ניתוח תקלה והצגת מקרי פתרון בעיות של טרנספורמרים התפוצה

סיבות להתקלות במשרדי הפצה
תקלות שנגרמות על ידי עלייה בטמפרטורה
השפעה על חומרים מתכותיים
כאשר המשרד פועל, אם הזרם גדול מדי, מה שגורם לנטל של הצרכן לעקוף את הקיבולת המירבית של המשרד, הטמפרטורה של המשרד תעלה, מה שיגרום לחומרים המתכותיים להתרכך ויכליש את חוזקם המכני באופן משמעותי. למשל, ניקח כדוגמה נחושת. אם היא חשופה לסביבה בעלת טמפרטורה גבוהה מעל 200 °C לאורך זמן, חוזק המכניקה שלה יחלש באופן משמעותי; אם הטמפרטורה עולה מעל 300 °C למשך זמן קצר, חוזק המכניקה יפול גם כן באופן חד. עבור חומרים אלומיניום, הטמפרטורה האופטימלית לעבודה לאורך זמן צריכה להיות מוגבלת מתחת ל-90 °C, והטמפרטורה המותרת לעבודה למשך זמן קצר לא צריכה לעלות על 120 °C.
השפעת מגע לקוי
קשר לקוי הוא סיבה חשובה לתיקול במגוון רחב של ציוד הפצה, והטמפרטורה של החלק החשמלי של הקשר ישפיעה מאוד על איכות הקשר החשמלי. כאשר הטמפרטורה גבוהה מדי, פני השטח של המוליך החשמלי יתאדו בצורה קיצונית, וההתנגדות לקשר תגדל באופן משמעותי, מה שיגרם לטמפרטורת המוליך ואת חלקיו לעלות, ובמקרים קיצוניים, הקשרים עשויים להתמזג יחד.
השפעה על חומרי מבודד
כאשר הטמפרטורה הסביבתית עולה מעבר לטווח ההגיוני, חומרים אורגניים מבודדים יהפכו לשבירים, מה שיחזק את תהליך הזקנה שלהם, ויביא להפחתה משמעותית בכוחות המבודדים, ובמקרים קיצוניים, ייתכן שתתרחש שבירה דיאלקטרית. מחקרים הראו כי עבור חומרים מבודדים מסוג A, בתוך טווח הנשיאה שלהם, לכל עלייה של 8 - 10 °C בטמפרטורה, חיי המועיל של החומר ייפחתו בכמעט חצי. הקשר בין טמפרטורה וחיי שירות זה ידוע בשם "ההשפעה הגילית", שהוא גורם חשוב המשפיע על אמינות חומרי המבודדים.
 תקלות במשרדי הפצה הנגרמות על ידי קשר לקוי
תקלות שנגרמות על ידי החמצון של שכבות הגנה
כדי לשפר את הביצועים הכלליים של רכיבים מוליכים, לעיתים משתמשים בטכנולוגיות שינוי פני שטח בהנדסה כדי לטפל בנקודות קשר מפתח. למשל, ניקח את מוט המוליך של המשרד. בדרך כלל, שכבה מגנטית מגינה (כמו זהב, כסף או סплав עם בסיס stag) נוצרת על פני השטח שלו באמצעות אלקטרופליטה. שכבה זו של איחוד מטאלורגית יכולה לשפר באופן משמעותי את התכונות הפיזיות והכימיות של ממשק הקשר.

חשוב לציין כי במהלך הפעולה המכנית בהחזקת הציוד או תחת עומס תרמי ארוך טווח, השכבה עלולה להתנתק חלקית או לסבול מחמצון וקורוזיה, מה שיגרום לבעיות כגון עלייה חריגה בהתנגדות הקשר והפחתה בקיבולת המוליך. נתונים ניסיוניים מראים כי כאשר ההפסד ברקמה של השכבה עולה על 30%, יציבות המוליכות החשמלית של ממשק זה תראה מגמה של הידרדרות מעריכית.
הרס כימי הנגרם מקשר ישיר בין נחושת ואלומיניום
במערכת קשר חשמלית, קשר ישיר בין מתכות שונות כמו נחושת ואלומיניום ייצור הפרש פוטנציאל חשמלי משמעותי, וערך הפוטנציאל יכול להגיע ל-0.6 - 0.7 V. הפרש הפוטנציאל הזה יפעיל הרס גלאונטי חמור. בהנדסה, בשל אי-ציות לתקנים בניה או בחירת חומרים לא נכונה, הקשר ישיר בין מוליכים של נחושת ואלומיניום ללא טיפול מעבר מתרחש לעיתים קרובות.

אחרי שהדרך לקשר הזו מאופרת, שכבה של סרטן תתחיל להתפתח באיטיות בממשק הקשר, מה שיגרום לעלייה לא ליניארית בהתנגדות הקשר. בטמפרטורה המבצעת המירבית, חיי השירות האפקטיביים של קשרים כאלה הם בדרך כלל פחות מ-2000 שעות, ולבסוף, תקלות יקרו עקב התחמסות פני השטח של הקשר.
Au cours 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 intérieur limité de la boîte de comptage et des techniques de construction non standard, des problèmes tels que le raccordement enroulé des fils ou la compression mécanique lâche des bornes de connexion se produisent souvent. Ces connexions défectueuses entraîneront une augmentation anormale de la résistance de contact, provoquant une surchauffe sous l'action du courant de charge, puis déclenchant l'échec d'ablation de la tige conductrice basse tension.

Plus grave encore, l'augmentation 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 isolante et ses performances de refroidissement. Les données expérimentales montrent qu'une fois que la température de l'huile dépasse constamment 85 °C, sa tension de rupture diminuera d'environ 15% à 20% par an. Cet effet de détérioration multiple est très susceptible de provoquer des accidents de rupture d'isolation lorsqu'il rencontre une surtension de foudre ou une surtension de commutation, entraînant finalement la panne du transformateur.
Pannes des transformateurs de distribution causées par l'humidité
L'augmentation de l'humidité relative de l'environnement a un impact double 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 ; ensuite, l'adsorption des molécules d'eau à la surface des matériaux d'isolation 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 isolants solides ou se dissout dans l'huile du transformateur, elle provoquera une augmentation brutale de la perte diélectrique.

Lorsque la teneur en eau de 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 détérioration des performances d'isolation augmentera significativement le courant de fuite de l'équipement. Dans un environnement humide, des décharges partielles peuvent se produire même sous la tension nominale de fonctionnement. Les données statistiques montrent qu'à un taux d'humidité relative dépassant 85%, le taux de panne des transformateurs de distribution augmente de 3 à 5 fois par rapport à celui d'un environnement sec, principalement manifesté par des accidents de rupture d'isolation et de flashover de surface.

Pannes des transformateurs de distribution causées par un montage incorrect des parafoudres
Dans le système électrique, la fiabilité de performance 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 (POM) sont les maillons clés pour assurer leur efficacité. Cependant, en raison de techniques de construction non standard, de procédures de détection inadéquates et du manque de compétences professionnelles du personnel d'exploitation et de maintenance, l'effet de protection réel des dispositifs de protection est souvent considérablement réduit, ce qui est une cause importante d'accidents de rupture d'isolation des transformateurs de distribution.

Du point de vue de l'exploitation, les dispositifs de protection seront soumis à diverses contraintes environnementales pendant un service de longue durée. 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 défaillante ne pourra pas évacuer l'énergie de surtension à temps, entraînant une rupture thermique du dispositif de protection lui-même. Selon les statistiques, parmi les cas de panne des dispositifs de protection, les accidents d'explosion dus à une mise à la terre défectueuse 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 la coque (fissures, déformations), l'état mécanique (fixations desserrées), les performances de scellement (traces de fuite), l'état de surface (niveau de saleté, phénomènes de corrosion) et signes anormaux (changements 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 présente une couleur brun foncé et a une odeur de brûlé, accompagnée d'une augmentation anormale de la température et de l'activation des composants de protection du côté haute tension, cela indique généralement qu'il y a des anomalies dans le système de circuit magnétique, possiblement des dommages à l'isolation entre les tôles de silicium ou des pannes de mise à la terre multipoint du conducteur magnétique.

Si le courant de fonctionnement augmente anormalement, la température de l'huile augmente considérablement, les paramètres triphasés sont asymétriques, accompagnés de l'activation 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 déterminer qu'il s'agit d'une panne de court-circuit entre spires causée 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 0), cette caractéristique correspond généralement à une panne de circuit ouvert ou de fusion du conducteur de connexion d'enroulement.

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 de la panne dépasse la capacité de traitement de l'appareil de décharge de pression, une pression positive sera formée à l'intérieur de la cuve d'huile. Initialement, cela se manifeste par des fuites aux points de scellement faibles. À mesure 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 interphase 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
Au cours 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 (comme la dégradation de l'isolation, un mauvais contact) ou des défauts mécaniques (comme la déformation de l'enroulement, la panne du système de refroidissement), son état d'équilibre thermique sera perturbé, se manifestant par une température de fonctionnement dépassant la valeur admissible conçue. Selon la théorie de vieillissement thermique, pour chaque augmentation de 6 à 8 °C de la température, le taux de vieillissement des matériaux d'isolation doublera, affectant ainsi de manière significative 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 du point chaud atteint la valeur critique, l'huile du transformateur subira une réaction de pyrolyse, générant une grande quantité de gaz, faisant fonctionner l'appareil de décharge de pression, entraînant des fuites d'huile ou des éjections d'huile. Dans la pratique de l'ingénierie, une méthode simple peut être utilisée pour évaluer initialement l'état de température de l'équipement : si la surface de la coque du transformateur peut être touchée par la main pendant plus de 10 secondes, sa température de surface est généralement inférieure à 60 °C. Cette valeur empirique peut être utilisée comme référence pour l'évaluation rapide sur site.
Diagnostic de panne par changements d'odeur
Dès que le couvercle du coussin d'huile est ouvert, une odeur piquante et brûlée 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 coupure de phase.

Diagnostic de panne par changements sonores
Au cours de l'exploitation d'un transformateur, l'effet de magnétorestriction généré par la magnétisation du noyau de fer 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 changements de niveau de pression sonore 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 tige conductrice (comme une tige isolante) peut être utilisée comme médium pour la conduite 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 empêcher l'aggravation des pannes. Voici les correspondances entre les caractéristiques acoustiques typiques et les types de pannes :

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

• Sons explosifs soudains : Ils se produisent généralement lorsque l'isolation des câbles est endommagée ou qu'il y a une décharge vers le sol. Le changement soudain du niveau de pression sonore dépasse 20 décibels.

• Sons de grondement à basse fréquence : Ils sont 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.

• Sons 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.

• Sons de bouillonnement de bulles : Accompagnant des augmentations anormales de la température de l'huile, les signaux sonores présentent une caractéristique continue de "bouillonnement", indiquant généralement la 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 généralement 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 au sol, afin de déterminer si l'isolation principale est rompue. Lorsque l'isolation entre l'enroulement et le sol 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, les paramètres d'isolation des trois circuits suivants doivent être mesurés respectivement : la résistance d'isolation entre l'enroulement primaire, l'enroulement secondaire et la coque ; la résistance d'isolation entre l'enroulement secondaire, l'enroulement primaire et la coque ; et la résistance d'isolation entre l'enroulement primaire et l'enroulement secondaire. Il convient de noter que le point de potentiel de référence au sol dans le test est la structure de la coque métallique du transformateur. Les valeurs de référence de la résistance d'isolation des transformateurs immergés dans l'huile sont présentées 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 opportun, et des mesures efficaces peuvent être prises pour prévenir l'expansion 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 l'occurrence d'une panne plus grave. Le test de résistance DC de l'enroulement présente les avantages d'une manipulation simple et des résultats intuitifs, et c'est une méthode de détection indispensable dans la maintenance quotidienne 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 IEC60599 à trois rapports, les pannes de type décharge peuvent être identifiées avec précision. Par exemple, des concentrations élevées d'éthylène (C2H2) et d'hydrogène (H2) ont été détectées dans l'huile d'un certain transformateur. L'analyse par la méthode à 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. Les décharges partielles se produisent généralement dans les zones d'isolation faible, 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 opportun, 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 trouvé dans le bouchon haute tension. Après avoir remplacé le bouchon, 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 fréquence de 125 Hz. L'inspection a révélé que la pince du noyau 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 trouvée à la connexion du bouchon 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
Coupure de ligne due à un court-circuit entre spires dans le transformateur
Phénomène de panne
Une coupure de courant excédentaire s'est produite sur une ligne 10 kV dans un certain poste. Après avoir réduit une partie de la charge, un courant excédentaire s'est toujours produit lors de la reconnexion d'essai.
Analyse des causes de la panne
Après l'arrivée du personnel de maintenance sur place dans la zone de panne, ils ont d'abord utilisé un mégohmmètre pour tester les performances d'isolation de la ligne d'alimentation, et la valeur d'isolation mesurée au sol était d'environ 2 MΩ. Ensuite, un instrument de surveillance a été connecté à la terminaison delta ouverte 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 connecté à cette ligne avant la panne.

Sur cette base