Surveillance de l'état des transformateurs : méthodes, paramètres, capteurs et stratégie de surveillance en ligne

La surveillance de l'état d'un transformateur consiste à évaluer, de manière continue ou périodique, son état thermique, chimique, électrique et mécanique. Elle a pour objectif d'évaluer l'état de l'équipement, de détecter précocement les défauts naissants et d'étayer les décisions de maintenance. Une valeur mesurée isolée, telle que la température de l'huile ou le courant de charge, ne reflète que le fonctionnement du transformateur à un instant donné. La surveillance de l'état combine plusieurs indicateurs et suit leur évolution dans le temps, ce qui permet aux ingénieurs de déterminer si l'isolation, les enroulements, les traversées, le changeur de prises et l'huile du transformateur se détériorent.

Tous les transformateurs n'ont pas nécessairement besoin de tous les paramètres de surveillance. La configuration de surveillance appropriée dépend du type de transformateur, de son niveau de criticité, de ses conditions de fonctionnement, des risques de défaillance connus et de l'infrastructure de surveillance déjà en place.

• La surveillance de l'état des transformateurs repose sur une combinaison d'indicateurs thermiques, chimiques, électriques et mécaniques. Aucune mesure prise isolément ne permet d'avoir une vision complète de l'état de santé d'un transformateur.
• Les paramètres les plus couramment surveillés sont la température des points chauds des enroulements, la température de l'huile en surface, les gaz dissous, les décharges partielles, l'isolation des traversées, l'état du transformateur à transformateur en ligne (OLTC), la teneur en humidité de l'huile, ainsi que le niveau et la pression de l'huile.
• La surveillance en ligne et les contrôles périodiques se complètent mutuellement. La surveillance en ligne met en évidence les tendances et les incidents survenant entre deux inspections, tandis que les contrôles périodiques permettent d'établir des diagnostics détaillés et de procéder à des vérifications.
• La stratégie de surveillance doit tenir compte du type de transformateur, de sa puissance nominale, de son niveau de criticité et des modes de défaillance probables, et non d'une liste de contrôle figée répertoriant toutes les technologies disponibles.
• Les données de surveillance sont particulièrement utiles lorsqu'elles sont comparées à une valeur de référence, analysées sous l'angle des tendances, mises en corrélation entre différents paramètres et associées à des actions de maintenance bien définies.

Qu'est-ce que la surveillance de l'état des transformateurs ?

La surveillance de l'état des transformateurs consiste à collecter et à interpréter des données afin d'évaluer l'état de santé d'un transformateur. Ces données peuvent provenir de capteurs permanents en ligne, de tests et d'inspections périodiques, ou des deux. L'objectif est de détecter précocement toute dégradation, tant qu'il est encore temps de planifier une intervention, plutôt que de ne prendre connaissance d'un problème qu'à la suite d'un déclenchement, d'une panne ou d'un arrêt imprévu.

Il est utile de distinguer la mesure opérationnelle de l'évaluation de l'état :

• Mesure opérationnelle Il affiche des valeurs en temps réel telles que le courant de charge, la température de l'huile ou la position du robinet. Il facilite l'exploitation quotidienne et assure la protection du système.
• Évaluation de l'état interprète ces valeurs et d'autres encore en tenant compte du contexte : comment elles s'inscrivent par rapport à l'historique du transformateur, à quelle vitesse elles évoluent et si plusieurs indicateurs signalent le même problème en cours d'apparition.

L'évaluation de l'état des équipements constitue le fondement de la maintenance conditionnelle. Dans le cadre de cette approche, les inspections, les traitements d'huile, les essais ou les réparations sont programmés en fonction de l'état réel des équipements plutôt que sur la seule base d'intervalles de temps fixes. Pour la plupart des propriétaires d’actifs, l’objectif concret n’est pas de supprimer la maintenance périodique. Il s’agit plutôt de mieux la cibler et de réduire le risque de détérioration non détectée entre deux interventions de maintenance.

Quels sont les paramètres utilisés pour la surveillance de l'état des transformateurs ?

Chaque paramètre surveillé correspond à une partie différente du transformateur ou à un mécanisme de dégradation distinct. Le tableau ci-dessous récapitule les paramètres les plus couramment utilisés et indique à quoi chacun d'entre eux sert généralement.

Paramètre de surveillance	Ce que cela signifie	Méthode de surveillance courante	Types de transformateurs concernés
Enroulement / température du point chaud	Contraintes thermiques exercées sur l'isolation des enroulements. La température des points chauds est l'un des principaux facteurs de vieillissement de l'isolation.	Sondes à fibre optique placées directement dans l'enroulement, ou calcul indirect à partir de la température de l'huile en surface et de la charge (indicateur de température de l'enroulement ou modèle thermique)	Transformateurs de puissance et de distribution à bain d'huile. Transformateurs à sec (généralement équipés de capteurs de température intégrés dans les enroulements).
Température maximale de l'huile	État thermique global du transformateur et performances du système de refroidissement	Capteur de température (par ex. RTD) dans un puits thermométrique, indicateur de température d'huile	Transformateurs à huile
Analyse des gaz dissous (DGA)	Défauts internes tels que la surchauffe, les arcs électriques et les décharges partielles, ainsi que l'implication de l'isolation en cellulose	Analyses en laboratoire d'échantillons d'huile, ou moniteurs DGA en ligne à gaz unique ou multigaz	Transformateurs à huile
Décharge partielle (DP)	Défauts d'isolation localisés et détérioration du système diélectrique	Capteurs UHF, capteurs HFCT, capteurs d'émissions acoustiques, tests électriques hors ligne de détection des décharges partielles	Transformateurs à huile et à sec, notamment les appareils haute tension ou critiques
État des bagues	Modifications de l'isolation des traversées, telles que la pénétration d'humidité, la rupture partielle des couches capacitives ou le vieillissement	Mesure en ligne de la capacité et du facteur de dissipation (tan delta / facteur de puissance) via la prise d'essai de la traversée, essais périodiques hors ligne	Transformateurs équipés de traversées à condensateur, généralement des appareils à haute tension
Condition OLTC	État mécanique et électrique du changeur de prises sous charge : mécanisme d'entraînement, contacts et comportement de commutation	Courant ou puissance du moteur, position des prises, comptage des cycles de fonctionnement, différentiel de température, méthodes vibro-acoustiques	Transformateurs équipés de changeurs de prises sous charge
Teneur en humidité de l'huile	La présence d'humidité dans le système d'isolation, qui affecte la rigidité diélectrique et accélère le vieillissement	Capteurs d'humidité dans l'huile en ligne, analyse de l'humidité en laboratoire	Transformateurs à huile
Niveau / pression d'huile	Fuites, problèmes liés au système de conservation ou de préservation, accumulation de gaz, phénomènes liés à la pression interne	Jauges de niveau d'huile, relais à gaz (Buchholz), dispositifs de décharge de pression, capteurs de pression	Transformateurs à huile
Charge / courant	Contrainte de fonctionnement. La charge est le contexte nécessaire pour interpréter les tendances relatives à la température et à d'autres paramètres.	Transformateurs de courant, données existantes relatives au comptage ou à la protection	Tous les types de transformateurs

Les sections suivantes expliquent ce que chacun des principaux paramètres indique aux ingénieurs et quelles sont ses limites.

Température des enroulements et des points chauds

Le vieillissement de l'isolation d'un transformateur dépend fortement de la température, et le point le plus chaud de l'enroulement détermine en grande partie la vitesse à laquelle l'isolation en papier se détériore dans cette zone. Ce point chaud est généralement plus chaud que la surface supérieure de l'huile, et son emplacement dépend de la conception de l'enroulement, du système de refroidissement et de la charge. La température de ce point chaud a donc une incidence directe sur les décisions relatives à la charge, la capacité de surcharge et la durée de vie restante de l'isolation.

Il existe deux méthodes générales pour déterminer la température d'un point chaud :

• Estimation indirecte. Un indicateur de température des enroulements ou un modèle thermique calcule la température des points chauds à partir de la température de l'huile en surface, du courant de charge et des paramètres de conception. Cette approche est largement utilisée et pratique, mais sa précision dépend de la façon dont le modèle correspond au transformateur réel, notamment en ce qui concerne les conditions de refroidissement et le comportement transitoire.
• Mesure directe. Des sondes de température à fibre optique sont installées aux emplacements où l'on prévoit la formation de points chauds à l'intérieur de l'enroulement. Les fibres optiques étant diélectriques, elles ne sont pas sensibles aux interférences électromagnétiques ; elles peuvent donc être placées dans des zones à haute tension où les capteurs métalliques ne sont pas adaptés. La mesure directe est particulièrement utile pour la vérification de la conception, les essais thermiques, les charges dynamiques et les équipements critiques.

Il est important de noter que les sondes à enroulement direct doivent généralement être installées lors de la fabrication ou à l'occasion d'un rebobinage complet ou d'une remise à neuf. Elles ne peuvent généralement pas être ajoutées à un transformateur existant en service. Il convient d'en tenir compte dès le début lors de la définition des spécifications des nouveaux transformateurs. Pour en savoir plus sur les types de sondes et leur emplacement, consultez notre guide intitulé température des points chauds des enroulements d'un transformateur mesure. A capteur de température à fibre optique destiné à la surveillance des points chauds des enroulements de transformateurs Voici un exemple du type de sonde utilisé dans cette application. L'approche globale du système est décrite sur la page surveillance de la température par fibre optique page.

Analyse des gaz dissous (DGA)

Lorsque l'huile et l'isolant en cellulose sont soumis à des contraintes thermiques ou électriques, ils se dégradent et produisent des gaz caractéristiques qui se dissolvent dans l'huile. La mesure de ces gaz constitue l'un des moyens les plus fiables pour détecter les défauts internes des transformateurs à huile, y compris ceux qu'aucune mesure externe ne permettrait de mettre en évidence.

Dans le cadre de l'évaluation de l'état des installations, la DGA apporte les éléments suivants :

• Il détecte les défauts internes naissants, tels que la surchauffe, les arcs électriques et les décharges partielles.
• Cela permet de déterminer s'il s'agit d'un isolant à base de cellulose (papier), principalement grâce aux oxydes de carbone.
• Cela montre à quelle vitesse les gaz se forment. Le taux de variation est souvent plus révélateur qu'une concentration ponctuelle.

Les résultats de l'analyse DGA doivent toujours être interprétés à la lumière de l'historique du transformateur et en combinaison avec d'autres données. Les méthodes d'interprétation des types de défauts constituent un vaste sujet à part entière et font l'objet d'un article distinct. Pour les options du système, voir surveillance des gaz dissous (DGA) dans les transformateurs.

Décharge partielle

Une décharge partielle est une décharge électrique localisée qui ne franchit que partiellement l'isolation entre deux conducteurs. Elle peut être due à des vides, à des impuretés, à des arêtes vives, à des potentiels flottants ou à une isolation dégradée. Une décharge partielle prolongée use l'isolation et peut évoluer vers une rupture diélectrique ; l'activité de décharge partielle constitue donc un indicateur direct de l'état diélectrique.

Le suivi de la PD aide les ingénieurs à :

• détecter les défauts d'isolation avant qu'ils ne s'aggravent,
• vérifier si l'activité de la maladie de Parkinson est stable, en augmentation ou intermittente,
• contribuent à la localisation de la source et à l'évaluation de la gravité lorsqu'elles sont associées à d'autres méthodes, et
• établir une corrélation entre l'activité électrique et les résultats de l'analyse DGA, tels que la production d'hydrogène.

La mesure en ligne de la tension partielle dans les postes électriques doit tenir compte des interférences et du bruit externes ; le choix des capteurs, leur installation et le traitement des signaux ont donc une incidence considérable sur la pertinence des données. Pour en savoir plus sur les méthodes de surveillance, voir surveillance des décharges partielles.

État des traversées de transformateur

Les traversées sont reconnues comme étant une cause de défaillance des transformateurs, et la défaillance d'une traversée peut endommager le réservoir principal ainsi que les équipements situés à proximité. Les traversées de type condensateur haute tension présentent une structure d'isolation graduée. Les altérations de l'isolation, telles que la pénétration d'humidité, le vieillissement ou la rupture entre les couches capacitives, se traduisent par des variations de la capacité et du facteur de dissipation (tan delta ou facteur de puissance).

Des essais périodiques hors ligne permettent de mesurer ces valeurs lorsque le transformateur est hors tension. La surveillance en ligne des traversées s'effectue généralement en se connectant à la prise d'essai de la traversée et consiste à suivre l'évolution de la capacité et du facteur de dissipation sous tension de service, souvent en comparant les trois phases ou en se référant à une autre source de signal. La valeur absolue importe moins que la variation par rapport à la valeur de référence propre à la traversée et que tout écart entre les phases. Voir surveillance des traversées de transformateur pour plus de détails.

Surveillance de l'état des OLTC

Le changeur de prises en charge est le seul composant mobile majeur de la plupart des transformateurs de puissance. Il combine un mécanisme d'entraînement motorisé, un système de commutation et des contacts qui conduisent et coupent le courant de charge. Il présente ses propres modes de défaillance, largement distincts de ceux du noyau et des enroulements : usure mécanique, problèmes d'entraînement ou de tringlerie, usure et cokéfaction des contacts, ainsi que des défauts de synchronisation ou de séquence.

C'est pourquoi il est préférable de considérer l'OLTC comme un sous-système distinct, doté de ses propres indicateurs de suivi, tels que :

• le courant ou la puissance du moteur en fonctionnement, qui reflète la charge mécanique et l'état de l'entraînement,
• le nombre de positions et d'opérations des vannes, qui facilitent la planification de la maintenance en fonction de la fréquence de commutation,
• la différence de température entre le compartiment de l'OLTC et le réservoir principal, le cas échéant, et
• les signatures vibro-acoustiques de la séquence de commutation, qui sont comparées à des signatures de référence.

La DGA de l'huile du compartiment OLTC peut également fournir des informations utiles. Toutefois, son interprétation dépend fortement de la conception du changeur de prises, car certains modèles génèrent des gaz d'arc électrique en fonctionnement normal. Pour en savoir plus sur ce sous-système, voir Surveillance de l'état de l'OLTC.

Huile, humidité, niveau et pression

Ces indicateurs viennent compléter les principaux paramètres de diagnostic :

• Teneur en humidité de l'huile réduit la rigidité diélectrique et accélère le vieillissement de la cellulose. L'humidité se déplace entre l'huile et le papier en fonction des variations de température ; il convient donc d'interpréter les mesures d'humidité conjointement avec la température de l'huile et d'en suivre l'évolution dans le temps, plutôt que de les considérer comme une valeur isolée.
• Niveau d'huile permet de détecter les fuites et les dysfonctionnements du conservateur ou du système de préservation de l'huile.
• Accumulation de gaz et pression Les dispositifs, tels que les relais actionnés par gaz et les dispositifs de décharge de pression, réagissent à la production de gaz et aux variations soudaines de pression interne. Ils font généralement partie du dispositif de protection, mais leur état (alarme et déclenchement) fournit également des informations utiles pour l'évaluation de l'état de l'installation.

Les paramètres de qualité de l'huile, tels que l'acidité, la tension de claquage diélectrique et la tension interfaciale, sont généralement déterminés par des analyses en laboratoire effectuées sur des échantillons prélevés périodiquement.

Méthodes de surveillance de l'état des transformateurs : contrôles en continu ou contrôles périodiques

Les informations sur l'état proviennent de plusieurs méthodes, chacune présentant une profondeur, une fréquence et un coût différents. Le tableau ci-dessous compare les principales options.

Méthode	Ce qu'il offre	Points forts	Limites
Inspection visuelle	Fuites, corrosion, valeurs indiquées par les jauges, état des équipements de refroidissement, dommages matériels	Peu coûteux, simple, permet de détecter les problèmes externes	Impossible de détecter les défauts internes. Les résultats dépendent de l'inspecteur et de la fréquence des inspections.
Prélèvement périodique d'échantillons d'huile	Analyses en laboratoire : DGA, teneur en humidité et qualité de l'huile	Une analyse détaillée et exhaustive de l'huile, des méthodes d'interprétation éprouvées	Il ne s'agit que d'un instantané. Les défauts apparaissant entre deux prélèvements peuvent passer inaperçus. La qualité de l'échantillonnage et de la manipulation influe sur les résultats.
Contrôles électriques périodiques	Résistance des enroulements, résistance d'isolement, capacité et facteur de puissance, rapport de transformation, réponse en fréquence et autres tests de diagnostic	Diagnostic détaillé de l'état des enroulements, du noyau et de l'isolation	Nécessite généralement une coupure de courant. Opération peu fréquente.
Tests de diagnostic portables	Mesures ciblées telles que la détection portable de décharges partielles, la thermographie infrarouge et les analyses acoustiques	Polyvalent. Utile pour mener des enquêtes et passer au crible un grand nombre d'éléments.	Couverture intermittente. L'interprétation dépend des compétences de l'opérateur et des conditions d'essai.
Surveillance en ligne permanente	Données en temps réel provenant des capteurs installés, telles que la température, les gaz, la décharge partielle (DP), ainsi que les indicateurs des traversées et des transformateurs à transformateur de tension en ligne (OLTC)	Suivi continu des tendances, détection des changements entre deux inspections, prise en charge de la surveillance à distance et des alarmes	Effort d'installation et de gestion des données. Certaines mesures en ligne sont moins détaillées que les tests en laboratoire ou hors ligne.

La surveillance en ligne ne se contente pas de remplacer les contrôles périodiques. Dans la pratique, les deux vont de pair :

• La surveillance en ligne permet de détecter quand une situation évolue et à quelle vitesse. Cela peut justifier un prélèvement d'échantillon d'huile, un test ou une inspection anticipés.
• Des tests périodiques en laboratoire et hors ligne fournissent les diagnostics détaillés nécessaires pour confirmer les résultats et ajuster les attentes concernant les données en ligne.
• L'analyse DGA en laboratoire reste la référence pour la vérification des résultats de l'analyse DGA en ligne et pour une évaluation complète de la qualité de l'huile. Pour une comparaison détaillée, voir Analyse DGA en ligne vs prélèvement périodique d'échantillons d'huile.

Quels capteurs sont utilisés pour la surveillance de l'état des transformateurs ?

La technologie de détection dépend du paramètre concerné. Les principales catégories sont décrites ci-dessous de manière générale. Les performances réelles dépendent du produit et de l'installation concernés.

Capteurs de température

• Sondes à fibre optique pour l'enroulement direct et la mesure des points chauds. Elles sont adaptées aux environnements à haute tension et à fortes interférences électromagnétiques, car la sonde et la fibre sont non conductrices. A système de mesure de température par fibre optique pour transformateurs à huile associe des sondes intégrées à l'enroulement, des traversées de paroi de cuve et une unité de mesure.
• Capteurs de température à résistance (RTD) dans des puits thermométriques pour la température de l'huile en surface et, dans les transformateurs à sec, intégrés dans les enroulements ou à proximité de ceux-ci.
• Indicateurs de température des bobines qui estime la température des enroulements à partir de la température de l'huile et d'une image thermique dépendante du courant.

Capteurs et moniteurs DGA

• Capteurs à gaz unique ou à mélange de gaz, souvent à base d'hydrogène ou d'hydrogène et de monoxyde de carbone. Ils servent d'indicateurs d'alerte précoce.
• Détecteurs multigaz en s'appuyant sur des principes tels que la chromatographie en phase gazeuse, la spectroscopie photoacoustique ou l'absorption infrarouge. Ils permettent de mesurer plusieurs gaz distincts et facilitent l'interprétation des types de défauts.

Capteurs de décharges partielles

• Capteurs UHF installés via des vannes de vidange d'huile ou des fenêtres diélectriques afin de détecter les signaux électromagnétiques émis par les décharges partielles à l'intérieur du réservoir.
• Transformateurs de courant à haute fréquence (HFCT) au niveau des connexions de mise à la terre ou au niveau des dérivations des traversées.
• Capteurs d'émissions acoustiques fixé sur la paroi du réservoir, souvent utilisé pour localiser la source de décharge partielle.

Capteurs de surveillance des bagues

• Adaptateurs de robinet d'essai qui se raccordent à la prise de mesure de la douille et permettent à l'unité de surveillance de mesurer le courant de fuite et d'en déduire les variations de capacité et du facteur de dissipation.

OLTC Monitoring Sensors

• Current or power transducers on the drive motor circuit.
• Tap position transmitters and operation counters.
• Temperature sensors for the OLTC compartment and main tank.
• Vibration or acoustic sensors for switching-sequence analysis, where used.

Oil Condition Sensors

• Moisture-in-oil sensors, typically capacitive thin-film types that report relative saturation or water activity together with oil temperature.
• Oil level gauges, gas-actuated relays and pressure sensors or devices for level, gas accumulation and pressure events.

How Does Online Transformer Condition Monitoring Work?

An online monitoring system is a data chain from the sensor to the operator. A typical architecture looks like this:

• Sensors are installed on or in the transformer: winding probes, oil temperature sensors, DGA and moisture sensors, PD sensors, bushing tap adapters and OLTC transducers.
• Data acquisition or monitoring devices receive the sensor signals. They provide signal conditioning, measurement and channel management, often in a cabinet near the transformer.
• Signal processing converts raw signals into engineering values and derived quantities. Examples include calculated hot spot temperature, gas concentrations and rates of change, PD magnitude and pattern data, and bushing capacitance and tan delta changes.
• Alarm and trend analysis compares values against configured alarm levels, records trends and events, and may generate local indications or relay contact outputs.
• Communication interfaces send data upstream. RS485 with Modbus is common for monitoring devices. Other interfaces depend on the specific device and should be confirmed with the supplier.
• SCADA or a centralized monitoring system collects data from one or more transformers or substations for operators, maintenance engineers and asset management teams.

Several design points matter in practice:

• Channel count and measurement points must be defined early, especially for in-winding fiber optic probes that are fixed during manufacture.
• Time synchronization and consistent tagging make it possible to correlate data from different devices, for example PD events with load changes or temperature with gas generation.
• Local versus central processing should be decided up front. Critical alarms usually need a local relay output, while detailed trend analysis can take place centrally.
• Data volume differs widely between parameters. Temperature and DGA data are modest, while PD raw data can be large. The communication design should reflect this.

Condition Monitoring Strategy by Transformer Type

Different transformer types have different dominant risks, so their monitoring priorities differ. The table below is a starting point, not a mandatory configuration. The actual scope should come from the asset's criticality and known issues.

Type de transformateur	Key Risks	Priority Monitoring Parameters	Typical Monitoring Approach
Power transformer	Insulation thermal aging, internal faults, bushing failure, OLTC problems, high consequence of failure	Hot spot and top-oil temperature, DGA, bushing condition, OLTC condition, moisture. PD for critical or suspect units.	Online monitoring of selected parameters combined with periodic oil sampling and offline electrical testing
Oil-immersed transformer (general, including distribution and industrial units)	Overheating, oil degradation, moisture, leaks, internal faults	Top-oil temperature, oil level, periodic DGA and oil quality. Online DGA or winding temperature for critical or heavily loaded units.	Mainly periodic inspection and oil sampling, with online monitoring added where criticality or loading justifies it
Dry-type transformer	Winding overheating, insulation deterioration, PD in resin or insulation systems, cooling fan failure	Winding temperature, cooling system status. PD where insulation condition is a concern.	Winding temperature monitoring with fan control and alarms, supplemented by periodic inspection and testing. DGA does not apply.
Substation transformer	Depends on rating. Often remote with limited site attendance, and an outage affects downstream supply.	Parameters based on rating and type. Temperature, DGA and bushing condition are common. OLTC where fitted.	Remote online monitoring integrated with substation SCADA, supported by scheduled site testing

Large and critical units usually justify the widest monitoring scope. For application considerations specific to these assets, see surveillance des transformateurs de puissance.

How to Select a Transformer Condition Monitoring Strategy

A practical monitoring strategy starts from risk rather than from available technology. The following factors should guide selection:

• Transformer type and insulation system. Oil-immersed and dry-type transformers have different indicators. DGA and oil moisture apply only to liquid-filled units.
• Voltage and power rating. Higher-rated units usually have condenser bushings, OLTCs and larger consequences of failure, which widens the relevant parameter set.
• Asset criticality. Consider the impact of an unplanned outage, the availability of redundancy or a spare, and the replacement lead time.
• Known failure modes. The unit's history, fleet experience with the same design and results from past tests should shape priorities. Our guide to modes de défaillance des transformateurs maps common failures to detection methods.
• Operating and loading conditions. Heavily loaded, cyclically loaded or overload-prone transformers benefit more from accurate hot spot information.
• Required sensors and measurement points. Decide which parameters need direct measurement and which can rely on calculation or periodic testing.
• Number of channels. This includes winding probe count, number of bushings, number of PD sensors and any additional inputs.
• Communication requirements. Define the interfaces, protocols and data points needed at the substation and control center levels.
• Existing SCADA and monitoring systems. New devices should fit the existing architecture rather than create isolated systems.
• Alarm requirements. Decide which conditions need local relay outputs, which need SCADA alarms and which need only trend review.
• Installation and access limitations. In-winding sensors require installation during manufacture or rework. Some online sensors need valves, test taps or outage windows.
• Project budget. Align monitoring investment with the value of the asset and the cost of failure. Well-chosen monitoring on the most critical units is often more effective than minimal monitoring spread across all units.

How Should Transformer Monitoring Data Be Used?

Collecting data is only part of the task. Condition monitoring pays off when the data is interpreted consistently and linked to actions.

Baseline

Establish reference values after commissioning or after major maintenance, under known operating conditions. Each transformer has its own normal behavior, and later changes are judged against this baseline.

Trend

Long-term trends reveal gradual deterioration that single readings cannot show, such as slowly rising gas levels, changing bushing capacitance or increasing OLTC motor load.

Rate of Change

How fast a value changes is often more significant than its absolute level. A rapid increase in gas generation or PD activity usually calls for faster investigation than a stable but elevated value.

Multi-Parameter Correlation

Comparing parameters makes interpretation more reliable. Examples:

• Temperature rise should be evaluated against load and ambient conditions.
• Gas generation that follows temperature or load changes suggests a thermally related mechanism.
• PD activity together with hydrogen increase in DGA strengthens the evidence of an electrical insulation problem.
• Moisture readings should be interpreted together with oil temperature.

Alarme

Alarm levels are commonly arranged in stages, for example an early caution level for review and a higher level for urgent action. There are no universal alarm thresholds that suit every transformer. Actual limits should be set from the transformer design and insulation system, manufacturer limits, applicable standards and utility or project requirements, and they should be reviewed as operating experience accumulates.

Maintenance Decision

Every alarm or significant trend should lead to a defined response. Examples include a confirmatory oil sample, a targeted offline test, a load adjustment, an inspection or planned maintenance. Without defined responses, monitoring data tends to be collected but not acted upon.

Transformer Condition Monitoring and SCADA Integration

Integrating condition data into SCADA or a centralized monitoring platform makes it available to operators and engineers without site visits. Common integration methods include:

• RS485 with Modbus. A widely used, straightforward way to transfer measured values, status and alarms from monitoring devices to SCADA, RTUs or gateways.
• Relay alarm outputs. Hardwired contacts for critical alarms. They provide a simple and robust signal path that does not depend on the communication network.
• Centralized monitoring. Data from multiple transformers and substations is collected in one system for fleet-level trending and asset management.
• Remote condition monitoring. Engineers can review trends and events remotely and decide whether a site visit or test is needed.

Before integration, define the register map or data point list, polling rates, alarm priorities and naming conventions. If the project requires a specific substation protocol or network interface, confirm that each monitoring device supports it rather than assuming compatibility.

When Is Online Transformer Condition Monitoring Most Useful?

Online monitoring is not equally justified for every transformer. It tends to provide the most value in the following situations:

• Transformateurs de puissance critiques, whose failure would interrupt important loads or grid operation.
• High-value assets with long replacement lead times and no readily available spare.
• Heavily loaded or overload-prone equipment, where accurate thermal information supports loading decisions.
• Postes électriques isolés ou sans personnel, where site inspections are infrequent.
• Transformers with developing abnormal trends, for example rising gases in periodic samples, where closer observation is needed until the cause is understood or resolved.
• Locations where manual inspection is difficult or hazardous.
• Applications where an unexpected outage has a high operational or financial impact, such as continuous industrial processes.

For less critical units, periodic inspection and oil sampling, sometimes combined with basic temperature monitoring, may be a reasonable and cost-effective approach.

Transformer Condition Monitoring Implementation Checklist

The following steps provide a practical sequence for planning and implementing a monitoring project:

1. Identify the transformer type. Record the insulation system, rating, cooling method, and presence of an OLTC and condenser bushings.
2. Identify critical failure modes. Use the unit's history, test results, fleet experience and design information.
3. Select monitoring parameters. Choose the parameters that address the identified risks, and decide which will be monitored online and which through periodic testing.
4. Select sensors and measurement points. Determine sensor types and locations, including whether in-winding probes must be specified at the manufacturing stage.
5. Determine channel count. Count temperature probes, bushings, PD sensors and other inputs, and allow for future expansion where practical.
6. Define communication and SCADA requirements. Specify interfaces, protocols, data points and integration responsibilities.
7. Define alarm and trend strategy. Set alarm stages based on manufacturer limits, applicable standards and project requirements, and define the response to each alarm.
8. Install and commission. Verify sensor installation, wiring, measurements and communication, and test alarm outputs end to end.
9. Establish baseline data. Record reference values under known operating conditions after commissioning.
10. Review trends periodically. Schedule regular data reviews, compare online results with periodic test results and adjust alarm levels and monitoring scope as needed.

Foire aux questions

Qu'est-ce que la surveillance de l'état des transformateurs ?

Transformer condition monitoring is the continuous or periodic assessment of a transformer's thermal, chemical, electrical and mechanical indicators to determine its health, detect developing faults early and support condition-based maintenance decisions.

What parameters should be monitored in a transformer?

Common parameters include winding hot spot temperature, top-oil temperature, dissolved gases, partial discharge, bushing capacitance and dissipation factor, OLTC condition, oil moisture, oil level and pressure, and load current. The right selection depends on transformer type, criticality and known risks. Not every transformer needs all of them.

Quelle est la différence entre la surveillance d'un transformateur et le suivi de l'état d'un transformateur ?

Transformer monitoring often refers to measuring operating values such as temperature, load or tap position. Condition monitoring goes further: it interprets those values and diagnostic indicators over time, against a baseline and across multiple parameters, to judge the health of the transformer.

Is DGA required for every transformer?

No. DGA applies only to liquid-filled transformers. For those units, periodic laboratory DGA is widely used. Online DGA is usually reserved for critical, high-value or suspect transformers, where continuous gas trending justifies the investment.

What is the difference between online monitoring and periodic testing?

Online monitoring collects data continuously from installed sensors and shows trends and events between site visits. Periodic testing, such as oil sampling and offline electrical tests, provides detailed diagnostics at specific intervals. The two approaches complement each other, and online monitoring does not remove the need for periodic testing.

What sensors are used for transformer condition monitoring?

Typical sensors include fiber optic probes and RTDs for temperature, single-gas or multi-gas DGA monitors, UHF, HFCT and acoustic sensors for partial discharge, bushing test tap adapters, OLTC motor current and position transducers, moisture-in-oil sensors, and oil level and pressure devices.

Can transformer monitoring systems connect to SCADA?

Yes, in most cases. RS485 with Modbus and relay alarm outputs are common integration methods. Supported interfaces vary between devices, so confirm the required protocol and data points with the supplier during specification.

How do I choose which transformer parameters to monitor?

Start with the transformer type, its criticality and its most likely failure modes. Then select the parameters that best detect those failure modes, decide which should be monitored online and which through periodic testing, and account for installation constraints, SCADA requirements and budget.

Conclusion

Effective transformer condition monitoring is not about installing every available sensor. It means selecting the indicators that match the transformer's type, criticality and failure risks, and then using the data in a disciplined way through baselines, trends, correlation and defined maintenance responses. Online monitoring and periodic testing each have a role, and together they give a more reliable picture of transformer health than either can alone.

For system architecture and configuration options, see our transformer monitoring solutions.