{"id":11983,"date":"2021-08-23T17:49:59","date_gmt":"2021-08-23T17:49:59","guid":{"rendered":"https:\/\/polywaterv2.wpengine.com\/?p=11983"},"modified":"2025-06-24T07:37:20","modified_gmt":"2025-06-24T12:37:20","slug":"accelerateurs-de-vieillissement-des-transformateurs","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/www.polywater.com\/fr\/knowledge-hub\/accelerateurs-de-vieillissement-des-transformateurs\/","title":{"rendered":"Comment la temp\u00e9rature et l’eau influencent le vieillissement des transformateurs"},"content":{"rendered":"
<\/div>\n

1. Introduction<\/h2>\n

Divers facteurs influencent le vieillissement des transformateurs disposant de syst\u00e8mes huile-cellulose et acc\u00e9l\u00e8rent le processus de vieillissement. Le pr\u00e9sent article porte sur :<\/p>\n

1.\u00a0 les influences sp\u00e9cifiques de la temp\u00e9rature et de l\u2019eau sur le vieillissement des transformateurs\u00a0;
\n2.\u00a0 les voies par lesquelles l\u2019humidit\u00e9 et l\u2019eau p\u00e9n\u00e8trent dans le transformateur ;
\n3.\u00a0 la fa\u00e7on dont la temp\u00e9rature et l\u2019eau acc\u00e9l\u00e8rent le vieillissement des transformateurs.<\/p>\n

\"\"<\/p>\n

\"\"<\/p>\n

L\u2019article d\u00e9crit \u00e9galement comment\u00a0:<\/p>\n

1.\u00a0 r\u00e9duire les influences de ces acc\u00e9l\u00e9rateurs ;
\n2.\u00a0 s\u00e9cher les transformateurs noy\u00e9s ;
\n3.\u00a0 r\u00e9duire les influences de la temp\u00e9rature ;
\n4.\u00a0 \u00e9viter le vieillissement acc\u00e9l\u00e9r\u00e9.<\/p>\n

En outre, les facteurs qui devraient \u00eatre sp\u00e9cifi\u00e9s au d\u00e9but de la phase de conception du transformateur afin d\u2019assurer un actif fiable \u00e0 long terme seront pr\u00e9sent\u00e9s. Un autre article portera sur l\u2019acide et l\u2019oxyg\u00e8ne ainsi que sur leur r\u00f4le d\u2019acc\u00e9l\u00e9rateurs.<\/p>\n

2. L\u2019influence de la temp\u00e9rature<\/strong><\/h2>\n

Les temp\u00e9ratures \u00e9lev\u00e9es ont une incidence consid\u00e9rable sur les processus de vieillissement des transformateurs.<\/p>\n

2.1 R\u00e8gle de Montsinger<\/h3>\n

Dans les ann\u00e9es\u00a01930, Montsinger a contribu\u00e9 \u00e0 quantifier le degr\u00e9 de vieillissement acc\u00e9l\u00e9r\u00e9 des transformateurs d\u00fb \u00e0 la temp\u00e9rature.1<\/sup> Il a d\u00e9termin\u00e9 qu\u2019une augmentation de temp\u00e9rature de 8\u00a0\u00b0C r\u00e9duit de moiti\u00e9 la dur\u00e9e de vie d\u2019un transformateur.<\/p>\n

Montsinger a \u00e9galement montr\u00e9 que le processus de vieillissement est n\u00e9gligeable en cas de temp\u00e9ratures inf\u00e9rieures \u00e0 50\u00a0\u00b0C.\u00a0 Ces principes persistent \u00e0 ce jour, m\u00eame avec le d\u00e9veloppement et l\u2019utilisation de nouveaux mat\u00e9riaux dans les transformateurs au cours des 70\u00a0derni\u00e8res ann\u00e9es.<\/p>\n

Sur la base de ces principes, g\u00e9n\u00e9ralisons qu\u2019une augmentation de 10 \u00b0C r\u00e9duit de moiti\u00e9 la dur\u00e9e de vie et que le suivi de la temp\u00e9rature d\u2019un transformateur n\u2019a de sens que lorsque celle-ci est sup\u00e9rieure \u00e0 50 \u00b0C.\u00a0 Lorsque la temp\u00e9rature est inf\u00e9rieure, le vieillissement est si lent qu\u2019il \u00e9limine toute d\u00e9faillance \u00e0 tout moment pendant la dur\u00e9e de vie estim\u00e9e du transformateur.<\/p>\n\n\n\n
Contenus connexes : <\/strong>Influence de l\u2019oxyg\u00e8ne et des acides sur le vieillissement des transformateurs<\/a><\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

3. L\u2019influence de la conception<\/strong><\/h2>\n

Le vieillissement des transformateurs ne suit jamais une trajectoire type ou identique, car un transformateur \u00ab\u00a0standard\u00a0\u00bb n\u2019existe pas.\u00a0 Comme indiqu\u00e9 ci-dessus, la temp\u00e9rature est un acc\u00e9l\u00e9rateur de vieillissement.\u00a0 Plus pr\u00e9cis\u00e9ment, le vieillissement d\u00e9pend de la temp\u00e9rature dans la zone la plus chaude du transformateur.\u00a0 Il est illogique de prendre en consid\u00e9ration une temp\u00e9rature moyenne.\u00a0 Le vieillissement n\u2019est pas moyen et va toujours de pair avec une temp\u00e9rature sp\u00e9cifique \u00e0 un endroit sp\u00e9cifique \u00e0 l\u2019int\u00e9rieur du transformateur.<\/p>\n

Afin d\u2019\u00e9valuer le vieillissement d\u2019un transformateur, il faut commencer par la zone la plus chaude.\u00a0 Si la cellulose perd sa r\u00e9sistance m\u00e9canique en raison du vieillissement thermique \u00e0 un certain endroit du transformateur, il n\u2019est pas important que la valeur du degr\u00e9 de polym\u00e9risation soit toujours \u00ab\u00a0bonne en moyenne\u00a0\u00bb. Dans un tel cas, le transformateur n\u2019est pas \u00ab\u00a0moyennement\u00a0\u00bb cass\u00e9.\u00a0 Il tombe compl\u00e8tement en panne et, \u00e0 moins qu\u2019il n\u2019ait d\u00e9j\u00e0 atteint sa fin de vie, il doit, \u00e0 tout le moins, \u00eatre r\u00e9par\u00e9.\u00a0 Par cons\u00e9quent, il est important de d\u00e9terminer, pendant l\u2019\u00e9tape de sp\u00e9cification du transformateur, les conditions de fonctionnement du transformateur et d\u2019optimiser la conception du syst\u00e8me de refroidissement interne en cons\u00e9quence.<\/p>\n

Il est impossible de r\u00e9parer ult\u00e9rieurement un syst\u00e8me de refroidissement interne d\u00e9fectueux (pour plus de d\u00e9tails, voir la section\u00a05.1).<\/p>\n

L\u2019influence de l\u2019eau et de l\u2019humidit\u00e9<\/h2>\n

4. L\u2019eau en tant qu\u2019agent vieillissant<\/h2>\n

De nombreux articles portant sur l\u2019eau en tant qu\u2019agent vieillissant ont \u00e9t\u00e9 publi\u00e9s. Certains articles affirment que la teneur en eau peut \u00eatre utilis\u00e9e afin d\u2019\u00e9valuer l\u2019\u00e2ge d\u2019un transformateur. La base technique de telles affirmations semble suffisamment plausible, car il s\u2019agit d\u2019une question de chimie. Chaque fois que des mol\u00e9cules de cellulose \u00e0 longue cha\u00eene sont bris\u00e9es \u00e0 la suite de processus chimiques thermiques, de l\u2019eau est lib\u00e9r\u00e9e. En cons\u00e9quence, on pourrait dire que le processus de vieillissement est d\u00fb \u00e0 une source d\u2019eau \u00e0 l\u2019int\u00e9rieur du transformateur. En revanche, la mesure dans laquelle ce ph\u00e9nom\u00e8ne, appel\u00e9 pyrolyse cellulosique, joue un r\u00f4le important dans la p\u00e9n\u00e9tration d\u2019eau dans les transformateurs est moins claire.
\nD\u2019apr\u00e8s mon exp\u00e9rience personnelle, tous les vieux transformateurs affichent une teneur en eau accrue, mais la pyrolyse ne constitue pas une source importante. Les sources externes d\u2019eau\/humidit\u00e9 jouent un r\u00f4le plus important dans le vieillissement acc\u00e9l\u00e9r\u00e9 des transformateurs.<\/p>\n

4<\/span><\/b>.<\/span><\/b>1<\/span><\/b> Passerelles d’eau et d’humidit\u00e9<\/span><\/b><\/h3>\n

La teneur en eau de diff\u00e9rents transformateurs d\u2019\u00e2ge et d\u2019\u00e9tat de fonctionnement semblables n\u2019est en aucun cas suffisamment semblable pour d\u00e9duire un m\u00e9canisme de vieillissement universel. En raison des diff\u00e9rences de teneur en eau des transformateurs, nous devons en conclure que des causes externes g\u00e9n\u00e8rent les diff\u00e9rences.<\/p>\n

Les transformateurs les plus fortement noy\u00e9s sont ceux qui ont subi de fr\u00e9quents changements de charge et des tensions thermiques au niveau de la zone du r\u00e9servoir.
\nLes transformateurs disposant de composants essentiels, tels que les travers\u00e9es basse tension \u00e0 courant \u00e9lev\u00e9 utilis\u00e9es dans les installations d\u2019\u00e9lectrolyse, sont intrins\u00e8quement in\u00e9tanches et pr\u00e9sentent une teneur en eau plus \u00e9lev\u00e9e. Il en va de m\u00eame pour les transformateurs \u00e9l\u00e9vateurs.<\/p>\n

D\u2019autre part, les transformateurs de r\u00e9seau et de transmission ont g\u00e9n\u00e9ralement une teneur en eau plut\u00f4t faible. Ces transformateurs sont \u00e0 la fois herm\u00e9tiquement ferm\u00e9s et \u00e0 respiration libre et pr\u00e9sentent une teneur en eau semblable apr\u00e8s plusieurs ann\u00e9es. Cela indique que la majeure partie de l\u2019humidit\u00e9\/eau dans le transformateur provient de sources externes.<\/p>\n

4.2<\/span><\/b> Eau de refroidissement<\/span><\/b><\/h3>\n

Les refroidisseurs d\u2019eau qui fuient, en particulier ceux qui sont \u00e0 paroi simple, constituent une autre source d\u2019eau.\u00a0 Il ne fait aucune diff\u00e9rence que la pression statique doit \u00eatre plus \u00e9lev\u00e9e au niveau de l\u2019huile, plut\u00f4t que de l\u2019eau.\u00a0 Les coudes de tuyaux sont particuli\u00e8rement sujets aux microfissures et aux pressions partielles \u00e9lev\u00e9es, ce qui permet \u00e0 l\u2019eau de p\u00e9n\u00e9trer \u00e0 l\u2019int\u00e9rieur du transformateur.<\/p>\n\n\n\n
Contenus connexes : <\/strong>Cartographie des parcs de transformateurs<\/a><\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

5. Pr\u00e9vention de vieillissement acc\u00e9l\u00e9r\u00e9<\/h2>\n

Afin de r\u00e9duire efficacement le vieillissement pr\u00e9matur\u00e9 des transformateurs, il faut d\u00e9tecter et g\u00e9rer les acc\u00e9l\u00e9rateurs. La question doit \u00eatre soulev\u00e9e au d\u00e9but de la phase de conception. Il est extr\u00eamement important de disposer, d\u2019une part, d\u2019une conception appropri\u00e9e des syst\u00e8mes d\u2019\u00e9tanch\u00e9it\u00e9 et, d\u2019autre part, de faibles charges thermiques. Lorsque le syst\u00e8me de refroidissement est ad\u00e9quat, les temp\u00e9ratures maximales peuvent \u00eatre r\u00e9duites, ce qui permet de consid\u00e9rablement prolonger la dur\u00e9e de vie d\u2019un transformateur.<\/p>\n

\"\"<\/p>\n

5.1<\/span><\/b> Conception thermique appropri\u00e9e<\/span><\/b>\u00a0<\/span><\/h3>\n

Le fabricant doit prouver, m\u00eame pendant la phase de conception du projet, que le profil de temp\u00e9rature de son transformateur est appropri\u00e9. Aucune des temp\u00e9ratures admissibles ne doit jamais \u00eatre d\u00e9pass\u00e9e \u00e0 aucun moment, m\u00eame pendant de courtes p\u00e9riodes. Il est imp\u00e9ratif de s\u00e9lectionner le syst\u00e8me de refroidissement adapt\u00e9 \u00e0 la fonction du transformateur, et ce, m\u00eame au stade des sp\u00e9cifications techniques. Par exemple, dans le cas des transformateurs susceptibles de subir de fr\u00e9quents changements de charge, le syst\u00e8me de refroidissement interne doit \u00eatre con\u00e7u pour \u00e9liminer les pointes de temp\u00e9rature lors des augmentations de charge rapides, par exemple un refroidissement\u00a0OD (circulation dirig\u00e9e de l\u2019huile). Dans le cas des transformateurs \u00e0 partir desquels l\u2019huile doit \u00eatre pomp\u00e9e, par exemple OFWF (circulations forc\u00e9es de l\u2019huile et de l\u2019eau), ou dans le cas de radiateurs huile-air install\u00e9s \u00e0 distance, le refroidissement des enroulements doit \u00eatre bas\u00e9 sur une conception\u00a0ON (circulation naturelle de l\u2019huile) afin que l\u2019huile soit r\u00e9partie le plus uniform\u00e9ment possible dans le transformateur.<\/p>\n

Afin de v\u00e9rifier la conception thermique d\u2019un transformateur apr\u00e8s son ach\u00e8vement, la fibre optique est utilis\u00e9e pour g\u00e9n\u00e9rer un profil \u00e9tendu des temp\u00e9ratures \u00e0 l\u2019int\u00e9rieur du transformateur. Id\u00e9alement, il devrait y avoir au moins plusieurs capteurs dans chaque enroulement par montant. La r\u00e9partition optimale de capteur est la suivante\u00a0: partie sup\u00e9rieure, 2\/3 de la moiti\u00e9 sup\u00e9rieure, 2\/3 de la moiti\u00e9 inf\u00e9rieure et partie inf\u00e9rieure. En r\u00e8gle g\u00e9n\u00e9rale, chaque enroulement doit comprendre le montant central d\u2019un transformateur triphas\u00e9 (enroulements de prise haute tension, basse tension, de fil fin et de fil gros).<\/p>\n

5.2<\/span><\/b> Surveillance du comportement de gazage<\/span><\/b>\u00a0<\/span><\/h3>\n

Le comportement de gazage d\u2019un transformateur en fonctionnement fournit des donn\u00e9es concluantes sur l\u2019efficacit\u00e9 de sa conception. La sp\u00e9cification technique du transformateur doit stipuler l\u2019interdiction de la pr\u00e9sence de gaz induits thermiquement pendant le fonctionnement, par exemple C2<\/sub>H4<\/sub>, C2<\/sub>H6<\/sub>, C3<\/sub>H4<\/sub>, C3<\/sub>H6<\/sub>, C3<\/sub>H8<\/sub>. Leur pr\u00e9sence indique des temp\u00e9ratures sup\u00e9rieures \u00e0 150\u00a0\u00b0C. Dans une analyse des gaz dissous (DGA), la valeur de ces gaz doit \u00eatre \u00ab\u00a00\u00a0\u00bb. Sinon, les conditions thermiques du transformateur sont inacceptables. Je ne conseille pas de limiter les valeurs.<\/p>\n

5.3<\/span><\/b> R\u00e9duction de la teneur en eau<\/span><\/b>\u00a0<\/span><\/h3>\n

Si les essais r\u00e9v\u00e8lent une augmentation de la teneur en eau, par exemple lors de l\u2019essai de la qualit\u00e9 de l\u2019huile, la teneur en eau doit \u00eatre r\u00e9duite. Cette valeur est affect\u00e9e
\npar la temp\u00e9rature d\u2019\u00e9chantillonnage et doit toujours \u00eatre v\u00e9rifi\u00e9e \u00e0 l\u2019aide du diagramme de Nielsen.<\/p>\n

5<\/span><\/b>.3<\/span><\/b>.1 Mesure de la teneur en eau<\/span><\/b><\/h3>\n

\u00c9tant donn\u00e9 que de l\u2019eau se trouve dans le transformateur, sa valeur doit \u00eatre collect\u00e9e, directement ou indirectement, depuis le transformateur. La teneur en eau d\u2019un \u00e9chantillon d\u2019huile \u00e0 lui seul ne nous apporte aucune information.<\/p>\n

Afin de mesurer la teneur en eau, il faut \u00e9valuer l\u2019humidit\u00e9 de l\u2019huile \u00e0 l\u2019aide du diagramme de Nielsen. Pour ce faire, les temp\u00e9ratures des parties sup\u00e9rieure et inf\u00e9rieure du transformateur doivent \u00eatre surveill\u00e9es sur une p\u00e9riode de temps prolong\u00e9e, afin de garantir l\u2019\u00e9quilibre de la charge du transformateur. Les syst\u00e8mes qui utilisent un capteur capacitif sont particuli\u00e8rement utiles \u00e0 cet effet. Les mesures doivent \u00eatre enregistr\u00e9es dans la plage\u00a0ppm.<\/p>\n

Le syst\u00e8me de d\u00e9tection d\u2019incendie et de gaz est un syst\u00e8me \u00e9prouv\u00e9 de mesure di\u00e9lectrique directe de la teneur en eau. Les donn\u00e9es de cette mesure peuvent \u00eatre consid\u00e9r\u00e9es comme pr\u00e9cises et peuvent \u00eatre prises en charge par la m\u00e9thode ci-dessus.<\/p>\n

Les donn\u00e9es suivantes doivent \u00eatre utilis\u00e9es comme valeurs de r\u00e9f\u00e9rence pour l\u2019\u00e9valuation de la teneur en eau\u00a0:<\/p>\n

\"\"<\/span><\/p>\n

\u00a0<\/span><\/p>\n

5.3.2 Rem\u00e8des et produits d’\u00e9tanch\u00e9it\u00e9<\/strong><\/span><\/b>\u00a0<\/span><\/h3>\n

Si la teneur en eau d\u00e9passe le niveau appropri\u00e9, la cellulose doit \u00eatre s\u00e9ch\u00e9e. Il existe diff\u00e9rents proc\u00e9d\u00e9s de s\u00e9chage. La m\u00e9thode la plus simple et la moins probl\u00e9matique consiste \u00e0 utiliser des syst\u00e8mes de d\u00e9rivation. Ces syst\u00e8mes extraient l\u2019eau du transformateur en fonctionnement en l\u2019\u00e9coulant \u00e0 travers le passage d\u2019huile. Il n\u2019est pas recommand\u00e9 d\u2019avoir recours \u00e0 des usines de traitement de l\u2019huile, car ces usines ne font que s\u00e9cher l\u2019huile et ne peuvent pas extraire plus de 1\u00a0% de l\u2019eau du transformateur.<\/p>\n

L\u2019\u00e9tanch\u00e9it\u00e9 du transformateur doit \u00eatre une priorit\u00e9, afin d\u2019emp\u00eacher la p\u00e9n\u00e9tration d\u2019humidit\u00e9 et d\u2019eau.\u00a0 L\u2019utilisation de technologies sp\u00e9cifiquement con\u00e7ues pour l\u2019\u00e9tanch\u00e9it\u00e9 des transformateurs garantit les performances \u00e0 long terme du transformateur.<\/p>\n

Lorsqu\u2019il s\u2019agit de choisir les produits d\u2019\u00e9tanch\u00e9it\u00e9 pour les transformateurs, les facteurs cl\u00e9s sont les suivants\u00a0:<\/p>\n