Les transformateurs de puissance remplis de liquide contiennent généralement des milliers de litres d'isolant inflammable. Lorsque cet isolement est rompu, il existe un risque élevé de défaillance du transformateur qui pourrait mettre en danger la vie humaine, générer des risques pour l'environnement et détruire des actifs précieux. Les tests en direct utilisant des arcs étant coûteux et potentiellement dangereux, les simulations numériques constituent une alternative utile pour étudier les défaillances dans une large gamme de transformateurs.

Les traversées étant des sources courantes de défaillance du transformateur, nous examinons le rôle de la mise en œuvre d'un système de dépressurisation rapide du transformateur dans deux conceptions de transformateur simulées, avec des protections situées dans la région de la tourelle de la traversée pour assurer la robustesse du transformateur. aux arches internes.

1. Introduction

Les transformateurs de puissance remplis de liquide contiennent généralement des milliers de litres d'isolant diélectrique inflammable. Lorsque cet isolant est brisé, le court-circuit résultant déclenche une chaîne de réactions chimiques produisant un mélange de gaz combustibles tels que l'acétylène et l'hydrogène. Une formation soudaine de gaz peut rapidement mettre le réservoir du transformateur sous pression au-delà de sa capacité de résistance aux conditions dans lesquelles une défaillance structurelle catastrophique est imminente.

L'explosion d'un transformateur entraîne non seulement des pertes financières considérables pour le secteur de l'énergie, mais peut également mettre en danger la vie des personnes et la sécurité de l'environnement. Un rapport d'enquête réalisé en 2015 par le CIGRE sur la fiabilité des transformateurs a révélé que les taux annuels de défaillance des transformateurs sont d'environ 1% en moyenne, avec des taux supérieurs à 1,3% par an pour les classes de transformateurs de puissance à haut risque. [1]

Parmi les diverses causes fondamentales signalées, les défaillances liées à la traversée sont des sources fréquentes d'incendie et d'explosion du transformateur. Le même document CIGRE de 2015 concluait, d'après une enquête sur 675 défaillances majeures de transformateurs ayant des classes de tension d'au moins 100 kV, que les traversées étaient à l'origine de la défaillance dans 48,5% des cas ayant entraîné une explosion ou un incendie, L'origine de la faute est connue.

2. Le système de dépressurisation rapide du transformateur

Figure 1. Système de dépressurisation rapide du transformateur, comprenant la protection de la tourelle de la bague.

La technologie de protection étudiée, le TRANSFORMER PROTECTOR (TP), est illustrée à la figure 1. Cette technologie est conforme à la recommandation NFPA 850 publiée en 2015 [2] sur les systèmes de dépressurisation rapide des transformateurs, dont l'objectif est de Défaillances du transformateur dues à un arc interne.

Le système de dépressurisation rapide du transformateur comprend:

1. Ensemble de dépressurisation de réservoir (DS) comprenant une chambre de décompression;
2. Dépressurisation de la tourelle ou de la bague du transformateur;
3. Réservoir de séparation des hydrocarbures et des gaz explosifs et évacuation des gaz explosifs vers une région éloignée;
4. Injection d'azote pour évacuer tous les gaz explosifs contenus dans le réservoir du transformateur avant d'ouvrir le réservoir de réparation du transformateur.
5. Un système de dépressurisation rapide installé par un transformateur est illustré à la figure 2.

L’ensemble de dépressurisation de la tourelle à bague, indiqué dans la partie 2 de la figure 1, est entouré en vert sur la figure 2. En raison du fait que les bagues sont des sources courantes de défaillance du transformateur, les tourelles à bague comprennent des éléments Haute tension dans une région géométrique restreinte, nous examinons le rôle du déploiement d’ensembles de dépressurisation stratégiquement situés dans les tourelles des traversées afin de limiter les dommages causés au réservoir du transformateur lors d’arcs internes. Deux modèles de transformateurs distincts sont étudiés pour garantir que les résultats présentés sont suffisamment généraux.

Figure 2. Installation d'un système de dépressurisation rapide du transformateur, comprenant une protection de la tourelle de la traversée

Le court-circuit dans un transformateur entraîne une formation soudaine de gaz qui peut rapidement mettre le réservoir sous pression au-delà de sa capacité de résistance aux conditions dans lesquelles une défaillance structurelle catastrophique est imminente. L'explosion coûte non seulement beaucoup à l'entreprise, mais elle peut également mettre en danger la vie humaine et l'environnement.

3. Modèles de transformateurs étudiés

Nous utilisons deux grands transformateurs de puissance comme modèles pour comprendre le comportement typique associé à la dépressurisation des réservoirs. Le premier transformateur est un transformateur à noyau triphasé de 166,7 MVA, que nous appellerons modèle A, et le second transformateur à noyau triphasé de 363 MVA, que nous appellerons modèle B. La géométrie du dessin assisté par ordinateur (CAD) et le maillage tétraédrique ils sont illustrés à la figure 3 pour le modèle A et à la figure 4 pour le modèle B. Les emplacements des arcs simulés sont mis en évidence dans les mêmes images. Le modèle A présente une configuration de protection consistant en un ensemble de dépressurisation verticale (VDS) de 250 mm de diamètre dans le réservoir principal et trois ensembles de dépressurisation en tourelle à bague de 200 mm de diamètre (BTDS) pour chaque tour à grande hauteur tension En raison de la puissance nominale plus élevée, le modèle B dispose d'une configuration de protection de deux VDS de 300 mm dans le réservoir principal et de trois BTDS de 250 mm de diamètre pour chaque tourelle à traversée de bagues haute tension.

Nous avons examiné comment éviter d’endommager la cuve du transformateur pendant les arcs internes en déployant des ensembles de dépressurisation stratégiquement situés dans les tourelles des coussinets.

Le TP fonctionne moins de 9 ms après le début de l’arc, dépressurise rapidement les transformateurs et maintient la pression en dessous de la limite de résistance du réservoir de 1 à 2 bar.

4. Méthode numérique

À l'aide d'un logiciel défini et validé dans [3] et [4], les pressions de fluide après le court-circuit dans ces transformateurs modèles sont étudiées. Ce logiciel de simulation résout les équations de Navier-Stokes d'un système de fluide compressible à deux phases en utilisant une méthodologie à volumes finis avec un solveur de Godunov pour calculer des solutions aux problèmes de Riemann. Les solutions sont basées sur un ensemble réduit de cinq équations, qui représentent l’aversion de la fraction en phase gazeuse et des équations de conservation pour les densités des deux phases, le moment du mélange liquide-gaz et l’énergie totale du mélange [5 ].

Dans ce modèle, les phases gazeuse et liquide d'une cellule tétraédrique se relâchent infiniment rapidement à un équilibre local pression / vitesse [6]. Les relations thermodynamiques entre l’énergie interne, la densité et la pression sont calculées en supposant que l’équation du gaz idéal est satisfaite pour la phase vapeur et que l’équation du gaz rigide est conservée pour la phase liquide. L'équation d'état des gaz durcis est une équation d'état souvent utilisée dans la recherche sur les explosions pour expliquer la compressibilité des liquides à des pressions extrêmes [7].

Un arc de 10 MJ a été simulé dans les deux réservoirs, car il est généralement considéré que l’énergie de l’arc est suffisante pour casser un réservoir de transformateur, en l’absence de système de dépressurisation rapide [9]. La durée de l’arc est réglée sur cinq cycles, une échelle de temps typique pour le déclenchement des disjoncteurs, qui est d’environ 83 ms pour le transformateur A et de 100 ms pour le transformateur B.

5. Résultats

Les pressions moyennées spatialement calculées dans ces réservoirs de transformateur sont illustrées aux figures 5 et 6; les pressions situées sur les tourelles des manchons sont illustrées aux figures 7 et 8; et les contours de pression tridimensionnels sont illustrés aux figures 9 et 10.

Nous observons qu’en raison du fonctionnement précoce du TP, dans les 9 ms suivant l’initiation des conditions d’arc, les transformateurs se dépressurisent rapidement et se situent en dessous de la limite de résistance statique du réservoir dans un laps de temps d’environ 200 ms. . En revanche, les transformateurs non protégés atteignent des pressions constantes supérieures à 1 bar. Les réservoirs de transformateur statiques approximatifs sont généralement conçus pour résister. Cette limite de résistance statique de 1 bar pour les réservoirs de transformateur est basée sur le Guide CIGRE A2.33 pour les mesures de sécurité incendie des transformateurs [9], qui stipule que "les limites de résistance à la pression statique du réservoir [. ..] ils sont généralement compris entre 1,0 et 2,0 bar (à la base de la citerne), sauf si une conception de citerne spéciale présentant une résistance plus élevée a été spécifiée. "Pour le transformateur A, les pressions constantes étaient d'environ 45 bar, et pour transformateur B, les pressions constantes atteignant presque 70 bars, ces pressions sont suffisamment grandes pour casser le réservoir du transformateur.

Selon des preuves anecdotiques observées sur le terrain, nous pensons qu'une technologie de protection qui dépressurise un transformateur dans cet intervalle de temps de 200 ms évitera une rupture catastrophique du réservoir et les incendies ultérieurs. Par conséquent, en utilisant ce critère, des solutions de protection simulées seraient suffisantes pour garantir que le transformateur ne subisse pas une explosion ni un incendie.

Comme les pressions sur les tourelles de traversée atteignent des valeurs encore plus élevées: environ 50 bars pour le transformateur A et environ 80 bars pour le transformateur B, ces emplacements présentent un risque élevé de défaillance de la citerne. Cela peut être attribué à la région géométrique restreinte, permettant de localiser les pressions. Bien qu'il ait été simulé que les arcs étaient relativement éloignés des ensembles de dépressurisation de la tourelle à traversée, la proximité des conducteurs haute tension par rapport à la terre dans ces régions en fait des emplacements à haute probabilité d'arc. De plus, la défaillance de la tourelle du moyeu risque fort d'entraîner une défaillance ultérieure des coussinets.

Figura 7. Presión en torretas de buje para transformador modelo A de 166.7 MVA, arco de 10 MJ

Figure 8. Pression sur les tourelles à travers les bagues pour un transformateur de 363 MVA, modèle B, arc de 10 MJ

En raison d'un débit d'huile beaucoup plus faible et d'une dépressurisation plus lente du réservoir, le PRD n'est pas aussi efficace que le TP pour empêcher la rupture, étant donné un arc de 10 MJ

5.4 Résultats:

Comparaison avec le dispositif de décompression (PRD) Comme il n’existe pas de norme de performance de dépressurisation de liquide pour un PRD dans un transformateur de puissance, la performance de gaz est utilisée comme indicateur indirect. Plus précisément, un argument en matière de conservation de l’énergie peut être avancé en associant le changement de l’énergie cinétique de l’huile à la différence de pression à travers le PRD, car les forces visqueuses sont insignifiantes comparées au gradient de pression et aux forces d’inertie dans Cet espace de paramètre. Cela implique que la vitesse de sortie s'écoule inversement proportionnellement à la racine carrée de la densité.

La norme IEEE C57.156 [8] a mesuré les vitesses de sortie du gaz que nous considérerons comme des limites supérieures et inférieures de la performance du PRD. Pour traduire ces mesures en un transformateur à liquide, nous multiplions les vitesses spécifiées par le rapport racine de la densité de l'air à une température de 298 K et une pression de 1,01 bar à la densité de l'huile, 850 kg / m3. Étant donné que ces mesures sont effectuées pour des différences de pression limitées, ceci ne devrait être considéré que comme une analyse préliminaire.

Les résultats des figures 11 et 12 montrent que le débit de sortie associé au TP est au moins plusieurs fois supérieur au débit de sortie associé à tous les PRD pour chaque cuve de transformateur. Nous notons que pour le transformateur plus grand, seules les 50 premières ms du flux sont indiquées, car l’évolution ultérieure du temps peut ne pas prendre en compte le flux dans le réservoir. La performance la plus faible peut être attribuée à l'inertie associée au ressort PRD et à la zone d'écoulement plus petite.

Nous concluons que, étant donné que le débit d'huile beaucoup plus faible ne conduirait pas à une dépressurisation rapide du réservoir du transformateur, le PRD ne suffit pas pour empêcher la rupture de ces réservoirs, étant donné un arc de 10 MJ.

conclusion

Des simulations d'augmentation de pression dans un transformateur triphasé de 166,7 MVA et un transformateur triphasé de 363 MVA ont été utilisées pour évaluer les stratégies efficaces d'atténuation des bris de réservoir, étant donné un arc de haute énergie typique de magnitude 10 MJ. Comme ces simulations ont une portée limitée, c’est-à-dire qu’elles ne modélisent pas tous les scénarios d’arc possibles ni ne prennent en compte l’énergie absorbée par la structure du réservoir du transformateur par les déformations et les vibrations de la paroi, ces conclusions doivent être considérées comme un guide représentatif de la performance. une situation d’arc typique et une démonstration qualitative des différences marquées entre un réservoir scellé sans protection anti-explosion du transformateur et le même réservoir équipé d’un système de dépressurisation rapide.

Sur la base des simulations, nous pouvons conclure que les transformateurs dépourvus du système de dépressurisation rapide ont présenté une augmentation soutenue de la pression de la citerne bien au-dessus du seuil de sécurité attendu de 1 bar. Les pressions finales en régime permanent calculées pour le réservoir sans dispositifs de protection contre les explosions étaient bien supérieures à 10 bar, pressions suffisamment élevées pour entraîner la rupture du réservoir, car les réservoirs du transformateur sont conçus pour résister à des pressions constantes de 1 bar seulement. Les pressions étaient plus élevées pour la région de la tourelle de la traversée que pour le réservoir principal, indiquant une possible défaillance de la traversée. Pour les mêmes modèles d'arc, les réservoirs de transformateur simulés avec le système de dépressurisation rapide ont montré que tous les ensembles de dépressurisation étaient activés 9 ms, bien avant la durée de l'arc.

Au cours de la dépressurisation, les pressions transitoires maximales à l'intérieur du réservoir ont été réduites d'au moins un facteur deux. Enfin, le système de dépressurisation rapide a dépressurisé les réservoirs à des niveaux sécuritaires en environ 200 ms, une échelle de temps compatible avec la prévention de la rupture des réservoirs selon l'expérience du fabricant. En résumé, le système de dépressurisation rapide du transformateur, comprenant des ensembles de dépressurisation de taille appropriée et situés à proximité des tourelles à traversée de haute tension, constitue un outil efficace pour réduire les risques d'explosion et d'incendie du réservoir du transformateur.

Références

[1] CIGRE A2.37, Transformer Reliability Survey, 2015

[2] National Fire Protection Association, NFPA 850, 2015

[3] S. Muller, R. Brady, G. de Bressy, P. Magnier and G. Pergaud, “Prevention of Transformer Tank Explosion, Part 1: Experimental Tests on Large Transformers,” in ASME PVP, Chicago, USA, 2008

[4] B. Landis, O. Ahmed, S. Yoon, A. Goj and G. Perigaud, “Development of a TwoWay Fluid Structure Coupling for Studying Power Transformers Subjected to Internal Dynamic Overpressures,” in ASME PVP, Paris, France, 2013

[5] H. Guillard and A. Murrone, “A five equation reduced Model for compressible two phase flow problems,” INRIA, Vol. 4778, 2003

[6] R. Saurel, F. Petitpas and R. Abgrall, “Modelling phase transition in metastable liquids: Application to cavitating and flashing flows,” J. Fluid Mech., Vol. 607, pp. 313-350, 2008

[7] R. Menikoff, “Empirical EOS for Solids,” in Shock Wave Science and Technology Reference Library Vol. 2, Berlin, Springer-Verlag, 2007, pp. 143-188

[8] IEEE C57.156, Guide for Tank Rupture Mitigation of Liquid-Immersed Power Transformers and Reactors, 2016

[9] CIGRE A2.33, Guide for Transformer Fire Safety Practices, 2013