L’huile du transformateur joue un rôle primordial dans le bon fonctionnement des transformateurs électriques. Assurer un suivi régulier de l’état de l’huile permet de détecter des éventuels défauts.
La maintenance des transformateurs ne doit pas être négligée, elle permet de prolonger la durée de vie des appareils, de limiter les risques de panne, les pertes d’exploitation et les risques environnementaux.
Détecter un éventuel défaut électrique et/ou thermique
La mesure des teneurs en gaz dissous (appelée communément DGA) est obtenue par une analyse Chromatographique en Phase Gazeuse. Certains gaz sont présents naturellement dans l’huile du transformateur, du fait de la “respiration” du transformateur par le conservateur (O2, N2), ou du vieillissement progressif de l’isolation papier (CO2, CO). Des concentrations anormalement élevées permettent de détecter en particulier une entrée d’air dans le transformateur, ou un vieillissement prématuré de l’isolation papier.
D’autres gaz sont produits sous l’effet de défauts internes, (thermiques et/ou électriques) qui affectent les parties actives du transformateur et dégradent l’huile thermiquement. Il s’agit de l’ensemble des hydrocarbures Cx Hy et de l’hydrogène H2.
Les gaz mesurés sont les suivants :
Vérifier l’état des isolants
Le papier en se décomposant fournit, en plus du CO, du CO2 et de l’eau, une famille de produits partiellement solubles dans l’huile, les dérivés furaniques. Ceux-ci sont caractéristiques de la décomposition de la cellulose. L’analyse des dérivés furaniques permet d’obtenir des renseignements sur l’état du papier dans le transformateur en ne prélevant que l’huile. Elle permet de déterminer la durée de vie résiduelle du transformateur.
Contrôler les propriétés du fluide
– La rigidité diélectrique
La mesure de la rigidité diélectrique de l’huile vise à contrôler sa fonction d’isolation. La rigidité diélectrique est essentiellement liée à trois facteurs :
La mesure de la rigidité diélectrique est effectuée à l’aide d’un spintermètre et les résultats sont exprimés (en kV) par la moyenne des six derniers essais. On peut suspecter la présence de particules en cas de dispersion importante entre les tensions de claquage lors des essais au spintermètre.
Cette mesure est décrite dans la norme CEI 60156. Pour résumer, la rigidité diélectrique est la moyenne arithmétique des six mesures prises à une minute d’intervalle obtenues sur un même échantillon d’huile.
La rigidité est influencée par la teneur en eau lorsque cette dernière arrive à saturation.
– La teneur en eau
La teneur en eau est un des paramètres influençant la durée de vie. La teneur en eau de l’huile est le reflet de la teneur en humidité de l’isolation. Toutefois, les teneurs respectives en eau, dans l’huile, dans l’isolation cellulosique, et de vapeur d’eau dans le conservateur, résultent d’un équilibre dynamique très lent et très sensible à la température. C’est pourquoi, il est fortement recommandé de pratiquer le prélèvement d’huile lorsque le transformateur est encore chaud dans un état d’équilibre thermique. La teneur en eau dans les isolants solides est déterminée avec la courbe Fabre et Pichon.
– L’indice d’acidité
L’oxydation de l’huile caractérise son vieillissement. L’augmentation de l’indice de neutralisation signifie que certaines molécules de l’huile se sont oxydées pour former des acides. Les résultats sont exprimés en mg de potasse (KOH) pour neutraliser un gramme d’huile.
Lorsque l’indice acidité est trop élevé, des boues acides se créent dans le transformateur.
Cette grandeur ne peut pas s’appliquer aux huiles silicones car elles ne possèdent pas de carbone.
– La tangente delta (appelée parfois facteur de dissipation ou facteur de puissance)
La tangente delta est une grandeur sans dimension qui est directement liée à la résistivité et la permittivité en tension alternatif d’un fluide diélectrique.
Contrôler la pollution du fluide
Pollution particulaire
Dans certain cas, la présence de particules, ainsi que la nature des particules, nous renseigne sur le défaut et la nature des isolants qui se dégradent. Il est nécessaire de vérifier que l’échantillon est représentatif de l’huile contenue dans le transformateur (contamination par la vanne de prélèvement ou du flacon de prélèvement).
Pollution par PCB et PCT
Cette analyse permet de quantifier la contamination éventuelle de l’huile par des PCB due à une manipulation, des compléments non appropriés ou une présence initiale (appareils anciens).
Contrôler la corrosivité de l’huile
Les composés soufrés présents dans l’huile jouent un rôle favorable pour la stabilité de l’huile à l’oxydation mais certains comme les mercaptans ou les di-sulfides peuvent également être corrosifs vis-à-vis des métaux.
La fréquence de l’analyse dépend de la catégorie et de l’âge du transformateur mais aussi de sa criticité. Une analyse complète annuelle est recommandée.
| Analyse des Gaz Dissous (DGA) | Principaux gaz détectés : H2 (hydrogène), O2 (oxygène), N2 (azote), CH4 (méthane), CO (monoxyde de carbone), CO2 (dioxyde de carbone), C2H4 (éthylène), C2H6 (éthane), C2H2 (acétylène). |
| Rigidité Diélectrique | La tension de claquage est importante en tant que mesure de l’aptitude d’une huile à résister aux contraintes électriques. |
| Teneur en eau | L’eau réduit la capacité isolante de l’huile et une quantité excessive d’humidité accélère la dégradation de l’isolation à base de papier. |
| Indice d’Acidité | L’acidité d’une huile (indice de neutralisation) est une mesure de constituants ou des agents contaminants acides dans l’huile. L’acidité d’une huile usagée est due à la formation des produits d’oxydation acides. Les acides et autres produits d’oxydation, conjointement avec l’eau et les contaminants solides, affectent le diélectrique et les autres propriétés de l’huile. Les acides ont un impact sur la dégradation des matériaux cellulosiques et peuvent également être responsables de la corrosion des parties métalliques d’un transformateur. Le taux d’augmentation de l’acidité d’huile en service est bon indicateur du taux de vieillissement. Le niveau d’acidité est utilisé comme un guide général pour déterminer à quel moment il convient de remplacer ou de régénérer l’huile. |
| Analyse des Dérivés Furaniques / Méthanol | Des composés furaniques sont produits lorsque les propriétés isolantes du papier se dégradent, en mesurant la concentration de ces composés, on obtient une indication de l’état de l’isolation à base de papier. |
| Analyse Soufre Corrosif | L’analyse du soufre corrosif permet de déterminer si le fluide diélectrique possède des propriétés corrosives susceptibles d’altérer la qualité des surfaces métalliques (acier et cuivre). |
| Analyse PCB | Cette analyse permet de déterminer la pollution de l’huile et représente une conformité réglementaire sur la décision de la commission Européenne du 16 janvier 2001. |
| Analyse Tangente Delta | Le facteur de dissipation ou facteur de puissance, qui est une grandeur sans dimension, est directement liée à la résistivité et la permittivité en tension alternatif d’un fluide diélectrique.
La mesure de la résistivité est également considérée comme étant une valeur pour contrôler les huiles en service, comme elle s’est avérée être raisonnablement proportionnelle aux acides d’oxydation et être affectée par les contaminants indésirables tels que les sels métalliques et l’eau. |
| Plan de surveillance | Analyses | Objectifs |
| TP1 | Analyse des Gaz Dissous (DGA) | Identifier un défaut thermique ou électrique présent dans le transformateur. |
| TP2 | Rigidité Diélectrique – Teneur en Eau – Indice d’Acidité (REA) | Contrôler le rôle d’isolant électrique et caloporteur du fluide diélectrique. |
| TP3 | DGA + REA | Identifier un défaut thermique et/ou électrique ; Contrôler le rôle d’isolant électrique et caloporteur du fluide diélectrique. |
| TP4 | DGA + REA + Analyse des Dérivés Furaniques | Identifier un défaut thermique et/ou électrique ; Contrôler le rôle d’isolant électrique et caloporteur du fluide ; Vérifier l’état des isolants cellulosiques. |
| TP5 | DGA + REA + Analyse des Dérivés Furaniques + Tangente Delta | Identifier un défaut thermique et/ou électrique ; Contrôler le rôle d’isolant électrique et caloporteur du fluide ; Vérifier l’état des isolants cellulosiques. |
| EXPERT | DGA + REA + Analyse des Dérivés Furaniques + Tangente Delta + Comptage des particules | Identifier un défaut thermique et/ou électrique ; Contrôler le rôle d’isolant électrique et caloporteur du fluide ; Vérifier l’état des isolants cellulosiques ; Contrôler la conformité réglementaire. |
| Plan de surveillance | Analyses | Objectifs |
| DF | Dérivés Furaniques | Vérifier l’état des isolants cellulosiques (transformateurs de plus de 20 ans). |
| Souffre Corrosif | Analyse Souffre Corrosif | Contrôler la corrosivité de l’huile. |
| PCB | Analyse PCB | Déterminer la teneur en PCB ;
Contrôler la conformité réglementaire. |
| Tangente Delta | Analyse Tangente Delta | Mesurer la résistivité et la permittivité en tension alternatif d’un fluide diélectrique. |
Une fois l’analyse terminée, vous recevrez un rapport contenant l’identification du transformateur, les résultats d’analyses ainsi qu’un diagnostic avec des conseils établis par nos experts.
Le rapport contient également une évaluation du niveau de criticité via un code couleur :
VERT : aucune anomalie constatée.
ORANGE : une ou plusieurs dérives identifiées, cela nécessite un contrôle approfondi.
ROUGE : valeurs qui dépassent un seuil critique, cela nécessite un contrôle immédiat ou l’arrêt du transformateur.
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