MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE
Université d’Abomey-Calavi
Ecole Polytechnique d’Abomey-Calavi
DEPARTEMENT DE GENIE ELECTRIQUE
RAPPORT DE FIN DE FORMATION POUR L’OBTENTION DE LA LICENCE PROFESSIONNELLE EN GENIE ELECTRIQUE
Thème :
Présenté par :
Magloire Komlan AGNISSEY
Tuteur de stage
Maître de Rapport M. Delphin A. AGOSSOU M. Luc NASSARA Chef du service Entretien et Télécom DRB Enseignant à l’EPAC
Année académique 2016-2017
Etude des défauts sur les transformateurs de puissance par analyseur de gaz dissout de type Myrkos : Cas du
transformateur T2 du Poste CEB Cotonou Vêdoko
ii
A
DIEU, JESUS- CHRIST et le SAINT ESPRIT pour leur grâce et leur miséricorde à moi accordées tout le long de cette formation ;
Mme Amélé AGNISSEY née NYAVEDJI pour tous les efforts et la joie à moi apportés ;
Mes adorables enfants Alexie ; Jérémie et Laurent Lumière.
Magloire K. AGNISSEY
iii
Remerciements
Nous remercions DIEU Le Père pour son omniprésence à nos côtés chaque jour de notre formation.
Nous remercions très sincèrement :
Le Professeur Mohamed SOUMANOU, Directeur de l’EPAC ;
Le Professeur Clément AHOUANOU, Directeur Adjoint de l’EPAC ;
Le Docteur François Xavier FIFATIN, chef département du Génie Electrique ;
Monsieur Luc NASSARA, pour son encadrement précieux, son soutien et son éclairage ;
Tous les professeurs qui ont contribué à notre formation ;
Monsieur Karimou CHABI SIKA, Directeur Général de la CEB, pour avoir autorisé ce stage ;
Monsieur Mawuéna L. MEDEWOU, Directeur Administratif et des Ressources Humaines de la CEB ;
Monsieur Maxime DJOKOUI, Chef du Service Entretien de la Direction Régionale du transport Bénin de la CEB ;
Monsieur Delphin AGOSSOU, Chef du Service exploitation de la Direction Régionale du transport Bénin de la CEB ;
Monsieur Calixte ADONON, Chef Division Appareillage Contrôle Electrique et Télécoms de la Direction Régionale transport Bénin de la CEB ;
Monsieur Patient K. KOUAGOU, chef Section Appareillage de la Direction Régionale du Transport Bénin CEB ;
Tout le personnel de la CEB notamment celui en poste à Cotonou Vêdoko pour sa disponibilité ;
L’ensemble des membres du jury qui malgré tout, ont consacré leur précieux temps pour apprécier ce travail.
iv
Sigles & Abréviations
CEB : Communauté Electrique du Bénin
CEET : Compagnie d’Energie Electrique du Togo
CFPP : Centre de Formation Professionnelle et de Perfectionnement CIE : Compagnie Ivoirienne d’Electricité
CPL : Courant Porteur sur Ligne
DACET : Division Appareillage, Contrôle Electrique et Télécommunications DMT : Dispositif de Mise à la Terre
DRB : Direction Régionale Bénin
EPC : Equipements de Protection Collective EPI : Equipements de Protection Individuelle GPS : Positionnement Global par Satellite HNS : Hiérarchie Numérique Synchrone HT : Haute Tension
HTB: Haute Tension dégré B
IFG : International Fertilizer Group
MECEP : Méthode de Contrôle et d’Entretien Préparé SBEE : Société Béninoise d’Energie Electrique
SCB : Société des Ciments du Bénin
TCT : Transformateur Capacitif de Tension TCN : Transmission Company of Nigeria
v TSA : Transformateurs de Sources Auxiliaires
VAT : Vérificateur d’Absence de Tension VRA : Voltage River Autority
WACEM: West Africa Cement DP: Décharge progressive
IEEE: Institute of Electrical and Electronics Engineers.
vi
Liste des figures
Figure 1.1 : Organigramme de la CEB --- 7
Figure 1.2 : Schéma synoptique du réseau interconnecté de la CEB --- 12
--- 12
Figure 1.8 : Nouveau transformateur de puissance --- 25
Figure 1.9 : Raccordement du neutre de protection du transformateur --- 26
Figure 2.1 Conduction d'un cycle de vie d'un transformateur --- 32
Tableau 3.1 : Défaillances de quelques composants des transformateurs de puissance --- 41
Tableau 3.2 : Les causes de défaillances de transformateur de puissance --- 42
Tableau 3.3: Pourcentage de défaillances de transformateur de puissance avec régleur en charge --- 43
Tableau 3.4 : Pourcentage de défaillances de transformateur de puissance--- 43
Tableau 3.5 : Modèle Fonctionnel de défaillance Détection possible des défauts typiques par des essais d'huile --- 45
Figure 3.2 : Model de diagnostic de Gazage du Transformateur de puissance --- 48
Figure 3.1 : Ensemble de laboratoire Myrkos --- 50
Figure 3.2 : Présentation du Myrkos --- 51
Tableau 3.1 : Structure de l’huile minérale et ses gaz produits après défaut --- 56
Figure 3.3 : Courbe typique de la RVM pour un transformateur en bonnes conditions --- 65
Figure 3.4 : Courbe typique de la RVM pour un transformateur en mauvaises conditions --- 66
Tableau 3.2 : Normes utilisées par SONELGAZ pour l’analyse de la BORAK22 --- 67
Tableau 3.3 : Formation de gaz dans les défauts --- 68
Tableau 3.4 : Solubilité des gaz dans l’huile de transformateur A pression atmosphérique et à 25 °C. --- 69
Figure 3.5 : Echantillonnage de l’huile par Seringue --- 70
Figure 3.6 : Le mélange N2, O2, CO2 et CO séparée --- 72
Figure 3.7 : les hydrocarbures séparées --- 72
Figure 3.8 : l’analyse de l'Hydrogène --- 73
Figures 3.9 : Les gaz principaux caractérisant le défaut selon Myrkos --- 74
Tableau 3.6 : les défauts correspondant aux 13 modèles conçus par ECRA --- 76
Tableau 3.7 : Guide de la méthode CSUS --- 77
Tableau 3.8 : Code pour les ratios de Rogers --- 78
Tableau 3.9 : Interprétation de Rogers --- 78
Tableau 3.10 : Interprétation de la CEI /IEEE Recommandation 599. --- 79
Figure 3.10 : Vue de l’interface du logiciel PPMreport 3 --- 80
Figure 3.11 : Résultats d’échantillonnage --- 82
Tableau 3.11 : Concentration de gaz suggéré dans la méthode d’optimisation --- 83
Tableau 3.12 : Paramètres caractéristiques de surcharges (correspondant aux valeurs PPM dans l’huile) --- 85
vii
Figure 3.12 : Graphes d’un résultat de mesure --- 86 Tableau 3.13 : Détermination de la puissance maxi moyenne journalière Du Poste de AVAKPA sur une période de deux mois précédent l’incident ; soit du 20 Aout 2016 au 20 Octobre 2016 --- 95 Tableau 3.14 : Calcul des pertes sur la durée de la panne --- 96
viii
Liste des tableaux
Figure 1.1 : Organigramme de la CEB 7
Figure 1.2 : Schéma synoptique du réseau interconnecté de la CEB 12
12
Figure 1.8 : Nouveau transformateur de puissance 25
Figure 1.9 : Raccordement du neutre de protection du transformateur 26
Figure 2.1 Conduction d'un cycle de vie d'un transformateur 32
Tableau 3.1 : Défaillances de quelques composants des transformateurs de puissance 41
Tableau 3.2 : Les causes de défaillances de transformateur de puissance 42
Tableau 3.3: Pourcentage de défaillances de transformateur de puissance avec régleur en charge 43
Tableau 3.4 : Pourcentage de défaillances de transformateur de puissance 43
Tableau 3.5 : Modèle Fonctionnel de défaillance Détection possible des défauts typiques par des essais
d'huile 45
Figure 3.2 : Model de diagnostic de Gazage du Transformateur de puissance 48
Figure 3.1 : Ensemble de laboratoire Myrkos 50
Figure 3.2 : Présentation du Myrkos 51
Tableau 3.1 : Structure de l’huile minérale et ses gaz produits après défaut 56 Figure 3.3 : Courbe typique de la RVM pour un transformateur en bonnes conditions 65 Figure 3.4 : Courbe typique de la RVM pour un transformateur en mauvaises conditions 66
Tableau 3.2 : Normes utilisées par SONELGAZ pour l’analyse de la BORAK22 67
Tableau 3.3 : Formation de gaz dans les défauts 68
Tableau 3.4 : Solubilité des gaz dans l’huile de transformateur A pression atmosphérique et à 25 °C. 69
Figure 3.5 : Echantillonnage de l’huile par Seringue 70
Figure 3.6 : Le mélange N2, O2, CO2 et CO séparée 72
Figure 3.7 : les hydrocarbures séparées 72
Figure 3.8 : l’analyse de l'Hydrogène 73
Figures 3.9 : Les gaz principaux caractérisant le défaut selon Myrkos 74
Tableau 3.6 : les défauts correspondant aux 13 modèles conçus par ECRA 76
Tableau 3.7 : Guide de la méthode CSUS 77
Tableau 3.8 : Code pour les ratios de Rogers 78
Tableau 3.9 : Interprétation de Rogers 78
Tableau 3.10 : Interprétation de la CEI /IEEE Recommandation 599. 79
Figure 3.10 : Vue de l’interface du logiciel PPMreport 3 80
Figure 3.11 : Résultats d’échantillonnage 82
Tableau 3.11 : Concentration de gaz suggéré dans la méthode d’optimisation 83
Tableau 3.12 : Paramètres caractéristiques de surcharges (correspondant aux valeurs PPM dans l’huile) 85
ix
Figure 3.12 : Graphes d’un résultat de mesure 86
Tableau 3.13 : Détermination de la puissance maxi moyenne journalière Du Poste de AVAKPA sur une période de deux mois précédent l’incident ; soit du 20 Aout 2016 au 20 Octobre 2016 95
Tableau 3.14 : Calcul des pertes sur la durée de la panne 96
x
Résumé
La défaillance des transformateurs de puissance est très coûteuse à cause de la non- disponibilité du service électrique qu’elle entraîne. Pour rendre les transformateurs disponibles, un diagnostic général doit être établi par un expert qui doit prendre en compte certaines informations telles que les résultats des essais électriques ou chimiques, les résultats des déclenchements de protections ou le fichier historique de la machine en vue des mesures correctives.
Ce rapport présente donc un outil délicat dans la chaine d’étude des défauts des transformateurs de puissance par l’analyseur de gaz dissous de type Myrkos.
Mots clés : Gaz Dissous, Transformateur, Diagnostic, Puissance.
Abstract
Summary the failure of power transformers is very expensive because of the unavailability of electric service that it entails. To make available processors, a general diagnosis must be established by an expert who must take into account certain information such as the results of electrical or chemical, testing the results of coverage triggers or the historical file of the machine for corrective measures. This report is therefore a delicate tool in the chain of study of the defects
of the transformers by the gas Analyzer dissolved type
Myrkos
.Key words: dissolved gas, transformer, diagnosis, power.
xi
Sommaire
Remerciements ... iii
Sigles & Abréviations... iv
Liste des figures ... vi
Résumé ... x
Abstract ... x
Sommaire ... x
Introduction générale ... 1
Première partie : Structure d’accueil et déroulement du stage ... 4
Chapitre 1 : Structure d’accueil et Rapport de stage ... 5
Deuxième partie : Présentation du projet ... 28
Problématique ... 29
Objectif ... 30
Résultat attendu ... 30
Chapitre 2 : Généralités sur les défauts diélectriques des transformateurs de puissance ... 31
Introduction... 31
Chapitre 3 : Etude des défauts sur les transformateurs de puissance par Analyseur de Gaz Dissout type Myrkos : cas du transformateur T2 de la CEB de Cotonou Vêdoko. ... 49
Conclusion ... 97
Conclusion générale ... 98
Références bibliographiques ... 100
Table des matières ... 101
1 Introduction générale
2 Les réseaux électriques font partie intégrante de la vie économique. La production, la distribution et l'utilisation de l'énergie électrique, dans de bonnes conditions, sont fondamentales pour l'essor des villages, des villes et des industries.
La maîtrise complète des réseaux électriques, depuis la production jusqu'à l'utilisation, représente un enjeu important. Elle est justifiée par une recherche de la réduction des coûts d'exploitation et de maintenance.
Face à cette demande de plus en plus exigeante, les acteurs du secteur ont choisi de concevoir, produire et commercialiser une gamme d'équipements permettant la mise en place nécessaires à l'exploitation optimisée des réseaux électriques.
Les transformateurs de puissance sont cruciaux pour le fonctionnement sans panne et stabilisé du réseau de transmission de puissance haute tension. Les pannes de ces transformateurs ou des perturbations peuvent entraîner des pertes d'électricité coûteuses ou même la perte totale des actifs de la société et des clients. En outre, ils sont les composants principaux dans la transmission de puissance haute tension et doivent donc être surveillés avec une attention particulière.
L'analyse des gaz dissous dans l'huile des transformateurs de puissance est reconnue comme l'outil le plus utile pour la détection précoce et le diagnostic des défauts naissants dans les transformateurs. La rentabilité de l'analyse des gaz dissous en ligne (DGA) et les systèmes de contrôle en ligne gagnent en importance dans le monde entier.
C’est pour participer à une amélioration des caractéristiques de l’énergie fournie aux consommateurs et surtout la continuité du service, que suite à notre stage à la Communauté Electrique du Bénin (CEB) et dans le cadre de notre projet de fin de cycle, nous avons choisi étudier l’analyse des gaz dissous pour garder les transformateurs en service. Ainsi le présent travail sera structuré en trois (3) chapitres :
dans le premier chapitre nous présentons le rapport de stage à la CEB ;
le deuxième chapitre traite des généralités sur les transformateurs de puissance ;
3
dans le troisième chapitre, il est question de l’étude de l’analyse des gaz dissous dans les transformateurs cas du transformateur T2 du Poste de CEB Cotonou Vêdoko.
4 Première partie : Structure d’accueil et déroulement du stage
5 Chapitre 1 : Structure d’accueil et Rapport de stage
1.1. Présentation de la CEB
La Communauté Electrique du Bénin (CEB) est un organisme inter-état regroupant le TOGO et le BENIN. C'est un établissement public international d’importation, de production et de transport de l'énergie électrique. Elle est née de l'accord international instituant le code Bénino-Togolais de l'électricité en date du 27 juillet 1968. Ce Code révisé assigne les principales missions suivantes à la CEB :
réaliser et exploiter selon les règles appliquées par les sociétés industrielles et commerciales, des installations de production d’énergie électrique pour les besoins des deux états ;
conclure en cas de nécessité, avec les pays voisins des deux Etats, des accords relatifs à l'importation et à l'exportation de l'énergie électrique ;
assurer, grâce au son Centre de Formation Professionnelle et de Perfectionnement(CFPP), la sélection, la formation et le perfectionnement au profit des agents des entreprises des deux états ;
planifier la production et le transport de l'énergie électrique en liaison avec les ministères en charge de l'énergie électrique pour les besoins des deux états.
Afin d’assurer au mieux cette mission, la Communauté Electrique du Bénin est subdivisée en de différentes directions par un organigramme adapté aux contraintes rencontrées. Il faut souligner que la ville de Lomé au Togo abrite le siège permanent de l’institution et que le Directeur Général est de nationalité béninoise.
1.1.1. Structure organisationnelle
La Communauté Electrique du Bénin (CEB) qui a démarré effectivement ses activités par l'inauguration de la ligne HTB reliant le GHANA, le TOGO et le BENIN le 24 juillet 1975, est administrée par :
un Haut Conseil Inter-Etatique (HCIE) composé de huit (08) ministres désignés par le gouvernement de chacun des deux états à raison de quatre (04) ministres
6 par état à savoir : le ministre en charge de l'Energie, le ministre des Affaires Etrangères, le ministre du Plan et le ministre des Finances ;
une Haute Autorité (HA) composée de dix (10) membres à raison de cinq (05) membres par état s’occupant des branches d'activités que sont : la gestion financière et économique, l’électricité et les travaux publics, le commerce et l’industrie, la planification, les affaires sociales ;
une Direction Générale composée d'un Directeur Général, ressortissant de l'état n'abritant pas le siège de la CEB, et d'un Directeur Général Adjoint, ressortissant de l'état abritant le siège. Ces Directeurs Généraux sont assistés par huit (08) Directeurs centraux.
L’organigramme de la CEB, réaménagé en Avril 2010 donne une idée claire sur la structure organisationnelle de le CEB.
7 1.1.2. Organigramme de la CEB
La figure 1.1 représente l’organigramme de de la CEB.
Figure 1.1 : Organigramme de la CEB
8 1.1.3. Clients et fournisseurs de la CEB
L’insuffisance de sa production conduit la CEB à l’achat d’énergie électrique.
Elle dispose également de clients pour l’écoulement de l’énergie dont elle dispose.
1.1.3.1. Les fournisseurs de la CEB
La Volta River Autority (VRA) du Ghana
De 1975 au 25 juin 2013, plus de la moitié de l’énergie de la CEB lui est fournie par cette institution. La VRA dispose en fait d’un parc mixte de production composée de trois centrales hydroélectriques, des centrales thermiques diesel et des turbines à gaz avec une puissance estimée à environ 1870 MW. Les lignes 161 kV sont utilisées pour la connexion.
La Compagnie Ivoirienne d’Electricité (CIE)
La CIE fournit de l’énergie à la CEB à travers le réseau de la VRA. Elle dispose d’un parc de production composé en grande partie de centrales thermiques.
La Transmission Company of Nigeria (TCN)
Elle est une société Nigériane qui a signé avec la CEB un accord de fourniture d’énergie en février 2007. A partir du 25 Juin 2013 la puisssance importée est passée à 200MW. Cet accord est le fruit du projet d’interconnexion CEB-NEPA (Nigeria Electric Power Autority) et reste le plus grand fournisseur actuel de la CEB. Le développement socio-économique du Bénin et du Togo a sensiblement fait accroître la demande en énergie électrique mais le déséquilibre offre-demande actuel risque de constituer un sérieux frein à la croissance économique si rien n’est fait pour augmenter les capacités énergétiques de la communauté.
1.1.3.2. Les clients de la CEB
La CEB dispose d’un certain nombre de clients répartis sur les territoires Togolais et Béninois.
Au Togo, nous avons :
9
la Compagnie d’Energie Electrique du Togo (CEET) ;
la West African Cement (WACEM);
l’ International Fertilizer Group (IFG).
Au Bénin, nous avons :
la Société Béninoise d’Energie Electrique (SBEE) ;
la Société des Ciments du Bénin- Lafarge (SCB Lafarge).
1.1.4. Infrastructures de production d’énergie électrique 1.1.4.1. Infrastructures de production au TOGO
La première unité de production de la CEB est la centrale Hydroélectrique de Nangbéto dont la construction démarrée en septembre 1984 s’est achevée en septembre 1987 ; sa capacité installée est 65 MW et sa production moyenne annuelle établie à 170 GWh sur la période 1987-2008 représentent respectivement 76% et 19%
des demandes en puissance et en énergie exprimées en 1987, mais seulement 2.6% de celles exprimées en 2015. La CEB dispose aussi d’une turbine à gaz de 20 MW implantée à la centrale thermique de Lomé-Port en 1998 avec un productible annuel de 150 GWh.
1.1.4.2. Infrastructures de production au Bénin
La CEB a implanté en 1998 à la sous-station de Vêdoko une turbine à Gaz de 20 MW avec un productible annuel de 150 MWh. Cette turbine à gaz est actuellement fonctionnelle à Maria-Gléta dans le cadre du projet de construction du gazoduc de l’Afrique de l’Ouest qui transporte du gaz naturel du Nigeria pour les besoins du Bénin, du Togo et du Ghana. Une centrale de 80 MW est installée à Maria –Gléta pour le compte de l’état béninois, mais elle n’est pas fonctionnelle à cause du coût prohibitif du kWh produit (250 FCFA).
Au total, le parc de la CEB dont les infrastructures nécessitent une réhabilitation ne confère qu’une autonomie de 25% aux deux états. Par ailleurs, des sociétés de distribution d’énergie électrique telles que la SBEE au Bénin et la CEET au Togo disposent d’unités thermiques reliées aux réseaux interconnectés de la CEB.
10 1.1.5. Infrastructures de transport de l’énergie électrique
1.1.5.1. Infrastructures de transport au TOGO
Le TOGO dispose de 419,6 km de ligne de transport d’énergie pour une capacité de transformation de 456,16 MVA répartis sur les Postes suivants :
le Poste de Lomé Aflao (135 MVA) ;
le Poste de Lomé Port (80 MVA) ;
le Poste de Momé-Hagou (100 MVA) ;
le Poste d'Atakpamé (20 MVA) ;
le Poste de Dapaong (10 MVA) ;
le Poste d'Anfoin (16 MVA) ;
le Poste de Kara (20 MVA) ;
le Poste de Tabligbo (70 MVA) ;
le Poste de Cinkassé (5,16 MVA) ;
le Poste de Sokodé (120 MVA).
1.1.5.2. Infrastructures de transport au BENIN
Le BENIN dispose de 518 km de ligne de transport de l'énergie pour une capacité de transformation de 957 MVA répartis sur les postes suivants :
le Poste de Cotonou - Vêdoko (194 MVA) ;
le Poste d'Onigbolo (120 MVA) ;
le Poste de Bohicon (40 MVA) ;
le Poste de Lokossa (32 MVA) ;
le Poste d'Avakpa (19 MVA) ;
le Poste de Sakété (412,5 MVA) ;
le Poste de Maria-Gléta (69MVA) ;
le Poste de Parakou (20 MVA) ;
le Poste de Djougou (20 MVA);
le poste de Tanzoun (160 MVA).
11 La CEB possède également un centre de conduite centralisée du réseau (Dispatching) sis à la direction générale à Lomé au Togo.
1.1.6. Présentation du réseau de transport de la CEB
La CEB, dans sa mission de produire et de transporter l’énergie électrique, dispose d’un vaste réseau de transport réparti sur les deux territoires (Bénin et Togo).
Ainsi, les énergies de la VRA et de la CIE sont acheminées par deux lignes haute tension catégorie B jusqu'à la sous-station de Lomé Aflao. De cette station, partent ensuite deux autres lignes en direction du Poste de Môme-Hagou au Togo qui est un point de jonction. A cette jonction viennent la ligne du barrage hydroélectrique de Nangbéto et deux lignes de Cotonou-Vêdoko. Une dérivation est faite sur l’une d’elles pour alimenter le Poste de transformation d’Avakpa au Bénin. La sous-station de Momé-Hagou alimente également celle de Lokossa. L’énergie de la TCN provenant du Nigéria qui arrive à la sous-station de Sakété au Bénin qui est aussi un point de jonction entre une ligne provenant de Nangbéto passant par Onigbolo et Bohicon. De cette sous–station, partent deux lignes haute tension en direction du Poste de Vêdoko qui alimente la ville de Cotonou et ses environs. Il existe une ligne double terne venant de Sakété qui alimente le Poste de Tanzoun qui couvre Porto-Novo et environs pour décharger Cotonou alimentant d’autres régions
1.1.6.1. Schéma synoptique du réseau interconnecté de la CEB
La figure 1.2 représente le schéma synoptique du réseau interconnecté de la CEB et toute sa légende détaillée.
12
Figure 1.2 : Schéma synoptique du réseau interconnecté de la CEB
13 1.1.6.2. Schéma unifilaire du poste de Vèdoko
La figure 1.3 représente le schéma unifilaire du Poste de Vèdoko
Figure 1.3 : Schéma unifilaire du Poste de Cotonou Vêdoko
L230 L220
14 1.2. Déroulement du stage
Nous allons faire une présentation de la direction régionale Bénin et son organigramme avant de décrire les travaux éffectués pendant notre stage.
1.2.1. Présentation de la DRB
La sous-station de la CEB Cotonou-Vêdoko est située dans le 10e arrondissement de Cotonou, la capitale économique du Bénin. Elle couvre environ une superficie de 7 hectares et est implantée en bordure de l’axe routier Inter-Etat Cotonou-Lomé.
Grand pôle économique du Bénin, Cotonou est une ville cosmopolite, dont l’essor démographique entraîne une consommation énergétique accrue due à la forte concentration des unités industrielles. Devant cette situation, et pour faciliter les activités de la seule société distributrice d’énergie électrique, (la SBEE), le Poste de la CEB à Cotonou-Vêdoko a été créé pour desservir Cotonou et ses environs. La nécessité d’un tel Poste que l’on peut qualifier de charnière, s’explique également par la situation géographique de Cotonou qui sert de pivot pour toutes les villes environnantes. La figure (1.4) nos renseigne sur l’organigramme de de la DRB.
15 1.2.2. Organigramme de la DRTB
Figure 1.4 : Organigramme de la DRTB
16 1.2.3. Travaux effectués
Pendant notre stage, nous avons eu l’occasion de faire quelques travaux dans les deux services de la DRB Cotonou-Vêdoko, dans un premier temps dans le service exploitation puis ensuite dans le service entretien et Télécoms (la division appareillage, contrôle électrique et télécoms et la division ligne).
1.2.3.1. Immersion à la division exploitation
Pour notre passage dans cette division, nous avons eu à faire une visite guidée par Monsieur Delphin AGOSSOU chef du Service exploitation dans le Poste afin de prendre connaissance des différents équipements installés dans le champ électrique et de connaître le rôle que joue chacun d’eux au niveau de chaque ligne arrivée L230, L220, L200 et L210. Nous avons noté des circuits bouchons qui sont placés sur la phase B des différentes lignes. Ils jouent le rôle de filtre en laissant passer la haute fréquence, qui sert pour la télécommunication par Courant Porteur Ligne (CPL) et en bloquant la basse fréquence qui est utilisée pour le transport électrique.
Nous avons remarqué sur chaque phase où le circuit bouchon a été posé, un TCT (Transformateur Capacitif de Tension). Son rôle est d’obtenir une image de la tension du réseau en l’abaissant à une valeur de 100V qui assure la sécurité des exploitants et du matériel. A la suite de ces arrivées, nous avons un sectionneur de ligne et un sectionneur de terre qui sont tous les deux reliés par un verrouillage mécanique. Ce verrouillage a pour objectif de maintenir les deux sectionneurs à des états différents: le sectioneur de ligne est fermé, le sectionneur de terre est ouvert et vis versa. Nous avons ensuite une vue du sens de circulation du courant qui est matérialisé en forme de boucle.
Dans cette boucle, nous avons des sectionneurs et des disjoncteurs. Chaque disjoncteur est encadré par deux sectionneurs et chaque ligne est à son tour encadré par deux sectionneurs et deux disjoncteurs. Après la boucle, nous avons les différents départs, à savoir le départ T2/15 kV, le départ T3/15 kV, le départ L20/63 kV, le départ L21/63 kV et le départ T6/15 kV. Sur chaque départ, nous avons un transformateur de puissance abaisseur dont la plupart sont couplés en étoile-étoile et
17 qui présente des indices horaires différents. Chaque transformateur est protégé en amont par un parafoudre qui est relié à la terre et un sectionneur de ligne, et à l’aval par un sectionneur de ligne, un disjoncteur et les trois (3) parafoudres.
Les TSA qui sont des Transformateurs de Sources Auxiliaires sont aussi eux- mêmes protégés de la même façon à la différence qu’on les exploite pour l’alimentation interne du Poste. A la salle de commande, pour un bon contrôle et une bonne surveillance, nous procédons à chaque quart d’heure, à des relevés des valeurs des puissances actives et réactives des transformateurs T2 et T6 et des départs L20 et L21. Ainsi, on recevait à chaque fin de journée les relevés des autres Postes du Bénin afin d’avoir une vue générale sur la consommation de tout le Bénin.
1.2.3.2 Immersion au sein de la division lignes
La division lignes quant à elle, prend en charge et assure la maintenance des lignes de transports d’énergie des centrales de production jusqu’aux Postes.
Au sein de cette division, nous avons appris de nos responsables les types de lignes, les différentes lignes de la CEB, les supports des lignes c’est-à-dire les pylônes, leur constitution jusqu’à la fondation.
Entre autres, nous avons reçu des enseignements sur les mesures de sécurité à prendre en tant que technicien de lignes à chaque intervention.
Les lignes électriques HT de la CEB du côté Bénin sont les suivantes :
les lignes Maria-Gléta-Momé-Hagou (L225, L235) ;
les lignes Cotonou-Maria Gléta (L220, L230) ;
les lignes Cotonou-Sakété (L200, L210) ;
la ligne Onigbolo-Sakété (L310) ;
la ligne Onigbolo-Bohicon (L300) ;
la ligne Djougou-Parakou (L750) ;
la ligne Sakété-Ikedja (LA/10) ;
la ligne Avakpa-Allada (L40) ;
la ligne Moméhagou-Lokossa (L32) ;
18
la ligne Ouaké-Djougou (L450) ;
la ligne Parakou-Bembèrèkè(L740) ;
la ligne Nangbéto-Bohicon(L430) ;
la ligne Djougou-Natitingou(760);
la double ligne Sakété Tanzoun (L250 et L251).
a. Les pylônes électriques
Ils sont utilisés pour les lignes haute tension. La CEB quant à elle utilise des pylônes (à treilles) très géants pour le transport de l’énergie, de Beanboung (161kV) Triangle et Muguet (63kV) et Chat (330kV).type
Ces pylônes, pour la sécurité des usagers et de la population environnante sont tous installés avec une marge de sécurité de 100%.
Cette sécurité est assurée par des fils de garde accrochés aux sommets de chaque pylône les reliant tous l’un à l’autre et le tout relié à la terre par l’intermédiaire d’un câble de terre afin de retourner à la terre en cas de foudre 90% des décharges à la terre et les 10% restant sont récupérés par les parafoudre pour le même trajet , celui d’être écoulé à la terre. Tous les pylones sont d’abord reliés à la terre.
Les câbles de phase de transport de l’énergie ne sont pas accrochés directement aux pylônes pour le transport mais par l’intermédiaire des isolateurs afin d’isoler les pylônes.
Les pylônes à treillis sont constitués de trois (3) principales parties : la tête ; le fût et la base.
La tête d’un pylône à treillis est une structure métallique qui supporte les câbles de garde et les conducteurs de la ligne électrique. Elle est dimensionnée pour :
la condition de résistance ;
la contrainte électrique due à la tension de la ligne et aux distances minimales à respecter entre les câbles ;
19
les contraintes géométriques dues à la configuration des câbles de garde et des conducteurs.
Le fût du pylône a pour but essentiel de maintenir la tête et les câbles à une certaine distance du sol pour respecter les hauteurs règlementaires et transmettre au sol par l’intermédiaire des fondations les efforts dus aux charges horizontales et verticales appliquées sur les câbles et le pylône.
La base est la partie du pylône qui supporte toute la charge. Sa fondation demande plusieurs paquets de ciments.
b. Procédure de maintenance appliquée aux lignes
Les inspections montées ;
Les inspections au sol ;
Le désherbage.
c. Les isolateurs et leurs rôles
L’isolateur est formé par un isolant (verre, céramique, matériaux synthétiques) auquel sont fixés deux (2) câbles métalliques l’un est fixé au pylône et l'autre porte le conducteur. Les isolateurs jouent deux rôles importants dans le transport de l’énergie électrique :
le rôle mécanique : ils portent le conducteur ;
le rôle électrique : ils isolent le conducteur par rapport au pylône.
Les isolateurs sont des composants indispensables pour le transport et à la distribution de l’énergie électrique. Leur fonction est de réaliser une liaison entre des conducteurs HT et la terre.
Ils maintiennent les conducteurs dans la position spécifique (les isolateurs d’alignement et d’ancrage)
Ils assurent la transition entre l’isolation interne (huile, gaz SF6) et l’isolation externe (air atmosphérique) ; ils permettent de raccorder les matériels électriques au réseau (traversées de transformateur, extrémités des câbles) et ils
20 constituent également l’enveloppe de certains appareils (disjoncteurs, parafoudres, réducteurs de mesures).
d. Les différents types de maintenance des lignes
On distingue deux types de maintenance à la division lignes qui sont :
La maintenance préventive qui se fait en fonction de la fiche d’entretien de chaque équipement codifié. Cette maintenance basée sur les fiches techniques du constructeur peut être améliorée suivant l’état de l’équipement durant son utilisation.
La maintenance corrective ou curative est le type de maintenance qui s’effectue après défaillance du matériel.
1.2.3.3. Immersion au sein de la Division Appareillage, Contrôle Electrique et Télécommunications (DACET)
Au sien de cette division nous avons eu à faire plusieurs entretiens : la MECEP, l’entretien du groupe électrogène, et celui des batteries. Nous avons également procédé à la maintenance de deux sectionneurs au Poste de Maria-Gléta.
a. Familiarisation avec les mesures de sécurité avant interventions
Un bon technicien doit prendre des mesures de sécurité avant de procéder aux interventions. Le respect strict des mesures de sécurité à la CEB est primordial ; le non-respect de ces mesures peut créer des dégâts irréparables. Alors il est nécessaire de se familiariser avec les mesures de sécurité avant intervention. Parmi ces mesures de sécurité, nous pouvons citer :
les Equipements de Protection Individuelle (EPI) - Le port du casque ;
- Le port de blouse ;
- Le port des chaussures de sécurité ; - Le port de lunettes ;
- Le port des gants isolants.
Les Equipements de Protection Collective (EPC)
21 - Utiliser le DMT (Dispositif de Mise à la Terre) pour éviter les décharges ; - Vérifier l’absence de tension (VAT) pour être sûr que la zone de travail a bien
été isolée;
- Mise en place des chaînes de balisage, pancartes de sécurité pour délimiter la zone de travail et signaler l’état des organes.
b. La MECEP (Méthode de Contrôle et d’Entretien Préparé)
Elle consiste à faire la ronde et l’inspection des différents équipements du Poste et auxiliaires afin de prévenir un éventuel dysfonctionnement. Lors de ce contrôle, nous avons inspecté chaque disjoncteur en effectuant diverses actions à savoir :
- vérifier l’humidité des armoires ;
- noter la valeur de la pression du gaz sf6 ; - voir l’aspect intérieur des armoires ; - faire le contrôle visuel des traversées ;
- faire le contrôle d’éventuelles fuites de gaz sf6; - vérifier les connexions dans les armoires électriques ; - vérifier les tringleries.
c. Travaux de remplacement du transformateur de puissance 20 MVA défectueux du Poste de Avakpa par un nouveau de 25 MVA.
1. Travaux de dépose du transformateur de puissance défectueux de 20 MVA
Ils consistent aux opérations suivantes :
repérage et décalaage électrique du transformateur défectueux ; démontage des pôles primaire et secondaire du transformateur défectueux ;
démontage des ailettes de refroidissement ; démontage du conservateur d’huile ;
démontage des aéro-refroidisseurs (ventilateurs) ; à la vidange de l’huile de diélectrique ;
22 et à la manutention (déplacement) de la cuve et des enroulements du transformateur en panne (fin de la dépose).
La figure 1.5 nous a permis de toucher du doigt le type de refroidissement réalisé sur le transformateur (ONAF : Huile Naturelle Air Forcé). Des ventilateurs sont montés sur des ailettes dans lesquelles circule l’huile diélectrique.
Figure 1.5: Aéro démontés et ailettes
La figure 1.6 nous montre le conservateur du transformateur qui joue principalement le rôle d’un réservoir qui faire l’appoint d’huile diélectrique contenue dans la cuve dès que le niveau indiqué est en baisse.
Ailettes
23 Figure1.6 : conservateur du transfo défectueux
24 La figure 1.7 nous montre la cuve comportant uniquement les enroulements du transformateur.
2. Pose du nouveau transformateur de puissance de 25 MVA Elles consistent aux opérations suivantes :
- pose de la cuve et des enroulements du nouveau transformateur ; - montage des ailettes ;
- montage du conservateur d’huile diélectrique ; - montage des pôles primaires et secondaires ;
Cuve et bobinages
Figure1.7 : conservateur du transfo défectueux
25 - montage des aéro-refroidisseurs ;
- remplissage de la cuve avec l’huile ;
- câblage du transformateur selon le repérage et traitement de l’huile diélectrique ;
- essais et mise en service du nouveau transformateur.
Figure 1.8 : Nouveau transformateur de puissance
La figure 1.9 nous montre le raccordement du point neutre du nouveau transformateur installé. L’ancien transformateur étant en Etoile-Etoile, le nouveau a un couplage Etoile-triangle. D’où la nécessité de réaliser une bobine à point neutre pour les auxiliaires du Poste. Le régime de neutre est IT.
Pôles du transformateur
26
Figure 1.9 : Raccordement du neutre de protection du transformateur
1.2.4. Difficultés rencontrées au cours du stage
Au cours de notre stage, nous avons rencontré quelques difficultés d’ordre générales et techniques.
* Le Poste d’Avakpa dispose d’un petit groupe électrogène de secours qui développe une puissance qui ne peut pas alimenter la machine de traitement d’huile de 150 kW.
Nous avons été obligés d’aller chercher un groupe électrogène de secours de 250 kVA à la centrale de Nangbéto pour l’alimentation de la machine de traitement d’huile diélectrique du nouveau transformateur.
27
* La documentation et les modules de formations sur l’analyseur de gaz dissous Myrkos sont disponibles uniquement en anglais.
1.2.5. Constats et suggestions apportées
Durant notre stage à la DRB, nous avons remarqué la bonne gestion des ressources humaines, la rigueur et l’abnégation avec laquelle les agents y travaillent, et surtout leur ponctualité au service.
Cependant, nous avons constaté une utilisation non contrôlée et abusive de l’énergie dans l’enceinte même de la société. Ce qui peut réduire la durée de vie des consommables électriques et augmenter les dépenses de la société.
Notons aussi le dysfonctionnement de quelques afficheurs au niveau du tableau de commande. Les lampes crépusculaires du poste ne fonctionnent plus en mode auto mais plutôt en mode manuel.
28 Deuxième partie : PRESENTATION DU PROJET
29
Problématique
Le transformateur de puissance est un passage obligé dans la chaîne de transmission de l’énergie électrique ; de plus la consommation d’électricité augmentant continuellement, les transformateurs existants sont de plus en plus chargés. Bien qu’ils présentent peu de pannes majeures, lorsque c’est le cas, l’indisponibilité qu’elles provoquent est généralement extrêmement problématique (le coût de l’énergie non fournie aussi bien que fournie sont grands pour les clients). Par exemple la perte du transformateur 20 MVA du Poste de Avakpa CEB-BENIN en 2016 est de l’ordre d’environ treize millions de francs CFA par jour. Dans le cas d’une unité industrielle, selon le transformateur impacté, des pans entiers voir la totalité de la production doivent être arrêtés de quelques heures à plusieurs mois…
En cas d’avarie ne permettant plus au transformateur de fonctionner, la rapidité pour rétablir la continuité de service électrique sera alors grandement fonction de la politique de maintenance établie en amont par l’exploitant. Si des transformateurs de réserve ne peuvent pas être mis rapidement en service, ou si le réseau ne peut pas rediriger l’énergie rapidement après le défaut, l’alimentation électrique est suspendue jusqu’à ce que :
1. le transformateur soit réparé ;
2. un autre appareil (neuf ou existant de caractéristiques équivalentes) soit mis en place;
3. cette partie du réseau soit abandonnée (avec un black-out localisé éventuel).
Deux coûts principaux entrent alors en jeu :
1. l’indisponibilité du matériel, et les pertes financières liées à la non fourniture d’énergie électrique en aval du réseau considéré ;
2. le coût de réparation du matériel, ou le coût du rétablissement du service électrique.
30
La gestion de l’avarie d’un transformateur est toujours un compromis technico économique fonction du coût important de l’indisponibilité, et du délai de remplacement par rapport à l’option d’une réparation, avec son coût associé.
A titre d’exemple, un transformateur neuf de 25 MVA et postes associées aujourd’hui coûte environ 675 millions de francs CFA, soit 27000000 FCFA /MVA;
et sa livraison peut aller jusqu’à un an minimum actuellement.
Pour trouver une esquisse de solution à ce problème, nous proposons « L’Etude des défauts sur les transformateurs de puissance par l’Analyseur de Gaz Dissout (Myrkos):cas du transformateur de puissance T2 du Poste CEB de Cotonou Vêdoko.
Objectif
Ce projet a pour objectif général de faire la détection préventive des défauts diélectriques susceptibles d’endommagerer le transformateur dans le but d’accroitre la durée de vie des transformateurs d’une part et pour anticiper sur un remplacement.
Résultats attendus
Les résultats de notre travail consisteront à :
réduire le coût élevé dû à la destruction des transformateurs ;
préciser l’état de santé des transformateurs ;
prévenir un remplacement imminent ;
avoir une bonne continuité de service ;
programmer et planifier les maintenances préventives systématiques.
31 Chapitre 2 : Généralités sur les défauts diélectriques des transformateurs de puissance
Introduction
Les transformateurs de puissance sont généralement très fiables, avec une espérience de vie entre 20 et 35 ans. Dans la pratique, elle peut s’étaler jusqu’à 60 ans en utilisant une maintenance et une exploitation convenables. Cependant, toute défaillance d'un transformateur est potentiellement coûteuse en réparation ou en remplacement par un autre. Son exploitation continue ou exceptionnelle dans un régime de surcharge pour alimenter une large population peut entraîner son vieillissement prématuré et raccourcir d’une façon substancielle sa vie, ce qui accroît considérablement le risque de défaillance.
Les pannes sont généralement initiées par des conditions sévères, comme la foudre, les manœuvres sur le réseau, les courts-circuits, ou autres incidents.
Lorsque le transformateur est neuf, ses tenues électriques et mécaniques sont suffisantes pour résister aux différentes conditions. Quand le transformateur vieilli, sa tenue diélectrique peut se dégrader au point qu’il ne peut supporter les défauts tels que les court-circuit ou les surtensions transitoires.
Les paramètres d'état caractérisent en général l'état de santé des transformateurs.
La gestion de leurs vies exploite souvent ces paramètres dans un processus cohérent pour la prolonger au maximum, et qui se base sur les informations recueillies des différents diagnostics. Souvent, quatre états apparents (courbe de vie) sont connus dans le cas des transformateurs et qui sont :
Etat normal (fonctionnement sans défaut) ;
Etat de défectuosité (fonctionnement avec défaut ne causant pas d’arrêt)
Etat de défaut (défaut entrainant un disfonctionnement);
Etat de défaillance (défaut entrainent un arrêt d’exploitation).
32 2.1. Les Modes de défaillances :
Un transformateur est constitué des sous-systèmes suivants : le circuit électromagnétique, le circuit électrique, le système diélectrique, la structure mécanique, le système de refroidissement, traversés (Bushings), régleur en charge, le régleur en charge (load tap changer) LTC, la préservation d’huile et système d'expansion, système de protection.
Le modèle de vie du transformateur est basé sur le changement de son état avec le temps, ou une réduction superficielle ou sensible de sa tenue sous l'impact combiné des efforts (thermiques, électriques, électromagnétiques, électrodynamiques) associés aux diverses transformations et contaminations chimiques est enregistrée et marquée par les quatre principaux états du transformateur cités auparavant.
Le but principal de l’évaluation de la condition permet d’avoir une idée sur la criticité et le risque que le transformateur soit en train de subir d’une part et de l’autre part l'identification de l’anomalie, sa nature et sa gravité. Il y a cependant des causes internes et externes de défaillance comme il est illustré brièvement à la figure 2.1.
Figure 2.1 Conduction d'un cycle de vie d'un transformateur
33 2.1.1. Les causes internes
Il est question d’étudier les défaillances mécanique et électrique , diélectrique liée à la contamination.
2.1.2. Mode de défaillance mécanique
Les scénarios typiques suivants d'une défaillance d’un transformateur liée à la cause mécanique sont comme suit :
perte de serrage - distorsion de la géométrie d'enroulement, conduisant à l’apparition de décharge partielle => arborescence de décharges progressives=>
défaillance.
déformation de la géométrie d'enroulement et surtension de manœuvre conduisant à la naissance d’étincelle entre les bobines s’il y a évolution excessive de gaz.
L'expérience a montré que plus de 90% des modes de défaillance mécanique ont été associés avec la déformation circonférentielle des enroulements internes. Comme, il a été confirmé également que le transformateur peut survivre pendant des années avec cette anomalie jusqu'au relâchement dans son isolation. La déformation circonférentielle des enroulements provoque des changements parfois très remarqués dans le diamètre des spires et des enroulements, ce qui changera la dimension du canal de fuite. Ces changements mécaniques sont souvent diagnostiqués par des méthodes modernes telles que l’analyse par réponse fréquentielle , la mesure des capacitances, les mesures de la réactance de fuite et les mesures acoustiques.
Au cours des quinze (15) dernières années, environ 40% des transformateurs endommagés ont été identifiés sur le terrain et le diagnostic a été confirmé plus tard par l'inspection interne.
34 2.1.3. Mode de défaillance électrique
La plupart de défauts électriques sont associés à la surchauffe des contacts, des joints et des connections, et peuvent être attribués aux problèmes de fiabilité au cours du processus de dégradation rapide.
Les défauts typiques qui affectent la fiabilité à court terme dans le circuit de courant sont :
la surchauffe d'isolation des connexions et des conducteurs lors d’un court- circuit ;
la surchauffe des connexions de traversée bt avec menace d'un court-circuit à la terre ;
la surchauffe des contacts (mobile et fixe) du régleur en charge lors d’un court- circuit entre les phases.
2.1.4. Mode de défaillance diélectrique (Manœuvres du réseau et foudre) Il est composé de l’isolation majeure et de l’isolation mineure.
a) L'isolation majeure : Les causes typiques de défaillance dans l’isolation majeure sont les suivantes :
l’humidité excessive dans la cellulose. Cette anomalie est essentiellement inhérente au transformateur avec l’ouverture du système de préservation ou à ceux qui ont une jointure dégradée.
la distribution d'humidité pendant la vie de transformateur est répartie d’une façon hétérogène. La plupart de la concentration en eau est stockée dans les structures cellulosiques froides, alors qu’environ 1 à 2 % reste dans l’huile.
contamination de la surface d’isolation par adsorption des produits de vieillissement d'huile trop polaires ou de dépôts de particules conductrices et des produits de vieillissement insolubles dans les zones ou le champs électrique est élevé.
35 la contamination des surfaces peut provoquer une distorsion du champ électrique et une réduction de la tenue diélectrique du système d'isolation donnant naissance aux décharges partielles.
b) L'isolation mineure
c’est une surchauffe donnée peut conduire à l'accélération du vieillissement de l'isolation;
l’humidité excessive dans le papier entraîne à la formation de bulles lors de ces surchauffes;
l’eau libre présente aux basses températures, en contact avec cette isolation peut entraîner son claquage.
2.1.5. Mode de défaillance liée à la contamination
L'eau, l'oxygène, les produits de vieillissement d'huile (acides en particulier) et les particules d'origine différentes sont des agents de dégradation, qui peuvent raccourcir la vie de transformateur de manière significative sous l'impact des efforts thermiques, électriques, électromagnétiques et électrodynamiques.
a) Contamination par l'eau
Il y a trois sources de contamination par l'eau dans l'isolation du transformateur : l'humidité résiduelle dans les structures épaisses non levée pendant le séchage au
cours de la fabrication;
l'entrée par l'atmosphère et l’environnement ambiant;
le vieillissement (décomposition) de la cellulose et de l'huile.
La source principale de contamination de l'eau est l'humidité atmosphérique, et le mécanisme principal de la pénétration de l'eau est l'écoulement visqueux d'air humide ou d'eau libre à travers un joint faible ou vieilli sous l'action d'un gradient de pression.
Une grande quantité d'eau de pluie peut pénétrer le transformateur dans un temps très court (plusieurs heures), quand il y a une baisse rapide de pression (après qu'une
36 baisse rapide de la température qui peut être induite par la pluie) combinée avec l’état de la jointure.
Le vieillissement peut produire une quantité substantielle de l'eau. Dans ce cas, l'eau est à enlever fondamentalement de la proximité des points chauds dans l'enroulement.
Les paramètres de l'équilibre d'humidité dépendent de la structure de la cellulose (ils sont différents pour le papier d'enrobage et pour le papier compressé), de la température, de la présence des gaz, de l'eau dans l'huile et de la solubilité.
L'isolation solide est un accumulateur de l'eau et la source principale de contamination d'huile dans un transformateur s'effectue par transfert de masse.
L'entrée soudaine d'eau libre peut causer immédiatement la défaillance du transformateur. L'eau accélère le vieillissement et la dépolymérisation de la cellulose.
La décomposition est proportionnelle à la teneur en eau. Ce processus devient beaucoup plus dangereux en présence des acides. L'effet dangereux de l'eau dissoute est certainement la réduction sensible de la rigidité diélectrique d'huile avec la saturation relative croissante due à la conductivité élevée des particules ou de la formation d'émulsion à proximité des substances des surfaces actives.
b) Contamination par les particules
Les origines des particules sont diverses. Les fibres de cellulose, le fer, l'aluminium, le cuivre et d'autres particules résultant des processus de fabrication, sont naturellement présentes dans l'huile du transformateur. Le vieillissement, pendant l'utilisation du transformateur aux températures normales ou de surcharge, forme lentement des particules et les boues. La surchauffe localisée à plus de 500°C peut être un symptôme de formation du carbone. Les particules de carbone produites lors du fonctionnement du régleur en charge peuvent émigrer et contaminer les parties actives.
Une source typique des particules métalliques est générée par les roulements des pompes Oil forced Air Forced (OFAF).
37 La contamination par les particules est un facteur important de dégradation de la rigidité diélectrique du transformateur et, par conséquent, l'élimination de ces particules par traitement d'huile devient un objectif important. Les particules, les plus dangereuses sont les particules conductrices (métaux, carbone, fibres humides) qui peuvent réduire la rigidité diélectrique d'huile. L'identification de la nature de particules permet la connaissance du composant soumis à l’usure ou à la dégradation.
c) Décomposition par vieillissement de papier
La décomposition d'isolation est un phénomène chimique. Trois mécanismes de dégradation sont souvent impliqués : l'hydrolyse acide, la pyrolyse et l'oxydation. Dans le cas de L'hydrolyse, Le processus de décomposition se fait généralement en trois étapes. En effet, l’eau qui existe dans la cellulose dissocie l’acide (provenant de l’huile ou le papier) ; et les ions hydrogène résultant de ce mécanisme vont agir comme des catalyseurs pour dépolymériser le papier à travers les nœuds d’inter liaisons (liaisons glycosiques).
Une molécule d’eau est consommée pour chaque liaison rompue ; suivie après par une série de réactions de déshydratation catalysées toujours par l’acide, conduisant à la libération de trois molécules d’eau de chaque unité du monosaccharide. Le squelette de l’unité restante, fait majoritairement en carbone, va se transformer en furanes. Donc, les principaux produits de la réaction de dégradation par hydrolyse sont l’eau et les furanes. L’énergie d’activation associée à l’hydrolyse est entre 26 et 38.4 Kcal/mol. En apparence, et selon cette valeur, l’hydrolyse semble être le mécanisme le plus dominant dans les conditions opératoires normales en température du transformateur.
Le deuxième facteur de dégradation est certainement l’oxygène qui entraîne l’oxydation de la cellulose. Quatre types d’oxydation sont possibles :
oxydation du groupe primaire oh en aldéhyde avec la production d’une molécule d’eau ;
oxydation du groupe secondaire oh en acide r-cooh ;
38 oxydation du groupe secondaire oh en groupes cétoniques avec une production
de deux molécules d’eau ;
oxydation unanime des groupes secondaires OH en aldéhyde avec une molécule d’eau produite, suivie par la rupture du cycle glycolique (cas le moins favorable).
Par contre, la pyrolyse qui se produit par l’augmentation de la température entraîne la destruction de la liaison entre les différents cycles glycosiques de la molécule de la cellulose ; son énergie d’activation est de l’ordre de 54.3 Kcal/mol. Ses produits de décomposition sont les furanes, les glycoses, les acides, les cétones, les aldéhydes, l’eau, le CO2 et le CO.
L'évaluation de la perte de vie pourrait être faite si : la température, le temps, la teneur en eau et les acides sont pris en considération. Également, l'élimination de l'oxygène, l'eau, et les produits de vieillissement se trouvant dans l’huile peut prolonger considérablement la vie de l'isolation
2.2. Causes externes 2.2.1. Courts-circuits
Un court-circuit externe sur le transformateur cause souvent des dommages graves sur les enroulements. Le taux de défaillance en cas de court-circuit est de 40%
pour les transformateurs au-dessus de 100 MVA. Des courants répétés d'irruption, particulièrement dus à la commutation fréquente sur l'enroulement, sont également connus pour causer les efforts qui peuvent mener à la défaillance.
Des courts-circuits répétés peuvent entraîner les effets suivants :
inclinaison ou enchevêtrement des conducteurs, ce qui réduit la rigidité diélectrique ;
déplacement des enroulements, qui entrave la circulation d’huile dans les canaux de refroidissement ;
déplacement de certaines pièces isolantes, ce qui peut nuire à l’écoulement de l’huile ou réduire la rigidité diélectrique ;
39 perte de serrage ;
défaut entre spires causées par des enroulements décalés.
2.2.2. Fiabilité
La fiabilité de transformateur de puissance THT est un souci majeur car la qualité d’énergie électrique pouvant être transmise est diminuée si la puissance de la centrale ou du réseau n’est pas disponible à cause des problèmes de sécurité du fonctionnement.
Malgré le nombre limité de données statistiques de différents réseaux, il est apparu que le taux des défaillances en service soit supérieur pour les transformateurs à tension plus élevée. Il est aussi apparu que beaucoup de problèmes sont dus à un niveau de puissance plus élevé. Mais on doit signaler que l’augmentation en tension a aussi une influence dans la mesure où les dimensions physiques du transformateur sont plus grandes pour des tensions plus élevées.
Plusieurs experts ont démontré que les prises des régleurs dans ces puissances exercent une influence défavorable sur la fiabilité. Les commutateurs en charge occasionnent certaines pertes de disponibilité car les transformateurs doivent être inspectés pour réparer les commutateurs en charge. Les traversées paraissent être une autre cause de perte de disponibilité. Une raison importante d’améliorer leur fiabilité est le coût d’indisponibilité, qui est derrière leur retrait d'exploitation.
2.2.3. Tenue diélectrique (manœuvre du réseau et foudre)
Il est possible de définir les deux étapes critiques de dégradation de la force de tenue diélectrique :
état défectueux : la réduction de la force de tenue initiale sous l'impact d’agents de dégradation. cela se traduit par une apparence de décharges partielles (DP) généralement non destructives à la tension de fonctionnement.
état de défaut : apparition de DP destructives, progressions de décharge à la surface et arborescence. Le scénario typique d'une défaillance d'isolation est le suivant :
40 Contamination conduit à formation de DP modérées ce qui donne Apparition de DP destructives conduisant à la génération de gaz. La génération intensive de gaz aborescente conduit à une DP critique avant la défaillance qui peut entrainer une défaillance.
2.3. Statistiques sur les causes de défaillances
Nous presentons ici les causes typiques de défaillance des transformateurs et quelques conclusionn issues de travaux de recherche sur les transformateurs.
2.3.1. Causes typiques de défaillance du transformateur de puissance 2.3.1.1. Causes internes
Les causes internes sont:
détérioration et vieillissement d’isolation ;
perte de serrage d'enroulement ;
défaillance d’isolation du noyau ;
déformation d'enroulement due aux forces de court-circuit ;
les traversées (Bushings) et les bornes ;
changeurs de prises ;
connexion ;
surchauffement ;
oxygène ;
humidité ;
contamination solide dans l’huile d’isolation ;
décharge partielle ;
défauts de conception et de fabrication ;
résonance d'enroulement.
2.3.1.2. Causes externes Les causes externes sont:
les surtensions de foudre ou de manœuvre transitoire ;
court circuits externes ;
41
température ;
événements séismiques : les événements séismiques tels que les tremblements de terre peuvent causer des dommages internes ;
surcharge du système ;
surchauffe lors de traitement d'huile ;
échauffement par mauvaise ventilation et dissipation calorifique ;
la défaillance dans les pompes ;
transport : les incidents pendant le transport des nouveaux transformateurs ou en service qui peuvent endommager sa structure interne ;
opération lors de la commutation de système.
2.3.2. Causes des défaillances du transformateur de puissance selon le retour d’expérience des organismes
L'évaluation de l'état des transformateurs de puissance est généralement liée directement à l’état des composants principaux qui assurent le fonctionnement normal d'un transformateur. Les composants principaux sont : l’enroulement, le noyau, les traversées, le système de refroidissement et l’isolation solide et liquide.
Les défaillances selon les statistiques peuvent identifier quel composant est critique pour l'évolution de l'état du transformateur.
2.3.2.1. IEEE
Le tableau 3.1, montre les défaillances importantes en pourcentage de quelques composants des transformateurs de puissance avec et sans régleur en charge.
Tableau 3.1 : Défaillances de quelques composants des transformateurs de puissance
42 2.3.2.2. Doble et ZTZ- Service :
Une analyse de défaillance basée sur des enquêtes périodiques de fiabilité a été faite par ZTZ-Service (Scientific-Engineering Center); (la population concernée est d'environ 5000 unités, au-dessus de 100 MVA, 110-750 kilovolts), et par les laboratoires de Doble dont les résultats ont été partiellement édités. La Comparaison des données statistiques du ZTZ-Service et ceux de Doble sont donnés dans le tableau 3.2 suivant.
Tableau 3.2 : Les causes de défaillances de transformateur de puissance
2.3.2.3. CIGRE
Un autre aperçu fait par un groupe de travail de CIGRE A-2 sur les défaillances des transformateurs de puissance avait montré qu’environ 41% de défaillances étaient dues aux commutateurs du changeur de prises en charge et environ 19% étaient dues aux enroulements.
Les origines de défaillances mécaniques étaient de 53% et 31% du système diélectrique. Sur des transformateurs sans changeur de prises en charge, 26.6% de défaillances étaient dues aux enroulements,6.4% étaient dues au circuit magnétique, 33.3% étaient aux contaminations.
Le tableau 3.3 montre la distribution en pourcentage de défaillance pour les transformateurs de puissance avec le changeur de prises en charge.
43
Tableau 3.3: Pourcentage de défaillances de transformateur de puissance avec régleur en charge
2.3.2.4. EPRI
Selon EPRI (1999), les défaillances dans des transformateurs installés aux USA couvrent environ 25% de population. On avait constaté que les défaillances sont fondamentalement liées aux traversés et à l'isolation des enroulements. Le tableau 3.4 présente le pourcentage de défaillances de transformateur de puissance.
Tableau 3.4 : Pourcentage de défaillances de transformateur de puissance
2.4. Relation entre gaz générés et le type de défaut dans le transformateur de puissance
Tous les transformateurs produisent des gaz dans une certaine mesure aux températures de fonctionnement normales. Mais de temps en temps la génération des gaz se produit quand une anomalie parvenait dans le fonctionnement tel que les surchauffes et les problèmes diélectriques, ou une combinaison de ces derniers. Ces anomalies se produisent séparément, ou en tant que plusieurs événements simultanés, et peuvent avoir comme conséquence la décomposition des matériaux isolants et la
