Surveillance de l'isolation des transformateurs : quels paramètres peuvent être surveillés en ligne ?

Date de publication :7 octobre 2026 à 15 h 54 min 38 s

  • Mesurable en ligne : gaz dissous (DGA), humidité dans l'huile, décharges partielles (PD), capacité des traversées et tangente delta, température des points chauds des enroulements et courant de mise à la terre du noyau/des bornes.
  • Estimation en ligne : l'humidité du papier (calculée à partir des données relatives à l'huile) et le nombre de victimes (calculé à partir de l'historique des foyers d'incendie). Ces deux valeurs sont indirectes.
  • Hors ligne uniquement : résistance d'isolement et indice de polarisation, facteur de puissance des enroulements, FDS/DFR, SFRA, analyse des furanes, indice de polarisation du papier (DP) et essais de qualité de l'huile en laboratoire.
  • Les meilleurs capteurs pour débuter : DGA en ligne avec mesure de l'humidité, puis détection des points chauds par fibre optique, puis surveillance des traversées, puis décharges partielles et courant de mise à la terre du noyau.
  • Règle pratique : Les données en ligne permettent de détecter les changements de manière précoce et en continu, tandis que les tests hors ligne confirment les alertes et fournissent des valeurs de référence précises. Les deux sont indispensables.

Table des matières

1. Composants du système d'isolation : papier d'enroulement, carton pressé, huile, noyaux de traversées et résine moulée

L'état de l'isolation des transformateurs est un facteur important

Les six composants d'un système d'isolation à immersion d'huile

Le cuivre et l'acier s'usent rarement. Le papier, le carton pressé, l'huile et la résine se détériorent progressivement dès leur mise sous tension, et leur défaillance entraîne généralement un court-circuit, un arc interne et une longue interruption de service.

  • Isolation des conducteurs : du papier enroulé autour des conducteurs, séparant les spires et les disques.
  • Isolation principale : des barrières en carton pressé, des entretoises et des canaux d'huile entre les enroulements, ainsi qu'entre les enroulements et le noyau ou le réservoir.
  • Huile isolante : comble tous les interstices, imprègne le papier et évacue la chaleur.
  • Isolation des douilles : des noyaux de condensateurs en papier imprégné d'huile ou de résine, dont les conducteurs traversent la paroi du réservoir.
  • Isolation du changeur de prises : isolation à l'intérieur du sélecteur et du dérivateur OLTC.
  • Isolation du noyau : les couches de laminage et l'isolation entre le noyau et sa structure de serrage.

Les groupes de type « sec » remplacent l'huile et le papier par une isolation en résine moulée ou imprégnée sous vide et sous pression (VPI), et le refroidissement est assuré par l'air. Les principes de surveillance restent similaires, mais les paramètres changent, comme indiqué dans la section 12.

2. Les contraintes liées au vieillissement de l'isolation et les capteurs en ligne qui les surveillent

Référence relative au stress et aux indicateurs

Stress Incidence sur l'isolation Indicateurs en ligne
Thermique Brise les chaînes de cellulose, réduit la résistance du papier Température des points chauds, CO et CO₂, calcul du nombre de victimes
Humidité Accélère le vieillissement, réduit la rigidité diélectrique, risque de formation de bulles Teneur en humidité de l'huile, teneur en humidité estimée du papier
L'oxygène et l'oxydation Il forme des acides et des boues, et accélère le vieillissement du papier Principalement des examens de laboratoire, quelques signes indirects issus de l'analyse générale des urines (DGA)
Électricité La PD attaque l'isolation, ce qui entraîne la formation de traces d'arc et des claquages Moniteur PD, hydrogène et acétylène dans l'analyse des gaz dissous (DGA), tangente delta des traversées
Mécanique Les forces de court-circuit et les vibrations peuvent endommager ou fissurer l'isolation Options en ligne limitées, principalement des tests hors ligne

Les contraintes agissent conjointement

La chaleur accélère la libération d'humidité, l'humidité abaisse le seuil de décharge, et la décharge génère du gaz et davantage de chaleur. Récapitulatif Modes de défaillance des transformateurs et méthodes de détection montre comment ces enchaînements aboutissent à de véritables échecs.

3. Tableau comparatif des indicateurs en ligne et hors ligne : DGA Monitor, capteur d'humidité, capteur PD et testeur FDS

Tableau des réponses rapides

Indicateur Surveillance en ligne Ce que cela révèle
Gaz dissous Oui, adulte Défauts actifs dans les secteurs du pétrole et du papier : décharges partielles, arcs électriques, surchauffe
Teneur en humidité de l'huile Oui, adulte Humidité de l'huile et, selon une estimation, du papier
Décharge partielle Oui, produit abouti, nécessite une configuration par un expert Défauts d'isolation localisés avant la rupture
Capacité des bagues isolantes et tangente delta Oui, adulte État de l'isolation du condensateur à douille
Température au point chaud de l'enroulement Oui, adulte Taux de vieillissement thermique et perte cumulative de durée de vie
Courant de terre du noyau et de la pince Oui, c'est simple Défauts d'isolation du conducteur central et mise à la terre involontaire
Propriétés diélectriques de l'huile Capteurs émergents, en nombre limité Contamination par l'huile et vieillissement
Degré de polymérisation (DP) sur papier Non, estimé indirectement Résistance mécanique et durée de vie restante du papier
Les furanes dans le pétrole Principalement en laboratoire Dégradation du papier
Résistance d'isolement et indice de polarisation Non, hors ligne État général de sécheresse et de propreté de l'isolation
Facteur de puissance des enroulements / tan delta Non, hors ligne État général de l'isolation des enroulements
Spectroscopie dans le domaine fréquentiel (FDS/DFR) Non, hors ligne Teneur en humidité des matériaux isolants solides

Comment ces méthodes s'articulent entre elles

Chaque méthode en ligne aborde un aspect particulier de l'isolation. Une approche structurée surveillance de l'isolation des transformateurs Ce programme en combine plusieurs et associe les résultats à des dates d'examens hors ligne.

4. DGA Monitor en ligne : signatures des gaz dissous dans les failles pétrolières et les failles de papier

Indicateurs de gaz

Le DGA est l'indicateur d'isolation en ligne le plus répandu. Les défauts présents dans l'huile et le papier génèrent des gaz caractéristiques qui se dissolvent dans l'huile, et un moniteur en ligne les mesure en continu.

Gaz Exemples d'indications de défaut
Hydrogène (H₂) Les décharges partielles, un signe précoce de nombreux défauts
Acétylène (C₂H₂) Les arcs électriques ou décharges à haute énergie, dangereux même à faible intensité
Méthane, éthane, éthylène Failles thermiques à température croissante
CO, CO₂ L'imprégnation du papier, qui constitue un dommage irréversible

Points d'interprétation et de sélection

  • Normes : IEEE C57.104 et CEI 60599, en utilisant les niveaux de gaz, les taux d'augmentation et des méthodes graphiques telles que le triangle de Duval.
  • Taux de variation : données de tendance continues provenant d'un système de surveillance en ligne des AGD dans l'huile de transformateur permet de générer des alarmes basées sur le débit, ce que l'échantillonnage périodique ne permet pas.
  • Monogaz ou multigaz : Les unités à hydrogène ou à gaz composite conviennent au dépistage, tandis que les unités multigaz permettent une classification complète des défauts. Les détails pratiques figurent dans Surveillance en ligne des gaz dissous (DGA) des transformateurs.

5. Capteur en ligne de mesure de l'humidité dans l'huile : estimation de la saturation relative et de l'humidité du papier

Pourquoi l'humidité est-elle importante ?

Le papier humide peut vieillir plusieurs fois plus vite que le papier sec à température égale. Une isolation très humide peut également dégager des bulles en cas de surcharge, ce qui risque d'entraîner une rupture diélectrique.

Comment fonctionne la détection d'humidité en ligne ?

  • Valeurs mesurées : la saturation relative (%RS) de l'huile et la température de l'huile, à partir desquelles on calcule la teneur en eau en ppm.
  • Devis sur papier : La majeure partie de l'eau se trouve dans le papier, et non dans l'huile ; c'est pourquoi les systèmes estiment l'humidité du papier à partir de celle de l'huile et de la température, en s'appuyant sur des relations d'équilibre.
  • Condition de fiabilité : Les estimations sont plus fiables une fois que le transformateur a fonctionné à une température relativement stable, car l'eau se déplace lentement entre le papier et l'huile.

Ce que révèlent les tendances

  • Augmentation progressive du taux d'humidité due à des joints qui fuient ou à un reniflard saturé.
  • Du papier humide qui dégage de l'eau à mesure que le transformateur chauffe.
  • Efficacité des traitements de séchage au fil du temps.
  • Risque de formation de bulles lors de surcharges programmées.

L'humidité est généralement mesurée à l'aide d'un analyseur DGA ou d'une sonde dédiée. Les mesures combinées de l'huile s'inscrivent dans surveillance de l'état de l'huile des transformateurs, ainsi que les données relatives à la température, au niveau et à la pression.

6. Capteurs de décharges partielles : antenne UHF, HFCT, coupleur à dérivation de traversée et sonde acoustique

Qu'est-ce que la PD ?

Une décharge partielle est une rupture électrique localisée qui ne traverse pas entièrement l'espace d'isolation. Elle se produit au niveau des vides, des arêtes vives, des surfaces contaminées et des points faibles. Chaque impulsion est minime, mais une décharge partielle continue use l'isolation et figure parmi les signes avant-coureurs les plus courants d'une défaillance diélectrique.

Méthodes de détection en ligne des défauts de polarisation

Méthode Capteur et localisation Points forts Limites
UHF Antenne passant par une vanne de vidange ou une fenêtre diélectrique Bonne immunité au bruit, le blindage du réservoir protège contre les interférences Nécessite des ouvertures dans le réservoir, plus difficile à calibrer dans pC
HFCT Capteur à pince à fixer sur le conducteur de neutre, le conducteur central ou le conducteur de mise à la terre du réservoir Mise à niveau facile Plus sensible au bruit extérieur
Raccord à douille et taraud Mesure à l'aide de tarauds d'essai à douille Conforme aux principes de la norme CEI 60270, partage le matériel de surveillance des traversées Nécessite des adaptateurs de robinet et un dispositif anti-bruit
Acoustique Capteur piézoélectrique sur la paroi du réservoir Permet de localiser la source du PD Le signal s'affaiblit sous l'effet du bruit mécanique

Configuration requise

La réussite de la surveillance repose sur la suppression du bruit, la reconnaissance de formes et les mesures de référence. La combinaison de plusieurs techniques en une seule système de surveillance en ligne des décharges partielles des transformateurs améliore la détection et l'identification de la source, et surveillance des décharges partielles dans les transformateurs explique chaque méthode en détail.

7. Adaptateur de prise de mesure pour douille : surveillance de la capacité et du tangent delta

Pourquoi les bagues méritent-elles un système de surveillance dédié ?

Les traversées comptent parmi les composants d'isolation les plus sujets aux défaillances, et celles-ci sont souvent violentes. L'isolation des traversées est également l'une des plus faciles à surveiller en temps réel, car la prise de mesure permet d'accéder directement au courant traversant l'isolation principale.

Valeurs mesurées

  • Capacité (C1) : augmente lorsque les couches du condensateur sont en court-circuit, ce qui indique une dégradation progressive du noyau.
  • Tan delta : augmente sous l'effet de l'humidité, de la contamination et du vieillissement thermique.
  • Courant de fuite : combine ces deux effets, et les méthodes du courant total ou de référence s'en servent pour détecter les variations dans n'importe quelle phase.

C'est la comparaison continue par rapport aux valeurs de référence et entre les différentes phases qui confère à cette méthode sa sensibilité. A système de surveillance des traversées de transformateur automatise cette comparaison et déclenche des alertes de tendance.

8. Capteur de température à fibre optique : points chauds dans les enroulements et taux de vieillissement thermique

La température détermine la vitesse de vieillissement

La chaleur n'endommage pas l'isolation de manière soudaine, mais elle détermine la vitesse à laquelle celle-ci vieillit. Conformément à la norme CEI 60076-7, le taux de vieillissement du papier non renforcé thermiquement double approximativement pour chaque augmentation de 6 K de la température du point chaud au-delà de 98 °C. La mesure du point chaud constitue donc le moyen en ligne le plus direct de suivre la vitesse à laquelle la durée de vie de l'isolation s'épuise.

Pourquoi les sondes à fibre optique sont-elles adaptées aux enroulements ?

  • Lecture directe : Les sondes placées dans l'enroulement mesurent le point chaud sans recourir à un modèle thermique.
  • Diélectrique et résistant aux interférences électromagnétiques : L'embout ne comportant aucune partie métallique, les sondes peuvent être utilisées en toute sécurité sur des pièces sous tension. Le raisonnement est expliqué dans mesure de température haute tension.
  • Options de sonde : Capteurs à fibre optique en polyimide pour les enroulements de transformateurs conviennent aux enroulements en résine et de type sec, tandis que d’autres sondes fluorescentes sont adaptées aux modèles à immersion dans l’huile.

Résultats calculés

  • Taux de vieillissement relatif instantané.
  • Nombre total de victimes depuis la mise en service.
  • Capacité de surcharge admissible pendant une durée donnée.
  • Risque de formation de bulles en cas d'association avec des données d'humidité.

Les limites et les règles de chargement sont résumées dans Limites d'élévation de température et caractéristiques nominales des transformateurs.

9. Capteur de courant à pince : surveillance du courant de terre du noyau et de la pince

Ce que montre le signal

Les noyaux des transformateurs de puissance sont mis à la terre intentionnellement en un seul point. Lorsque l'isolation du noyau cède et qu'un deuxième chemin de mise à la terre se forme, les courants circulants provoquent une surchauffe locale et la formation de gaz.

Mesures et seuils

  • Capteur : des capteurs de courant à pince fixés sur le noyau et des fils de mise à la terre à pince : une solution simple et peu coûteuse.
  • Valeurs normales : très faible. De nombreux appareils analysent les courants supérieurs à environ 100 mA, bien que le seuil exact dépende de la conception.
  • Confirmation : Une augmentation du courant de terre au niveau du noyau, associée à la présence de gaz thermiques dans le DGA, constitue un signe fort d'un défaut d'isolation du noyau.

10. Transmetteur de niveau d'huile, capteur de pression, moniteur OLTC et enregistreur de surtensions

Indicateurs complémentaires en ligne

  • Capteurs diélectriques à huile : permettent d'évaluer les propriétés diélectriques de l'huile ou son niveau de contamination. Ces méthodes étant moins éprouvées que l'analyse DGA et les capteurs d'humidité, il convient de les considérer comme des outils complémentaires.
  • Enregistrement des surtensions transitoires : L'enregistrement des coups de foudre et des surtensions de commutation permet d'expliquer les variations soudaines des mesures de décharges partiales (DP), de gaz résiduels (DGA) ou des isolateurs.
  • Condition OLTC : Les défauts des commutateurs de prise génèrent du gaz et de la chaleur qui faussent le diagnostic du réservoir principal. Un Système de surveillance en ligne OLTC permet de distinguer ces effets.
  • Niveau et pression d'huile : Un niveau d'huile insuffisant peut mettre à nu l'isolation, et l'évolution de la pression dans les unités hermétiques peut révéler une production de gaz. Voir le système de surveillance de la température, du niveau et de la pression de l'huile de transformateur pour les ensembles de capteurs courants.

11. Équipements de test hors ligne : testeur d'isolement, analyseur FDS/DFR, kit SFRA et analyses en laboratoire du furane

Tests qui ne nécessitent pas de connexion Internet

Test Pourquoi est-il hors ligne ? Quand l'effectuer
Résistance d'isolement des enroulements et indice de polarisation Nécessite une tension d'essai en courant continu sur un appareil hors tension Mise en service, arrêts de routine, après un incident
Facteur de puissance des enroulements / tan delta Nécessite une isolation et une tension d'essai contrôlée Mise en service et arrêts périodiques
Spectroscopie dans le domaine fréquentiel (FDS/DFR) Nécessite des enroulements hors tension et des mesures à basse fréquence Lorsqu'il est nécessaire de quantifier avec précision l'humidité du papier
Analyse de la réponse en fréquence par balayage (SFRA) Détecte une déformation de l'enroulement mécanique ; nécessite un arrêt de l'installation Après un court-circuit, un transport ou un déplacement
Analyse des furanes et DP du papier Nécessite une analyse en laboratoire d'un échantillon d'huile ou de papier Périodiquement, dans le cadre du vieillissement, DP lors de l'inspection interne
Contrôles de la qualité de l'huile La tension de claquage, l'acidité et la tension interfaciale sont des analyses de laboratoire Tous les un à quelques ans

Combiner ces deux approches

La surveillance en ligne permet de détecter les changements de manière précoce et en continu. Les tests hors ligne fournissent des valeurs de référence précises, permettent de confirmer les alarmes et de mesurer des paramètres que les capteurs ne peuvent pas détecter. En comparant DGA en ligne vs prélèvement d'échantillons d'huile montre comment les deux se complètent.

12. Surveillance de l'isolation des équipements de type sec : régulateur de température, capteur d'humidité et détecteur de décharges partielles

Paramètres qui remplacent les données relatives à l'huile

Les appareils de type sec ne contiennent pas d'huile ; par conséquent, l'analyse des gaz résiduels (DGA) et la mesure de l'humidité de l'huile ne s'appliquent pas. La surveillance porte principalement sur les points suivants :

  • Température d'enroulement : détermine le vieillissement des résines et des vernis et est limité par la classe d'isolation.
  • Décharge partielle : en particulier dans les éléments en résine moulée, où les vides et les fissures constituent les principaux défauts.
  • Humidité et condensation : peut provoquer un effet de surface lors de la remise sous tension d'un transformateur hors tension.
  • Poussière et contamination : favorisent l'évacuation en surface et bloquent le flux d'air de refroidissement.
  • Fonctionnement du ventilateur : Une défaillance du système de refroidissement entraîne une hausse rapide de la température des enroulements.

Options de contrôleur

Les contrôleurs à panneau tels que le IB-S201 : dispositif de surveillance et de régulation de la température des transformateurs à sec gérer localement la température et le contrôle du ventilateur. Les projets nécessitant des données plus complètes sur les conditions peuvent ajouter un système intelligent de surveillance en ligne de l'état des transformateurs à sec.

13. Matrice des priorités : moniteur DGA vs capteur de points chauds vs moniteur de traversées vs système de détection des décharges partielles

Ordre d'installation recommandé

Priorité Mesure en ligne Raison
1 DGA en présence d'humidité Permet de détecter la plus large gamme de défauts d'isolation à l'aide d'un seul appareil
2 Température au point chaud de l'enroulement Influence le taux de vieillissement et la capacité de charge ; à préciser lors de l'achat pour une mesure directe
3 Surveillance des bagues Conséquences graves en cas de défaillance, simple à mettre en œuvre à des tensions plus élevées
4 Décharge partielle Utile pour les équipements haute tension, les équipements suspects et après la détection de signatures de décharges partielles par analyse DGA
5 Courant de terre du noyau Peu coûteux, utile lorsque les failles du noyau constituent un risque avéré

Modification de la commande

  • Classe de tension : Une tension plus élevée augmente l'importance de la surveillance des décharges partielles et des traversées d'isolation.
  • Âge et antécédents : Pour les anciens appareils ayant déjà présenté des problèmes liés au gaz ou à l'humidité, les capteurs de DGA et d'humidité doivent être placés en haut.
  • Conséquence d'un échec : Les unités critiques ou difficiles à remplacer justifient l'acquisition de l'ensemble complet. L'adéquation entre la portée et le niveau de criticité est abordée dans Méthodes et stratégie de surveillance de l'état des transformateurs.

14. FAQ : Questions sur la surveillance de l'isolation des transformateurs

La résistance d'isolement peut-elle être surveillée en temps réel ?

Pas au sens traditionnel du terme. Les essais de résistance d'isolement et d'indice de polarisation nécessitent une tension continue sur des enroulements hors tension. À la place, la surveillance des gaz de décharge (DGA), de l'humidité, des décharges partielles (PD) et des traversées fournit des informations continues sur l'état de l'isolement.

Est-il possible de mesurer en ligne la durée de vie restante d'un isolant en papier ?

Pas directement. L'analyse DP sur papier nécessite un échantillon physique. Les systèmes en ligne évaluent l'état du papier à partir de l'historique des températures des points chauds, ainsi que des tendances en matière d'humidité et de CO/CO₂, et ces estimations peuvent être recoupées avec les résultats d'une analyse du furane effectuée en laboratoire.

Quelle mesure en ligne permet de détecter le plus grand nombre de problèmes d'isolation ?

La DGA couvre le spectre le plus large, notamment les décharges partielles, les arcs électriques, la surchauffe et la dégradation du papier. Les résultats s'améliorent lorsqu'ils sont associés aux données relatives à la température des points chauds et à l'humidité.

La surveillance de la PD est-elle nécessaire si je suis déjà équipé d'un DGA ?

Le système DGA détecte les décharges partielles de manière indirecte grâce à l'hydrogène et à d'autres gaz, mais il ne permet pas de localiser la source ni de mettre en évidence le profil de décharge. La surveillance directe des décharges partielles offre une alerte précoce, en particulier pour les transformateurs haute tension et les équipements présentant des défauts présumés.

La surveillance en ligne remplace-t-elle les essais d'isolement hors ligne ?

Non. La surveillance en ligne réduit la fréquence des pannes et permet de détecter les défauts qui se développent rapidement, tandis que les tests hors ligne, tels que la mesure du facteur de puissance des enroulements, le test FDS et le test SFRA, restent indispensables pour établir des références et réaliser des diagnostics détaillés.

Quelle est la précision de l'estimation en ligne de l'humidité du papier ?

La précision dépend d'une température stable et d'un équilibre entre l'huile et le papier. Utilisez des estimations pour évaluer le risque et l'évolution de la tendance, puis validez ces résultats par un test FDS/DFR avant de prendre toute décision concernant le séchage.

Quels capteurs peuvent être installés a posteriori sur un transformateur en service ?

Les capteurs DGA et d'humidité montés sur les vannes de purge, les capteurs HFCT et acoustiques de décharge partielle, les adaptateurs de prise de terre à douille et les capteurs de mise à la terre du noyau à fixation par serrage peuvent tous être installés en service ou lors d'un bref arrêt. Les sondes à fibre optique enroulées sont généralement intégrées lors de la fabrication ou du rebobinage.

Comment choisir un oscilloscope de surveillance d'isolement pour mes transformateurs ?

Recueillez les informations suivantes : puissance nominale, classe de tension, âge, historique des analyses d'huile et conséquences de la défaillance, puis transmettre les données à l'équipe d'ingénierie pour un dispositif de surveillance adapté.