Tests de performance thermique et mécanique des transformateurs de distribution : garantir la fiabilité et la longévité

Introduction

Dans le paysage complexe de la distribution d'électricité, les transformateurs de distribution jouent un rôle pivot. Ces transformateurs sont chargés de réduire la tension du niveau de distribution primaire à la tension d'utilisation appropriée pour les utilisateurs finaux. Leur bon fonctionnement est crucial pour maintenir un réseau électrique stable et efficace. Cet article s'intéresse à deux aspects essentiels de l'évaluation des transformateurs de distribution : les tests de performance thermique et mécanique, tout en explorant comment prévenir les interruptions de service et gérer les variations de tension.

Tests de performance thermique des transformateurs de distribution

L'importance de l'inspection thermique

Les transformateurs de distribution produisent de la chaleur pendant leur fonctionnement. La chaleur est principalement générée par les pertes dans les enroulements et l'hystérésis du noyau de ces transformateurs. L'accumulation incontrôlée de chaleur dans les transformateurs peut entraîner la dégradation de l'isolation, accélérer le vieillissement des transformateurs et poser un risque significatif de pannes catastrophiques. Les inspections thermiques régulières des transformateurs sont donc d'une importance capitale. Ces inspections, qui comprennent la surveillance de la température et la détection des points chauds dans les transformateurs, agissent comme des systèmes d'alerte précoce. En identifiant rapidement les anomalies thermiques dans les transformateurs, les techniciens peuvent anticiper les pannes et assurer une livraison ininterrompue d'électricité via le réseau de distribution.

Composants clés des tests thermiques pour les transformateurs

Plusieurs tests forment la base des inspections de performance thermique pour les transformateurs de distribution :

• Test de montée en température : Une inspection fondamentale pour les transformateurs, ce test mesure l'augmentation de température dans les enroulements et l'huile des transformateurs sous charge nominale. Les écarts par rapport aux normes établies signalent des problèmes potentiels tels qu'un refroidissement inefficace ou des problèmes de résistance interne. Ces constatations incitent à une inspection plus approfondie des composants tels que les ventilateurs, les ailettes ou les niveaux de fluide de refroidissement.

• Inspection par imagerie thermique : Des caméras infrarouges sont utilisées dans cette technique d'inspection non invasive. Elles cartographient les températures de surface des transformateurs, mettant en lumière des points chauds cachés, qui peuvent être dus à des connexions lâches ou à des conduits obstrués. Cela permet des réparations ciblées avant que des dommages à l'isolation ne se produisent.

• Analyse de la température de l'huile : L'échantillonnage et le test de la viscosité et du contenu acide de l'huile des transformateurs fournissent des informations sur les niveaux de contrainte thermique subis. Un taux d'acidité élevé dans l'huile indique un chauffage excessif, déclenchant une inspection des sources de chaleur et des mécanismes de refroidissement.

Protocoles et normes d'inspection pour les transformateurs

Des normes telles que IEEE C57.12.90 et IEC 60076 exigent des inspections thermiques systématiques des transformateurs. Pendant les tests, les techniciens simulent des conditions de pleine charge sur les transformateurs tout en surveillant de près les gradients de température. Par exemple, un test de montée en température nécessite la stabilisation des transformateurs pendant plusieurs heures avant d'enregistrer les lectures. Une documentation détaillée de chaque inspection, y compris les conditions ambiantes, les durées de test et les profils thermiques, facilite l'analyse des tendances au fil du temps.

Fréquence et stratégies adaptatives pour les inspections des transformateurs

La fréquence des inspections thermiques des transformateurs dépend de divers facteurs tels que la variabilité de la charge et les conditions environnementales. Les transformateurs de distribution dans les zones urbaines avec des charges fluctuantes peuvent nécessiter des inspections mensuelles, tandis que ceux dans les zones rurales peuvent se contenter de vérifications trimestrielles. Dans les climats chauds, les intervalles entre les inspections thermiques sont raccourcis pour contrer les effets du stress thermique. Les systèmes de surveillance avancés permettent maintenant des inspections thermiques continues via des capteurs intégrés, qui transmettent des données en temps réel vers les centres de contrôle.

Surmonter les défis d'inspection des transformateurs

Les inspections thermiques des transformateurs font face à certains défis. Notamment, de faux positifs peuvent se produire en raison de pics de charge transitoires. Pour atténuer cela, les techniciens corrélationnent les données thermiques avec des paramètres électriques, tels que les courants de charge. De plus, l'accès à des composants difficiles à atteindre, comme les enroulements internes, nécessite une expertise spécialisée. Certaines inspections nécessitent le drainage de l'huile, exigeant une stricte adhésion à des protocoles de sécurité méticuleux. La calibration régulière des capteurs thermiques assure des résultats d'inspection précis.

Intégration de l'inspection thermique à la maintenance des transformateurs

Les inspections thermiques des transformateurs servent de pont entre la collecte de données et les actions de maintenance. Un rapport d'inspection complet, qui signale les points chauds, les inefficacités de refroidissement ou la dégradation de l'huile, guide les interventions immédiates. Par exemple, si une inspection par imagerie thermique révèle une ailette de refroidissement bouchée, le nettoyage ou le remplacement devient une priorité. En intégrant les inspections thermiques aux programmes de maintenance préventive, les opérateurs peuvent prolonger la durée de vie des transformateurs et réduire les vulnérabilités du réseau.

Tests de performance mécanique des transformateurs de distribution

L'indispensabilité de l'inspection mécanique pour les transformateurs

Les transformateurs de distribution sont exposés à des contraintes mécaniques tout au long de leur cycle de vie. Les défauts électriques peuvent générer des forces électromagnétiques intenses qui peuvent déformer les enroulements. De plus, l'activité sismique ou le maniement brutal pendant le transport peuvent endommager les composants internes. Des inspections mécaniques régulières, allant des vérifications visuelles aux tests dynamiques, sont essentielles pour détecter les défauts cachés. En identifiant tôt les faiblesses mécaniques, les opérateurs peuvent se prémunir contre des pannes soudaines qui pourraient perturber l'alimentation en électricité et mettre en danger l'infrastructure globale dépendante de ces transformateurs.

Composants clés des tests mécaniques pour les transformateurs

Plusieurs tests sont intégraux aux inspections de performance mécanique des transformateurs de distribution :

• Test d'impulsion de court-circuit : Cette inspection simule des conditions de défaut pour évaluer la capacité des transformateurs à résister aux forces électromagnétiques. Les écarts d'impédance ou de déplacement des enroulements signalent un stress mécanique, incitant à inspecter les structures de serrage et les cadres de support.

• Inspection par analyse vibratoire : Des capteurs sont utilisés pour surveiller les vibrations pendant le fonctionnement des transformateurs. Des fréquences anormales indiquent des problèmes tels que des pièces lâches, des noyaux mal alignés ou des ventilateurs de refroidissement endommagés. Cette méthode d'inspection non invasive aide les techniciens à localiser et corriger les problèmes mécaniques avant qu'ils ne s'aggravent.

• Test d'impact mécanique : Appliqué pendant le processus de fabrication ou après le transport, ce test évalue la résilience des transformateurs aux chocs. Les tests de chute ou les simulations sismiques révèlent des vulnérabilités dans des composants tels que la cuve, les embases ou les connexions terminales, déclenchant des inspections de joints critiques.

Protocoles et normes d'inspection pour les transformateurs

Des normes comme IEEE C57.12.90 et IEC 61378 exigent des inspections mécaniques rigoureuses des transformateurs. Pendant les tests, les techniciens suivent des procédures précises. Par exemple, les tests de court-circuit nécessitent des injections de courant contrôlées tout en surveillant de près les réponses mécaniques. Une documentation détaillée de chaque inspection, y compris les paramètres de test, les déformations observées et les recommandations de réparation, constitue un historique pour l'analyse future.

Fréquence et adaptation contextuelle pour les inspections des transformateurs

La fréquence des inspections mécaniques varie selon les scénarios d'utilisation. Les transformateurs de distribution dans les régions sujettes aux séismes peuvent subir des inspections vibratoires trimestrielles, tandis que ceux dans des environnements stables peuvent se contenter de vérifications annuelles. Les nouveaux transformateurs installés reçoivent souvent des inspections immédiates après le transport pour vérifier leur intégrité. Les systèmes de surveillance avancés permettent maintenant des inspections mécaniques continues via des jauges de contrainte et des accéléromètres intégrés.

Surmonter les défis d'inspection des transformateurs

Les inspections mécaniques des transformateurs présentent leurs propres complexités. Détecter les dommages internes sans démonter les transformateurs est un obstacle majeur. Certaines inspections, comme les tests ultrasonores pour les fissures cachées, nécessitent une expertise spécialisée. De plus, distinguer l'usure normale de la dégradation anormale demande de l'expérience. Pour relever ces défis, les techniciens combinent plusieurs méthodes d'inspection, comme l'analyse vibratoire avec les inspections visuelles, et utilisent des données historiques pour des évaluations comparatives.

Intégration de l'inspection mécanique à la maintenance des transformateurs

Les inspections mécaniques des transformateurs servent de lien crucial entre le diagnostic et l'action. Un rapport d'inspection complet, qui signale des problèmes tels que des boulons lâches, des enroulements déformés ou des supports compromis, dicte des réparations urgentes ou des remplacements de composants. Par exemple, si une inspection vibratoire révèle un noyau mal aligné, le réalignement et le resserrement deviennent des priorités. En intégrant les inspections mécaniques aux programmes de maintenance préventive, les opérateurs peuvent prolonger la durée de vie des transformateurs et renforcer la résilience du réseau.

Prévention des interruptions de service dans les transformateurs de distribution

Fonctionnement des transformateurs, secondaires et fusibles

Les transformateurs de distribution abaissent la tension du niveau de distribution ou du conducteur primaire à la tension d'utilisation. Ils sont connectés au conducteur primaire, aux sous-conducteurs et aux latéraux via des fusibles primaires ou des coupe-fusibles. Le fusible primaire déconnecte le transformateur de distribution associé du conducteur primaire en cas de défaut du transformateur ou de défaut de circuit secondaire à basse impédance. Les coupe-fusibles, normalement fermés, offrent un moyen pratique de déconnecter les petits transformateurs de distribution pour l'inspection et la maintenance.

Une protection satisfaisante contre les surcharges d'un transformateur de distribution ne peut pas être réalisée avec un seul fusible primaire. Cela est dû à la différence de forme de sa courbe intensité-temps et de la courbe intensité-temps sécuritaire du transformateur. Si un fusible suffisamment petit est utilisé pour offrir une protection complète contre les surcharges, une grande partie de la capacité de surcharge précieuse du transformateur est perdue car le fusible saute prématurément. Un tel petit fusible saute également souvent inutilement sur les courants de surtension. Par conséquent, un fusible primaire doit être sélectionné pour offrir uniquement une protection contre les courts-circuits, avec son courant minimum de rupture généralement dépassant 200 % du courant nominal de charge de son transformateur associé.

Les transformateurs de distribution connectés à des alimentations aériennes en câbles ouverts sont souvent soumis à des perturbations graves dues à la foudre. Pour minimiser la rupture de l'isolation et les pannes de transformateurs dues à la foudre, des parafoudres sont couramment utilisés avec ces transformateurs.

Les conducteurs secondaires d'un transformateur de distribution sont généralement solidement connectés à des circuits secondaires radiaux, à partir desquels les services des consommateurs sont branchés. Cela signifie que le transformateur n'est pas protégé contre les surcharges et les défauts à haute impédance sur ses circuits secondaires. Relativement peu de transformateurs de distribution sont brûlés par des surcharges, principalement parce qu'ils ne sont souvent pas entièrement utilisés à leur capacité de surcharge. Un autre facteur contribuant au faible nombre de pannes liées aux surcharges est les contrôles de charge fréquents et les mesures correctives prises avant que des surcharges dangereuses ne se produisent. Cependant, les défauts à haute impédance sur leurs circuits secondaires provoquent probablement plus de pannes de transformateurs de distribution que les surcharges, en particulier dans les zones où les conditions arborées sont mauvaises.

Les fusibles dans les conducteurs secondaires des transformateurs de distribution sont peu efficaces pour prévenir les brûlures des transformateurs, pour des raisons similaires. La manière correcte d'obtenir une protection satisfaisante pour un transformateur de distribution contre les surcharges et les défauts à haute impédance est d'installer un disjoncteur dans les conducteurs secondaires du transformateur. La courbe de déclenchement de ce disjoncteur doit être correctement coordonnée avec la courbe intensité-temps sécuritaire du transformateur. Le fusible primaire doit également être coordonné avec le disjoncteur secondaire afin que le disjoncteur se déclenche sur tout courant pouvant passer à travers lui avant que le fusible soit endommagé.

Les défauts sur la connexion de service d'un consommateur, du circuit secondaire au commutateur de service, sont extrêmement rares. Ainsi, l'utilisation d'un fusible secondaire au point où la connexion de service se branche sur le circuit secondaire n'est pas économiquement justifiable, sauf dans des cas exceptionnels tels que de grands services provenant de secondaires souterrains.

Considérations sur les variations de tension

En supposant une variation maximale de tension d'environ 10 % au niveau du commutateur de service de tout consommateur, la répartition de cette baisse entre les différentes parties du système, à pleine charge, peut être approximativement la suivante :

• 2 % de variation de tension dans le conducteur primaire entre les premiers et derniers transformateurs

• 2,5 % de variation de tension dans le transformateur de distribution

• 3 % de variation de tension dans le circuit secondaire

• 0,5 % de variation de tension dans la connexion de service du consommateur

Le fait que la tension au primaire du premier transformateur de distribution ne puisse généralement pas être maintenue exactement explique les 2 % restants.

Ces chiffres sont typiques pour les systèmes aériens alimentant des charges résidentielles. Cependant, ils peuvent différer considérablement dans les systèmes souterrains où des circuits de câbles et de grands transformateurs de distribution sont utilisés, ou lors de l'alimentation de charges industrielles et commerciales.

La taille économique du transformateur de distribution et de la combinaison de circuit secondaire pour toute densité de charge uniforme et type de construction, à des prix de marché spécifiques, peut être facilement déterminée une fois la chute de tension totale autorisée dans ces deux parties du système établie. Si le transformateur est trop grand, le coût du circuit secondaire et le coût total seront excessifs. Inversement, si le transformateur est trop petit, le coût du transformateur et le coût total seront trop élevés.

Gestion des changements de charge dans les transformateurs

Comme dans toute autre partie du système de distribution, les changements de charge ou la croissance de la charge doivent être pris en compte et planifiés pour les transformateurs de distribution et les circuits secondaires. Les transformateurs de distribution et les circuits secondaires ne sont pas installés uniquement pour alimenter les charges existantes au moment de l'installation, mais aussi pour accommoder certaines charges futures. Cependant, il n'est pas économique de faire une provision excessive pour la croissance.

Lorsqu'un transformateur de distribution devient dangereusement surchargé, il peut être remplacé par un de taille supérieure si la capacité de transport de courant du circuit secondaire et la régulation de tension globale le permettent. Sinon, un autre transformateur de taille similaire peut être installé entre le transformateur surchargé et celui adjacent. Cela implique de retirer de la charge du transformateur surchargé en connectant une partie de son circuit secondaire et de la charge associée au nouveau transformateur. Cela réduit également la charge sur le circuit secondaire du transformateur surchargé et améliore la régulation de tension globale. Dans les zones où la charge est relativement uniforme, des transformateurs peuvent devoir être installés de part et d'autre du transformateur surchargé assez rapidement pour maintenir des conditions de tension satisfaisantes et éviter le surchargement de parties du circuit secondaire. Le même résultat peut également être obtenu en installant un nouveau transformateur et en relocalisant le transformateur surchargé afin qu'il alimente le centre de son circuit secondaire raccourci.

Groupement de transformateurs pour l'amélioration du service

Avec les transformateurs de distribution et les circuits secondaires disposés comme dans la configuration radiale typique, une charge donnée est alimentée uniquement par un transformateur et dans une seule direction sur le circuit secondaire. En raison de cela, une charge soudainement appliquée, telle que le démarrage d'un moteur, sur la connexion de service d'un consommateur peut causer un clignotement de lumière désagréable sur les autres connexions de service alimentées par le même transformateur. L'utilisation croissante d'appareils à moteur dans les zones résidentielles entraîne un nombre significatif de plaintes concernant le clignotement de lumière. Dans certaines zones, le clignotement de lumière, plutôt que la régulation de tension, peut être le facteur déterminant dans la taille et la disposition des transformateurs et des circuits secondaires.

Le groupement de transformateurs de distribution est généralement le meilleur et le moyen le plus économique d'améliorer ou d'éliminer le clignotement de lumière. Le groupement de transformateurs signifie les paralléliser sur le côté secondaire, tous connectés au même circuit primaire. La disposition du circuit secondaire dans un schéma de groupement de transformateurs peut prendre diverses formes, telles que des boucles ou des grilles similaires à celles utilisées dans un système de réseau secondaire. Cependant, les transformateurs groupés, étant connectés et alimentés via un seul conducteur primaire radial, sont une forme de système de distribution radial, contrairement à un réseau secondaire en boucle ou en grille qui est alimenté via deux ou plusieurs conducteurs primaires et offre une fiabilité de service beaucoup plus grande.

La conversion de l'habituelle disposition radiale des circuits secondaires à la disposition de groupement de transformateurs peut généralement être effectuée simplement et à moindre coût en fermant les espaces entre les secondaires radiaux d'un certain nombre de transformateurs associés au même conducteur primaire et en installant les fusibles primaires et secondaires appropriés.

Protection dans le groupement de transformateurs

Deux formes principales de protection ont été utilisées lors du groupement de transformateurs de distribution. La première disposition, qui est probablement la plus ancienne et la plus courante, consiste à connecter les transformateurs de distribution au conducteur primaire via des fusibles primaires ou des coupe-fusibles. Ces fusibles ne doivent sauter qu'en cas de défaut dans leur transformateur associé. Tous les transformateurs sont connectés au circuit secondaire commun via des fusibles secondaires, dont le but est de déconnecter un transformateur défectueux du circuit secondaire. La taille du fusible secondaire doit être telle qu'il saute en cas de défaut primaire entre son transformateur et le fusible primaire associé. Les défauts sur le circuit secondaire sont normalement attendus pour s'éteindre d'eux-mêmes. Pour éviter que les fusibles secondaires ne sautent fréquemment en cas de défauts sur le circuit secondaire, ces fusibles doivent avoir des temps de saut relativement longs pour tous les courants de défaut, mais pas si longs qu'ils ne puissent offrir une certaine protection aux transformateurs contre les défauts secondaires qui ne s'éteignent pas rapidement.

L'utilisation d'un disjoncteur secondaire avec des caractéristiques courant-temps appropriées est préférable aux fusibles secondaires lors du groupement de transformateurs, car elle offre une meilleure protection au transformateur contre les surcharges et les défauts à haute impédance. Les fusibles ou disjoncteurs secondaires doivent s'ouvrir plus rapidement que les fusibles primaires sur tout courant possible pour éviter que les fusibles primaires ne sautent en cas de défaut secondaire.

Un défaut de transformateur est éliminé par les fusibles primaire et secondaire du transformateur sans interrompre le service. La plupart des défauts secondaires s'éteignent rapidement, mais lorsque un défaut secondaire persiste, plusieurs ou tous les fusibles secondaires peuvent sauter et certains transformateurs peuvent être brûlés. L'expérience montre qu'avec une étude attentive des courants de défaut attendus et une sélection appropriée des fusibles primaire et secondaire, cette méthode de groupement fonctionne avec un minimum de problèmes. Cependant, occasionnellement, un défaut de circuit secondaire cause la rupture de plusieurs fusibles secondaires et le brûlage de certains transformateurs, entraînant une interruption de service plus importante que celle des circuits secondaires radiaux.

La deuxième disposition de groupement de transformateurs est préférable car il n'y a pas de risque d'interruption complète du service dans la zone groupée en raison d'un défaut secondaire. Dans cette disposition, les transformateurs de distribution sont connectés au conducteur primaire via des fusibles primaires pour les mêmes raisons que dans la première disposition. Les transformateurs sont solidement connectés au circuit secondaire, qui est sectionné entre les transformateurs par des fusibles secondaires. Ces fusibles sont sélectionnés pour sauter plus rapidement que tout fusible primaire en cas de défaut de circuit secondaire. Lorsqu'un transformateur tombe en panne, il est retiré du système par son fusible primaire et les fusibles secondaires adjacents de chaque côté. Ainsi, un défaut de transformateur entraîne une interruption de service uniquement pour les consommateurs associés au transformateur défectueux. Un défaut de circuit secondaire s'éteint généralement, mais s'il persiste, il est éliminé par les fusibles secondaires adjacents à la section défectueuse et le fusible primaire du transformateur associé. Les fusibles secondaires sont généralement sélectionnés pour fonctionner même sur des défauts à haute impédance, tandis que les fusibles primaires ne le sont pas, pour les raisons discutées précédemment concernant les circuits secondaires radiaux. Cela garantit que même en cas de défaut à haute impédance persistant, les fusibles secondaires adjacents sautent et empêchent l'interruption de service sur les sections secondaires non affectées, bien que le transformateur associé puisse être brûlé. Pour éviter cela, un disjoncteur secondaire avec une courbe courant-temps coordonnée avec la courbe courant-temps sécuritaire du transformateur peut être utilisé dans les conducteurs secondaires du transformateur. Lorsqu'un tel disjoncteur est utilisé, les fusibles secondaires doivent être sélectionnés de telle sorte que leurs temps de saut pour tous les courants de défaut soient inférieurs aux temps de déclenchement des disjoncteurs.

Normalement, les deux dispositions de groupement fonctionnent de manière similaire. Elles réduisent ou éliminent le clignotement de lumière et améliorent la régulation de tension ou permettent une réduction de la capacité de transformateur requise par rapport aux circuits secondaires radiaux. Cette amélioration est due à la liaison de plusieurs circuits secondaires radiaux et à l'exploitation de la diversité parmi différents groupes de consommateurs. On peut s'attendre à une augmentation significative de l'utilisation de transformateurs groupés à l'avenir, car ces avantages peuvent souvent être réalisés sans coût supplémentaire ou avec une économie par rapport à l'habitude de disposer les circuits secondaires radiaux.

En conclusion, les tests de performance thermique et mécanique des transformateurs de distribution sont cruciaux pour maintenir la fiabilité et la longévité de ces composants essentiels dans le système de distribution d'électricité. En comprenant leurs caractéristiques opérationnelles, en mettant en œuvre des mesures d'inspection et de protection appropriées, et en abordant des questions telles que la variation de tension et la croissance de la charge, nous pouvons assurer un approvisionnement en électricité stable et efficace pour les consommateurs.