Analyse et mesures correctives pour les défaillances d'isolation dans les transformateurs électriques

Les transformateurs les plus largement utilisés : transformateurs à bain d'huile et transformateurs en résine sèche

Les deux types de transformateurs les plus largement utilisés aujourd'hui sont les transformateurs à bain d'huile et les transformateurs en résine sèche. Le système d'isolation d'un transformateur, composé de divers matériaux isolants, est fondamental pour son bon fonctionnement. La durée de vie d'un transformateur dépend principalement de la durée de vie de ses matériaux isolants (huile-papier ou résine).

En pratique, la plupart des pannes de transformateurs résultent de dommages au système d'isolation. Les statistiques montrent que les pannes liées à l'isolation représentent plus de 85 % de tous les accidents de transformateurs. Des transformateurs correctement entretenus, avec une attention particulière portée à la gestion de l'isolation, peuvent atteindre des durées de vie exceptionnellement longues. Par conséquent, protéger le fonctionnement normal des transformateurs et renforcer un entretien raisonnable du système d'isolation peuvent en grande partie assurer des durées de vie plus longues, l'entretien préventif et prédictif étant clé pour améliorer la longévité des transformateurs et la fiabilité de l'alimentation électrique.

1. Pannes d'isolation en papier solide

Dans les transformateurs à bain d'huile, les principaux matériaux isolants sont l'huile isolante et les matériaux isolants solides, y compris le papier isolant, les cartons pressés et les blocs de bois. Le vieillissement de l'isolation des transformateurs fait référence à la décomposition de ces matériaux en raison de facteurs environnementaux, entraînant une réduction ou une perte de la force d'isolation.

L'isolation en papier solide est l'un des composants principaux des systèmes d'isolation des transformateurs à bain d'huile, comprenant le papier isolant, les cartons, les coussinets, les rouleaux et les bandes de liaison. Son composant principal est la cellulose, de formule chimique (C6H10O5)n, où n représente le degré de polymérisation (DP). Un papier neuf a généralement un DP d'environ 1300, qui diminue à environ 250 lorsque la force mécanique a diminué de plus de moitié. 

Lorsqu'il est extrêmement vieilli avec un DP de 150-200, le matériau atteint sa fin de vie. Au fur et à mesure que le papier isolant vieillit, son DP et sa force de traction diminuent progressivement, produisant de l'eau, du CO, du CO2 et du furaldéhyde (aldehyde furanique). Ces sous-produits du vieillissement sont en grande partie nocifs pour les équipements électriques, réduisant la tension de rupture et la résistivité volumique du papier isolant, tout en augmentant la perte diélectrique et en diminuant la force de traction, potentiellement en corrodes les composants métalliques. 

L'isolation solide présente des caractéristiques de vieillissement irréversibles, avec une dégradation de la force mécanique et électrique non récupérable. Comme la durée de vie du transformateur dépend principalement de la durée de vie des matériaux isolants, les matériaux d'isolation solide des transformateurs à bain d'huile doivent posséder d'excellentes propriétés d'isolation électrique et des caractéristiques mécaniques, avec une dégradation lente des performances sur plusieurs années d'exploitation - indiquant de bonnes caractéristiques de vieillissement.

1.1 Propriétés des matériaux en fibres de papier

Le matériau fibreux du papier isolant est le composant isolant le plus important dans les transformateurs à bain d'huile. La fibre de papier est le composant tissulaire solide de base des plantes. Contrairement aux conducteurs métalliques riches en électrons libres, les matériaux isolants n'ont pratiquement pas d'électrons libres, avec un courant de conduction minimal principalement dû à la conduction ionique. La cellulose est constituée de carbone, d'hydrogène et d'oxygène. En raison des groupes hydroxyles dans sa structure moléculaire, la cellulose a le potentiel de former de l'eau, conférant au papier des propriétés absorbantes. 

De plus, ces groupes hydroxyles peuvent être considérés comme des centres entourés par diverses molécules polaires (comme les acides et l'eau), liés par des liaisons hydrogène, rendant les fibres vulnérables aux dommages. Les fibres de papier contiennent également généralement environ 7 % d'impuretés, y compris l'humidité. En raison de la nature colloïdale des fibres, cette humidité ne peut pas être complètement éliminée, affectant les performances des fibres de papier.

Les fibres polaires absorbent facilement l'humidité (l'eau étant un milieu fortement polaire). Lorsque les fibres de papier absorbent de l'eau, l'interaction entre les groupes hydroxyles se affaiblit, provoquant une détérioration rapide de la force mécanique sous des conditions de structure de fibre instable. Par conséquent, les composants d'isolation en papier subissent généralement un traitement de séchage ou de séchage sous vide, suivi d'une imprégnation d'huile ou de vernis isolant avant utilisation.

L'objectif de l'imprégnation est de maintenir les fibres humides, assurant une isolation et une stabilité chimique supérieures, ainsi qu'une force mécanique améliorée. De plus, le scellement du papier avec du vernis réduit l'absorption d'humidité, empêche l'oxydation du matériau et remplit les vides pour minimiser les bulles qui pourraient affecter les performances d'isolation et provoquer des décharges partielles et des ruptures électriques. Cependant, certains pensent que l'imprégnation de vernis suivie d'une immersion dans l'huile peut causer une dissolution progressive de certaines parties du vernis dans l'huile, affectant les performances de l'huile, nécessitant une attention soignée à l'application de tels vernis.

Naturellement, différentes compositions de matériau en fibres et différents niveaux de qualité des mêmes fibres ont des impacts et des propriétés différents. Par exemple, le coton a la teneur en fibres la plus élevée, le chanvre a les fibres les plus résistantes, et certains cartons isolants importés, mieux traités, offrent des performances significativement supérieures par rapport à certains cartons nationaux. La plupart des matériaux d'isolation des transformateurs utilisent diverses formes de papier (telles que les rubans de papier, les cartons pressés et les composants de papier moulé sous pression) pour l'isolation.

Par conséquent, la sélection de matériaux de papier isolant en fibres de qualité est cruciale lors de la fabrication et de la maintenance des transformateurs. Le papier en fibres offre des avantages spéciaux, notamment la praticité, le faible coût, la facilité de traitement, la formation simple et le traitement à température modérée, le poids léger, la force modérée et l'absorption facile des matériaux d'imprégnation (comme le vernis isolant et l'huile de transformateur).

1.2 Force mécanique des matériaux d'isolation en papier

Pour les transformateurs à bain d'huile qui sélectionnent des matériaux d'isolation en papier, les facteurs les plus importants au-delà de la composition en fibres, de la densité, de la perméabilité et de l'uniformité incluent les exigences de force mécanique telles que la force de traction, la résistance à la perforation, la résistance à la déchirure et la ténacité :

• Force de traction : la contrainte maximale que les fibres de papier peuvent supporter sous charge de traction sans se rompre.

• Résistance à la perforation : une mesure de la capacité des fibres de papier à résister à la pression sans se fracturer.

• Résistance à la déchirure : la force nécessaire pour déchirer les fibres de papier doit répondre aux normes pertinentes.

• Résistance : La force du papier lorsqu'il est plié ou de la presse-papier lorsqu'elle est courbée doit satisfaire aux exigences correspondantes.

La performance de l'isolation solide peut être évaluée par échantillonnage pour mesurer le degré de polymérisation du papier ou de la presse-papier, ou en utilisant la chromatographie liquide haute performance pour mesurer le contenu en furfural dans l'huile. Cela aide à analyser si les défauts internes du transformateur impliquent l'isolation solide ou si un surchauffage à basse température cause un vieillissement localisé de l'isolation des enroulements, ou pour déterminer le degré de vieillissement de l'isolation solide. Pour les matériaux d'isolation en fibres de papier pendant l'exploitation et la maintenance, il convient de prêter attention au contrôle de la charge nominale du transformateur, d'assurer une bonne circulation d'air et une dissipation de chaleur dans l'environnement de fonctionnement, d'éviter une augmentation excessive de la température du transformateur et un manque d'huile dans le réservoir. Des mesures doivent également prévenir la contamination et la détérioration de l'huile qui peuvent accélérer le vieillissement des fibres, compromettre la performance d'isolation, la durée de vie et le fonctionnement sûr du transformateur.

1.3 Détérioration des Matériaux en Fibres de Papier

Cela comprend principalement trois aspects :

• Fragilisation des Fibres : Une chaleur excessive causant la séparation de l'humidité des matériaux en fibres accélère leur fragilisation. Le papier fragile et qui se désagrège peut entraîner des pannes d'isolation et des accidents électriques sous vibration mécanique, stress électrodynamique et impacts de vagues opérationnelles.

• Réduction de la Résistance Mécanique des Matériaux en Fibres : La résistance mécanique des matériaux en fibres diminue avec une durée de chauffage prolongée. Lorsque le chauffage du transformateur cause l'expulsion de l'humidité des matériaux d'isolation, les valeurs de résistance d'isolation peuvent augmenter, mais la résistance mécanique diminuera considérablement, rendant le papier isolant incapable de résister aux forces mécaniques provenant des courants de court-circuit ou des charges impulsionnelles.

• Contraction des Matériaux en Fibres : Après la fragilisation, les matériaux en fibres se contractent, réduisant la force de serrage et pouvant causer des mouvements de déplacement. Cela peut entraîner un déplacement et un frottement des enroulements du transformateur sous vibration électromagnétique ou tension impulsionnelle, endommageant l'isolation.

2. Pannes d'Isolation Liquide en Huile

Le transformateur à bain d'huile a été inventé par le scientifique américain Thompson en 1887 et promu pour les applications de transformateurs de puissance par General Electric et d'autres en 1892. L'isolation liquide mentionnée ici fait référence à l'isolation en huile de transformateur.

2.1 Caractéristiques des Transformateurs à Baignoire d'Huile :

① Améliore considérablement la résistance d'isolation électrique, raccourcit la distance d'isolation et réduit le volume de l'équipement ; ② Améliore grandement la transmission et la dissipation thermiques efficaces, augmentant la densité de courant admissible dans les conducteurs, réduisant le poids de l'équipement. La chaleur du noyau de transformateur en fonctionnement est transférée par la circulation thermique de l'huile de transformateur vers le boîtier du transformateur et le radiateur pour la dissipation, améliorant ainsi le refroidissement efficace ; ③ Le bain d'huile et le scellement réduisent l'oxydation de certaines composantes et assemblages internes, prolongeant la durée de vie.

2.2 Propriétés de l'Huile de Transformateur

L'huile de transformateur en fonctionnement doit posséder des propriétés d'isolation et de conductivité thermique stables et excellentes. Les propriétés clés incluent la résistance d'isolation (tan δ), la viscosité, le point de coulée et la valeur d'acidité. L'huile isolante raffinée à partir du pétrole est un mélange de divers hydrocarbures, résines, acides et autres impuretés dont les propriétés ne sont pas entièrement stables. Sous l'effet de la température, du champ électrique et de la lumière, l'huile oxyde continuellement. Dans des conditions normales, ce processus d'oxydation progresse lentement ; avec une maintenance appropriée, l'huile peut maintenir la qualité requise sans vieillir pendant jusqu'à 20 ans. Cependant, les métaux, impuretés et gaz mélangés à l'huile accélèrent l'oxydation, détériorent la qualité de l'huile, assombrissent sa couleur, réduisent sa transparence et augmentent son contenu en humidité, sa valeur d'acidité et son contenu en cendres, dégradant ainsi ses propriétés.

2.3 Causes de la Détérioration de l'Huile de Transformateur

La détérioration de l'huile de transformateur peut être divisée en étapes de contamination et de dégradation selon la gravité.

La contamination fait référence au mélange d'humidité et d'impuretés dans l'huile - ces éléments ne sont pas des produits d'oxydation. L'huile contaminée subit une détérioration de la performance d'isolation, une réduction de la force de champ électrique de rupture et une augmentation de l'angle de perte diélectrique.

La dégradation résulte de l'oxydation de l'huile. Cette oxydation ne concerne pas uniquement l'oxydation des hydrocarbures dans l'huile pure, mais implique également les impuretés dans l'huile qui accélèrent le processus d'oxydation, en particulier les particules de métaux cuivre, fer et aluminium.

L'oxygène provient de l'air à l'intérieur du transformateur. Même dans les transformateurs totalement scellés, environ 0,25 % d'oxygène reste présent. L'oxygène a une grande solubilité, occupant ainsi une forte proportion parmi les gaz dissous dans l'huile.

Pendant l'oxydation de l'huile de transformateur, l'humidité agissant comme catalyseur et la chaleur comme accélérateur provoquent la formation de boues dans l'huile de transformateur. Cela affecte principalement la performance par : de grandes particules de précipité sous l'influence du champ électrique ; la précipitation d'impuretés se concentrant dans les régions de champ électrique le plus fort, formant des "ponts" conducteurs à travers l'isolation du transformateur ; une précipitation inégale formant des bandes allongées distinctes qui peuvent s'aligner avec les lignes de champ électrique, entravant la dissipation de la chaleur, accélérant le vieillissement des matériaux d'isolation et causant une diminution de la résistance d'isolation et des niveaux d'isolation.

2.4 Processus de Détérioration de l'Huile de Transformateur

Pendant la dégradation de l'huile, les principaux sous-produits comprennent des peroxydes, des acides, des alcools, des cétones et des boues.

Stade initial de dégradation : L'huile génère des peroxydes qui réagissent avec les matériaux en fibres isolantes pour former de la cellulose oxydée, réduisant la résistance mécanique des fibres isolantes, causant leur fragilisation et leur rétrécissement. Les acides générés sont des acides gras visqueux. Bien qu'ils soient moins corrosifs que les acides minéraux, leur taux de croissance et leur impact sur les matériaux d'isolation organiques sont importants.

Stade de dégradation ultérieur : La formation de boues se produit lorsque les acides corrodent le cuivre, le fer, la vernis isolant et d'autres matériaux, réagissant pour former une substance conductrice polymère visqueuse et semblable à l'asphalte. Elle se dissout modérément dans l'huile et se forme rapidement sous l'influence du champ électrique, adhérant aux matériaux isolants ou aux bords du réservoir du transformateur, sédimentant sur les tuyaux d'huile et les ailettes du radiateur, augmentant la température de fonctionnement du transformateur et réduisant sa force diélectrique.

Le processus d'oxydation de l'huile comprend deux principales conditions de réaction : premièrement, une valeur d'acidité excessivement élevée dans le transformateur, rendant l'huile acide ; deuxièmement, les oxydes dissous dans l'huile se transforment en composés insolubles dans l'huile, détériorant progressivement la qualité de l'huile du transformateur.

2.5 Analyse, évaluation et maintenance de l'huile du transformateur

① Dégradation de l'huile isolante : Les propriétés physiques et chimiques changent, dégradant les performances électriques. Le test de la valeur d'acidité de l'huile, de la tension interfaciale, de la précipitation de la boue et de la valeur d'acidité soluble dans l'eau peut déterminer si ce type de défaut existe. Le traitement de régénération de l'huile peut éliminer les produits de dégradation, bien que le processus puisse également supprimer les antioxydants naturels.

② Contamination de l'huile isolante par l'eau : L'eau est une substance fortement polaire qui ionise et se décompose facilement sous l'effet des champs électriques, augmentant le courant conducteur dans l'huile isolante. Même une quantité minime d'humidité augmente considérablement la perte diélectrique de l'huile isolante. Le test du contenu d'eau de l'huile peut identifier ce type de défaut. La filtration de l'huile sous pression et vide généralement élimine l'humidité.

③ Contamination microbienne de l'huile isolante : Pendant l'installation du transformateur principal ou le levage du noyau, les insectes sur les composants isolants ou les résidus de sueur humaine peuvent véhiculer des bactéries, contaminant l'huile isolante ; ou l'huile elle-même peut déjà être infectée par des micro-organismes. Les transformateurs principaux fonctionnent généralement dans des environnements de 40 à 80°C, très favorables à la croissance et à la reproduction des micro-organismes. Comme les minéraux et les protéines dans les micro-organismes et leurs excréments ont des propriétés d'isolation beaucoup plus faibles que l'huile isolante, ils augmentent la perte diélectrique de l'huile. Ce défaut est difficile à traiter avec un traitement de circulation sur site, car certains micro-organismes restent toujours sur l'isolation solide. Après le traitement, l'isolation du transformateur peut se rétablir temporairement, mais l'environnement de fonctionnement favorise la repousse des micro-organismes, provoquant une dégradation progressive de l'isolation au fil des années.

④ Résine alkyde de vernis isolant avec des substances polaires se dissolvant dans l'huile : Sous l'influence du champ électrique, les substances polaires subissent une polarisation de relaxation dipolaire, consommant de l'énergie lors des processus de polarisation AC, augmentant la perte diélectrique de l'huile. Bien que le vernis isolant subisse un traitement de durcissement avant de quitter l'usine, un traitement incomplet peut rester. Après un certain temps de fonctionnement, le vernis non entièrement traité se dissout progressivement dans l'huile, dégradant progressivement les performances d'isolation. Le moment d'apparition de ce défaut est lié à l'exhaustivité du traitement du vernis ; un ou deux traitements d'adsorption peuvent atteindre une certaine efficacité.

⑤ Huile contaminée uniquement par l'eau et les impuretés : Cette contamination ne change pas les propriétés fondamentales de l'huile. L'humidité peut être éliminée par séchage ; les impuretés peuvent être éliminées par filtration ; l'air dans l'huile peut être éliminé par pompage à vide.

⑥ Mélange de deux huiles isolantes ou plus provenant de sources différentes : Les propriétés de l'huile doivent répondre aux spécifications pertinentes ; la densité spécifique, la température de congélation, la viscosité et le point d'éclair de l'huile devraient être similaires ; et la stabilité de l'huile mélangée doit répondre aux exigences. Pour l'huile mélangée dégradée, des méthodes de régénération chimique sont nécessaires pour séparer les produits de dégradation et restaurer les propriétés.

3. Isolation et caractéristiques des transformateurs à résine sèche

Les transformateurs à résine sèche (faisant ici référence aux transformateurs isolés par résine époxy) sont principalement utilisés dans des endroits où les exigences de sécurité incendie sont élevées, tels que les immeubles de grande hauteur, les aéroports et les dépôts de pétrole.

3.1 Types d'isolation en résine

Les transformateurs isolés par résine époxy peuvent être classés en trois types en fonction des caractéristiques du processus de fabrication : moulage par vide de mélange de résine époxy et de quartz, moulage par différence de pression de vide de résine époxy renforcée de fibre de verre sans alcali, et trempage d'impregnation de fibre de verre sans alcali.

① Isolation par moulage par vide de mélange de résine époxy et de quartz : Ces transformateurs utilisent du quartz comme chargeur pour la résine époxy. Les bobines enroulées et traitées avec du vernis isolant sont placées dans des moules de coulée et coulées par vide avec un mélange de résine époxy et de quartz. En raison des défis du processus de coulée pour répondre aux exigences de qualité - tels que les bulles résiduelles, l'hétérogénéité locale du mélange et la possibilité de fissuration thermique locale - ces transformateurs isolés ne sont pas adaptés aux environnements humides et chauds et aux zones présentant des variations de charge importantes.

② Isolation par moulage par différence de pression de vide de résine époxy renforcée de fibre de verre sans alcali : Cela utilise des fibres de verre sans alcali courtes ou des feutres de verre comme isolation externe entre les couches d'enroulement. L'épaisseur de l'isolation enveloppante la plus externe est généralement une fine isolation de 1 à 3 mm. Après mélange avec le matériau de coulée de résine époxy en proportions appropriées, les bulles d'air sont éliminées sous haute vacuité avant la coulée. Étant donné que l'épaisseur de l'isolation enveloppante est fine, une mauvaise imprégnation peut facilement former des points de décharge partielle. Par conséquent, le mélange du matériau de coulée doit être complet, la dégazage sous vide doit être parfait, et la viscosité basse et la vitesse de coulée doivent être contrôlées pour assurer une imprégnation de haute qualité des paquets de bobines pendant la coulée.

③ Isolation par trempage d'impregnation de fibre de verre sans alcali : Ces transformateurs complètent le traitement de l'isolation par couches et l'imprégnation des bobines simultanément lors de l'enroulement. Ils n'ont pas besoin de moules de formage d'enroulement nécessaires dans les deux précédents processus d'imprégnation, mais nécessitent une résine de faible viscosité qui ne doit pas retenir de micro-bulles pendant l'enroulement et l'imprégnation.

3.2 Caractéristiques d'isolation et maintenance des transformateurs à résine

Le niveau d'isolation des transformateurs à résine n'est pas significativement différent des transformateurs immergés dans l'huile ; les principales différences résident dans la montée en température et les mesures de décharge partielle.

① Caractéristiques de la montée en température : Les transformateurs en résine ont des niveaux moyens de montée en température plus élevés que les transformateurs à huile, nécessitant des matériaux d'isolation de grade thermique plus élevé. Cependant, la montée en température moyenne ne reflète pas la température du point le plus chaud dans les enroulements. Si le grade de résistance à la chaleur du matériau d'isolation est choisi uniquement sur la base de la montée en température moyenne, ou s'il est choisi de manière inappropriée, ou si les transformateurs en résine fonctionnent en conditions de surcharge prolongée, la durée de vie du transformateur sera affectée.

Comme la montée en température mesurée du transformateur ne reflète souvent pas la température du point le plus chaud, il est recommandé, lorsque c'est possible, d'utiliser des thermomètres infrarouges pour vérifier les points les plus chauds des transformateurs en résine sous charge maximale. La direction et l'angle des ventilateurs de refroidissement devraient être ajustés en conséquence pour contrôler la montée en température locale et assurer un fonctionnement sûr du transformateur.

② Caractéristiques de la décharge partielle : L'amplitude de la décharge partielle dans les transformateurs en résine est liée à la distribution du champ électrique, à l'uniformité du mélange de résine, et à la présence éventuelle de bulles résiduelles ou de fissures dans la résine. L'amplitude de la décharge partielle affecte les performances, la qualité et la durée de vie du transformateur en résine. Par conséquent, la mesure et l'acceptation des niveaux de décharge partielle servent d'évaluation globale du processus de fabrication et de la qualité. Les mesures de décharge partielle devraient être effectuées lors de la réception du transformateur en résine et après les grandes réparations, avec les changements de décharge partielle utilisés pour évaluer la stabilité de la qualité et des performances.

À mesure que les transformateurs à sec se répandent de plus en plus, lors de la sélection des transformateurs, il convient de comprendre en profondeur la structure du processus de fabrication, la conception de l'isolation et la configuration de l'isolation. Il faut choisir des produits provenant de fabricants ayant des processus de production complets, des systèmes d'assurance qualité stricts, une gestion de production rigoureuse et des performances techniques fiables pour garantir la qualité et la durée de vie thermique des produits transformateurs, ce qui permet d'améliorer la sécurité de fonctionnement et la fiabilité de l'alimentation électrique.

4. Principaux facteurs affectant les pannes d'isolation des transformateurs

Les principaux facteurs affectant les performances d'isolation des transformateurs comprennent : la température, l'humidité, les méthodes de protection par l'huile et les effets de surtension.

4.1 Effets de la température

Les transformateurs électriques utilisent une isolation à base d'huile et de papier avec différents équilibres entre la teneur en humidité de l'huile et du papier à différentes températures. Généralement, lorsque la température augmente, l'humidité du papier migre vers l'huile ; inversement, le papier absorbe l'humidité de l'huile. Ainsi, à des températures plus élevées, la teneur en eau microscopique de l'huile isolante du transformateur est plus grande ; inversement, la teneur en eau microscopique est plus faible.

Différentes températures provoquent des degrés variables d'ouverture de l'anneau de cellulose, de rupture de chaîne et de production de gaz. À une température spécifique, les taux de production de CO et de CO2 restent constants, ce qui signifie que le contenu de CO et de CO2 dans l'huile augmente linéairement avec le temps. Avec une augmentation continue de la température, les taux de production de CO et de CO2 augmentent souvent de manière exponentielle. Par conséquent, le contenu de CO et de CO2 dans l'huile est directement lié au vieillissement thermique du papier isolant et peut servir de critère pour juger des anomalies dans les couches de papier des transformateurs scellés.

La durée de vie d'un transformateur dépend du degré de vieillissement de l'isolation, qui dépend à son tour de la température de fonctionnement. Par exemple, un transformateur à huile à charge nominale a une montée en température moyenne des enroulements de 65°C et une montée en température du point le plus chaud de 78°C. Avec une température ambiante moyenne de 20°C, la température du point le plus chaud atteint 98°C, ce qui permet 20 à 30 ans de fonctionnement. Si le transformateur fonctionne en surcharge avec une augmentation de la température, la durée de vie se raccourcit en conséquence.

La Commission Électrotechnique Internationale (IEC) stipule que pour les transformateurs d'isolation de classe A fonctionnant entre 80-140°C, pour chaque augmentation de 6°C de la température, le taux de réduction de la durée de vie effective de l'isolation du transformateur double - connu sous le nom de règle des 6°C, indiquant des limites thermiques plus strictes que la règle précédemment acceptée des 8°C.

4.2 Effets de l'humidité

La présence d'humidité accélère la dégradation de la cellulose. Par conséquent, la production de CO et de CO2 est liée à la teneur en humidité du matériau cellulosique. À humidité constante, une teneur en humidité plus élevée produit plus de CO2 ; inversement, une teneur en humidité plus faible produit plus de CO.

L'humidité microscopique dans l'huile isolante est un facteur important affectant les caractéristiques d'isolation. L'humidité microscopique dans l'huile isolante nuit considérablement aux propriétés électriques et physico-chimiques du milieu isolant. L'humidité peut réduire la tension de décharge par étincelage dans l'huile isolante, augmenter le facteur de perte diélectrique (tan δ), accélérer le vieillissement de l'huile isolante et détériorer les performances d'isolation. L'exposition de l'équipement à l'humidité réduit non seulement la fiabilité opérationnelle et la durée de vie du matériel électrique, mais peut également causer des dommages à l'équipement et même mettre en danger la sécurité des personnes.

4.3 Effets des méthodes de protection par l'huile

L'oxygène dans l'huile du transformateur accélère les réactions de décomposition de l'isolation, la teneur en oxygène étant liée aux méthodes de protection par l'huile. De plus, différentes méthodes de protection entraînent des conditions de dissolution et de diffusion différentes pour le CO et le CO2 dans l'huile. Par exemple, le CO a une solubilité faible, ce qui lui permet de diffuser facilement vers l'espace de surface de l'huile dans les transformateurs de type ouvert, généralement limitant la fraction volumique de CO à moins de 300×10-6. Dans les transformateurs scellés, puisque la surface de l'huile est isolée de l'air, le CO et le CO2 ne s'évaporent pas facilement, ce qui entraîne des niveaux de contenu plus élevés.

4.4 Effets des surtensions

① Effets des surtensions transitoires : Les transformateurs triphasés en fonctionnement normal produisent une tension phase-neutre à 58% de la tension phase-phase. Cependant, en cas de défaut monophasé, la tension d'isolement principale augmente de 30% dans les systèmes à neutre terre et de 73% dans les systèmes à neutre non terre, pouvant endommager l'isolation.

② Effets des surtensions dues à la foudre : Les surtensions dues à la foudre ont des fronts d'onde abrupts, provoquant une distribution de tension très inégale sur l'isolation longitudinale (enroulement-enroulement, couche-couche, disque-disque), potentiellement laissant des traces de décharge sur l'isolation et endommageant l'isolation solide.

③ Effets des surtensions de commutation : Les surtensions de commutation ont des fronts d'onde relativement progressifs, ce qui entraîne une distribution de tension presque linéaire. Lorsque les ondes de surtension de commutation se transfèrent d'un enroulement à un autre, la tension est approximativement proportionnelle au rapport de spires entre les deux enroulements, provoquant facilement la dégradation et l'endommagement de l'isolation principale ou de l'isolation phase-à-phase.

4.5 Effets électrodynamiques des courts-circuits

Les forces électrodynamiques lors des courts-circuits sortants peuvent déformer les enroulements du transformateur et déplacer les connexions, modifiant ainsi les distances d'isolation originales, provoquant le chauffage de l'isolation, accélérant le vieillissement ou l'endommagement, ce qui peut entraîner des décharges, des arcs et des défauts de court-circuit.

5.Conclusion

En résumé, comprendre les performances d'isolation des transformateurs de puissance et mettre en œuvre une exploitation et une maintenance raisonnables a un impact direct sur la sécurité, la durée de vie et la fiabilité de l'alimentation électrique des transformateurs. En tant qu'équipement principal critique dans les systèmes électriques, le personnel d'exploitation, de maintenance et les gestionnaires des transformateurs de puissance doivent comprendre et maîtriser la structure d'isolation, les propriétés des matériaux, la qualité des processus, les méthodes de maintenance et les technologies de diagnostic scientifique des transformateurs. Seule une gestion opérationnelle optimisée et rationnelle peut garantir l'efficacité, la durée de vie et la fiabilité de l'alimentation électrique des transformateurs de puissance.