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Pourquoi faut-il analyser l’huile du transformateur électrique ?

La maintenance régulière du transformateur électrique est nécessaire pour s’assurer de son bon fonctionnement. Cela permet aussi de révéler des réparations à prévoir avant l’irruption d’un dommage qui pourrait entraîner un coût important ou des pertes de production à la suite d’une immobilisation du transformateur en panne. Les diagnostics réguliers évitent bien des désagréments.

Le transformateur électrique est un équipement isolant indispensable du réseau électrique, il joue un rôle dans le système de distribution de l’électricité prélevée sur le réseau public puisqu’il réduit ou augmente la tension du courant avant son acheminement vers les postes à alimenter en électricité. Le transformateur est un poste très sensible.

L’analyse de l’huile utilisée par le transformateur électrique est une opération de maintenance à ne pas négliger, elle en dit beaucoup sur l’état du transformateur et sa durabilité en tant qu’investissement.

 

L’huile du transformateur électrique : un isolant stratégique

Le fabricant français CIRCÉ a conçu des transformateurs performants d’un usage général, de contrôle, de distribution et d’isolement. Selon leur usage, les transformateurs sont de diverses gammes (monophaséstriphasés et tri-mono) et vont de 40 VA à 1000kVA.

Les fabricants de transformateurs insistent toujours sur leur entretien régulier pour garantir leur pérennité et un haut rendement stable. Les deux isolants protecteurs du transformateur électrique sont l’huile et le papier (cellulose/ruban, adhésif/carton compressé).

Le niveau d’huile est à surveiller pour vérifier que la quantité est correcte ou en ajouter si nécessaire puisque le niveau d’huile est déterminé par le fabricant dans les protocoles opérationnels à respecter.

L’analyse de l’huile est essentiellement effectuée lors des opérations de contrôle de maintenance par des équipes techniques certifiées ou par des laboratoires spécialisés prestataires. Cette analyse permet de voir la qualité de l’huile au moment du prélèvement, d’identifier sa durée d’utilisation ou de savoir s’il faut prévoir sa vidange.

L’analyse de l’huile informe sur sa pureté, son état de dégradation, si elle contient des résidus ou de la saleté, sur le vieillissement de l’isolant en papier, sur la présence de décharges partielles, etc.

Par cette analyse, il est possible de détecter des fuites ou des entrées d’air indésirables, le dysfonctionnement des conduits, une déficience du relais à gaz ou encore un défaut d’isolation électrique.

Somme toute, l’analyse de l’huile limite les risques de panne et prévient les risques de coupure dans la chaine de production, elle intervient pour allonger la durée de vie du transformateur, elle le préserve en fonctionnement plus longtemps et fait économiser le prix d’achat d’un nouveau transformateur de remplacement.

 

La mesure des teneurs en gaz du transformateur

L’analyse de l’huile révèle plusieurs défauts dans le fonctionnement du transformateur.

Par exemple, elle met l’accent sur des défauts d’origine électrique ou thermique. L’huile du transformateur est naturellement constituée de gaz du fait de la respiration du transformateur par le conservateur (O2, N2) ou du vieillissement progressif de l’isolation papier (CO2, CO).

Des concentrations anormalement élevées en gaz permettent de détecter une entrée d’air dans le transformateur ou un vieillissement prématuré de l’isolation papier.

L’isolation papier présente sous la forme de cellulose, de ruban adhésif ou de carton compressé dans la fabrication du transformateur électrique peut être la source de défaut décelable par l’analyse de l’huile. Avec le nombre d’utilisations, le papier se décompose, il fournit alors (en plus du CO2, CO) et de l’eau un ensemble de substances solubles dans l’huile, appelées les dérivés furaniques. Ils sont des signes de la décomposition de la cellulose.

Ces dérivés furaniques sont alors analysés et donnent alors des renseignements sur l’état du papier dans le transformateur en ne prélevant que l’huile. L’analyse permet alors de déterminer la durée de vie résiduelle du transformateur.

 

La vérification de la teneur en humidité du transformateur

Les analyses de l’huile du transformateur sont importantes pour connaître sa teneur en humidité.

La teneur en humidité dans l’huile ne doit pas dépasser la valeur autorisée ; sinon, les propriétés isolantes de l’huile vont se détériorer et mener à la rupture diélectrique. La présence d’un niveau élevé d’humidité peut venir de l’infiltration de celle-ci à la suite d’un incident de différence de température inopinée.

La présence d’humidité aura alors un impact sur la qualité de l’huile trop chargée en eau et sur l’isolant de papier/cellulose qui, une fois humidifié, s’use de manière plus intense.

Le taux de teneur en eau influence la durée de vie du transformateur électrique. Ce taux de teneur en eau dans l’huile reflète la teneur en humidité de l’isolation. Il faut noter que les teneurs en eau dans l’huile, dans l’isolation cellulosique/papier et dans la vapeur d’eau présente dans le conservateur sont la conséquence d’un équilibre dynamique particulièrement lent et sensible à la température. De ce fait, il est toujours recommandé d’effectuer le prélèvement d’huile à analyser quand le transformateur est chaud dans un état d’équilibre thermique.

 

L’indice d’acidité de l’huile

L’analyse de l’huile détermine l’indice d’acidité. Cet indice révèle précisément la quantité de substances acides présentes dans l’huile et le nombre exact de milligrammes d’hydroxyde de potassium nécessaire pour neutraliser les substances acides dans 1 g d'huile.

L'indice d'acidité prend en compte les acides organiques et inorganiques présents dans l'huile (souvent, l'huile ne contient pas d'acides inorganiques). Par conséquent, l'indice d'acide oléique représente en fait la teneur en acides organiques de l'huile.

L'acide organique contenu dans la nouvelle huile est principalement l'acide cyclonique. Dans le processus de stockage et d'utilisation, les acides organiques générés par l'oxydation de l'huile sont des acides gras. L'indice d'acide est un signe du degré de raffinage pour l'huile neuve, et pour l'huile courante, c'est un signe du degré de vieillissement de l'huile, et c'est l'un des indicateurs importants pour déterminer si l'huile peut continuer à être utilisée.

 

La rigidité diélectrique

L’analyse de l’huile du transformateur révèle la mesure de la rigidité diélectrique de l’huile. Cette mesure permet d’évaluer sa fonction d’isolant, si elle est suffisante, elle sera encore utilisée, sinon il faudra procéder à son renouvellement.

La rigidité diélectrique est un indicateur de la tension maximale que l’huile est capable de supporter avant de déclencher un court-circuit. Toute réduction de la rigidité diélectrique en dessous du niveau normalisé peut être critique.

La rigidité diélectrique est liée à trois paramètres : la teneur en eau, la teneur en particules et le facteur de dissipation.

La teneur importante en eau ou humidité ou vapeur d’eau est un élément négatif qui peut mener à une dégradation de l’isolant papier. La teneur en eau doit respecter un taux normalisé.

La teneur en particules génère l’oxydation de l’huile, son vieillissement.  Si cet indice est trop élevé, des boues acides peuvent se créer dans l e transformateur. L’huile doit être renouvelée dans ce cas.

Le facteur de dissipation (appelé la tangente delta) est lié à la résistivité et la permittivité en tension alternatif d’un fluide électrique. C’est un diagnostic local, qualitatif et préventif de la réactivité de l’huile du transformateur.

 

 

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