Les résultats anormaux de l'analyse des gaz dissous (DGA), le fonctionnement du relais gaz et l'élévation excessive de la température dans les transformateurs de mise à la terre immergés dans l'huile ne sont généralement pas des problèmes isolés. Ils constituent souvent des indications combinées d'une surchauffe interne, d'une décharge partielle, d'un arc électrique ou d'une détérioration de l'isolation. Un diagnostic fiable doit intégrer l'analyse des gaz dissous, la surveillance de l'état thermique et les essais électriques, en référence aux normes CEI applicables.
Fabricant de transformateurs de mise à la terre du neutre
1. Anomalies de l'analyse des gaz dissous : indicateurs chimiques des défauts internes
L'analyse des gaz dissous est l'une des méthodes les plus efficaces pour détecter les défauts latents dans les transformateurs immergés dans l'huile. Selon la norme CEI 60599, les gaz clés tels que l'hydrogène (H₂), le méthane (CH₄), l'éthane (C₂H₆), l'éthylène (C₂H₄), l'acétylene (C₂H₂), le monoxyde de carbone (CO) et le dioxyde de carbone (CO₂) peuvent aider à identifier le type de défaut interne.
| Gaz caractéristiques |
Types de défauts possibles |
Causes typiques |
| Principalement H₂ |
Décharge partielle |
Humidité dans l'isolation, bulles de gaz, contrainte électrique élevée |
| Principalement CH₄ et C₂H₄ |
Surchauffe à basse température |
Surchauffe locale du noyau, connexions desserrées |
| Principalement C₂H₄ |
Surchauffe à température moyenne à élevée |
Mise à la terre multipoint du noyau, échauffement par flux de fuite |
| Présence de C₂H₂ |
Surchauffe à haute température ou décharge |
Court-circuit entre spires, décharge des conducteurs, amorçage d'arc |
| Teneurs élevées en CO et CO₂ |
Vieillissement de l'isolation solide |
Carbonisation de l'isolation en papier ou dégradation thermique |
Points clés d'interprétation :
- Un seul résultat de DGA ne doit pas être utilisé comme seule base pour le diagnostic de défauts. Le taux de production de gaz et les rapports de gaz, tels que la méthode des rapports de la CEI ou la méthode du triangle de Duval, doivent être pris en compte.
- Même si les concentrations de gaz sont inférieures aux niveaux d'inquiétude typiques, une augmentation rapide du taux de production de gaz doit être considérée comme anormale.
- Si le transformateur de mise à la terre est équipé d'un régleur en charge ou hors tension, les résultats de DGA provenant du compartiment d'huile du régleur doivent être analysés séparément. Le triangle de Duval 2 peut être utilisé le cas échéant.
- L'apparition d'acétylene nécessite une attention particulière, car elle peut indiquer une décharge à haute énergie ou un défaut grave. Cependant, l'évaluation finale doit être basée sur la concentration de gaz, le taux de production de gaz et les résultats des essais électriques.
2. Fonctionnement du relais à gaz : un indicateur direct de la gravité du défaut
Les relais à gaz sont normalement classés en protection par gaz légers, qui émet un signal d'alarme, et en protection par gaz lourds, qui initie un déclenchement. Après le fonctionnement du relais à gaz, le gaz libre provenant du relais et les échantillons d'huile de la cuve principale doivent être prélevés et analysés conformément à la norme CEI 60599.
Causes courantes du fonctionnement des gaz légers :
- Un léger échauffement interne ou une décharge partielle produisant de petites quantités de gaz combustibles ;
- Une entrée d'air due à un dégazage incomplet après la filtration de l'huile ou le complément d'huile, ou en raison d'une mauvaise étanchéité ;
- Un niveau d'huile bas provoquant une accumulation de gaz dans le relais ;
- Une perturbation de l'écoulement de l'huile causée par l'impact d'un court-circuit externe.
Causes courantes du fonctionnement des gaz lourds :
- Des courts-circuits spire à spire, couche à couche ou phase à phase dans les enroulements ;
- Un amorçage d'arc interne ;
- Un échauffement sévère du noyau accompagné d'un fort impact de flux d'huile ;
- Des courts-circuits sévères par défaut traversant à proximité du transformateur.
Remarque : Si le relais à gaz légers fonctionne et que le gaz collecté est non combustible, l'étanchéité, le niveau d'huile et le dégazage doivent d'abord être vérifiés. Si le gaz est combustible, ou si le relais à gaz lourds fonctionne, le transformateur ne doit pas être remis sous tension tant que la cause n'a pas été identifiée.
3. Élévation de température excessive : signes visibles d'anomalies thermiques
L'évaluation de l'élévation de température doit être effectuée conformément à la norme CEI 60076-2:2011, qui distingue trois catégories principales d'élévation de température :
- Élévation de la température de l'huile en partie supérieure : la différence entre la température de l'huile en partie supérieure et la température du milieu de refroidissement sous charge continue assignée ;
- Élévation moyenne de la température des enroulements : généralement déterminée par la méthode de la résistance ;
- Élévation de la température au point chaud des enroulements : reflète la contrainte thermique au point le plus chaud de l'isolation des enroulements.
Selon la norme CEI 60076-2:2011, les limites typiques d'élévation de température pour les transformateurs immergés dans l'huile sous charge continue assignée sont : une élévation de la température de l'huile en partie supérieure ne dépassant pas 60 K, et une élévation moyenne de la température des enroulements ne dépassant pas 65 K. L'élévation de la température au point chaud dépend de la classe thermique de l'isolation, de la méthode de refroidissement et du modèle thermique. Pour une isolation de classe A, la température de référence au point chaud pour un vieillissement normal est généralement fixée à 98 °C. Les limites réelles applicables doivent être confirmées sur la base de la plaque signalétique de l'équipement, des documents techniques du fabricant et de la version applicable de la norme CEI 60076-2.
L'évaluation de la surcharge peut se référer à la norme CEI 60076-7, qui classe les surcharges en charge cyclique normale, charge d'urgence de longue durée et charge d'urgence de courte durée. Les niveaux de surcharge admissibles dépendent du rapport de charge initial, de la température ambiante et de la méthode de refroidissement.
Causes externes :
- Fonctionnement en surcharge ;
- Défaillance du système de refroidissement, telle que des radiateurs obstrués ou des ventilateurs et des pompes à huile arrêtés ;
- Température ambiante élevée ou mauvaise ventilation ;
- Dispositifs de mesure de température anormaux, qui peuvent donner des lectures faussement élevées.
Causes internes :
- Mise à la terre multipoint du noyau provoquant un courant de circulation ;
- Courts-circuits spire à spire, couche à couche ou brin à brin dans les enroulements ;
- Mauvais contact dans les régleurs ;
- Échauffement local des structures de serrage ou des parois de la cuve causé par des flux de fuite ;
- Détérioration de l'huile isolante, réduisant la dissipation thermique et les performances d'isolation.
4. Considérations spéciales pour les transformateurs de mise à la terre
Les transformateurs de mise à la terre sont généralement conçus avec une connexion en zigzag ou un enroulement de mise à la terre dédié. Dans des conditions de fonctionnement normales, leur charge est relativement faible. Cependant, lors d'un défaut monophasé à la terre, ils peuvent être amenés à transporter un courant homopolaire relativement élevé pendant une courte période. Les points suivants doivent faire l'objet d'une attention particulière lors du diagnostic de défauts :
- Durée du courant homopolaire et son effet d'accumulation thermique ;
- Influence de la méthode de mise à la terre du neutre sur l'amplitude du courant de défaut ;
- État du courant de mise à la terre du noyau. Le courant de mise à la terre du noyau acceptable doit être vérifié par rapport aux documents techniques du fabricant ou aux spécifications du projet. Si la valeur augmente de manière significative, la possibilité d'une mise à la terre multipoint du noyau doit être évaluée conjointement avec les résultats de DGA, les essais d'isolation et les conditions de fonctionnement sur site.
5. Procédure intégrée de diagnostic et de traitement
| Condition observée |
Direction potentielle du défaut |
Actions recommandées |
| Augmentation des hydrocarbures totaux, principalement C₂H₄/CH₄, absence de C₂H₂ |
Défaut de surchauffe |
Vérifier le courant de mise à la terre du noyau, le régleur en charge et le système de refroidissement |
| Augmentation du H₂ avec des signaux de décharge partielle |
Décharge partielle ou humidité |
Tester la teneur en humidité, les pertes diélectriques et les décharges partielles |
| Apparition ou augmentation rapide du C₂H₂ |
Décharge ou court-circuit |
Mesurer la résistance continue des enroulements et effectuer des essais d'isolation |
| Déclenchement du relais gaz léger avec un gaz non combustible |
Entrée d'air ou niveau d'huile bas |
Vérifier l'étanchéité, effectuer une purge d'air et compléter le niveau d'huile si nécessaire |
| Augmentation de l'échauffement avec une DGA anormale |
Surchauffe interne ou décharge |
Évaluer la charge, les conditions de refroidissement et les résultats des essais électriques |
Principes généraux de traitement :
- Vérifier la fiabilité des données de terrain, y compris les indicateurs de température, le courant de charge, le niveau d'huile et l'état du système de refroidissement ;
- Prélever des échantillons de gaz et d'huile pour l'analyse des gaz dissous et vérifier la combustibilité du gaz ;
- Exclure les facteurs externes tels que les défaillances du système de refroidissement, les problèmes d'étanchéité, les surcharges et les erreurs de mesure de température ;
- Effectuer des essais électriques, tels que la mesure de la résistance continue des enroulements, la résistance d'isolement, les pertes diélectriques et le courant de mise à la terre du noyau ;
- Décider s'il convient de raccourcir l'intervalle de surveillance, de planifier une maintenance lors d'une mise hors tension ou de prendre des mesures d'arrêt d'urgence en fonction de la nature du défaut.
Normes de référence
- IEC 60599 — Guide pour l'interprétation des gaz dissous et libres dans les équipements électriques remplis d'huile minérale
- IEC 60076-2:2011 — Élévation de température pour les transformateurs immergés dans un liquide
- IEC 60076-7 — Guide de charge pour les transformateurs de puissance immergés dans l'huile minérale
Cet article est fourni à titre de référence technique uniquement. Le diagnostic réel et les décisions opérationnelles doivent être basés sur la plaque signalétique de l'équipement, les documents techniques du fabricant, les résultats des essais sur site et les versions applicables des normes IEC ou nationales.
Les résultats de l'analyse des gaz dissous doivent être évalués conjointement avec le taux de génération de gaz, les rapports de gaz, l'analyse des gaz libres, l'historique de charge, les essais électriques et les conditions de fonctionnement sur site. Un seul résultat d'analyse des gaz dissous ne doit pas être utilisé comme seule base pour la détermination du défaut.
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