tests de décharge partielle sur les transformateurs de puissance

Plusieurs méthodes permettent de tester les décharges partielles sur les transformateurs de puissance, chacune détectant différentes manifestations physiques des DP. Les techniques les plus courantes incluent la méthode électrique (conventionnelle), la méthode d'émission acoustique (ultrasonique), la méthode ultra-haute fréquence (UHF) et l'analyse des gaz dissous (DGA). La méthode électrique, telle que définie par la norme CEI 60270, mesure directement les impulsions électriques produites par les DP à l'aide d'un condensateur de couplage et d'un détecteur de DP spécialisé, quantifiant la charge apparente en picocoulombs (pC). Cette méthode permet un étalonnage précis, notamment dans des environnements de laboratoire contrôlés. ¹⁹ La méthode d'émission acoustique (EA) détecte les ondes de pression ultrasonores générées par les DP à l'aide de capteurs placés à l'extérieur de la cuve du transformateur. Non invasive, elle convient aux tests en ligne et peut aider à localiser les sources de DP à l'aide de plusieurs capteurs. La méthode ultra-haute fréquence (UHF) détecte les ondes électromagnétiques émises par les DP dans la gamme UHF (300 MHz à 3 GHz) à l'aide d'antennes placées à l'intérieur ou à l'extérieur de la cuve du transformateur. Le réservoir lui-même assure une protection contre les bruits extérieurs, et cette méthode offre une sensibilité élevée et un potentiel de localisation des DP. Bien qu'il ne s'agisse pas d'un test direct de DP, l'analyse des gaz dissous (DGA) est une technique complémentaire essentielle qui identifie les gaz produits par la rupture de l'isolation due aux DP et autres défauts. D'autres méthodes incluent le test de tension d'interférence radio (RIV) ⁴ , la détection optique et la détection chimique . Des méthodes hybrides combinant différentes techniques sont également employées .

Voici une procédure simplifiée, étape par étape, pour effectuer un test de DP de base sur un transformateur de puissance en utilisant la méthode électrique (conventionnelle) ² :

1. Priorité à la sécurité : Assurez-vous que le transformateur de puissance est complètement hors tension et isolé du réseau électrique, conformément aux protocoles de sécurité stricts. Reliez tous les composants du dispositif de test à la terre pour éviter tout risque électrique. La sécurité est primordiale lors de la manipulation d'équipements haute tension.
2. Connexion du système de mesure : Établissez une connexion entre l'instrument de mesure de DP et le transformateur. Cela implique généralement de connecter un condensateur de couplage haute tension en parallèle avec le transformateur testé. Les signaux de ce condensateur sont ensuite transmis au détecteur de DP via un câble blindé afin de minimiser les interférences. ^Les connexions sont souvent effectuées au niveau des prises de traversée du transformateur. Le système de mesure comprend généralement un dispositif de couplage, un système de transmission et un instrument de mesure.
3. L'étalonnage est essentiel : étalonnez le système de mesure de DP avant de commencer le test. Pour ce faire, injectez une impulsion de charge connue (provenant d'un calibrateur) dans le circuit de test et observez la valeur correspondante sur le détecteur de DP. ² Cette étape d'étalonnage établit une référence permettant une mesure précise de la charge apparente de tout événement de DP en picocoulombs (pC). L'étalonnage garantit que la charge apparente mesurée aux bornes de test est représentative des décharges réelles.
4. Appliquer la tension d'essai : Augmenter progressivement la tension alternative appliquée au transformateur, en commençant par un niveau inférieur à la tension d'amorçage de décharge partielle (PDIV) anticipée. La tension est généralement augmentée par paliers, avec une brève pause à chaque palier. La tension d'essai maximale et sa durée d'application sont généralement spécifiées dans les normes pertinentes telles que la norme CEI 60076-3 ou la norme IEEE C57.12.90, ou selon les recommandations du fabricant du transformateur. La tension d'amorçage de décharge partielle (PDIV) est la tension la ^plus basse à laquelle des impulsions de DP sont observées.
5. Surveillance de l'activité de décharge partielle : Observez en permanence la sortie du détecteur de décharge partielle pour détecter toute indication d'impulsions de décharge. Notez le niveau de tension d'apparition de la décharge partielle (PDIV) et celui de sa disparition lorsque la tension est abaissée (tension d'extinction de décharge partielle, PDEV). Enregistrez l'amplitude (en pC) et la fréquence d'apparition des impulsions de décharge partielle à différents niveaux de tension. La tension d'extinction de décharge partielle (PDEV) est la tension à laquelle la décharge partielle cesse.
6. Analyse des schémas de décharge partielle à phase résolue (DPFR) : La plupart des détecteurs de DP modernes permettent d'afficher des schémas de décharge partielle à phase résolue (DPFR). Ces schémas visualisent les impulsions de DP par rapport à l'angle de phase de la tension alternative appliquée, fournissant ainsi des informations précieuses sur la nature du défaut à l'origine de la décharge. Observez attentivement ces schémas et enregistrez-les pour une analyse ultérieure. Différents types de défauts d'isolation produisent souvent des schémas de DPFR uniques.
7. Évaluer les résultats : Comparer les niveaux de DP mesurés (amplitude, taux et schémas) aux limites acceptables décrites dans les normes pertinentes ou dans le rapport d'essai en usine du transformateur. ²⁴ Une activité DP excessive suggère des problèmes d'isolation potentiels qui justifient une enquête plus approfondie. La charge apparente (q) des impulsions de DP, mesurée en picocoulombs (pC), est un paramètre clé à évaluer.

Les principaux paramètres à surveiller lors des essais de DP des transformateurs de puissance comprennent la charge apparente (q) des impulsions de DP, la tension d'amorçage de la décharge partielle (PDIV), la tension d'extinction de la décharge partielle (PDEV), l'angle de phase (φ) auquel les impulsions de DP se produisent et les caractéristiques générales des décharges, telles qu'elles sont représentées sur le graphique PRPD. La puissance de décharge, généralement exprimée en watts (W), et le taux quadratique (D), qui est la somme des carrés des valeurs de charge apparente individuelles, sont également des paramètres importants.

Guide étape par étape : Réalisation de tests de décharge partielle sur un appareillage de commutation GIS

Les tests de décharges partielles des appareillages de commutation isolés au gaz (AIG) utilisent souvent des techniques adaptées à leur conception unique, où les conducteurs haute tension sont logés dans une enveloppe métallique mise à la terre remplie de gaz SF6 isolant. Les méthodes courantes de test de DP pour les AIG incluent la méthode ultra-haute fréquence (UHF), la méthode d'émission acoustique (ultrasonique), la méthode électrique (conventionnelle) et la méthode de tension de terre transitoire (TEV). La méthode ultra-haute fréquence (UHF) est particulièrement efficace pour les AIG grâce à son environnement clos, qui minimise les interférences externes. Les événements de DP dans les AIG émettent des ondes électromagnétiques dans la gamme UHF (100 MHz à 2 GHz), qui peuvent être détectées par des capteurs UHF placés en interne ou en externe. Cette méthode offre une sensibilité élevée et un potentiel de surveillance en ligne et de localisation de la source de DP. La méthode d'émission acoustique (ultrasonique) utilise des capteurs placés sur l'enveloppe des AIG pour détecter les ondes sonores générées par les DP dans le gaz SF6 ou l'isolant solide. Elle est avantageuse dans les environnements à fortes interférences électromagnétiques et peut faciliter la localisation des sources de DP. Bien qu'applicable, la méthode électrique (conventionnelle) (CEI 60270) peut s'avérer complexe sur site en raison de la capacité du GIS et de sa sensibilité au bruit. Des condensateurs de couplage sont utilisés pour extraire les signaux de DP. Des capteurs de tension transitoire à la terre (TEV) installés à la surface du GIS peuvent détecter les impulsions de tension haute fréquence causées par des DP internes, offrant ainsi une option de test en ligne non intrusive. D'autres méthodes incluent l'analyse des gaz pour détecter les produits de décomposition du SF6 et les méthodes optiques.

Voici une procédure simplifiée étape par étape pour effectuer un test PD de base sur un appareillage de commutation GIS en utilisant la méthode ultra-haute fréquence (UHF) ²⁵ :

1. Respectez les protocoles de sécurité : Respectez scrupuleusement toutes les consignes de sécurité lorsque vous travaillez avec des équipements haute tension sous tension. Assurez-vous d'avoir accès aux ports de capteurs UHF ou aux fenêtres prévus à cet effet sur le boîtier du GIS. La sécurité est primordiale lorsqu'il s'agit de haute tension.
2. Installation des capteurs UHF : connectez les capteurs UHF aux ports prévus à cet effet sur le SIG. De nombreuses installations SIG sont équipées de coupleurs UHF préinstallés. Assurez-vous que les capteurs sont correctement connectés à l'instrument de détection de DP UHF à l'aide de câbles coaxiaux. ²⁵ Il existe différents types de capteurs UHF, notamment les capteurs à disque, les capteurs monopolaires et les capteurs à spirale. ²⁷
3. Lancer l'acquisition des données : Allumez le système de détection de DP UHF et configurez les paramètres de mesure nécessaires, tels que la plage de fréquences et la durée d'enregistrement. ^25. Lancez le processus d'acquisition des données pour capturer tous les signaux UHF provenant des compartiments du SIG. Ces tests peuvent être effectués en ligne pendant que le SIG est en service, ce qui en fait un outil précieux pour la surveillance continue de l'état.
4. Filtrer le bruit et traiter les signaux : Utilisez le logiciel associé au système de détection de décharges partielles UHF pour filtrer le bruit de fond et analyser les signaux capturés. Recherchez les impulsions transitoires dans la gamme de fréquences UHF, qui indiquent des décharges partielles. Les techniques de suppression du bruit sont essentielles pour une détection précise des décharges partielles.
5. Analyse des schémas de décharge partielle à résolution temporelle (PRPD) et de décharge partielle à résolution temporelle (TRPD) : De nombreux systèmes d'analyse de décharge partielle UHF peuvent générer des schémas de décharge partielle à résolution temporelle (PRPD) en synchronisant les impulsions UHF détectées avec la phase de la tension à fréquence industrielle. L'analyse de ces schémas peut aider à identifier le type de défaut d'isolation à l'origine de la décharge partielle, comme des particules flottantes, une décharge superficielle ou des vides. Les schémas de décharge partielle à résolution temporelle (TRPD) peuvent également être analysés, notamment pour les applications GIS CC.
6. Localiser la décharge (si possible) : Si plusieurs capteurs UHF sont placés stratégiquement dans différents compartiments du SIG, la différence de temps d'arrivée (TDOA) des signaux PD à ces capteurs peut être utilisée pour estimer la position de la source de décharge dans le SIG. Un logiciel spécialisé est souvent utilisé pour cette analyse de localisation.
7. Évaluer et suivre les tendances : comparer l’activité de DP détectée, notamment son amplitude, sa fréquence et ses schémas, aux mesures de référence obtenues lors de la mise en service initiale du SIG ou lors de tests antérieurs. ²⁸ De plus, comparer l’activité actuelle aux seuils d’alarme établis dans le système de surveillance. Une augmentation de l’activité de DP ou l’apparition de schémas de DP nouveaux ou plus graves peut signaler un problème d’isolation en développement. L’analyse des tendances au fil du temps est importante pour évaluer la dégradation de l’isolation.

Les principaux paramètres à surveiller lors des tests de décharge partielle UHF des SIG comprennent l'amplitude et la fréquence de répétition des impulsions UHF, les caractéristiques des schémas PRPD ou TRPD, et la localisation de la décharge si des techniques de localisation sont utilisées. Le spectre de fréquence des signaux de décharge partielle peut également fournir des informations précieuses.

Interprétation des résultats des tests de décharge partielle : que signifient les chiffres ?

L'interprétation des résultats des essais de décharges partielles, qu'ils soient effectués sur des transformateurs de puissance ou des appareillages de commutation GIS, nécessite un examen attentif de plusieurs paramètres clés. La charge apparente (q), mesurée en picocoulombs (pC), indique l'amplitude de chaque décharge. En général, des valeurs de charge élevées suggèrent une décharge plus énergétique et potentiellement un défaut plus grave. Cependant, la signification réelle d'une valeur de charge spécifique peut varier selon le type d'équipement, sa tension nominale et la localisation précise de la décharge. La tension d'amorçage de décharge partielle (PDIV) est le niveau de tension auquel l'activité de DP débute lorsque la tension appliquée augmente, tandis que la tension d'extinction de décharge partielle (PDEV) est le niveau auquel la DP cesse lorsque la tension diminue. Une PDIV faible peut indiquer une susceptibilité accrue aux DP, et une différence significative entre PDIV et PDEV peut indiquer certains types de défauts. Le taux de répétition, ou fréquence, des impulsions de DP renseigne sur le niveau d'activité de la source de décharge. Un taux de répétition élevé peut indiquer une détérioration rapide de l'état de l'isolation.

Les schémas de décharge partielle résolue en phase (DPRP), qui tracent les impulsions de DP en fonction de l'angle de phase de la tension alternative appliquée, sont très utiles pour le diagnostic. Différents types de défauts d'isolation produisent souvent des schémas de DPRP uniques, reconnaissables par des analystes expérimentés. Par exemple, les décharges dans les vides apparaissent fréquemment concentrées autour des parties ascendantes de la forme d'onde de tension, tandis que les décharges couronne peuvent être plus fréquentes près des pics de tension. ²⁹ Le suivi de l'évolution des paramètres de DP au fil du temps, appelé analyse de tendance, est essentiel pour évaluer la progression de la dégradation de l'isolation. Une tendance à la hausse de l'amplitude ou du taux de répétition des DP, ou une modification du schéma ^de DPRP, peut signaler une aggravation de la situation nécessitant une attention particulière. La corrélation de l'activité de DP avec des facteurs opérationnels tels que la charge et la température peut également fournir un contexte important.

Bien que ces paramètres offrent des informations précieuses, un diagnostic et une évaluation précis des résultats des tests de DP nécessitent souvent l'expertise d'analystes qualifiés. Des professionnels expérimentés peuvent prendre en compte les caractéristiques spécifiques de l'équipement, la méthode de test employée et le contexte général des résultats pour déterminer la gravité de la DP et recommander les mesures appropriées. Ils sont également capables de distinguer les signaux de DP authentiques du bruit ou d'autres formes d'interférences.

Conclusion : Investir dans les tests de décharge partielle pour une fiabilité à long terme

Comprendre les décharges partielles et mettre en œuvre des programmes de tests de décharges partielles réguliers pour les transformateurs de puissance et les appareillages de commutation GIS représente un investissement crucial pour la fiabilité et la sécurité à long terme de votre infrastructure électrique. La détection précoce des défauts d'isolation grâce aux tests de décharges partielles peut prévenir les pannes catastrophiques des équipements, réduire considérablement les temps d'arrêt coûteux, prolonger la durée de vie de vos actifs et, in fine, contribuer à une alimentation électrique plus stable et fiable. En maîtrisant les principes fondamentaux des décharges partielles et les méthodologies de test courantes, les responsables techniques et les ingénieurs de maintenance peuvent prendre des décisions éclairées concernant leurs stratégies de maintenance, garantissant ainsi le fonctionnement sûr et efficace de leurs réseaux électriques. Il est fortement recommandé d'intégrer des tests de décharges partielles réguliers à votre programme de maintenance prédictive afin de traiter proactivement les problèmes d'isolation potentiels et de préserver vos actifs électriques critiques pour les années à venir. Pour des tests et analyses de décharges partielles complets, faites toujours appel à des professionnels qualifiés possédant l'expertise et l'équipement spécialisé nécessaires pour évaluer avec précision l'état de vos transformateurs de puissance et de vos appareillages de commutation GIS.

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Ouvrages cités

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