Point chaud sur le selecteur des transformateurs

Cas pratiques de transformateurs de puissance réparés

à partir de l’évaluation d’analyses d’huile

Mohamed BELMILOUD ( mohamed.belmiloud@transfo-lab.com ) ; Transfo Lab (www.transfo-lab.com)
Jean SANCHEZ ( jean.sanchez@tsv-transfo.com ) ; Transformateurs Solutions Vénissieux (www.tsv-transfo.com)

Résumé

Les transformateurs de puissance sont des éléments clés des systèmes électriques. De par leurs spécificités techniques et leur coût élevé, la tendance est de les garder en service aussi longtemps que possible. Pour arriver à une telle gestion des appareils, les techniques de diagnostic deviennent de plus en plus importantes pour évaluer au mieux l’état des transformateurs.Deux cas pratiques présentent ici des relations entre des mesures électriques et chimiques dans le but d’améliorer la fiabilité des diagnostics relatifs aux transformateurs de puissance.

Mots clés

Transformateurs de puissance ; AGD ; Analyse d’huile ; Gestion de parc ; Résistance d’enroulement ; Réparation

Introduction

Cet article présente le premier cas pratique où les analyses d’huile illustrent dans un premier temps leur capacité à prévenir des dégâts importants dus à l’évolution de défauts thermiques naissants. La détection de ces défauts peut prévenir de défaillances irréversibles. Ensuite des mesures de résistances d’enroulements ont permis de localiser des points chauds sur des changeurs de prises, qui ont pu alors être réparés. Finalement ces transformateurs ont repris leur service pour des années grâce un diagnostic approprié de défauts évolutifs, et leur prise en charge a été adaptée au mieux durant tout le processus de diagnostic et de réparation.

Moyens de diagnostic utilisés

Analyses d’huile

Les concentrations d’Analyses des Gaz Dissous (AGD) dans l’huile permettent d’identifier des points chauds et des arcs dans l’huile des transformateurs immergés. Certains des principaux gaz analysés sont : CH₄, C₂H₆, C₂H₄, C₂H₂, CO. L’évolution de la concentration de ces gaz peut être intéressante pour le diagnostic, et certains systèmes comme le triangle de Duval peuvent aussi apporter des éléments efficaces dans l’évaluation de défauts thermiques naissants.

Résistance d’enroulement

La résistance d’enroulement est mesurée par injection de courant, et peut être comparée aux autres enroulements similaires du même transformateur. Dans le cas où des différences apparaissent, cela peut impliquer un problème de court circuit au sein de l’enroulement ou une mauvaise résistance de contact.

Inspection visuelle

Elle permet de visualiser précisément certains défauts mécaniques, des particules ou des points chauds. Cela implique souvent de décuver le transformateur pour obtenir un accès visuel suffisant à l’inspection des bobinages. L’inspection visuelle lorsque c’est possible est un moyen très efficace de confirmer certains défauts.

Cas PRATIQUE N°1

DESCRIPTION DU TRANSFORMATEUR

Ce transformateur de puissance est en service dans une industrie chimique et alimente un redresseur pour son processus. Ses caractéristiques sont les suivantes.

Puissance	22 MVA
Age	37 ans
HT	20 kV
BT	376 V
Couplage	Yy
Régleur en charge	MR type D 35 positions avec inverseur

Investigations

ANALYSE D’HUILE

Dans un processus de maintenance, des Analyses des Gaz Dissous (AGD) de l’huile du transformateur ont été réalisées en 2004 (Figure 1) et plusieurs fois par la suite.

Figure 1: Evolution des teneurs en gaz lors des différentes analyses d’huile

La concentration d’acétylène (C2H2), autour de 300 ppm, est relativement élevée et significative d’une présence d’arcs dans le transformateur. Cependant celle-ci reste constante dans le temps, et au début la concentration des autres gaz significatifs de points chauds (CH4, C2H6 et C2H4) sont presque tous inférieurs à 100 ppm. Vu l’âge du transformateur, 37 ans, et son usage intensif dans un processus de production, il a été supposé que l’étanchéité de la cuve du commutateur du régleur en charge n’était plus efficace. Cela implique que lors d’un passage de prise, un peu d’acétylène principalement est produit et se déplace dans toute l’huile du transformateur, au lieu d’être confiné au sein du commutateur.A partir de fin février 2007, l’acétylène reste constant mais les trois autres gaz significatifs de points chaud augmentent fortement. Dans des conditions d’utilisation normales ces gaz n’auraient pas dû augmenter, ou à minima dans un rapport proportionnel à l’acétylène. Mais l’acétylène restant constant, il a été supposé qu’il n’y avait pas plus d’acétylène que précédemment dû au commutateur du régleur en charge. Jusqu’aux dernières analyses les concentrations de CO étaient de l’ordre de quelques centaines de ppm, ce qui implique que le point chaud n’évoluait pas au contact d’isolation cellulosique.Suivant ces conclusions, des AGD ont été effectuées chaque semaine pour observer l’évolution du défaut et la charge du transformateur a été diminuée pour éviter tout accident jusqu’à ce que le transformateur soit retiré de son installation pour des investigations plus avancées.

resistance d’enroulement et inspection visuelle

Mi-décembre 2007 ce transformateur a été déplacé dans l’atelier de réparation de TSV pour des investigations poussées, et des réparations en conséquence.Suite aux essais électriques de recherche de défauts basse tension, les résistances d’enroulements HT (AB, AC et BC : mesures (1) sur Table 1), sous 5 A, ont montré un problème de contact sur les prises extrêmes et moyennes du régleur en charge.

Prise	AB(1)	AC(1)	BC(1)		AB(2)	AC(2)	BC(2)
1	115	114	142		119	118	118
18	127	118	135		102	102	102
35	148	149	159		119	119	118

Table 1: Résistances d’enroulements HT (mΩ): avant (1) et après (2) réparation
Dans des conditions normales sur une prise unique, les résistances d’enroulements doivent être presque les mêmes sur les trois phases. Dans ce cas des différences sont observées, particulièrement sur la résistance BC par comparaison aux résistances AB et AC.Prenant en compte les conclusions des analyses d’huile qui montraient que le point chaud était important et sans implication d’isolation cellulosique, et au regard des variations des mesures de résistances d’enroulements sur chaque prise, il a été supposé que le point chaud puisse être localisé sur les parties métalliques du régleur en charge.
Le transformateur fut ensuite décuvé et durant l’inspection visuelle un point chaud carbonisé (Figure 2) fût trouvé sur le sélecteur du régleur en charge à la base d’une connexion électrique sur le côté du collecteur central. Cet emplacement permet la connexion de différentes prises sur les enroulements principaux HT. Durant la remise en état du régleur en charge, quelques autres petits points de carbone ont été trouvés aux mêmes endroits sur les bagues collectrices. Cela est en accord avec les précédentes analyses des AGD et des résistances d’enroulements.

Figure 2: Point chaud du sélecteur du régleur en charge.

Au final le sélecteur du régleur en charge a été réparé et les nouveaux essais de résistances d’enroulements, sous 15 A, ont été réalisés (mesures (2) sur la Table 1). On observe que sur chaque prise les valeurs des résistances sont les mêmes. Et sur les prises extrêmes (1 et 35) les résistances sont pratiquement les mêmes (118 mΩ), ce qui est normal sur un régleur en charge avec inverseur.Après la réparation il est supposé que la cause initiale du défaut, due à son emplacement, pourrait être une légère perte mécanique de la capacité de compression d’un ressort. Ce ressort est utilisé pour maintenir aussi près que possible deux plaques métalliques de la connexion de prise du collecteur central à la prise. Le ressort le plus proche du collecteur sur la phase impaire B pourrait avoir généré dans le temps une carbonisation de l’huile à l’endroit où le ressort pourrait s’être desserré, et avoir ensuite formé le point chaud.Le client a tout d’abord eu une estimation de l’état de son transformateur, et les recommandations qui ont découlé de ce diagnostic. Ensuite l’appareil a été inspecté plus en détail et réparé pour pouvoir continuer à être utilisé. L’indisponibilité fut proche de quatre mois, et le client fut satisfait à 95 % de l’évaluation de son transformateur et de la réparation, qui ont pris en compte ses considérations techniques et économiques.