Localisation du défaut du transformateur

发布时间：6 octobre 2025 08:17:40

  • objectif principalLa localisation des défauts des transformateurs vise à déterminer avec précision la nature du défaut (par exemple, court-circuit, circuit ouvert, décharge), le composant spécifique (par exemple, enroulement, noyau, changeur de prise, douille) où il se produit, et son emplacement physique, au moyen d'une surveillance, d'un test et d'une analyse systématiques.

  • logique de positionnementLes étapes de l'analyse : suivre le principe "de la surface à l'intérieur, de la macro à la micro". La première étape consiste à analyser les données de surveillance en ligne et à relayer les informations relatives aux mesures de protection en vue d'une enquête initiale ; la deuxième étape consiste à effectuer une série d'essais de diagnostic électrique non destructifs après une coupure de courant ; et la dernière étape consiste à intégrer des techniques acoustiques/vibrationnelles avancées ou à effectuer des inspections internes, le cas échéant.

  • Principales méthodes en ligne:

    • Analyse des gaz dissous (AGD) dans le pétroleDétermination de la densité d'énergie et du type de défaut (surchauffe, arc électrique, décharge partielle) par l'analyse du type et du contenu du gaz caractéristique du défaut.

    • Analyse des actions de protection des relaisDéterminer rapidement la zone (interne/externe) et la gravité d'un défaut en fonction du type de protection qui agit (par exemple, différentiel, gaz, surintensité).

  • Tests de base hors ligne:

    • Essais électriques de routineIl est utilisé pour juger de la conductivité de l'enroulement, des courts-circuits tour à tour et de la santé du système d'isolation.

    • Diagnostic de l'état mécanique: L'analyse de la réponse en fréquence (SFRA) est le moyen le plus efficace de diagnostiquer les dommages mécaniques tels que la déformation et le déplacement des enroulements.

  • objectif ultimeLocalisation des pannes : la localisation précise des pannes est la base de l'élaboration d'un programme de réparation (réparation sur site, retour à l'usine pour révision ou mise au rebut), de l'évaluation des dommages causés par l'accident et de l'analyse de la cause de la panne afin d'éviter que des accidents similaires ne se reproduisent.

I. Diagnostic initial des défaillances : surveillance en ligne et analyse des informations relatives aux accidents

Après le déclenchement d'un transformateur, la première étape de la localisation des défauts n'est pas un test immédiat sur le terrain, mais une analyse détaillée des données en ligne avant le déclenchement et des informations relatives à l'action de protection.

1. analyse des informations relatives aux actions de protection des relais

  • Relais gazAction de protection (gaz)Il s'agit de la preuve la plus directe qui indique clairement que le problème se situe à l'intérieur du réservoir de carburant.

    • Alarme de gaz légerLes défauts latents initiaux, tels qu'une surchauffe localisée et des décharges mineures, correspondent généralement à une faible énergie de défaut.

    • Déclenchement du gaz lourdLe symbole de l'huile : Indique qu'un court-circuit interne grave s'est produit, produisant un choc violent du débit d'huile.

  • Action de protection différentielleIndique qu'un défaut grave de phase à phase ou de court-circuit à la terre s'est produit dans la zone de protection formée par le TC différentiel (c'est-à-dire le corps du transformateur et les traversées).

  • Action de protection contre les surintensités/impédancesSi seule la protection de secours fonctionne, le défaut peut être externe ou interne au transformateur et nécessite un examen plus approfondi en conjonction avec d'autres informations.

2. analyse des gaz dissous dans le pétrole (DGA)
La DGA est le moyen le plus efficace de diagnostiquer les défauts latents dans un transformateur et d'analyser la nature des défauts qui se sont produits. Les différents types de défauts provoquent la décomposition de l'huile isolante et du papier à des températures différentes, produisant des combinaisons spécifiques de gaz.

  • Surchauffe à basse température (<300°C): : Produit principalement du méthane (CH₄), de l'éthane (C₂H₆).

  • Surchauffe à moyenne et haute température (300°C - 700°C): produit principalement de l'éthylène (C₂H₄).

  • Décharge partielle (DP): : produit principalement de l'hydrogène (H₂) et une petite quantité de méthane.

  • Décharge d'arc (>700°C)Le gaz d'arc : Il produit de grandes quantités d'hydrogène (H₂) et d'acétylène (C₂H₂). L'acétylène est le seul gaz efficace pour caractériser les défauts d'arc.

En analysant les changements dans les données de la DGA avant et après la défaillance et en utilisant les données de laTriangle de Duval Des méthodes graphiques équivalentes peuvent être utilisées pour déterminer avec précision si le défaut est une surchauffe, une décharge partielle ou un arc énergétique.

II. diagnostic électrique et positionnement après une coupure de courant

Après avoir réalisé le diagnostic initial et s'être assuré que les mesures de sécurité sont en place, une série de tests électriques hors ligne est utilisée pour localiser plus précisément la panne.

Éléments du test Principe du test Types de défauts et composants localisables
Mesure de la résistance en courant continu du bobinage Mesurer la valeur de la résistance en courant continu des conducteurs d'enroulement et comparer l'équilibre triphasé avec les valeurs d'usine ou historiques.
  • Valeur de résistance élevéeLes fils d'enroulement cassés, les mauvais contacts ou les brûlures sur les connecteurs de fils, les mauvais contacts sur le changeur de prises.
  • Faible valeur de résistanceLes défauts de fonctionnement sont les suivants : court-circuitage sévère tour à tour ou couche à couche des bobinages (mais avec une faible sensibilité).
Mesure du rapport de pression variable (ratio) Mesurez le rapport de tension entre les enroulements haute et basse tension dans chaque position de prise et comparez-le à la valeur théorique.
  • L'écart de ratio dépasse la norme: Le moyen le plus efficace de localiser les courts-circuits tour à tour. Il peut être localisé sur l'enroulement et la phase spécifiques où le court-circuit tour à tour s'est produit.
  • Défaillance du changeur de prisesSi un rapport de vitesse est anormal lors de la commutation de la prise, un défaut dans le changeur de prise en charge peut être localisé.
Résistance d'isolation et indice de polarisation Mesurez la résistance d'isolement des enroulements par rapport à la terre et entre les enroulements pour évaluer l'état général du système d'isolation.
  • Valeur de résistance trop faibleL'isolation de l'enroulement dans son ensemble est humide, fortement contaminée ou il y a une rupture d'isolation pénétrante. Il est possible de localiser l'enroulement (HT, MT, BT) dont le système d'isolation est défaillant par rapport à la terre ou entre les phases.
Facteur de perte diélectrique (Tanδ) et capacité Mesure la perte diélectrique d'un système d'isolation et est très sensible aux défauts tels que le vieillissement, l'humidité et l'encrassement de l'isolation.
  • Augmentation anormale de la valeur de TanδRésistance d'isolement : Semblable à la résistance d'isolement, elle peut localiser la détérioration du système d'isolement et est plus sensible que la résistance d'isolement. Différentes méthodes de câblage (par exemple, en marche avant et en marche arrière) peuvent être utilisées pour distinguer les problèmes d'isolation de l'enroulement et du boîtier.
Mesure de l'impédance de court-circuit Mesurer le pourcentage d'impédance du transformateur dans des conditions de court-circuit et le comparer à la valeur indiquée sur la plaque signalétique.
  • Changements significatifs des valeurs d'impédance: Indique que les enroulements ont été soumis à des chocs importants de courant de court-circuit et qu'ils ont subiDéformation globale, déplacement ou desserrement. Il s'agit d'un indicateur important pour déterminer si la structure mécanique du transformateur est endommagée.

Technologie avancée de localisation des défauts

Pour certains défauts complexes, qui peuvent être difficiles à localiser avec les tests électriques traditionnels, des techniques plus avancées sont nécessaires.

1) SFRA - Sweep Frequency Response Analysis (analyse de la réponse en fréquence du balayage)

  • théorieRésumé : Le SFRA est connu comme le test de l'"empreinte digitale" des transformateurs. Il mesure la réponse d'un enroulement en injectant un signal balayé (Hz à MHz) dans l'enroulement et trace une courbe de réponse en fréquence unique. L'inductance (enroulements) et la capacité (tour à tour, couche à couche et masse) à l'intérieur du transformateur forment un réseau RLC complexe, et toute modification mécanique (déformation des enroulements, déplacement du noyau, desserrage des pinces) altère ce réseau, ce qui entraîne une modification de la courbe de l'"empreinte digitale".

  • appareilEn comparant la courbe d'essai du courant avec la courbe d'usine ou la courbe historique, il est possible de déterminer avec une extrême sensibilité si le transformateur a subi des dommages mécaniques, ainsi que la gravité et la zone approximative des dommages.

2. localisation des décharges partielles acoustiques

  • théorieLes signaux ultrasoniques sont générés lorsque des décharges partielles se produisent à l'intérieur d'un transformateur. Ces ondes sonores se propagent à travers l'huile isolante jusqu'à la paroi de la cuve.

  • localiserLa méthode d'évaluation de la qualité de l'air est la suivante : disposition de plusieurs capteurs à ultrasons à l'extérieur de la paroi du réservoir, en mesurant la différence de temps (délai) entre l'arrivée du signal de décharge aux différents capteurs, et en utilisant la valeur de la différence de temps (délai) pour évaluer la qualité de l'air.algorithme de triangulationCela permet de calculer les coordonnées spatiales tridimensionnelles de la source de décharge à l'intérieur du réservoir, ce qui permet une localisation physique précise du point de décharge.

Foire aux questions (FAQ)

1) Quelle doit être la première étape de la localisation d'un défaut après le déclenchement d'un transformateur ?
La première étape n'est certainement pas un test immédiat. La première étape consiste àassurer la sécurité(isolation, test d'alimentation, mise à la terre), suivi de l'évaluation de l'efficacité de l'appareil.Collecte d'informationsLe transformateur doit être équipé d'un système de protection contre les surtensions : enregistrer et analyser en détail les protections qui ont fonctionné, l'heure du fonctionnement, la charge et les conditions météorologiques avant le déclenchement, et prélever un échantillon du transformateur pour l'analyse des gaz dissous (AGD) dans l'huile, en premier lieu. La combinaison de ces informations permet de porter un jugement de base sur la nature et l'étendue du défaut et d'orienter le programme d'essai ultérieur.

2) Quelle est la différence entre la DGA et la SFRA en matière de dépannage ?
Ils sont complémentaires : la DGA diagnostique ladéfaillance électrochimiquequi vous indique si un événement tel qu'une surchauffe, une décharge, etc. se produit ou s'est produit à l'intérieur du transformateur. Et le SFRA diagnostique leDéfaillance mécanique structurelleIl indique si le "squelette" du transformateur (enroulements, noyau, etc.) a été déformé ou déplacé parce qu'il n'est pas en mesure de résister aux forces électriques ou aux chocs extérieurs. Un défaut grave de court-circuit peut produire à la fois un arc électrique (le DGA peut détecter l'acétylène) et une déformation des enroulements (le SFRA peut détecter un changement de courbe).

3) Dans quelle mesure est-il possible de localiser le défaut sans soulever la cloche du transformateur (ouvrir le boîtier) ?
Grâce à l'ensemble des techniques de diagnostic non invasives décrites ci-dessus (DGA, essais électriques, SFRA, localisation acoustique, etc.), la grande majorité des défauts (plus de 90%) peuvent être localisés avec précision à un composant spécifique (par exemple, l'enroulement de la phase A à haute tension) et à un type de défaut spécifique (par exemple, un court-circuit entre les spires) sans ouvrir la boîte. Cette localisation précise est essentielle pour évaluer la faisabilité d'une réparation et élaborer un plan de réparation efficace, en évitant les inspections aveugles et coûteuses à l'extérieur de la boîte.