PERFORMANCE ET RESISTANCE AU FEU DES TRANSFORMATEURS DE DISTRIBUTION Dr.Ir. Jan DECLERCQ, Pauwels International, (Belgium), J.Declercq@pauwels.com Ing. Raymond VAN SCHEVENSTEEN, Pauwels International, (Belgium) Ing. François LANDAIS, Pauwels France, (France), Francois.Landais@pauwels.com RESUME Cet article étudie les transformateurs de type sec et les unités immergées, soit conventionnelles avec système isolant cellulose-huile minérale, soit utilisant le nouveau système isolant haute température utilisé pour les transformateurs compacts. Il présente la performance et les spécifications fonctionnelles des transformateurs immergés. La sécurité et le comportement au feu des transformateurs de type sec par rapport aux unités immergées avec isolant haute température sont présentés dans un test grandeur nature lors duquel deux transformateurs complets ont été exposés au feu. Il s agit là d informations utiles car le comportement au feu des composants fait l objet d une attention particulière et constitue un facteur important dans les coûts d assurance. 1. INTRODUCTION Aujourd hui, le marché des transformateurs de distribution peut être divisé en 2 familles de technologies : les transformateurs secs et les transformateurs immergés. De manière générale, on peut considérer que plus que 90 % du marché est dédié aux transformateurs immergés, et en particulier aux transformateurs avec un système d isolation conventionnel : cellulose ( papier et bois) et huile minérale. Les deux raisons principales justifiant ce choix de cette technologie sont : le coût d achat moindre et la grande expérience de ce type d appareils. Avant les années 1970, les transformateurs immergés étaient aussi disponibles avec un liquide qui ne brûlait pas : les transformateurs immergé dans le pyralène (Askarel ou PCB). Mais pour des raisons de santé et risque pour l environnement, ces produits ont par la suite été interdits. Cela permis de laisser la place aux transformateurs avec technologie sèche, avec des enroulements enrobés. Le système d isolation électrique est remplacé par une résine (époxyde) et l air. Des résines ont été devélopées pour résister aux tensions électriques et aux contraintes mécaniques, thermiques et chimiques qui apparaissent dans un transformateur en service. Les premières années de cette technologie ont été marquées par plusieurs petits problèmes essentiellement dus au manque d optimisation du système d isolation sec par les constructeurs. L aspect favorable restait le comportement au feu, car l huile minérale d un transformateur immergé a une valeur calorifique plus haute et un point de feu plus bas que le transformateur sec. Dans beaucoup d applications type bâtiments ou tunnels, les stations électriques ont ainsi été équipées de transformateurs secs pour leurs bon comportement au feu et leurs dimensions réduites. Toutefois, durant les années 1980, des transformateurs immergés, utilisant un fluide ignifuge, ont été développés comme solution alternative aux transformateurs secs. Ces transformateurs offrent un degré de protection inhérent au minimum IP43, quand le transformateur sec (IP00) a besoin d une enveloppe volumineuse. Le transformateur à remplissage intégral n a pas besoin d entretien, résiste mieux aux surcharges et surtensions et présente un refroidissement plus efficace (dans plusieurs cas sans ventilateurs). Plus récemment une nouvelle génération de transformateurs immergés est née : les transformateurs compacts à haute température pour des applications très spécifiques (voir 2.2). Ils présentent une performance et une fiabilité qui conviennent tout particulièrement à ces applications spéciales. Même avec tous ces avantages, reconnus dans la plus grande partie de l industrie mondiale, il reste toujours des non-initiés qui y voient un risque d incendie élevé, et jugent parfaits les transformateurs de type sec. Mais tout n est pas blanc ou noir d où cette étude, réalisée surtout afin d étudier le comportement au feu des deux technologies. 2. PERFORMANCE DES DIFFERENTES TECHNOLOGIES 2.1 Spécifications électriques La différence fondamentale entre un transformateur immergé et une unité de type sec enrobé réside dans leurs isolants électriques, respectivement papier/fluide et air/résine. Cette structure du système d isolation contribue également à assurer la gestion de la chaleur et l intégrité mécanique. Un transformateur immergé conventionnel utilise la cellulose et une huile minérale, tandis que la technologie avancée SLIM de Pauwels fait appel à l isolant aramide haute température DuPont NOMEX associé à un fluide silicone. Dans un Bio-SLIM (voir Fig. 1) qui est encore plus compact qu un SLIM, le silicone est remplacé par le MIDEL 7131, un ester synthétique. Ces deux liquides sont de la Classe K3 suivant CEI 61100 (classification de comportement au feu), mais un ester est complètement biodégradable ce qui représente un point fort dans des applications marine ou dans des zones publiques ou des stations de captage d eau [1].
Fig. 1 Transformateur 2.5MVA Bio-SLIM avec ester MIDEL 7131 pour éolienne. En général, les spécifications électriques fonctionnelles sont les mêmes et les différentes technologies peuvent répondre aux exigences de base de la plupart des applications en termes de basse tension, haute tension, puissance, impédance, pertes en charge, pertes à vide. Mais les transformateurs immergés offrent en moyenne moitié moins de pertes à vide, d où des économies substantielles puisque celles-ci s appliquent aux 8760 heures de fonctionnement par an, pendant toute la durée de vie du transformateur. Les transformateurs immergés tendent cependant à être plus volumineux que les unités de type sec (en IP00 sans enveloppe), en raison de leur structure de refroidissement (cuve à ailettes). Toutefois, avec les isolants haute température, les nouveaux transformateurs immergés SLIM et Bio-SLIM sont bien plus compacts tout en offrant une meilleure fiabilité thermique et une optimisation de l utilisation des matières premières. Quelques comparaisons sont fournies dans l article cité en référence [2]. 2.2 Conditions d utilisation Dans certaines applications, le transformateur doit opérer dans un environnement très contraignant, soit au niveau électrique, thermique, agressif et/ou mécanique. Toutefois, une fiabilité plus élevée peut être obtenue si ces facteurs sont pris en compte dès la conception, ainsi qu au niveau des procédés de production et du choix du système isolant. Exemples : les transformateurs liés aux convertisseurs sont soumis à un grand nombre de commutations qui provoquent des à-coups accompagnés de brèves surtensions dans les enroulements, une plus haute teneur en harmoniques et une saturation du noyau. les transformateurs installés dans des environnements agressifs, salins et humides comme bord-de-mer, ambiance marine ou installations chimiques, sont de préférence du type immergé hermétique. Pour les transformateurs à système d isolation ouvert (unités de type sec), une attention particulière doit être prêtée à la qualité de l air de refroidissement et au système isolant. Dans la plupart des cas, un habillage spécial avec ventilateurs et atmosphère conditionnée devient essentiel, tandis que filtrage, séchage et entretien régulier sont largement recommandés. Les transformateurs installés dans des nacelles d éoliennes sont soumis à des vibrations, surtout sur la plage basse fréquence située entre 5 Hz et 250 Hz. Leur conception doit donc assurer qu ils résisteront à ces vibrations durant toute leur durée de vie. La fixation de la partie active (noyau et enroulements) et les connexions haute et basse tensions, doivent faire l objet d une attention toute particulière. Les transformateurs élévateurs et de traction subissent des charges instables et variables. La conception mécanique doit être conçue pour résister aux fréquentes surcharges de courte durée qui agissent sur les enroulements comme des vrais court-circuits avec des forces mécaniques élevées. Les transformateurs installés dans des zones avec un niveau isoceraunique haut sont soumis à beaucoup de coups de foudre. Le système d isolation doit être résistant à ces crêtes de tension. Un système sec est plus susceptible aux surtensions et aux décharges partielles. Pour une ou plusieurs des raisons susdites, les transformateurs (Bio)-SLIM de Pauwels ont été choisis (liste non exhaustive): pour être installés dans plus de 3500 éoliennes jusqu à 6.5MVA (situation mi-2007), on-shore, near-shore et off-shore [8][9]; comme transformateurs de traction stationnaires pour alimenter les lignes RER et Métro de la RATP (Fig. 2) [10]; par les pompiers de Monaco pour des postes de distribution (tout comme les coureurs F1, les sapeurs connaissent la résistance au feu de leurs vêtements en Nomex ); en altitude dans les Alpes, pour remplacer des transformateurs secs défectueux de l Aiguille-du-Midi près de Chamonix et dans le tunnel de Fréjus [11]; pour remplacer des transformateurs aux PCB; pour augmenter la puissance des sous-stations industrielles existantes; comme transformateur élévateur dans des projets d énergie renouvelable sous-marines. Fig. 2 Transformateur SLIM 4 MVA pour RATP
(exploitation Métro et RER de Paris). La plus grande partie des (Bio)-SLIM est conçue suivant les particularités des spécifications de chaque client qui reconnaît les nombreux avantages comme valeurs ajoutées pour son projet. Mais, en parallèle, Pauwels Trafo présente aussi une gamme standardisée de SLIM pour transformateurs de distribution de 100kVA à 2500kVA suivant les normes françaises, qui est spécifiquement dédiée au remplacement des transformateurs aux PCB, à l augmentation de puissance en stations existantes, aux les bâtiments publiques et à d autres applications où les paramètres sécurité, fiabilité et encombrement sont considérés comme très important. 3. COMPORTEMENT AU «FEU» 3.1 Evaluation des risques et normes L évaluation des risques étudie toutes les causes possibles de défaillances et leurs conséquences. Les précautions pouvant être prises pour limiter les risques comprennent des dispositifs protecteurs, des mesures particulières lors de la conception et des tests périodiques. Les défaillances les plus graves sont liées à des phénomènes extérieurs pouvant être dangereux pour les hommes comme pour les installations, notamment une explosion déclenchant un incendie. Fort heureusement, ce type d accident est extrêmement rare. Dans la plupart des scénarios de défaillance, le transformateur s arrêtera de fonctionner et sera déconnecté du réseau. La probabilité d'une panne de transformateur est extrêmement faible constat justifié par notre propre expérience, et corroboré par des données générales et émanant d'utilisateurs du monde entier. Le MTBF (Mean Time Between Failures Temps moyen entre pannes) des transformateurs immergés est supérieur à 500 ans. La norme internationale CEI 60695-1-40 ("Essais relatifs aux risques feu : guide pour l'évaluation des risques feu des produits électrotechniques Fluides isolants") illustre et confirme la bonne sécurité incendie des transformateurs immergés ainsi que la très grande rareté de tels incidents. Les transformateurs conventionnels contiennent une huile minérale de Classe O1 (fluide avec point feu inférieur à 300 C et pouvoir calorifique net supérieur à 42 MJ/kg). Les transformateurs SLIM et Bio-SLIM contiennent pour leur part soit un fluide silicone soit un ester appartenant à la Classe K3 (fluide avec point feu supérieur à 300 C et pouvoir calorifique net inférieur à 32 MJ/kg). Selon le guide CEI, aucun incendie imputable à un transformateur immergé de Classe K3 n a été enregistré à ce jour, alors que quelque 150 000 de ces transformateurs ont été mis en service depuis la fin des années 70 [3]. Ces transformateurs immergés sont par conséquent largement acceptés dans les bâtiments, les applications ferroviaires, les éoliennes, les tunnels et les sous-stations dans des villes telles que Monaco (Fig. 3) et Hong Kong. Fig. 3 Transformateur SLIM 630kVA type NF pour Monaco Deux scénarios de risque feu doivent être considérés : 3.1.1 Scénario origine interne Des surcharges peuvent chauffer le fluide jusqu à son point feu, d où un risque d incendie en cas d exposition à une source d inflammation extérieure. Ou bien, l incendie peut être provoqué par un arc intérieur de grande intensité non maîtrisé. Cette situation pourrait créer une pression interne suffisante pour faire éclater la cuve. Dans ce cas, le fluide serait éjecté sous la forme d un spray susceptible d être enflammé par l arc. Le spray brûle intensément pendant une courte période, mais forme rapidement une nappe qui pourrait, ou non, brûler à la base de l équipement. L expérience a montré qu avec des fluides de Classe O1, un tel feu de nappe provoque des dégâts extrêmement importants. Toutefois, aucun feu de nappe n a à ce jour été enregistré pour des fluides de Classe K. Les tests effectués sur des fluides de classe K ont montré que, même si le spray est enflammé de cette manière, la nappe qui en résulte cesse rapidement de brûler en raison du point feu élevé des fluides de classe K qui requièrent donc des mesures de protection moins draconiennes que les fluides de Classe O. 3.1.2 Scénario origine externe L équipement est impliqué de manière interactive dans un incendie d origine extérieure, ou provoqué par l écroulement du bâtiment et l endommagement subséquent de la cuve. Dans le scénario «Origine Externe», les fluides de Classe K doivent être chauffés à une température plus élevée que ceux de Classe O pour s enflammer au contact d une flamme extérieure et continuer à brûler. Une analyse théorique [4] a été menée sur les effets des défaillances électriques survenant dans des transformateurs installés dans des espaces confinés, comme par exemple les tours d éoliennes. Celle-ci a montré qu un transformateur contenant un fluide silicone et doté d une cuve à ailettes suffisamment flexible, avec ou sans matelas de gaz, résistera généralement à la hausse de pression résultant d un arc interne si le temps de déclenchement est compris entre 0,1 à 0,2 seconde.
Si, pour une raison quelconque, la pression continue d augmenter et que la cuve éclate, un nuage d acétylène et d hydrogène sera libéré dans le local ; si ce nuage s enflamme, il s ensuivra une onde de choc. A proximité du transformateur, la pression sera élevée, mais l impulsion restera faible. A une distance d un mètre, aucun dommage structurel ne devrait se produire, de telle sorte qu un bâtiment de conception normale et des structures d acier standard suffisent pour assurer la sécurité. Le compartiment du transformateur constituant une boîte à feu est cependant préférable afin d éviter toute propagation de l incendie aux autres niveaux [6]. Dans le cas d un transformateur de type sec, le comportement feu est de Classe F0 ou F1 selon la norme Cenelec HD 464, dont le test porte sur une série d enroulements haute et basse tension. Étant donné qu il est très difficile de comparer et d expliquer les caractéristiques feu d un fluide silicone par rapport à une résine solide, nous avons décidé d effectuer ce test Cenelec sur 2 transformateurs triphasés grandeur nature. Fig. 2 Transformateur sec : vue de face après 2 minutes d exposition au feu et aux panneaux de rayonnement. 3.2 Tests au feu sur transformateurs Deux transformateurs élévateurs complets ont été sélectionnés au hasard : un transformateur sec enrobé de 1 MVA 20 kv 400 V offrant des propriétés feu F1, et un transformateur SLIM de 1,1 MVA 10 kv 400 V. Les transformateurs ont été placés dans un environnement thermiquement agressif, avec un feu d'alcool brûlant pendant 20 minutes sous les transformateurs et deux panneaux de rayonnement placés latéralement, assurant un apport de chaleur de 30 kw/m² pendant 40 minutes. Ces conditions sont les mêmes que celles de la norme HD 464, à l exception près que celle-ci porte seulement sur un enroulement de transformateur sec. Toutefois, dans la vie réelle, c est le transformateur complet qui est soumis au feu, et ce test est le premier à chercher à évaluer ce comportement à un point de référence mentionné dans la norme HD 464. Les tests ont été effectués à l Ineris, France, en 2004. Le test portant sur deux transformateurs complets, la configuration diffère de celle indiquée dans la norme HD464. La chambre de test est un tunnel horizontal de 50 m de long offrant une section de 10 m². Fig.3 Vue latérale du transformateur sec après 2 minutes. 3.2.1 Transformateur de type sec Le transformateur s'est enflammé avec combustion et fumée 6 minutes après l'allumage du feu et l'activation des panneaux de rayonnement (Fig. 2 et 3). Le feu extérieur présentait une température de 400 C ; au bout de 8 minutes, celle de l enroulement central se situait entre 800 et 870 C. Cette température a lentement diminué jusqu'à 700 C après la désactivation des panneaux de rayonnement, puis après jusqu'à 400 C, le transformateur brûlant de lui-même pendant plus d'une heure (Fig. 4 et 5). Sur les enroulements extérieurs, la température atteignait 300 C. Celle du bâti supérieur dépassait 800 C, même après interruption de l apport de chaleur extérieure. Les émissions de gaz (essentiellement CO) ont atteint 720 ppm après 9 minutes et ont lentement diminué jusqu à 300-350 ppm. Figure 10 montre le résultat final du test de résistance au feu. Fig.4 Vue de face après 23 minutes. Le feu extérieur s éteint lentement. Le transformateur brûle.
Fig.5 Vue latérale après 40 minutes. Aucun apport de chaleur extérieure. Le transformateur sec continue de brûler pendant plus d une heure. Fig. 7 Vue latérale du transformateur immergé avec isolant haute température après 2min30. 3.2.2 Transformateur SLIM Le transformateur immergé à isolant haute température a été soumis aux mêmes conditions de feu extérieur et de flux thermique (Fig. 6 à 9). L apport de chaleur a généré des températures externes de 500 à 600 C et une température interne de 260 C. En raison de l'expansion thermique du fluide isolant, la pression est montée jusqu'à 1,6 bar. Néanmoins, cette hausse de pression était insuffisante pour faire éclater la cuve. Aucun dommage notoire n a été observé à l extérieur du transformateur. Ce dernier n a pas contribué au feu extérieur. Figure 11 montre le résultat final du test de résistance au feu. Un feu plus intense serait requis pour faire éclater la cuve. De petites fuites sont cependant à prévoir, même si la cuve n éclate pas, mais sans engendrer pour autant une perte massive de fluide isolant. Fig. 8 Vue de face après 6 minutes. Les hautes flammes sont celles de l alcool qui brûle au-dessus des ailettes de refroidissement, en raison de l absence d air entre ces dernières. Fig. 6 Transformateur immergé avec isolant haute température après 2 minutes : vue avant. Fig. 9 Vue latérale après 15 minutes.
4. MESURES DE PROTECTION CONTRE LES INCENDIES Voici quelques suggestions de mesures préventives générales, aussi bien pour les transformateurs de type immergé que sec: Confiner le fluide dans un équipement doté d une haute résistance à l éclatement, mais permettant une certaine dilatation thermique (par ex. cuves ondulées ou équipées d un matelas d azote). Utiliser des dispositifs d évacuation de la pression interne. Confiner toute évacuation de fluide dans un bac de rétention ou derrière un mur. Utiliser des fluides dotés d un point feu élevé et respectant une haute tension de tenue diélectrique. Assurer une distance suffisante entre le transformateur et les autres installations. Utiliser des barrières coupe-feu. Installer des extincteurs à proximité. Assurer le contrôle de la température (alarme/ coupecircuit). Installer une cellule disjoncteur activée par la détection d une surpression. Assurer une protection contre les surintensités (par ex. fusibles). Assurer une protection rapide contre les courts-circuits. Mettre en place une maintenance régulière (inspection visuelle, tests électriques et chimiques du fluide, et analyse des gaz dissous). Il convient cependant de noter que les incendies d un transformateur sont très rares. Une récente étude par l industrie éolienne [7] indique que ce genre de dommages représente entre 9% et 20% des déclarations d accidents. En règle générale, les causes principales des incendies d éoliennes sont la foudre, des problèmes techniques et l erreur humaine. L hélice, la nacelle, les câbles, le liquide de la boîte de vitesses (à base d huile minérale à point feu de 150 C) ou les composants en résine des générateurs sont eux aussi sujets à l inflammation, et détiennent une charge feu qui peut même déclencher un incendie à des températures bien plus basses. 5. CONCLUSIONS Cette étude porte sur la performance des transformateurs compacts installés à l intérieur, dans des bâtiments, des postes et sous-stations, des éoliennes, des tunnels, etc. Le transformateur de type sec y est évalué par rapport à un transformateur immergé de haute température SLIM dont l isolant liquide est un fluide silicone. Les pertes à vide réduites, le bruit bas, le haut degré de protection, la fiabilité dans toutes les conditions, la résistance contre les surcharges et surtensions et les atmosphères agressives, l entretien réduit et les dimensions compactes offertes par ce nouveau transformateur immergé sont avantageuses. Le comportement au feu en cas d incendie extérieur est présenté selon la norme Cenelec HD464. Le transformateur sec a activement contribué à l incendie, alors que le transformateur immergé a conservé son intégrité pendant toute la durée du test. Pour provoquer une fuite et pouvoir ainsi évaluer la réaction du fluide, il aurait fallu soumettre le transformateur SLIM à un feu extérieur plus intense. Enfin, de solides mesures préventives sont toujours recommandées pour les transformateurs, ainsi que pour de nombreux autres composants des postes électriques. 6. REMERCIEMENTS Cette étude a pu être menée grâce à la coopération de l équipe NOMEX de Du Pont de Nemours, Suisse, et de Dow Corning, Espagne. Éditeur technique : Mario Desmit, Pauwels International N.V. 7. REFERENCES [1] Transformers for offshore multi-megawatt turbines, Dr.Ir.J.Declercq and Ing.Raymond Van Schevensteen. Offshore conference, Copenhagen 05. [2] Transformers for Wind Turbines as Vital Component: need for new designs or business as usual, J. Declercq, AWEA Conference, Chicago 04. [3] Norme CEI 60695-1-40 : Essais relatifs aux risques feu : guide pour l'évaluation des risques feu des produits électrotechniques Fluides isolants. [4] Étude DuPont (confidentiel veuillez contacter l auteur principal). [5] Installing and working with transformers inside wind turbine towers safety issues, National Wind Power. [6] Wind and fire, reducing the risk of fire damage in wind turbines, N. Smith and E. de Vries, Renewable Energy world, septembre 2004. [7] Transformers for offshore multimegawatt turbines, J.Declercq & Raymond VanSchevensteen. Offshore conference, Copenhagen 05. [8] Les transformateurs SLIM de Pauwels ouvrent la voie à l énergie éolienne en France, Application profile, 11/04, www.nomex.com [9] Double First for Pauwels SLIM transformer in Danish offshore wind farm, Application profile, 10/04, www.nomex.com [10] RATP chooses Pauwels SLIM transformers for Paris Métro and RER, Application profile, 05/04, www.nomex.com [11] Performance au sommet grâce à un transformateur SLIM de Pauwels, Application profile, 04/05, www.nomex.com