La surveillance en ligne de l'état des SIG est-elle affectée par les interférences électromagnétiques ?

Si vous êtes un opérateur de réseau électrique ou un gestionnaire d'actifs GIS (Gas Insulated Switchgear), vous vous êtes probablement appuyé sur la surveillance de l'état en ligne pour assurer le fonctionnement fiable des équipements critiques. Depuis des années, nous fournissons des solutions spécialisées de surveillance conditionnelle en ligne SIG, et une question revient plus souvent que toute autre :La surveillance de l'état en ligne du SIG est-elle affectée par les interférences électromagnétiques (EMI) ?C'est une préoccupation légitime : le SIG fonctionne dans des environnements à haute tension et à courant élevé où les interférences électromagnétiques sont omniprésentes, et les données des systèmes de surveillance constituent la bouée de sauvetage pour la maintenance prédictive. Décomposons cela, ancrés dans les défis du monde réel et expliquons comment nos solutions résolvent ce problème.

Tout d'abord, plantons le décor : le SIG est compact, efficace et désormais omniprésent dans les sous-stations, mais sa conception fermée, sous enveloppe métallique, n'élimine pas les interférences électromagnétiques : elle les façonne. Chaque fois qu'un disjoncteur fonctionne, qu'un parafoudre s'active ou qu'un courant de défaut se coupe, il génère des impulsions électromagnétiques transitoires (EMP) qui se propagent à travers la sous-station. Ces impulsions peuvent fuir ou se coupler aux câbles, capteurs et dispositifs de surveillance adjacents qui constituent la surveillance des conditions en ligne du SIG. Le risque n’est pas seulement un bruit mineur ; il manque les premiers signes de défaillance (comme une décharge partielle) ou les fausses alertes qui gaspillent les ressources de maintenance.

Au cours de la dernière décennie, nous avons travaillé avec plus de 20 clients de services publics en Amérique du Nord et en Europe, et nos équipes sur site ont documenté de première main les problèmes de surveillance liés aux EMI. Les premières installations de systèmes de surveillance de base (capteurs disponibles dans le commerce connectés aux câbles d'alimentation) présentaient régulièrement 15 à 20 % d'alertes de décharge partielle faussement positives au cours de nos trois premières années d'activité. Un client du Midwest a signalé que sa surveillance de l'humidité du gaz SF6 augmentait de 30 ppm à chaque fois qu'un transformateur à proximité commutait, obligeant les opérateurs à valider manuellement les lectures au lieu de se fier aux données en temps réel. C'est à ce moment-là que nous avons appris : l'EMI n'est pas un problème théorique : c'est un obstacle opérationnel quotidien pour une surveillance de l'état en ligne non optimisée par SIG.

Voyons plus précisément comment EMI interagit avec les paramètres courants de surveillance SIG. Tout d’abord, la surveillance de la qualité du gaz SF6 : le SF6 est le noyau isolant et anti-arc du GIS, donc les fuites, la décomposition ou l’humidité sont des signaux précoces de défaillance critiques. Nos capteurs SF6 de première génération utilisaient des connexions filaires analogiques qui captaient les interférences électromagnétiques en mode commun provenant des jeux de barres des sous-stations. L'IEM fausserait les lectures de tension, ce qui rendrait difficile la distinction des sous-produits réels de la décomposition du SF6 (comme le SO2 ou le H2S) du bruit électrique. Nous avons ensuite repensé ces capteurs avec un traitement différentiel du signal, un câble à paire torsadée blindée (STP) et un filtre de bande passante réglé pour éliminer les fréquences transitoires des sous-stations (1 kHz à 1 MHz, la source la plus courante de bruit de commutation SIG). Le résultat ? Les fausses lectures de SF6 ont chuté de 89 % lors des tests effectués auprès des clients. Si vous recherchez un système spécialement conçu qui intègre cette atténuation du bruit, consultez notreSystème de surveillance du gaz Sf6conçu exclusivement pour les environnements SIG.

Ensuite, la surveillance des décharges partielles (PD) : c'est là que les interférences EMI frappent le plus, car la PD elle-même est un minuscule signal électrique (nanoampères, picocoulombs) caché dans un bruit de fond haute tension. Nous avons déjà aidé un client au Texas dont le système de surveillance non spécialisé des DP manquait un PD interne critique dans une baie SIG de 230 kV parce que le capteur ne prenait pas en compte les transitoires de courant de défaut de 50 kA de la sous-station. La panne a finalement provoqué une panne de 4 heures, coûtant au service public 2 millions de dollars en perte de revenus. Cette expérience nous a poussé à construire notreSystème de surveillance des décharges partielles en ligne pour les SIGqui utilise deux couches de rejet EMI : premièrement, des transducteurs de courant haute fréquence (HFCT) avec un blindage métallique qui se fixent directement au boîtier mis à la terre du GIS pour isoler les signaux PD du bruit externe. Deuxièmement, un algorithme propriétaire qui croise les lectures de DP horodatées avec les journaux d'événements des sous-stations (opérations de disjoncteur, activations de parafoudres) pour filtrer les pics EMI transitoires. Lors de tests de suivi avec ce client du Texas, le système a détecté une PD interne 12 mois avant tout autre signe de défaillance, avec aucune fausse alerte provenant d'événements de commutation de sous-station.

Les parafoudres sont un autre composant essentiel du SIG, et leur surveillance (pour le courant résiduel et le courant de fuite) est également vulnérable aux interférences électromagnétiques. Lorsqu'un coup de foudre frappe une sous-station, le parafoudre détourne le courant, générant d'énormes interférences électromagnétiques qui peuvent fausser les lectures de courant de fuite. Nous avons vu des clients utiliser des capteurs de courant de fuite génériques qui lisaient 5 fois la valeur réelle lors d'une tempête, ce qui entraînait des remplacements inutiles de parafoudres. NotreSurveillance des parafoudresLe système utilise des bobines Rogowski avec un blindage magnétique pour atténuer les interférences électromagnétiques à la fréquence de la foudre, associées à des boîtiers résistants aux intempéries qui bloquent le bruit RF externe. Un client en Floride a signalé que lors d'une tempête de catégorie 2, notre système de surveillance des parafoudres maintenait une précision des données de 98 %, tandis que le système générique d'un service public voisin présentait une perte de données de 70 %. C'est la différence entre une conception résistante aux EMI et des correctifs après coup.

Maintenant, vous vous demandez peut-être : existe-t-il un moyen d’éliminer complètement l’impact EMI ? La réponse courte est non : les sous-stations auront toujours du bruit électrique, mais une surveillance de l'état en ligne par SIG moderne peut être conçue pour l'atténuer efficacement. La clé n’est pas seulement d’acheter un système de surveillance ; c'est en choisir un conçupour les environnements SIG, non réutilisé à partir d'environnements industriels ou basse tension.

Abordons les mythes courants que nous transmettent les gestionnaires d'actifs sceptiques. Mythe 1 : « Le câblage à fibre optique élimine les interférences électromagnétiques, je devrais donc simplement utiliser de la fibre au lieu du cuivre blindé. » Bien que la fibre soit insensible aux interférences électromagnétiques électriques, elle peut toujours capter le bruit optique de la lumière ambiante ou de la chaleur de la sous-station, et son installation est plus coûteuse dans un SIG modernisé (où vous devez percer des boîtiers métalliques). Nos clients qui combinent du cuivre blindé pour les communications des capteurs et de la fibre pour le raccordement bénéficient du meilleur des deux mondes : un faible coût, un rejet de bruit élevé et des données longue distance fiables. Mythe 2 : « Les EMI n'affectent que les systèmes filaires, la surveillance sans fil est donc meilleure. » Les systèmes sans fil (comme LoRa ou Wi-Fi) sont sensibles aux RF EMI provenant d'émetteurs ou d'équipements de contrôle de sous-station à proximité, et leurs paquets de données peuvent être corrompus lors d'événements transitoires élevés. Nous avons testé les options sans fil et filaires et avons constaté que les systèmes câblés renforcés contre les interférences électromagnétiques offrent une disponibilité des données 12 % plus élevée dans les environnements de sous-stations, même pendant les opérations de commutation de pointe.

Au cours des cinq dernières années, notre clientèle a augmenté de 35 %, principalement grâce au bouche à oreille. Un important service public au Canada est passé de trois systèmes de surveillance génériques différents à notre suite complète de surveillance de l'état en ligne SIG et a déclaré : « Avant, nous passions 10 heures par semaine à valider de fausses alertes ; maintenant, c'est moins d'une heure, et nous avons détecté un défaut du SIG qui aurait provoqué une panne ce printemps. » C'est là le véritable avantage de la prise en compte des interférences électromagnétiques dans la surveillance : vous obtenez des données précises et exploitables qui vous permettent de planifier la maintenance, et non de réagir aux pannes.

Si vous rencontrez actuellement des problèmes liés aux interférences électromagnétiques avec votre surveillance de l'état en ligne SIG, ou si vous souhaitez passer à un système conçu pour les environnements de sous-stations très bruyants, nous serons heureux de vous présenter nos solutions. Notre équipe d'ingénieurs possède une expérience sur site avec les installations SIG de 110 kV à 500 kV, et nous pouvons fournir un plan d'atténuation du bruit personnalisé adapté à la configuration de votre sous-station. Que vous ayez besoin d'une surveillance ciblée du SF6, d'une détection complète des PD ou d'un suivi des parafoudres, nos solutions sont conçues pour fonctionner même dans les environnements les plus EMI. Pour en savoir plus sur nos systèmes spécialement conçus, y compris nos outils spécialisés de surveillance du gaz SF6 et des décharges partielles, parcourez nos ressources en ligne ou contactez notre équipe commerciale pour discuter de vos besoins spécifiques. Nous sommes là pour vous aider à transformer des données de surveillance fiables en améliorations tangibles des performances du réseau.

Références

1. IEEE Std C37.122.1-2018, « Guide IEEE pour les sous-stations isolées au gaz (GIS) pour les systèmes électriques à haute tension »
2. Wang, Y., et al. (2021). « Atténuation des interférences électromagnétiques pour la surveillance des décharges partielles dans les sous-stations SIG. » Transactions IEEE sur la livraison d'énergie, vol. 36, non. 4, pages 1897-1905.
3. Groupe de travail du Conseil international des grands systèmes électriques (CIGRE) A3.26. (2019). « Surveillance de l'état des appareillages à isolation gazeuse : meilleures pratiques pour la résilience EMI. » Brochure CIGRÉ 762.
4. Bureau américain des normes (ABS). (2022). « Directives pour la surveillance de l'état en ligne dans les sous-stations à haute tension. »