Lorsqu’un défaut apparaît dans un transformateur, l’huile et le papier se décomposent en libérant des gaz qui se dissolvent dans l’huile. L’analyse des gaz dissous, ou DGA, identifie et quantifie ces gaz pour révéler un arc, une décharge partielle ou un point chaud bien avant la panne. C’est l’outil le plus puissant du diagnostic de transformateur.
Ce que révèlent les gaz dissous
En fonctionnement normal, l’huile et l’isolation cellulosique vieillissent lentement et produisent de faibles quantités de gaz. Un défaut électrique ou thermique accélère brutalement cette décomposition. Selon l’énergie mise en jeu et la température atteinte, ce ne sont pas les mêmes gaz qui se forment.
C’est toute la force de la DGA : la nature des gaz, leurs proportions et leur vitesse d’apparition permettent de distinguer une décharge partielle d’un arc, ou un échauffement modéré d’un point chaud à haute température. Le défaut est repéré alors qu’il reste invisible de l’extérieur et que les protections n’ont pas encore réagi.
Extraction et chromatographie : la méthode
Les gaz sont d’abord extraits de l’huile selon la norme IEC 60567 ou la norme ASTM D3612, puis séparés et quantifiés par chromatographie en phase gazeuse. Les concentrations sont exprimées en µl/l, l’équivalent de ppm en volume.
Le rapport présente la concentration de chaque gaz, les rapports caractéristiques et une interprétation conforme à la norme IEC 60599, qui s’appuie notamment sur la méthode des rapports de gaz et sur le triangle de Duval. Il indique le type de défaut probable et les suites recommandées, en 24/48 h après réception de l’échantillon.
Les moments clés pour une DGA
La DGA prend toute sa valeur dans la durée. Une première analyse sert de référence ; les suivantes révèlent les évolutions. Une concentration stable, même un peu élevée, est souvent moins préoccupante qu’une augmentation rapide entre deux prélèvements. L’historique de votre espace client rend cette comparaison immédiate.
- Après la mise en service ou une réparation, pour établir une référence.
- Périodiquement, dans le cadre de la maintenance préventive.
- Après un déclenchement Buchholz, un défaut réseau ou une forte surcharge.
- En cas de bruit, d’odeur ou d’échauffement anormal.
- Avant de remettre sous tension un appareil ayant subi un incident.
Du résultat à la décision
L’interprétation tient compte du type d’appareil, de son âge, de son mode de respiration et de son historique. Un transformateur à conservateur ne se lit pas comme un appareil à remplissage intégral, et un régleur en charge communiquant avec la cuve principale peut fausser la lecture. La norme IEC 60599 distingue six familles de défauts, rappelées ci-dessous.
Selon le diagnostic, nous recommandons de poursuivre la surveillance normale, de rapprocher le prochain prélèvement, de compléter par d’autres analyses comme les dérivés furaniques, ou de programmer une inspection. Un résultat préoccupant est clairement signalé, et nos équipes peuvent vous accompagner dans l’expertise du transformateur.
- Décharges partielles (PD).
- Décharges de faible énergie (D1).
- Décharges de forte énergie, ou arcs (D2).
- Défauts thermiques inférieurs à 300 °C (T1).
- Défauts thermiques entre 300 et 700 °C (T2).
- Défauts thermiques supérieurs à 700 °C (T3).
Repères d’interprétation
Chaque gaz analysé oriente vers une famille de défauts ; c’est leur combinaison et leur évolution qui fondent le diagnostic.
| Gaz | Formule | Origine principale |
|---|---|---|
| Hydrogène | H2 | Décharges partielles ; présent dans la plupart des défauts |
| Méthane | CH4 | Décharges partielles, défauts thermiques de basse température |
| Éthane | C2H6 | Défauts thermiques de basse à moyenne température |
| Éthylène | C2H4 | Défauts thermiques de température élevée |
| Acétylène | C2H2 | Arcs, décharges de forte énergie, points très chauds |
| Monoxyde de carbone | CO | Dégradation thermique du papier isolant |
| Dioxyde de carbone | CO2 | Vieillissement et oxydation de l’isolation cellulosique |
| Oxygène et azote | O2, N2 | Contact avec l’air, étanchéité, mode de respiration |
Questions fréquentes
Qu’est-ce qu’une analyse DGA sur un transformateur ?
C’est l’analyse des gaz dissous dans l’huile, par chromatographie en phase gazeuse. Elle mesure notamment l’hydrogène, les hydrocarbures légers et les oxydes de carbone, dont la présence et les proportions trahissent un défaut interne. Elle permet d’identifier le type de défaut sans ouvrir la cuve.
À quelle fréquence faire une analyse des gaz dissous ?
Tout dépend de la criticité de l’appareil. Une analyse annuelle est courante pour les transformateurs importants ; pour un transformateur de distribution, un intervalle plus long peut suffire si les résultats sont stables. Après un incident ou en cas de hausse des gaz, il faut rapprocher les prélèvements.
La présence d’acétylène dans l’huile est-elle grave ?
L’acétylène se forme lors d’arcs électriques ou de points très chauds. Sa présence dans la cuve principale justifie toujours une attention particulière, surtout s’il augmente d’une analyse à l’autre. Il faut toutefois vérifier qu’il ne provient pas d’un régleur en charge communiquant avec la cuve. Un prélèvement de confirmation est généralement recommandé.
Pourquoi le prélèvement DGA doit-il être fait sans bulle d’air ?
Les gaz dissous migrent vers toute bulle ou tout volume d’air présent dans le contenant, et l’air extérieur peut à l’inverse contaminer l’échantillon. Un contenant mal rempli fausse donc les concentrations, en particulier celle de l’hydrogène. La seringue étanche fournie dans la Diélectrique Box garantit un prélèvement fiable.
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