Vue d’ensemble :
L’analyse des gaz dissous (DGA) a beaucoup évolué ces dernières années. Pour garantir la cohérence des résultats, il faut suivre diverses méthodes et procédures. La DGA aide l’industrie en donnant aux laboratoires la possibilité de vérifier leurs méthodes et de garantir des résultats, des résultats auxquels on peut se fier.
L’analyse des gaz dissous (DGA) est une norme industrielle pour la détection et la détermination des défauts de transformateurs depuis plus de 30 ans. Développée à la fin des années 1960, la DGA a été reconnue dans le monde entier comme le principal outil de prévention des défaillances catastrophiques des transformateurs de puissance. Le prélèvement d’un échantillon d’huile n’est que la première étape du processus d’évaluation de l’état de fonctionnement de ces grandes pièces d’équipement. L’huile est utilisée comme réfrigérant et isolant dans les grands transformateurs. On peut l’appeler l’élément vital d’un transformateur. De la même manière qu’un médecin effectue une prise de sang pour déterminer sa santé, l’ingénieur de la DGA a les moyens de déterminer la santé des transformateurs. Une question revient sans cesse : l’analyse est effectuée, mais les résultats sont-ils valables ?
L’analyse des gaz dissous a été acceptée comme la norme industrielle pour déterminer les défauts naissants des transformateurs. Si la méthode est suivie correctement, les résultats obtenus devraient donner les informations nécessaires pour prendre une décision éclairée sur l’état de fonctionnement d’un transformateur. Cependant, l’équipement nécessaire pour effectuer le suivi de la DGA est maintenant beaucoup moins cher et plus facile à utiliser, et davantage de laboratoires ont commencé à offrir ce service. C’est une bonne chose pour le secteur, mais cela peut aussi être préjudiciable car les résultats de ces nouveaux laboratoires peuvent ne pas offrir la même fiabilité que ceux des laboratoires plus anciens.
Il existe trois normes DGA reconnues, ainsi qu’une nouvelle norme qui a acquis une grande notoriété ces dernières années. Les quatre méthodes nécessitent un échantillon d’huile. L’échantillon est manipulé de manière à éliminer ou à extraire les gaz qu’il contient. Les gaz sont séparés à l’aide d’un chromatographe en phase gazeuse (CG). Le GC est un instrument d’analyse précis comprenant un four, quelques colonnes et un, deux ou trois détecteurs. Le gaz extrait des échantillons est injecté dans le GC, où les colonnes séparent les gaz. Les colonnes sont maintenues à une température constante dans le four, ce qui facilite la séparation des gaz. Lorsque les gaz séparés quittent les colonnes, ils entrent dans le flux du détecteur, qui a la capacité de quantifier les gaz. Le GC est facile à calibrer, en fournissant la température du four, les débits de gaz porteur et la sensibilité du détecteur. L’analyse DGA comporte une autre étape, qui est l’extraction des gaz. C’est la partie de l’analyse où la plupart des erreurs peuvent se produire et où une norme d’étalonnage est nécessaire.
Développée à la fin des années 1960, la méthode d’extraction sous vide a été la première norme ASTM acceptée pour l’analyse des gaz dissous dans l’huile, DGA. Il extrait essentiellement les gaz du pétrole. En introduisant l’huile dans le vide, les gaz dissous dans l’huile sont libérés afin d’être collectés puis injectés dans un GC. Cette méthode présente quelques problèmes, le premier étant le système à vide poussé et le second le mercure impliqué. Grâce à l’efficacité du processus d’extraction, seule une petite quantité d’échantillon est nécessaire. Dans ce cas, une seringue de 30 cc d’huile suffit. Une fois que l’huile est exposée au vide, les gaz sont libérés lorsqu’ils sont isolés. En utilisant le mercure comme piston, les gaz sont comprimés et amenés à la pression atmosphérique. Ceux-ci peuvent être injectés dans un chromatographe en phase gazeuse. Tant que l’appareil fonctionne correctement, il s’agit d’un système sûr. Mais comme indiqué plus haut, le système doit être manipulé avec précaution lorsqu’il est associé à un vide élevé. Le mercure peut mettre de nombreuses personnes mal à l’aise, mais il est totalement isolé et le technicien ne doit pas craindre d’entrer en contact avec lui. Il est également dans son état élémentaire et est donc beaucoup plus sûr à travailler.
Une remarque sur les échantillons avant de poursuivre : l’analyse ne peut être aussi bonne que l’échantillon obtenu. Des procédures d’échantillonnage appropriées doivent être suivies. L’échantillonnage de l’huile d’un transformateur peut être une opération simple, mais il faut toujours s’assurer que la vanne de vidange est correctement vidée. Il s’agit d’une zone de stagnation de l’huile qui ne fera pas partie de la circulation de l’huile dans le transformateur. Assurez-vous qu’une quantité suffisante d’huile circule dans la valve pour éliminer la stagnation de l’huile. Si cette vanne est située au fond du transformateur, il peut y avoir beaucoup de sédiments ou d’eau libre. Encore une fois, assurez-vous que la valve est bien drainée. Les récipients d’échantillons doivent également être rincés. Cette opération peut être effectuée en vidant l’huile du transformateur. Une fois que la vanne de vidange est rincée, utilisez un peu plus d’huile du transformateur pour rincer les récipients d’échantillons. Au Canada et aux États-Unis, le récipient de choix est une seringue en verre. Ils sont faciles à travailler et peuvent être facilement transportés.
La méthode de décapage a été acceptée par l’ASTM dans les années 1990. Cette méthode évite l’utilisation d’appareils de dégazage sous vide poussé et de mercure. Les échantillons d’huile sont injectés directement dans l’instrument où un flux d’azote entre en contact avec l’huile. L’azote force les autres gaz à sortir et à entrer dans le flux à l’intérieur du chromatographe en phase gazeuse. Cette méthode semble beaucoup plus facile à suivre, mais elle pose des problèmes, l’un étant l’efficacité de l’extraction, l’autre étant que la machine est beaucoup plus compliquée.
Pour assurer un bon fonctionnement, il convient d’utiliser un standard d’huile afin de s’assurer que l’efficacité de l’extraction est la meilleure. Un gaz d’étalonnage doit être utilisé pour étalonner le chromatographe en phase gazeuse.
L’espace de tête a récemment été accepté par la norme ASTM comme méthode de détermination des gaz dissous dans l’huile de transformateur. Comme pour la méthode de décapage, un système de vide poussé n’est pas nécessaire.
Les échantillons d’huile obtenus sont placés dans des flacons et les flacons sont d’abord purgés avec du gaz argon. Une fois l’huile placée dans les flacons, une couverture d’argon est maintenue au-dessus de l’huile. Les volumes exacts de pétrole et de gaz doivent être maintenus. Les flacons sont agités pendant un certain temps, ce qui permet au gaz qui est dissous dans l’huile de s’échapper dans la couverture gazeuse. Cette couverture de gaz ou espace de tête est ensuite introduite dans le chromatographe en phase gazeuse où l’analyse des gaz dissous est effectuée. Les problèmes inhérents à cette méthode sont que le volume d’huile doit être précis, la température du bain d’agitation doit être maintenue à la température optimale et la pression doit être maintenue constante.
Pour être totalement sûr des résultats, il faut faire passer un standard d’huile dans l’instrument pour garantir l’efficacité de l’extraction, comme dans la méthode de séparation. La méthode Shake Test® est une nouvelle méthode qui n’a pas encore été acceptée par l’ASTM, mais les principes sont similaires à ceux de la méthode Headspace. Les échantillons d’huile sont obtenus à l’aide d’une seringue Shake Test®. L’échantillon d’huile est plus important que les autres méthodes, mais l’équipement nécessaire pour effectuer l’analyse est beaucoup plus facile à manipuler. La seringue Shake Test ® est une seringue de 100cc. Pour extraire les gaz, le technicien mélange l’huile dans la seringue avec une quantité fixe d’air sans CO2. Cela prend environ une minute. La seringue est ensuite attachée à un GC portable où l’analyse des gaz est effectuée.
Cette méthode permet de déplacer le laboratoire sur le terrain en cas d’urgence, car il suffit d’avoir le CG, qui est portable, un ordinateur portable et la seringue. L’analyse complète peut être effectuée sur place en moins de cinq minutes. Des seringues spécialement conçues et calibrées suffisent pour aspirer les gaz. Le gaz d’étalonnage fourni avec l’instrument est composé pour étalonner le GC et les niveaux d’étalonnage des gaz présents dans le gaz d’étalonnage sont conçus pour fonctionner spécifiquement avec ces seringues. Tant que le technicien suit la procédure Shake Test®, un standard d’huile n’est pas nécessaire. Cependant, pour être tout à fait sûr, une norme pétrolière confirmera cette méthode comme les autres.
Développée dans les laboratoires de Morgan Schaffer, la norme pétrolière True North est désormais disponible pour aider les laboratoires à calibrer leurs équipements. Il peut également être utilisé par les propriétaires de transformateurs pour s’assurer que leur laboratoire effectue correctement l’analyse DGA. La nécessité d’une norme pour l’huile a été constatée lorsque certains de nos clients ont envoyé des échantillons d’huile prélevés au même moment sur leurs transformateurs à différents laboratoires. Les résultats ont été remis en question car ils ne correspondaient pas et ne se situaient même pas dans le niveau de variation prévu. Tous les deux ans, l’ASTM envoyait une circulaire aux principaux laboratoires d’Amérique du Nord. Ils envoyaient aux laboratoires les échantillons des standards d’huile qu’ils avaient produits. Une fois les résultats reçus, il s’est avéré qu’il fallait redoubler d’efforts pour s’assurer que les laboratoires respectent les méthodes et procédures d’étalonnage appropriées. L’une des clés pour résoudre ce problème était de mettre à la disposition de l’industrie une norme d’huile certifiée DGA.
True North a été un projet dont la création a pris deux ans. L’objectif était de créer une norme stable, facilement transportable dans le monde entier et peu coûteuse, non seulement à produire mais aussi suffisamment rentable pour que les laboratoires puissent l’utiliser sur une base quotidienne ou hebdomadaire. Le premier obstacle était de savoir comment fabriquer la norme. Obtenir des quantités connues des différents gaz de défaillance à dissoudre dans l’huile n’était pas une tâche facile. Morgan Schaffer a commencé le premier, avec la nouvelle Voltesso 35, l’une des huiles isolantes pour transformateurs les plus courantes au Canada. Grâce à un appareil de dégazage spécialement conçu à cet effet, la quasi-totalité du gaz a été extraite du pétrole. La partie délicate était de savoir comment faire passer le gaz dans l’huile. L’huile a ensuite été introduite dans des récipients permettant l’expansion et la contraction. Cela a permis au gaz de pénétrer dans l’huile à la pression atmosphérique. Il est bien connu que l’huile de transformateur génère ou perd une partie du gaz de défaillance lorsqu’elle est exposée à la lumière ultraviolette. Par conséquent, les conteneurs doivent être maintenus à l’abri de la lumière pendant que l’huile absorbe le gaz. Ils devaient également le garder à l’abri de la lumière pendant le stockage. Le stockage était un autre problème. Si, pendant le stockage, la norme devenait instable et que les niveaux de gaz dans l’huile changeaient en raison de réactions, ce serait bien sûr inacceptable. Il a été constaté qu’à un niveau de 100 ppm dans l’huile, la norme ne resterait pas stable sur une période de plusieurs mois. Pour livrer True North à nos clients, il suffisait de transférer l’huile dans des seringues et de les transporter de cette manière. Pour garantir les résultats de la norme, l’huile doit être analysée dans les quatre semaines suivant sa réception.
True North a été envoyé à un certain nombre de laboratoires au Canada. Les laboratoires qui ont participé effectuaient l’analyse de la DGA conformément à la norme ASTM D-3612 acceptée. Ces laboratoires ont suivi l’une des trois méthodes suivantes : l’extraction sous vide, la méthode de séparation et l’espace de tête. Les résultats obtenus n’étaient pas très réconfortants. Dans certains cas, une variation des résultats escomptés supérieure à 90 % a été retournée. Cela a montré que les procédures n’étaient pas suivies et que les étalonnages n’étaient pas effectués correctement. L’étalonnage du chromatographe en phase gazeuse est une procédure simple, mais comme l’extraction du gaz de l’huile est la première étape de l’analyse, une vérification de l’extraction doit également être effectuée. C’est là que True North aidera les laboratoires à normaliser leur équipement et que l’industrie dans son ensemble en bénéficiera. Les résultats d’une analyse des gaz dissous sont utilisés pour prendre des décisions importantes et coûteuses. Si les résultats ne sont pas fiables, des décisions incorrectes et coûteuses pourraient être et seront prises.
La dernière avancée dans la détection des défauts de transformateurs est le développement de systèmes en ligne qui surveillent en permanence les transformateurs pour détecter les défauts naissants. Le moniteur d’hydrogène Calisto est conçu pour surveiller en continu la production d’hydrogène et d’eau dans les transformateurs. L’hydrogène se développe dans tous les défauts de transformateurs et c’est un gaz clé qui peut être utilisé pour avertir de l’apparition de défauts. L’eau endommage l’isolation solide des transformateurs et doit être réduite au minimum. En surveillant ces deux composants, un niveau supplémentaire d’assurance est ajouté au fonctionnement de l’équipement. Une propriété souhaitable de Calisto est que l’étalonnage n’est pas nécessaire. Par conséquent, une norme de nord véritable n’est pas nécessaire. D’autres systèmes en ligne nécessitent un étalonnage. La technologie des piles à combustible est utilisée depuis de nombreuses années, mais un étalonnage sur le terrain est toujours nécessaire. L’unité de soins pour transformateurs et le transformateur CG en ligne sont les nouveaux développements qui offriront une DGA complète pour les transformateurs douteux. Mais ces dispositifs de surveillance des transformateurs sont très coûteux et ne sont utilisés que dans les unités très critiques. Cependant, ces dispositifs nécessitent un étalonnage continu. Une norme pétrolière serait bénéfique pour assurer leur performance. En conclusion, l’analyse des gaz dissous a parcouru un long chemin ces dernières années. Pour garantir la cohérence des résultats, il faut suivre diverses méthodes et procédures. La norme True North DGA aidera l’industrie en donnant aux laboratoires la possibilité de vérifier leurs méthodes et de garantir des résultats fiables.