Dans une machine tournante, c’est l’isolation qui cède, et c’est pourquoi l’essentiel de ce contenu porte sur les décharges partielles. La vidéo résume six webinaires techniques sur les moteurs et les alternateurs, la gaine à barres qui les relie au transformateur, et les effets des cycles de fonctionnement des énergies renouvelables sur les transformateurs de centrale.
Points clés
- Les sondes RTD déjà présentes dans l’enroulement statorique permettent aussi de détecter les décharges partielles, et la comparaison de leurs mesures localise le défaut.
- Sur la gaine à barres, un capteur de courant placé sur le chemin de mise à la terre fonctionne au potentiel de la terre et indique de quel côté de la jonction provient la décharge.
- Dans un cas réel, les décharges augmentaient depuis au moins deux mois avant le premier déclenchement sur seuil de température.
- Dans le stockage par batteries et l’éolien, le transformateur ne voit plus une charge stable mais un cycle de fonctionnement, et chaque phase de ce cycle sollicite un élément différent.
- L’humidité migre entre le papier et l’huile en fonction de la température : le même transformateur affiche 10 ppm à froid et plus de 100 à chaud.
Décharges partielles : un courant infime dans une fenêtre étroite
Une décharge dans une cavité provoque une légère chute de tension aux bornes de l’échantillon, et la charge qui la compense est une impulsion de courant à haute fréquence. C’est cette impulsion que l’instrument mesure réellement. Les travaux publiés situent la meilleure détection entre 30 kHz et 30 MHz ; au-delà de 30 MHz, seule une petite fraction du signal reste disponible. La bande compte davantage que la sensibilité : écouter dans la mauvaise fenêtre ne permet de rien trouver, aussi bon que soit l’instrument.
Les capteurs sont déjà dans l’enroulement
L’idée qui traverse trois de ces sessions est que les sondes RTD du stator, les détecteurs de température noyés dans l’enroulement, servent aussi de capteurs de décharges partielles. Elles sont plus sensibles qu’un condensateur de couplage, car l’élément couvre une longueur d’enroulement, alors qu’un condensateur de couplage réalise une mesure ponctuelle. La méthode ne touche pas au câblage des RTD, de sorte que la mesure de température n’est pas affectée, et l’on compte généralement de deux à six RTD par phase, selon la taille de la machine. Les règles de reconnaissance de motifs mises au point pour les condensateurs de couplage restent applicables ; seule la sensibilité diffère.
La mesure la plus élevée est la plus proche du défaut
Cela apporte ce que les essais classiques peinent à fournir : la localisation. On mesure sur chaque RTD autour du stator, on compare les amplitudes encoche par encoche, on localise le défaut près de celle qui donne la valeur la plus élevée, on suit l’évolution de cette encoche dans le temps et on intervient avant l’arrêt, et non pendant. L’alternative classique est la sonde à effet couronne, qui exige d’ouvrir la machine et n’atteint que la zone physiquement accessible.
La gaine à barres : rien ne bouge, alors pourquoi la surveiller ?
C’est un système inerte, sans pièces mobiles, et c’est l’objection habituelle. Mais les jonctions boulonnées subissent des cycles thermiques chaque jour où la centrale fonctionne. Les connexions desserrées proviennent des cycles thermiques et d’un couple de serrage incorrect ; les jonctions à forte résistance, de films superficiels, d’oxydes ou d’une perte du revêtement ; les liaisons souples en sont l’emplacement habituel ; les fissures des joints de dilatation laissent entrer l’humidité. Et environ trois quarts des défaillances de cet équipement sont liées à l’isolation.
Le capteur utilisé est ingénieux. Un capteur de courant placé sur le chemin de mise à la terre capte les impulsions à haute fréquence à la surface métallique de l’enveloppe. Il se trouve au potentiel de la terre, ce qui supprime tout risque lié à la haute tension lors de son installation, il n’est pas intrusif (aucune modification de la gaine elle-même), et la polarité de l’impulsion permet de distinguer le côté machine du côté gaine. Il est associé à des mesures de température, d’humidité et de pression par capsule.
Un cas : deux mois d’avertissement dans les décharges
Un sectionneur était surveillé à la fois par les décharges partielles et par la température. Deux déclenchements ont été provoqués lorsque la température a dépassé son seuil, mais la forte hausse des décharges avait commencé au moins deux mois plus tôt. La défaillance s’est produite dans les angles, en raison de l’effet de peau. La température l’a confirmée ; les décharges l’avaient annoncée.
Le transformateur élévateur : celui qu’on ne remplace pas en une semaine
Le transformateur élévateur de groupe est traité différemment d’un transformateur de réseau, car il ne peut pas être remplacé dans l’urgence et il ne se repose jamais. L’huile est en contact avec tous les composants de la partie active, de sorte que les gaz renseignent sur l’ensemble, et une hausse soudaine des gaz dissous est le meilleur indicateur d’un défaut naissant. Environ 90 % du temps, l’appareil se comporte tout à fait normalement ; les 10 % restants sont la raison d’être du dispositif de surveillance, et une surveillance étroite permet de le maintenir en service jusqu’à un arrêt programmé. Pour des raisons de coût, les sessions recommandent un moniteur à un ou deux gaz sur l’ensemble d’un parc plutôt qu’un analyseur complet sur un seul appareil.
Cycles de fonctionnement renouvelables : chaque contrainte attaque un élément différent
Un transformateur installé dans un site de stockage par batteries ou un parc éolien n’a plus un profil de charge stable. Il a un cycle de fonctionnement :
| Contrainte | Ce qu’elle attaque |
|---|---|
| Cycles thermiques | vieillissement de l’isolation |
| Harmoniques | échauffement par courants de Foucault, élévation de température supplémentaire |
| Migration de l’humidité | baisse de la rigidité diélectrique |
| Défauts traversants | déplacement mécanique des enroulements |
| Variations rapides de charge | fatigue thermique |
| dV/dt élevé | contrainte sur l’isolation |
Les transformateurs classiques ont été conçus pour une charge relativement stable ; ces cycles de fonctionnement sont fondamentalement différents.
Pourquoi l’échantillon induit en erreur : 10 ppm à froid, 137 à chaud
Presque toute l’eau se trouve dans l’isolation solide, et non dans l’huile, et l’échauffement la chasse du papier vers l’huile. Un appareil de 50 MVA peut afficher 10 ppm à 20 °C et 137 ppm à 80 °C : l’eau n’a pas changé, seule la température a changé. C’est pourquoi les exploitants voient des pics de ppm en charge après un échantillon prélevé à froid et jugé « sûr ». La saturation relative mesurée en ligne tient compte automatiquement de la température ; une valeur en ppm de laboratoire, non.
Ce qui se passe mal en pratique
- Traiter un transformateur soumis à un cycle renouvelable comme un transformateur classique.
- Se fier uniquement aux indicateurs de température d’huile et d’enroulement, avec une mauvaise visibilité du point chaud.
- Ignorer les harmoniques : échauffement caché et vieillissement accéléré.
- Des seuils d’alarme fixes : alarmes intempestives, ou événements manqués.
- Aucune donnée de référence à la mise en service, et donc aucune tendance à long terme possible.
Ce sur quoi les six sessions s’accordent
- Dans les machines tournantes, c’est l’isolation qui cède : la mesure, ce sont les décharges.
- Écouter dans la bonne fenêtre de fréquences, sinon l’instrument ne trouve rien.
- Les capteurs sont souvent déjà installés : utilisez les sondes RTD du stator.
- La gaine à barres n’est pas inerte : les jonctions boulonnées subissent des cycles chaque jour.
- Les cycles de fonctionnement renouvelables sont un problème différent, pas un problème moindre.
Équipements associés
Le moniteur de machines tournantes RMM de Dynamic Ratings et le PD Profiler surveillent les décharges partielles en service ; le reste de la gamme se trouve dans détection des décharges partielles. Pour les transformateurs élévateurs, consultez le moniteur de transformateur E3 et le capteur d’hydrogène GRIDSCAN5000. Pour parler de votre centrale, contactez nos ingénieurs.