Accidents des transformateurs principaux et problèmes de fonctionnement du gaz léger

1. Registre d'Accident (19 mars 2019)

À 16h13 le 19 mars 2019, le système de surveillance a signalé une action de gaz léger sur le transformateur principal n°3. Conformément au Code pour l'Exploitation des Transformateurs Électriques (DL/T572-2010), le personnel de maintenance et d'exploitation (O&M) a inspecté l'état sur site du transformateur principal n°3.

Confirmation sur site : Le panneau de protection non électrique WBH du transformateur principal n°3 a signalé une action de gaz léger sur la phase B du corps du transformateur, et la remise à zéro était inefficace. Le personnel O&M a inspecté le relais de gaz de la phase B et la boîte d'échantillonnage de gaz du transformateur principal n°3, et a effectué des tests sur le courant de terre du noyau et du serre-noeud du corps du transformateur.

À 16h36, le système de surveillance de la sous-station a signalé une action de gaz lourd et un déclenchement du transformateur principal n°3, avec un incendie de la phase B du corps. Le système d'extinction d'incendie par mousse fixe du transformateur s'est activé correctement (des images de signaux sont disponibles).

Mesures Prises pour Cet Accident :

• Élaborer un plan de transformation du gaz léger en déclenchement : Organiser l'élaboration de schémas de transformation technique, planifier les coupures de courant ultérieures et clarifier les mesures de maintenance avant la transformation.

• Inspection spéciale et transformation des transformateurs en service : Effectuer des inspections ciblées sur les transformateurs en fonctionnement en fonction de la cause de la panne, et formuler des mesures de transformation.

2. Processus de Gestion des Alarms de Gaz Léger

Le Code pour l'Exploitation des Transformateurs Électriques (DL/T572-2010) stipule que les relais de gaz des transformateurs doivent être équipés de deux jeux de contacts : gaz léger et gaz lourd. En exploitation normale, le gaz léger est réglé en mode alarme, et le gaz lourd en mode déclenchement. Le processus typique de gestion des alarms de gaz léger des transformateurs est le suivant :

• Lorsque le signal de protection par gaz est activé, inspectez immédiatement le transformateur pour déterminer si cela est dû à l'accumulation d'air, à la baisse du niveau d'huile, à une défaillance du circuit secondaire ou à des pannes internes du transformateur.

• Si du gaz est présent dans le relais de gaz, enregistrez le volume de gaz, observez la couleur et l'inflammabilité du gaz, et collectez des échantillons de gaz et d'huile pour une analyse chromatographique.

• Si le gaz dans le relais est incolore, inodore, non inflammable et que l'analyse chromatographique identifie que c'est de l'air, le transformateur peut continuer à fonctionner, et le défaut d'entrée d'air doit être éliminé rapidement.

• Si le gaz est inflammable ou si le résultat de l'analyse des gaz dissous (DGA) est anormal, jugez de manière globale si le transformateur doit être arrêté.

Les Nouvelles Mesures Anti-Accidents (9.2.3.6) stipulent : "Si un transformateur subit deux alarms de gaz léger consécutives dans la même journée, demandez immédiatement une inspection après coupure de courant ; pour les transformateurs (réacteurs) à structure sans circulation forcée d'huile et sans dispositif de vidange d'huile et d'injection d'azote, demandez une coupure de courant immédiate pour inspection lors de l'alarme de gaz léger du corps."

Les nouveaux transformateurs mis en service ou ceux subissant un traitement d'huile sont susceptibles de déclencher des alarms de gaz léger pendant leur mise en service initiale. Les transformateurs à circulation forcée d'huile sont sensibles à l'entrée d'air en raison de fuites d'huile dans les zones de pression négative ; les transformateurs avec des dispositifs de vidange d'huile et d'injection d'azote peuvent avoir du gaz piégé dans les tuyaux de vidange d'huile — ces deux scénarios peuvent provoquer des alarms de gaz léger. Une petite quantité de gaz est normalement libérée pendant l'exploitation du transformateur, mais deux alarms de gaz léger consécutives dans un délai de 24 heures indiquent une faute potentielle grave.

3. Analyse Statistique des Alarms de Gaz Léger des Transformateurs

Cas 1 : Alarme de Gaz Léger dans une Sous-Station (7 juillet 2015)

Phénomène de Panne : Le système de surveillance de la sous-station a affiché "Alarme de Protection Non Électrique du Corps du Transformateur Principal n°3" et "Alarme de Gaz Léger de la Phase C du Corps". Cause : L'inspection sur site a révélé que le niveau d'huile dans le relais de gaz de la Phase C du transformateur principal n°3 était bas (le volume de gaz dépassait 300 ml ; le réglage de l'alarme de gaz léger : 270 ± 10 ml) (les Phases A et B étaient pleines). Sur la base des résultats de l'inspection et des réunions spéciales, la panne a été causée par des objets étrangers métalliques, jugés introduits pendant le transport/installation (et non pas lors de la fabrication), car la surveillance ne couvre pas tout le processus de fabrication. Traitement : Le transformateur défectueux a été retiré et remplacé par une phase de rechange. Un atelier de maintenance a été construit dans la sous-station pour une réparation sur site par le fabricant ; le transformateur réparé a été stocké comme phase de rechange.

Cas 2 : Alarme de Gaz Léger dans une Sous-Station (30 septembre 2015)

Phénomène de Panne : Le système de surveillance a signalé "Alarme de Sursaut de Pression de la Phase C du Transformateur Principal n°2", "Signal de Déclenchement de Gaz Lourd" et "Signal d'Alarme de Gaz Léger" ; aucune action de protection électrique n'a eu lieu. Cause : Des lacunes de communication entre l'institut de conception et le fabricant ont conduit à un stress excessif sur le terminal supérieur de la gaine ; la gaine avait une conception de scellement faible ; une zone de pression négative au sommet du conduit de courant de la gaine a entraîné l'aspiration d'air/eau après une défaillance du scellement. Le décalage horizontal maximal entre le connecteur T du fil et la gaine haute tension atteignait 5,61 m, conduisant à une tension latérale à long terme, à une déformation du terminal et du capot, à une défaillance du scellement et à une décharge interne dans l'enroulement haute tension due à l'aspiration d'air/eau. Traitement : Le transformateur défectueux a été retiré et remplacé par une phase de rechange. La réparation sur site a été achevée en 2016 après la construction d'un atelier de maintenance, et le transformateur a été stocké comme phase de rechange.

Cas 3 : Alarme de Gaz Léger dans une Sous-Station (18 juin 2018)

Phénomène de Panne : Alarme de Gaz Léger de la Phase A du Transformateur Principal n°1 dans une sous-station. Cause : Les tests d'échantillonnage d'huile et de gaz ont montré un gaz non inflammable et des données d'huile normales. Le relais de gaz a été purgé le même jour, et le signal a été réinitialisé immédiatement. Le suivi à long terme de l'accumulation de gaz dans le relais n'a montré aucun nouveau gaz, confirmant que l'alarme était due à une accumulation d'air à long terme.

Cas 4 : Alarme de gaz léger lors de la mise en service

Phénomène de panne : Alarme de gaz léger de la phase C du transformateur principal n°3 lors de la mise en service. Cause : Fuite d'huile du relais de débit d'huile du transformateur ; l'entreprise de construction n'a pas complètement évacué le gaz après le remplacement. Aucun acétylène n'a été détecté dans le transformateur. Traitement : Évacuer le gaz du transformateur.

Cas 5 : Alarme de gaz léger à une station de conversion (20 novembre 2018)

Phénomène de panne : À 06h24m55s, le système OWS de la station de conversion a signalé "Alarme de gaz léger de la phase B d'un transformateur de conversion d'un certain côté" ; à 06h40m57s, "Protection de gaz lourd de la phase B d'un transformateur de conversion d'un certain côté" a été signalée, et les disjoncteurs des transformateurs de conversion 01B/02B ont sauté sur les trois phases. Cause : Rupture de la vessie du conservateur d'huile. L'huile est entrée dans la vessie, et une baisse soudaine de température a fait couler la vessie remplie d'huile, obstruant la conduite d'huile et piégeant le gaz, provoquant l'action du relais de gaz. La vessie a éclaté en raison d'une longue période de veille et d'un vieillissement accéléré à basse température. Traitement : L'inspection sur site a confirmé une déchirure de la vessie (la plupart de l'huile du conservateur était entrée dans la vessie). La vessie a été remplacée, et le transformateur de conversion a repris son fonctionnement.

Cas 6 : Alarme de gaz léger chez une entreprise de distribution d'électricité (2 janvier 2017)

Phénomène de panne : Le bipolaire DC était en veille froide chez une entreprise de distribution d'électricité ; à 20h37, une alarme de gaz léger du transformateur de conversion YYC du pôle 1 a été signalée, suivie d'un saut de protection de gaz lourd à 20h42. Cause : L'inspection sur site a révélé une fuite d'huile de la pompe à huile du 4ème circuit de refroidissement du transformateur de conversion Y/Y de la phase C du pôle 1. La fuite s'est arrêtée après la déconnexion de l'alimentation de la pompe et la fermeture des vannes aux deux extrémités. La cause racine était la mauvaise qualité des matériaux des boulons et des brides de la pompe, entraînant une corrosion sévère, la rupture des boulons, le glissement du corps de la pompe et une fuite massive d'huile. Traitement : Remplacement des 4 pompes immergées du transformateur de conversion YYC du pôle 1, remplissage d'huile, et réalisation de tests de maintenance. Synchronisation du remplacement ou de la modification de la structure des boulons de 52 pompes immergées dans 13 autres transformateurs de conversion (y compris 2 en réserve).

4. Explication de la configuration de l'alarme ou du saut de protection de gaz léger

4.1 Introduction aux relais de gaz

Les relais de gaz fonctionnent en détectant le gaz généré par la décomposition de l'huile ou les surges d'huile causés par des défauts internes du transformateur, en déclenchant les contacts de gaz léger (alarme) ou de gaz lourd (saut de protection).

• Gaz léger : Indique des défauts mineurs (par exemple, chauffage par surcharge, chauffage local du noyau, chauffage du réservoir par fuite magnétique). Le gaz décomposé monte dans la chambre de collecte de gaz du relais, faisant baisser le niveau d'huile et activant le contact de reed pour envoyer une alarme. Une baisse supplémentaire du niveau d'huile déclenche le gaz lourd.

• Gaz lourd : Indique des défauts graves (par exemple, mise à la terre du condensateur, court-circuit intertour). La génération rapide de gaz pousse l'huile contre un pare-flamme, attirant le contact de reed de gaz lourd via un aimant pour faire sauter le transformateur.

4.2 Raisons pour la configuration de l'alarme de gaz léger

• Transformateurs HTA : Chaque transformateur principal et de réglage de tension n'a qu'un seul relais de gaz ; les élévations de condensateur sont connectées au relais de corps via des tuyaux de collecte de gaz. Un seul contact d'alarme de gaz léger est disponible, configuré en mode alarme sous conditions normales (gaz lourd pour le saut de protection).

• Transformateurs de conversion : Équipés de 1 relais de gaz (technologie Siemens) ou de 7+ relais de gaz (technologie ABB). Le gaz léger est configuré en mode alarme (gaz lourd pour le saut de protection) sous conditions normales.

Les relais de gaz des transformateurs de conversion n'ont que 1 ou 2 contacts d'alarme de gaz léger, susceptibles de fausses alarmes dues à l'intrusion d'eau dans les boîtiers de raccordement des relais, à l'entrée de gaz porteur de chromatographie d'huile dans le réservoir, ou à l'aspiration d'air en raison d'un mauvais scellement du corps. Aucune mesure anti-malmanœuvre "deux sur trois" n'est disponible. Si le gaz léger est configuré pour le saut de protection, les fausses alarmes pourraient provoquer des sauts de monopôle DC (groupe de valves unique), perdant 1500 MW ou plus de puissance et menaçant la stabilité du réseau. De plus, le gaz léger offre une fenêtre de réponse pour les défauts mineurs (par exemple, chauffage modéré du noyau/isolation) avant l'activation du gaz lourd, améliorant la disponibilité de l'équipement. Ainsi, les 18 Mesures majeures anti-accidents du réseau et le Code d'exploitation des transformateurs électriques (DL/T572-2010) stipulent que le gaz léger doit être configuré uniquement en mode alarme.

Cas de fausses opérations :

• 2003 : L'intrusion d'eau dans le relais de gaz du réacteur lisseur d'un transformateur de conversion a provoqué un blocage bipolaire, perdant 1281 MW.

• 2019 : Une interruption temporaire s'est produite en raison d'un défaut dans le circuit de contact d'un relais de gaz de transformateur de conversion.

4.3 Proposition de modification de l'alarme de gaz léger en saut de protection pour les transformateurs UHT

Étant donné le risque de défauts soudains dans les transformateurs UHT menaçant la sécurité des personnes, il est proposé de modifier l'action du gaz léger de l'alarme au saut de protection pour les transformateurs UHT, pour les raisons suivantes :

• Action précoce en cas de défauts graves : Le gaz léger peut s'activer avant le gaz lourd en cas de défauts soudains graves. Le saut de protection sur le gaz léger peut isoler rapidement le transformateur défectueux, empêchant des dommages importants à l'équipement ou des blessures (par exemple, 2016 : Un réacteur shunt UHT a explosé après plusieurs alarmes de gaz léger ; 2017 : Le gaz léger s'est activé 32 secondes avant le gaz lourd lors d'un défaut de condensateur de transformateur de conversion).

• Robustesse du réseau : Le réseau électrique renforcé peut tolérer la perte d'un groupe de valves ou d'un transformateur sans problèmes de stabilité.

• Réduction du risque de fausses opérations : Une gestion améliorée des relais non électriques (par exemple, installation de capots de pluie, inspections d'échantillonnage régulières, vérifications d'isolation des circuits) a considérablement réduit les fausses alarmes. Les statistiques montrent qu'il n'y a eu aucune fausse action de gaz léger dans les stations de conversion (3 ans) et les postes (5 ans) ; 6 actions enregistrées étaient dues à du gaz non évacué pendant la construction (pas de défaut d'équipement).

Mesure temporaire : En cas de fonctionnement instable des transformateurs UHV, configurez tous les contacts de gaz léger (surélévations de gaine, changeur de dérivation, corps) des transformateurs de convertisseur, des transformateurs principaux et des transformateurs de réglage de tension en mode de déclenchement pour assurer la sécurité du personnel et des équipements.

4.4 Plan de mise en œuvre de la modification du gaz léger en déclenchement

• Transformateurs de convertisseur : Modifiez le logiciel via le retrait unilatéral du système de commande continue pour changer les signaux de gaz léger en déclenchement. Aucun test de déclenchement n'est nécessaire après la modification (les circuits de signalisation sont vérifiés annuellement) ; mettez en œuvre pendant les arrêts programmés (1 jour).

• Transformateurs AC : Modifiez le câblage sur les panneaux de protection et effectuez des tests de transmission (1 jour).