Un défaut interne de transformateur ne se voit pas de l’extérieur. Il évolue pourtant pendant des semaines ou des mois avant de provoquer un déclenchement ou une avarie. L’huile isolante en garde la trace : encore faut-il savoir quoi y chercher.
Les principaux défauts internes
On distingue deux grandes familles de défauts, auxquelles s’ajoute le vieillissement de l’isolation solide.
Un phénomène particulier mérite attention : le soufre corrosif. Certains composés soufrés de l’huile peuvent former du sulfure de cuivre sur les conducteurs et dans le papier, et dégrader l’isolation.
- Défauts thermiques : points chauds dus à une mauvaise connexion, à un contact défaillant du changeur de prises, à des courants de circulation dans le circuit magnétique ou à un refroidissement insuffisant.
- Défauts électriques : décharges partielles dans les zones de forte contrainte, décharges de faible ou de forte énergie, jusqu’à l’arc.
- Dégradation du papier : sous l’effet de la chaleur, de l’eau et de l’oxygène, le papier isolant perd sa tenue mécanique. Ce n’est pas un défaut ponctuel, mais il fragilise les enroulements.
Les gaz dissous, signature des défauts
Sous l’effet d’un échauffement ou d’une décharge, l’huile et le papier se décomposent en gaz qui se dissolvent dans l’huile. Chaque type de défaut produit une combinaison caractéristique.
L’analyse des gaz dissous du transformateur (DGA) consiste à extraire ces gaz selon IEC 60567, puis à les doser par chromatographie en phase gazeuse ; la norme ASTM D3612 décrit également cette méthode. L’interprétation suit l’IEC 60599 : rapports de gaz, triangle de Duval, comparaison avec des valeurs typiques.
- Hydrogène : principalement décharges partielles et défauts de faible énergie.
- Méthane, éthane, éthylène : défauts thermiques, l’éthylène dominant aux températures élevées.
- Acétylène : arcs, décharges de forte énergie ou points chauds à très haute température.
- Monoxyde et dioxyde de carbone : implication de l’isolation cellulosique.
Pourquoi l’évolution compte plus que la valeur
Une concentration de gaz isolée est difficile à interpréter. Un transformateur ancien peut présenter des teneurs élevées héritées d’un défaut passé, sans activité actuelle. À l’inverse, un appareil récent peut montrer des valeurs modestes mais en hausse rapide.
La vitesse de production des gaz est donc un critère essentiel. Après un résultat atypique, un second prélèvement à intervalle rapproché permet de vérifier si le défaut est actif. Les valeurs typiques de l’IEC 60599 sont des repères indicatifs, à adapter au type d’appareil et à son historique.
Le contexte d’exploitation compte aussi. Une surcharge récente, un court-circuit sur le réseau ou une intervention sur le changeur de prises peuvent expliquer une variation. Ces informations sont utiles au laboratoire pour interpréter les résultats.
Les analyses complémentaires
La DGA détecte le défaut. D’autres analyses aident à en préciser la nature ou les conséquences.
Le pack Premium réunit gaz dissous, rigidité, eau, acidité, furannes, tangente delta, particules et métaux. Il convient aux appareils stratégiques ou aux situations où un défaut est déjà suspecté.
- Dérivés furaniques (IEC 61198) : issus de la dégradation du papier, ils confirment une atteinte de l’isolation solide.
- Soufre corrosif (IEC 62535, ASTM D1275) et DBDS (IEC 62697-1) : ils évaluent le risque de corrosion des conducteurs en cuivre.
- Métaux dissous : cuivre, fer ou aluminium peuvent signaler l’usure ou l’échauffement de pièces métalliques.
- Comptage de particules (IEC 60970, code ISO 4406) : il mesure la contamination solide, qui abaisse la tenue diélectrique.
Mettre en place une détection précoce
La détection avant la panne repose sur une routine simple : une analyse de référence, des analyses périodiques, puis un resserrement du suivi dès qu’un indicateur dérive. Des moniteurs de gaz en ligne existent pour les gros transformateurs. Pour la plupart des appareils HTA, l’analyse en laboratoire reste la solution adaptée.
La Diélectrique Box, kit de prélèvement offert, inclut une seringue étanche pour la DGA : l’échantillon ne doit contenir aucune bulle d’air. Le prélèvement sur un transformateur en service est effectué par du personnel habilité, selon les procédures de l’exploitant. Les résultats sont transmis en 24/48 h après réception, avec une interprétation, et l’historique de chaque appareil reste consultable dans l’espace client.
À retenir
- Un défaut interne produit des gaz qui se dissolvent dans l’huile.
- La DGA, interprétée selon l’IEC 60599, oriente vers le type de défaut.
- La tendance entre deux analyses compte plus qu’une valeur isolée.
- Furannes, soufre corrosif et métaux précisent la nature et les conséquences du défaut.
Questions fréquentes
La présence d’acétylène est-elle toujours grave ?
L’acétylène est associé aux arcs et aux températures très élevées : sa présence appelle toujours une attention particulière. Sa gravité dépend de la concentration, de son évolution et du type d’appareil. Une communication entre le compartiment du changeur de prises et la cuve principale peut aussi l’expliquer.
Un défaut interne peut-il être détecté sans arrêt ?
Oui. Le prélèvement d’huile pour la DGA se fait transformateur en service, par du personnel habilité. Les mesures électriques complémentaires nécessitent en revanche, en général, une consignation.
Un moniteur de gaz en ligne remplace-t-il l’analyse en laboratoire ?
Il assure une surveillance continue des transformateurs critiques, mais mesure souvent un nombre limité de gaz. L’analyse en laboratoire reste la référence pour une interprétation complète selon l’IEC 60599 et pour confirmer une alerte.