Maintenance experte des transformateurs de puissance : diagnostics, surveillance et prolongation de durée de vie

Maintenance du transformateur de puissance – Diagnostic et surveillance du transformateur

Introduction

Étant des machines statiques sans pièces mobiles ni tournantes, les transformateurs sont des machines très fiables, et s'ils sont correctement entretenus, peuvent durer 40 ans ou plus. De plus, ils ne ne se déclenchent pas ou ne fondent pas lorsqu'ils sont sur-sollicités (sauf dans des conditions extrêmes), les transformateurs sont fréquemment surchargés et autorisés à fonctionner bien au-delà de leur capacité.

Cependant, l'utilisation et le vieillissement des installations électriques, similaires à d'autres installations, sont une cause de détérioration normale des équipements électriques qui peut être accélérée par des facteurs tels qu'un environnement hostile, surcharge, ou cycle de service sévère.

D'autres causes de détérioration peuvent être les changements/ajouts de charge, modifications de circuit, dispositifs de protection mal réglés/sélectionnés et changements de conditions de tension.

Cependant, la défaillance d'équipement n'est pas inévitable si un programme de vérification et de maintenance préventive est établi.

L'établissement d'un programme régulier de maintenance préventive peut minimiser le risque de défaillance d'équipement et les problèmes résultants de cette défaillance, la détection de défauts latents et constitue la première étape pour le dépannage.

Inspection visuelle du transformateur de puissance

L'attention la plus fréquente accordée aux transformateurs de puissance est l'inspection visuelle, qui implique principalement la vérification de l'état extérieur général du transformateur et du système de refroidissement.

Les transformateurs de puissance doivent être inspectés régulièrement afin que les problèmes puissent être détectés tôt et corrigés avant que des réparations majeures ne soient nécessaires.

Les inspections sont effectuées de routine, généralement une fois par semaine, bien que la fréquence puisse varier d'une entreprise à l'autre et entre transformateurs. Par exemple, un transformateur peut être vérifié plus souvent s'il y a des raisons de croire qu'un problème se développe.

Le tableau 1 montre les types d'inspections visuelles requises pour contrôler l'état extérieur général et le système de refroidissement.

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Tableau 1 – Inspection visuelle des transformateurs

Diagnostic et surveillance du transformateur

La surveillance du transformateur fait référence aux techniques de mesure en ligne, où l'accent est mis sur la collecte de données pertinentes sur l'intégrité du transformateur et non sur l'interprétation des données.

Les techniques de surveillance des transformateurs varient selon le capteur utilisé, les paramètres du transformateur mesurés et les techniques de mesure appliquées. Comme l'équipement de surveillance est généralement monté en permanence sur un transformateur, il doit également être fiable et peu coûteux.

Les défaillances des enroulements et des changeurs de prise en charge (CTC ou OLTC en anglais) dominent ; par conséquent, l'objectif de la plupart des techniques de surveillance est de collecter des données à partir de paramètres qui peuvent être utilisés pour évaluer l'état des enroulements et des changeurs de prise.

Les gaz dissous dans l'huile et les décharges partielles (DP ou PD en anglais) sont des paramètres couramment surveillés liés à l'état des enroulements et de l'isolation.

La température et les vibrations sont couramment utilisées pour évaluer l'état du CTC.

La figure 1 montre la distribution statistique des défaillances dans un transformateur immergé dans l'huile.

Figure 1 – Distribution statistique des défaillances dans un transformateur immergé dans l'huile

Les paramètres courants utilisés pour surveiller l'état des enroulements et de l'isolation sont les DP et les gaz dissous dans l'huile ; en ce qui concerne la surveillance du CTC, la température et les vibrations sont utilisées.

Les principales unités de surveillance utilisées pour le diagnostic des transformateurs sont :

• Unité de surveillance de la température de l'huile.
• Capteur de surveillance du niveau d'huile.
• Unité de surveillance des gaz dans l'huile.
• Capteur de surveillance du fonctionnement du CTC.
• Unité de surveillance de surcharge.

Les données des capteurs et unités de surveillance sont transformées en signaux numériques et analogiques et établissent une communication en temps réel avec une interface homme-machine et enregistrement de données.

L'analyse des gaz dissous dans l'huile (DGA) est un outil de diagnostic efficace pour déterminer les problèmes dans le fonctionnement du transformateur.

Cependant, cette analyse est généralement effectuée hors site, où un équipement sophistiqué (et généralement coûteux) est utilisé pour déterminer la teneur en gaz.

Pour réduire le risque de manquer des défauts naissants en raison de longs intervalles d'échantillonnage, des techniques de surveillance sont en développement pour fournir des avertissements quant aux changements dans les types et concentrations de gaz observés dans un transformateur. L'analyse conventionnelle des gaz dissous dans l'huile est effectuée après qu'un avertissement est émis. Plusieurs gaz de transformateur et leurs sources correspondantes sont listés dans le Tableau 2.

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Tableau 2 – Gaz de transformateur et sources

En extrayant le gaz dissous dans l'huile d'isolation du transformateur principal et en mesurant les quantités des six composants gazeux à leur faible niveau, il est possible de détecter la surchauffe locale ou la décharge électrique partielle dans l'unité selon les données de l'analyseur et de prévenir tout accident avant qu'il ne se produise.

Calendrier des actions de maintenance préventive et d'inspection du transformateur

La fréquence de maintenance doit être établie en tenant compte des exigences de fiabilité de l'équipement et des manuels et recommandations des fabricants.

Les activités de maintenance peuvent être planifiées pour chaque segment de l'installation à différentes périodes, mais les grandes industries ont généralement une ou deux fois par an un arrêt global pour des fins de maintenance.

NETA^[1] Norme MTS-2007 Annexe B présente le calendrier de maintenance basé sur le temps et la matrice montrée dans le Tableau 3. L'application de la matrice est reconnue comme un guide seulement.

La condition spécifique, la criticité et la fiabilité doivent être déterminées pour appliquer correctement la matrice. L'application de la matrice, conjointement avec l'aboutissement des données d'essais historiques et des tendances, devrait fournir un programme de maintenance préventive électrique de qualité.

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Tableau 3 – Matrice de fréquence de maintenance

Pour les transformateurs, les tests de maintenance à fréquence minimale sont définis dans la même norme et montrés dans le Tableau 4.

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Tableau 4 – Fréquence des tests de maintenance des transformateurs (mois)

Les activités de maintenance (inspection visuelle et mécanique ; tests électriques ; valeurs de tests) pour chaque équipement sont définies sous Norme NETA ATS-2009 et pour les transformateurs peuvent être résumées comme montré dans le Tableau 5.

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Tableau 5 – Fréquence des tests et inspections pour les actions de maintenance des transformateurs

Les actions de maintenance préventive des transformateurs peuvent être synthétisées comme suit :

• Inspections de routine
• Prélèvement d'échantillons
• Tests
• Réparation

• Réparations mineures
• Réparations moyennes
• Réparations majeures et révisions générales^[2]

• Documentation et enregistrement des données

Le Tableau 6 montre les activités habituelles pour chaque type d'actions de maintenance.

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Tableau 6 – Actions habituelles de chaque type d'activités de maintenance

En dehors de l'équipement de test spécial, le matériel de test portable le plus couramment utilisé dans les activités de maintenance des transformateurs est :

• Multimètres
• Pinces ampèremétriques
• Testeurs de tension
• Équipement de test de transformateurs d'instrumentation
• Équipement de test de relais et compteurs
• Testeurs d'isolation (MEGGER^[3])
• Équipement de test de mise à la terre
• Caméra infrarouge^[4] (Voir Thermographie Infrarouge)

À lire aussi : Comment trouver la puissance du transformateur en kVA (Monophasé et Triphasé) ?

Analyse d'huile et prélèvements

Pendant la période de maintenance ou après une opération de réparation majeure, il est nécessaire de prélever un échantillon d'huile pour procéder aux tests définis par la CEI^[5] Norme 60296 pour les ESS (Essais de réception en usine).

Ces tests sont :

• Tension interfaciale (TIF ou IFT en anglais)
• Acidité
• Viscosité
• Densité
• Point d'éclair
• Point de feu
• Point de coulée
• Humidité
• Rigidité diélectrique
• Facteur de puissance (pertes diélectriques – tan δ)
• Couleur

Il est nécessaire de prendre certaines précautions lors du prélèvement d'un échantillon, afin d'éviter que l'échantillon ne soit contaminé.

• 1 – Utilisez la vanne de prélèvement auxiliaire et n'utilisez pas le petit port de prélèvement sur le côté de la vanne de vidange (Figure 2).

Figure 2 – Vanne de prélèvement auxiliaire

• 2 – Purgez la vanne de vidange

Figure 3 – Purge de la vanne de vidange

• 3 – Purgez le tube et la seringue et ne tirez pas en arrière sur le corps de la seringue – appliquez une légère résistance et laissez la pression du fluide remplir la seringue (Figure 4).

Figure 4 – Purge du tube et de la seringue

• 4 – La seringue remplie ne doit pas avoir de bulles, mais certaines peuvent se former plus tard – ne libérez pas celles-ci.

À lire aussi : QCM sur les transformateurs avec réponses explicatives

Analyse des gaz dissous dans l'huile (DGA)

La DGA, l'un des outils de diagnostic les plus précieux disponibles, est une procédure utilisée pour évaluer l'état d'un transformateur rempli d'huile à partir d'une analyse des gaz dissous dans le milieu de refroidissement/isolation.

C'est une technique bien établie, rentable, fournissant des informations essentielles à partir d'un test relativement simple, non destructif, basé sur le prélèvement d'huile.

Bien que l'analyse soit normalement faite en laboratoire, des dispositifs en ligne sont également disponibles.

Les résultats révèlent beaucoup sur la santé de l'huile et de ses propriétés en tant que milieu isolant, y compris son état actuel, les changements en cours, les effets de dégradation de la surcharge, du vieillissement, l'apparition de défauts mineurs et la cause la plus probable de défaillances majeures.

Il convient de noter qu'un défaut grave peut également produire des gaz libres qui peuvent être collectés dans le relais Buchholz.

Tests de transformateur pour la maintenance et le diagnostic

Le Tableau 7 montre la méthodologie globale d'évaluation de l'état du transformateur, reliant la maintenance de routine et le diagnostic.

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Tableau 7 – Tests de transformateur à effectuer pour la maintenance et le diagnostic

Test des traversées (Bushing)

Pour les traversées qui ont une prise de potentiel, à la fois la capacité entre le haut de la traversée et la prise du bas (normalement appelée C1) et la capacité entre la prise et la terre (normalement appelée C2) sont mesurées.

Pour déterminer les pertes des traversées, des tests de facteur de puissance sont également effectués. La capacité C2 est beaucoup plus grande que la capacité C1.

Les traversées sans prise de potentiel sont normalement testées depuis le conducteur supérieur de la traversée jusqu'à la terre.

Les résultats de ce test sont comparés avec les tests d'usine et/ou les tests antérieurs pour déterminer la détérioration.

Environ 90 % des défaillances des traversées peuvent être attribuées à l'infiltration d'humidité évidente par une augmentation du facteur de puissance.

Test d'analyse de réponse en fréquence balayée (SFRA)

L'Analyse de Réponse en Fréquence (ARF ou SFRA en anglais)^[6] consiste à mesurer l'impédance des enroulements du transformateur sur une large gamme de fréquences et à comparer les résultats de ces mesures à un ensemble de référence.

Les différences peuvent indiquer des dommages au transformateur, qui peuvent être investigués plus avant en utilisant d'autres techniques ou par un examen interne. La méthode de fréquence balayée pour l'ARF nécessite l'utilisation d'un analyseur de réseau pour générer le signal, effectuer les mesures et manipuler les résultats.

Détection de défauts par ultrasons et sons

Ce test doit être appliqué lorsque l'hydrogène augmente de manière marquée dans la DGA.

Une génération élevée d'hydrogène indique une décharge partielle se produisant à l'intérieur du transformateur. D'autres gaz tels que le méthane, l'éthane et l'éthylène peuvent également augmenter. L'acétylène peut également être présent si un arc se produit et peut également augmenter.

Analyse des vibrations

L'analyse des vibrations par elle-même ne peut pas prédire de nombreux défauts associés aux transformateurs, mais c'est un autre outil utile pour aider à déterminer l'état du transformateur.

Les vibrations peuvent résulter de segments de noyau de transformateur lâches, enroulements lâches, problèmes de blindage, pièces lâches, ou roulements défectueux sur les pompes ou ventilateurs de refroidissement à l'huile. Une extrême prudence doit être exercée lors de l'évaluation de la source des vibrations. Souvent, un couvercle de panneau, une porte, ou des boulons/vis dans les panneaux de commande, ou lâches à l'extérieur ont été mal diagnostiqués comme des problèmes à l'intérieur de la cuve.

Résistance d'isolation du noyau

Pour faire ce test, la mise à la terre intentionnelle du noyau doit être déconnectée.

Cela peut être difficile, et un peu d'huile peut devoir être vidangée pour accomplir cela.

Sur certains transformateurs, les mises à la terre du noyau sont amenées à l'extérieur par des traversées isolées et sont facilement accessibles.

Les valeurs attendues de résistance d'isolation sont :

• Transformateurs neufs : > 1000 MΩ
• Transformateurs en service : > 100 MΩ

Les valeurs entre 10 et 100 MΩ révèlent un dommage possible de l'isolation entre le noyau et la terre et les valeurs inférieures à 10 MΩ peuvent causer des courants de circulation destructeurs et doivent être investiguées plus avant.

Thermographie infrarouge

La thermographie infrarouge (IR) est un moyen sans contact et non destructif de détecter les problèmes dans les systèmes électriques.

Tous les équipements électriques et mécaniques émettent de la chaleur sous forme de rayonnement électromagnétique. Les caméras infrarouges, sensibles au rayonnement thermique, peuvent détecter et mesurer les différences de température entre les surfaces.

Des motifs thermiques anormaux ou inattendus peuvent indiquer un problème avec l'équipement, problèmes qui pourraient mener à une panne ou défaillance, ou causer un incendie.

L'analyse infrarouge est couramment effectuée tous les 2 ou 3 ans, tandis que l'équipement est sous tension et sous charge complète, si possible, mais des conditions de fonctionnement et d'environnement particulières peuvent exiger de conduire l'IR annuellement.

L'analyse IR devrait également être conduite après toute maintenance ou test pour voir si les connexions qui ont été rompues ont été correctement refaites. Aussi, si l'IR est faite pendant l'essai de chauffe en usine, les résultats peuvent être utilisés comme base de référence pour une comparaison ultérieure.

Les composants suivants des transformateurs sont généralement soumis à l'analyse IR :

• Cuve
• Radiateurs et système de refroidissement
• Traversées
• CTC (On-Load Tap Changers)

À lire aussi : PLAQUE SIGNALÉTIQUE DE TRANSFORMATEUR (EXIGENCES GÉNÉRALES).

Cuve

Des températures externes anormalement élevées ou des motifs thermiques inhabituels des cuves de transformateurs indiquent des problèmes à l'intérieur du transformateur tels que niveau d'huile bas, courants parasites circulants, refroidissement bloqué, blindages lâches, problèmes de changeur de prise, etc.

Des températures anormalement élevées peuvent endommager ou détruire l'isolation du transformateur et, ainsi, réduire l'espérance de vie.

Une inspection IR peut trouver des conditions de surchauffe ou des motifs thermiques incorrects. Le balayage et l'analyse IR nécessitent un personnel formé et expérimenté dans ces techniques.

Radiateurs et système de refroidissement

Les radiateurs doivent être examinés avec une caméra IR et comparés entre eux.

Un radiateur ou segment froid indique qu'une vanne est fermée ou que le radiateur ou segment est bloqué.

Si l'inspection visuelle montre que les vannes sont ouvertes, le radiateur ou segment doit être isolé, vidangé, retiré et le blocage éliminé.

Un transformateur fonctionnant avec un refroidissement réduit verra sa durée de vie utile drastiquement raccourcie (une température de fonctionnement augmentée de seulement 8 à 10 °C réduira la durée de vie du transformateur de moitié).

Traversées et isolateurs

a) Niveau d'huile

Les scans IR des traversées peuvent montrer des niveaux d'huile bas, ce qui appellerait à un mise hors tension immédiate et remplacement.

En général, la raison en est que le joint au bas de la traversée a échoué, laissant fuir l'huile dans le transformateur. Le joint supérieur a probablement aussi échoué, permettant à l'air et l'humidité d'entrer par le haut.

Niveau d'huile trop haut dans les traversées signifie généralement que le joint au bas de la traversée a échoué et que la charge d'huile du conservateur, ou la pression d'azote, a poussé l'huile du transformateur vers le haut de la traversée.

Une autre raison pour laquelle une traversée peut présenter un niveau d'huile haut est la fuite du joint supérieur, permettant à l'eau d'entrer. L'eau migre vers le bas de la traversée en déplaçant l'huile vers le haut.

Plus de 90 % des défaillances de traversées sont attribuées à l'entrée d'eau par le joint supérieur.

Les traversées échouent souvent catastrophiquement, détruisant souvent le transformateur hôte et les équipements à proximité et causant des risques pour les travailleurs. Les scans IR précédents de la même traversée doivent être comparés avec le scan actuel.

b) Connexions des traversées

Les traversées ont deux connexions internes, une dans la tête et une autre beaucoup plus profonde à l'intérieur connectée aux enroulements du transformateur.

Les deux apparaîtront à l'extérieur, mais la connexion de la tête sera sur la partie supérieure de la traversée tandis que la connexion des enroulements sera à la base de la traversée.

Des problèmes avec des fissures ont été trouvés dans certains isolateurs qui affectent la résistance électrique et mécanique de l'isolateur.

Lorsque l'humidité de surface est présente, un très faible courant de décharge circule sur la surface de l'isolateur en augmentant la température d'un ou deux degrés. Lorsqu'un isolateur est fissuré, le courant de décharge circule le long de la fissure et non sur la surface et l'isolateur apparaît légèrement plus froid.

Lorsque la fissure devient suffisamment grave, une augmentation de température peut devenir évidente.

CTC (Changeurs de prise en charge)

La température du couvercle du CTC devrait être la même température que le transformateur lui-même.

La source de la chaleur est à l'intérieur du boîtier du CTC et est considérablement plus chaude que la température indiquée.

Un compartiment CTC externe ne devrait pas être plus chaud que le corps du transformateur. S'il est plus chaud, cela indique un échauffement probable des connexions de prise internes.

Une difficulté avec les inspections des prises est que toutes les prises ne sont pas connectées au moment de l'inspection, donc les résultats peuvent ne pas être concluants.

^[1]NETA : Association Internationale de Tests Électriques (USA).

^[2] À effectuer après un défaut interne grave ou tous les 8-10 ans de fonctionnement continu, notamment lorsque le transformateur est soumis à des cycles de surcharge sévères ou courts-circuits externes. Ces activités doivent être réalisées par du personnel spécialisé.

^[3] MEGGER est une marque déposée, mais cet équipement est connu sous ce nom.

^[4] Voir Chapitre 7 : Thermographie Infrarouge.

^[5] CEI : Commission Électrotechnique Internationale.

^[6] Uniquement si ce test a été effectué pendant les ESS – Essais de Réception en Usine.

À propos de l'auteur : Manuel Bolotinha

- Licence en Génie Électrique – Énergie et Systèmes de Puissance (1974 – Instituto Superior Técnico/Université de Lisbonne)
– Master en Génie Électrique et Informatique (2017 – Faculdade de Ciências e Tecnologia/Université Nova de Lisbonne)
– Consultant Senior en Postes et Systèmes de Puissance ; Formateur Professionnel