Analyse Transformateur
Analyse Transformateur
Analyse Transformateur
LE DIAGNOSTIC D’ETAT 5
LA RIGIDITE DIÉLECTRIQUE 15
LA TENEUR EN EAU 15
L’INDICE D’ACIDITÉ 15
La tangente Delta 15
La coloration et l’aspect 15
Le comptage des particules 15
La recherche des métaux 16
Les dépôts et sédiments dans le fluide 16
La viscosité 16
La tension interfaciale 16
Le point éclair 16
Le dosage des additifs 16
La recherche de PCB (ou d’Ugilec, de trichlorobenzènes,...) dans les huiles minérales 16
La recherche des hydrocarbures dans les Askarels® Erreur ! Signet non défini.
AUTRES ANALYSES 19
PRELEVEMENTS - GARANTIE 19
En amont des installations électriques, nous trouvons dans 95% des conceptions de distribution un ou
plusieurs transformateurs. Les transformateurs de puissance assurent différentes fonctions, la principale
est d’abaisser la tension du réseau de distribution HTA (1 à 50 kV) en basse tension. Ils peuvent
également remplir d’autres fonctions comme : les transformateurs élévateurs, d’isolement, de démarrage
(ou autotransformateurs), homopolaires….
Pour ces deux derniers types, l’ensemble des parties actives baigne dans un fluide diélectrique assurant
plusieurs rôles :
- caloporteur,
- isolant électrique,
- vecteurs des composants de dégradation de l’appareil, ainsi en analysant le fluide, nous obtenons
des informations sur :
o ses caractéristiques visant à répondre aux 2 rôles cités ci-dessus
o ET sur l’état des parties actives de l’appareil.
Une maintenance efficace des transformateurs est une des meilleures solutions pour :
- éviter le bris de machine pouvant engendrer un éventuel incendie ou une pollution pour les
équipements contenant des PCB,
- planifier une intervention qui minimisera l’interruption de production en optimisant l’arrêt
d’exploitation.
La connaissance de l’état de santé global de l’appareil apparaît également comme un outil de gestion
prévisionnelle du parc permettant les programmations d’investissement sur la base de données factuelles.
1
« Protection des transformateurs – AGF Courtage – Direction prévention Ingénierie.
L’ensemble des analyses réalisables peuvent être classées en trois grandes familles comme illustré ci-
dessous :
Etat de vieillissement ou
dégradation des isolants
cellulosiques
La préconisation analytique qui dépend des caractéristiques de l’appareil mais aussi de son histoire est un
pré requis à l’établissement d’un diagnostic pertinent.
ETAT DE L'APPAREIL
Gaz dissous
Dérivés furaniques
Degré de polymérisation
Rigidité diélectrique
Teneur en eau
Indice d’acidité
Tangente delta
Tension interfaciale
Dépôts et sédiments
Soufre corrosif
Viscosité
Masse volumique
Coloration et aspect
Point éclair
PCB
Hydrocarbures
Les pages suivantes présentent plus en détail le bien fondé de chaque type d’analyses.
Elle seule permet de détecter précocement un dysfonctionnement des parties actives de l’appareil
(défauts thermiques, défauts électriques).
Un fluide diélectrique réputé en excellent état sur ses propriétés diélectriques ou caloportrices ne
signifie pas forcément un fonctionnement correct de l’appareil.
Le Laboratoire pratique systématiquement une analyse des gaz dissous allant jusqu’aux hydrocarbures en
C3.
Une analyse se limitant aux hydrocarbures en C2 ne donne pas forcément toutes les informations utiles à
un diagnostic précis.
Régleur en charge
Si l’appareil est muni d’un régleur en charge, il est recommandé d’effectuer l’analyse des gaz dissous à la
fois sur le régleur et sur la cuve proprement dite (sauf dans le cas où le régleur est intégré à la cuve).
Nous rappelons par ailleurs qu’un régleur doit être régulièrement inspecté (visualisation de l’état des
connexions, propreté, etc...).
Buchholz
Dans le cas d’une alarme ou d’un déclenchement Buchholz, il est impératif de prélever au niveau de celui-
ci (huile du Buchholz avec seringue habituelle ou gaz du Buchholz avec ampoule ou poche spéciale
pouvant être fournie par le Laboratoire).
Un autre prélèvement de fluide peut être envisagé au bas de cuve, en même temps ; cela nous permettra
d’établir un diagnostic plus pertinent.
Haut de cuve
En ce qui concerne l’opportunité d’un prélèvement haut de cuve (plutôt qu’un prélèvement bas de cuve), le
diagnostic ne sera pas affecté par l’endroit du prélèvement.
Pour la technique proprement dite d’un prélèvement haut de cuve, se reporter à nos instructions de
prélèvement.
Point chaud
sur une liaison traversée bobine
Arc électrique
au sein du bobinage (avec effort électrodynamique :
2nde photo)
Point chaud
sur un commutateur à vide
Cette analyse permet de diagnostiquer la dégradation éventuelle de la matière cellulosique (en particulier
les papiers de guipage des bobines). Nous sommes capables de distinguer :
- une dégradation homogène du papier liée à un vieillissement de l’appareil
- d’une dégradation localisée par défaut thermique.
Cette analyse est réalisée généralement sur les appareils de 20 ans et plus ou ceux pour lesquels, d’autres
résultats d’analyses font présumer d’une dégradation.
LE DEGRE DE POLYMERISATION
Lorsque les isolants cellulosiques se dégradent, il y a décomposition de la cellulose par rupture des liaisons
intramoléculaires qui se traduit par une baisse du degré de polymérisation.
Ainsi à partir d’un échantillon de papier, il est possible d’avoir une information sur le niveau de
dégradation des isolants.
Cette analyse est généralement faite lors d’un décuvage étant données les contraintes inhérentes au
prélèvement. La représentativité de l’échantillon prélevé constitue également une limite à l’interprétation.
En revanche, cette analyse est la mesure directe du niveau de dégradation.
Dégradation généralisée
de l’isolation cellulosique
La présence de composés soufrés corrosifs contenus dans certaines huiles isolantes, en contact avec les
matériaux métalliques du transformateur, peut entraîner la détérioration de ces derniers à un niveau qui
dépend de leur quantité, de la durée du contact et de la température.
La détection du soufre corrosif permet donc d’identifier cette source de défaillance de l’appareil.
L’analyse du soufre corrosive est réalisée suivant la norme CEI 62535 (2008).
Les faits
Les expertises des appareils ayant connu ce type de défaillance ont
© Document protégé destiné à la clientèle du Laboratoire qui ne peut être reproduit tout ou partiellement sans l’autorisation du Laboratoire
montré une corrosion du cuivre avec formation en surface de dépôts
Illustration des matériaux
conducteurs analysés comme du Cu2S, résultant d’une réaction (Cuivre et papiers)
d’attaque du cuivre par des composés soufrés présents dans l’huile avant et après essais
minérale. Ces dépôts sont observés en surface des parties nues mais
peuvent également proliférer dans le complexe papier/huile/cuivre.
Dans ce cas, ils génèrent une diminution de la résistance d’isolement, Révision de la norme
et conduisent à un amorçage des appareils.
Les huiles diélectriques minérales utilisées respectaient pourtant les Face à cette problématique, les premiers travaux ont consisté à
limites de corrosivité définies par la norme CEI 60 296. réviser la norme d’évaluation de la corrosivité de l’huile (ISO 5662).
Le Laboratoire a participé aux essais interlaboratoires (Cigré – TC10 –
WG A2) visant à définir la nouvelle méthode analytique plus
représentative des conditions de fonctionnement réelles. La nouvelle
méthode devrait être normalisée très prochainement. Elle reste pour
l’instant appelée « méthode Cigré ».
Ces phénomènes ont majoritairement été observés pour des appareils Etape 1 : identifier le potentiel corrosif en
fabriqués à partir de 1995, dont les parties cuivrées ne sont ni vernies, réalisant les analyses selon la méthode dite
ni émaillées, de type hermétiques ou respirants privés d’oxygène (à « Cigré » des huiles minérales diélectriques
matelas d’azote ou avec bâches ou poches) et fonctionnant à charges de fabrication postérieure à 1995,
et températures élevées.
Etape 2 : si l’huile est corrosive, pour les
Les causes appareils stratégiques et en particulier de
Huile minérale ... depuis 1995
type hermétiques fonctionnant à pleines
Les composés soufrés présents dans l’huile jouent un rôle charges et/ou températures élevées, trois
généralement favorable pour la stabilité de l’huile à l’oxydation mais solutions existent à ce jour :
certains comme les mercaptans ou les disulfides peuvent également remplacer la charge d’huile corrosive par
être corrosifs vis-à-vis des métaux. On sait que des changements
une huile non corrosive selon la dernière
majeurs des procédés de raffinage des huiles ont conduit en 20 ans à
méthode d’évaluation (Cf. fabricants
modifier les proportions des composés soufrés et une inflexion
d’huile)
particulière est observée à partir des années 90. Les recherches se
poursuivent toutefois pour identifier les natures des composés soufrés
additiver l’huile avec un passivateur qui va
à incriminer et les mécanismes mis en œuvre. protéger les parties nues de métaux (Cf.
fabricants d’huile)
Conditions de fonctionnement ou traiter chimiquement le fluide pour
Le potentiel corrosif de l’huile par le soufre nécessite des conditions éliminer les composés corrosifs (en cours de
favorables à son expression : validation).
- faible présence d’oxygène
- hautes températures.
Elle permet de vérifier si le fluide possède toujours de bonnes propriétés d’isolation (certains contaminants pouvant
affecter cette propriété).
LA TENEUR EN EAU
Cette analyse permet de quantifier la concentration de l’eau dans le fluide due à la dégradation des composants
internes (papiers, fluide lui-même) et aux influences extérieures (migration d’humidité atmosphérique).
L’INDICE D’ACIDITÉ
La tangente Delta
Il s’agit d’une mesure très sensible aux contaminants polaires qui souillent le fluide par suite de la dégradation des
composants internes (ex : particules, résidus de carbone conducteur, métaux, incompatibilité de certains matériaux),
ou d’influences extérieures (migration de poussières etc..).
En ce qui concerne l’opportunité d’effectuer ce test pour contrôler la qualité du fluide des TI-TP, celui-ci ne sera
réalisé qu’après avoir pris connaissance de la valeur de la rigidité diélectrique, celle-ci constituant un premier tri
discriminatoire c’est-à-dire :
- Une rigidité trop faible conduit à un changement du fluide.
- Une rigidité correcte conduit à garder ce fluide.
- Une rigidité moyenne conduit à une décision de changer ou surveiller ou encore garder ce fluide seulement après
examen de la tangente delta.
L’association rigidité - tangente delta nous paraît être un critère suffisant pour évaluer correctement la qualité du
fluide pour ce type d’appareil.
La coloration et l’aspect
La coloration peut traduire le phénomène d’oxydation du fluide (corrélable avec l’indice d’acidité) ou l’incompatibilité
avec des matériaux.
Cette analyse consiste à quantifier par leur taille les particules dues à la dégradation des composants internes
(papiers, métaux, etc...) et aux influences extérieures (migration des poussières).
Elle permet de quantifier les métaux et les composants inorganiques dus à la détérioration, la corrosion, la fusion des
éléments internes ainsi qu’à des influences extérieures (migration des poussières, présence de composants siliconés,
..).
Remarque : Avant l’analyse des métaux proprement dite, nous conseillons de procéder à une filtration permettant
d’observer au microscope le dépôt éventuel obtenu et ainsi de se faire une idée plus précise sur la présence de
métaux, de fibres, poussières, d’éclats métalliques,...
Cette analyse consiste à évaluer la masse des dépôts et sédiments par unité de volume du fluide (gravimétrie). Une
filtration est pratiquée et le dépôt sur le filtre est observé au microscope.
La viscosité
La viscosité peut être évaluée (soit viscosité cinématique, soit viscosité dynamique) pour caractériser l’évolution de
cette propriété du fluide (par rapport au fluide neuf), celle-ci devant rester compatible avec le bon échange
thermique de l’appareil.
La tension interfaciale
Cette analyse permet d’évaluer principalement l’état d’oxydation du fluide (applicable essentiellement aux huiles).
Ce n’est pas le meilleur test pour suivre l’oxydation du fluide car, à un certain niveau, la tension interfaciale n’évolue
plus.
Le point éclair
Cette analyse permet d’évaluer la présence de substances volatiles dans le fluide (pollution par substances volatiles
ou création de substances volatiles par une dégradation du fluide
Il s’agit d’additifs anti-oxydant en particulier dans une huile minérale (peu d’huiles additivées en France).
Cette analyse permet de quantifier la contamination éventuelle de l’huile par des PCB due à une manipulation,
compléments non appropriés, une présence initiale (appareils anciens).
D’autres analyses que celles mentionnées ci-dessus peuvent être pratiquées par le Laboratoire (dans le domaine
électrotechnique ou non).
Prendre contact auprès de nos services.
Notre Laboratoire est avant tout spécialisé dans les fluides suivants :
• Huiles minérales
• Pyralène (et Triélec ou EXP3 à titre de complément)
• Ugilec (et Triélec à titre de complément)
• Huiles Silicones
Mais il peut être contacté pour d’autres fluides (par exemple Esters) ou d’autres diélectriques y compris solides.
PRELEVEMENTS - GARANTIE
Le Laboratoire fournit le matériel de prélèvement adéquat ainsi que les consignes de prélèvement.
Il se met à votre disposition pour vous perfectionner, au besoin, au prélèvement sur vos sites. Il organise également
des sessions de formation au prélèvement et à la maintenance préventive des transformateurs électriques dans vos
locaux ou dans notre laboratoire.
Nous ne pouvons nous prononcer fiablement sur le fonctionnement du transformateur ainsi que sur la qualité du
fluide, que si les prélèvements sont effectués dans les règles et envoyés dans les délais.
Nous ne manquons pas de relever les non-conformités constatées à ce niveau, ce qui se traduit par des réserves
dans le diagnostic final.
La fiabilité de notre diagnostic est directement liée à la justesse des résultats mais également aux renseignements
demandés dans la fiche signalétique. Nous ne manquons pas de réclamer des renseignements manquants. Si
certains renseignements importants ne peuvent être obtenus, nous ne pouvons garantir une fiabilité totale sur le
diagnostic.
Pour des raisons de fiabilité des résultats nous devons procéder aux analyses le plus rapidement possible après les
prélèvements, il serait donc souhaitable de recevoir les échantillons dans les 8 jours. Si le nombre de prélèvements
est important, prévoir des envois fractionnés par lots (toutes les 24 h ou 48 h par exemple).
8h
Document destiné à la clientèle du Laboratoire non communicable à tiers sans notre accord préalable
Document non contractuel sans garantie de mise à jour
LABORATOIRE OKSMAN-SERAPHIN
8, Rue Giotto
31520 RAMONVILLE ST AGNE
Tél : +33(0) 562 190 560 Fax : +33(0) 562 19 08 89
www.laboratoireoksman.com