Un transformateur n’a pas de partie plus importante que les autres : c’est un ensemble de sous-systèmes, et la défaillance de l’un d’eux suffit à le mettre hors service. Cette vidéo résume 42 webinaires techniques sur la température, les gaz, l’humidité, les traversées, les changeurs de prises en charge et les défauts traversants : ce qu’indique chaque mesure et ce que coûte le fait de l’ignorer.
Points clés
- Le point chaud de l’enroulement est calculé, et non mesuré, et selon le guide de charge IEC, chaque tranche de 6 °C au-dessus de 98 °C double la vitesse de vieillissement du papier.
- Chaque température de défaut produit son propre gaz ; l’hydrogène, le moins soluble, est le premier à apparaître.
- Presque toute l’eau se trouve dans le papier, et non dans l’huile, et ce que l’on observe dans l’huile dépend de la température.
- La défaillance d’une traversée est soudaine et se termine par un incendie dans près de la moitié des cas ; la surveillance en ligne repose sur le fait que trois courants sains s’annulent.
- Le changeur de prises en charge est la seule partie mobile : l’énergie absorbée par son moteur à chaque changement de prise reflète l’état du mécanisme.
Pas plus fiable que son sous-système le plus faible
Un transformateur est un ensemble de sous-systèmes, et non une seule machine, et la défaillance de l’un d’eux peut suffire à le faire déclencher. Son état ne vaut que celui de son sous-système le moins performant : un dispositif de surveillance qui surveille bien une seule chose reste aveugle au reste. Plus les modes de défaillance couverts sont nombreux, plus la confiance dans le diagnostic est élevée.
Le point chaud fixe l’espérance de vie
La mesure qui régit la durée de vie de l’appareil est le point chaud de l’enroulement, et aucune sonde dans l’huile ne l’atteint. Il est calculé à partir de trois éléments : la température de l’huile en partie haute, mesurée dans l’huile, le courant de charge, mesuré par les TC, et le gradient de l’enroulement issu de l’essai d’échauffement. Les sessions montrent clairement à quel point les anciens indicateurs peuvent se tromper : dans un cas, sur un appareil en service depuis trois mois, l’indicateur d’enroulement affichait 50 °C alors que l’indicateur d’huile affichait 65 °C.
Le coût d’une erreur n’est pas linéaire. Selon le guide de charge IEC, à 98 °C en régime permanent, le transformateur vieillit d’un an par an ; à 110 °C, il vieillit quatre fois plus vite ; à 128 °C, trente-deux fois plus vite, si bien que deux heures équivalent à deux jours et demi. Même en dessous de 50 °C, il existe une vitesse de vieillissement minimale d’environ un jour par an. Les sondes à fibre optique en mesure directe sont désormais la pratique courante.
Gaz dissous : chaque gaz désigne une température
Le gaz est le deuxième pilier, et les sessions l’enseignent comme un thermomètre : le gaz qui apparaît indique la température du défaut.
| Température du défaut | Gaz caractéristique |
|---|---|
| Au-dessus de 150 °C | hydrogène et méthane |
| Au-dessus de 250 °C | éthane |
| Au-dessus de 350 °C | éthylène |
| Au-dessus de 500 °C | acétylène : arc électrique |
| CO et CO₂ | le papier, pas l’huile |
| Un rapport CO₂/CO en baisse | la cellulose se dégrade |
L’hydrogène apparaît dans tous les états thermiques, ce qui fait d’un moniteur à un seul gaz un « détecteur de fumée » utile, même s’il ne peut pas identifier le défaut.
Pourquoi l’hydrogène en premier
L’hydrogène est le moins soluble des gaz de diagnostic : il quitte donc l’huile et s’accumule dans le ciel gazeux, dans un rapport d’environ 20 pour 1 par rapport à la concentration dissoute en fonctionnement normal. Sa dispersion dans l’huile est irrégulière et dépend de la circulation, c’est pourquoi un échantillon ponctuel peut induire en erreur, alors qu’une tendance ne le peut pas. L’alarme doit être jugée sur la vitesse de variation, et non sur la valeur absolue : une teneur élevée en hydrogène sur une courte période signale généralement un arc actif.
Humidité : l’eau est dans le papier, l’huile ne fait que la signaler
C’est le sujet sur lequel les sessions reviennent le plus souvent. Dans un transformateur de 50 MVA dont le papier contient 1,5 % d’eau, presque toute l’eau se trouve dans le papier, et la quantité qui apparaît dans l’huile dépend entièrement de la température :
| Température de l’huile | Eau dans l’huile | Eau dans le papier | Lecture dans l’huile |
|---|---|---|---|
| 20 °C | 0,10 kg | 15,84 kg | 10 ppm |
| 40 °C | 0,21 kg | 15,73 kg | 20 ppm |
| 60 °C | 0,52 kg | 15,43 kg | 49 ppm |
| 80 °C | 1,45 kg | 14,49 kg | 137 ppm |
Même transformateur, même quantité d’eau : dix ppm ou cent trente-sept, selon le moment du prélèvement. Et l’humidité du papier détermine trois limites pratiques : la température de formation de bulles (la vraie limite de la surcharge admissible), la rigidité diélectrique des barrières en bas de l’enroulement et la vitesse de vieillissement de l’isolation de l’enroulement elle-même. La saturation relative mesurée en ligne la suit en continu et corrige l’effet de la température ; une valeur en ppm de laboratoire ne peut pas, à elle seule, être utilisée dans un modèle de répartition.
Traversées : une défaillance soudaine, qui emporte le transformateur
Les traversées occupent six des 42 sessions en raison de la gravité de leurs défaillances. Environ la moitié des défaillances de traversées provoquent un incendie qui détruit le transformateur ; environ 80 % surviennent après dix à douze ans de service ; les essais hors ligne recommandés ont lieu tous les quatre à cinq ans, et les incidents se produisent entre ces essais.
La mesure en ligne fonctionne grâce à la construction même de la traversée. Des écrans capacitifs répartissent la tension de manière uniforme ; C1 est la capacité entre le conducteur central et la prise d’essai, celle qui vieillit, et C2 va de la prise à la terre et n’est en circuit qu’une fois la prise surveillée. La prise d’essai a toujours été là, normalement simplement boulonnée à la terre. La tan delta augmente avec l’humidité et avec la température.
Ce que le dispositif de surveillance recherche, c’est l’équilibre. Trois phases saines produisent trois courants qui s’annulent ; un défaut modifie l’amplitude et l’angle d’une phase, et la somme cesse d’être nulle. Du déséquilibre sont déduits le facteur de puissance et la capacité. Une isolation sèche et saine ne dépend pratiquement pas de la température ; une isolation contaminée, si, et fortement. Le piège : les produits de dégradation sont conducteurs et se déposent le long de la face intérieure de la porcelaine inférieure, où un essai hors ligne à 10 kV peut ne pas appliquer une tension suffisante pour révéler une contamination qui apparaît clairement à la tension assignée.
Le changeur de prises en charge : la seule partie qui bouge
Les statistiques de défaillance d’un grand gestionnaire de réseau sont éloquentes. Le contournement dans le changeur de prises était la catégorie la plus importante, et 14 de ces 28 cas ont ensuite détruit un enroulement. Les défaillances mécaniques du changeur de prises ont entraîné d’autres défaillances d’enroulement, tout comme l’échauffement des connexions, la contamination et les points chauds sur les connexions — le tout se développant dans un compartiment que personne n’ouvre.
Il existe quatre voies d’accès, sans consignation : l’énergie du moteur (joules par changement de prise), l’écart de température entre le compartiment et la cuve principale, les compteurs de manœuvres par position plutôt qu’un simple total, et la DGA dans le compartiment, avec des rapports qui identifient le défaut. La plus astucieuse est l’énergie du moteur : la plupart des problèmes mécaniques de l’entraînement modifient la puissance absorbée par le moteur, de sorte que les joules par changement de prise deviennent une image de la tringlerie, des engrenages et de la lubrification.
Des dommages qui s’accumulent de l’extérieur
Deux autres contraintes viennent de l’extérieur du transformateur. Les défauts traversants de longue durée accroissent de façon exponentielle la dégradation thermique ; l’isolation dégradée perd du volume et l’enroulement perd sa force de serrage ; moins de serrage signifie plus de déplacement et moins de tenue la fois suivante. Et les perturbations géomagnétiques saturent partiellement le noyau et génèrent des harmoniques, dont le signe révélateur est la montée des harmoniques pairs au-dessus des impairs.
Ce sur quoi les 42 sessions reviennent sans cesse
- Le point chaud régit la durée de vie, et il est calculé, et non mesuré.
- Le gaz indique la température d’un défaut ; la vitesse de variation en indique l’urgence.
- L’eau est dans le papier ; une valeur en ppm dans l’huile sans sa température n’est pas une mesure.
- Les traversées et les changeurs de prises défaillent soudainement, et les deux peuvent être surveillés en service.
- Des appareils identiques en parallèle se comportent différemment. Traitez chacun individuellement.
Équipements associés
Dynamic Ratings couvre ces sous-systèmes avec le moniteur de transformateur E3, le moniteur électronique de température B100 et le moniteur de traversées C50 ; le GRIDSCAN5000 mesure en continu l’hydrogène dissous. Le reste de la gamme se trouve dans essais et surveillance des transformateurs. Pour parler de votre parc, contactez nos ingénieurs.