Points clés de la conception antidéflagrante des transformateurs immergés dans l'huile : comment les dispositifs de décharge de pression et les relais à gaz fonctionnent-ils ensemble ?

Les transformateurs immergés dans l'huile sont largement utilisés dans les infrastructures électriques mondiales en raison de leurs excellentes propriétés d'isolation et de dissipation thermique. Cependant, des défauts internes peuvent entraîner une augmentation rapide de la pression et la décomposition de l'huile isolante, ce qui représente un risque sérieux d'explosion. Les normes de la Commission électrotechnique internationale (CEI) et de l'IEEE soulignent l'importance des systèmes antidéflagrants pour la sécurité des transformateurs. Cet article détaille les principes de fonctionnement, les mécanismes de coordination et les considérations de conception de deux composants antidéflagrants essentiels : le dispositif de décharge de pression (DDP) et le relais à gaz (relais Buchholz). Il vise à aider les ingénieurs et le personnel de maintenance à bien comprendre ce système de sécurité critique.

1. Défauts internes des transformateurs immergés dans l'huile et exigences antidéflagrantes

● Types et conséquences des défaillances internes

Les défauts internes des transformateurs immergés dans l'huile se répartissent en deux catégories : les défauts électriques et les défauts thermiques. Les défauts électriques comprennent les courts-circuits entre spires, les courts-circuits entre couches et les défauts à la terre, tandis que les défauts thermiques impliquent une surchauffe localisée du noyau et une mauvaise dissipation de la chaleur due à une obstruction de la circulation de l'huile. Conformément à la norme IEEE C57.12.00, ces défauts déclenchent les réactions en chaîne suivantes :

Tableau 1 : Types de défauts internes des transformateurs et leurs effets physiques

● Dynamique de la production de gaz

La décomposition de l'huile isolante (généralement de l'huile minérale) en cas de défaut suit l'équation d'Arrhenius :

k = A·e^(-Ea/RT)

Où? :

k : constante de vitesse de réaction
A : Facteur de fréquence (dépendant du type d'huile, généralement)        10^12~10^14 s^-1)
Ea : Énergie d'activation (~210 kJ/mol pour l'huile minérale)
R : Constante des gaz parfaits (8.314 J/mol·K)
T : Température absolue (K)

Cette équation montre que la vitesse de réaction double pour chaque augmentation de température de 10 °C. Lorsque la température de rupture dépasse 500 °C, plusieurs mètres cubes de gaz peuvent être produits en quelques minutes.

2. Dispositif de décompression (DDR) : Première ligne de défense contre les surpressions transitoires

● Principe de fonctionnement et conception mécanique

Le PRD utilise un mécanisme à ressort et diaphragme. Sa pression d'ouverture (P_open) est déterminée par :

P_ouverture = (F_ressort - F_précharge)/A_joint

Où? :
F_ressort : Force du ressort (N)
F_preload : Force de préchargement de l’installation (N)
A_seal : Surface d'étanchéité (m²)

Le réglage typique est de 70±5 kPa (selon IEC 60076), en dessous de la limite de résistance du réservoir (généralement 140 kPa) mais au-dessus de la pression de service normale (<35 kPa).

● Paramètres clés de performance et sélection

Tableau 2 : Comparaison des performances PRD (basée sur la norme IEEE C57.12.10)

Remarque:Cv est défini comme le débit (en gallons par minute) d'eau à 60°F avec une chute de pression de 1 psi, reflétant la capacité de ventilation.

3. Relais de gaz : le gardien de précision pour la surveillance des gaz

● Mécanisme à double flotteur

Les relais à gaz modernes utilisent des flotteurs à couplage magnétique :
(1)Flotteur supérieur :Réagit à la vitesse du débit d'huile (alarme) (déclenchement, généralement 0.6-1.2 m/s)
(2) Flotteur inférieur :Réagit à l'accumulation de gaz (départ)              déclencheur, généralement 250±50 mL)

Le taux d'accumulation de gaz (dv/dt) est corrélé à la gravité du défaut. Un taux supérieur à 12 %/h exige un arrêt immédiat (conformément à la norme IEC 60599).

● Chromatographie en phase gazeuse et diagnostic des pannes

Les gaz collectés sont analysés à l'aide de la méthode du triangle de Duval :

%CH4 = [CH4]/([H2]+[CH4]+[C2H4]) × 100%
%C2H4 = [C2H4]/([H2]+[CH4]+[C2H4]) × 100%

Zones de failles typiques :
(1) DP (décharge partielle) : CH4 > 70 %
(2) T1 (surchauffe à basse température) : CH4 30-70 %, C2H4   
(3)T2 (surchauffe à température moyenne) : C2H4 15-50 %
(4)T3 (surchauffe à haute température) : C2H4 >50 %

4. Mécanisme de collaboration et intégration du système

La sécurité antidéflagrante des transformateurs immergés dans l'huile repose sur l'action synchronisée et spatialement complémentaire du dispositif de protection contre les explosions (PRD) et du relais à gaz. Ensemble, ils forment une chaîne de protection complète, de l'alerte précoce à la décompression d'urgence. Leur fonctionnement est illustré ci-dessous :

● Chronologie des interventions en cas de panne

Logique principale : le PRD gère les pics de pression (physiques), tandis que le relais surveille le gaz (chimique).

● Disposition spatiale (Conformément aux normes IEC 60296 et IEEE C57.12.00)

(1)Élévation :Le relais de gaz doit être installé sur le tuyau entre le conservateur et le réservoir, avec une inclinaison ≥5° (≥7° en Europe) pour assurer le flux de gaz vers le relais.

(2) Isolation de la pression :L'évent PRD doit être à ≥1.8 m du relais, incliné à ≥45° pour éviter les interférences.

(3) Dynamique des flux d'huile :Le débit minimum Qmin=0.26×D^2.5 (L/min) (D = diamètre du tuyau en cm) assure un mouvement fiable du flotteur.

● Simulation de cas (court-circuit entre spires)

(1)t=0s : Le court-circuit chauffe l'huile à >1000°C, générant du H₂ et du C₂H₂.

(2)t=15s : Le taux d'accumulation de gaz atteint 50 mL/s → le relais se déclenche.

(3)t=18s : Si le disjoncteur tombe en panne, la pression monte à 70 kPa → évents PRD.

(4)t=30s : Le PRD libère un mélange chaud de pétrole et de gaz, évitant ainsi une explosion.

(5)t=5min : L'analyse des gaz confirme le type de défaut.

En résumé

Les systèmes antidéflagrants modernes pour transformateurs immergés dans l'huile intègrent une surveillance multiparamètres et une protection multicouche. Pour améliorer la sécurité et la fiabilité, les opérateurs doivent :

(1) Tester les PRD annuellement (y compris les contrôles d'étanchéité).

(2)Vérifiez le fonctionnement du relais de gaz tous les 6 mois.

(3)Simuler les réponses complètes du système tous les deux ans.

Ces mesures sont conformes aux normes IEC 60599 et IEEE C57.104, prolongeant ainsi la durée de vie du transformateur et sa sécurité de fonctionnement.

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