Maintenance du transformateur - Maintenance, diagnostic et surveillance des transformateurs de puissance

Maintenance du transformateur de puissance – Diagnostic et surveillance du transformateur

Introduction

Étant des machines statiques de transformateurs sans aucune pièce mobile ni tournante, ce sont des machines très fiables, et si elles sont entretenues correctement, elles peuvent durer 40 ans ou plus. De plus, ils ne trébuchent pas et ne soufflent pas lorsqu'ils sont soumis à une contrainte au four (sauf dans des conditions extrêmes), les transformateurs sont fréquemment surchargés et autorisés à fonctionner bien au-delà de leur capacité .

Cependant, l'utilisation et le vieillissement des installations électriques , comme d'autres installations, est à l'origine d'une détérioration normale des équipements électriques qui peut être accéléré par des facteurs tels qu'un environnement hostile, une surcharge ou un cycle d'utilisation sévère .

Autres causes de détérioration peut être des changements/ajouts de charge, des changements de circuit, des dispositifs de protection mal réglés/sélectionnés et des conditions de tension changeantes .

Cependant, une panne d'équipement n'est pas inévitable si un programme de contrôle et de maintenance préventive est établi.

Mise en place d'un programme de maintenance préventive régulière peut minimiser le risque de panne de l'équipement et les problèmes résultant de cette panne, la détection des défauts latents et la première étape du dépannage .

Inspection visuelle du transformateur de puissance

L'attention la plus fréquemment portée aux transformateurs de puissance est l'inspection visuelle , qui consiste principalement à vérifier l'état général extérieur et le système de refroidissement du transformateur .

Les transformateurs de puissance doivent être inspectés régulièrement afin que les problèmes puissent être détectés tôt et corrigés avant que des réparations majeures ne soient nécessaires .

Inspections sont effectués de manière routinière , généralement une fois par semaine , bien que la fréquence puisse varier d'une entreprise à l'autre et d'un transformateur à l'autre . Par exemple, un transformateur peut être vérifié plus souvent s'il y a des raisons de croire qu'un problème se développe.

Le tableau 1 indique les types d'inspections visuelles requises pour contrôler l'état extérieur général et le système de refroidissement .

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Tableau 1 – Inspection visuelle des transformateurs

Diagnostic et surveillance des transformateurs

La surveillance des transformateurs fait référence aux techniques de mesure en ligne, où l'accent est mis sur la collecte de données pertinentes sur l'intégrité du transformateur et non sur l'interprétation des données.

Les techniques de surveillance des transformateurs varient en fonction du capteur utilisé, des paramètres du transformateur mesurés et des techniques de mesure appliquées. Étant donné que l'équipement de surveillance est généralement monté en permanence sur un transformateur, il doit également être fiable et peu coûteux.

Bobinage et changeurs de prises en charge (OLTC ) échecs dominer; par conséquent, la plupart des techniques de surveillance se concentrent sur la collecte de données à partir de paramètres pouvant être utilisés pour évaluer l'état des enroulements et des changeurs de prises.

Gaz dissous dans l'huile et rejets partiels (PD ) sont des paramètres communs surveillés liés à l'état de l'enroulement et de l'isolation .

Température et vibrations la surveillance sont couramment utilisées pour évaluer l'état de l'OLTC .

La figure 1 montre la distribution statistique des défaillances dans un transformateur immergé dans l'huile.

Figure 1 – Répartition statistique des défaillances dans un transformateur immergé dans l'huile

Paramètres communs utilisés pour surveiller les enroulements et l'isolation le statut est PD et gaz dissous dans l'huile; en ce qui concerne la surveillance de OLTC température et vibrations sont utilisés.

Principales unités de surveillance utilisés pour le diagnostic des transformateurs sont :

• Unité de surveillance de la température de l'huile.
• Capteur de surveillance du niveau d'huile.
• Unité de surveillance des gaz dans l'huile.
• Capteur de surveillance de fonctionnement OLTC.
• Unité de surveillance de surcharge.

Données provenant de capteurs et unités de surveillance sont transformés en signaux numériques et analogiques et établir une communication de base en temps réel avec une interface homme-machine et enregistrement des données .

Analyse de gaz dissous dans l'huile est un outil de diagnostic efficace pour déterminer les problèmes de fonctionnement du transformateur.

Cependant, cette analyse est généralement effectuée hors poste, où un équipement sophistiqué (et généralement coûteux) est utilisé pour déterminer la teneur en gaz .

Pour réduire le risque de défauts naissants manquants en raison de longs intervalles d'échantillonnage, des techniques de surveillance sont en cours de développement pour fournir des avertissements en ce qui concerne les changements de types de gaz et de concentrations observés dans un transformateur. Analyse conventionnelle du gaz dissous dans l'huile est effectué après l'émission d'un avertissement. Plusieurs gaz de transformateur et les sources correspondantes sont répertoriés dans le tableau 2.

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Tableau 2 – Gaz et sources de transformateur

En extrayant le gaz dissous dans l'huile d'isolation du transformateur principal et en mesurant les quantités des six composants gazeux à leur niveau bas , il est possible de détecter une surchauffe locale ou une décharge électrique partielle dans l'unité en fonction des données de l'analyseur et pour prévenir tout accident avant qu'il ne se produise .

Calendrier des actions de maintenance préventive et inspection du transformateur

La fréquence de maintenance doit être établie en tenant compte des exigences de fiabilité des équipements et des manuels et recommandations des fabricants.

Les activités de maintenance peuvent être planifiées pour chaque segment de l'installation à différentes périodes, mais les grandes industries ont généralement une ou deux fois par an un arrêt global à des fins de maintenance.

NETA ^[1] Annexe B de la norme MTS-2007 présente le planning de maintenance basé sur le temps et matrice montré dans le tableau 3. L'application de la matrice est reconnu comme un guide uniquement .

La condition spécifique, la criticité et la fiabilité doivent être déterminées pour appliquer correctement la matrice . Application de la matrice , ainsi que le point culminant des données de test historiques et des tendances , doit fournir un programme de maintenance préventive électrique de qualité .

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Tableau 3 – Matrice de fréquence de maintenance

Pour les transformateurs, les tests de maintenance à fréquence minimale sont définis selon la même norme et indiqués dans le tableau 4.

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Tableau 4 – Fréquence des tests de maintenance des transformateurs (mois)

Activités de maintenance (inspection visuelle et mécanique ; tests électriques ; valeurs des tests ) pour chaque équipement sont définis dans la norme NETA ATS-2009 et pour les transformateurs peuvent être résumés comme indiqué dans le tableau 5.

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Tableau 5 – Fréquence des tests et inspections pour les actions de maintenance des transformateurs

Les actions de maintenance préventive des transformateurs peut être synthétisé comme suit :

• Inspections de routine
• Collection d'échantillons
• Tests
• Réparation

• Réparations mineures
• Réparations moyennes
• Réparations et révisions majeures ^[2]

• Documentation et enregistrement des données

Le tableau 6 montre les activités habituelles pour chaque type d'action de maintenance.

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Tableau 6 – Actions habituelles de chaque type d'activités de maintenance

Outre l'équipement de test spécial, l'équipement de test portable le plus couramment utilisé dans les activités de maintenance des transformateurs est :

• Multimètres
• Pinces ampèremétriques
• Testeurs de tension
• Équipement de test des transformateurs d'instruments
• Équipement de test de relais et de compteurs
• Testeurs d'isolement (MEGGER ^[3] )
• Équipement de test de mise à la terre
• Caméra infrarouge ^[4] (Voir Thermographie Infrarouge)

Lisez également :Comment trouver la puissance d'un transformateur en kVA (monophasé et triphasé) ?

Analyse et échantillons d'huile

Pendant la période de maintenance ou après une opération de réparation majeure , il est nécessaire de prélever un échantillon d'huile procéder aux tests définis par CEI ^[5] Standard 60296 pour FAT .

Ces tests sont :

• Tension interfaciale (IFT )
• Acidité
• Viscosité
• Densité
• Point d'éclair
• Point de feu
• Point d'écoulement
• Humidité
• Résistance diélectrique
• Facteur de puissance (pertes diélectriques – bronzage ∂ )
• Couleur

Il est nécessaire de prendre certaines précautions lors du prélèvement d'un échantillon , afin d'éviter que l'échantillon ne soit contaminé .

• 1 - Utiliser la vanne d'échantillonnage auxiliaire et ne le faites pas utilisez un petit orifice d'échantillonnage sur le côté de la vanne de vidange (Figure 2).

Figure 2 – Vanne d'échantillonnage auxiliaire

• 2 – Robinet de vidange Figure 3 – Vanne de vidange de rinçage

• 3 – Rincer la tubulure et la seringue et ne pas retirer sur le corps de la seringue – appliquer une légère résistance et laissez la pression du fluide remplir la seringue (Illustration 4).

Figure 4 – Tubulure de rinçage et seringue

• 4 – La seringue remplie ne doit contenir aucune bulle , mais certaines peuvent se former plus tard – ne les relâchez pas.

A lire aussi :QCM Transformers avec réponses explicatives

Analyse des gaz dissous dans l'huile (DGA)

DGA , l'un des outils de diagnostic les plus précieux disponibles, est une procédure utilisée pour évaluer l'état d'un transformateur rempli d'huile à partir d'une analyse des gaz dissous dans le milieu de refroidissement/isolant .

Il s'agit d'une technique bien établie qui est rentable, fournissant des informations essentielles à partir d'un test relativement simple et non destructif basé sur un échantillonnage d'huile.

Alors que l'analyse est normalement effectuée en laboratoire, des appareils en ligne sont également disponibles.

Les résultats révèlent beaucoup sur la santé de l'huile et de ses propriétés en tant que milieu isolant, y compris son état actuel, tout changement en cours, les effets de dégradation de la surcharge, du vieillissement, l'apparition de défauts mineurs et la cause la plus probable de défaillances majeures.

Il convient de noter qu'un défaut grave peut également produire des gaz libres qui peuvent être collectés dans le relais Buchholz .

Tests de transformateurs à des fins de maintenance et de diagnostic

Le tableau 7 montre la méthodologie globale d'évaluation de l'état du transformateur, reliant la maintenance de routine et les diagnostics.

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Tableau 7 - Tests de transformateur à effectuer à des fins de maintenance et de diagnostic

Douille Tester

Pour les traversées qui ont un robinet potentiel, à la fois la capacité entre le haut de la douille et le taraud inférieur (normalement appelé C1 ) et la capacité entre la prise et la terre (normalement appelée C2 ) sont mesurés.

Pour déterminer les pertes de traversée, des tests de facteur de puissance sont également effectués. C2 capacité est beaucoup plus grand que C1 capacité .

Les traversées sans prise de potentiel sont normalement testées du conducteur supérieur de la traversée à la terre.

Les résultats de ce test sont comparés avec des tests en usine et/ou des tests antérieurs pour déterminer la détérioration.

Environ 90 % des défaillances des traversées peuvent être attribuées à la pénétration d'humidité mis en évidence par un facteur de puissance croissant .

Test d'analyse de la réponse en fréquence de balayage

Analyse de la réponse en fréquence (SFRA ) ^[6] consiste à mesurer l'impédance des enroulements du transformateur sur une large gamme de fréquences et comparer les résultats de ces mesures à un ensemble de référence .

Les différences peuvent indiquer des dommages au transformateur, qui peuvent être examinés plus en détail à l'aide d'autres techniques ou par un examen interne. La méthode de fréquence balayée pour SFRA nécessite l'utilisation d'un analyseur de réseau pour générer le signal, prendre les mesures et manipuler les résultats.

Détection de défauts par ultrasons et sons

Ce test doit être appliqué lorsque l'hydrogène augmente nettement à la DGA.

Haute teneur en hydrogène génération indique décharge partielle survenant à l'intérieur du transformateur. Autres gaz tels que méthane, éthane et éthylène peut également augmenter . Acétylène peut également être présent si un arc se produit et peut également augmenter.

Analyse des vibrations

Analyse des vibrations La lyse en elle-même ne peut pas prédire de nombreux défauts associés aux transformateurs, mais c'est un autre outil utile pour aider à déterminer l'état du transformateur.

Les vibrations peuvent résulter de segments de noyau de transformateur desserrés, d'enroulements desserrés, de problèmes de blindage, de pièces détachées ou de mauvais roulements sur les pompes ou les ventilateurs de refroidissement d'huile . Une extrême prudence doit être exercée lors de l'évaluation de la source de vibration. Souvent, un couvercle de panneau, une porte ou des boulons/vis desserrés dans les panneaux de commande ou desserrés à l'extérieur ont été diagnostiqués à tort comme des problèmes à l'intérieur du réservoir.

Résistance d'isolation du noyau

Pour effectuer ce test, la terre centrale intentionnelle doit être déconnectée .

Cela peut être difficile, et une certaine quantité d'huile devra peut-être être vidangée pour y parvenir.

Sur certains transformateurs, les masses du noyau sont amenées à l'extérieur par des traversées isolées et sont facilement accessibles .

Valeurs attendues de la résistance d'isolation sont :

• Nouveaux transformateurs :> 1 000 MΩ
• Transformateur vieillissant :> 100 MΩ

Valeurs entre 10 et 100 MΩ révéler les dommages possibles de l'isolation entre le noyau et le sol et des valeurs inférieures à 10 MΩ peut générer des courants de circulation destructeurs et doit faire l'objet d'une enquête plus approfondie.

Thermographie infrarouge

Thermographie infrarouge (IR ) est un sans contact et non destructif moyen de détecter les problèmes dans les systèmes électriques.

Tous les équipements électriques et mécaniques émettent de la chaleur sous forme de rayonnement électromagnétique. Les caméras infrarouges, sensibles au rayonnement thermique, peuvent détecter et mesurer les différences de température entre les surfaces.

Des schémas thermiques anormaux ou inattendus peuvent être le signe d'un problème lié à l'équipement susceptible d'entraîner une panne ou une panne, ou de provoquer un incendie.

Une analyse infrarouge est généralement effectuée tous les 2 ou 3 ans , tandis que l'équipement est sous tension et à pleine charge, si possible, mais des conditions de fonctionnement et d'environnement particulières peuvent nécessiter la conduite d'IR annuellement.

Analyse IR doit également être effectué après toute maintenance ou test pour voir si les connexions qui ont été rompues ont été correctement refaites. Aussi, si IR est effectué pendant le cycle de chauffage en usine, les résultats peuvent être utilisés comme référence pour une comparaison ultérieure.

Les composants suivants des transformateurs sont généralement soumis à IR analyse :

• Réservoir
• Radiateurs et système de refroidissement
• Douilles
• OLTC

Lisez également :PLAQUE SIGNALÉTIQUE DU TRANSFORMATEUR (EXIGENCES GÉNÉRALES).

Réservoir

Des températures externes anormalement élevées ou des schémas thermiques inhabituels des réservoirs du transformateur indiquent des problèmes à l'intérieur du transformateur, tels qu'un faible niveau d'huile, des courants vagabonds en circulation, un refroidissement bloqué, des écrans desserrés, des problèmes de changeur de prises, etc. .

Des températures anormalement élevées peuvent endommager ou détruire l'isolation du transformateur et, par conséquent, réduire l'espérance de vie.

Un IR l'inspection peut détecter des conditions de surchauffe ou des schémas thermiques incorrects. IR la numérisation et l'analyse nécessitent un personnel formé et expérimenté dans ces techniques.

Radiateurs et système de refroidissement

Radiateurs doit être examiné avec une caméra IR et comparez-les entre eux.

Un radiateur ou segment cool indique qu'une vanne est fermée ou le radiateur ou segment est branché .

Si inspection visuelle indique que les vannes sont ouvertes , le radiateur ou segment doit être isolée, vidangée et retirée et le blocage éliminé .

Un transformateur fonctionnant avec un refroidissement réduit aura sa durée de vie utile est considérablement raccourci (une température de fonctionnement accrue de seulement 8 à 10 ^o C va réduire durée de vie du transformateur de moitié ).

Douilles et isolateurs

a) Niveau d'huile

IR les scans des bagues peuvent montrer de faibles niveaux d'huile , ce qui nécessiterait une mise hors tension et un remplacement immédiats .

En général, la raison en est que le joint d'étanchéité dans le fond de la douille a panné, fuite d'huile dans le transformateur . Le sceau supérieur a probablement échoué , également autorisant air et humidité pour entrer en haut .

Niveau d'huile trop élevé dans les bagues désigne généralement le joint d'étanchéité au bas de la traversée a échoué et tête d'huile du conservateur, ou pression d'azote , a poussé l'huile du transformateur dans la traversée .

Une autre raison pour laquelle une bague peut présenter un niveau d'huile élevé est-ce que le joint supérieur fuit , permettant à l'eau d'entrer . L'eau migre vers le bas de la traversée, déplaçant l'huile vers le haut .

Plus de 90 % de pannes de douille sont attribués à l'entrée d'eau à travers le sceau supérieur .

Douilles généralement échouer de manière catastrophique , détruisant à plusieurs reprises le transformateur hôte et l'équipement à proximité et causant des dangers pour les travailleurs . IR précédent les scans de la même douille doivent être comparés avec le scan actuel.

b) Connexions de douille

Douilles avoir deux connexions internes , un dans la tête et un autre beaucoup plus profond à l'intérieur connecté au transformateur co ils.

Les deux apparaîtront à l'extérieur, mais la connexion de la tête sera sur la partie supérieure de la douille tandis que la connexion de la bobine sera à la base de la douille.

Problèmes de fissures ont été trouvés dans certains isolateurs qui affectent la résistance électrique et mécanique de l'isolant .

Lorsque l'humidité de surface est présente, un très petit courant de décharge circule sur la surface de l'isolant, augmentant la température d'un ou deux degrés. Lorsqu'un isolant est fissuré le courant de décharge coule le long de la fissure et non sur la surface et l'isolant apparaît légèrement plus froid .

Quand le crack devient suffisamment sévère une augmentation de la température peut devenir évidente .

OLTC (changeurs de prise en charge )

La température de l'OLTC la couverture doit être à la même température comme le transformateur lui-même .

La source de chaleur se trouve à l'intérieur du boîtier OLTC et est considérablement plus chaud que la température indiquée .

Un OLTC externe le compartiment ne doit pas être plus chaud que le corps du transformateur . S'il fait plus chaud , il indique un échauffement probable des raccords de robinet internes .

Une difficulté avec les inspections de robinets est que tous les robinets ne sont pas connectés au moment de l'inspection, de sorte que les résultats peuvent ne pas être concluants .

^[1] NETA :Association internationale des tests électriques (États-Unis).

^[2] A réaliser après un défaut interne grave ou tous les 8 à 10 ans s de fonctionnement continu , à savoir lorsque le transformateur est soumis à des cycles de surcharge sévères ou à un court-circuit externe . Ces activités doivent être effectuées par du personnel spécialisé .

^[3] MEGER est une marque déposée , mais cet équipement est connu sous ce nom.

^[4]  Voir le chapitre 7, c'est-à-dire la thermographie infrarouge.

^[5] CEI :Commission électrotechnique internationale.

^[6] Uniquement si ce test a été effectué pendant FAT – Essais d'acceptation en usine.

À propos de l'auteur :Manuel Bolotinha

-Licence en Génie Électrique – Systèmes énergétiques et électriques (1974 – Instituto Superior Técnico/Université de Lisbonne)
– Master en Génie Électrique et Informatique (2017 – Faculdade de Ciências e Tecnologia/Nova University of Lisbon)
/>– Consultant senior en sous-stations et systèmes électriques ; Formateur professionnel