Analyse des méthodes de diagnostic pour les défauts de mise à la terre du noyau dans les transformateurs de distribution 35 kV

Transformateurs de distribution 35 kV : Analyse des défauts de mise à la terre du noyau et méthodes de diagnostic

Les transformateurs de distribution 35 kV sont des équipements critiques courants dans les systèmes électriques, chargés de tâches importantes de transmission d'énergie électrique. Cependant, au cours d'une longue période d'exploitation, les défauts de mise à la terre du noyau sont devenus un problème majeur affectant le fonctionnement stable des transformateurs. Les défauts de mise à la terre du noyau n'affectent pas seulement l'efficacité énergétique des transformateurs et augmentent les coûts de maintenance du système, mais peuvent également déclencher des pannes électriques plus graves.

À mesure que le matériel électrique vieillit, la fréquence des défauts de mise à la terre du noyau augmente progressivement, nécessitant une amélioration du diagnostic et du traitement des défauts dans l'exploitation et la maintenance du matériel électrique. Bien que certaines méthodes de diagnostic existent actuellement, il y a encore des goulets d'étranglement techniques tels que l'efficacité de détection faible et la localisation difficile des défauts. Il est urgent d'explorer et d'appliquer des technologies de diagnostic de défauts plus précises et sensibles pour améliorer la fiabilité de fonctionnement des équipements et assurer la stabilité et la sécurité des systèmes électriques.

1 Analyse des causes et caractéristiques des défauts de mise à la terre du noyau dans les transformateurs de distribution 35 kV

1.1 Causes communes des défauts de mise à la terre du noyau

Dans les transformateurs de distribution 35 kV, des matériaux isolants sont généralement utilisés entre les feuilles du noyau pour l'isolation. Cependant, au cours d'une longue période d'exploitation, les champs électriques internes et la température provoquent un vieillissement progressif des matériaux isolants, en particulier dans des environnements de haute tension et de haute température où les performances d'isolation se détériorent rapidement. À mesure que le vieillissement progresse, la résistance d'isolation diminue, et la défaillance de l'isolation dans certaines zones peut former des défauts de mise à la terre multipoints.

Les transformateurs subissent inévitablement des vibrations mécaniques lors d'une exploitation prolongée. En particulier sous des conditions de fluctuations de charge significatives, les vibrations peuvent provoquer un déplacement relatif du noyau et des composants de serrage du noyau. Des serre-noyaux lâches ou des matériaux d'isolation endommagés peuvent déclencher des défauts de mise à la terre. Les défauts de fabrication du noyau des transformateurs sont également des causes importantes de défauts de mise à la terre du noyau. Lors de la fabrication, si les feuilles de silicium ont des bavures, un revêtement d'isolation inégal ou une précision de traitement du noyau insuffisante, des dommages locaux à l'isolation peuvent survenir. Ces défauts sont souvent concentrés dans les parties de mise à la terre du transformateur. Lorsque la distribution du champ électrique dans le noyau est inégale, des décharges partielles peuvent se produire.

1.2 Caractéristiques électriques et dangers des défauts

La caractéristique électrique la plus directe des défauts de mise à la terre du noyau est l'augmentation du courant de mise à la terre. Après l'apparition d'un défaut de mise à la terre, le courant de mise à la terre présente généralement des fluctuations avec des composantes harmoniques, en particulier dans les régions de haute fréquence supérieures à 50 Hz. Lorsque des défauts se produisent, la forme d'onde du courant de mise à la terre apparaît souvent non sinusoïdale, avec des amplitudes plus grandes des composantes harmoniques.

Une autre caractéristique typique des défauts de mise à la terre du noyau est la décharge partielle. Après la défaillance des matériaux d'isolation, le champ électrique se concentre dans les zones endommagées, provoquant des décharges de couronne et des phénomènes de décharge partielle. La décharge partielle génère généralement des impulsions de courant de haute fréquence dont les plages de fréquences se situent généralement entre 3-30 MHz. Les signaux de courant dans cette bande de fréquences peuvent être capturés et analysés à l'aide de transformateurs de courant de haute fréquence (HFCT) spécialisés.

Un autre effet électrique déclenché par les défauts de mise à la terre du noyau est l'effet de hausse de température. En raison des pertes par courants de Foucault au point de défaut, la température locale augmente. Cet effet de hausse de température ne cause pas seulement des dommages directs aux matériaux d'isolation, mais peut également provoquer une surchauffe dans certaines zones du noyau.

1.3 Impact des défauts sur le fonctionnement du transformateur

Les défauts de mise à la terre du noyau entraînent une augmentation du courant de mise à la terre, ce qui à son tour provoque des pertes supplémentaires dans le noyau du transformateur. Les pertes du noyau se composent principalement de pertes par courants de Foucault et de pertes par hystérésis. Lorsque des défauts de mise à la terre se produisent, la distribution inégale du flux magnétique à l'intérieur du transformateur augmente considérablement les pertes par courants de Foucault dans certaines zones. Cela réduit non seulement l'efficacité énergétique du transformateur, mais peut également augmenter considérablement les coûts d'exploitation. L'augmentation des pertes du noyau aggrave la surchauffe du transformateur, affectant davantage le fonctionnement stable à long terme.

Les décharges partielles et les effets de hausse de température causés par les défauts de mise à la terre du noyau accélèrent le vieillissement des matériaux d'isolation internes des transformateurs. Au cours du vieillissement de l'isolation, la résistance des couches d'isolation diminue progressivement, et la capacité d'isolation électrique échoue progressivement. Lorsque l'isolation échoue complètement, elle peut déclencher des courts-circuits locaux ou des accidents de court-circuit complet plus graves.

Les défauts de mise à la terre du noyau n'entraînent pas seulement une diminution des performances électriques, mais affectent également la composition chimique de l'huile du transformateur. Lorsque le noyau est mis à la terre, les décharges partielles et la surchauffe provoquent une hausse de la température de l'huile interne, entraînant des modifications des composants de gaz dissous dans l'huile, en particulier des augmentations anormales du contenu en méthane (CH4) et en éthylène (C2H4).

2 Méthodes de diagnostic et comparaison technique pour les défauts de mise à la terre du noyau

2.1 Méthodes de diagnostic traditionnelles

La méthode de résistance en courant continu est l'une des méthodes de diagnostic traditionnelles pour les défauts de mise à la terre du noyau, principalement en jugeant l'existence de défauts en mesurant la résistance d'isolation entre le noyau et la terre. Cette méthode applique une tension continue et mesure le rapport du courant à la tension pour calculer la résistance d'isolation. Idéalement, la résistance d'isolation du noyau devrait rester à une valeur élevée ; si la résistance tombe en dessous d'un certain seuil, cela peut indiquer un défaut de mise à la terre.

Cependant, la méthode de résistance continue ne peut pas localiser précisément les points de défaillance. Ses résultats de mesure ne peuvent refléter que les performances d'isolation moyennes de l'ensemble du noyau et ne permettent pas de déterminer les zones de défaillance spécifiques. Cette méthode présente également un certain retard, en particulier lorsque le vieillissement de l'isolation n'a pas encore entraîné de changements significatifs de résistance, rendant inefficace la détection précoce des défaillances. De plus, la méthode de résistance continue ne fournit pas d'informations sur les types de défaillance, et les caractéristiques détaillées des défaillances ne peuvent pas être extraites efficacement des données de mesure.

L'analyse par chromatographie d'huile détecte les changements dans les composants de gaz dissous dans l'huile du transformateur pour inférer les types de défaillance. Ces gaz dissous sont généralement produits lorsqu'il y a des décharges, des surchauffes ou d'autres pannes électriques à l'intérieur du transformateur. Les composants gazeux courants dans l'huile du transformateur incluent le méthane (CH4), l'éthylène (C2H4), l'éthane (C2H6), etc. Les changements de concentration de ces gaz peuvent refléter l'état de fonctionnement du transformateur. 

En comparant les concentrations de gaz dissous dans l'huile avec les types de défaillance, il est possible de déterminer de manière préliminaire si une défaillance de mise à la terre du noyau s'est produite dans le transformateur. L'analyse par chromatographie d'huile a une réponse relativement retardée ; après qu'une défaillance se produit, il faut du temps pour que les gaz dissous se accumulent, limitant ainsi la rapidité du diagnostic de défaillance. De plus, l'analyse par chromatographie d'huile ne peut pas fournir des emplacements de défaillance précis ou des caractéristiques spécifiques, mais indique les défaillances uniquement par le biais de changements de concentration de gaz. Pour les défaillances mineures ou intermittentes, le diagnostic par chromatographie d'huile peut être retardé et ne pas répondre rapidement à l'apparition de la défaillance.

2.2 Technologies modernes de détection par instruments

La technologie de détection de décharge partielle est basée sur le principe des transformateurs à courant haute fréquence (HFCT), capturant et analysant les signaux d'impulsions de décharge causés par la mise à la terre du noyau pour diagnostiquer les défaillances. Lorsque des défaillances de mise à la terre du noyau se produisent, la décharge partielle génère des impulsions de courant haute fréquence aux points de dommage de l'isolation. Ces signaux de courant se manifestent généralement sous forme de bruit haute fréquence ou de signaux d'impulsion avec des plages de fréquences généralement comprises entre 3-30 MHz. 

En installant des capteurs de courant haute fréquence sur la ligne de mise à la terre du transformateur, les signaux de décharge partielle peuvent être capturés en temps réel. Cette technologie peut localiser efficacement les points de défaillance partielle, a une sensibilité élevée et peut détecter les défaillances à un stade précoce. La détection de décharge partielle peut identifier efficacement les défaillances mineures causées par le vieillissement de l'isolation ou les dommages mécaniques, fournissant des informations de diagnostic de défaillance précises. En analysant les signaux de décharge partielle, on peut évaluer la gravité et la tendance d'évolution des défaillances, permettant de prendre des mesures de maintenance ou de prévention appropriées.

La technologie d'imagerie thermique infrarouge détecte les zones de hausse locale de température dans le noyau à l'aide d'imageries thermiques infrarouges pour déterminer si des défaillances de mise à la terre existent. Après l'apparition de défaillances de mise à la terre dans les transformateurs, les pertes par courants de Foucault dans les zones locales provoquent des augmentations de température, en particulier des hausses de température significatives autour des points de défaillance. La technologie d'imagerie thermique infrarouge peut obtenir la distribution de température en temps réel sur la surface du noyau et déterminer l'existence de défaillances par le biais des différences de température. Généralement, lorsque les différences de température dépassent 10°C, une enquête approfondie de cette zone est nécessaire. L'avantage de cette technologie réside dans sa capacité à détecter les changements de température sans contact, avec une vitesse de mesure rapide, ce qui la rend adaptée à la détection rapide sur site.

La méthode de détection de courant haute fréquence utilise des bobines de Rogowski pour mesurer les changements de courant haute fréquence sur les lignes de mise à la terre, généralement dans la plage de fréquence de 500 kHz à 2 MHz. Ces courants haute fréquence sont générés par les processus de décharge causés par les défaillances de mise à la terre du noyau. En détectant les signaux de courant dans cette plage de fréquence, l'existence de défaillances peut être identifiée efficacement. Comparée à la technologie de détection de décharge partielle, la détection de courant haute fréquence a une sensibilité plus élevée et peut capturer des signaux de défaillance extrêmement faibles. L'utilisation de bobines de Rogowski pour la mesure sans contact simplifie non seulement l'installation, mais améliore également la précision de la mesure. Cette technologie est particulièrement adaptée aux zones difficiles d'accès et peut effectuer des détections en ligne sans endommager l'équipement.

3 Optimisation du processus de diagnostic des défaillances et analyse de cas

3.1 Recommandations pour un processus de diagnostic optimisé

Lors du diagnostic des défaillances de mise à la terre du noyau, la première étape devrait être un tri préliminaire à l'aide de la technologie d'imagerie thermique infrarouge. Les imageries thermiques infrarouges peuvent rapidement obtenir des cartes de distribution de température de la surface du transformateur, aidant le personnel de diagnostic à identifier les zones possibles de hausse anormale de température. Une fois que le tri préliminaire a identifié les zones potentielles de défaillance, l'étape suivante devrait combiner la détection de courant haute fréquence et la technologie de détection de décharge partielle pour des tests précis.

La méthode de détection de courant haute fréquence capture les changements de courant de mise à la terre dans la bande de fréquence de 500 kHz à 2 MHz à l'aide de bobines de Rogowski, identifiant efficacement les zones de défaillance de mise à la terre du noyau. La technologie de détection de décharge partielle surveille en temps réel les signaux d'impulsions de décharge à l'aide de capteurs HFCT, analysant la fréquence et l'intensité des décharges pour confirmer davantage les emplacements des points de défaillance.

Après avoir effectué la détection de courant haute fréquence et de décharge partielle, l'étape finale consiste à vérifier et analyser la gravité de la défaillance par l'analyse par chromatographie d'huile. En détectant les gaz dissous dans l'huile du transformateur, en particulier les changements de concentration de méthane (CH4), d'éthylène (C2H4) et d'autres gaz, la nature de la défaillance peut être confirmée davantage. Pour les défaillances graves de mise à la terre du noyau, la chromatographie d'huile montrera des composants de gaz anormalement élevés. En combinant les données de chromatographie d'huile avec d'autres résultats de détection, on peut évaluer de manière globale l'impact de la défaillance et fournir une base pour les travaux de réparation ultérieurs.

3.2 Analyse de cas typiques

Au cours de l'exploitation dans un poste électrique, le personnel de maintenance a remarqué une augmentation significative du courant de mise à la terre dans un transformateur de distribution de 35 kV, largement dépassant les valeurs normales. Les données de surveillance ont montré que le courant de mise à la terre atteignait 5 A, alors que dans des conditions normales, le courant de mise à la terre devrait être inférieur à 100 mA. Le défi était que, bien que le courant de mise à la terre ait augmenté anormalement, il n'y avait pas d'indications physiques évidentes de défaillance externe. Les méthodes de diagnostic électriques traditionnelles telles que les tests de résistance continue et l'analyse par chromatographie d'huile n'ont pas fourni d'informations claires sur l'emplacement de la défaillance.

Pour résoudre ce problème de mise à la terre du noyau du transformateur, le personnel de maintenance a utilisé plusieurs technologies de diagnostic modernes. Tout d'abord, ils ont utilisé un imager thermique infrarouge FLIR T640 pour un premier tri, localisant rapidement les zones de hausse de température dans le noyau et les composants associés. Ensuite, ils ont utilisé des capteurs de courant haute fréquence PD-Tech HFCT pour surveiller le courant de mise à la terre. Enfin, ils ont utilisé des détecteurs de décharge partielle PD-Tech pour tester et analyser les signaux de décharge, localisant ainsi le point de défaut. Les résultats des tests sont présentés dans le Tableau 1.

Tab.1 Résultats de la détection des problèmes de transformateur

Sur la base des résultats de l'imagerie thermique infrarouge, la différence de température près des composants de serrage du noyau a atteint 12°C, dépassant la plage normale, confirmant préliminairement une possible surchauffe dans cette zone. La détection en temps réel à l'aide de capteurs de courant haute fréquence a révélé un courant de mise à la terre de 5 A, largement supérieur à la valeur normale de 100 mA, indiquant qu'une panne s'était développée au sein du transformateur. Une détection supplémentaire de décharge partielle a montré des fluctuations fortes du signal de courant haute fréquence dans la plage de fréquences de 4,5 à 18 MHz, avec une intensité de décharge qui augmentait progressivement, ce qui signifie que le point de panne se situait à l'assemblage de serrage du noyau et que la panne s'aggravait.

Le point de panne a finalement été confirmé au niveau du coussinet d'isolation du composant de serrage du noyau. Le matériau isolant avait vieilli en raison d'une longue période d'exploitation, provoquant une légère détérioration de l'isolation qui a déclenché la panne de mise à la terre. Les mesures de traitement de la panne ont inclus le remplacement du coussinet d'isolation, et les tests ultérieurs ont confirmé que le courant de mise à la terre était revenu à la normale, éliminant ainsi la panne et restaurant le fonctionnement stable de l'équipement.

Ce cas démontre que la combinaison de la technologie d'imagerie thermique infrarouge, de la technologie de détection de décharge partielle et de la technologie de détection de courant haute fréquence peut améliorer efficacement l'efficacité et la précision du diagnostic de pannes de mise à la terre du noyau. Dans les processus d'exploitation et de maintenance réels, le personnel devrait utiliser régulièrement ces technologies pour un diagnostic conjoint afin de garantir le fonctionnement sûr et stable des transformateurs.

4 Conclusion

Dans le diagnostic des pannes de mise à la terre du noyau, l'application combinée de multiples technologies de diagnostic modernes peut considérablement améliorer la précision de la localisation de la panne et l'efficacité du diagnostic. Grâce aux effets synergiques de la détection de courant haute fréquence, de l'analyse de décharge partielle et de la technologie d'imagerie thermique infrarouge, les risques potentiels d'équipement peuvent être détectés à un stade précoce, et les sources de panne peuvent être identifiées de manière précise, réduisant ainsi le temps d'arrêt de l'équipement et prolongeant la durée de vie du transformateur.

À l'avenir, avec le développement continu et l'application de nouvelles technologies de détection, le diagnostic et la maintenance des pannes de mise à la terre du noyau deviendront plus efficaces et précis, assurant ainsi la stabilité et la sécurité des systèmes électriques.