Procédures d'essai de mise en service pour les transformateurs de puissance à bain d'huile

Procédures de tests de mise en service des transformateurs

1. Tests des embases non-porcelaine

1.1 Résistance d'isolement

Suspendez l'embase verticalement à l'aide d'une grue ou d'un cadre de soutien. Mesurez la résistance d'isolement entre le terminal et le robinet/la bride à l'aide d'un mégohmmètre de 2500V. Les valeurs mesurées ne doivent pas différer significativement des valeurs d'usine dans des conditions environnementales similaires. Pour les embases de type condensateur de 66kV et plus avec des petites embases d'échantillonnage de tension, mesurez la résistance d'isolement entre la petite embase et la bride à l'aide d'un mégohmmètre de 2500V ; la valeur ne doit pas être inférieure à 1000MΩ.

1.2 Mesure du facteur de dissipation

Mesurez le facteur de dissipation (tanδ) et la capacité de l'isolation principale vers le robinet en utilisant la méthode de câblage positif. Suivez la configuration de câblage spécifiée par l'instrument et sélectionnez une tension de test de 10kV.

Les fils de test haute tension pour la mesure du facteur de dissipation doivent être suspendus correctement avec du ruban isolant, éloignés des autres équipements et du sol. Mettez en place des mesures de sécurité appropriées pour empêcher l'accès non autorisé à la zone de test haute tension. Les valeurs mesurées du facteur de dissipation et de la capacité ne doivent pas différer significativement des valeurs d'usine et doivent être conformes aux normes de réception.

2. Inspection et tests du changeur de rapports sous charge

Vérifiez la séquence complète d'action des contacts du changeur de rapports sous charge. Mesurez la valeur de la résistance de transition et le temps de commutation. Les valeurs mesurées de la résistance de transition, la déviation de synchronisation triphasée, les valeurs de temps de commutation et la déviation de temps de commutation avant-arrière doivent être conformes aux exigences techniques du fabricant.

3. Mesure de la résistance directe des enroulements avec embases

Mesurez la résistance directe de l'enroulement haute tension à chaque position de robinet et sur le côté basse tension. Pour les transformateurs avec point neutre, mesurez la résistance directe monophasée si nécessaire. Enregistrez la température ambiante lors de la mesure pour faciliter la comparaison avec les valeurs d'usine après conversion de température. La déviation entre les valeurs ligne-ligne ou phase-phase doit être conforme aux normes de réception.

4. Vérification du rapport de tension pour toutes les positions de robinet

Connectez les fils du testeur de rapport de tours aux côtés haute et basse tension du transformateur triphasé. Vérifiez le rapport de tension pour toutes les positions de robinet. Comparé aux données de la plaque signalétique du fabricant, il ne doit y avoir aucune différence significative, et les rapports doivent suivre les schémas attendus. À la position de robinet nominale, l'erreur admissible est de ±0,5 %. Pour les transformateurs tri-enroulements, effectuez des tests de rapport pour HV-MV, MV-LV séparément.

5. Vérification du groupe de connexion triphasée et de la polarité des bornes du transformateur monophasé

Les résultats de vérification doivent correspondre aux exigences de conception, aux marquages de la plaque signalétique et aux symboles sur le boîtier du transformateur.

6. Échantillonnage et tests de l'huile d'isolation

L'échantillonnage de l'huile ne doit être effectué qu'après que le transformateur a été complètement rempli d'huile et a reposé pendant le temps spécifié. Après avoir collecté l'échantillon d'huile, scellez correctement le contenant et livrez-le rapidement au département concerné pour les tests.

7. Mesure de la résistance d'isolement, du rapport d'absorption ou de l'indice de polarisation

Tous les tests liés à l'isolation doivent être effectués après que l'huile d'isolation ait passé l'inspection et pendant des conditions météorologiques avec un taux d'humidité approprié. Pour les transformateurs nécessitant une mesure de l'indice de polarisation, vérifiez que le courant de court-circuit du mégohmmètre n'est pas inférieur à 2mA. Enregistrez la température ambiante lors des tests pour faciliter la comparaison avec les valeurs d'usine à des températures équivalentes. Les valeurs mesurées ne doivent pas être inférieures à 70% des valeurs d'usine. Les éléments de test doivent inclure : HV-(MV+LV+terre), MV-(HV+LV+terre), LV-(MV+HV+terre), global-terre, noyau-(pince+terre), et pince-(noyau+terre). Par exemple, pour HV-(MV+LV+terre), court-circuitez les trois phases du côté haute tension et le point neutre correspondant (s'il existe), mettez à la terre toutes les autres parties, connectez le terminal haute tension du mégohmmètre au côté HV, et le terminal de terre à la terre pour le test.

8. Mesure du facteur de dissipation (tanδ) des enroulements avec embases

Testez en utilisant la méthode de câblage inverse, en suivant la configuration de câblage spécifiée par l'instrument. Les éléments de test incluent : HV-(MV+LV+terre), MV-(HV+LV+terre), LV-(MV+HV+terre), et global-terre, effectués séquentiellement. Pendant les tests, suspendez les fils de test haute tension du testeur de facteur de dissipation avec du ruban isolant pour éviter tout contact avec la cuve du transformateur. Enregistrez la température ambiante lors des tests. Lors de la comparaison avec les valeurs d'usine à des températures équivalentes, les valeurs mesurées ne doivent pas dépasser 1,3 fois les valeurs d'usine. Si les mesures diffèrent significativement des valeurs d'usine, nettoyez les embases ou utilisez un blindage conducteur sur les embases pour réduire le courant de fuite de surface. Les tests doivent idéalement être effectués pendant des conditions météorologiques avec un taux d'humidité relativement faible.

9. Mesure du courant de fuite continu des enroulements avec embases

La mesure du courant de fuite doit être prise de préférence au niveau du borne haute tension. Les éléments à tester comprennent : HV-(MV+LV+terre), MV-(HV+LV+terre), LV-(MV+HV+terre). Les tests doivent être effectués par temps sec et l'humidité relative doit être enregistrée. Les valeurs du courant de fuite ne doivent pas dépasser les spécifications des normes de livraison.

10. Essais électriques

10.1 Essai de déformation des enroulements

Pour les transformateurs de 35 kV et inférieurs, la méthode de l'impédance de court-circuit basse tension est recommandée. Pour les transformateurs de 66 kV et supérieurs, la méthode d'analyse de réponse en fréquence (FRA) est recommandée pour mesurer les spectres caractéristiques des enroulements.

10.2 Essai de tension alternative

Effectuez des essais de tension alternative aux bornes du transformateur en utilisant soit une tension alternative de réseau appliquée de l'extérieur, soit la méthode de tension induite. Lorsque cela est possible, utilisez l'essai de tension induite par résonance en série pour réduire la capacité nécessaire de l'équipement de test. Pour les transformateurs de 110 kV et supérieurs, le point neutre doit subir de préférence un essai de tension alternative distinct. Les valeurs de tension d'essai doivent suivre les normes de livraison.

10.3 Essai de tension induite à long terme avec mesure de décharge partielle

Pour les transformateurs de 220 kV et supérieurs, des essais de tension induite à long terme avec mesure de décharge partielle doivent être effectués sur site lors de nouvelles installations. Pour les transformateurs de 110 kV, des essais de décharge partielle sont recommandés lorsque la qualité de l'isolation est suspecte. Ces essais détectent les défauts d'isolation internes non pénétrants dans les transformateurs.

10.4 Essai de fermeture impulsionnelle à pleine tension sous tension nominale

Effectuez selon les exigences du plan de démarrage.

10.5 Vérification de phase

Vérifiez la séquence de phase du transformateur, qui doit correspondre à la séquence de phase du réseau.

Une attention particulière doit être portée aux caractéristiques de l'huile à des températures négatives pour chaque système d'huile. Par exemple, l'huile à l'intérieur du réservoir principal a une viscosité plus élevée à des températures négatives, ce qui entraîne une mauvaise fluidité et une dissipation thermique. L'huile dans le compartiment de commutation du régulateur de charge à vide à des températures négatives peut prolonger le processus de commutation et augmenter la montée en température des résistances de transition.

Pour le système d'huile du réservoir principal des transformateurs à très haute tension immergés, il faut également prêter attention aux phénomènes d'électrification du flux d'huile. Prévenez le passage de l'électrification du flux d'huile à la décharge du flux d'huile en contrôlant la résistivité de l'huile, la vitesse du flux d'huile dans les différentes parties, et en fournissant un espace suffisant pour libérer les charges électriques dans l'huile.