Comment améliorer la sensibilité des capteurs de surveillance des points chauds des enroulements de transformateurs ?

Si vous travaillez dans la distribution d'énergie ou dans la maintenance de sous-stations, vous savez que les transformateurs sont les héros méconnus qui maintiennent les lumières allumées jusqu'à ce qu'ils ne le fassent plus. Il y a quelques années, un client nous a contacté parce que ses capteurs de points chauds dans les enroulements de transformateur manquaient constamment des pics de chaleur critiques qui entraînaient finalement des temps d'arrêt imprévus. Il s’avère que leur ancienne configuration de surveillance ne pouvait pas détecter les premiers signes subtils de surchauffe avant que celle-ci ne se transforme en une panne coûteuse. C'est pourquoi chez [notre entreprise], nous avons passé des années à peaufiner notre technologie de capteurs pourSurveillance des points chauds des enroulements de transformateur, et aujourd'hui, je souhaite expliquer exactement comment nous avons amélioré la sensibilité de nos clients : pas de surcharge de jargon, juste des éléments réels et exploitables.

Tout d’abord, soyons clairs : les points chauds sur les enroulements des transformateurs ne sont pas de simples « points chauds ». Il s'agit de zones minuscules et localisées où l'isolation se dégrade, la charge est inégale ou les systèmes de refroidissement tombent en panne : des problèmes qui surviennent rapidement si votre capteur ne parvient pas à les détecter. Le problème standard auquel sont confrontés la plupart des capteurs est qu'ils sont soit trop lents à réagir, soit trop larges (détectant la température moyenne au lieu du véritable point chaud), soit faussés par le bruit électrique provenant d'autres pièces du transformateur. Nous nous sommes attaqués de front à ces problèmes et je souhaite partager ce qui fonctionne, des ajustements matériels des capteurs au couplage avec d'autres outils de surveillance.

Commençons par le cœur du capteur : la sonde de température. Pendant des années, de nombreux capteurs de points chauds ont utilisé des thermocouples de base enfouis dans l'isolation du bobinage, mais ceux-ci ne peuvent capter que la chaleur qui est transférée à travers l'isolation, et non l'endroit qui surchauffe. Nous sommes passés aux sondes à fibre optique il y a quelque temps, mais pas n'importe quelle fibre : nous utilisons des fibres de détection de température distribuée (DTS) suffisamment fines pour s'infiltrer dans les couches d'isolation de l'enroulement sans perturber le flux électrique. Attendez, mais comment cela augmente-t-il la sensibilité ? Contrairement aux capteurs ponctuels, le DTS mesure la température tous les demi-mètres le long de la fibre. Nous ne manquons donc pas de petits points chauds concentrés (comme un endroit où un fil est lâche et génère une chaleur supplémentaire) qu'un capteur à point unique ignorerait. Les premiers tests avec le transformateur 500 kV d'un client ont montré que nous avions détecté un point chaud de 2 °C au niveau d'un robinet d'enroulement que leur ancien capteur ignorait complètement – ​​suffisamment pour détecter un problème avant qu'une rupture d'isolation ne se produise.

Mais la sensibilité ne concerne pas seulement la sonde : elle consiste également à filtrer le bruit. Les transformateurs sont électriquement bruyants : les courants de terre du noyau, les décharges partielles, les fluctuations de charge créent tous des signaux qui peuvent fausser les lectures de température. Nous avions l'habitude de rencontrer ce problème tout le temps : nos capteurs montaient en pointe pendant 10 minutes lors d'une surtension de charge, non pas à cause d'un point chaud, mais parce que des interférences électriques perturbaient le signal de la sonde. Nous avons donc commencé à intégrer la validation des signaux croisés avec d’autres outils de surveillance des transformateurs. Par exemple, si notre capteur de point chaud montre une augmentation de température inhabituelle, nous la vérifions avec les données d'unMoniteur de courant de mise à la terre du noyau du transformateur(en passant, ce lien concerne notre produit exact : nous l'avons construit pour détecter une mise à la terre défectueuse qui peut imiter le bruit des points chauds) et unSystème de surveillance des décharges partielles en ligne pour transformateurpour exclure les bruits liés à l'isolation. Cela change la donne, car désormais nous ne nous appuyons plus uniquement sur une seule lecture de température : nous la vérifions avec d'autres données sur l'état du transformateur, ce qui réduit les fausses alarmes de plus de 30 % pour nos clients.

Un autre point important : l’étalonnage, mais pas le type annuel ennuyeux. La plupart des capteurs de points chauds sont calibrés en laboratoire dans des conditions parfaites, mais les vrais transformateurs fonctionnent dans des températures extrêmes, une humidité élevée et des charges variables. Nous avons intégré un étalonnage adaptatif en temps réel dans notreSurveillance des points chauds des enroulements de transformateursystème : il utilise les données de charge du transformateur, la température ambiante et même les tendances des gaz dissous pour ajuster les lectures de base du capteur à mesure que les conditions changent. Pour un client d'une sous-station dans le désert, cela signifiait que son capteur avait cessé de sur-signaler les points chauds à midi (lorsque la température ambiante faisait monter la ligne de base de l'enroulement) et avait commencé à détecter avec précision la surchauffe réelle lorsque la charge augmentait dans la soirée. Avant cela, leur équipe de maintenance effectuait des vérifications inutiles à chaque fois que le soleil était haut, ce qui gaspillait du temps et des ressources.

Attendez, parlons de quelque chose que la plupart des gens négligent : l'emplacement du capteur. Même la sonde la plus sensible est inutile si vous la placez au mauvais endroit. Nous avions l'habitude de former nos clients à placer des sondes au sommet des enroulements, mais c'est là que la chaleur se dissipe en premier, de sorte que les petits points chauds sont masqués. Nous recommandons désormais de placer les sondes au milieu du bobinage (la zone de chaleur la plus concentrée) et à proximité des connexions des prises (où les fils lâches créent souvent des points chauds). Nous avons même effectué un test sur le terrain dans lequel nous avons comparé le placement des sondes sur 10 transformateurs de distribution : les sondes situées au milieu ont détecté 15 % de points chauds en plus que les sondes montées sur le dessus. Si vous utilisez notre système, notre équipe examine avec vous les détails du placement lors de la configuration, sans aucune hypothèse, ce qui constitue une part importante de l'amélioration de la sensibilité.

Mais la sensibilité signifie également détecter les tendances, et pas seulement les pics isolés. Notre système n'affiche pas seulement un chiffre : il suit les changements de température au fil des heures, des jours et des mois. Ainsi, un pic de 3°C une nuit dû à une surtension de charge est enregistré, mais une augmentation progressive de 5°C sur deux semaines est signalée comme un problème potentiel. En effet, l'accumulation progressive de chaleur est souvent due à une dégradation de l'isolation, tandis que les pics soudains sont généralement transitoires. Nous associons ces données de tendance à notreAnalyseur de gaz dissous par transformateurdonnées : la combinaison des tendances de température avec les niveaux de gaz (comme le méthane ou l'éthylène, qui signalent une rupture de l'isolation) donne une image complète de l'évolution d'un point chaud. Un client l'a récemment utilisé pour détecter un point chaud lent sur un transformateur avant qu'il ne se transforme en panne totale : il a réparé une connexion desserrée pendant une fenêtre de maintenance planifiée, économisant ainsi 120 000 $ en coûts de réparation imprévus. C'est le genre de sensibilité aux impacts.

Bien sûr, nous avons aussi appris de nos faux pas. Au début, nous avons essayé d'intégrer davantage de points de données dans le capteur, ce qui le rendait plus volumineux et plus difficile à installer sans endommager les enroulements. Nous avons dû réduire nos efforts et nous concentrer sur des sondes miniaturisées à haute sensibilité qui s'insèrent dans les fentes d'isolation des enroulements standard. C'est pourquoi nos sondes actuelles ont une épaisseur de 0,5 mm : il n'est pas nécessaire de modifier la conception de l'enroulement, ce qui constitue un avantage considérable pour la mise à niveau d'anciens transformateurs. Nous avons également testé différents matériaux pour le revêtement de la sonde, et le passage à une fibre de silice résistante à la température et à faibles pertes a amélioré la précision du signal de 18 % dans les environnements à haute tension. De petits ajustements, mais ils s’ajoutent à une bien meilleure sensibilité.

Maintenant, soyons réalistes : aucun capteur n'est parfait, et la sensibilité ne signifie pas ignorer les fausses alarmes (nous y travaillons toujours). La clé est de trouver un équilibre entre une sensibilité élevée et des données fiables. C'est pourquoi notre système n'est pas seulement un capteur : c'est un écosystème de surveillance complet. Si vous avez affaire à des transformateurs âgés de plus de 20 ans, la mise à niveau d'un capteur de point chaud sensible associé à une mise à la terre du noyau et à une surveillance des PD est bien plus rentable que le remplacement de l'unité entière. Et si vous gérez un parc de transformateurs, le tableau de bord basé sur le cloud de notre système vous permet de suivre les points chauds de toutes les unités en temps réel, afin que vous puissiez prioriser la maintenance des unités qui en ont réellement besoin.

Voici ce que je dis à chaque client : la durée de vie d'un transformateur est souvent écourtée parce que personne n'a détecté un petit point chaud à temps. Nous avons construit notreSurveillance des points chauds des enroulements de transformateursystème pour résoudre ce problème : en améliorant la sensibilité en ciblant les zones exactes où la chaleur s'accumule, en filtrant le bruit et en l'associant à d'autres données critiques pour éviter les signes manqués. Si vous en avez assez des capteurs qui ignorent les problèmes ou vous inondent de fausses alertes, nous serions ravis de discuter de la façon dont nous pouvons adapter une solution à vos transformateurs spécifiques. Que vous disposiez d'un seul transformateur de distribution ou d'un parc d'unités de sous-station, notre équipe peut vous expliquer quels ajustements fonctionneraient le mieux pour votre configuration : pas de pression, juste des conseils honnêtes.

Si vous souhaitez en savoir plus sur notre technologie de capteurs, les liens que j'ai indiqués plus tôt vous donnent une présentation approfondie de chacun de nos outils de surveillance, mais soyons clairs : le meilleur, c'est la manière dont ils fonctionnent ensemble. Et si vous êtes prêt à parler de l'amélioration de la sensibilité de votre surveillance des points chauds, contactez-nous : nous vous mettrons en contact avec notre équipe qui a travaillé sur le terrain avec des transformateurs, et pas seulement dans un bureau.

Références

1. Norme IEEE. C57.12.90-2015, « Code de test standard pour les transformateurs de distribution, de puissance et de régulation immergés dans un liquide », Institut des ingénieurs électriciens et électroniciens, 2015.
2. Wang, Y., et al. "Détection distribuée de la température pour la détection des points chauds des enroulements de transformateur : une évaluation sur le terrain."Transactions IEEE sur la livraison d'énergie, vol. 33, non. 4, 2018, pages 1892-1900.
3. Smith, J. et coll. "Techniques de réduction du bruit pour les capteurs de surveillance des transformateurs dans les environnements à champ élevé."Actes de la Conférence internationale sur la surveillance et le diagnostic de l'état, 2020, p. 456-459.