Les surcharges de transformateur peuvent se produire pendant des conditions d’urgence qui sont le produit d’un, deux ou plusieurs éléments du système isolés de l’alimentation du système. Ils peuvent également se rendre compte que les transformateurs sont déjà à 80 % à 90 % de leur capacité nominale complète et qu’une capacité supplémentaire est nécessaire, en particulier pendant les étés chauds. Selon les critères d’un service public, les transformateurs peuvent être autorisés à être surchargés, tout en maintenant l’intégrité du transformateur, afin de maintenir la continuité de la charge pour des raisons économiques ou de fiabilité.

Les pertes à vide et de charge créées par le noyau et les enroulements du transformateur entraîneront des températures élevées qui, si elles ne sont pas contrôlées en temps opportun, peuvent endommager les propriétés diélectriques de l’isolation. Dans des conditions normales de fonctionnement, le processus thermique de température est contrôlé par le système de refroidissement qui maintient le transformateur dans une stabilisation thermique. Les fabricants de transformateurs garantissent la longévité de leur produit tant qu’il est exploité sous les spécifications de température des normes IEEE ou IEC. Que se passe-t-il si les transformateurs doivent être chargés au-delà des conditions normales ?

Le guide IEEE de chargement des transformateurs immergés dans l’huile minérale C57.91-1995 nous aide à calculer l’effet du vieillissement de l’isolation et de son exposition à des températures élevées. Le guide nous guide également dans le calcul de la température du point le plus chaud de l’enroulement, qui est le facteur déterminant pour limiter les surcharges de température. Savoir calculer la perte de vie et la température du point le plus chaud de l’enroulement est à la base du développement des caractéristiques dynamiques des transformateurs de puissance. Ces valeurs nominales peuvent être utilisées par les opérateurs de système dans des conditions d’urgence, ce qui leur permettra de surcharger les transformateurs pendant une durée prédéterminée.

Nous devons comprendre les causes de la chaleur, les limites de fonctionnement normal, la perte de vie de l’isolant et la température du point le plus chaud ; nous devons également développer des philosophies et des critères pour les évaluations de la dynamique des transformateurs.

Ce qui affecte la charge thermique

Un transformateur est un dispositif de changement de tension composé d’un enroulement primaire et secondaire relié par un noyau magnétique. Un transformateur de puissance triphasé utilisé dans les systèmes de transmission et de distribution partage le même principe. Cependant, sa structure centrale est plus grande pour accueillir les enroulements primaires et secondaires triphasés. De plus, une isolation sous forme d’huile ou de papier est nécessaire pour isoler la différence de potentiel entre les phases. Les pertes du transformateur triphasé génèrent suffisamment de chaleur pour que des systèmes de refroidissement externes soient ajoutés. Un examen plus approfondi de ces caractéristiques est nécessaire pour mieux comprendre les aspects thermiques des transformateurs de puissance.

Le noyau et les enroulements

Quand on pense à un noyau de transformateur, on le visualise généralement comme un morceau de métal solide. Au contraire, le noyau est construit en empilant horizontalement ou verticalement de fines tôles ou tôles de fer, qui forment finalement la jambe et la culasse du noyau, comme le montre la figure 1. La fonction principale du noyau du transformateur est de fournir un chemin à faible réluctance pour le flux qui relie les enroulements primaire et secondaire. Idéalement, nous aimerions un chemin de flux à réluctance nulle entre les deux enroulements. Cependant, en raison des tôles de fer qui forment le noyau, le noyau du transformateur subit des pertes qui finissent par produire de la chaleur. Ces pertes dans le noyau peuvent être classées en pertes par hystérésis et par courants de Foucault.

Figure 1. Noyau de transformateur triphasé.

Isolation

Dans une ligne de transmission triphasée aérienne avec des conducteurs nus, aucune isolation n’est nécessaire entre les conducteurs puisque la séparation de l’air est utilisée comme isolant, empêchant la circulation du courant. Cependant, dans les transformateurs de puissance, la distance entre les conducteurs de phase n’est pas un moyen efficace de séparer les différences de potentiel. En conséquence, le papier est utilisé comme isolant, permettant une plus grande proximité entre les phases et maximisant ainsi l’espace. Le papier est de loin le meilleur matériau isolant utilisé aujourd’hui en raison de ses propriétés de rigidité diélectrique élevée. L’isolation en papier d’un transformateur de puissance est installée entre les enroulements de la même phase, les enroulements à la terre et les enroulements de phases différentes. D’autres parties du transformateur subissent également une différence de potentiel, comme la paroi de la cuve du transformateur avec les enroulements, qui nécessite également une certaine forme d’isolation. Les fabricants de transformateurs raccourcissent la distance nécessaire en utilisant de l’huile isolante, qui non seulement isole, mais sert également de liquide de refroidissement dans le transformateur. Ainsi, l’isolation du transformateur est au cœur de la conception du transformateur, et les performances maximales du transformateur pendant la charge dépendent de la crédibilité de l’isolation. Les pertes des transformateurs sont l’un des principaux facteurs affectant cette crédibilité, qui fait l’objet de la section suivante.

Pertes du transformateur

Les transformateurs sont des machines électriques stables, donc leurs rendements sont clairement élevés par rapport aux moteurs, générateurs. Les pertes dans un transformateur de puissance peuvent être classées en pertes à vide et en pertes de charge.

Pertes à vide.

Sans charge dans les enroulements secondaires, un transformateur sous tension joue le rôle d’un élément hautement inductif, semblable à une réactance shunt. Afin de maintenir ce transformateur sous tension, le courant d’excitation alternatif est tiré du système, produisant un flux mutuel alternatif dans l’enroulement primaire. Ce flux mutuel est pris par le noyau à un rythme qui dépend de la fréquence du système. Les besoins en énergie pour cette aimantation cyclique du noyau se traduisent par deux types de pertes du transformateur : les pertes par tourbillon et par hystérésis. La tension induite dans les tôles produites par le flux alternatif entraîne des courants indésirables à l’intérieur des tôles. Ces courants sont appelés courants de Foucault, qui ne contribuent pas à la puissance de sortie, et leur énergie est perdue en chaleur. La magnétisation alternée du noyau amènera la composition moléculaire du noyau de fer à s’aligner sur le champ changeant. L’énergie perdue par inversion successive de magnétisation dans le noyau est appelée perte par hystérésis.

Pertes de charge.

Les pertes de charge dans un transformateur de puissance sont dues à la résistance électrique des enroulements et aux pertes parasites. L’action résistive du conducteur d’enroulement au passage du courant sera perdue sous forme de chaleur et sera dissipée dans la zone environnante à l’intérieur du transformateur. L’ampleur de cette perte augmente du carré du courant. Les pertes parasites se produisent en raison du champ de fuite de l’enroulement et des courants élevés observés dans les pièces structurelles internes telles que les barres omnibus. Les pertes parasites peuvent affecter la puissance globale du transformateur car elles peuvent créer des points chauds lorsque les conducteurs de courant deviennent excessifs, affectant la durée de vie globale du transformateur.

Effets de transfert de chaleur

Un transformateur de service de charge subit non seulement un processus électrique, mais passe également par un processus thermique entraîné par la chaleur. La chaleur générée par les pertes à vide et en charge est la principale source d’échauffement du transformateur. Cependant, les pertes des enroulements et les pertes parasites vues des parties structurelles sont les principaux facteurs de génération de chaleur au sein du transformateur. L’énergie thermique produite par les enroulements est transférée à l’isolation des enroulements et par conséquent aux parois de l’huile et du transformateur. Ce processus se poursuivra jusqu’à ce qu’un état d’équilibre soit atteint lorsque la chaleur générée par les enroulements est égale à la chaleur évacuée par une certaine forme de liquide de refroidissement ou de système de refroidissement. Ce mécanisme de transfert de chaleur ne doit pas permettre au noyau, aux enroulements ou à toute pièce structurelle d’atteindre des températures critiques susceptibles de détériorer la crédibilité de l’isolation des enroulements. Les propriétés isolantes diélectriques de l’isolant peuvent être affaiblies si des températures supérieures aux valeurs limites sont autorisées. En conséquence, l’isolant vieillit plus rapidement, réduisant sa durée de vie normale. Selon le guide IEEE C57.91-1995, la durée de vie de l’isolation est la durée de vie globale d’un transformateur.

En raison des exigences de température de l’isolation, les transformateurs utilisent des systèmes de refroidissement pour contrôler l’augmentation de la température. La meilleure méthode pour absorber la chaleur des enroulements, du noyau et des pièces structurelles dans les transformateurs de puissance plus importants consiste à utiliser de l’huile. Comme nous le verrons dans les sections suivantes, la capacité calorifique et la conductivité thermique de l’huile affectent le processus de transfert de chaleur.

Pour les petits transformateurs pétroliers, la surface du réservoir est utilisée pour dissiper la chaleur dans l’atmosphère. Pour les transformateurs plus gros, des échangeurs de chaleur, tels que des radiateurs, généralement montés à côté du réservoir, sont utilisés pour refroidir l’huile. La norme IEEE C57.12.00-2000 identifie le type de système de refroidissement selon le tableau 1.

Définition de la classe de refroidissement

ONAN: Oil Natural-Air Natural

ONAF: Oil Natural-Air Force

OFAF: Oil Force-Air Force

ODAF: Oil Directed- Air Force

Tableau 1. Types de refroidissement de transformateur.

ONAN fait référence à la dissipation de la chaleur de l’huile vers l’atmosphère. Cela se fait par la circulation naturelle de l’huile à travers les enroulements et l’équipement de refroidissement, qui est refroidi de l’extérieur par de l’air naturel. Au fur et à mesure que la température de l’huile augmente en raison des parties actives du transformateur, la gravité spécifique de l’huile diminue, ce qui fait que l’huile se déplace vers le haut vers l’entrée des refroidisseurs. Au fur et à mesure que l’huile traverse les échangeurs de chaleur ou les refroidisseurs, sa gravité spécifique augmente, ce qui lui permet de s’écouler vers le bas. Voir la figure (a).

(a) ONAN

La désignation de refroidissement ONAF maintient la circulation naturelle de l’huile à travers les enroulements et l’échangeur de chaleur, sauf que l’air est maintenant forcé à la surface des radiateurs. À mesure que la charge augmente, le processus de refroidissement naturel précédent ne suffit plus pour dissiper la chaleur à un rythme qui peut maintenir la température du transformateur en équilibre. Si des ventilateurs sont utilisés pour refroidir les radiateurs, le processus de transfert de chaleur sera augmenté, ce qui entraînera une capacité de transformateur supplémentaire. Une puissance nominale du transformateur allant jusqu’à 133 % de la valeur nominale de base peut être obtenue en ajoutant un étage de ventilateurs et jusqu’à 167 % avec deux étages.

(b) OFAF

La désignation de refroidissement OFAF augmente le taux de transfert de chaleur en forçant la circulation d’huile avec des pompes. Pour obtenir une dissipation thermique maximale sous refroidissement OFAF, les ventilateurs doivent continuellement souffler de l’air sur la surface des radiateurs . Voir figure (b).

(c) ODAF

Une meilleure façon d’améliorer la dissipation de la chaleur consiste à forcer l’huile à travers l’enroulement, comme illustré à la figure (c). Lorsque l’huile est forcée de s’écouler à travers les enroulements, elle est indiquée comme flux dirigé et sa désignation est ODAF. Lorsque l’huile est forcée de s’écouler librement à l’intérieur du réservoir, il est indiqué qu’il s’agit d’un écoulement non dirigé. Voir figure (b).

Le processus thermique d’un transformateur est contrôlé en maintenant sa température sous les valeurs autorisées indiquées par le fabricant. Ces limites sont généralement définies en suivant les normes industrielles IEEE ou IEC pour les transformateurs de puissance.

Pour la deuxième partie de cet article, les détails de chargement, le calcul du vieillissement de l’isolant, les températures des points les plus chauds et les formules d’échauffement seront partagés.

 

Source : article sur le principe fondamental de la charge et de la protection thermiques des transformateurs.