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Le
saviez-vous
Fonctionnement et durée de
vie d’un transformateur
La durée de vie d’un
transformateur est de 30 à 40 ans.
Le meilleur rendement
d’un transformateur en service régulier et continu et fonctionnant dans un local
convenablement ventilé, se situe entre 60 et 80% de sa charge nominale.
S’il fonctionne en sous
régime irrégulier, il est exposé à :
 Des contraintes thermiques et
électriques
Un mauvais brassage et
circulation de la masse du diélectrique
A une hydratation,
condensation et dépôts (une chute de température favorise l’imprégnation en
humidité des isolants ‘papiers/cartons) et le passage de l’eau dissoute en eau
libre)
S’il fonctionne en
surcharge, il est exposé à :
Un rendement inférieur
A des contraintes thermiques
et électriques
A une dégradation accélérée du
fluide diélectrique
A un échauffement anomal des
isolants (isolation solide)
A un vieillissement prématuré
des composants cellulosiques
Selon la norme IEC 354,
un dépassement de 6°C permanent réduit de 50% la durée de vie du transformateur.
Les normes
L'isolation
d'un transformateur
Dans un
transformateur, l'isolation est assurée par un complexe diélectrique solide
(papiers ou cartons) et diélectrique liquide (huile isolante).
On appelle
parties actives d'un transformateur, les enroulements et leurs isolations
(papiers ou cartons).
Le diélectrique liquide a, de plus, un second rôle, il doit évacuer l'énergie
dissipée par les parties actives sous forme de chaleur.
Ces deux
fonctions sont vitales pour un transformateur, toute défaillance d'ordre
électrique se traduit par un claquage dont les conséquences sont toujours plus
graves.
Une
surveillance des caractéristiques isolantes est donc nécessaire afin de réduire
ces risques. Elle s'effectue par extrapolation des caractéristiques de l'huile.
La
MAINTENANCE
d'un TRANSFORMATEUR
L'entretien
des transformateurs répond aux normes en vigueur et notamment spécifiées dans
les publications CEI 60.422 (2005) NFEN 60.422 (août 2006)
En plus de ces
maintenances,
un point
crucial reste à résoudre et les questions suivantes se posent :
Les transformateurs sont-ils
actuellement en parfait état de fiabilité ?
Ne sont-ils pas exposés à un risque de claquage ?
Les huiles diélectriques des transformateurs ne sont-elles pas altérées ?
Le fonctionnement
sans défaillance des
transformateurs de puissance, de tension ou de courant, des disjoncteurs et
sectionneurs dépend en grande partie des qualités diélectriques des huiles
isolantes.
les vibrations et
desserrages, outre les conséquences multiples et dangereuses, favorisent
l'absorption par l'huile de poussières de toutes sortes.
l'humidité
: une faible augmentation de la teneur en eau de 3 à 14 ppm, par exemple, fait
chuter la rigidité diélectrique de moitié.
Les conséquences
directes de ces altérations :
l'efficacité et le
rendement du transformateur diminuent
les isolants se
carbonisent et leurs capacités diélectriques régressent
les enroulements peuvent
être mis en court-circuit
la température du noyau
accroît sans cesse
Dès la moindre
surtension :
c'est le claquage
de l'appareil.
La
pollution des fluides diélectriques de transformateurs.
Le
processus de dégradation des fluides isolants
Les fluides diélectriques des
transformateurs subissent au cours du temps des modifications qui en général
altèrent leurs propriétés requises pour les installations électriques.
Le transformateur en
service
Pollution
physique en fonctionnement : sa contamination par des particules
métalliques, déchets et fibres cellulosiques, particules de vernis ou de
peinture, des poussières, de l'eau, du carbone...........détériore à la fois
chimiquement et physiquement son état.
L'entrée d'oxygène, d'humidité ou
d'impuretés diverses provoquent une dégradation rapide de l'huile et des papiers
qui est appréciée par l'analyse.
fiche technique "H2O"
fiche technique "métaux"
Pollution thermique
des fluides en service : à haute température, le fer ou le cuivre
jouent un rôle de catalyseurs dans le processus d'oxydation de l'huile.
Cette réaction en chaîne donne naissance à des produits de décomposition ainsi
qu'à des produits acides dans les fluides en contact avec l'air, il y a
possibilité d'oxydation activée par la température et la présence de catalyseurs
comme le fer et d'autres métaux dissous dans l'huile.
Il se forme des produits d'oxydation solubles dans l'huile, comme des alcools,
aldéhydes, acides. Les propriétés polaires de ces composés ont pour conséquence,
entre autres, d'augmenter le facteur de dissipation du fluide.
Autres
polluants de décomposition
:
La formation d'acide sulfurique (eau + soufre) alliée aux produits de
l'oxydation de l'huile génère également des résines, qui, mélangées à l'eau, aux
particules diverses, au carbone, se déposent sur les circuits électromagnétiques
du transformateur (noyau) et en fond de cuve, tandis que d'autres particules
restent en suspension.
Processus
et conséquences des pollutions et altérations du fluide
: Ces "résines" déposées sur le noyau,
altèrent, notamment, les propriétés de dissipation de chaleur et accélèrent les
processus de dégradation de la partie active, tandis que celles en suspension,
peuvent occasionner des micro amorçages et favoriser ou accentuer les effets des
décharges partielles et réduisent le pouvoir isolant du fluide diélectrique.
L'augmentation de l'acidité se traduit par une augmentation de la coloration des
fluides, ainsi que par une dégradation plus rapide des papiers.
fiche technique "acidité"
Les réactions s'accompagnent aussi de dépôts de
corps insolubles dans l'huile. Il faut cependant noter que le problème de
l'acidité concerne plus particulièrement les huiles, généralement les askarels
(PCB, pyralène)
ne présentent que très peu souvent un phénomène d'oxydation.
Pollution
accidentelle lors d'entretien ou de maintenance
: Le complément de niveau de fluide du
transformateur, avec une huile inappropriée (mauvaise qualité d'origine ou après
stockage prolongé ou encore insuffisamment raffinée ou régénérée) et de ses
impuretés et produits de décomposition dans l'huile (en particulier eau, soufre,
rouille, PCB, carbone....) modifie de même ses caractéristiques et propriétés
isolantes et d'origine.
Teneur en PCB
5 grammes de PCB dans un peu moins de
2.5 litres d'huile de complément suffisent à contaminer un transformateur de 100
kg d'huile!!!
Les pannes
ou incidents
La technique de montage du transformateur de puissance fait,
encore de nos jours, appel à l’intervention humaine (alignement, calage,
raccordements…)
Les transformateurs conventionnels de puissance et de
distribution sont des équipements fiables ayant un taux de pannes électriques
faible mais parfois lourdes en terme de perte d’exploitation quand elles
surviennent.
Les pannes ont soit une cause interne :
- surcharge
- échauffement dû aux harmoniques de courant, créées par des charges
électroniques
- amorçage et court-circuit
soit une cause externe :
- humidité
- air
- échauffement par mauvaise ventilation et dissipation calorifique
Ces pannes ont pour origine différents défauts :
- électrique : mauvaise connexion, contact
- électrodynamique :
efforts dus à un court circuit
- électromagnétique : courants de Foucault induits par le circuit magnétique
- diélectrique : défaut d’isolement entre enroulements ou masse cuve,
dégradation des qualités du diélectrique
- thermique : point chaud, vieillissement thermique
- mécanique : corrosion, fuite, vibration, régleur en charge
Quelques chiffres
Les sinistres transformateurs sont à l’origine de 50 % des
pertes d’exploitation dans l’industrie de production d’énergie, 10% dans
l’industrie chimique, 7% dans les papeteries et 6% dans les entreprises
commerciales.
Une étude américaine a montré que 40 à 60 % des pannes des
transformateurs ont leurs origines dans le défaut de bobinage.
• 41%
dans les bobinages B-T
• 36% dans les
bobinages H-T
Le pourcentage restant provient de la dégradation du
diélectrique et des matériaux constitutifs internes au transformateur.
Tout défaut de l’un des constituants du transformateur
entraînera un déséquilibre du processus de refroidissement, vital pour le
transformateur et mettra en surpression la cuve du transformateur. Si
l’augmentation de la pression est forte et très rapide, l’équipement de sécurité
(Buchholz, thermostat, DGPT2) ne pourra plus éviter le bris au niveau de la cuve
et il aura pour conséquence de laisser s’échapper des quantités substantielles
de diélectrique.
En cas d’incendie, les dommages qui en résultent dépendront de
la quantité et du type de diélectrique d’une part mais aussi de l’éventuelle
exposition des équipements environnants et des dispositions constructives du
bâtiment.
Arrêté du 26 février 2003 portant approbation du plan national de
décontamination et d'élimination des appareils contenant des PCB et PCT
La ministre de l'écologie et du développement durable,
Vu la directive no 96-59 du Conseil des Communautés européennes du 16 septembre
1996 concernant l'élimination des polychlorobiphényles et des
polychloroterphényles (PCB et PCT) ;
Vu le code de l'environnement, notamment ses articles L. 541-1 à L. 541-50 ;
Vu le
décret no 87-59 du 2 février 1987 relatif à la mise sur le marché, à
l'utilisation et à l'élimination des polychlorobiphényles et
polychloroterphényles, modifié par le
décret no 2001-63 du 18 janvier 2001 ;
Vu l'arrêté du 23 octobre 2001 portant création de la commission consultative
pour l'élaboration du plan national de décontamination et d'élimination des
appareils contenant des PCB et PCT ;
Vu l'avis du Conseil supérieur des installations classées en date du 23 janvier
2003,
Arrête :
Article 1
Le plan national de décontamination et d'élimination des appareils contenant des
PCB et PCT, annexé au présent arrêté, est approuvé.
Article 2
Le plan peut être consulté :
- dans chaque préfecture de département ;
- dans les délégations régionales de l'Agence de l'environnement et de la
maîtrise de l'énergie (ADEME) ;
- au ministère de l'écologie et du développement durable (direction de la
prévention des pollutions et des risques).
Article 3
En cas de mise en révision, le plan national de décontamination et d'élimination
des appareils contenant des PCB et PCT demeure applicable jusqu'à la date de
publication de l'arrêté approuvant le plan révisé.
Article 4
Le directeur de la prévention des pollutions et des risques est chargé de
l'exécution du présent arrêté, qui sera publié au Journal officiel de la
République française.
Fait à Paris, le 26 février 2003.
Pour la ministre et par délégation :
Le directeur de la prévention
des pollutions et des risques,
délégué aux risques majeurs,
P. Vesseron
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