Quels paramètres sont testés lors des tests de transformateurs à huile ?

Transformateurs à huilesont des atouts essentiels dans les systèmes d’énergie électrique. Pour garantir leur fonctionnement sûr, efficace et fiable, une série de tests rigoureux doivent être effectués, à la fois en usine et lors de la mise en service, ainsi que tout au long de leur durée de vie. Ces tests vérifient la résistance électrique, l’intégrité mécanique, les performances thermiques et l’état de l’huile isolante.

Ci-dessous, les paramètres clés sont expliqués par catégorie de test.

Partie 1 : Tests de routine (effectués sur chaque transformateur)

Ces tests sont effectués sur chaque unité avant qu'elle ne quitte l'usine pour confirmer la qualité de fabrication de base.

1. Mesure de la résistance des enroulements

Ce paramètre mesure la résistance CC. En mesurant la résistance de chaque enroulement de phase (primaire et secondaire), les ingénieurs peuvent détecter des connexions desserrées, des brins cassés, des positions incorrectes du changeur de prises ou des déséquilibres de phase importants. Les valeurs acceptables doivent être équilibrées entre les phases (généralement à moins de 2 %) et correspondre aux calculs de conception.

2. Rapport de tension et déphasage

Ce paramètre vérifie le rapport de tours. Une tension est appliquée à l'enroulement primaire et la tension induite du côté secondaire est mesurée. L'angle de phase entre les enroulements est également vérifié. Cela garantit que le transformateur produit la tension de sortie et la relation de phase correctes (par exemple, Dyn11). L'erreur doit généralement être comprise entre ±0,5 %.

3. Perte à vide et courant d'excitation

La perte à vide (perte du cœur) est causée par l'hystérésis et les courants de Foucault dans le cœur. Le courant d'excitation est le courant nécessaire pour magnétiser le noyau. La mesure de ces paramètres permet de détecter les défauts du noyau tels que des stratifications en court-circuit ou un mauvais assemblage. Une perte excessive à vide signifie que le transformateur gaspillera continuellement une énergie importante.

4. Perte de charge et tension d'impédance

La perte de charge (perte de cuivre) est la chaleur générée par le courant circulant dans les enroulements. La tension d'impédance détermine la régulation de tension du transformateur et l'ampleur des courants de défaut. Pour les mesurer, le secondaire est court-circuité et la tension au primaire est augmentée jusqu'à ce que le courant nominal circule.

5. Résistance d'isolation (Test Megger)

Ce paramètre mesure la résistance CC entre les enroulements et entre les enroulements à la terre (noyau et réservoir). Une résistance d'isolation élevée (généralement > 1 000 MΩ pour les nouveaux transformateurs) indique que le système d'isolation est sec, propre et intact. Une faible résistance suggère généralement une pénétration d’humidité ou une contamination.

6. Rigidité diélectrique (test de tension de tenue)

Ce paramètre vérifie la quantité de surtension que l'isolation peut supporter sans se briser. Il existe deux formes courantes :

Tenue CA de source séparée : teste l'isolation principale (enroulements à la terre et entre les enroulements).

Tenue au courant alternatif induit : teste l’isolation inter-spires et inter-couches.

Aucun contournement ou panne pendant le test n’est requis pour une réussite.

Partie 2 : essais de type (vérification de la conception)

Ces tests sont effectués sur un prototype de chaque conception pour prouver que la conception répond à toutes les exigences standard.

1. Limites d'augmentation de la température

Ce paramètre mesure la température en régime permanent des enroulements (calculée par la méthode de changement de résistance) et l'huile supérieure sous charge nominale. La température est le facteur le plus important affectant la durée de vie du transformateur : chaque augmentation de 6 °C au-dessus de la valeur nominale réduit de moitié la durée de vie de l'isolation. Les normes exigent généralement que l’augmentation de la température des enroulements ne dépasse pas 65 K (pour une isolation de classe A).

2. Tension de tenue aux impulsions de foudre

Ce paramètre simule un coup de foudre sur les lignes connectées en utilisant une forme d'onde de tension de 1,2/50 µs. Une tension de choc élevée est appliquée pour tester si l'isolation peut survivre aux surtensions atmosphériques. Il s’agit d’un test essentiel pour prévenir une défaillance soudaine du transformateur due à la foudre.

3. Capacité de résistance aux courts-circuits

Ce paramètre vérifie si les enroulements peuvent résister aux énormes forces électromagnétiques générées lors d'un court-circuit externe sans se déformer ni se déplacer. Après le test, les changements dans la résistance et la réactance de l'enroulement sont vérifiés et une analyse de la réponse en fréquence est utilisée pour confirmer qu'aucun dommage mécanique ne s'est produit.

Partie 3 : Tests spéciaux (spécifiques au client ou à l'application)

Ces tests sont effectués lorsqu'une confiance supplémentaire est requise, par exemple pour les transformateurs de grande taille ou critiques.

1. Niveau de décharge partielle (PD)

Ce paramètre mesure de minuscules décharges électriques à l'intérieur des vides d'isolation ou aux interfaces, exprimées en picocoulombs (pC). Une décharge partielle est un signe avant-coureur de détérioration de l’isolation. Pour les nouveaux transformateurs, le niveau PD doit généralement être inférieur à 10 PC à 1,5 fois la tension nominale. Un faible niveau de PD signifie que l’isolation est exempte de bulles ou de contaminants.

2. Facteur de dissipation diélectrique (Tan δ) et capacité

Tan δ (angle de perte) reflète la quantité d'énergie perdue dans le matériau isolant. La capacité reflète la structure géométrique du système d'isolation. Ces deux paramètres sont très sensibles à l’humidité et au vieillissement. Une valeur tan δ croissante indique que l’isolation est peut-être devenue humide ou carbonisée.

3. Analyse de réponse en fréquence (FRA)

Ce paramètre enregistre « l'empreinte digitale » de l'impédance du transformateur sur une plage de fréquences (généralement de 20 Hz à 2 MHz). FRA est extrêmement sensible aux mouvements mécaniques des enroulements provoqués par les impacts du transport ou les forces de court-circuit. En comparant les traces d'usine et de terrain, si les traces restent fortement corrélées (au-dessus de 98 %), la structure du bobinage s'avère inchangée.

4. Impédance homopolaire

Ce paramètre mesure l'opposition du transformateur aux courants homopolaires (courants de défaut à la terre). Il détermine l'ampleur du courant de défaut à la terre monophasé dans un système neutre solidement mis à la terre et constitue une entrée essentielle pour les réglages des relais de protection.

Partie 4 : Paramètres de test de l'huile isolante (cruciaux pour les transformateurs à huile)

L’huile agit à la fois comme isolant et comme liquide de refroidissement, ses propriétés physiques, chimiques et électriques sont donc essentielles.

1. Tension de claquage (BDV)

Il s’agit de l’indicateur de résistance électrique le plus direct du pétrole. Un échantillon d'huile est placé entre deux électrodes à un espace défini (généralement 2,5 mm) et la tension est augmentée jusqu'à ce qu'une panne se produise. L'huile neuve doit généralement avoir un BDV d'au moins 60 kV. Un BDV faible indique que l’huile contient de l’humidité ou des particules conductrices.

2. Teneur en eau

L’humidité est un ennemi majeur de l’huile isolante. Il réduit fortement la tension de claquage et accélère le vieillissement de l'isolant cellulosique. Le pétrole neuf nécessite une teneur en eau extrêmement faible, généralement inférieure à 10 parties par million (ppm).

3. Indice d'acide (valeur de neutralisation)

Ce paramètre mesure la concentration de composés acides dans l'huile. À mesure que le pétrole vieillit, l’indice d’acide augmente. Un indice d'acide élevé peut corroder les composants métalliques et accélérer la dégradation de l'isolation.

4. Analyse des gaz dissous (DGA)

C'est l'un des outils de diagnostic les plus puissants. En mesurant les concentrations et les ratios des principaux gaz dissous – hydrogène (H₂), méthane (CH₄), éthane (C₂H₆), éthylène (C₂H₄), acétylène (C₂H₂), monoxyde de carbone (CO) et dioxyde de carbone (CO₂) – les ingénieurs peuvent identifier les défauts internes cachés. Par exemple:

Acétylène détecté → décharge d'arc.

Éthylène dominant → point chaud à haute température.

Montée soudaine d’hydrogène → décharge partielle.

5. Tension interfaciale (IFT)

Ce paramètre reflète la présence de contaminants polaires ou de sous-produits de vieillissement dans l'huile. Le nouveau pétrole a une tension interfaciale relativement élevée. À mesure que l'huile vieillit ou devient contaminée, la valeur IFT diminue.

6. Point d'éclair et point d'écoulement

Le point d’éclair mesure le risque d’incendie. L'huile minérale a généralement un point d'éclair supérieur à 140°C.

Le point d'écoulement mesure la fluidité à basse température. Dans les climats froids, il faut utiliser de l’huile à faible point d’écoulement.