8 mesures clés pour réduire les décharges partielles dans les transformateurs électriques

Croissance des exigences pour les systèmes de refroidissement des transformateurs et la fonction des refroidisseurs

Avec le développement rapide des réseaux électriques et l'augmentation de la tension de transport, les réseaux électriques et les consommateurs d'électricité exigent une fiabilité accrue de l'isolation pour les grands transformateurs. Étant donné que les essais de décharge partielle sont non destructifs pour l'isolation et très sensibles, ils permettent de détecter efficacement les défauts inhérents à l'isolation du transformateur ou les défauts dangereux générés lors du transport et de l'installation. Les essais de décharge partielle sur site ont donc trouvé une application généralisée. Ils sont désormais listés comme un élément d'essai obligatoire de mise en service pour les transformateurs de 72,5 kV et au-dessus.

1. Décharge partielle et ses principes

La décharge partielle, également connue sous le nom d'ionisation électrostatique, fait référence au flux de charges électrostatiques. Sous une certaine tension appliquée, les charges électrostatiques subissent d'abord une ionisation aux positions où l'isolation est plus faible dans les zones de champ électrique plus fort, sans provoquer de rupture complète de l'isolation. Ce phénomène de flux de charges électrostatiques est appelé décharge partielle. La décharge partielle se produisant près des conducteurs entourés de gaz est appelée couronne.

La décharge partielle est une décharge électrique qui se produit à des positions localisées à l'intérieur de l'isolation interne des transformateurs. Comme la décharge est localisée et a une énergie faible, elle ne provoque pas directement une rupture complète de l'isolation interne.

Pour les essais de décharge partielle des transformateurs, la Chine a initialement mis en place des exigences uniquement pour les transformateurs de 220 kV et au-dessus. Par la suite, la nouvelle norme IEC a stipulé qu'une mesure de décharge partielle devait être effectuée lorsque la tension maximale d'exploitation Um ≥ 126 kV. La norme nationale spécifie également que pour les transformateurs dont la tension maximale d'exploitation Um ≥ 72,5 kV et la puissance nominale P ≥ 10 000 kVA, une mesure de décharge partielle doit être réalisée, sauf accord contraire.

La méthode d'essai de décharge partielle suit les dispositions de la norme GB1094.3-2003, avec une limite standard fixée à 500 pC. Cependant, dans les contrats réels, les clients exigent souvent des limites de ≤ 300 pC ou ≤ 100 pC. Ces accords techniques exigent des fabricants de transformateurs qu'ils maintiennent des normes techniques plus élevées pour leurs produits.

2. Dangers de la décharge partielle

La gravité des dangers de la décharge partielle est liée à ses causes, à son emplacement, ainsi qu'aux niveaux de tensions d'apparition et d'extinction. Des tensions d'apparition et d'extinction plus élevées signifient moins de danger, et vice versa. En termes de caractéristiques de décharge, les décharges affectant l'isolation solide représentent le plus grand danger pour les transformateurs, réduisant la résistance de l'isolation ou même causant des dommages.

3. Causes de la décharge partielle

Les facteurs causant la décharge partielle incluent des considérations de conception insuffisantes, mais proviennent le plus souvent du processus de fabrication :

• Des arêtes vives et des bavures sur les composants qui distordent le champ électrique et abaissent la tension d'apparition de la décharge ;

• Des objets étrangers et de la poussière qui provoquent une concentration du champ électrique, entraînant une décharge de couronne ou une décharge de rupture sous l'influence d'un champ électrique externe ;

• De l'humidité ou des bulles de gaz. En raison de la constante diélectrique plus faible de l'eau et du gaz, la décharge se produit en premier sous l'influence du champ électrique ;

• Un mauvais contact des composants structurels métalliques suspendus formant une concentration de champ ou provoquant une décharge par étincelle.

4. Mesures pour réduire la décharge partielle

4.1 Contrôle de la poussière

Parmi les facteurs causant la décharge partielle, les objets étrangers et la poussière sont des déclencheurs extrêmement importants. Les résultats des tests montrent que des particules métalliques supérieures à 1,5 μm peuvent produire des quantités de décharge bien supérieures à 500 pC sous l'influence d'un champ électrique. Tant la poussière métallique que non métallique créent des champs électriques concentrés, abaissant la tension d'apparition de la décharge et la tension de rupture de l'isolation.

Il est donc crucial de maintenir un environnement propre et un corps central pendant la fabrication des transformateurs, et un contrôle strict de la poussière doit être mis en œuvre. Des ateliers scellés et protégés contre la poussière doivent être établis en fonction du degré auquel les produits peuvent être affectés par la poussière lors de la fabrication. Par exemple, lors du redressement des fils, de l'enroulement des fils de papier, de la fabrication des enroulements, de l'assemblage des enroulements, du empilement du noyau, de la fabrication des composants d'isolation, de l'assemblage du noyau et de la finition du noyau, il ne doit y avoir aucun objet étranger ou poussière qui reste ou entre.

4.2 Traitement centralisé des composants d'isolation

Les composants d'isolation sont particulièrement vulnérables à la contamination par la poussière métallique, car une fois que la poussière métallique adhère aux composants d'isolation, il est extrêmement difficile de la retirer complètement. Il est donc nécessaire de procéder à un traitement centralisé dans un atelier d'isolation, avec une zone de traitement mécanique dédiée isolée des autres zones productrices de poussière.

4.3 Contrôle strict des bavures des feuilles de silicium

Les feuilles de silicium du noyau de transformateur sont formées par des processus de cisaillement longitudinal et transversal, ce qui crée inévitablement des bavures de divers degrés. Ces bavures provoquent non seulement des courts-circuits interlaminaires, formant des courants de circulation internes qui augmentent les pertes à vide, mais augmentent également effectivement l'épaisseur du noyau tout en réduisant le nombre réel de laminations. Plus important encore, lors de l'assemblage du noyau ou de son fonctionnement sous vibration, les bavures peuvent tomber sur le corps du noyau, provoquant une décharge. Même les bavures tombées au fond du bac peuvent s'aligner sous l'influence du champ électrique, provoquant une décharge de potentiel de terre. Il convient donc de minimiser autant que possible les bavures des feuilles de silicium. Pour les produits de 110 kV, les bavures des feuilles de silicium ne doivent pas dépasser 0,03 mm ; pour les produits de 220 kV, elles ne doivent pas dépasser 0,02 mm.

4.4 Bornes froides pressées pour les câbles de connexion

L'utilisation de cosses à froid pour les fils de connexion est une mesure efficace pour réduire la quantité de décharges partielles. La soudure au phosphore de bronze produit de nombreux particules d'éclaboussures qui se dispersent facilement sur le corps du noyau et les composants d'isolation. De plus, la zone de soudure nécessite un isolement avec une corde d'amiante imbibée d'eau, introduisant ainsi de l'humidité dans l'isolation. Si l'humidité n'est pas complètement éliminée après l'enveloppement de l'isolation, elle augmentera la quantité de décharges partielles du transformateur.

4.5 Arrondissement des bords des composants

L'arrondissement des bords des composants sert deux objectifs : 1) Améliorer la distribution du champ électrique et augmenter la tension d'apparition de la décharge. Par conséquent, les composants structurels métalliques dans le noyau tels que les serre-joints, les plaques de traction, les patins, les supports, les plaques de pression, les bords des sorties, les parois des culasses de gaine et les plaques de blindage magnétique sur les parois intérieures du réservoir doivent tous subir un arrondissement des bords. 2) Prévenir les frottements qui produisent des copeaux de fer. Par exemple, les parties en contact entre les trous de levage des serre-joints et les cordes ou les crochets nécessitent un arrondissement.

4.6 Environnement de production et finition du noyau lors du montage final

Après le séchage sous vide du noyau, une finition du noyau doit être effectuée avant l'installation du réservoir. Les produits plus grands et à structure plus complexe nécessitent des temps de finition plus longs. Comme le serrage du noyau et le resserrement des fixations sont effectués avec le noyau exposé à l'air, une absorption d'humidité et une contamination par la poussière peuvent se produire pendant cette période. Par conséquent, la finition du noyau doit être réalisée dans une zone protégée contre la poussière. Si le temps de finition (ou le temps d'exposition à l'air) dépasse 8 heures, un nouveau traitement de séchage est nécessaire. 

Après la finition du noyau, la partie supérieure du réservoir est installée, suivie d'une pompage sous vide et d'un remplissage d'huile. Puisque l'isolation du noyau absorbe de l'humidité pendant la phase de finition, un traitement de déshumidification est nécessaire, réalisé par pompage sous vide du produit. C'est une mesure importante pour assurer la résistance à l'isolation des produits haute tension. Le niveau de vide est déterminé en fonction de l'humidité du noyau et des normes de contenu en humidité, tandis que la durée du vide est déterminée en fonction du temps de sortie du four, de la température ambiante et de l'humidité.

4.7 Remplissage d'huile sous vide

Le but du remplissage d'huile sous vide est d'éliminer les zones mortes dans la structure d'isolation du transformateur par pompage sous vide, d'expulser complètement l'air, puis de remplir d'huile de transformateur sous conditions de vide pour assurer une imprégnation complète du noyau. Après le remplissage d'huile, les transformateurs doivent rester au moins 72 heures avant les tests, car le degré d'imprégnation du matériau d'isolation dépend de l'épaisseur du matériau d'isolation, de la température de l'huile et du temps d'immersion. Une meilleure imprégnation réduit la possibilité de décharge, rendant un temps de repos suffisant essentiel.

4.8 Scellement du réservoir et des composants

La qualité des structures de scellement affecte directement les fuites du transformateur. Si des points de fuite existent, l'humidité pénétrera inévitablement à l'intérieur du transformateur, provoquant l'absorption d'humidité par l'huile du transformateur et d'autres composants d'isolation - ce qui est un facteur de décharge partielle. Par conséquent, une performance de scellement raisonnable doit être garantie.