Cet article analyse un cas typique Défaut de court-circuit sur la sortie côté utilisateur (35 kV) d’un transformateur principal de 110 kV s'est produit dans une sous-station. Nous décrivons le phénomène de défaut, en identifions la cause première et résumons les mesures correctives efficaces pour la maintenance des transformateurs de puissance.

I. Informations générales sur les défaillances

1. Site de la sous-station : sous-station indépendante de 110 kV
2. Équipement défectueux : transformateur principal #2, modèle SFSZ8‑40000/110
3. Cause de la panne : court-circuit sur une prise de dérivation côté utilisateur de la ligne dédiée de 35 kV ; le point de défaut se trouve à seulement 1,1 km du poste de transformation
4. Opération de protection : déclenchement du relais différentiel du transformateur principal #2 et de la protection contre les gaz lourds ; déclenchement du disjoncteur 59 de la ligne de sortie 35 kV par la protection contre les surintensités instantanées ; déclenchement des commutateurs tripolaires du transformateur principal et mise hors service de l'unité.
5. Historique de l'équipement : un incident de perte de tension sur l'ensemble de la sous-station, provoqué par un déclenchement intempestif d'un court-circuit sur une ligne de 35 kV, s'est produit au cours d'une certaine année. Les données d'essais classiques n'ont révélé aucune anomalie par la suite, et aucun essai approfondi de déformation des enroulements n'a été réalisé.

II. Processus de défaillance totale

Le 19 août à 22 h 37, une défaillance matérielle s’est produite à l’extrémité côté utilisateur de la ligne dédiée de 35 kV de ce poste de transformation, provoquant un court-circuit entre les phases de la prise de dérivation. Le courant de défaut a affecté le transformateur principal #2. La protection contre les gaz lourds et la protection différentielle du transformateur principal #2 au sein de la sous-station se sont déclenchées simultanément, et le disjoncteur 59 côté 35 kV s’est déclenché sous l’effet de la protection instantanée contre les surintensités. Un gaz combustible dégageant une odeur particulière a été détecté à l’intérieur du relais à gaz. Le transformateur principal a été immédiatement isolé et mis hors service. Après la défaillance, des essais conventionnels à l’arrêt ont été effectués. Plusieurs séries de données ont révélé des anomalies, ce qui a permis de constater de graves défauts internes au niveau des enroulements. Des dispositions ont été prises pour procéder à un démontage et à une inspection en usine.

III. Résultats des essais de rupture et de l'inspection après démontage

1. Essais électriques à l'arrêt

1. Résistance en courant continu : la différence entre les phases de la phase B du côté 35 kV a atteint 1,251 TP3T, ce qui représente un écart notable par rapport aux données des essais préliminaires.
2. Essai de déformation des enroulements : la courbe de réponse en fréquence de la phase B (35 kV) présentait un écart important par rapport aux données historiques et aux phases A et C ; une déformation des enroulements a été confirmée.
3. Essai de tension de tenue induite : la perte de la phase B a largement dépassé la valeur normale, ce qui indique la présence de défauts internes graves.
4. Analyse chromatographique de l'huile : les teneurs en acétylène et en hydrocarbures totaux dépassaient largement les limites autorisées. Le diagnostic par la méthode des trois rapports a mis en évidence un défaut lié à une décharge à haute énergie.

2. Conclusions de l'inspection après démontage

1. Enroulement basse tension : aucune déformation apparente ; léger cokage de l'isolation à l'endroit correspondant à la localisation du défaut en moyenne tension.
2. Moyenne tension – Phase A : 7 enfoncements et déformations de gravité variable, profondeur maximale de 42 mm.
3. Phase B de moyenne tension : déformation importante sur une grande surface ; brûlure due à un court-circuit des conducteurs transposés au niveau des couches 47 à 50 ; traces de décharge observées sur les plaques environnantes de moyenne et basse tension.
4. Phase C moyenne tension : légère déformation concave-convexe.
5. Corps général de l'appareil : entretoises décalées et desserrées ; structure de serrage de l'enroulement desserrée.

IV. Causes des défaillances

1. Cause directe : court-circuit à proximité d'une prise de dérivation côté utilisateur à 35 kV, avec une capacité de court-circuit de 261 MVA. La force électrodynamique considérable ainsi générée a eu un impact sur les enroulements.
2. Défaut de conception inhérent : l'enroulement de régulation moyenne tension et l'enroulement principal partagent la même branche du noyau de fer, ce qui entraîne un déséquilibre des ampères-tours. Il en résulte une importante différence de force entre les différents paquets de bobines en cas de court-circuit, ce qui présente un risque élevé de déformation.
3. Défaut de fabrication : enroulement trop lâche ; non-utilisation de conducteurs auto-soudables à haute résistance. La stabilité dynamique globale des enroulements en cas de court-circuit est relativement faible. Bien que les paramètres théoriques de capacité de court-circuit répondent aux exigences à la livraison, la marge de stabilité dynamique réelle est insuffisante, et l'équipement subit des dommages après avoir subi un court-circuit de faible ampleur.
4. Lacunes en matière d'exploitation et de maintenance : seules des épreuves classiques ont été effectuées à la suite d'impacts de court-circuit antérieurs, sans détection spécifique des déformations des enroulements. Les dangers cachés liés aux déformations latentes des enroulements et au desserrage des entretoises n'ont pas été détectés à l'avance. La multiplication des impacts a aggravé la détérioration des équipements.

V. Problèmes actuels

1. Au cours de la phase initiale d'appel d'offres pour les équipements et de supervision de la fabrication, des contrôles essentiels portant sur l'équilibre des ampères-tours des enroulements et sur les indicateurs de stabilité dynamique en court-circuit n'ont pas été effectués. Les transformateurs de l'ancienne génération présentent de multiples défauts inhérents.
2. Mauvaise mise en œuvre des normes d'essai après des défauts de quasi-court-circuit ; absence de procédures de diagnostic approfondies portant sur la déformation des enroulements et la chromatographie de l'huile.
3. Surveillance insuffisante des équipements côté utilisateur des lignes dédiées. Un entretien inadéquat de ces équipements entraîne fréquemment des courts-circuits au niveau des prises de la sous-station.
4. Il n'existe pas de mécanisme régulier d'inspection visant à détecter les dangers cachés des anciens transformateurs principaux. Les essais préliminaires annuels ne suffisent pas à eux seuls à détecter les dommages mécaniques latents des enroulements.

VI. Rectification et mesures préventives

1. Contrôle de la sélection des nouveaux types d’équipements : privilégier les produits dotés d’enroulements de régulation indépendants et de conducteurs transposés semi-rigides à liaison automatique. Préciser les exigences relatives à la force de serrage des enroulements et à la densité des entretoises dans les accords techniques. Exiger des fabricants qu’ils fournissent des rapports de contrôle de la résistance aux courts-circuits ; effectuer des essais par échantillonnage de courts-circuits soudains lorsque cela est nécessaire.
2. Gestion des anciens transformateurs en service : réaliser un contrôle général spécifique sur les transformateurs du même type fabriqués dans les années 1990. Remplacer les enroulements à haute résistance, les goujons de pression à ressort et les entretoises haute densité dans le cadre d’une révision complète. Installer des réacteurs limiteurs de courant de 35 kV dans les postes de transformation présentant une capacité de court-circuit élevée.
3. Gestion des essais après sinistre : lorsque des transformateurs ont subi des courts-circuits, il convient de réaliser des essais complets obligatoires, notamment une chromatographie de l’huile, un essai de réponse en fréquence avec déformation des enroulements et un essai de résistance en courant continu. En cas de résultats anormaux, procéder immédiatement à une inspection sous cloche ou à un démontage en vue d’un renvoi à l’usine.
4. Contrôle des installations côté utilisateur : procéder à une inspection de mise en service de l'ensemble des installations côté utilisateur raccordées à la ligne dédiée de 35 kV. Exiger des utilisateurs qu'ils effectuent chaque année une vérification des dispositifs de protection et des essais préventifs, et améliorer les dispositifs de coupure rapide des défauts afin de réduire la probabilité de court-circuit au niveau des prises de dérivation.
5. Optimisation de l'exploitation et de la maintenance : augmenter la fréquence des prélèvements d'échantillons destinés à l'analyse chromatographique de l'huile ; effectuer des prélèvements trimestriels dans les sous-stations desservant des utilisateurs à forte consommation d'énergie. Raccourcir le cycle de pré-contrôle des transformateurs ayant subi des courts-circuits par le passé, afin d'éliminer en temps utile les risques cachés liés au desserrage des enroulements.