Pour atténuer ces risques, les services publics ont longtemps recours aux techniques de surveillance de l'état, l'analyse des décharges partielles (PD) étant l'un des outils les plus efficaces pour évaluer la santé de l'isolation. La surveillance PD permet d'alerter rapidement les défaillances, permettant une maintenance ciblée et étendant la durée de vie des transformateurs. Les percées technologiques récentes ont transformé la surveillance PD d'un outil de diagnostic spécialisé en un système évolutif et en continu intégré aux stratégies modernes de gestion des actifs.

Comprendre les décharges partielles

Une décharge partielle est une étincelle électrique localisée qui ne fait que relier une petite partie de l'isolation entre conducteurs d'un transformateur. Ces décharges ne provoquent pas immédiatement une panne complète, mais elles érodent les matériaux isolants au fil du temps par des contraintes thermiques, chimiques et mécaniques.

  • Les décharges internes[ se produisent dans des vides ou des cavités à l'intérieur d'une isolation solide (p. ex. papier, presse-papier) ou de bulles de gaz dans des systèmes imprégnés d'huile.
  • Les décharges de surface[ se produisent le long de l'interface entre les surfaces d'isolation solides et le pétrole ou le gaz, souvent à l'extrémité des douilles ou le long des bords des barrières d'isolation.
  • Les décharges de corona[ se produisent dans le gaz autour des points ou bords aigus des conducteurs, tels que les protrusions métalliques aiguës dans le réservoir ou sur les douilles.

Chaque type de PD produit des impulsions électriques caractéristiques, des émissions acoustiques et parfois des sous-produits chimiques. L'ampleur, le taux de répétition et les caractéristiques de résolution de phase de ces impulsions par rapport à la tension de fréquence de puissance fournissent des indices vitaux sur la gravité et l'emplacement du défaut d'isolation. Les normes telles que la CEI 60270 définissent les méthodes de mesure conventionnelles pour la charge apparente, tandis que les nouvelles directives de l'IEEE C57.113 et de la CIGRE TB 821 couvrent les approches de surveillance numérique et continue.

Progrès récents dans les technologies de surveillance des PD

Au cours de la dernière décennie, la conception des capteurs, le traitement des signaux et les systèmes de communication ont rapidement été innovants, ce qui a permis de rendre la surveillance des PD plus sensible, plus fiable et plus rentable.

Transformateurs de courant à haute fréquence (HFCT)

Les capteurs HFCT sont des dispositifs non invasifs qui se serrent autour du plomb de fond, de la connexion neutre au sol ou du robinet de douille d'un transformateur. Ils mesurent les impulsions à haute fréquence (généralement de quelques kilohertz à des dizaines de mégahertz) générées par les événements de PD. Les HFCT modernes utilisent des matériaux de base ferrite à haute perméabilité et à faible hystérésis pour capturer même les décharges sous-picocoulomb.

  • Des conceptions à bande large et à faible bruit qui améliorent le rapport signal-bruit même dans les environnements de sous-station électriquement bruyants.
  • Caractéristiques de calibration qui permettent la conversion directe de la tension de sortie en charge apparente (pC), permettant une tendance quantitative au fil du temps.
  • Intégration avec des dispositifs électroniques intelligents qui effectuent des analyses en temps réel sans exiger de modules de conditionnement externe.

Le HFCT demeure l'une des méthodes de détection de la DP les plus populaires en raison de sa facilité d'installation et de sa capacité à détecter les rejets internes et de surface.

Capteurs à ultra-haute fréquence (UHF)

Les capteurs UHF fonctionnent dans la gamme de 300 MHz à 3 GHz et sont généralement montés à l'intérieur du réservoir de transformateur par l'intermédiaire de vannes d'évacuation d'huile existantes, de ports d'inspection ou de fenêtres diélectriques dédiées.

  • Antennes monopoles et spirales coniques qui offrent des motifs omnidirectionnels tout en s'adaptant à de petites ouvertures.
  • Fournitures à fenêtre diélectriques qui maintiennent l'intégrité du transformateur (aucune fuite d'huile) tout en permettant un couplage électromagnétique.
  • Localisation par rayons[ utilisant plusieurs capteurs UHF et algorithmes d'arrivée pour localiser le site de décharge en trois dimensions, réduisant grandement le besoin de démonter.

La technologie UHF excelle dans les transformateurs de puissance où la géométrie interne et le blindage peuvent atténuer les signaux; ses principales limites sont le coût plus élevé et la nécessité de la pénétration des citernes, qui doivent être conçues et réaménagées avec soin.

Traitement avancé des signaux numériques (DSP) et apprentissage automatique

Les signaux PD bruts sont contaminés par le bruit externe provenant de l'électronique électrique, de la couronne des lignes aériennes, des transitoires de commutation et même des transmissions radio.

  • La valve dénoue[ pour séparer les impulsions PD du bruit de fond en fonction de la décomposition de la fréquence temporelle.
  • Reconnaissance du modèle de décharge partielle (PRPD) résolu par phase qui classifie les types de décharge en analysant la forme statistique des décharges sur le cycle AC (p. ex., des modèles symétriques par rapport à des modèles asymétriques pour les corona internes par rapport à des modèles corona).
  • Classificateurs d'apprentissage de machine[ (machines à vecteur de soutien, forêts aléatoires et réseaux neuronaux profonds) formés à de grandes bibliothèques de données PD étiquetées pour distinguer automatiquement les défauts de l'activité bénigne.

Ces algorithmes s'améliorent continuellement avec les retours d'inspections sur le terrain. Ils réduisent considérablement les fausses alarmes et permettent aux opérateurs de se concentrer sur les menaces d'isolation réelles.Les fournisseurs comme Qualitrol et HVPD[ intègrent désormais DSP directement dans les nœuds de capteur, permettant une analyse basée sur les bords plutôt que le traitement dépendant du cloud.

Systèmes de surveillance sans fil et compatibles avec l'IoT

La surveillance traditionnelle de la PD nécessite des câbles coaxiaux et des unités d'acquisition de données locales, ce qui rend les rénovations coûteuses.

  • Utilisation de ZigBee, LoRaWAN ou 4G/5G cellulaire pour transmettre des paramètres et des alarmes PD à un serveur central sans câblage.
  • Récolter l'énergie à partir de champs magnétiques autour du transformateur ou de petits panneaux solaires, éliminant ainsi les besoins de remplacement de la batterie.
  • Mise en œuvre de l'informatique de bord[ sur les microcontrôleurs de faible puissance qui fonctionnent localement des algorithmes de détection PD simplifiés mais efficaces, en envoyant uniquement des tendances et des alarmes sans fil pour économiser de l'énergie.

Ces systèmes permettent une surveillance continue des transformateurs dans les sous-stations éloignées ou difficiles d'accès, en particulier dans les sites de production distribuée où le nombre de transformateurs augmente rapidement. La norme IEEE P1904.2 pour les réseaux de capteurs dans les sous-stations contribue à assurer l'interopérabilité entre les différents fournisseurs.

Émissions acoustiques (AE) et détection optique

Au-delà des méthodes électriques, les capteurs d'émission acoustique montés sur la paroi du réservoir détectent l'onde de pression générée par la PD.

  • Capteurs acoustiques à fibre optique (p. ex., interféromètres Mach-Zehnder) qui sont à l'abri des interférences électromagnétiques et peuvent être intégrés dans le remontage du transformateur.
  • Array des capteurs piézoélectriques avec des algorithmes de triangulation pour localiser la source de décharge dans le réservoir.

Les méthodes optiques, telles que l'analyse des gaz dissous à fluorescence et la détection directe de la DP optique par des tubes photomultiplieurs, progressent également mais demeurent moins courantes sur le terrain en raison des coûts et de la maintenance.

Avantages de la surveillance moderne de la DP

La mise en œuvre de la surveillance avancée de la DP ne consiste pas seulement à attraper des défauts plus tôt; elle transforme la façon dont les services publics gèrent les parcs de transformateurs.

Détection précoce des défaillances et prévention des défaillances catastrophiques

La surveillance continue de la PD identifie les mois ou les années avant qu'un flashover ne se produise. Par exemple, le suivi de la tendance de l'amplitude maximale de la PD (charge apparente) et du taux de répétition peut révéler une détérioration accélérée de l'isolation du papier à huile. La surveillance de la PD permet de dresser un tableau presque complet de la santé de l'isolation.

Durée de vie prolongée du transformateur et entretien optimisé

Grâce à des données précises de la DP, les opérateurs peuvent passer d'un entretien basé sur le temps (p. ex., échantillonnage d'huile tous les 12 mois) à un entretien basé sur l'état.

  • Pinpoints exactement quel douille, enroulement, ou changement de robinet doit être pris en considération, en évitant les inspections invasives inutiles.
  • Permet de différer l'entretien[ lorsque les niveaux de PD sont faibles, prolongeant l'intervalle entre les inspections internes coûteuses.
  • Supporte les décisions de gestion de la charge – par exemple, réduire la charge sur un transformateur montrant une activité élevée de la PD pour ralentir le vieillissement jusqu'à ce qu'un remplacement soit prévu.

Plusieurs exploitants de flottes de transformateurs, dont ceux qui suivent les lignes directrices CIGRE sur l'évaluation de l'état, intègrent maintenant la surveillance des PD dans leurs indices de santé des actifs, influençant directement la planification des dépenses en immobilisations.

Réduction des coûts liés aux pannes et aux réparations

La justification économique de la surveillance de la PD est forte. Une seule panne forcée d'un grand transformateur de puissance peut coûter un service d'utilité publique de 1,5 million de dollars en puissance de remplacement, en pénalités et en frais de réparation. Le coût de l'installation d'un système de surveillance de la PD en ligne (y compris les capteurs, l'acquisition de données et le logiciel d'analyse) varie généralement de 20 000 $ à 100 000 $ par transformateur, selon la complexité.

Sécurité accrue pour le personnel et la collectivité environnante

Les défaillances des transformateurs peuvent entraîner une rupture du réservoir, un incendie, une explosion et un rejet de gaz toxiques (SF6 dans les transformateurs à gaz ou la brume de pétrole). La surveillance continue de la PD réduit la probabilité de défaillance catastrophique, protégeant le personnel des sous-stations et les zones résidentielles avoisinantes.

Défis et considérations pratiques

Malgré des progrès impressionnants, la surveillance de la PD n'est pas sans défis. La discrimination en matière de bruit demeure difficile dans les sous-stations avec de multiples transformateurs, des banques de condensateurs et de l'électronique de puissance. L'étalonnage des systèmes en ligne (en particulier UHF) est complexe parce que la fonction de transfert entre la source de PD et le capteur dépend de chemins inconnus. L'interprétation nécessite du personnel qualifié ou des systèmes d'IA bien formés; les faux positifs peuvent éroder la confiance dans le système. L'installation de capteurs permanents doit être effectuée avec le transformateur désenergisé, qui peut être une barrière pour les unités existantes.

Orientations futures de la surveillance des PD

La recherche et le développement industriel en cours poussent la surveillance des PD à une plus grande intelligence, à une plus grande omniprésence et à une intégration avec des systèmes plus vastes de gestion des biens.

Intelligence artificielle et apprentissage automatique pour le diagnostic PD

Des réseaux d'apprentissage approfondi, en particulier des réseaux neuronaux convolutionnels (RCN) et des modèles de mémoire à court terme (LSTM) longs, sont formés à des ensembles de données massives, à partir de transformateurs réels et d'expériences de laboratoire, pour:

  • Classifier les types PD avec plus de 95 % de précision même dans les environnements à bruit élevé.
  • Prévoir le temps de défaillance en fonction des données de tendance de la PD, de la DGA et de l'historique de charge, en utilisant une analyse de régression ou de survie.
  • Identifiez automatiquement les défauts ou les manipulations de capteurs, en assurant l'intégrité des données.

La technologie numérique jumelée est également en train de se développer : un modèle virtuel du transformateur qui reçoit des mesures PD en temps réel et simule l'évolution de la condition d'isolation, permettant aux opérateurs de faire tourner des scénarios -what‐if-if-sur les risques futurs.

Miniaturisation des capteurs et récolte d'énergie

Les chercheurs développent des capteurs PD ultracompacts basés sur MEMS (micro-systèmes électromécaniques) qui peuvent être installés à l'intérieur du transformateur pendant la fabrication. Combinés à la récolte d'énergie du transformateur, le champ magnétique ou la vibration errant, ces capteurs pourraient être déployés en masse pour la surveillance continue de chaque enroulement, douille et changement de robinet.

Intégration avec les plateformes Cloud et Fleet Analytics

Les services publics gèrent de plus en plus les parcs de transformateurs grâce à des plateformes cloud centralisées. Les données de surveillance de la DP sont fusionnées avec les statistiques de la DGA, de la température, de la charge et du changement de robinet pour créer un tableau de bord complet sur la santé.

Normalisation et interopérabilité

Les efforts de l'IEEE, de la CEI et du CIGRE produisent des formats de données standard (par exemple, CEI 61850-90-15 pour la surveillance de l'état) et des protocoles de communication (par exemple, CEI 61850-9-2 pour les valeurs échantillonnées), ce qui permettra aux capteurs de différents fabricants de se brancher dans un système de surveillance commun, de réduire le verrouillage des fournisseurs et de simplifier les mises à niveau.

Conclusion

Les progrès réalisés dans les technologies de détection, le traitement des signaux numériques, les communications sans fil et l'intelligence artificielle ont rendu la surveillance de la PD plus accessible et plus fiable que jamais. Bien que des défis subsistent – gestion du bruit, compétences en interprétation et coûts de modernisation – les avantages de la détection précoce des défauts, de la durée de vie prolongée des actifs, des économies de coûts et de la sécurité l'emportent beaucoup sur les investissements.

Pour plus de détails, voir le IEEE PC57.113 Guide pour la mesure de la décharge partielle dans les transformateurs de puissance et IEC 60270:2015 Techniques d'essai à haute tension – Mesures de décharge partielle