Maintenance des transformateurs immergés : 7 : 7562

Publié par : Patrimgest , le 09-04-2013

Seront présentées les différentes méthodes utilisées et préconisées par la CEI pour le contrôle de l\'état de santé des transformateurs immergés

Tranformateur Onan

Dans cet article, on vous propose les méthodes de maintenance et de contrôle de l'état des transformateurs immergés ainsi que les principales normes qui les régissent.

La maintenance préventive des transformateurs

Les principales opérations de maintenance préventives d'un transformateur se résument comme suit :
  • Dépoussierage des transformateurs, Périodicité : mensuelle
  • Ouverture du capot Basse Tension, Périodicité : annuelle
  • Recherche de bruits et sons anormaux ainsi que des vibrations, Périodicité : mensuelle
  • Recherche des éventuelles fuites d'huile (au niveau des bornes, du joint de la cuve, de la vanne ou du robinet de vidange,.. ), Périodicité : mensuelle
  • Vérification de l'état des serrages des câbles, de la cuve,... Périodicité : mensuelle
  • Réalisation des mesures électriques (Tensions, isolements, mise à la terre..), Périodicité : mensuelle
  • Contrôle visuel de l'état des têtes de câbles, Périodicité : mensuelle
  • Vérification du bon fonctionnement du commutateur de tension, Périodicité : annuelle
  • Prélevement du diélectrique pour analyse, Périodicité : annuelle si l'âge du transformateur dépasse 10 ans ou biannuelle sinon
  • Etablissement du rapport d'analyse et du diagnostic, Périodicité : annuelle si l'âge du transformateur dépasse 10 ans ou biannuelle sinon
  • Nettoyage des pièces sous tension (traversées, connexions, …), Périodicité : annuelle
  • Vérification de l’absence de dégradation des câbles et des bornes de raccordement, Périodicité : annuelle
  • Mesure par camera infrarouge (transformateur sous tension et en charge), Périodicité : annuelle
  • Vérification de la présence des dispositifs de protection (capot, verrouillage HT, bac de rétention,…), Périodicité : mensuelle
  • Faire les essais sur les relais de protection, avec déclenchement HT/BT, Périodicité : annuelle
  • Vérification du niveau de l'huile diélectrique et de l’étanchéité des joints, Périodicité : mensuelle
  • Vérification des détériorations éventuelles de peinture, Périodicité : mensuelle
  • En cas de d’évolution de l’installation, déterminer le profil de charge sur une période de consommation pertinente, en mesurant les courants, les tensions, les puissances et les harmoniques
  • Vérification de l’efficacité de la ventilation du transformateur et de son local, Périodicité : menuselle

Les paramètres à surveiller pour un transformateur

Les paramètres suivants sont à surveiller particulèrement pour assurer une durée de vie optimale de votre équipement (un transformateur est destiné pour fonctionner de 20 à 30 ans):

  • Température
  • L’huile diélectrique étant inflammable, les normes NF C13-100, NF C13-200 et NF C17-300, préconisent que le transformateur doit être équipé d’un relais de protection DGPT2 devant le mettre hors tension . Un écart de température de 6°C du point chaud des enroulements d'un transformateur réduit sa durée de vie de 50% selon le guide de charge CEI 60076-7.
  • Diélectrique liquide
  • Le diélectrique liquide subit des contraintes thermiques et électriques, et se dégrade dans le temps ; de plus, d’éventuels points chauds peuvent altérer l’huile. Une analyse (au minimum : tension de claquage, teneur en eau, acidité et gaz dissous) est à réaliser chaque année.
  • Isolement
  • La mesure de l’isolement se fait classiquement par l’application d’une tension continue. Dans le cas de transformateurs immergés, le diagnostic est complété par l’analyse du diélectrique liquide, notamment au niveau des gaz dissous et de la tangente delta.
  • Niveaux et symétrie des tensions
  • Le critère de qualité d’une alimentation électrique se traduit par une symétrie des tensions sur les trois phases. Une dissymétrie peut être le refl et d’une anomalie au niveau des enroulements ou des connexions. La mesure des rapports de transformation et des courants magnétisants permettent de valider cette hypothèse.
  • Bruits – vibrations
  • C’est un paramètre très subjectif qui nécessiterait de faire un constat initial à la première mise en service, néanmoins, le niveau de bruit garanti est donné par les valeurs normatives ou les exigences client. En pratique, il est fréquent de constater un accroissement signifi catif du niveau de bruit lorsque le transformateur est parcouru par des courants harmoniques dont certaines fréquences sont aisément perceptibles par l’oreille humaine. Ainsi les harmoniques de courants de rang 3 (150 Hz), de rang 5 (250 Hz) et de rang 7(350 Hz) ont des amplitudes importantes et des fréquences audibles. Enfin, il est possible que des résonances mécaniques apparaissent au niveau du transformateur et de son environnement en raison de son implantation.
  • Relais de protection DGPT2
  • - Vérification du bon fonctionnement de cette surveillance.
    - Périodicité : annuelle.
  • Mesure des températures
  • - Nécessite par exemple de faire des mesures par caméra infrarouge, le transformateur étant sous tension et en charge, cette opération ne peut être réalisée que par des techniciens qualifi és et habilités.
    - Permet de déceler des points chauds, signe de desserrage des connexions ou de surcharges des câbles.
    - Périodicité : annuelle.
  • Suivi de la charge en fonction de l’évolution de l’installation
  • - Nécessite la mise en place d’un équipement de contrôle capable de mesurer les grandeurs puissance, tension, courant et harmoniques. Cette opération ne peut être réalisée que par des techniciens qualifiés et habilités.
    - Prévient des problèmes thermiques et de distorsions anormales de la tension et du courant.

Les analyses de l'huile minérale

Les analyses des huiles diélectriques renseignent de façon très précise sur l'état de santé d'un transformateur immergé.

  • Rigidité diélectrique : Elle permet de vérifier si le fluide possède toujours de bonnes propriétés d’isolation électrique. Méthode utilisée : Diélectrimètre
  • 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). Méthode utilisée : Karl Fisher
  • Indice d'acidité : C’est le marqueur de la dégradation chimique du fluide et éventuellement de la matière cellulosique par vieillissement de type oxydation (accéléré par les catalyseurs spécifiques tels que le cuivre).
  • 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, celui-ci ne sera réalisé qu’après avoir pris connaissance de la valeur de la rigidité diélectrique :
    • 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.
  • Coloration : La coloration peut traduire le phénomène d’oxydation du fluide (corrélable avec l’indice d’acidité) ou l’incompatibilité avec des matériaux. Elle est un indice de vieillissement du diélectrique.
  • Comptage des particules : 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).
  • Métaux : 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,..).
  • Dépôts et sédiments : 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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).
  • Dosage des additifs : Il s’agit d’additifs anti-oxydant en particulier dans une huile minérale.
  • Gaz dissous : Ces gaz apparaissent en faible quantité au cours du vieillissement du diélectrique. La formation de H2 et CH4 dûe à la décomposition thermique du fluide , et la présence du CO et CO2 apparait suite à la décompositionn de la cellulose présente dans les parties actives du tranformateur. Méthode utilisée : Chromatographie en phase gazeuse
  • Teneurs en PCB : détection de la pollution par PCB supérieure à 50ppm. Méthode utilisée : Chromatographie en phase gazeuse
  • Dérivés Furaniques : Elle permet de déceler la présence de composés cellulosiques dissous dans le diélectrique. Chose qui témoigne de la dégradation de l'isolation solide. Méthode utilisée : Chromatographie liquide à haute performance

Liste des Normes

Les références citées ci_dessous représentent les principaux documents édités par la CEI qui traitent des analyses à mener pour le contrôle de l'état des huiles diéléctriques.

  • CEI 422 : Guide de maintenance et de surveillance des huiles minérales isolantes en service dans le matériel électrique
  • CEI 60156 : Détermination de la tension de claquage à fréquence industrielle (rigidité diélectrique kV)
  • CEI 60599 : Guide pour l'interprétation de l'analyse des gaz dissous et des gaz libres
  • CEI 1198 : Méthodes pour la détermination du 2 – FURFURAL et de ses dérivés

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Liste des commentaires

ahmed talebgood planning... kind regards.22-01-2016 11:43
Driss Je pense qu'on peut prévoir un contrôle annuel des gaz dissous à partir de la 11ème année de fonctionnement d'un transformateur immergé 18-01-2016 09:14
djellaPériodicité de l'analyse des gaz dissous svp 12-01-2016 16:01
DrissEN réponse à Olfa : Désolé, je peux pas vous l'envoyer.16-12-2015 09:15
olfaBonjour, Document très intéressant. Pourriez-vous m'envoyer la Norme CEI 422. Merci15-12-2015 08:17
PatrimGestMerci pour le message. Lien qui peut vous servir http://www.sie.fr/moteur-electrique-service/depannage-moteur-electrique.html01-10-2014 10:21
Pierre marie MEBALE BIVEGHEmerci,document tres enrichissant,pouvez vous avoir les methodes et controle avec periodicite sur les moteurs electriques svp?et merci encore messieurs bon boulot24-09-2014 11:54

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