Surveillance des décharges partielles dans les transformateurs : méthodes de détection, capteurs et surveillance en ligne

Date de publication :24 septembre 2026, 12 h 36 min 05 s

Une décharge partielle (DP) est une décharge électrique localisée à l'intérieur ou autour d'un système d'isolation qui ne franchit pas complètement l'isolation entre les conducteurs. Dans un transformateur, les DP peuvent indiquer des défauts d'isolation localisés, et une activité persistante ou croissante peut contribuer à la détérioration de l'isolation au fil du temps. Ce guide aborde les principes physiques, les méthodes de détection, les capteurs et la mise en place concrète d'un système de surveillance des décharges partielles pour les transformateurs.

La décharge partielle (DP) est une décharge localisée qui n'entraîne pas de rupture totale de l'isolation, mais une activité prolongée peut endommager progressivement l'isolation.
La détection d'un défaut de polarité ne permet pas à elle seule d'identifier le défaut exact. L'interprétation nécessite des informations sur l'emplacement, la configuration, l'évolution, les conditions de fonctionnement et d'autres données relatives à l'état du transformateur.
Les méthodes UHF, HFCT, acoustiques et électriques classiques détectent chacune un signal physique différent et conviennent à différents types de transformateurs et à différentes conditions sur site.
Le type, le nombre et l'emplacement des capteurs dépendent de la conception du transformateur et des points d'accès disponibles.
La surveillance en ligne et les tests périodiques ou hors ligne ont des objectifs différents et peuvent se compléter.
La maladie de Parkinson est l'un des indicateurs d'un état pathologique s'inscrivant dans un contexte plus large surveillance des décharges partielles et la stratégie de gestion d'actifs.

Qu'est-ce qu'une décharge partielle dans un transformateur ?

Une décharge partielle est une décharge électrique localisée qui se produit lorsque le champ électrique dépasse la capacité de résistance locale d'une petite zone d'isolation. Comme la décharge ne franchit que partiellement l'isolation entre les conducteurs, le transformateur continue de fonctionner. La décharge elle-même est de faible énergie, mais elle se répète à chaque cycle de tension, et son effet cumulatif peut être important.

Dans un transformateur, des décharges partielles peuvent se produire :

à l'intérieur de l'isolant, par exemple dans un vide ou un défaut de l'isolant solide, ou dans une bulle de gaz présente dans l'huile ;
aux interfaces entre différents matériaux isolants, tels que l'huile et le carton pressé ;
autour des zones de champ élevé, telles que les pointes conductrices acérées, les bords d'électrodes ou les composants mal émaillés.

Une décharge partielle persistante peut endommager l'isolation environnante par échauffement localisé, décomposition chimique et érosion. La vitesse et les conséquences de ce phénomène dépendent de l'énergie de décharge, de l'emplacement, du matériau isolant et de la contrainte de fonctionnement.

Décharge partielle, claquage et bruit

Trois phénomènes sont souvent confondus lors des mesures :

Décharge partielle : une décharge localisée qui ne perturbe pas le fonctionnement du système d'isolation. Elle peut être intermittente ou persistante.
Panne électrique totale : une décharge qui court-circuite complètement l'isolation entre les conducteurs, provoquant ainsi un défaut.
Bruit électrique externe : des signaux qui ressemblent à ceux d'un défaut de dérivation (PD), mais qui ne proviennent pas d'un défaut d'isolation d'un transformateur, tels que des interférences radio, des transitoires de commutation ou un effet corona sur du matériel externe.

Distinguer le PD réel du bruit constitue l'un des principaux défis pratiques liés à la mesure du PD, en particulier lors d'un fonctionnement en ligne.

Quelles sont les causes des décharges partielles dans les transformateurs ?

Les décharges partielles apparaissent lorsque les contraintes électriques locales sont élevées par rapport à l'état local de l'isolation. Les mécanismes en cause dépendent de la conception du transformateur, du système d'isolation et de l'historique d'exploitation. Les conditions suivantes sont généralement associées à l'apparition de décharges partielles, bien qu'aucune d'entre elles ne provoque nécessairement de décharges partielles dans tous les transformateurs :

Vides ou défauts dans l'isolation solide, qui peuvent résulter du processus de fabrication ou de contraintes thermiques et mécaniques.
Interfaces d'isolation, là où des différences de permittivité ou un mauvais contact peuvent entraîner une concentration du champ.
Contamination, y compris les particules ou autres impuretés présentes dans l'huile ou sur les surfaces isolantes.
Dégradation de l'isolation due à l'humidité, ce qui peut réduire la rigidité diélectrique et modifier les conditions de décharge.
Des pointes conductrices acérées ou des concentrations de champ, telles que des bavures, des arêtes vives ou des électrodes mal façonnées.
Composants conducteurs non fixés ou mobiles, qui peuvent développer un potentiel différent de celui de leur environnement.
Isolation détériorée, y compris la détérioration de la cellulose ou d'autres matériaux due au vieillissement.
Problèmes au niveau des bagues ou des raccords, lorsque l'isolation et la mise à niveau du terrain sont complexes.
Défauts de fabrication, introduites lors de l'assemblage, du séchage ou du traitement à l'huile.

Les transformateurs à bain d'huile et les transformateurs à sec présentent des systèmes d'isolation différents et, par conséquent, des mécanismes de décharges partielles (DP) dominants différents. Pour une vision plus globale de la place qu'occupent les problèmes liés à l'isolation parmi les autres mécanismes de défaillance, consultez ce guide consacré à modes de défaillance des transformateurs.

Pourquoi la surveillance des décharges partielles est-elle importante ?

Le suivi PD facilite plusieurs aspects de la gestion des actifs :

Évaluation de l'état de l'isolation : L'activité PD fournit des informations sur l'état diélectrique localisé que d'autres mesures ne permettent pas toujours de mettre en évidence.
Détection précoce des problèmes diélectriques naissants : Des changements dans le comportement de la maladie de Parkinson peuvent apparaître avant que d'autres indicateurs ne changent de manière perceptible.
Évolution de l'activité anormale : Une mesure continue ou répétée permet de déterminer si l'activité est stable, intermittente ou en augmentation.
Planification de la maintenance : Les informations issues de la surveillance préventive peuvent aider à établir des priorités en matière d'inspection, de contrôle ou d'intervention.
Examen des transformateurs suspects : Une surveillance peut permettre de confirmer ou d'écarter la maladie de Parkinson lorsque d'autres examens laissent planer un doute.
Corrélation avec d'autres données relatives à l'état : Les résultats de la PD sont plus pertinents lorsqu'ils sont comparés aux données relatives au gaz, à la température, à l'humidité et à la charge.

La surveillance de la perte partielle (PD) ne permet pas à elle seule de prédire une défaillance du transformateur. Elle doit être considérée comme un indicateur parmi d'autres dans un contexte plus large surveillance de l'état des transformateurs stratégie. Lorsque l'accent est mis sur l'état des diélectriques, cela s'inscrit naturellement dans le cadre de surveillance de l'isolation des transformateurs.

Méthodes de détection des décharges partielles dans les transformateurs

La PD produit plusieurs effets physiques mesurables : des impulsions de courant à haute fréquence, un rayonnement électromagnétique, des ondes acoustiques et des modifications chimiques au sein du milieu isolant. Chaque méthode de détection cible l'un de ces effets. Le tableau ci-dessous résume les principales approches.

Méthode de détection	Signal détecté	Capteur / Connexion type	Principaux avantages	Principales limites / Éléments à prendre en compte	Exemple d'application
Détection UHF	Ondes électromagnétiques émises par le PD	Capteur UHF situé à l'intérieur ou au niveau du réservoir, via un point d'accès adapté, une fenêtre diélectrique ou une interface spécialement conçue à cet effet	Permet une bonne protection contre les interférences électriques externes, le réservoir faisant office de blindage partiel ; prend en charge la localisation multi-capteurs	L'installation dépend fortement de la conception du transformateur et des possibilités d'accès ; les structures internes ont une incidence sur la propagation du signal	Surveillance en ligne et analyse diagnostique des transformateurs de puissance à huile, lorsque l'accès est possible
HFCT / détection de courant à haute fréquence	Impulsions de courant à haute fréquence associées à la décharge partielle (DP)	Transformateur de courant haute fréquence fixé sur une connexion de mise à la terre ou de mesure appropriée	Une installation non intrusive est possible lorsqu'un raccordement adapté est accessible ; utile pour la détection en ligne	Sensible aux interférences externes sur la connexion ; les points d'installation appropriés varient d'un transformateur à l'autre	Détection en ligne sur les transformateurs, les prises de traversée ou les connexions de mise à la terre, lorsque l'installation le permet
Émission acoustique	Énergie ultrasonique / acoustique issue de la décharge partielle	Capteurs acoustiques montés à l'extérieur, sur la surface du réservoir	Montage externe et non intrusif ; insensible aux interférences électromagnétiques ; l'utilisation de plusieurs capteurs permet d'estimer l'emplacement de la source	Atténuation due à l'huile, aux enroulements et à la structure du réservoir ; la sensibilité dépend de l'emplacement de la source et de la géométrie du transformateur ; il faut tenir compte du bruit mécanique	Localisation de la source et confirmation complémentaire sur les transformateurs à huile
Mesure conventionnelle des décharges partielles (DP)	Charge apparente provenant d'impulsions PD, mesurée via un circuit de couplage	Condensateur de couplage et impédance de mesure, ou adaptateurs de prise de traversée, utilisés avec un système de mesure étalonné	Approche établie pour les essais en usine, la mise en service et les tests de diagnostic hors ligne ; procédure étalonnée	Cela nécessite généralement une coupure d'alimentation et une alimentation d'essai ; un environnement d'essai contrôlé diffère des conditions de fonctionnement réel.	Essais de réception en usine, mise en service et essais de diagnostic hors ligne
Analyse des gaz dissous (méthode indirecte)	Gaz dissous dans l'huile isolante	Prélèvement d'échantillons d'huile ou surveillance en continu des gaz	Fournit des indications sur l'activité électrique ou thermique au fil du temps	Ne mesure pas directement la maladie de Parkinson et ne permet pas de localiser la source	Indicateur complémentaire d'une éventuelle activité électrique, utilisé en complément de la mesure de la PD

Détection des décharges partielles par UHF

Chaque événement de décharge partielle génère une impulsion de courant très rapide, qui rayonne de l'énergie électromagnétique sur une large gamme de fréquences, y compris la bande des ultra-hautes fréquences (UHF). Un capteur UHF est essentiellement une antenne qui capte ce rayonnement. La cuve mise à la terre offrant un certain blindage, la détection UHF peut constituer un avantage dans les environnements soumis à des perturbations électriques, car une grande partie des interférences externes est atténuée avant d'atteindre un capteur interne ou monté sur la cuve.

L'installation UHF dépend fortement de la conception du transformateur. Selon l'appareil, les capteurs peuvent utiliser des points d'accès existants adaptés, des fenêtres diélectriques dédiées ou des interfaces spécialement conçues fournies par le fabricant. La méthode à utiliser doit être déterminée pour chaque transformateur et ne peut être supposée d'un appareil à l'autre. La propagation du signal à l'intérieur du réservoir est également affectée par les structures internes telles que les enroulements, le noyau et les barrières, ce qui influe à la fois sur la sensibilité et la localisation.

Détection des décharges partielles par HFCT

Un phénomène de décharge partielle génère également des impulsions de courant à haute fréquence qui se propagent à travers le transformateur et les conducteurs raccordés. Un transformateur de courant à haute fréquence (HFCT) peut détecter ces impulsions lorsqu’il est fixé autour d’un conducteur approprié, tel qu’une connexion à la terre ou une autre connexion de mesure par laquelle circule le courant de décharge partielle.

Les capteurs HFCT peuvent s'avérer utiles pour la détection en temps réel lorsque leur installation est possible, et ils sont souvent non intrusifs. Cependant, leur installation n'est pas identique sur tous les transformateurs : les points de raccordement disponibles varient en fonction de la conception, de la disposition des traversées et des pratiques de mise à la terre. Les signaux HFCT se propageant par les conducteurs, il convient de prendre en compte les interférences électriques externes couplées par ces connexions et de les séparer des signaux de décharges partielles lors de l'analyse.

Détection acoustique des décharges partielles

Le PD génère une légère perturbation de pression qui se propage sous forme d'énergie ultrasonique ou acoustique à travers le milieu isolant et la structure du transformateur. Les capteurs acoustiques peuvent être installés à l'extérieur, à la surface du réservoir, sans qu'il soit nécessaire d'accéder directement à son volume interne.

L'utilisation de plusieurs capteurs et la comparaison des temps d'arrivée des signaux peuvent aider à localiser approximativement la source. La détection acoustique n'est pas affectée par les interférences électromagnétiques, bien que le bruit mécanique ou ambiant puisse l'influencer. L'atténuation due à l'huile, aux enroulements et à la structure du réservoir, ainsi que la géométrie interne du transformateur, influencent ce qui peut être détecté. Les résultats acoustiques sont souvent particulièrement utiles pour localiser et faciliter l'interprétation des décharges partielles détectées par une autre méthode.

Essais conventionnels de décharges partielles électriques

La mesure conventionnelle des décharges partielles (DP) est largement utilisée lors des essais en usine, de la mise en service et des tests de diagnostic hors ligne. Elle repose sur un circuit de mesure étalonné permettant de quantifier la charge apparente issue des impulsions de DP, généralement lors d'une application contrôlée de tension alors que le transformateur est hors service.

Les mesures de la perte partielle (PD) en ligne et hors ligne ont des objectifs différents et ne doivent pas être considérées comme identiques. Les essais hors ligne sont réalisés dans des conditions contrôlées, selon une procédure d'essai définie, tandis que la surveillance en ligne observe le transformateur en service, dans des conditions réelles d'exploitation et de bruit. Les résultats obtenus par ces deux approches ne sont pas directement interchangeables.

Tests de décharges partielles en ligne et hors ligne

Aspect	Suivi en ligne du développement professionnel	Tests de développement professionnel hors ligne
Conditions d'utilisation	Transformateur en service normal, sous charge et tension réelles	Transformateur mis hors tension en service et mis sous tension dans des conditions d'essai
Durée de la mesure	De manière continue ou répétée sur de longues périodes	Limité à la période d'essai
Exigence en matière de coupure de courant	Aucune coupure d'alimentation n'est nécessaire pour la mesure ; certaines installations peuvent toutefois en nécessiter une pour le montage du capteur.	Coupure nécessaire
Environnement sonore	Des bruits de chantier sont présents ; ils doivent être identifiés et isolés	Plus maîtrisé, même si ce n'est pas toujours sans bruit
Capacité à identifier les tendances	Un point fort, car les données s'accumulent au fil du temps	Limité aux intervalles entre les tests
Niveau de diagnostic	Cela dépend des capteurs et de l'analyse ; une étude approfondie pourrait nécessiter des tests supplémentaires.	Permet une variation contrôlée de la tension et une analyse approfondie
Conditions d'installation	Capteurs permanents et équipements d'acquisition	Équipements d'essai amenés sur site ou utilisés dans une baie d'essai
Utilisation courante	Suivi continu de l'état et analyse des tendances	Contrôles de réception en usine, mise en service, diagnostics périodiques ou d'investigation

Aucune de ces deux approches ne remplace systématiquement l'autre. La surveillance en ligne permanente permet de signaler les changements et de mettre en perspective les tendances, tandis que les tests périodiques ou hors ligne fournissent, si nécessaire, des informations diagnostiques contrôlées et plus détaillées. Ces deux méthodes sont souvent utilisées conjointement.

Quels capteurs sont utilisés pour la surveillance des décharges partielles des transformateurs ?

Capteurs UHF

Signal physique mesuré : rayonnement électromagnétique émis par des phénomènes de décharge de polarisation dans la bande UHF.
Exemple d'installation : au niveau d'un point d'accès approprié sur le réservoir, à travers une fenêtre diélectrique ou via une interface conçue pour la détection UHF. Certains capteurs sont immergés dans le liquide, tandis que d'autres sont externes, selon leur conception.
Critères de sélection : la disponibilité de points d'accès adaptés, la conception du réservoir et de la structure interne, la présence ou non d'une interface intégrée au transformateur, ainsi que le nombre de capteurs nécessaires à la localisation.

Capteurs HFCT

Signal physique mesuré : impulsions de courant à haute fréquence associées aux décharges partiales.
Exemple d'installation : fixée autour d'un conducteur de mise à la terre ou d'une autre connexion de mesure appropriée, sans sectionner le conducteur dans le cas des modèles à noyau fendu.
Critères de sélection : quels conducteurs sont accessibles et transportent le signal concerné, le dispositif de mise à la terre, la configuration des traversées d'isolation, ainsi que le niveau d'interférences externes sur ces connexions.

Capteurs acoustiques

Signal physique mesuré : l'énergie ultrasonique ou acoustique issue de la décharge partielle, transmise par la structure du transformateur.
Exemple d'installation : fixés à l'extérieur sur la paroi du réservoir, souvent disposés en réseau comprenant plusieurs capteurs.
Critères de sélection : la taille et la géométrie du réservoir, les structures internes influant sur la propagation, la nécessité de localiser la source, ainsi que le niveau de bruit mécanique et ambiant.

Dispositifs de couplage électrique classiques

Signal physique mesuré : impulsions électriques de décharge partielle, quantifiées en tant que charge apparente traversant un circuit étalonné.
Exemple d'installation : raccordés via un condensateur de couplage ou un adaptateur de prise de traversée, dans le cadre d'un montage d'essai défini.
Critères de sélection : la disponibilité d'une connexion adaptée, d'une alimentation en tension d'essai, la disponibilité en cas de coupure de courant, ainsi que la nécessité ou non d'une mesure étalonnée, comme lors des essais de réception.

Lorsque les valeurs de sensibilité, de plage de fréquences ou de précision sont importantes, celles-ci doivent être tirées de la documentation relative au capteur et au système correspondant à l'installation concernée, car elles varient d'un modèle à l'autre et ne peuvent faire l'objet d'une généralisation.

Comment fonctionne un système de surveillance en ligne des décharges partielles des transformateurs ?

Un système de surveillance PD en ligne achemine le signal depuis sa source jusqu'à l'opérateur via une chaîne d'étages :

Source PD → capteur → acquisition du signal → filtrage / suppression du bruit → traitement du signal → analyse des tendances et des schémas PD → alarme ou événement → dispositif de surveillance local → communication → SCADA / surveillance centralisée

Capteur : convertit le signal PD physique (électromagnétique, de courant ou acoustique) en un signal électrique.
Acquisition du signal : numérise le signal de sortie du capteur, généralement synchronisé avec le cycle de fréquence du réseau électrique, afin de permettre l'analyse des relations de phase.
Filtrage et suppression du bruit : réduit l'impact des interférences avant et pendant l'analyse.
Traitement du signal et analyse des tendances et des modèles : il extrait des caractéristiques telles que l'amplitude, la fréquence de répétition et le profil de phase, et les suit dans le temps.
Alarme ou événement : signale les conditions qui répondent aux critères configurés, lesquels sont définis en fonction du transformateur et du site concernés.
Dispositif de surveillance locale et communication : stocke les données et les événements en local et transmet les informations à des systèmes distants.
SCADA ou surveillance centralisée : met les résultats à la disposition des opérateurs et des équipes de maintenance.

Dans la pratique, un système doit distinguer les signaux de décharge partielle potentiels des autres sources d'énergie à haute fréquence, notamment :

interférences radio ;
bruit de commutation ;
corona à l'extérieur du transformateur ;
équipements de communication ;
d'autres perturbations électromagnétiques à haute fréquence.

La suppression du bruit dépend du choix du capteur, de la bande passante de mesure, du filtrage et de la comparaison entre plusieurs capteurs ou canaux. Les résultats doivent tout de même faire l'objet d'une vérification technique, car le traitement automatisé ne dispense pas de vérifier si un événement correspond bien à un signal de décharge partielle. Un système dédié système de surveillance en ligne des décharges partielles des transformateurs réunit ces étapes au sein d'une même architecture, même si la configuration des capteurs doit tout de même être adaptée au transformateur.

Comment interprète-t-on les données relatives aux décharges partielles ?

L'interprétation des données relatives à la maladie de Parkinson ne se limite pas à la lecture d'un simple chiffre. Plusieurs facteurs doivent être pris en compte conjointement :

L'ampleur ne suffit pas. Une valeur de mesure, qu'elle soit élevée ou faible, ne permet pas à elle seule de déterminer le degré de gravité, car celui-ci dépend de la source, de l'emplacement, du capteur et du trajet du signal.
L'évolution dans le temps est importante. Une activité stable, intermittente ou en hausse peut avoir des implications très différentes.
Le nombre de répétitions a son importance. La fréquence des décharges fournit des informations qui vont au-delà de leur amplitude.
Relation de phase et configuration. La position des impulsions PD par rapport au cycle de la fréquence du réseau peut aider à déterminer le type de source, même si les schémas observés ne sont pas toujours sans ambiguïté.
Comportement sous différentes conditions de charge et de tension. L'évolution de l'activité du PD en fonction des conditions de fonctionnement fournit des informations utiles.
Corrélation multicapteurs. La concordance entre les capteurs, ou entre différentes méthodes, peut renforcer la certitude qu'un signal correspond bien à une PD.
Informations sur la localisation. Même une localisation approximative permet de distinguer les différentes sources possibles, par exemple un défaut interne d'un défaut externe.
Identification des bruits. Il convient d'évaluer les signaux afin de détecter d'éventuelles interférences avant de les attribuer au transformateur.

Pour établir un diagnostic précis, il est nécessaire de procéder à une analyse technique tenant compte de la conception du transformateur, de son historique et de ses conditions de fonctionnement. Le présent article ne fournit pas de seuils d'alarme universels, car les critères appropriés dépendent du transformateur, du type de capteur, du site et de la méthode de mesure.

Décharges partielles et autres indicateurs de l'état des transformateurs

Les données PD sont plus révélatrices lorsqu'elles sont analysées conjointement avec d'autres données relatives à la pathologie. Le tableau ci-dessous présente un aperçu des combinaisons courantes.

Combinaison	Ce que cela peut apporter	Attention
PD + DGA	La présence d'hydrogène ou d'autres gaz pertinents peut corroborer l'existence d'une activité électrique lorsque des décharges partiales sont également détectées.	La DGA ne mesure pas directement la PD et ne permet pas de localiser la source
PD + Température	Des conditions thermiques inhabituelles permettent de mieux comprendre les variations du comportement de l'isolation	La température et la dépression partielle sont deux phénomènes distincts qui ne sont pas nécessairement liés.
État du PD et de la douille	Permet de déterminer si un comportement anormal de l'isolation peut être lié à une traversée	La surveillance des bagues et celle des décharges partielles mesurent des paramètres différents
PD + Hydratation	L'humidité peut altérer l'état de l'isolation et les conditions de décharge.	Cette relation dépend de la conception de l'isolation et de l'emplacement de l'humidité
PD + Charge / Conditions de fonctionnement	Indique quand l'activité PD varie en fonction de la charge, de la tension ou d'autres conditions	Une corrélation ne suffit pas à elle seule à établir un lien de causalité

Certaines de ces combinaisons méritent d'être expliquées plus en détail :

Évolution des prix du gaz. PD et surveillance des gaz dissous (DGA) dans les transformateurs mesurer différents phénomènes : la détection des décharges partielles (DP) permet de détecter l'activité de décharge elle-même, tandis que l'analyse des gaz dissous reflète les gaz produits dans l'huile. En cas de suspicion d'activité d'isolation électrique, les tendances relatives à l'hydrogène et à d'autres gaz pertinents peuvent fournir des indications complémentaires, mais elles ne doivent pas être interprétées comme une mesure directe des décharges partielles.
Température. Des conditions thermiques inhabituelles, telles que celles suivies par le biais de température des points chauds des enroulements d'un transformateur Ces mesures permettent de mieux cerner l'état général d'un système.
Douilles. Surveillance des traversées de transformateur Elle mesure les indicateurs d'isolation spécifiques aux entretoises et peut fournir des informations complémentaires en cas de suspicion d'un comportement d'isolation anormal. Il s'agit d'une technologie différente de la surveillance des décharges partielles, et les deux ne sont pas interchangeables.
Charge et tension. Connaître les conditions de fonctionnement permet de mieux comprendre à quel moment l'activité de décharge partielle apparaît, évolue ou disparaît.

Il ne faut pas simplifier à l'excès le diagnostic des pannes : chaque indicateur a ses propres limites, et les conclusions doivent s'appuyer sur l'ensemble des éléments disponibles.

Surveillance des décharges partielles pour différents types de transformateurs

Type de transformateur	Risques liés au développement professionnel	Méthodes de détection possibles	Considérations relatives à la surveillance
Grands transformateurs de puissance	Défauts d'isolation dans les zones soumises à de fortes contraintes, au niveau des traversées et des sorties de câbles, détérioration liée au vieillissement	UHF, HFCT, acoustique ; essais électriques classiques hors ligne	Criticité et contraintes de tension plus élevées ; l'utilisation de plusieurs capteurs peut se justifier ; les points d'accès dépendent de la conception
Transformateurs à huile	Vides, contamination, humidité, interfaces dans le système papier-huile, composants flottants	UHF, HFCT, acoustique ; DGA comme indicateur complémentaire	Présence de points d'accès à l'huile ou de fenêtres diélectriques ; la structure du réservoir influe sur la propagation
Transformateurs à sec	Vides ou effets de surface dans les isolants solides ou en résine ; formation de sillons superficiels dans certaines conditions	Cela dépend de la construction ; des détecteurs électriques et d'autres méthodes peuvent être utilisés.	Il n'y a pas de protection contre l'huile ou le réservoir au sens strict du terme ; ce sont les conditions environnementales et celles du local qui déterminent la méthode la plus adaptée.
Transformateurs de sous-station	Cela dépend du type et du niveau de tension ; l'effet corona externe et le bruit sur site sont des facteurs à prendre couramment en compte	Cela dépend du type : HFCT, UHF ou acoustique, selon le cas	Bruit sur site, exploitation à distance et besoins en matière de communication ; aptitude à la surveillance sans personnel

La configuration de la surveillance dépend de la conception du transformateur, du système d'isolation, du niveau de tension, de l'accessibilité et du degré de criticité. Pour les installations de grande valeur, le contexte plus large de surveillance des transformateurs de puissance permet de déterminer comment la PD s'intègre aux autres mesures.

Dans quels cas la surveillance en ligne des décharges partielles est-elle la plus utile ?

Une surveillance en ligne permanente n'est pas nécessaire pour tous les transformateurs, mais elle peut s'avérer particulièrement utile dans des cas tels que :

transformateurs de puissance critiques ;
transformateurs haute tension ;
transformateurs présentant des résultats d'essai anormaux ;
transformateurs présentant des problèmes d'isolation avérés ;
les unités pour lesquelles des essais périodiques ont mis en évidence une éventuelle décharge partielle ;
les postes électriques isolés ou sans personnel ;
installations industrielles à haut risque ;
actifs pour lesquels une interruption imprévue aurait un impact opérationnel significatif.

La décision doit tenir compte à la fois de l'importance stratégique de l'équipement, des risques, des éléments indiquant des problèmes d'isolation, ainsi que du coût et de la faisabilité de l'installation. Pour de nombreux transformateurs, des essais périodiques et d'autres indicateurs d'état peuvent s'avérer suffisants.

Comment choisir un système de surveillance des décharges partielles des transformateurs

La liste de contrôle suivante facilite un processus de sélection axé sur l'ingénierie. Elle évite les spécifications fixes, car les valeurs appropriées dépendent de l'application spécifique.

Type de transformateur : à bain d'huile, de type sec, de puissance ou de sous-station.
Classe de tension : en ce qui concerne les contraintes d'isolation et les possibilités d'accès.
Conception de l'isolation : matériaux, structure et mécanismes probables de la maladie de Parkinson.
Criticité du transformateur : conséquences d'une interruption imprévue.
Signes existants de la maladie de Parkinson : résultats d'essais antérieurs, tendances en matière de gaz ou autres indices.
Points d'installation disponibles pour les capteurs : points d'accès, fenêtres diélectriques, connexions de mise à la terre et surfaces des réservoirs.
Méthode de détection privilégiée : UHF, HFCT, acoustique ou une combinaison de ces techniques, en fonction de ce qui précède.
Nombre et emplacement des capteurs : en réponse aux besoins en matière de couverture médiatique et de localisation.
Bruit électrique sur le site : les sources d'interférences connues et leur incidence potentielle sur les mesures.
Capacité de localisation des sources requise : savoir si la détection seule suffit ou s'il faut également localiser l'objet.
Alarmes locales : quelles sorties d'alarme et quelle gestion des événements sont nécessaires au niveau de la sous-station.
Exigences en matière de communication et de SCADA : les interfaces et les protocoles requis par le service public ou la centrale.
Contraintes liées à l'installation et aux coupures de courant : si l'installation du capteur peut être effectuée pendant l'exploitation ou si elle nécessite un arrêt de l'installation.
Exigences en matière de stockage des données et d'analyse des tendances : la durée de conservation des données et les modalités de leur examen.
Processus futur de maintenance et de diagnostic : qui examine les données, et comment les tests de suivi seront déclenchés.

Pour avoir une vue d'ensemble de la place qu'occupe la PD parmi les mécanismes de défaillance et les méthodes de détection, consultez le guide consacré à modes de défaillance des transformateurs. Lorsqu'un transformateur a été évalué au regard des critères ci-dessus, un système de surveillance en ligne des décharges partielles pour transformateurs peuvent être adaptées aux options de capteurs identifiées et aux conditions du site.

Surveillance des décharges partielles et intégration SCADA

At a general level, integration involves the following elements:

Local monitoring device: acquires and processes sensor data and stores it locally.
Alarm outputs: provide local indication or signal to other systems when configured conditions are met.
Communication interface: connects the local device to the site or utility network.
Remote monitoring: allows engineers to review data without visiting the substation.
SCADA integration: makes selected values, alarms and status available to the control system.
Event records: preserve information about detected events for later review.
Long-term trends: support review of changes over months and years.

Common industrial protocols may be used for communication, but actual protocol support depends on the specific product configuration and should be confirmed for the system being considered. Integration requirements should be defined early, together with the site's cybersecurity and network policies.

Transformer Partial Discharge Monitoring Implementation Checklist

Define the transformer and insulation system.
Review asset history and previous diagnostic results.
Identify suspected failure mechanisms.
Evaluate site electrical noise.
Select the appropriate PD detection method.
Determine sensor locations and channel count.
Define acquisition and monitoring architecture.
Define communication and SCADA requirements.
Install and commission the system.
Establish baseline PD behavior.
Verify noise sources.
Review trends periodically.
Use additional diagnostic testing when required.

Foire aux questions

What is partial discharge in a transformer?

Partial discharge is a localized electrical discharge within or around the insulation system that does not completely bridge the insulation between conductors. It can indicate a localized insulation defect, and sustained activity can contribute to insulation deterioration.

What causes partial discharge in transformers?

Contributing conditions include voids or defects in solid insulation, insulation interfaces, contamination, moisture-related degradation, sharp conductive points, loose or floating components, degraded insulation, problems near bushings or connections, and manufacturing defects. Which of these apply depends on the transformer design and insulation system.

How is partial discharge detected in a transformer?

PD can be detected through the electromagnetic radiation it produces (UHF), high-frequency current pulses (HFCT), acoustic emission, or conventional electrical measurement of apparent charge. The appropriate method depends on transformer construction, access points and site conditions.

What is the difference between online and offline partial discharge testing?

Online monitoring observes the transformer in service under real operating and noise conditions, and supports trending. Offline testing is performed with the transformer out of service under controlled conditions, and is used for acceptance, commissioning and detailed diagnostics. They serve different purposes and can complement each other.

Which sensors are used for transformer PD monitoring?

Common options are UHF sensors, HFCT sensors, acoustic sensors and conventional electrical coupling devices. Each measures a different physical signal, and selection depends on transformer design and available installation points.

Can partial discharge monitoring detect the exact location of a fault?

Not necessarily. Multi-sensor systems, particularly acoustic or UHF arrays, may help estimate the approximate source location, but accuracy depends on the method, transformer structure and signal conditions. Confirming the actual defect generally requires further diagnostics and engineering judgment.

Does every transformer need online partial discharge monitoring?

No. Online monitoring is most useful for critical, high-voltage or high-consequence transformers, units with abnormal test results or known insulation concerns, and remote installations. For other transformers, periodic testing and other condition indicators may be adequate.

Can partial discharge monitoring be integrated with SCADA?

Generally, monitoring devices can provide alarms, status and data to SCADA through a communication interface. The specific protocols and features depend on the product configuration and should be confirmed for the chosen system.

Conclusion

Partial discharge is an important indicator of transformer insulation condition, but no single PD measurement should be interpreted in isolation. Detection method and sensor selection depend on transformer design and installation conditions, and online monitoring and offline diagnostics are complementary rather than interchangeable. Trending, noise identification and correlation with other transformer condition data, such as gas analysis, temperature, bushing condition and load, are central to drawing reliable conclusions.

For readers evaluating a monitoring approach, further information is available on online partial discharge monitoring solutions.