Surcharge & Calculs des Transformateurs

Dans l’article 1, nous avons commencé à expliquer l’introduction des types de chargement thermique et de refroidissement des transformateurs. Dans cet article, nous allons commencer par l’article-1.

La durée de vie du transformateur est directement liée à la durée de vie des matériaux d’isolation. Par conséquent, dans cet article, nous allons analyser les formules et les calculs.

Il existe différentes raisons pour lesquelles les transformateurs deviennent surchargés ou pourquoi les services publics peuvent choisir de les surcharger au-delà de leurs valeurs nominales. L’une des raisons est que la demande de charge a rattrapé ou dépassé la capacité du transformateur et qu’une capacité supplémentaire est nécessaire. En raison de la complexité et de l’exposition du système électrique, quelle que soit la qualité de sa conception, des pannes vont se produire. C’est la fonction principale de l’équipement de protection de reconnaître ces défauts et d’isoler l’élément défectueux du reste du système. Cela amènera le flux de puissance à trouver de nouvelles façons d’atteindre la demande de charge. Les transformateurs qui se trouvent sur de tels chemins peuvent subir des surcharges au-delà de leur capacité normale. En fait, selon des raisons économiques et de fiabilité, il peut être nécessaire de surcharger les transformateurs pour utiliser 25 %, 50 % ou plus de leur durée de vie pour maintenir les charges des clients ou pour donner aux opérateurs du système le temps d’atténuer les conditions d’urgence et d’empêcher une éventuelle coupure électrique. Il est possible de surcharger intelligemment les transformateurs à une valeur nominale qui est toujours sûre à utiliser en utilisant le guide IEEE pour le chargement des transformateurs à huile minérale C57.91-1995. Le guide décrit les risques, la théorie et les calculs qui permettent de surcharger les transformateurs de puissance. Comprendre le vieillissement de l’isolation et calculer la température d’enroulement du point le plus chaud sont d’une importance vitale pour savoir à quel point un transformateur peut être surchargé en toute sécurité.

Vieillissement de l’isolation

L’isolation solide d’un transformateur de puissance possède deux caractéristiques essentielles : la résistance diélectrique et la résistance mécanique. La rigidité diélectrique est maintenue jusqu’à ce que l’isolant soit exposé à certaines températures élevées. À ce stade, l’isolant devient également cassant et perd sa résistance mécanique. Si les températures élevées sont sévères, l’isolation ne pourra plus conserver ses propriétés, ce qui entraînera une défaillance de l’isolation et mettra fin à la durée de vie utile du transformateur. Les effets secondaires du vieillissement de l’isolation comprennent la formation d’eau et d’oxygène. Cependant, avec les nouveaux systèmes de préservation de l’huile, ces formations peuvent être minimisées, laissant l’exposition à la température d’isolation comme paramètre de contrôle pour le personnel de contrôle.

À la fin des années 1940, on a découvert que le vieillissement de l’isolant faisait partie d’un processus chimique. Ses réactions varient avec la température selon l’équation d’Arrhenius

Ɵ_H: est la température du point le plus chaud de l’enroulement, °C

A: est une constante

B: est une constante

La courbe indique que si la température du point le plus chaud de l’enroulement est autorisée à dépasser 110 °C, le vieillissement de l’isolation est accéléré au-dessus de son taux normal et ralenti pour des températures inférieures à 110 °C. Transformateurs avec des facteurs de charge entre 55 % et 65 % peut rarement atteindre cette température, ce qui entraîne un vieillissement lent de l’isolation.

L’équation de la courbe de durée de vie par unité est indiquée ci-dessous:

La valeur constante 15000 correspond à la pente du vieillissement et représente la plupart des formes d’isolation. ΘH est la température de l’enroulement du point le plus chaud. Cette équation de durée de vie par unité est la base du calcul de la courbe du facteur d’accélération du vieillissement de la Figure-2.

Le facteur d’accélération du vieillissement est calculé à l’aide de l’équation suivante:

Le facteur d’accélération du vieillissement peut être utilisé pour calculer la durée de vie d’un transformateur pour une température d’enroulement du point le plus chaud prédéterminée. Cependant, pour calculer la perte de vie d’un transformateur pour un cycle de 24 heures, il faut utiliser l’équation suivante:

F_EQA: Facteur de vieillissement équivalent pour la période totale

N: Nombre total d’intervalles

n: Indice d’intervalle de temps

F_AAn: Facteur d’accélération du vieillissement à l’indice n

Δt_n: Intervalle de temps

La perte de vie totale d’un transformateur peut être calculée en pourcentage à l’aide de l’équation suivante:

Selon le guide IEEE C57.91-1995, la durée de vie normale de l’isolant est un sujet de controverse depuis des décennies. Les versions antérieures de la norme IEEE C57.91-1981 s’étaient fixées sur une durée d’isolation de 65 000 heures pour les transformateurs de puissance. La norme stipule désormais que cette valeur peut être extrêmement conservatrice ; une durée d’isolation de 180 000 heures est maintenant utilisée depuis de nombreuses années.

Cette section a décrit la durée de vie normale de l’isolation du transformateur et les facteurs qui affectent son vieillissement. Nous avons également établi que le vieillissement de l’isolation est directement lié à la température de l’enroulement du point le plus chaud. Si nous voulons établir une cote de surcharge thermique, la température de l’enroulement du point le plus chaud doit être connue.

La température du point le plus chaud de l’enroulement

Comme cela a été déterminé précédemment, les propriétés mécaniques et diélectriques d’un isolant se détériorent à des températures supérieures aux limites normales. De la section précédente, nous savons maintenant que si la température du point le plus chaud est autorisée à dépasser 110 ° C, l’isolation se détériore à un rythme plus rapide que la normale. Par conséquent, les températures les plus élevées dans le transformateur facilitent le calcul de l’intégrité de l’isolation.

La température du point le plus chaud de l’enroulement est donnée par

ΘH = ΘA + ΔΘTO + ΔΘH

Où:

ΘA: Température ambiante

ΔΘTO: Augmentation de l’huile supérieure au-dessus de la température ambiante en ° C

ΔΘH: Élévation du point le plus chaud d’enroulement au-dessus de la température de l’huile supérieure

Température ambiante ΘA

Pour prévoir une surcharge pour une période de 24 heures, des incréments discrets de température ambiante d’une heure sont nécessaires. La température utilisée doit être la température quotidienne maximale pour le mois d’intérêt moyennée sur plusieurs années.

Montée de l’huile supérieure au-dessus de la température ambiante ΔΘTO

Comme expliqué dans la section sur le processus de transfert de chaleur thermique, la chaleur produite par le noyau, les pièces structurelles et l’enroulement du transformateur diminue la gravité spécifique de l’huile, la faisant remonter vers le haut du réservoir. Dans des conditions de charge en régime permanent, l’élévation de l’huile supérieure au-dessus de la température ambiante peut être constante. D’autre part, dans des conditions transitoires ou lorsque la charge augmente ou diminue, l’élévation de l’huile supérieure au-dessus de la température ambiante peut varier en permanence (2). À la suite d’un tel comportement, l’élévation de l’huile supérieure au-dessus de la température ambiante est donnée par la formule suivante:

ΔΘTO,u: Élévation ultime de l’huile supérieure au-dessus de la température ambiante en °C

ΔΘTO,i: Augmentation initiale de l’huile supérieure au-dessus de la température ambiante en °C

t: Durée de la charge modifiée en heures

τ: Constante de temps thermique pour le transformateur (tenant compte de la nouvelle charge et tenant compte du différentiel de température spécifique entre la montée d’huile ultime et la montée d’huile initiale)

Lors d’une augmentation ou d’une diminution de la charge, un transitoire d’échauffement se produit à l’intérieur du transformateur, entraînant une augmentation ou une diminution de la température. En raison de la grande masse du transformateur, il faut du temps pour que la chaleur se dissipe d’une valeur initiale à une valeur ultime. Par conséquent, les augmentations initiales (ΔΘTO,i) et ultimes (ΔΘTO,u) de l’huile de surface par rapport aux formules ambiantes sont données ci-dessous:

ΔΘTO,R: Augmentation de l’huile supérieure au-dessus de la température ambiante à pleine charge (déterminée lors du rapport d’essai)

K: Rapport entre la charge d’intérêt et la charge nominale

R: Rapport entre la perte de charge à charge nominale et la perte à vide

n: Exposant dérivé empiriquement utilisé pour calculer les variations de ΔΘTO avec les changements de charge. Les transformateurs avec différents modes de refroidissement auront différentes valeurs n, qui se rapprochent des effets du changement de résistance avec le changement de charge.

Le temps nécessaire à la température de l’huile supérieure pour atteindre sa valeur ultime est fonction de la constante de temps de l’huile thermique τ. La constante de temps de l’huile pour la montée de l’huile supérieure est donnée ci-dessous:

Où:

τTO,R: Constante de temps de l’huile à la charge nominale commençant par l’augmentation initiale de la température de l’huile supérieure à 0 °C

PT,R: Puissance dissipée totale t charge nominale

C: Capacité thermique du transformateur de puissance (wattheure par °C)

« La capacité thermique est le transfert de chaleur à une unité de quantité de matière dans un corps qui provoquera une variation de 1°C de la température du corps » (2). Cette capacité thermique dépendra du système de refroidissement utilisé et de la taille du transformateur.

La capacité thermique est calculée comme suit:

Pour les modes de refroidissement ONAN, ONAF:

C= 0.06*( poids du noyau et des bobines) + 0.04*( poids du réservoir et des raccords) + 1.33*( gallons d’huile)

Pour les modes de refroidissement OFAF, dirigé ou non dirigé:

C= 0.06*( poids du noyau et des bobines) + 0.06*( poids du réservoir et des raccords) + 1.93*( gallons d’huile)

Élévation du point chaud d’enroulement au-dessus de la température de l’huile supérieure ΔΘH

Lors d’une charge continue ou en régime permanent, les pertes font augmenter la température de l’enroulement. Au fur et à mesure que le processus se poursuit, la chaleur est transférée à l’huile environnante. Ce processus de transfert de chaleur se poursuit jusqu’à ce que la chaleur générée par les enroulements soit égale à la chaleur évacuée par l’huile sous charge continue. Dans des conditions de transitoire thermique, l’élévation du point le plus chaud de l’enroulement peut passer d’une valeur initiale à une valeur ultime en fonction de la constante de temps du point le plus chaud de l’enroulement τW. Ceci est donné par:

Où:

ΔΘH,i: Hausse initiale du point chaud par rapport au pétrole supérieur

ΔΘH,u: Élévation ultime du point chaud par rapport à l’huile supérieure

ΔΘH,R: Élévation sinueuse du point chaud au-dessus de l’huile supérieure

ΔΘ_H/A,R: Élévation du point chaud de l’enroulement au-dessus de la température ambiante

τ: Constante de temps d’enroulement

m: Exposant dérivé empiriquement pour tenir compte de l’épaisseur de la paroi d’isolation du conducteur, de la configuration du conducteur, de la viscosité de l’huile, de la vitesse de l’huile, du mode de refroidissement

ΔΘ_H/A,R est une valeur déterminée lors de la fabrication du transformateur de puissance. Le C57.91-1995 recommande également de prendre une valeur de 80 °C pour une élévation moyenne de l’enroulement de 65 °C et une valeur de 65 °C pour une élévation moyenne de l’enroulement de 55 °C sur sa plaque signalétique, respectivement.

Notre objectif initial était de déterminer le degré de surcharge qu’un transformateur immergé dans l’huile peut supporter sans affecter gravement son intégrité et en sachant qu’il peut toujours fonctionner en toute sécurité. Nous avons décrit dans les sections précédentes que le facteur déterminant de la crédibilité de l’isolation est l’exposition à la température, car à des températures élevées, l’isolation peut perdre ses propriétés d’isolation. Pour cette raison, il est nécessaire d’établir la température d’enroulement du point le plus chaud. Si nous connaissons la température maximale du point le plus chaud auquel l’isolant est exposé, nous connaissons la durée de vie perdue, ce qui nous permet de limiter la surcharge. Pour les applications pratiques, suivre les formules décrites ci-dessus peut être fastidieux, complexe et prendre du temps. Il sera expliqué dans la dernière section de cet article qu’un relais de protection à microprocesseur peut effectuer les calculs d’algorithmes que nous avons décrits, simplifiant ainsi le travail de calcul et d’application. Cependant, le relais demandera à l’utilisateur d’entrer la température maximale du point le plus chaud où il souhaite que le relais fonctionne. Les programmes informatiques peuvent également faciliter l’analyse et les études hors ligne qui sont nécessaires pour établir des cotes limitées. En conséquence, des méthodologies de notation peuvent être créées et affinées.

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