Comment juger une défaillance du transformateur par les résultats de l'analyse chromatographique de l'huile ?

I. Aperçu

La défaillance du transformateur de puissance peut être due à une analyse chromatographique anormale de l'huile en fonctionnement ou à l'action de la protection au gaz léger, ou parce que les résultats des tests préventifs dépassent la norme. Les défauts (anomalies) les plus probables du transformateur sont : fuite ou endommagement d'accessoires tels que les refroidisseurs, humidité sur le corps du transformateur, surchauffe et défauts de décharge, etc.

2. Fuite et endommagement du refroidisseur

(1) Le refroidisseur à eau fuit et l'eau s'infiltre dans le système d'huile, ce qui est extrêmement nocif pour le transformateur. Le refroidisseur à air est une zone de pression négative du côté d'entrée de la pompe à huile, et il aspire facilement de l'air. Bien qu'il n'y ait pas de danger grave de fuite d'eau, il a toujours un effet destructeur important sur les transformateurs à très haute tension (220 kV et plus). Le refroidissement à air et l'aspiration d'air provoquent l'envoi continu de signaux par la protection au gaz léger. Bien qu'il n'y ait pas de symptôme évident dans l'analyse chromatographique de l'huile, la teneur en hydrogène dans le gaz augmente considérablement, indiquant que l'air a été décomposé dans la zone de champ électrique élevé du transformateur. En cas d'action continue de la protection au gaz léger toutes les dizaines de minutes à quelques heures, il convient d'envisager de mettre le transformateur hors service, de localiser la partie fuyante et d'effectuer un traitement de dégazage.

(2) La pompe à huile de la circulation forcée d'huile, du refroidisseur à air ou à eau peut également tomber en panne en raison d'un fonctionnement continu. Par exemple, l'usure des roulements de la pompe à huile, la surchauffe du moteur, etc., peuvent interférer avec l'analyse chromatographique de l'huile du transformateur et doivent être soigneusement distinguées.

3. Humidité du corps du transformateur

Le corps du transformateur peut être humide en raison de la fuite du refroidisseur à eau, de la condensation du réservoir d'expansion ou de la respiration du cylindre anti-explosion et de la fuite du capuchon de la gaine. Si une humidité est suspectée lors de l'inspection du capot, une mesure locale de tgδ peut être effectuée sur le conducteur au niveau de la partie suspectée. Surtout lorsqu'il est difficile de déterminer l'état d'humidité à la racine du conducteur de câble de la gaine, le conducteur mesuré peut être recouvert d'une feuille d'aluminium de 10 cm de large, une tension de 2 à 3 kV peut être appliquée sur la feuille d'aluminium, et le conducteur peut être connecté au pont QS1. Le Cx du pont est mesuré par tgδ. La valeur normale de tgδ devrait être de 1 % à 2 %, et peut atteindre plus de 10 % lorsque l'isolation est humide.

4. Défaut de surchauffe

Actuellement, l'utilisation de la méthode d'analyse chromatographique de l'huile pour juger des défauts de surchauffe est relativement mature. Les défauts de surchauffe dans les transformateurs peuvent se produire aux trois endroits suivants.

1. Surchauffe du circuit conducteur

Les contacts dynamiques et statiques du changeur de prise sont en mauvais contact, et les contacts statiques et les conducteurs sont soudés ; le nez de borne à fort courant est soudé ou en mauvais contact ; les conducteurs multibrins et la plaque de cuivre (aluminium) sont mal soudés, et quelques brins dispersés sont soudés. Ces défauts peuvent également être détectés en mesurant la résistance continue des enroulements. Des changements brusques pas trop importants de la résistance continue (par exemple, inférieurs à 1 %) peuvent provoquer une analyse chromatographique anormale de l'huile et des traces visibles.

2. Mise à la terre multiple du noyau

Pendant le fonctionnement du noyau du transformateur, la tension entre les tôles d'acier au silicium est le potentiel induit causé par le flux magnétique principal. Il y a des dizaines à des centaines de volts des deux côtés du noyau (côtés haute et basse tension). Habituellement, le noyau est mis à la terre du côté basse tension. S'il y a des corps étrangers métalliques (comme des fils de cuivre ou de fer, des résidus de soudure et de la rouille, etc.), une mise à la terre se forme du côté haute tension du noyau, c'est-à-dire une mise à la terre multiple. Le potentiel induit entre les tôles d'acier au silicium passe par la "mise à la terre multiple", et un courant important se produit, ce qui peut facilement brûler et endommager les tôles d'acier au silicium du noyau, et provoque une analyse chromatographique de l'huile montrant des symptômes de défaut de surchauffe. Parfois, le noyau a une mauvaise isolation à travers la vis, ou le couvercle du siège d'acier mis à la terre est trop long et touche la tôle d'acier au silicium, ce qui provoquera également un défaut de "mise à la terre multiple". Une résistance est placée en série sur le fil de terre à l'extérieur du noyau, de sorte que le courant de terre soit contrôlé en dessous de 0,1 A, ce qui peut grandement réduire l'effet de brûlure sur le noyau, et parfois faire disparaître la mise à la terre instable.

3. Surchauffe locale

Le flux magnétique de fuite du courant de charge des grands transformateurs peut provoquer une surchauffe locale sur le réservoir d'huile ou d'autres composants en fer internes. Certains transformateurs utilisent des plaques d'aluminium pour former un écran magnétique sur la paroi du réservoir. La plaque d'aluminium est en mauvais contact avec la paroi du réservoir de carburant, et des défauts de surchauffe locale se sont produits plusieurs fois. Si l'analyse chromatographique de l'huile du transformateur montre des défauts de surchauffe, et que la résistance continue des enroulements et l'isolation du noyau sont bonnes, il faut considérer que de tels défauts de surchauffe locale existent, et des traces peuvent souvent être trouvées lorsque l'huile est vidangée dans le réservoir et vérifiée.

5. Défaut de décharge

1. Décharge par détérioration de l'isolation

Cette décharge endommage gravement l'isolation solide (papier) du transformateur et a un grand impact sur le fonctionnement sûr du transformateur. L'analyse chromatographique de l'huile a montré une certaine quantité d'acétylène (quelques à plusieurs dizaines de ppm), une faible augmentation de la teneur totale en hydrocarbures, et des gaz d'hydrogène et de monoxyde de carbone. Grâce au test de décharge partielle, on peut constater qu'il y a une grande décharge (au-dessus de 1000 pc).

La décharge dendritique de l'écran d'enveloppe est un défaut courant de détérioration de l'isolation dans les transformateurs triphasés 220 kV actuels. Au milieu de l'enveloppe interphase et à l'extrémité de la ligne 220 kV, il y a des traces de décharge dendritique. Il y a des marques de brûlure sur les longues entretoises autour du support, et la surface du carton d'enveloppe ou il y a des traces de décharge dendritique dans l'intercouche. La cause externe de cette décharge est l'humidité ou l'entrée de bulles d'air, et la cause interne est que la distance entre phases est trop petite, et il y a de longues entretoises touchant l'enveloppe à haute intensité de champ (court-circuitant l'espace d'huile), etc. Le fabricant a pris des mesures d'amélioration correspondantes. Pour les transformateurs déjà en fonctionnement, les enveloppes et entretoises avec des traces de décharge effective doivent être remplacées, les mêmes longues entretoises (au milieu de l'enroulement) doivent être raccourcies, et des mesures doivent être prises pour empêcher l'entrée d'air et l'humidité.

Actuellement, les accidents des transformateurs 500 kV sont tous liés à l'électrification du flux d'huile. La pompe à huile de refroidissement fait circuler l'huile du transformateur trop rapidement, ce qui formera une charge négative sur l'isolation en papier, combinée à l'action du champ électrique alternatif, il est très facile de produire une décharge d'huile, et il y a des traces de décharge dendritique sur le carton, ce qui relève du problème de fabrication de l'équipement. Le service d'exploitation ne doit pas augmenter aveuglément le nombre de refroidisseurs mis en service pour éviter que le débit d'huile ne soit trop élevé, entraînant le problème de décharge d'huile. De plus, la racine de l'isolation du câble de haute tension se brise sous la force, et le câble conducteur est plié ou cassé au point où il entre dans la boule d'égalisation de pression du manchon, ce qui provoquera également une forte décharge partielle et endommagera l'isolation.

Les corps étrangers métalliques (comme les copeaux de cuivre et de fer, la rouille, les résidus de soudure, etc.) dans le transformateur restent sur les enroulements et l'isolation, ce qui provoquera une mauvaise isolation du noyau à la terre, entraînant une décharge dendritique et un claquage d'isolation, ce à quoi il faut prêter attention.

2. Décharge flottante

Toutes les pièces métalliques dans le transformateur doivent être mises à la terre, sinon une décharge flottante de potentiel se produira. La décharge flottante n'implique généralement pas le milieu huileux, donc le gaz CO dans l'analyse chromatographique de l'huile n'augmentera pas significativement, principalement pour le gaz acétylène entre quelques à plusieurs dizaines de ppm, provoquant parfois le signal du gaz léger. Les parties courantes de décharge flottante sont : la boule d'égalisation de pression du manchon (desserrée), la tige de traction du changeur de prise hors charge, l'écran magnétique de la tôle d'acier au silicium sur la paroi du réservoir de carburant, et d'autres pièces métalliques non mises à la terre (comme les boulons non mis à la terre supportant le changeur de prise hors charge et l'écran électrique, etc.) ;

3. Autres décharges

Le tuyau rempli d'huile n'est pas purgé, de sorte que la tige de guidage du manchon et la paroi intérieure du manchon en porcelaine se déchargent sans huile. Certains enroulements de transformateur ont une faible résistance d'isolation, et il y a une décharge de claquage entre spires sous surtension externe (y compris la surtension lorsque l'écart de décharge du point neutre fonctionne). Ces décharges de claquage sous surtension déclenchent rapidement, et le point de défaut n'est pas facile à trouver. Si la protection de relais déclenche et que l'analyse chromatographique de l'huile est anormale, il faut insister pour vérifier le point de défaut, et le défaut sera trouvé. La distance entre le conducteur nu à l'intérieur du transformateur individuel et la partie mise à la terre est trop petite, et une décharge en arc se produira sous surtension externe.

Kingrun Transformer Instrument Co.,Ltd.