Analyse des pannes et cas de dépannage des transformateurs de distribution

Causes de panne des transformateurs de distribution
Pannes causées par la montée en température
Impact sur les matériaux métalliques
Lorsqu'un transformateur est en fonctionnement, si le courant est trop élevé, provoquant une charge client dépassant la capacité nominale du transformateur, la température du transformateur augmentera, ce qui à son tour adoucira les matériaux métalliques et réduira considérablement leur résistance mécanique. Prenons le cuivre comme exemple. S'il est exposé à un environnement à haute température supérieure à 200 °C pendant une longue période, sa résistance mécanique sera considérablement affaiblie ; si la température dépasse 300 °C en un temps court, la résistance mécanique diminuera également fortement. Pour les matériaux en aluminium, la température de travail à long terme devrait être contrôlée en dessous de 90 °C, et la température de travail à court terme ne devrait pas dépasser 120 °C.
Impact d'un mauvais contact
Un mauvais contact est une cause importante de nombreuses pannes d'équipements de distribution, et la température de la partie de contact électrique a un grand impact sur la qualité du contact électrique. Lorsque la température est trop élevée, la surface du conducteur de contact électrique se corrode violemment, et la résistance de contact augmente considérablement, provoquant une augmentation de la température du conducteur et de ses composants, et dans les cas graves, les contacts peuvent être soudés ensemble.
Impact sur les matériaux isolants
Lorsque la température ambiante dépasse la plage raisonnable, les matériaux isolants organiques deviennent cassants, accélérant leur processus de vieillissement, entraînant une diminution significative des propriétés d'isolation, et dans les cas graves, une rupture diélectrique peut se produire. Les études ont montré que pour les matériaux isolants de classe A, dans leur plage de température supportée, chaque augmentation de 8 - 10 °C de la température réduit la durée de vie effective du matériau de près de moitié. Cette relation entre la température et la durée de vie est connue sous le nom d' "effet de vieillissement thermique", qui est un facteur important affectant la fiabilité des matériaux isolants.
 Pannes des transformateurs de distribution causées par un mauvais contact
Pannes causées par l'oxydation des revêtements protecteurs
Afin d'améliorer les performances globales des composants conducteurs, des technologies de modification de surface sont souvent utilisées en pratique pour traiter les parties de contact clé. Prenez par exemple la tige conductrice d'un transformateur. Une couche protectrice de métal précieux (comme l'or, l'argent ou un alliage à base d'étain) est généralement formée sur sa surface de travail par électrolyse. Ce couche de liaison métallurgique peut améliorer considérablement les propriétés physiques et chimiques de l'interface de contact.

Il convient de noter que lors de l'opération mécanique dans l'entretien de l'équipement ou sous une charge thermique à long terme, le revêtement peut se détacher partiellement ou subir une oxydation et une corrosion, provoquant ainsi des problèmes tels qu'une augmentation anormale de la résistance de contact et une diminution de la capacité de transport de courant. Les données expérimentales montrent que lorsque la perte d'épaisseur du revêtement dépasse 30%, la stabilité de la conductivité électrique de son interface présente une tendance de décroissance exponentielle.
Corrosion chimique causée par la connexion directe de cuivre et d'aluminium
Dans un système de connexion électrique, le contact direct entre des métaux hétérogènes tels que le cuivre et l'aluminium formera une différence de potentiel électrode significative, dont la valeur peut atteindre 0,6 - 0,7 V. Cette différence de potentiel déclenchera une corrosion galvanique sérieuse. En pratique, en raison du non-respect des spécifications de construction ou d'un choix inapproprié de matériaux, la connexion directe de conducteurs en cuivre et en aluminium sans traitement de transition se produit fréquemment.

Après cette méthode de connexion alimentée, une couche de film d'oxyde se formera progressivement à l'interface de contact, entraînant une augmentation non linéaire de la résistance de contact. À la température de travail nominale, la durée de vie effective de ces jonctions est généralement inférieure à 2000 heures, et finalement, des pannes se produiront en raison de la dégradation de la surface de contact.
Chauffage intense au niveau des contacts électriques causé par un mauvais contact
Lors de l'installation réelle des transformateurs de distribution, des boîtes de comptage anti-vol sont généralement configurées du côté basse tension. En raison de l'espace interne limité de la boîte de comptage et des techniques de construction non standard, des problèmes tels que l'enroulement des fils ou le serrage mécanique lâche des bornes de terminaison se produisent souvent. Ces mauvaises connexions entraîneront une augmentation anormale de la résistance de contact, provoquant un surchauffage sous l'action du courant de charge, puis déclenchant la défaillance par ablation de la tige conductrice basse tension.

Plus grave encore, la montée continue de la température à l'extrémité de l'enroulement basse tension accélérera le processus de vieillissement thermique du matériau isolant, créant des dangers cachés de décharge partielle. En même temps, la surchauffe provoquera également une réaction de pyrolyse de l'huile du transformateur, réduisant sa force d'isolement et ses performances de refroidissement. Les données expérimentales montrent que lorsque la température de l'huile dépasse constamment 85 °C, sa tension de claquage diminuera d'environ 15% - 20% par an. Cet effet de dégradation multiple est très susceptible de provoquer des accidents de rupture d'isolation lorsqu'ils rencontrent une surtension orageuse ou de commutation, conduisant finalement à la défaillance du transformateur.
Pannes des transformateurs de distribution causées par l'humidité
L'augmentation de l'humidité relative ambiante a un double impact sur le système d'isolation des équipements de distribution. Tout d'abord, la résistance diélectrique de l'air humide diminue considérablement, et sa tension de claquage est négativement corrélée à l'humidité ; deuxièmement, l'adsorption des molécules d'eau à la surface des matériaux isolants formera des canaux conducteurs, entraînant une diminution de la résistivité de surface. Plus grave encore, lorsque l'humidité se diffuse à l'intérieur des milieux d'isolation solides ou se dissout dans l'huile du transformateur, elle provoquera une augmentation aiguë de la perte diélectrique.

Lorsque la teneur en eau dans l'huile du transformateur atteint environ 100 μL/L, sa tension de claquage à fréquence industrielle chutera à environ 12,5% de la valeur initiale. Cette dégradation des performances d'isolation augmentera considérablement le courant de fuite de l'équipement. Dans un environnement humide, une décharge partielle peut se produire même sous la tension de service nominale. Les données statistiques montrent que dans un environnement avec une humidité relative dépassant 85%, le taux de défaillance des transformateurs de distribution augmente de 3 à 5 fois par rapport à celui dans un environnement sec, principalement manifesté par des accidents de rupture d'isolation et de flashover de surface.

Pannes des transformateurs de distribution causées par une installation incorrecte des parafoudres
Dans le système électrique, la fiabilité des dispositifs de protection contre les surtensions affecte directement la sécurité de fonctionnement des transformateurs. En tant que composants de protection principaux, la qualité de l'installation, l'exploitation et la maintenance, ainsi que les essais préventifs des parafoudres à oxyde métallique (MOA) sont les maillons clés pour garantir leur efficacité. Cependant, en raison de techniques de construction non standard, d'une mise en œuvre insuffisante des procédures de détection et d'un manque de littératie professionnelle des personnels d'exploitation et de maintenance, l'efficacité de protection réelle des dispositifs de protection est souvent considérablement réduite, ce qui est une cause importante des accidents de rupture d'isolation des transformateurs de distribution.

Du point de vue de la pratique opérationnelle, les dispositifs de protection seront soumis à diverses contraintes environnementales pendant un service à long terme. Des facteurs tels que les cycles de température, les vibrations mécaniques et les milieux corrosifs peuvent causer la dégradation des performances de connexion du système de mise à la terre. Lorsque le système est soumis à des coups de foudre, la boucle de mise à la terre défectueuse ne pourra pas décharger l'énergie de surtension à temps, entraînant une rupture thermique du dispositif de protection lui-même. Selon les statistiques, parmi les cas de pannes des dispositifs de protection, les accidents d'explosion dus à une mauvaise mise à la terre représentent plus de 60%, et le processus de libération d'énergie est souvent accompagné d'une décharge d'arc intense.
Quelques méthodes de diagnostic de panne pour les transformateurs de distribution
Diagnostic de panne par jugement intuitif
Le diagnostic de panne des transformateurs de distribution peut être initialement jugé par leurs caractéristiques externes. Les éléments d'observation comprennent : l'intégrité de l'enveloppe (fissures, déformations), l'état mécanique (fixations lâches), les performances d'étanchéité (traces de fuite), l'état de surface (niveau de saleté, phénomènes de corrosion) et les signes anormaux (changement de couleur, marques de décharge, émission de fumée), etc. Ces caractéristiques externes ont des relations spécifiques correspondantes avec les pannes internes.

Lorsque l'huile du transformateur est de couleur brun foncé et a une odeur de brûlé, accompagnée d'une montée en température anormale et du fonctionnement des composants de protection du côté haute tension, cela indique généralement qu'il y a des anomalies dans le système magnétique, possiblement dues à des dommages d'isolation entre les tôles d'acier siliceux ou des défauts de mise à la terre multipoints du conducteur magnétique.

Si le courant de fonctionnement augmente anormalement, la température de l'huile augmente considérablement, les paramètres triphasés sont asymétriques, accompagnés du fonctionnement des dispositifs de protection du côté basse tension, de la fumée dans le conservateur d'huile, et des fluctuations de la tension secondaire, on peut conclure qu'il s'agit d'un défaut de court-circuit entre spires causé par la défaillance de l'isolation entre les conducteurs d'enroulement. Lorsque les paramètres électriques d'une phase disparaissent complètement (la tension et le courant sont de 0), cette caractéristique correspond généralement à un défaut de circuit ouvert de l'enroulement ou de la connexion du conducteur.

Le phénomène d'éjection d'huile du conservateur d'huile est un signe important de pannes internes graves du transformateur. Lorsque le taux de production de gaz du défaut dépasse la capacité de traitement du dispositif de décharge de pression, une pression positive se forme à l'intérieur de la cuve. Initialement, cela se manifeste par des fuites aux points de scellement faibles. Alors que la pression continue d'augmenter, une éjection d'huile peut finalement se produire à la surface de jonction de la cuve. Ce type de panne est généralement causé par une rupture d'isolation entre phases de l'enroulement, généralement accompagnée de la fusion des composants de protection du côté haute tension. Selon les statistiques des actions du relais de gaz, environ 75% des pannes graves passeront par ce processus de développement.
Diagnostic de panne par changements de température
Lors de l'exploitation des transformateurs de distribution, les conducteurs porteurs de courant généreront inévitablement des pertes thermiques en raison de l'effet Joule, ce qui est un phénomène physique normal. Cependant, lorsque l'équipement présente des anomalies électriques (telles que la dégradation de l'isolation, un mauvais contact) ou des défauts mécaniques (tels que la déformation de l'enroulement, la défaillance du système de refroidissement), son état d'équilibre thermique sera perturbé, se manifestant par une température de fonctionnement dépassant la valeur de conception autorisée. Selon la théorie du vieillissement thermique, pour chaque augmentation de 6 - 8 °C de la température, le taux de vieillissement des matériaux isolants doublera, affectant ainsi considérablement la durée de vie de l'équipement.

Pour les hausses de température anormales causées par des pannes internes, il y a généralement des anomalies évidentes dans le système de circuit d'huile. Lorsque la température de point chaud atteint la valeur critique, l'huile du transformateur subira une réaction de pyrolyse, générant une grande quantité de gaz, faisant fonctionner le dispositif de décharge de pression, entraînant des fuites d'huile ou des éjections d'huile. En pratique, une méthode simple peut être utilisée pour évaluer initialement l'état de température de l'équipement : si la surface de l'enveloppe du transformateur peut être touchée par la main pendant plus de 10 secondes, sa température de surface ne dépasse généralement pas 60 °C. Cette valeur empirique peut être utilisée comme référence pour une évaluation rapide sur site.
Diagnostic de panne par changements d'odeur
Dès que le couvercle du coussinet d'huile est ouvert, une odeur piquante de brûlé particulière peut être sentie. Cela indique que le bobinage à l'intérieur du transformateur est brûlé, souvent accompagné de la fusion de deux à trois fusibles de chute de phase.

Diagnostic de panne par changements de son
Lors de l'exploitation d'un transformateur, l'effet de magnétostriction généré par la magnétisation du noyau ferreux déclenchera des vibrations mécaniques périodiques. Ces vibrations et leurs caractéristiques acoustiques associées servent d'indicateurs importants du fonctionnement normal de l'équipement. La technologie de diagnostic acoustique permet une surveillance efficace de l'état de fonctionnement du transformateur. Plus précisément, les caractéristiques de fréquence du signal sonore, les variations du niveau de pression acoustique et les caractéristiques spectrales de vibration peuvent révéler des pannes potentielles de l'équipement.

Lors de l'utilisation de la méthode de détection acoustique, un tuteur conducteur (comme une tige isolante) peut être utilisé comme médium pour la conduction des ondes sonores. Une extrémité de la tige est mise en contact avec la coque extérieure de l'équipement, et l'autre extrémité est placée près de l'organe auditif pour écouter. Dès que des signaux sonores anormaux sont détectés, des mesures de maintenance préventive doivent être mises en œuvre rapidement pour éviter l'aggravation des pannes. Voici les correspondances entre les caractéristiques acoustiques typiques et les types de pannes :

• Bruits de "cliquetis" intermittents : Généralement, cela indique que les feuilles du noyau ferreux sont lâches ou que les fixations ont un couple insuffisant. Le niveau de pression acoustique est généralement compris entre 60 et 70 décibels.
  Bruits de décharge à haute fréquence : Accompagnant des phénomènes de décharge partielle, les signaux sonores présentent une caractéristique de "craquement". Dans les cas graves, le niveau de pression acoustique peut dépasser 85 décibels, et des marques de décharge visibles sont souvent présentes.

• Bruits explosifs soudains : Ces bruits se produisent généralement lorsque l'isolation des conducteurs est endommagée ou qu'il y a une décharge vers la terre. Le changement soudain du niveau de pression acoustique dépasse 20 décibels.

• Bruits de grondement à basse fréquence : Généralement associés à des pannes de mise à la terre du côté basse tension, la fréquence des signaux sonores est concentrée dans la plage de 100 à 400 hertz.

• Bruits de sifflement aigus : Cela indique que l'équipement est dans un état de surexcitation, et la fréquence principale des signaux sonores est généralement comprise entre 1 et 2 kilohertz.

• Bruits de bouillonnement de bulles : Accompagnant des augmentations anormales de la température de l'huile, les signaux sonores présentent une caractéristique de "bouillonnement" continue, indiquant généralement une dégradation des performances d'isolation de l'huile.

Diagnostic de panne par instruments
En raison des contraintes techniques de l'équipement, les postes d'alimentation utilisent principalement un multimètre pour mesurer si la résistance des conducteurs d'enroulement est conductrice afin de déterminer s'il y a des ruptures de fil ou des courts-circuits entre spires à l'intérieur du transformateur ; un testeur de résistance d'isolation est utilisé pour mesurer la résistance d'isolation de chaque enroulement du transformateur à la terre, afin de déterminer si l'isolation principale est rompue. Lorsque l'isolation entre l'enroulement et la terre ou entre les phases est rompue, sa valeur d'impédance d'isolation approchera 0 Ω.

Lors du test des performances d'isolation de l'enroulement, il est nécessaire de mesurer les paramètres d'isolation des trois circuits suivants : la résistance d'isolation entre l'enroulement primaire, l'enroulement secondaire et la carcasse ; la résistance d'isolation entre l'enroulement secondaire, l'enroulement primaire et la carcasse ; et la résistance d'isolation entre l'enroulement primaire et l'enroulement secondaire. Il convient de noter que le point de potentiel de référence à la terre dans le test est la structure de la carcasse métallique du transformateur. Les valeurs de référence de la résistance d'isolation des transformateurs à bain d'huile sont indiquées dans le tableau 1.

Technologies de diagnostic de panne pour les transformateurs de distribution
Les technologies de diagnostic de panne pour les transformateurs de distribution sont des moyens cruciaux pour assurer le fonctionnement sûr de l'équipement. Grâce à des technologies de diagnostic avancées, les pannes potentielles peuvent être détectées en temps voulu, et des mesures efficaces peuvent être prises pour empêcher l'extension des pannes. Voici quelques technologies de diagnostic de panne couramment utilisées pour les transformateurs de distribution.
Test de résistance DC de l'enroulement
Le test de résistance DC de l'enroulement est l'une des méthodes de base pour détecter l'état de santé des enroulements de transformateur. En mesurant la résistance DC de l'enroulement, il est possible de déterminer s'il y a des problèmes tels que des ruptures de fil, un contact défectueux ou des courts-circuits entre spires dans l'enroulement. Par exemple, lors d'un contrôle de routine d'un transformateur dans une certaine zone, une résistance DC anormale de l'enroulement du côté haute tension a été détectée. Un examen ultérieur a révélé un court-circuit entre spires dans l'enroulement. Le remplacement opportun de l'enroulement a évité la survenue d'une panne plus grave. Le test de résistance DC de l'enroulement présente les avantages d'une manipulation simple et de résultats intuitifs, et c'est une méthode de détection indispensable dans l'entretien quotidien des transformateurs.
Analyse des gaz dissous (DGA)
L'analyse des gaz dissous (DGA) est un moyen technique important pour diagnostiquer les pannes internes des transformateurs. En analysant les composants et les contenus des gaz dissous dans l'huile du transformateur, il est possible de déterminer s'il y a des pannes telles que des surchauffes et des décharges à l'intérieur du transformateur. En utilisant la méthode des trois rapports IEC60599, les pannes de type décharge peuvent être identifiées avec précision. Par exemple, des concentrations élevées d'acétylène (C2H2) et d'hydrogène (H2) ont été détectées dans l'huile d'un certain transformateur. L'analyse par la méthode des trois rapports a déterminé qu'il s'agissait d'une panne de type décharge. Une maintenance opportune a évité l'endommagement de l'équipement. La DGA présente les avantages d'une sensibilité élevée et d'un diagnostic précis, et c'est un moyen important pour surveiller l'état des transformateurs.
Détection de décharge partielle
La détection de décharge partielle est une méthode importante pour évaluer l'état d'isolation des transformateurs. La décharge partielle se produit généralement dans les zones d'isolation faibles, et une décharge à long terme entraînera la dégradation progressive des matériaux d'isolation, aboutissant finalement à des pannes graves. Grâce à la détection de décharge partielle, les défauts d'isolation peuvent être détectés en temps voulu, et des mesures préventives peuvent être prises. Par exemple, lors de la détection de décharge partielle d'un certain transformateur, un phénomène de décharge a été constaté dans le connecteur haute tension. Après avoir remplacé le connecteur, le phénomène de décharge a disparu, prolongeant efficacement la durée de vie de l'équipement. La détection de décharge partielle présente les avantages de non-destructivité et de haute sensibilité, et c'est un moyen important pour surveiller l'isolation des transformateurs.
Détection combinée de vibration et d'acoustique
La détection combinée de vibration et d'acoustique consiste à déterminer s'il y a des pannes mécaniques à l'intérieur de l'équipement en analysant les signaux de vibration et de son lors de l'exploitation du transformateur. Par exemple, pour un transformateur défectueux, l'amplitude de vibration a dépassé la norme de 3 dB dans la bande de fréquences de 125 Hz. L'inspection a révélé que le serre-noyaux était lâche. Après un resserrement opportun, la vibration est revenue à la normale. La détection combinée de vibration et d'acoustique présente les avantages de la surveillance en temps réel et du diagnostic précis, et c'est un moyen important pour diagnostiquer les pannes mécaniques des transformateurs.
Détection par thermographie infrarouge
La détection par thermographie infrarouge consiste à déterminer s'il y a des pannes de surchauffe dans l'équipement en détectant la distribution de température à la surface du transformateur. Par exemple, lors de la détection par thermographie infrarouge d'un certain transformateur, une température anormale a été constatée à la connexion du connecteur haute tension. L'inspection a révélé que les boulons de connexion étaient lâches. Après un resserrement opportun, la température est revenue à la normale. La détection par thermographie infrarouge présente les avantages de non-contact et de diagnostic rapide, et c'est un moyen important pour diagnostiquer les pannes de surchauffe des transformateurs.
Méthodes et exemples d'élimination des pannes pour les transformateurs de distribution
Disjonction de ligne causée par un court-circuit entre spires dans le transformateur
Phénomène de panne
Une disjonction par surintensité s'est produite sur une ligne 10 kV dans un certain poste. Après avoir réduit une partie de la charge, une surintensité s'est encore produite lors de la tentative de reconnexion.
Analyse des causes de la panne
Après l'arrivée sur place des personnels de maintenance, ils ont d'abord utilisé un mégohmmètre pour tester les performances d'isolation de la ligne d'alimentation, et la valeur d'isolation mesurée à la terre était d'environ 2 MΩ. Ensuite, un instrument de surveillance a été connecté au terminal delta ouvert du côté secondaire du transformateur de tension 10 kV. Lors du test de mise sous tension temporaire, la lecture de la tension a été observée à environ 40 V. En combinant les résultats de l'enquête sur place, aucun nouvel équipement électrique n'a été raccordé à cette ligne avant la panne.