Cartographie des parcs de transformateurs

Un élément essentiel pour optimiser les processus de maintenance des transformateurs afin de minimiser les risques et les coûts.

Principaux points à retenir

La cartographie est un processus robuste et proactif qui fournit une image globale des risques potentiels et des scénarios les plus pessimistes afin d’identifier les actions à entreprendre pour atteindre les objectifs économiques et opérationnels d’un parc de transformateurs.

Synthèse

Cet article présente un modèle de cartographie des parcs de transformateurs. Le concept de cartographie va au-delà de l’évaluation de l’état d’un transformateur pour inclure les risques financiers liés à l’interruption et aux temps d’arrêt de l’alimentation. Différents types de centrales électriques ou d’installations de production industrielle peuvent connaître des augmentations de coûts importantes en raison des arrêts de production dus à la perte de tout ou d’une partie d’un parc de transformateurs. Même une seule journée ou quelques heures de coupure de courant peuvent avoir un impact économique important, selon la fonction du ou des transformateurs. Le processus de cartographie doit être modifié pour tenir compte de ces différences.

Mots clés : Cartographie, Atouts clés, État de vieillissement, Optimisation des transformateurs électriques

1. Introduction

Le besoin impératif de maintenance est souvent souligné dans les articles sur le fonctionnement des transformateurs. Dans de nombreux cas, les opérateurs prennent des mesures inefficaces, comme la purification régulière de l’huile, dans l’espoir de satisfaire aux exigences de maintenance. Beaucoup d’argent peut être dépensé pour ces actions inutiles, ce qui entraîne un gaspillage, une mauvaise affectation des ressources de maintenance et prive de fonds les procédures de maintenance réellement nécessaires. Seule la maintenance fondée sur l’état permet d’optimiser les processus viables d’un point de vue technique et économique.

La cartographie des transformateurs doit être utilisée comme point de départ de la maintenance basée sur l’état, afin de définir les actions nécessaires pour assurer la fiabilité des performances d’un parc de transformateurs. Bien que le processus de cartographie suive les mêmes étapes, le type et la fonction du transformateur déterminent quelles étapes sont plus critiques que d’autres dans une situation particulière.

Cet article présente les étapes nécessaires pour atteindre l’objectif d’une fiabilité totale de la centrale et la capacité de cibler les besoins en capitaux, notamment les objectifs suivants :

  • Description détaillée de la cartographie et de son importance,
  • Expliquer les différences et la raison pour laquelle une plus grande importance est accordée aux différentes étapes du processus de cartographie en fonction du type et de la fonction du transformateur, notamment : les transformateurs de transmission et de distribution (T&D), les transformateurs industriels et les transformateurs de centrales électriques.
  • Proposer des processus de cartographie étape par étape comprenant huit étapes, et
  • Suivre les étapes de la cartographie pour cartographier une centrale électrique allemande de 36 ans et identifier les actions les plus critiques pour atteindre les objectifs opérationnels et financiers de la centrale.

2. Besoins de cartographie par type de transformateur

2.1 Transformateurs de transmission et de distribution

Les réseaux de distribution et de transport disposent généralement d’importantes réserves de transformateurs et de dispositifs de redondance. Par conséquent, la fiabilité du fonctionnement des transformateurs individuels n’est pas nécessairement une priorité absolue. La cartographie des réseaux de distribution et de transmission aborde des questions telles que le comportement des équipements existants lorsqu’ils sont exposés à des augmentations de charge, la création de stratégies de repli à long terme et la hiérarchisation des transformateurs supplémentaires en cas de futures augmentations de charge. L’évaluation du cas le plus pessimiste comprend également l’évaluation du risque d’une interruption non planifiée des opérations et la définition des mesures nécessaires à prendre en cas de défaillance du transformateur.

2.2 Transformateurs industriels

Pour les applications industrielles, la fiabilité du fonctionnement est une priorité beaucoup plus importante et nécessite une analyse des atouts clés pour éviter des temps d’arrêt coûteux et la perte de capacité de production dans les centrales. Dans ces cas, des stratégies appropriées de préservation des actifs et de repli doivent être élaborées pour éviter ces défaillances coûteuses avec un maximum de certitude.

2.3 Transformateurs de centrales électriques

L’application la plus essentielle de la cartographie se trouve dans les centrales électriques où un seul jour de perte de performance d’un transformateur peut entraîner d’énormes pertes financières. Dans ces cas, la définition des atouts clés doit être faite avec un soin particulier. Bien que le transformateur du générateur soit l’atout principal, les autres atouts essentiels peuvent inclure tout ce qui, en cas de défaillance, entraînerait une interruption non planifiée des opérations. À cette fin, tous les transformateurs incorporés dans la barre omnibus du générateur, comme les unités auxiliaires, doivent être pris en compte. En outre, le terme « actif clé » peut inclure d’autres systèmes auxiliaires tels que les pompes à condensat, les grues à charbon et les systèmes de traitement des gaz de combustion.

3. Processus de cartographie étape par étape

Un processus de cartographie bien défini doit être conçu pour générer une base d’informations exploitable permettant d’améliorer la fiabilité d’un parc de transformateurs et des actifs associés. La cartographie doit définir toutes les procédures de planification et d’optimisation futures afin de maximiser les performances du transformateur et le retour sur investissement (RSI ou ROI). Ce processus de cartographie doit également prendre en compte la croissance future de la demande sur le système en question.

Les étapes du processus de cartographie sont les suivantes :

  1. 1. Déclaration des objectifs 

Les objectifs de l’exercice de cartographie doivent être pertinents par rapport aux situations actuelles et futures et sont mieux formulés par une équipe multifonctionnelle. L’identification des objectifs opérationnels et économiques doit être définie dans cette première étape du processus de cartographie.  Il s’agit notamment, mais pas exclusivement, de la capacité de production, du calendrier et des objectifs budgétaires.

 2. Collecte de données et documentation (évaluation)

 La collecte de données pertinentes sur l’état de fonctionnement du (des) transformateur(s) et de l’équipement auxiliaire établit une base objective à partir de laquelle on peut déterminer l’historique des performances du (des) élément(s) d’actif en question.  Ces données peuvent révéler les facteurs environnementaux et de fonctionnement auxquels les transformateurs ont été exposés.  Un historique complet des données suivantes doit être mis à disposition :

  • Analyse des gaz dissous (AGD) de 7-9 gaz dont N2 et O2
  • Données sur l’huile : c’est-à-dire l’acidité, la teneur en eau, la tension de rupture (BDV), les résultats du test Tan Delta et la tension interfaciale (IFT)
  • Furanes
  • Teneur en inhibiteurs
  • Autres données sur l’entretien, les défaillances et les réparations (y compris les technologies de réparation utilisées)
  • Échantillonnage de référence indépendant
  1. 3. Diagnostic basé sur les données trouvées à l’étape 2.
  2.  

Les données recueillies à l’étape 2 sont analysées pour déterminer quels facteurs ont pu compromettre la performance des transformateurs.  Il s’agit notamment des facteurs accélérant le vieillissement tels que les températures élevées, l’humidité, l’oxygène et les acides.  Les facteurs de conception tels que les technologies de refroidissement sont également évalués à ce stade. 

  • Condition de vieillissement
  • Évaluation de la conception :
  • Capacité de charge
  • Substance résiduelle
  • Facteur de risque de rupture avancé (PoAB)
  • Durée de vie restante fiable dans les conditions actuelles
  1. 4. Évaluation des risques liés aux actifs individuels et auxiliaires :

 Une fois les diagnostics de l’étape 3 effectués, les risques associés au vieillissement et à l’état de conception des unités peuvent être estimés.  Les facteurs de risque pondérés associés aux transformateurs individuels, aux systèmes auxiliaires tels que les transformateurs auxiliaires, aux pompes à condensat et aux équipements connexes sont également estimés à cette étape.  Ces évaluations des risques sont résumées ci-dessous : 

  • Le risque généré par les unités individuelles elles-mêmes
  • Le risque généré par les équipements auxiliaires ou de secours
  • Risque consécutif pour la centrale
  1. 5. Classification des unités en fonction des critères de priorité d’importance
  2.  

L’étape 5 est l’étape clé de tout effort de cartographie.  Sur la base des facteurs de risque pondérés établis à l’étape 4 les atouts essentiels sont classés comme atouts clés et classés en fonction de leur impact sur le risque global pour l’ensemble de l’opération. Dans certains cas, les actifs clés sont classés en dessous des équipements auxiliaires en raison de leur nature essentielle.  Le processus de classification doit identifier les éléments suivants : 

  • Actifs clés
  • Faible impact sur la fiabilité
  • Planification de l’avenir du client

6. Mesures préventives et correctives

Les actions nécessaires pour assurer la capacité de production, le calendrier et les objectifs économiques établis à l’étape 1 sont identifiées dans cette étape.  Ces actions peuvent inclure des mesures correctives pour réduire l’oxygène ou l’humidité dans le système ou des changements de processus pour augmenter la fréquence de surveillance et d’échantillonnage. Le type et la durée des actions préventives et/ou correctives nécessaires sont spécifiques à la fonction, à la durée de vie restante et à l’historique d’exploitation des actifs concernés. Elles peuvent être classées comme suit : 

  • Aucune action requise
  • Action partielle requise
  • Toutes les actions possibles requises
  1. 7. Estimation des coûts des actions préventives et correctives
  2.  

Les ressources financières nécessaires pour mettre en œuvre les actions préventives et correctives doivent être estimées.  Les dépenses annuelles doivent être identifiées pour les mesures continues jusqu’à ce que les actifs soient mis hors service, remplacés, ou que la centrale soit fermée.

8.  Plan de réhabilitation à long terme incluant les coûts

La dernière étape du processus de cartographie consiste à se mettre d’accord sur les actions à entreprendre pour atteindre les objectifs définis à l’étape 1 du processus.  Les délais, les coûts et les responsabilités du plan de réhabilitation à long terme sont des indicateurs de performance clés pour la réussite de sa mise en œuvre.

4. Scénario : cartographie des transformateurs auxiliaires dans une centrale électrique

Un scénario décrit ci-dessous sera utilisé pour montrer comment chaque étape du processus de cartographie a été utilisée dans une situation réelle.  Le cas présente la cartographie des transformateurs auxiliaires dans une centrale électrique allemande.  Les facteurs les plus importants pour cette opération et les étapes nécessaires pour atteindre les objectifs opérationnels et économiques de la centrale sont examinés et quantifiés.

Les systèmes auxiliaires d’une centrale électrique sont alimentés par un système de moyenne tension, généralement de 10 ou 6 kV. Dans des conditions normales de fonctionnement, ce système est alimenté par les transformateurs auxiliaires de la centrale, qui sont connectés à la barre omnibus du générateur. Si la centrale est en service, toute la puissance auxiliaire est fournie par ces transformateurs et aucune alimentation externe n’est donc nécessaire (dans notre cas 40 MVA 20/10,5/10,5 kV). Ces transformateurs doivent être considérés comme des actifs clés, car en cas de panne ou de réparation, toute la centrale doit être arrêtée, ce qui entraîne une perte de production.

La deuxième source est une alimentation externe, alimentée par le réseau extérieur (dans notre cas 110/10,5/10,5 kV). Cette alimentation est nécessaire si le générateur n’est pas en service ou si la barre omnibus n’est pas alimentée. Elle est également nécessaire pour redémarrer l’installation après une panne. Comme ces transformateurs sont suffisamment redondants, ils ne peuvent pas être considérés comme des actifs clés. Par conséquent, la priorité pour toute maintenance ou amélioration se situe du côté des auxiliaires de la centrale, car leur panne signifie l’arrêt de la centrale et une  perte de production.

Localisation :                   Centrale électrique allemande

Fabrication :           Allemagne de l’Est

Années d’activité : 36

Classement/Volt :              40 MVA 20/10,5/10,5 kV or 110/10,5/10,5

Type :                         Alimentation auxiliaire ou extérieure

Complémentaire :                Dyy5 ONAF ou Yyy0 OFAF refroidissement OLTC

  1. 1. Déclaration des objectifs : Les transformateurs auxiliaires de la centrale électrique devaient être cartographiés et un plan de maintenance préventif proposé. L’objectif était de déterminer la durée de vie restante des
  2. transformateurs, de contourner un arrêt planifié de l’ensemble de la centrale et de contrôler les coûts.

Le principal objectif économique était de réduire tout réinvestissement dans la centrale, dont la durée de vie restante était limitée. En outre, il fallait éviter toute panne prématurée. L’état général de toutes les unités pouvait être déterminé en élaborant un profil de leur état.

  1. 2. Collecte de données et documentation : L’état général de toutes les unités a dû être déterminé en élaborant un profil d’état pour chaque transformateur auxiliaire. Comme le client disposait d’un historique de données complet
  2. et précis, l’état des transformateurs a pu être facilement évalué. Lors de l’évaluation des données, il a été découvert que les valeurs de dépolymérisation (DP) étaient faibles. Une analyse des gaz dissous
  3. (AGD) n’a montré aucune conséquence négative, à l’exception des valeurs élevées de O2, et les valeurs de l’eau dans la cellulose (Cp) étaient inférieures à 2 %. La teneur en furane de l’huile s’est avérée être inférieure aux niveaux détectables.
  1. 3. Diagnostic : En utilisant la méthode de cartographie, les données de l’étape 2 ont été utilisées pour évaluer l’état de vieillissement de toutes les unités et pour évaluer l’adéquation de leur conception. Aucun hydrocarbure généré par la chaleur n’a été
  2. trouvé dans l’AGD, ce qui suggère que les capacités de charge des transformateurs étaient bonnes. Le taux élevé de O2 suggère que les transformateurs pourraient atteindre leurs limites de durée de vie. Les faibles niveaux de furane ont appuyé cette
  3. conclusion, car ils n’ont pas été produits en raison de faibles charges et/ou en raison de la purification de l’huile où les furanes ont été éliminés. Aucun défaut de conception remarquable ni aucune fuite de réservoir n’ont été constatés.
  4.  
  1. 4. Évaluation des risques : L’étape suivante du processus de cartographie consiste à établir un risque pondéré pour chaque unité de la centrale et à enregistrer cette information (voir le tableau 1). Les unités qui présentaient un risque plus élevé dans le
  2. système, ont été évaluées plus lourdement, même si leur état n’a pas été classé comme grave.
  3. 5. Priorité des critères d’importance : Les auxiliaires des sous-stations étaient les actifs présentant le plus grand risque. Ils fournissent des charges électriques aux systèmes de refroidissement des transformateurs, aux pompes à huile, aux changeurs de prises et à d’autres
  4. équipements clés.  Les défaillances des auxiliaires étaient cruciales car la défaillance de ces transformateurs impliquerait un arrêt non planifié de l’ensemble de la centrale. Le tableau 1 montre ces transformateurs comme étant les plus prioritaires,
  5. même si leur état n’était pas aussi critique que celui des transformateurs d’alimentation externe.
  1. 6. Mesures préventives et correctives : Diverses mesures ont été proposées pour chaque unité auxiliaire. Celles-ci se répartissent en trois catégories d’actions : Réduction de l’oxygène (O), réduction de l’eau (W) et régénération
  2. (R).  Les actions spécifiques comprenaient l’étanchéisation du transformateur pour empêcher la pénétration de l’humidité, le raccourcissement du cycle d’échantillonnage, et le changement de l’huile pour le séchage a été recommandé.  (Tableau 1)
  1. 7. Estimation des coûts pour chaque option de l’étape6 : Les coûts des mesures correctives recommandées ont été estimés.
  2. 8. Plan de réhabilitation à long terme : La dernière étape de la cartographie consistait à définir les mesures correctives à prendre pour que toutes les unités puissent fonctionner jusqu’à l’arrêt prévu de l’ensemble de la centrale. Le tableau
  3. intègre les faits techniques et financiers comme base pour la planification des actions et des budgets.

Conclusion

Dans cet article, le processus de cartographie des transformateurs a été présenté. Un exemple détaillé de la manière dont ce processus a été utilisé pour évaluer les risques et les conséquences économiques potentielles des défaillances des transformateurs auxiliaires dans une centrale électrique allemande. Le processus de cartographie décrit les conséquences et les actions nécessaires pour atténuer le risque et assurer le fonctionnement continu de la centrale jusqu’à son arrêt planifié. Les étapes et les données nécessaires pour atteindre cet objectif ont été énumérées.

Comme décrit, une évaluation initiale des transformateurs de la centrale est effectuée, ce qui conduit à des diagnostics et, à partir de ces diagnostics, les actions préventives et correctives nécessaires sont identifiées. La cartographie est un processus complet, où l’évaluation n’est que la première étape d’un plan de cartographie global. Dans les prochains articles, nous présenterons d’autres études de cas illustrant comment la cartographie du parc de transformateurs peut être utilisée pour gérer efficacement la maintenance préventive et la planification de l’entretien des transformateurs de puissance et de distribution.

Cet article a été publié à l’origine dans le magazine Tranformers, et est republié ici avec permission.