Comment détecter le vieillissement dans un transformateur immergé dans l’huile ?

Transformateurs immergés dans l'huile sont des actifs essentiels et durables au sein des systèmes d’alimentation électrique. Cependant, comme tous les équipements, ils subissent des processus de vieillissement qui peuvent à terme compromettre la fiabilité et la sécurité. La détection proactive du vieillissement est essentielle pour une maintenance éclairée, une planification de la prolongation de la durée de vie et la prévention des pannes catastrophiques.
Pourquoi détecter le vieillissement ?
Les principaux matériaux isolants d'un transformateur immergé dans l'huile sont l'huile isolante et l'isolant solide à base de cellulose (papier, carton pressé). Le vieillissement dégrade ces matériaux, réduisant leur rigidité diélectrique et leur intégrité mécanique. Une dégradation incontrôlée peut entraîner une capacité de charge réduite, des décharges partielles et, à terme, une défaillance diélectrique.

Méthodes de détection des clés :

Analyse de l'huile isolante (le principal liquide de diagnostic) :

Analyse des gaz dissous (DGA) : il s’agit de la pierre angulaire de la surveillance de l’état des transformateurs. À mesure que les matériaux isolants se dégradent thermiquement et électriquement, ils génèrent des gaz caractéristiques dissous dans l’huile. Les principaux gaz comprennent :

Hydrogène (H?) : Indicateur général de décharge partielle ou de défauts thermiques.

Méthane (CH?), Éthane (C?H?), Éthylène (C?H?) : Indiquent principalement la dégradation thermique de l'huile (respectivement basse, moyenne, haute température).

Acétylène (C?H?) : Indicateur fort d'arc électrique ou de défauts thermiques à très haute température (> 700°C).

Monoxyde de carbone (CO) et dioxyde de carbone (CO ?) : principaux indicateurs de la dégradation de l'isolation en cellulose (papier), en particulier le vieillissement thermique et la surchauffe. Augmentation du CO/CO ? les niveaux sont des marqueurs de vieillissement importants.

Analyse des composés furaniques : La dégradation de l'isolant cellulosique produit des composés chimiques spécifiques appelés furanes (par exemple, le 2-furfuraldéhyde). La mesure de la concentration en furane dans l’huile fournit une évaluation quantitative directe du degré de perte de polymérisation (DP) dans le papier, qui est directement corrélé à sa résistance mécanique et diélectrique restante.

Acidité (indice de neutralisation) : Le vieillissement de l’huile et de la cellulose produit des sous-produits acides. L’augmentation de l’indice d’acidité accélère la dégradation de l’huile et du papier, formant une boucle de rétroaction. Le suivi de l’acidité est crucial.

Teneur en humidité : L’eau est un puissant accélérateur du vieillissement de la cellulose et réduit la rigidité diélectrique. Il est essentiel de surveiller les niveaux d’humidité dans l’huile (et d’estimer les niveaux dans l’isolation solide). Le vieillissement du papier libère également de l’eau liée.

Résistance diélectrique / Tension de claquage : mesure la capacité de l'huile à résister aux contraintes électriques. La contamination et le vieillissement des sous-produits peuvent diminuer cette valeur.

Tension interfaciale (IFT) : Mesure la présence de contaminants polaires et de sous-produits solubles du vieillissement dans l'huile. Une diminution de l’IFT indique une contamination et/ou une dégradation avancée du pétrole.

Tests électriques :

Facteur de puissance / Facteur de dissipation (Tan Delta) : Mesure les pertes diélectriques dans le système d'isolation (huile et solide). Un facteur de puissance croissant indique une détérioration de la qualité de l'isolation en raison de l'humidité, de la contamination ou du vieillissement des sous-produits augmentant la conductivité.

Résistance à l'enroulement : Bien qu'il soit principalement destiné à détecter les problèmes de contact, des changements importants au fil du temps peuvent parfois être corrélés à une dégradation.

Analyse de réponse en fréquence (FRA) : détecte principalement la déformation mécanique (décalages, relâchement) au sein de la structure de l'enroulement. Bien qu’il ne s’agisse pas d’une mesure directe du vieillissement chimique, un vieillissement sévère peut avoir un impact sur l’intégrité mécanique, potentiellement détectable par FRA.

Mesure du courant de polarisation/dépolarisation (PDC)/tension de récupération (RVM) : ces techniques avancées de réponse diélectrique fournissent des informations détaillées sur la teneur en humidité et l'état de vieillissement de l'isolant en cellulose, complétant l'analyse du furane.

Registres d'inspection physique et de maintenance :

Inspection visuelle (interne lorsque cela est possible) : lors des inspections internes (par exemple, après le traitement de l'huile ou pour réparation), l'examen direct du noyau, des enroulements et des éléments structurels peut révéler des signes physiques de vieillissement comme du papier cassant, des dépôts de boues, de la corrosion ou un suivi du carbone.

Inspection de l'huile : Contrôles visuels de l'huile pour la clarté, la couleur (l'assombrissement peut indiquer le vieillissement) et la présence de sédiments ou de boues.

Historique de charge : L’examen des profils de charge historiques, en particulier des périodes de surcharge, fournit un contexte pour les contraintes thermiques subies par l’isolation.

Enregistrements de température de fonctionnement : des températures de fonctionnement élevées et soutenues accélèrent considérablement le taux de vieillissement de la cellulose.

Une approche intégrée est essentielle :

Aucun test ne fournit à lui seul une image complète de l’état de vieillissement d’un transformateur immergé dans l’huile. Une détection efficace repose sur une stratégie de surveillance basée sur les conditions :

Base de référence : établir les valeurs initiales grâce à des tests complets après la mise en service ou un service majeur.

Tendance : Effectuez des tests réguliers (notamment DGA, furanes, humidité, acidité, facteur de puissance) et analysez les résultats au fil du temps. Les écarts significatifs par rapport aux tendances de référence ou établies sont des indicateurs critiques du vieillissement.

Corrélation : Résultats de références croisées de différents tests. Par exemple, augmentation du CO/CO ? et l’augmentation des furanes confirme fortement la dégradation de la cellulose. Une humidité élevée combinée à une acidité élevée accélère le vieillissement.

Analyse par des experts : l’interprétation d’ensembles de données complexes, en particulier les modèles DGA et les résultats combinés, nécessite une expertise. Les normes industrielles (IEC, IEEE, CIGRE) fournissent des lignes directrices, mais le contexte est essentiel.

La détection du vieillissement dans les transformateurs immergés dans l'huile est un processus à multiples facettes centré sur une analyse régulière et sophistiquée de l'huile (DGA, furanes, humidité, acidité) soutenue par des diagnostics électriques clés (facteur de puissance, réponse diélectrique) et des données contextuelles (charge, température, inspections). En mettant en œuvre et en orientant systématiquement ces méthodes, les opérateurs peuvent évaluer avec précision l’état de leurs actifs, prendre des décisions éclairées concernant la maintenance (comme le reconditionnement ou le séchage de l’huile), gérer les risques et optimiser la durée de vie utile restante de ces composants vitaux du réseau électrique. Une surveillance vigilante est la clé pour garantir la fiabilité et la sécurité continues des transformateurs vieillissants immergés dans l’huile.