Le SF6 est-il dissous dans votre huile pour transformateur ?
Les postes sous enveloppe métallique (PEM) sont préférés lorsque l’espace est limité ou lorsque l’environnement d’exploitation est difficile (si risque de tempêtes de sable ou de brouillards salins, par exemple). Le PEM devient extrêmement fiable en plaçant plusieurs composants haute tension dans des chambres remplies d’hexafluorure de soufre sous pression à haute résistance diélectrique (gaz SF6). Au fil du temps, les joints qui retiennent le gaz à l’intérieur peuvent se détériorer et créer des fuites, laissant s’échapper ce puissant gaz à effet de serre au profit d’une éventuelle entrée d’air. Un détecteur de gaz peut être utilisé pour localiser les fuites de SF6 côté extérieur, mais comment savoir si le gaz SF6 passe à travers un joint de traversée et entre dans la cuve principale du transformateur ?
Les enregistrements de nos laboratoires d’analyse des gaz dissous (AGD) indiquent qu’environ 0,3 % des échantillons d’huile en Amérique du Nord contiennent des traces de gaz SF6 dissous. Nous pensons que ce pourcentage est beaucoup plus élevé dans les régions où les installations PEM sont plus courantes, notamment au Moyen-Orient, en Amérique du Sud et au Japon.
Évidemment, pour l’opérateur d’un PEM, la détection de fuites de gaz SF6 la cuve d’huile est la première étape vers la localisation et la réparation de la fuite. Aussi, la présence de gaz SF6 dans l’huile peut compliquer les processus d’analyse des gaz dissous (AGD) qui sont si importants pour l’évaluation de l’état du transformateur et la prise de décisions relatives à la maintenance. Par exemple, la présence de gaz SF6 dissous peut entraîner de fausses lectures élevées, pour un ou plusieurs gaz(s) témoin(s) essentiel(s), de la part des moniteurs et analyseurs portables d’AGD qui utilisent des méthodes de mesure IR (par exemple, spectroscopie photo-acoustique, IR non dispersif). Ainsi, la présence de gaz SF6 dans l’huile peut potentiellement conduire à la prise de mauvaises décisions concernant la maintenance du transformateur.
Les produits Calisto5 et Calisto9 Morgan Schaffer sont conçus pour fournir des mesures fiables des gaz témoin d’AGD même avec du gaz SF6 dans l’huile. Ces produits contiennent un chromatographe en phase gazeuse, robuste et industriel, qui a été conçu pour assurer une fiabilité, une sensibilité élevée et une précision optimales. La colonne de chromatographie dans ces produits sépare le signal de présence de gaz SF6 afin qu’il n’interfère pas avec la mesure d’autres gaz. De plus, le modèle Calisto C901S, unique dans l’industrie, mesure et indique les concentrations de gaz SF6 dissous. Le moniteur C901S peut détecter la première occurrence d’une fuite de gaz SF6 avec présence dans l’huile, et déterminer l’évolution de la gravité de la fuite au fil du temps.
Les moniteurs d’AGD Calisto sont idéaux pour évaluer les performances des transformateurs dans les installations PEM. Ils fournissent des données d’AGD fiables, même si du gaz SF6 fuit dans l’huile. Le modèle C901S est encore plus spécialisé, car il permet de prendre des décisions de maintenance opportunes si jamais une telle fuite survient.
INFO SUPPLÉMENTAIRE :
- Moniteurs de diagnostic Morgan Schaffer Calisto DGA
- Moniteurs de détection de défauts Morgan Schaffer Calisto
- Blog : Moniteurs DGA utilisant les méthodes de mesure de la chromatographie en phase gazeuse (GC)
