Comment détecter précocement les défauts des transformateurs grâce à l'analyse des gaz dissous

Date de publication :5 novembre 2026, 18 h 28 min 53 s

  • L'analyse des gaz dissous (DGA) permet de détecter les défauts thermiques et électriques naissants grâce aux gaz qu'ils génèrent dans l'huile des transformateurs.
  • Les failles très anciennes peuvent produire trop peu de gaz pour entraîner une variation notable de la concentration.
  • Le débit de production de gaz et son évolution sont souvent plus révélateurs qu'un simple échantillon de pétrole pris isolément.
  • La DGA en ligne réduit l'intervalle entre les mesures et permet de détecter plus rapidement les changements.
  • Les données relatives aux décharges partielles, à la température des enroulements, à l'humidité et à la protection peuvent mettre en évidence des anomalies que l'analyse des gaz de décharge (DGA) seule ne permet pas toujours d'expliquer.
  • Le diagnostic précoce des défauts est plus efficace lorsque plusieurs indicateurs d'état sont corrélés dans le temps.

Table des matières

Comment la technologie DGA permet de détecter les défauts précoces des transformateurs

dga

Les contraintes thermiques et électriques rompent les liaisons chimiques dans l’huile minérale et, à des niveaux d’énergie plus élevés, dans l’isolation en cellulose. Les fragments se recombinent pour former des gaz qui se dissolvent dans l’huile. Une activité à faible énergie tend à produire de l’hydrogène (H₂) et du méthane (CH₄). Les défauts plus chauds ajoutent de l’éthane (C₂H₆) et de l’éthylène (C₂H₄). Les arcs électriques peuvent produire de l’acétylène (C₂H₂), tandis que le papier surchauffé libère du monoxyde de carbone (CO) et du dioxyde de carbone (CO₂).

Une simple liste de gaz n'est pas très révélatrice en soi. Quatre éléments sont déterminants dans le diagnostic des défauts des transformateurs :

  • Concentration : quelle est la proportion de chaque gaz présente actuellement dans le pétrole.
  • Taux de production : à quelle vitesse les concentrations de chaque gaz augmentent.
  • Répartition du gaz : quels gaz s'élèvent ensemble, et dans quelles proportions.
  • Évolution dans le temps : que ce changement corresponde à une progression, à une phase de stabilisation ou à une accélération.

Pour un aperçu plus complet des méthodes de formation et d'interprétation des données gazières, consultez notre article sur Analyse des gaz dissous dans les transformateurs. Le CO et le CO₂ résultent également du vieillissement normal ; leur signification dépend donc de la tendance et du contexte.

Pourquoi certaines défaillances précoces peuvent passer inaperçues

Les défauts naissants des transformateurs sont, par définition, de faible ampleur. Un défaut peut être réel tout en laissant une signature trop faible pour se démarquer du gaz de fond déjà présent dans l'huile. Les raisons sont principalement d'ordre physique et ne tiennent pas à une faiblesse de la méthode.

Raison Pourquoi la DGA pourrait afficher un signal faible Autres points à vérifier
Décharge à faible énergie Une légère hausse du prix du gaz qui reste dans les limites de la fourchette habituelle Tendance de la maladie de Parkinson, DGA répétée
Surchauffe localisée Croissance thermique lente des gaz Température, charge, refroidissement
Défaut intermittent La production de gaz s'interrompt entre deux événements Tendances en ligne, événements liés à la protection
Intervalle d'échantillonnage long Un événement rapide peut se déclencher et se développer entre deux prélèvements DGA en ligne, journaux d'événements
Dilution du gaz et circulation du pétrole Le gaz se mélange à un grand volume d'huile, et la circulation influe sur la vitesse à laquelle il se propage Mode de refroidissement, état de la pompe, point de prélèvement
Localisation des défauts et conception des transformateurs Le gaz provenant d'une faille située en profondeur dans la structure sinueuse peut mettre un certain temps à atteindre le pétrole prélevé. Révision de la conception, autres capteurs
Sensibilité de mesure et variation de la ligne de base De légères variations peuvent se dissimuler derrière la précision de l'analyseur ou la dispersion normale d'un laboratoire à l'autre. Comparaison selon la même méthode, tendance sur une période plus longue

La production lente de gaz est le cas le plus discret. Un point chaud produisant un peu d'éthylène par semaine peut mettre des mois à se démarquer de la courbe de référence, et un échantillon prélevé une fois par an risque de ne jamais révéler cette pente.

Cela ne signifie pas pour autant que la méthode DGA manque de fiabilité. Cela signifie simplement que la sensibilité à un stade précoce a des limites pratiques, et qu’un résultat stable à une date d’échantillonnage donnée ne prouve pas que le système d’isolation soit en bon état. Selon la conception du transformateur, certains défauts mettent plus de temps que d’autres à laisser une trace détectable dans l’huile.

Quels sont les gaz de faille qui ont de l'importance ?

L'hydrogène apparaît souvent en premier lieu car sa molécule est petite et se forme sous l'effet de nombreux types de contraintes, notamment les décharges partielles et la surchauffe générale. La présence d'hydrogène ne constitue pas un verdict définitif, mais incite à examiner les autres gaz.

Le méthane, l'éthane et l'éthylène réagissent en fonction de l'intensité thermique. Le méthane et l'éthane sont souvent associés à une surchauffe à basse température, tandis que l'éthylène prend le dessus à mesure que la température augmente. Les rapports entre ces composés, ainsi que leur évolution dans le temps, en disent plus long que n'importe quelle valeur prise isolément.

L'acétylène mérite une attention particulière, car il est souvent associé à des températures très élevées ou à la formation d'arcs électriques. Il convient toutefois de l'interpréter en tenant compte des autres gaz et de la tendance : une trace dont la concentration reste stable ne s'interprète pas de la même manière qu'une trace dont la concentration ne cesse d'augmenter. Le CO et le CO₂ indiquent une implication de la cellulose, bien que ces deux gaz s'accumulent également au cours du vieillissement normal.

Des référentiels d'interprétation tels que les normes CEI 60599, IEEE C57.104 et le triangle de Duval permettent de traduire les profils de gaz en catégories de défauts. Il n'existe pas de seuil d'alarme universel en ppm valable pour tous les appareils, car l'âge, la conception, l'historique des charges et les traitements antérieurs de l'huile modifient tous ce qui est considéré comme normal pour un transformateur donné.

Analyse DGA en ligne vs prélèvement périodique d'échantillons d'huile

L'échantillonnage périodique fournit des instantanés discrets. L'analyse DGA en ligne fournit un enregistrement continu ou à haute fréquence. Un défaut en cours de développement peut évoluer de manière significative entre deux dates d'échantillonnage en laboratoire, et les données de laboratoire à elles seules ne permettront pas de déterminer comment ni quand.

Ce qu'apporte la mesure en ligne :

  • La tendance et le rythme de variation, et pas seulement le niveau.
  • Détection d'événements en cas de variation brusque de la production de gaz à la suite d'un défaut traversant, d'une opération de commutation ou d'une variation de charge.
  • Alarme à distance pour les sites sans surveillance.
  • Comparaison historique par rapport à la valeur de référence propre à l'unité.

Les compromis concrets sont présentés dans notre comparaison entre DGA en ligne vs prélèvement d'échantillons d'huile. L'analyse DGA en ligne ne remplace pas les analyses en laboratoire. Les analyses en laboratoire restent la méthode de référence et couvrent des paramètres de qualité de l'huile que n'analyse pas un appareil en ligne. La plupart des ingénieurs utilisent les deux méthodes, le laboratoire confirmant toute alarme.

Tous les transformateurs ne nécessitent pas une surveillance continue des gaz. Ce sont la criticité, l'âge et l'historique des alertes qui déterminent cela, comme l'explique notre guide sur Surveillance en ligne des gaz dissous (DGA) des transformateurs.

Défauts nécessitant davantage qu'une analyse DGA

L'analyse DGA met principalement en évidence la décomposition des huiles et des matériaux isolants liée à l'activité thermique et électrique. Plusieurs situations anormales ne génèrent que peu de gaz ou nécessitent une mesure supplémentaire pour expliquer la présence du gaz détecté.

État Valeur DGA Suivi supplémentaire
MP précoce Peut indiquer des changements au second semestre, mais le signal peut être faible Suivi de la maladie de Parkinson
Surchauffe du bobinage Des gaz thermiques peuvent se former Surveillance de la température des points chauds
Dégradation due au refroidissement Peut avoir une incidence indirecte sur la production de gaz Surveillance de la température et du refroidissement
Humidité Le diagnostic ne repose pas uniquement sur le gaz défectueux Surveillance de la teneur en humidité dans l'huile
État des bagues Limitée, sauf si le défaut touche l'huile du réservoir principal Surveillance des bagues
Condition OLTC Le changement de gaz peut compliquer l'interprétation des données du réservoir principal si les systèmes pétroliers sont interconnectés Suivi OLTC
Anomalies mécaniques Peut ne produire aucun profil gazeux caractéristique Tests de diagnostic électriques et mécaniques

Chaque méthode apporte des éléments d'information différents. La surveillance de la PD ne remplace pas l'analyse des gaz sanguins (DGA), et l'analyse des gaz sanguins (DGA) ne remplace pas la surveillance de la PD.

Combinaison de l'analyse DGA avec la surveillance de la température, de la décharge partielle et de l'isolation

Une tendance à la hausse de l'éthylène est plus significative lorsque les températures de l'huile de tête et des enroulements ont augmenté simultanément, et moins significative lorsque la charge est restée stable et que le système de refroidissement fonctionnait correctement. Une augmentation de la teneur en hydrogène est plus significative lorsqu'un capteur de décharges partielles (DP) enregistre une activité au cours des mêmes semaines. L'analyse conjointe de ces paramètres (DGA, température, DP, humidité, charge, enregistrements des dispositifs de protection) permet de réduire rapidement la liste des explications possibles.

Une méthode de révision efficace :

Tendance DGA → Corrélation température/charge → Vérification croisée des décharges partielles et des alarmes → Évaluation de l'état → Priorité de maintenance

Lorsque des émanations de gaz indiquent une faille thermique, il faut immédiatement surveillance des points chauds des enroulements de transformateur peut permettre de déterminer si la température de l'enroulement corrobore cette hypothèse. Lorsque l'hydrogène est présent, surveillance des décharges partielles des transformateurs peuvent indiquer la présence d'une activité de décharge. Aucun de ces deux éléments ne permet à lui seul de confirmer un diagnostic. Ils font pencher la balance des preuves.

Cette vue en couches est au cœur de surveillance de l'état des transformateurs: des capteurs qui mesurent différents phénomènes physiques, dont les données sont alignées sur un même axe temporel afin que l'ingénieur puisse voir ce qui a évolué simultanément.

Système de surveillance DGA en ligne

Un système de surveillance en ligne de la DGA extrait le gaz présent dans l'huile en circulation et l'analyse automatiquement sur place. Les chiffres ci-dessous sont tirés de la page produit de l'INNOFZ.

Paramètre Caractéristiques techniques Pourquoi c'est important pour la détection précoce des défauts
Gaz détectés H₂, CH₄, C₂H₆, C₂H₄, C₂H₂, CO, CO₂ Couvre à la fois la décomposition des huiles et celle de la cellulose
Limites de détection les plus basses C2H2 : 0,1 μL/L ; CH4, C2H6, C2H4 : 0,5 μL/L ; H2 : 2 μL/L Définit le seuil minimal de variation que l'analyseur est capable de détecter
Cycle d'échantillonnage Réglable, minimum ≤ 2 heures Réduit les intervalles « à l'aveugle » entre les mesures
Méthode d'analyse Chromatographie en phase gazeuse (TCD / FID) ; dégazage dynamique sous vide par membrane Séparation des différents gaz selon des méthodes de laboratoire
Communication RS-485 (MODBUS RTU/TCP), CEI 61850, Ethernet RJ-45 ; 4–20 mA en option Intègre les tendances relatives au gaz dans le système SCADA, aux côtés d'autres données
Stockage des données ≥ 10 ans à bord Prend en charge l'analyse des lignes de base longues et des tendances à évolution lente
Teneur en humidité de l'huile Facultatif, 1 à 100 μL/L Ajoute un indicateur d'isolation que le gaz de défaut ne peut pas détecter

Comme l'indique la page, l'appareil s'installe sur un transformateur sous tension via les vannes à huile. A moniteur de gaz dissous (DGA) pour transformateur Cela doit toutefois encore faire l'objet d'une confirmation en laboratoire lors de la mise en service et en cas d'alerte, et cet élément s'inscrit au mieux comme une contribution au tableau d'ensemble décrit ci-dessus.

Liste de contrôle pour la détection précoce des défauts sur les transformateurs

Vérifier Pourquoi est-ce important ?
Analyser la tendance du DGA, et non pas une seule mesure Une seule valeur ne permet pas de distinguer un défaut d'une dispersion normale
Comparer les tarifs de production de gaz Une petite valeur qui progresse rapidement peut avoir plus d'importance qu'une valeur élevée mais stable
Vérifier la charge du transformateur Les variations de pression s'accompagnent souvent de variations de charge
Comparer les températures de l'huile de tête et des enroulements Vérifie si une explication thermique est valable
Vérifier les alarmes PD La croissance de l'hydrogène pourrait avoir une origine électrique
Consulter les données relatives à l'humidité L'eau influe sur les propriétés isolantes et la vitesse de vieillissement
Consulter l'historique des relais de protection Les défauts traversants et les déclenchements peuvent expliquer les variations soudaines de pression de gaz
Comparer avec les résultats de laboratoire antérieurs Vérifie le décalage de l'analyseur et sa tendance à long terme
Recherchez les changements soudains de plusieurs paramètres Une évolution simultanée de plusieurs indicateurs a plus de poids
Évaluer l'âge et le niveau de criticité des transformateurs Définit la fréquence à laquelle le suivi doit avoir lieu

FAQ

Le système DGA peut-il ne pas détecter les défauts précoces des transformateurs ?

Oui, c'est possible. Des failles à très faible énergie, une production de gaz lente, des intervalles d'échantillonnage longs et la localisation des failles peuvent tous contribuer à ce que les premiers signaux de gaz restent inférieurs à ce que révèle un seul échantillon. L'analyse des tendances et des intervalles de mesure plus courts permettent de réduire ce risque.

Quels sont les défauts de transformateur les plus difficiles à détecter par analyse des gaz dissous (DGA) ?

Les décharges partielles précoces, les défauts intermittents et les situations générant peu de gaz, comme certains problèmes mécaniques ou liés à l'humidité, sont généralement plus difficiles à détecter avec la seule analyse des gaz de décharge (DGA). D'autres méthodes de surveillance permettent de combler ces lacunes.

L'analyse DGA en ligne est-elle plus efficace que les prélèvements périodiques d'échantillons d'huile ?

L'analyse DGA en ligne fournit des données plus détaillées et déclenche des alarmes plus rapidement. Les prélèvements périodiques en laboratoire permettent d'obtenir des résultats de qualité de référence et offrent une gamme plus large d'analyses de l'huile. Ces deux méthodes se complètent mutuellement.

Quelles méthodes de surveillance convient-il d'utiliser dans le cadre de l'analyse des gaz de déshydrogénation (DGA) ?

La température des enroulements et de l'huile, les décharges partielles, l'humidité dans l'huile, les données de charge et les historiques de protection font partie des paramètres habituellement surveillés. La surveillance des traversées et des transformateurs à tension réglable en ligne (OLTC) complète cette couverture là où ces composants jouent un rôle essentiel.