Hublots d’inspection de maintenance sur les transformateurs

Chacun sait que Thomas Alva Edison a inventé l’ampoule ; mais qui a inventé le transformateur qui est peut-être la machine électrique la plus importante de tous les temps ? Le transformateur à courant alternatif ZBD a été inventé en 1885 à la Ganz Works dans l’empire austro-hongrois par trois ingénieurs hongrois : Károly Zipernowsky, Ottó Bláthy et Miksa Déri (ZBD provient des initiales de leurs noms). Aujourd’hui, les transformateurs sont partout, fournissant différentes tensions à nos maisons et entreprises. Lorsqu’un transformateur tombe en panne dans un environnement commercial ou industriel, cette panne peut perturber une partie importante des opérations de votre installation.

Lorsque nous aidons des clients à réaliser une évaluation de la nature critique des leurs infrastructures, les transformateurs principaux avec des puissances nominales de 500 KVA et plus arrivent généralement dans le peloton de tête des tableaux de coefficient de gravité. En raison de leur coût de remplacement élevé, des longs délais d’approvisionnement (généralement de 12 semaines minimum), des coûts d’échange et des nombreux types de pannes impossibles à réparer sur site, les transformateurs peuvent devenir le maillon faible de la fiabilité de votre système de distribution électrique. Certes, un système de distribution électrique qui a été conçu pour la redondance, comme les configurations Main-Tie-Main (disjoncteur principal - disjoncteur d’attache - disjoncteur principal) avec chaque transformateur chargé à moins de 50 % de sa capacité nominale, peut soulager l’impact d’une panne, mais ce n’est pas la seule option. De grandes quantités d’énergie d’arc électrique sont disponibles ce qui génère des types de panne potentiellement dangereux pour le personnel. En outre, de nombreux transformateurs sont remplis d’huile, faisant de l’inflammabilité et de l’impact environnemental des éléments supplémentaires à prendre en compte. Il est préférable de trouver des moyens de détecter les problèmes et d’éviter les pannes. La panne d’un transformateur peut facilement coûter des dizaines de milliers d’euros de réparation et de temps d’arrêt.

Heureusement, il existe de nombreux types de technologies de maintenance anticipée (CBM) utilisables pour détecter les premiers signes d’avertissement de panne imminente sur les transformateurs. L’inspection infrarouge peut détecter les défauts de connexions, les sertissages défaillants et le fluage des câbles dû au cycle thermique. Les ultrasons par contact (ultrasons transmis par la structure) peuvent détecter les enroulements défaillants et autres problèmes mécaniques. Les ultrasons transmis dans l’air peuvent détecter les arcs électriques, le cheminement et l’effet couronne, qui tous émettent des signaux à haute fréquence dans le spectre ultrasons supérieur à 20 Khz. Les caméras à ultraviolets (UV) peuvent servir à confirmer l’emplacement exact de l’effet couronne. L’inspection visuelle peut détecter les contaminants transmis par l’air, les infiltrations d’eau et les nuisibles. De nombreux électriciens ont été « surpris » par un serpent, une araignée ou un rongeur attiré par les entrailles chaudes et sèches des terminaux de raccordement des transformateurs.

Sur les transformateurs à huile, des analyses périodiques de l’huile peuvent détecter la dégradation du papier, la dégradation de l’huile, des fuites et une acidité excessive (rupture d’isolation). L’analyse des gaz dissous de l’huile peut également détecter d’autres signes de défaillances thermiques et d’activité de décharge partielle dans la chambre du transformateur. Enfin, la détection de la tension de terre transitoire (TEV), autre forme d’événement de décharge partielle, peut détecter des défauts cachés dans les composants isolants d’un transformateur.

La plupart de ces techniques de maintenance anticipée (CBM) nécessitent le branchement du matériel et son fonctionnement à des conditions de charge normales pour fournir des données quantitatives exploitables. Bien sûr, cela engendre des problèmes de sécurité qui doivent être pris en compte conformément aux nouvelles directives de l’édition NFPA 70E 2018. Si l’une de ces tâches d’inspection nécessite l’ouverture des portes ou des couvercles du transformateur, il existe alors un risque élevé d’arc électrique ou d’électrocution pour le personnel présent. En plus d’être formé, le personnel doit porter l’équipement de protection individuel (EPI) approprié correspondant à l’intensité d’arc électrique disponible. Au niveau du transformateur, ce risque d’arc électrique peut être important et empêcher à la fois l’inspection et la collecte de données. En outre, le concept de Hiérarchie de contrôle présent dans la norme NFPA 70E exige la mise en place d’autres solutions que l’ouverture du panneau, si cela est à la fois possible et pratique, ce que l’on appelle le « remplacement » des tâches dangereuses par des tâches non dangereuses.

Heureusement, il existe des solutions pratiques pour quasiment tous les types d’inspection qui utilisent des méthodes sécurisées de collecte des données via une approche de sécurité dès le stage de la conception et l’utilisation de dispositifs de sécurité de maintenance électrique (EMSD).

Les solutions d’inspection de maintenance, comme celles proposées par FLIR, peuvent être installées sur virtuellement tous les transformateurs et permettent aux utilisateurs d’effectuer des inspections visuelles, infrarouges et à ultraviolets avec un même appareil. Les grands hublots rectangulaires IRW-XPx permettent de n’utiliser qu’une seule unité pour les connexions BT et une autre pour les connexions HT sur un transformateur. Même si le technicien manipule le couvercle de ces types de hublots, l’équipement reste fermé et protégé et le technicien ne viole pas la limite d’approche restreinte ; ainsi, selon la NFPA 70E Tableau 130.5 (C), il n’a pas besoin de porter un EPI spécifique, car il n’existe pas de risque accru d’arc électrique.

Les orifices d’échantillonnage d’huile peuvent également être déplacés à l’extérieur du compartiment de câbles du transformateur. Plusieurs fournisseurs proposent des kits de modification qui permettent un échantillonnage sûr ainsi qu’un manomètre externe et un ajout d’azote en option pour réduire le vide. Bien sûr, la détection des ultrasons par contact et la détection PD (TEV) sont exécutées sur le revêtement externe du matériel dans une condition fermée ainsi, aucun dispositif de sécurité de maintenance électrique (EMSD) n’est normalement nécessaire pour ce type d’inspection.

La fréquence optimale des différentes techniques d’inspection est une fonction de la nature critique des équipements en question. S’appuyant sur une approche d’analyse des modes de défaillance et de leurs effets (AMDE) par équipe interfonctionnelle, chaque installation devrait tenter de classer ses équipements en fonction du coût de remplacement, du délai d’exécution, du coût moyen des réparations, du temps moyen de réparation (MTTR), des répercussions potentielles sur la sécurité en cas de défaillance, des répercussions environnementales potentielles en cas de défaillance et du coût des temps d’arrêt pour l’équipement. Les équipements sont ensuite classés comme Essentiels à l’exploitation de l’installation, Importants pour l’exploitation de l’installation ou comme Équipement de soutien avec impact limité sur l’installation en fonction d’un système de points convenu.

Le tableau 1 présente une recommandation normale de fréquence d’inspection pour les différentes technologies de maintenance anticipée (CBM) en fonction de la nature critique de l’équipement du transformateur. Il est impératif que les données soient recueillies et analysées sur le long terme. Pour nombre de ces paramètres mesurés, une base de référence peut être définie pour le fonctionnement « normal », peu de temps après la mise en service du transformateur.

Il est impératif que les données soient recueillies et analysées sur le long terme. Pour nombre de ces paramètres mesurés, une base de référence peut être définie pour le fonctionnement « normal », peu de temps après la mise en service du transformateur.

Les évaluations de l’état des équipements peuvent uniquement être effectuées en recueillant des données à des intervalles réguliers et en comparant les tendances sur le long terme. De nouveau, les paramètres clés collectés pour chaque type d’inspection sont les suivants :

Infrarouge

• température au niveau des connexions à capuchon
• température au niveau des connexions serties
• température au niveau des raccords boulonnés
• analyse de la température du réservoir d’huile (pour les points chauds et froids indiquant des problèmes potentiels)
• Différence de température entre le réservoir du transformateur et le réservoir principal

Visuelle

• infiltration de poussière, d’eau et de nuisibles
• tâches d’eau provenant d’eau stagnante antérieure
• corrosion
• signes visuels de décharge partielle (si détectés par d’autres techniques de maintenance anticipée)
• fonctionnement du ventilateur
• fuites d’huile
• raccords sales

Ultrasons transmis par l’air

• valeurs en décibel à des points de test prédéterminés
• analyse de la forme d’onde (analyse de domaine temporel et fréquentiel) pour déterminer la nature du PD

Ultrasons transmis par la structure

• valeurs en décibel à des points de test définis
• analyse de la forme d’onde pour déterminer le type de panne

TEV (décharge partielle)

• valeurs en décibel à des points de test prédéterminés
• Relevés de décharge partielle résolue par phase (analyse comparative des tendances)

Échantillonnage d’huile

• pression d’huile (lecture de jauge)
• température de l’huile (lecture de jauge)
• qualité de l’huile (acidité, teneur en humidité, propriétés diélectriques) niveaux de gaz dissous (ppm) y compris les gaz atmosphériques, les oxydes de carbone, les hydrocarbures et l’hydrogène

En résumé, l’utilisation des Dispositifs de sécurité de maintenance électrique (EMSD) tels que les hublots d’inspection de maintenance et les orifices externes d’échantillonnage d’huile sur les transformateurs peut éliminer le danger relatif aux tâches de collecte de données CBM et le besoin de travailler sur des panneaux ouverts sous tension. Une fois ces risques éliminés, il est possible qu’un seul technicien effectue l’inspection sans avoir à porter d’EPI encombrant contre les arcs électriques, ce qui signifie également que la collecte de données peut être effectuée bien plus efficacement. Avec une fréquence d’inspection augmentée, les problèmes potentiels qui génèrent des pannes inattendues des transformateurs peuvent être détectés plus tôt et une intervention préventive peut être mise en place. Cela permet non seulement de garantir la conformité aux directives NFPA 70E, mais également de surveiller et de protéger économiquement les équipements critiques de vos transformateurs. L’expérience a montré que la protection des transformateurs par des fusibles seuls n’est pas adaptée à la prévention des incendies en cas de court-circuit. Le secret est d’éviter les causes possibles d’un court-circuit en détectant les signes d’avertissement précoces grâce à des techniques de maintenance anticipée.