Un guide des dernières technologies de test des transformateurs
Les transformateurs existent sous de nombreuses formes, principalement à huile et à sec. Leurs pannes se manifestent de diverses manières, mais la plupart des défaillances se concentrent dans les enroulements, le noyau, les composants de connexion et la contamination de l'huile. Par exemple, dommages à l'isolation des enroulements, circuits ouverts, courts-circuits, et courts-circuits entre spires aux points de connexion. Les symptômes externes courants des pannes de transformateur incluent un surchauffe sévère, une élévation excessive de température, des bruits anormaux et un déséquilibre triphasé.
La maintenance régulière des transformateurs comprend principalement des tests d'isolation (résistance d'isolation, rapport d'absorption diélectrique, etc.), des mesures de résistance DC (pour détecter les pannes liées aux enroulements), des inspections par levage du noyau et des essais à vide. Certaines entreprises analysent également la qualité de l'huile des transformateurs à huile pour s'assurer que ses performances électriques et thermiques restent intactes.
Voici plusieurs méthodes de test avancées pour les transformateurs à titre de référence.
1. Méthode ALL-Test
Le cœur de la méthode ALL-Test consiste à utiliser des signaux haute fréquence et basse tension - au lieu de signaux haute tension - pour mesurer des paramètres internes tels que la résistance DC, l'impédance, l'angle de phase de l'inductance des enroulements, et le rapport courant-fréquence (I/F) des équipements basés sur des enroulements. Cela permet d'évaluer précisément les pannes internes et leurs stades de développement. Les avantages de cette méthode sont :
Permet un diagnostic rapide sur site, aidant à déterminer si des inspections plus longues et laborieuses, telles que le levage du noyau, sont nécessaires.
Précision élevée de mesure. Étant donné que la résistance DC des enroulements de transformateur est généralement très faible, l'utilisation de signaux basse tension et haute fréquence évite d'aggraver les défauts existants. Avec une précision jusqu'à trois décimales, même les courts-circuits inter-spires mineurs peuvent être détectés grâce à des changements notables de la résistance DC (R) - ce que les tests de résistance DC conventionnels ne peuvent pas réaliser.
Facilite la surveillance basée sur l'état. Chaque mesure peut être enregistrée et stockée. En effectuant des tests réguliers et en traçant des courbes de tendance, les changements dans les paramètres clés peuvent être surveillés au fil du temps, fournissant des données fiables pour la détection précoce des pannes et la maintenance prédictive - soutenant la gestion quantitative des pannes dans les installations industrielles.
L'analyse complète des paramètres (R, Z, L, tgφ, I/F) offre une description plus complète, opportune et précise des pannes internes du transformateur.
Procédure de base pour ALL-Test:
Après avoir déconnecté l'alimentation du transformateur, raccordez la partie secondaire (ou primaire) à la terre. Ensuite, connectez les câbles de signal de l'instrument aux bornes primaires (ou secondaires) (H1, H2, H3) une par une, mesurant les paramètres inter-phasiques (R, Z, L, tgφ, I/F). En comparant les résultats entre les phases ou avec des données historiques de la même phase à différents moments, on peut déterminer l'état de panne du transformateur.
À titre de référence, voici les critères d'évaluation empiriques recommandés :
Résistance (R) :
Si R > 0,25 Ω, une différence de plus de 5 % entre les phases indique un déséquilibre triphasé.
Si R ≤ 0,2 Ω, utilisez un seuil de 7,5 % pour juger du déséquilibre.
Impédance (Z) :
Le déséquilibre inter-phasique ne doit pas dépasser 5 %.
Les transformateurs défectueux montrent souvent un déséquilibre tendant vers plus de 100 %.
Inductance (L) :
Le déséquilibre ne doit pas dépasser 5 %.
Tangente de l'angle de phase (tgφ) :
La différence entre les phases doit être d'un chiffre (par exemple, 0,1 vs 0,2 est acceptable ; 0,1 vs 0,3 ne l'est pas).
Rapport courant-fréquence (I/F) :
La différence inter-phasique ne doit pas dépasser deux chiffres (par exemple, 1,23 vs 1,25 est acceptable).
Selon l'expérience sur le terrain, lors de la progression d'un déséquilibre à une panne, les données de test du transformateur subissent des changements dramatiques. Pour les transformateurs critiques, il est recommandé de réaliser des mesures ALL-Test au moins une fois par mois.
Tableau 1 Données expérimentales d'un bon transformateur 2500 kVA, 28800:4300, test côté secondaire
| H₁ - H₂ | H₁ - H₃ | H₂ - H₃ | |
| R | 0,103 | 0,100 | 0,096 |
| Z | 15 | 14 | 14 |
| L | 2 |
2 | 2 |
| tgφ | 75 | 75 | 75 |
| I/F | -48 | -48 | -49 |
Tableau 2 Données expérimentales d'un transformateur défectueux de 500 kVA, 13800:240V, essai du côté primaire
| H₁ - H₂ | H₁ - H₃ | H₂ - H₃ | |
| R | 116.1 | 88.20 | 48.50 |
| Z | 4972 | 1427 | 1406 |
| L | 7911 | 2267 | 2237 |
| tgφ | 23 |
21 | 20 |
| I/F | -33 | -29 |
-29 |
2. Méthode de test du rapport de transformation
Dans les tests sur site des transformateurs, la mesure directe du rapport de transformation est une méthode efficace et rapide pour détecter les défauts internes tels que le câblage incorrect, les courts-circuits ou les circuits ouverts. Au cours de l'exploitation, en raison des variations de fabrication ou de la dégradation progressive de l'isolation, le rapport de transformation réel d'un transformateur peut s'écarter de sa valeur nominale. Si mesuré avec précision, le rapport de transformation peut servir d'indicateur clé de condition pour identifier et suivre l'évolution des défauts internes. Pour cela, on utilise un testeur de rapport de transformation (TTR) qui nécessite généralement une très grande précision de mesure.
3. Test de la qualité de l'huile du transformateur
Les transformateurs à bain d'huile sont largement utilisés, et une partie cruciale de leur maintenance consiste à évaluer l'état de l'huile isolante. Les signes de dégradation de l'huile, tels qu'une couleur plus foncée, une odeur acide, une diminution de la résistance diélectrique (tension de claquage) ou la formation de boues, peuvent souvent être identifiés par simple inspection visuelle. De plus, l'analyse quantitative des propriétés clés de l'huile, y compris la viscosité, le point d'éclair et la teneur en humidité, est essentielle pour une évaluation complète. Veuillez vous référer au tableau ci-dessous pour les critères d'évaluation.
| Numéro de série | Article | Classe de tension de l'équipement (kV) | Indice de qualité | Méthode d'inspection | |
| Huile avant mise en service | Huile en service | ||||
| 1 |
Acide soluble dans l'eau (valeur pH) | >5.4 | ≥4.2 | GB7598 | |
| 2 | Valeur acide (mgKOH/g) | ≤0.03 | ≤0.1 | GB7599 ou GB264 | |
| 3 | Point d'éclair (coupelle fermée) | >140 (pour l'huile No. 10, 25) >135 (pour l'huile No. 45) |
1. Pas inférieur à la norme de l'huile neuve de 5 2. Pas inférieur à la valeur mesurée précédente de 5 |
GB261 | |
| 4 | Impuretés mécaniques | Aucune | Aucune | Inspection visuelle | |
| 5 | Carbone libre | Aucun | Aucun | Inspection visuelle | |
Ce qui suit présente brièvement comment effectuer l'analyse et l'inspection à l'aide de la chromatographie en phase gazeuse. Lorsque l'huile du transformateur se détériore ou que des défauts se produisent, l'approche de base de cette méthode consiste à prélever un échantillon d'huile du transformateur sans interrompre l'alimentation, à analyser les types et les concentrations des gaz dissous, puis à déterminer l'état de défaut. Dans des conditions normales, le contenu en gaz dans l'huile est très faible, en particulier pour les gaz combustibles, qui ne représentent que 0,001 % à 0,1 % du total.
Cependant, à mesure que la gravité des défauts du transformateur augmente, l'huile et les matériaux d'isolation solide produisent divers gaz sous l'effet thermique et électromagnétique des défauts thermiques. Par exemple, lorsqu'il y a un surchauffage local, les matériaux isolants produisent de grandes quantités de CO et CO₂ ; lorsque l'huile elle-même est surchauffée, elle génère des quantités significatives d'éthylène et de méthane. En utilisant le contenu en gaz combustible comme critère de jugement, les directives suivantes peuvent être appliquées : un contenu en gaz inférieur à 0,1 % indique une condition normale ; 0,1 % à 0,5 % indique un défaut mineur ; au-dessus de 0,5 % indique un défaut grave.
Les principaux gaz produits par les défauts électriques dans les transformateurs sont l'hydrogène et l'acétylène (C₂H₂), principalement causés par un arc électrique ou des étincelles. Les indicateurs de référence suivants peuvent être utilisés pour le jugement : un contenu en H₂ <0,01 % est normal, 0,01–0,02 % nécessite une attention particulière, et >0,02 % indique un défaut ; C₂H₂ <0,0005 % est normal, et >0,001 % indique un défaut.
Après qu'un transformateur ait été humide, le contenu en H₂ (hydrogène) tend à être élevé, car le gaz d'hydrogène est produit par électrolyse sous courant. Ces données de gaz peuvent être analysées de manière globale pour évaluer l'état du transformateur.
