Notes d'application Megger InsuLogix® G2
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Analyse en service des gaz dissous avec le Megger InsuLogix® G2 Il est essentiel de mesurer avec précision les faibles niveaux d'acétylène dissous dans le fluide isolant (huile) en présence de « gaz interférents » afin d'identifier rapidement les formations d'arc critiques dans les transformateurs de puissance. Les appareils d'analyse en service des gaz dissous (DGA) dotés de cette capacité ont toujours été trop coûteux pour permettre un déploiement à grande échelle couvrant tous les équipements. Cette note d'application décrit une nouvelle solution, le Megger InsuLogix® G2, qui assure une mesure précise des niveaux d'acétylène dans l'huile, en plus de mesurer l'hydrogène comme indicateur de défaut précoce, à un prix qui justifie son déploiement sur les transformateurs de puissance de moyenne et grande taille. Contexte La surveillance des gaz de défaut dans les transformateurs existe de longue date, puisqu'elle remonte au lancement sur le marché du relais Buchholz en 1921, qui répondait essentiellement à une augmentation de pression liée à la production de gaz de défaut. L'apparition de la DGA en service dans les années 70, initialement pour évaluer le niveau d'humidité dans l'huile, fut une avancée considérable. En effet, bien que l'humidité ne soit pas un gaz de défaut, sa présence accrue est susceptible de nuire à la durée de vie du transformateur. Peu de temps après, la technologie DGA a été étendue pour permettre la surveillance du niveau d'hydrogène (H2) dans l'huile. Grâce à cette avancée majeure, les conditions de défaut actives pouvaient désormais être Megger limited Archcliffe Rd, Dover Kent, CT17 9EN Royaume-Uni

détectées en temps quasi réel à leur stade initial en mesurant la concentration d'un gaz combustible spécifique. La mesure en service des gaz dans l'huile à l'aide de la technologie des piles à combustible est apparue à la fin des années 70. Cette technologie, qui reste populaire aujourd'hui, permet de détecter quatre gaz combustibles à différents pourcentages de leurs concentrations réelles. Elle assure ainsi une détection approximative des défauts naissants, mais ne permet pas de faire la distinction entre les formations d'arcs électriques critiques et les défauts à faible énergie. Les...

Figure 2 : Concentrations relatives des gaz dissous dans l'huile minérale par rapport aux types de défaut Comme le montre ce schéma, l'hydrogène et l'acétylène (C2H2) sont les deux gaz principaux à surveiller pour assurer un haut niveau de protection du transformateur. Lorsque le défaut commence à se développer, l'hydrogène est généralement le gaz le plus largement répandu. Des niveaux de gaz acétylène supérieurs à 2 ppm et en augmentation indiquent toutefois un défaut critique de formation d'arc qui serait facilement ignoré si l'hydrogène seul était surveillé. En combinant deux stratégies...

Note Les gaz et les composés interférents présents dans l'huile d’un transformateur sont notamment, sans s'y limiter, l'hydrogène, l'eau, l'éthane, le méthane, l'éthylène, le monoxyde de carbone, le dioxyde de carbone et des composés lourds tels que les alcools, les cétones et les aldéhydes. Lorsqu'il est nécessaire de mesurer de petites concentrations d'un gaz cible tel que l'acétylène, les gaz et les composés interférents contribuent considérablement aux erreurs de mesure en cas d'utilisation de technologies conventionnelles. Grâce à sa sélectivité inhérente, le système TDLS utilisé dans...

Figure 3 : Exemple de tableau de bord de l'InsuLogix® G2 Megger limited Archcliffe Rd, Dover Kent, CT17 9EN Royaume-Uni