Ce cas porte sur une anomalie détectée lors d'une analyse par chromatographie de l'huile du transformateur principal d'un poste de 500 kV, concernant la présence d'acétylène dans la phase B du transformateur principal n° 1. La présence anormale de gaz dissous a été détectée lors d'essais de maintenance préventive, indiquant un risque potentiel de surchauffe interne ou de décharge du transformateur, ce qui a nécessité une inspection et une surveillance immédiates.

I. Paramètres de l'équipement

L'équipement défectueux correspond à la phase B du transformateur principal n° 1 d'un poste électrique de 500 kV. Les paramètres clés sont indiqués ci-dessous :

1. Nom de l'équipement : Transformateur principal n° 1, phase B
2. Modèle : SUB
3. Date de fabrication : 2004
4. Puissance nominale : 334/334/100 MVA
5. Rapport de tension nominale : 525/242/34,5
6. Courant nominal : 1 102/2 391/2 899 A
7. Mode de régulation de tension : changeur de prises hors circuit (OCTC)

II. Description des dysfonctionnements de l'équipement

Le défaut a été détecté lors des essais de maintenance préventive du transformateur principal n° 1, réalisés par l'équipe de chimie par temps clair, à une température ambiante de 28 °C et une humidité relative de 54%. Des données chromatographiques anormales ont été détectées sur la phase B. Par rapport aux résultats des essais obtenus le 24 mai, les concentrations d’acétylène (0,39 μL/L), de méthane, d’éthylène et d’hydrocarbures combustibles totaux dans l’huile du transformateur ont considérablement augmenté. Le taux relatif de génération de gaz des hydrocarbures totaux a atteint 79,44%, dépassant de loin le seuil d’alerte de 10% spécifié dans les normes applicables.

Le transformateur a fonctionné sous une charge relativement élevée pendant la période d'anomalie. La charge maximale d'exploitation a atteint 902 MW à 16 h le 21 juin. Le fonctionnement prolongé à forte charge a été l'un des facteurs ayant contribué à cette situation anormale.

Configuration d'exploitation du réseau 220 kV au 6 août

Les barres omnibus de 220 kV fonctionnent selon le schéma de fonctionnement fractionné “ 1+3 ” :

• Barre omnibus I : reliée au transformateur principal n° 1, aux lignes Guancheng Jia et Yi, ainsi qu’à la ligne Guanda Jia
• Barre omnibus II : reliée au transformateur principal n° 2, au transformateur principal n° 2, aux lignes Guanbei Jia et Yi, aux lignes Guanhe Jia et Yi, ainsi qu’à la ligne Guanda Yi
• Barre omnibus V : raccordée au transformateur principal n° 3, à la ligne Guanxin Jia, à la ligne Guanjing Jia, à la ligne Guanshui Jia (disjoncteur en veille active, ligne sous tension au niveau du terminal distant) et à la ligne Guanpeng Jia
• Barre omnibus VI : reliée au transformateur principal n° 4, à la ligne Guanxin Yi, à la ligne Guanjing Yi, à la ligne Guanshui Yi (disjoncteur en veille active, ligne sous tension au niveau du terminal distant) et à la ligne Guanpeng Yi

État de fonctionnement des appareillages de commutation : le disjoncteur de liaison de jeu de barres n° 2056 et le disjoncteur de section n° 2026 sont en service ; le disjoncteur de liaison de jeu de barres n° 2012 et le disjoncteur de section n° 2015 sont en veille active. Il convient de souligner que le jeu de barres I de 220 kV peut former un circuit en boucle fermée avec les jeux de barres II, V et VI via les lignes Guanda Jia et Yi.

III. Analyse des défauts

1. Analyse préliminaire des causes

En combinant les données des essais sur site et les avis techniques du fabricant de l'équipement, la détection d'acétylène dans l'huile de la phase B du transformateur principal n° 1 est principalement attribuée à une surchauffe métallique interne. Six causes profondes potentielles ont été initialement identifiées :

1. Les structures en forme de pointe présentes à l'intérieur de l'équipement provoquent des décharges par effet de claquage pendant le fonctionnement, ce qui entraîne la décomposition de l'huile isolante et la formation d'acétylène.
2. Les impuretés métalliques présentes dans l'huile de transformateur provoquent, sous l'effet d'un champ électromagnétique intense, une décharge d'impuretés qui génère de l'acétylène.
3. Des défauts cachés liés à la surchauffe sont présents au niveau des points de connexion, notamment au niveau des jonctions internes des conducteurs et des prises hors circuit du changeur de prises du transformateur principal, ce qui entraîne une décomposition de l'huile et la formation de gaz.
4. Des décharges d'étincelles se produisent sur des composants métalliques tels que les écrous de serrage internes et les tiges filetées soumis à des différences de potentiel, ce qui entraîne la formation d'acétylène.
5. Un fonctionnement à long terme à forte charge, ainsi qu'un déséquilibre entre les charges et les tensions interphasées, provoquent la saturation magnétique du noyau et une surchauffe, entraînant la décomposition de l'huile isolante.
6. Le frottement des paliers et la rotation à grande vitesse des roues à aubes à l'intérieur des pompes à huile provoquent une surchauffe métallique instantanée, entraînant la formation de gaz dans l'huile.

2. Inspection, essais et analyse des résultats après mise hors tension

(1) Suivi et contrôle de la chromatographie des huiles

Toutes les données historiques issues de la chromatographie de l'huile de la phase B du transformateur principal n° 1, jusqu'au 24 mai inclus, ont été validées sans anomalie. Après la détection d'une production anormale de gaz lors de l'essai préventif, une surveillance continue spécifique des composants gazeux dissous et de leurs concentrations dans l'huile isolante a été mise en place sur site.

(2) Contrôle et essais spécifiques après mise hors tension

Afin de maîtriser rigoureusement les risques opérationnels du réseau électrique et d’identifier les défauts cachés des équipements, un groupe de travail spécial chargé des essais, composé de plus de 40 personnes, a procédé à une inspection et à des essais complets hors tension du transformateur principal n° 1 du 7 au 8 septembre. Principaux éléments testés : essai de résistance des enroulements en courant continu ; essai de résistance d’isolement et d’indice de polarisation des enroulements ; mesure des pertes diélectriques et de la capacité des enroulements et des traversées ; essai de résistance d’isolement du noyau et des cadres de serrage ; essai de déformation des enroulements ; analyse chromatographique de l’huile isolante de la phase B ; essai de tension induite de longue durée (essai de décharges partielles) ; essai du courant de démarrage de la pompe à huile.

Une analyse comparative avec les données d’essais historiques montre que tous les paramètres des essais électriques de routine présentent des tendances stables et sont conformes aux spécifications standard, sans écarts anormaux. Les données de chromatographie de l’huile de la phase B restent stables, sans augmentation continue des gaz dissous et avec une concentration d’acétylène constante. Les essais de tension induite de longue durée et de décharges partielles ne révèlent aucune anomalie et donnent des résultats conformes. Le courant de démarrage des pompes à huile se situe dans la plage normale, ce qui exclut totalement la possibilité d’une génération de gaz due à une surchauffe par frottement des pompes à huile. L’ensemble des résultats des essais confirme que tous les indicateurs de performance des trois phases du transformateur principal n° 1 sont normaux et qu’aucun défaut structurel ou électrique n’a été détecté.

(3) Conclusion générale issue de l'évaluation des essais

Sur la base des données de surveillance en ligne (du 8 août au 6 septembre) et des résultats des essais à l'arrêt réalisés le 7 septembre, le fabricant a mené une analyse technique spécifique : dans des conditions normales, l'acétylène est principalement produit par des décharges d'arc ou une surchauffe des métaux à l'intérieur des transformateurs. En cas de défauts par décharge d'arc, la teneur en hydrogène de l'huile augmente brusquement et simultanément. Or, les données de surveillance indiquent une concentration en hydrogène faible et stable, ce qui exclut pratiquement tout défaut par décharge d'arc.

Par ailleurs, la présence de traces d'éthylène dans l'huile indique des signes de surchauffe métallique. Néanmoins, le rapport CO/CO₂ est supérieur à 3, ce qui contredit la signature typique des défauts liés à une surchauffe métallique prolongée. Il est donc globalement estimé que l'acétylène détecté dans l'huile résulte de facteurs transitoires accidentels, plutôt que de défauts internes persistants de l'équipement.

À l'issue d'une évaluation technique de maintenance, deux facteurs déclencheurs potentiels ont été identifiés : ① une décharge instantanée et une production de gaz provoquées par des impuretés métalliques présentes dans l'huile du transformateur sous l'effet d'un champ électromagnétique intense ; ② la production de traces de gaz induite par une surchauffe temporaire due au frottement métallique lors du fonctionnement de la pompe à huile.

IV. Exemples d'équipements similaires

Le transformateur principal n° 2 de ce poste de transformation est du même modèle et du même lot que le transformateur principal n° 1, ce qui en fait une référence très précieuse. Le 10 décembre, de l’acétylène à une concentration de 0,26 μL/L a été détecté dans la phase A du transformateur principal n° 2 lors d’essais préventifs. Une surveillance en ligne continue et un suivi périodique par chromatographie de l'huile ont immédiatement été mis en place. Les données ultérieures ont révélé une diminution progressive de la concentration d'acétylène, qui n'était plus détectable après le 5 décembre de la même année, l'équipement ayant repris automatiquement son fonctionnement normal. Ce cas démontre que la génération sporadique de traces de gaz sur des équipements identiques peut se résoudre d'elle-même sans risque de défaillance persistante.

V. Mesures préventives et programme d'élimination

Des mesures spécifiques relatives au contrôle opérationnel, à la surveillance de l'état et à la maintenance sont élaborées sur la base des données d'essai, des conclusions de l'analyse des défaillances et de l'expérience acquise lors de l'exploitation d'équipements similaires :

1. Le transformateur principal n° 1, soumis à un contrôle de charge, peut être reconnecté au réseau. Un contrôle strict de la charge doit être appliqué, la charge maximale d'exploitation étant limitée à 850 MVA afin d'éviter toute anomalie des équipements due à un fonctionnement à forte charge.
2. Surveillance en cycle complet : du personnel dédié est affecté à la surveillance continue et à l'analyse régulière des données de chromatographie d'huile en ligne. Des rondes de routine renforcées et des mesures de température par infrarouge doivent être mises en œuvre. Les exigences de surveillance par étapes sont spécifiées comme suit : ① Avant le 15 septembre : analyse chromatographique de l’huile hors ligne deux fois par semaine ; mesure de température par infrarouge, test du courant de terre du noyau, surveillance chromatographique de l’huile en ligne, surveillance de la charge et de la température des enroulements une fois par jour. Les données de surveillance doivent être synthétisées et transmises quotidiennement au service du matériel. ② Du 16 au 30 septembre : mesure de température par infrarouge, test du courant de mise à la terre du noyau et analyse chromatographique de l’huile hors ligne une fois par semaine ; surveillance quotidienne continue de la chromatographie en ligne, de la charge et de la température des équipements. Résumé hebdomadaire des données transmis au service des équipements. ③ Du 30 septembre jusqu’à la fin du remplacement de l’équipement : mesure de la température par infrarouge, test du courant de mise à la terre du noyau et analyse chromatographique hors ligne de l’huile une fois toutes les deux semaines ; surveillance en ligne quotidienne de routine. Résumé des données toutes les deux semaines transmis au service des équipements. Le service des équipements peut ajuster de manière dynamique les intervalles de surveillance en fonction des conditions de fonctionnement de l’équipement. ④ Des techniciens spécialisés analyseront périodiquement les données de surveillance afin d’évaluer en continu l’état de fonctionnement de la phase B du transformateur principal n° 1.
3. Plan d'entretien et de remplacement : Le transformateur peut fonctionner de manière stable pendant une longue période, à condition qu'aucune fluctuation notable n'apparaisse dans les données de surveillance. Sous réserve du bon déroulement de la révision de l'unité d'origine de phase B du transformateur principal n° 1, un remplacement avec coupure de courant sera programmé. Tous les travaux concernés devront être achevés d’ici le 30 juin 2014, et l’unité réparée sera conservée comme transformateur de secours au sein du poste électrique.
4. Plan d'intervention d'urgence : Si des variations anormales manifestes sont constatées lors des contrôles ultérieurs, notamment au niveau des données de chromatographie de l'huile, de la température des équipements ou des paramètres électriques, la procédure d'intervention d'urgence doit être déclenchée immédiatement. Le transformateur principal n° 1 doit être mis en veille dès que possible, et l'unité défectueuse doit être mise hors service.