Température des points chauds des enroulements de transformateur : mesure, surveillance et capteurs

Date de publication :6 septembre 2026, 12 h 04 min 22 s

  • Température des points chauds des enroulements d'un transformateur Il s'agit de la température locale la plus élevée au sein d'un enroulement sous tension et de l'isolation qui l'entoure, et non de la température moyenne de l'ensemble de l'enroulement.
  • La température du point chaud peut être calculées à l'aide de modèles thermiques de transformateurs ou mesurée directement à certains endroits à l'aide de capteurs de température intégrés.
  • Un système classique indicateur de température des enroulements (WTI) fournit généralement une indication thermique indirecte, tandis qu'un capteur intégré mesure la température à son emplacement physique réel.
  • Capteurs de température à fibre optique enroulés sont particulièrement utiles pour effectuer des mesures directes à l'intérieur des transformateurs haute tension, car le point de détection peut rester électriquement passif et à l'abri des interférences électromagnétiques.
  • Fiable surveillance des points chauds des transformateurs Cela dépend de l'emplacement des capteurs, de la géométrie des enroulements, de la charge, du débit d'huile, des conditions de refroidissement et de la méthode de surveillance choisie — et pas uniquement de la précision des capteurs.

Suivi température des points chauds des enroulements d'un transformateur constitue un élément essentiel de la gestion thermique et de l'évaluation de l'état des transformateurs. La température de l'huile en surface, la température moyenne des enroulements et la température réelle du point chaud des enroulements reflètent des conditions thermiques différentes ; elles ne doivent donc pas être considérées comme des mesures interchangeables.

Pour les surveillance des transformateurs, les ingénieurs peuvent associer des modèles thermiques calculés, des indicateurs de température classiques des enroulements et des capteurs intégrés directement. Ce guide explique en quoi ces méthodes diffèrent, où se forment les points chauds dans les enroulements, comment les capteurs doivent être positionnés et quand il convient d'utiliser la mesure directe surveillance des points chauds dans les enroulements des transformateurs fournit des informations complémentaires.

Table des matières

1. Qu'est-ce que la température d'un point chaud dans l'enroulement d'un transformateur ?

1.1 Définition de la température des points chauds des enroulements d'un transformateur

Système de mesure de la température des enroulements par fibre optique pour transformateurs à huile

Température des points chauds des enroulements d'un transformateur désigne une zone localisée de l'enroulement où la température du conducteur et de l'isolation est supérieure à celle des zones environnantes. Il s'agit d'une condition thermique locale, et non pas simplement d'un autre nom pour désigner la température de l'huile du transformateur ou la température moyenne de l'enroulement.

Un enroulement comprend de nombreux conducteurs, des couches isolantes, des entretoises et des canaux de refroidissement. Les pertes de courant génèrent de la chaleur dans l'ensemble de l'enroulement, mais celle-ci n'est pas toujours répartie de manière homogène. Les variations au niveau des pertes dans les conducteurs, de la circulation d'huile, de la géométrie de l'enroulement et du refroidissement local peuvent créer des zones où la température est plus élevée.

Le point chaud étant localisé, une mesure de température n'a de sens que si l'on connaît son emplacement précis. Un capteur installé à 50 mm du conducteur le plus chaud peut enregistrer une température différente, même si les deux mesures sont effectuées à l'intérieur du même enroulement.

1.2 Température des points chauds par rapport à la température moyenne de l'enroulement

Température moyenne de l'enroulement représente l'enroulement dans son ensemble, tandis que température du point chaud du transformateur concerne la zone thermique locale la plus chaude. Les valeurs moyennes sont utiles pour les essais sur les transformateurs et l'évaluation thermique, mais un échauffement localisé peut dépasser cette moyenne.

Cette distinction est l'une des raisons pour lesquelles le direct capteurs de température à fibre optique destinés à la surveillance des points chauds des enroulements de transformateurs sont utilisés dans des applications où les ingénieurs souhaitent obtenir des informations sur la température à des emplacements spécifiques au sein des enroulements.

1.3 Température des points chauds du transformateur en fonction de la température de l'huile en surface

La température de l'huile en haut du réservoir permet d'évaluer l'état thermique de l'huile du transformateur près de la partie supérieure du réservoir. Il s'agit d'un paramètre de fonctionnement important, mais il ne doit pas être interprété comme correspondant au point chaud réel de l'enroulement.

Paramètre de température Ce que cela représente Méthode de mesure courante Un point chaud lié à l'enroulement direct ?
Température ambiante Environnement entourant le transformateur Capteur d'ambiance Non
Température maximale de l'huile Température de l'huile près de la partie supérieure du réservoir Indicateur / capteur de température d'huile Non
Température moyenne de l'enroulement Conditions thermiques moyennes de l'enroulement Calcul, méthode de résistance ou indication indirecte Non
Température au point chaud de l'enroulement Zone locale de température élevée dans l'enroulement Calcul thermique ou capteur local intégré Oui, lorsque la mesure est effectuée à l'emplacement du point chaud sélectionné

Pour l'indication classique de la température d'huile, des produits tels que un indicateur de température de l'huile de transformateur ont une fonction différente de celle des capteurs de température intégrés dans le bobinage.

2. Pourquoi la température des points chauds d'un transformateur est-elle importante ?

2.1 Température des points chauds des transformateurs et vieillissement de l'isolation

L'isolation d'un transformateur est soumise à des contraintes électriques, mécaniques et thermiques tout au long de sa durée de vie. La température locale des enroulements est donc un paramètre pertinent pour l'évaluation du vieillissement thermique, en particulier dans le cas des transformateurs à huile utilisant une isolation solide à base de cellulose.

La norme CEI 60076-7 traite du fonctionnement des transformateurs sous l'angle de la température de fonctionnement et du vieillissement thermique, tandis que la norme IEEE C57.91 fournit des recommandations en matière de charge qui incluent des critères relatifs à la température des transformateurs, les conditions de charge, les effets du refroidissement et les considérations relatives à la durée de vie.

Pour un ingénieur, le principe pratique est simple : deux transformateurs supportant des charges similaires peuvent ne pas atteindre des températures internes identiques si la conception de leurs enroulements, leurs conditions de refroidissement, leur environnement ou leur historique d'exploitation diffèrent.

2.2 Température des points chauds en cas de surcharge du transformateur

Lorsque la charge du transformateur augmente, les pertes dans les conducteurs et l'échauffement des enroulements évoluent également. Les enroulements, l'huile et le système de refroidissement présentant des temps de réponse thermique différents, la température à l'intérieur des enroulements ne suit pas nécessairement le même profil que la température de l'huile en surface.

Cela revêt une importance particulière lors de surcharges temporaires, de variations rapides de la charge ou de transitions au niveau du système de refroidissement. A système de surveillance de la température des transformateurs peut combiner plusieurs données de température plutôt que de se baser uniquement sur une seule mesure du niveau du réservoir.

2.3 Température des points chauds dans la surveillance de l'état des transformateurs

La température doit également être prise en compte parallèlement à d'autres indicateurs de l'état du transformateur. Les contraintes thermiques ne constituent qu'un facteur parmi d'autres pouvant contribuer à la dégradation du transformateur.

En fonction du niveau de criticité du transformateur, une stratégie de surveillance plus large peut inclure analyse en ligne des gaz dissous, surveillance des décharges partielles des transformateurs, surveillance des bagues, et Suivi OLTC.

La température des points chauds est donc plus utile lorsqu'elle s'inscrit dans le cadre d'une évaluation globale de l'état du transformateur plutôt que comme une valeur diagnostique isolée.

3. Où se produit la température maximale dans les enroulements d'un transformateur ?

3.1 Géométrie des enroulements des transformateurs et points chauds locaux

On ne peut pas partir du principe que le point chaud de l'enroulement se trouve toujours au même emplacement géométrique dans chaque transformateur. Sa position dépend de la conception électromagnétique et thermique concrète.

Parmi les influences majeures, on peut citer :

  • Géométrie des enroulements HT et BT
  • Dimensions des conducteurs et densité de courant
  • Conduits de refroidissement axiaux et radiaux
  • Répartition du débit d'huile
  • Pertes locales dues aux tourbillons et aux courants parasites
  • Épaisseur de l'isolation et résistance thermique
  • Structures de serrage d'enroulement et structures mécaniques
  • Mode de refroidissement du transformateur

3.2 Répartition axiale et radiale de la température

Des variations de température peuvent se produire aussi bien dans le sens axial que radial au sein d'un enroulement. Une zone située près de la partie supérieure d'un enroulement peut être plus chaude dans certaines conditions de refroidissement, mais partir du principe que la position axiale la plus élevée correspond toujours au véritable point chaud peut conduire à un mauvais positionnement du capteur.

De même, les zones d'enroulement internes et externes peuvent présenter des pertes et des conditions de circulation d'huile différentes. Le point chaud prévu doit donc être déterminé, dans la mesure du possible, à partir des informations de conception thermique spécifiques au transformateur.

3.3 Conduits de refroidissement et débit d'huile

Le débit d'huile joue un rôle majeur dans le comportement thermique d'un transformateur à bain d'huile. Les contraintes locales, une répartition inégale du débit ou des modifications du fonctionnement du système de refroidissement peuvent modifier la répartition de la température dans l'enroulement.

C'est l'une des raisons pour lesquelles un capteur à enroulement direct ne doit pas être considéré comme indépendant de la conception du transformateur. La qualité de mesure des points chauds d'un transformateur Cela dépend à la fois des performances du capteur et du fait que la sonde soit effectivement placée à proximité d'une zone thermiquement significative.

4. Comment mesure-t-on la température des points chauds d'un transformateur ?

Il existe deux grandes approches techniques pour obtenir des informations sur la température des points chauds des enroulements d'un transformateur : température calculée et mesure directe de la température locale.

4.1 Mesure indirecte des points chauds d'un transformateur

Les méthodes indirectes permettent de déduire le comportement thermique des enroulements à partir de paramètres tels que la charge du transformateur, la température de l'huile et les caractéristiques thermiques. Les indicateurs de température des enroulements classiques et les modèles thermiques logiciels sont largement utilisés, car ils ne nécessitent pas l'intégration physique d'un capteur dans la zone de surchauffe de l'enroulement.

A indicateur de température des enroulements d'un transformateur, par exemple, remplit une fonction de mesure différente de celle d'une sonde à fibre optique intégrée.

4.2 Mesure directe de la température des enroulements d'un transformateur

Mesure directe de la température de l'enroulement utilise un capteur installé à un emplacement précis à l'intérieur ou à proximité de l'enroulement. La valeur mesurée correspond à la température à cet emplacement à ce moment-là.

Dans le cas des enroulements haute tension, les méthodes de détection conventionnelles basées sur la conductivité électrique peuvent poser des problèmes liés à l'isolation et à la conception électromagnétique. Cela a conduit à l'utilisation de solutions électriquement passives capteurs de température à fibre optique pour les enroulements de transformateurs.

4.3 Température des points chauds du transformateur : valeur calculée vs valeur directe

Facteur Point chaud calculé Mesure locale directe
Base de mesure Modèle thermique et paramètres d'exploitation Capteur de température physique
Capteur réel à l'intérieur du bobinage Non obligatoire Indispensable pour la mesure embarquée
Température - Lieu Localisation estimée du modèle Emplacement réel du capteur
Potentiel de modernisation En général, plus facile L'installation d'un enroulement intégré peut nécessiter un accès pour la fabrication ou pour des travaux de rénovation importants
Dépendance de conception Cela dépend des paramètres du modèle Cela dépend fortement du bon positionnement du capteur
Valeur principale Estimation thermique en continu Observation directe de certains emplacements internes

Aucune de ces deux méthodes ne doit être automatiquement considérée comme supérieure. Dans les applications critiques, les températures calculées et les températures directes peuvent être utilisées conjointement afin de fournir des informations complémentaires.

5. Calcul des points chauds des transformateurs et modèles thermiques

5.1 Données utilisées pour le calcul des points chauds d'un transformateur

Un modèle thermique de transformateur peut prendre en compte plusieurs variables de fonctionnement plutôt qu'une seule température mesurée. Les données d'entrée ou paramètres de modèle typiques peuvent inclure :

  • Courant de charge ou facteur de charge
  • Température ambiante
  • Température maximale de l'huile
  • Gradient de température entre l'enroulement et l'huile
  • Mode de refroidissement et état du système de refroidissement
  • Constantes de temps thermiques
  • Paramètres de conception spécifiques aux transformateurs

Ces variables permettent d'estimer les températures internes d'un transformateur en fonctionnement, auxquelles il est impossible d'accéder autrement.

5.2 Norme CEI 60076-7 et charge thermique des transformateurs

IEC 60076-7:2018 fournit des recommandations relatives à la charge des transformateurs de puissance à huile minérale et traite du fonctionnement dans différentes conditions de température ambiante et de charge, des températures de fonctionnement, du vieillissement thermique et des modèles thermiques.

Cette norme est donc pertinente pour évaluer la relation entre la charge d'un transformateur et son comportement thermique. Toutefois, un article consacré à la surveillance en ligne ne devrait pas considérer un calcul standard comme pouvant se substituer aux données techniques spécifiques au transformateur.

5.3 Norme IEEE C57.91 et température des points chauds des transformateurs

IEEE C57.91-2025 Il s'agit du guide de charge actuel de l'IEEE pour les transformateurs à huile minérale et les régulateurs de tension à étages. Il présente des techniques d'évaluation des effets de charge, des critères de température, des effets de refroidissement ainsi que des exemples de calculs de température.

Ces normes fournissent un cadre pour la conception des systèmes de surveillance. Les seuils d'alarme effectifs et les décisions relatives à la mise en charge doivent toutefois respecter les exigences du fabricant du transformateur, la conception du système d'isolation et le cahier des charges applicable au projet.

5.4 Limites du calcul des points chauds des transformateurs

Les calculs thermiques dépendent des hypothèses retenues pour le modèle. Dans la réalité, les transformateurs peuvent être soumis à des variations au niveau de l'efficacité du refroidissement, des conditions ambiantes, du débit d'huile local, des tolérances de fabrication et des profils de charge.

Un point chaud calculé doit donc être considéré comme une estimation technique. La mesure directe de la température des enroulements permet d'obtenir une observation indépendante de la température en des points sélectionnés, mais elle présente également ses propres limites : le capteur ne mesure la température qu'à l'endroit où il est physiquement installé.

6. Mesure directe de la température des enroulements d'un transformateur

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6.1 Capteurs de température intégrés dans les enroulements des transformateurs

Une sonde de température intégrée est généralement prévue à proximité de la zone où l'on s'attend à ce qu'un point chaud se forme dans l'enroulement. Cette planification doit avoir lieu avant l'assemblage de l'enroulement, moment où la sonde doit être physiquement intégrée à la structure isolante de l'enroulement.

Pour la fabrication de nouveaux transformateurs, cela permet de coordonner l'emplacement des capteurs avec les calculs thermiques et les plans d'enroulement avant l'assemblage final.

6.2 Pourquoi la position du capteur est-elle importante ?

Un principe fondamental de l'ingénierie est le suivant :

Un capteur de température mesure la température à l'endroit où il est installé ; il n'identifie pas automatiquement le point le plus chaud du transformateur.

Prenons par exemple un transformateur triphasé équipé de 12 sondes de température intégrées. Si ces sondes sont réparties dans certaines zones axiales et radiales, le système de surveillance obtient 12 mesures directes de température. Cela ne prouve pas pour autant qu’aucun endroit non équipé de sondes ne soit plus chaud.

C'est pourquoi le choix de l'emplacement des capteurs doit, dans la mesure du possible, s'appuyer sur la conception thermique du transformateur, l'expérience acquise ou les résultats d'essais d'élévation de température.

6.3 Mesures directes et validation du modèle thermique

Les mesures directes peuvent également être comparées aux valeurs calculées. Si le modèle thermique prévoit une certaine évolution de la température d'un enroulement, alors que les sondes intégrées indiquent à plusieurs reprises une évolution différente sous des charges comparables, les ingénieurs disposent ainsi d'informations supplémentaires pour examiner les hypothèses, le positionnement des capteurs ou le comportement de refroidissement.

Cette approche combinée peut fournir des informations plus utiles que le fait de considérer les températures calculées et mesurées comme des technologies concurrentes.

7. Comparaison des capteurs de température des enroulements de transformateurs

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7.1 Indicateur de température des enroulements des transformateurs

A indicateur de température de bobinage Il s'agit d'une solution classique pour l'indication et le contrôle de la température des transformateurs. Selon sa conception, elle peut fournir une indication locale ainsi que des sorties pour les alarmes ou la commande du refroidissement.

INNO propose des options WTI sur les transformateurs, telles que le Indicateur de température des enroulements du transformateur BWR-04/06AJTH et Indicateur de température de l'enroulement du BWR2.

7.2 Capteurs de température RTD

Les RTD mesurent la température grâce à la variation prévisible de la résistance électrique de l'élément de détection. Ils sont largement utilisés dans la mesure industrielle de la température, mais leur élément de détection métallique et leur câblage nécessitent de prendre en compte certains aspects électriques et d'isolation dans les environnements à haute tension.

7.3 Thermocouples

Les thermocouples génèrent une tension thermoélectrique proportionnelle à la différence de température. Leur conception simple et leur large utilisation industrielle les rendent adaptés à de nombreuses applications, mais ils n'en restent pas moins des capteurs électriquement conducteurs.

7.4 Capteurs de température à fibre optique enroulés

A capteur de température à fibre optique enroulée transmet la mesure par voie optique plutôt que de recourir à un signal électrique métallique au niveau du point de détection. Cela s'avère particulièrement utile à l'intérieur des enroulements de transformateurs, où l'isolation électrique et l'immunité aux champs électromagnétiques sont essentielles.

Méthode Mesure locale directe Signal électrique au point de détection Prise en compte des interférences électromagnétiques Rôle type d'un « Transformer »
Modèle thermique Non Aucun capteur n'est nécessaire au niveau du point chaud Ne s'applique pas au modèle lui-même Estimation calculée des points chauds
WTI Généralement indirect Cela dépend de la conception En fonction de la conception du système Indication / régulation de la température des enroulements
RTD Oui, à l'emplacement d'installation Oui Nécessite réflexion Mesure générale de la température des transformateurs
Thermocouple Oui, à l'emplacement d'installation Oui Nécessite réflexion Mesure industrielle de la température
Capteur à fibre optique Oui, à l'emplacement d'installation Aucun signal de mesure métallique n'est nécessaire au point de détection Particulièrement adapté aux environnements soumis à de fortes interférences électromagnétiques Surveillance intégrée des points chauds dans les enroulements

8. Capteurs à fibre optique pour la surveillance des points chauds des transformateurs

Système de surveillance de la température par fibre optique

8.1 Pourquoi utiliser des capteurs à fibre optique à l'intérieur des enroulements des transformateurs ?

La détection par fibre optique s'avère particulièrement utile dans les cas où il serait difficile d'intégrer un capteur de température électrique en toute sécurité. La sonde optique peut être conçue comme un élément de détection électriquement passif, tandis que l'interrogateur optoélectronique reste à l'extérieur de la zone des enroulements haute tension.

Raisons courantes justifiant l'utilisation d'un système de surveillance de la température par fibre optique notamment :

  • Champs électromagnétiques puissants
  • Différences de potentiel électrique élevées
  • Mesure directe à certains emplacements de l'enroulement
  • Besoin de petites sondes de détection embarquées
  • Surveillance multipoint de la température des transformateurs
  • Intégration avec des systèmes de surveillance à distance

8.2 Détection de température par fibre optique à fluorescence

La détection par fibre optique à fluorescence est une technologie de mesure ponctuelle de la température. Un matériau fluorescent situé à l'extrémité de la sonde est excité optiquement, et l'instrument de surveillance évalue la réponse de fluorescence en fonction de la température.

Il ne faut pas confondre cette approche avec la détection de température distribuée. En ce qui concerne les points chauds des enroulements de transformateurs, l'objectif est généralement d'obtenir la température en des emplacements critiques sélectionnés plutôt que de mesurer un profil de température continu sur plusieurs kilomètres de fibre optique.

8.3 Options de sondes à fibre optique pour les enroulements de transformateurs

Les différents environnements mécaniques des transformateurs peuvent nécessiter des conceptions de sondes différentes. Pour les installations à enroulements intégrés, une capteur de température à fibre optique en polyimide peut être choisie lorsqu'une conception de sonde compacte et compatible avec l'enroulement est requise.

Pour les applications nécessitant une protection mécanique supplémentaire, un capteur de température à fibre optique blindé pour les enroulements de transformateurs à huile propose une autre configuration du produit.

Pour faire le bon choix, il convient de prendre en compte la structure de l'enroulement, l'espace disponible pour le câblage, les contraintes mécaniques, la compatibilité avec l'huile et la procédure d'installation, plutôt que de se baser uniquement sur la plage de température.

9. Emplacement des capteurs pour la détection des points chauds dans les enroulements des transformateurs

Indicateur de température du transformateur

9.1 Tenir compte de la conception thermique avant d'installer les capteurs de température d'enroulement

Le placement des sondes devrait idéalement s'appuyer sur la répartition thermique prévue plutôt que sur un espacement arbitraire. Les concepteurs de transformateurs peuvent identifier les zones susceptibles d'atteindre des températures élevées à l'aide de calculs sur les enroulements, d'une analyse des pertes électromagnétiques, d'une analyse du débit d'huile et de données d'essais antérieurs.

Voici une séquence pratique :

  1. Identifier les enroulements critiques sur le plan thermique.
  2. Estimer les zones susceptibles de présenter des points chauds axiaux et radiaux.
  3. Sélectionnez plusieurs points de mesure représentatifs.
  4. Examiner les contraintes mécaniques et d'isolation.
  5. Acheminer les fibres optiques sans gêner le montage de l'enroulement.
  6. Vérifiez tous les canaux avant la fermeture définitive du transformateur.

9.2 De combien de capteurs à fibre optique un transformateur a-t-il besoin ?

Il n'existe pas de nombre universel de capteurs adapté à tous les transformateurs. Le nombre de sondes dépend de la puissance nominale du transformateur, du nombre de phases, de la configuration des enroulements, de l'objectif de surveillance et du niveau de redondance requis.

Prenons par exemple un Configuration illustrative de surveillance d'un transformateur triphasé avec deux enroulements à surveiller par phase. Les ingénieurs peuvent choisir deux points de mesure de température sur chaque enroulement surveillé, ce qui donne :

3 phases × 2 enroulements surveillés × 2 emplacements de détection = 12 points de mesure.

Il s'agit uniquement d'un exemple technique, et non d'une exigence universelle. Un autre transformateur pourrait nécessiter moins de points, tandis qu'une conception de grande taille ou thermiquement complexe pourrait justifier un nombre nettement plus élevé.

Pour les applications nécessitant de nombreux points de mesure, un système multicanal de mesure et de surveillance de la température par fibre optique permet de centraliser les canaux de température.

9.3 Liste de contrôle pratique pour l'installation d'une sonde à fibre optique

  • Vérifier l'emplacement prévu du point chaud avant la fin du bobinage.
  • Vérifiez que la pointe de détection est bien positionnée à l'endroit prévu pour la mesure de température.
  • Évitez de plier ou d'écraser excessivement les fibres.
  • Protéger les câbles à fibres optiques pendant l'enroulement, la compression et l'assemblage.
  • Assurer la compatibilité avec les structures d'isolation des transformateurs.
  • Identifiez clairement chaque sonde et chaque canal de surveillance.
  • Vérifiez la continuité optique avant de passer à des étapes de montage inaccessibles.
  • Vérifiez l'intégralité de la chaîne de mesure avant la mise en service définitive.

10. Architecture du système de surveillance des points chauds des transformateurs

Un guide complet système de surveillance de la température des enroulements d'un transformateur comprend généralement plus que le capteur intégré.

Sonde à fibre optique intégrée → Fibre optique → Capteur de température → Données de température → Alarme / Logique → API ou SCADA

10.1 Sonde de température à fibre optique intégrée

La sonde constitue le point de détection local. Sa conception mécanique et son positionnement doivent être adaptés à l'application de bobinage.

10.2 Interrogateur de température à fibre optique

L'interrogateur fournit une excitation optique, détecte la réponse optique renvoyée et la convertit en données de température. Les systèmes peuvent être configurés pour un nombre de canaux variable, en fonction du nombre d'emplacements d'enroulements à surveiller.

Lorsque le nombre de points de mesure requis est moindre, un Transmetteur de température à fibre optique à 3 canaux pour la surveillance des enroulements des transformateurs de puissance peut s'avérer approprié. Les installations de plus grande envergure peuvent recourir à des plateformes multicanaux.

10.3 Interface locale d'affichage et de surveillance

Les applications nécessitant un affichage local peuvent utiliser un hôte intégrant un affichage de température par fibre optique ou une configuration du système avec affichage local de la température.

10.4 Intégration des automates programmables (PLC) et des systèmes SCADA

Les données relatives à la température des enroulements des transformateurs peuvent être intégrées dans une architecture plus large de surveillance d'une centrale ou d'un poste électrique. En fonction de la configuration choisie pour le produit, les systèmes industriels peuvent offrir des interfaces telles que RS485, Modbus, des signaux analogiques ou des sorties relais.

Il convient de toujours vérifier les interfaces de communication exactes en fonction du modèle sélectionné, plutôt que de les supposer pour chaque dispositif de surveillance par fibre optique.

11. Température des points chauds du transformateur, charge et vieillissement de l'isolation

11.1 Variations de la température des enroulements d'un transformateur en fonction de la charge

La température des enroulements d'un transformateur est variable. Lorsque la charge varie, les pertes dans les conducteurs changent, mais les températures des enroulements, de l'huile et du système de refroidissement réagissent avec des constantes de temps thermiques différentes.

Cela signifie qu'un transformateur soumis à une brève période de forte charge peut présenter une relation différente entre la température des enroulements et la température de l'huile en surface par rapport à celle observée en régime permanent à long terme.

11.2 Fonctionnement du système de refroidissement et points chauds du transformateur

Les conditions de refroidissement jouent également un rôle important. Les variations du refroidissement naturel ou forcé influent sur la vitesse à laquelle la chaleur est évacuée de l'enroulement et de l'huile.

Une stratégie de surveillance thermique doit donc tenir compte non seulement de la température mesurée, mais aussi de l'état du système de refroidissement, de la charge et des conditions ambiantes. Cette approche plus globale s'avère particulièrement utile pour surveillance des transformateurs de puissance.

11.3 Température des points chauds des transformateurs et vieillissement thermique

Les recommandations de l'IEC et de l'IEEE en matière de charge établissent toutes deux un lien entre la température de fonctionnement et l'évaluation de la durée de vie de l'isolation d'un transformateur. Des contraintes thermiques plus élevées peuvent accélérer le vieillissement de l'isolation, mais cette relation dépend du système d'isolation, de l'humidité, de l'oxygène, de l'historique de fonctionnement et d'autres conditions.

C'est pourquoi il ne faut pas appliquer de règles figées telles que “ chaque augmentation de température de X degrés réduit toujours de moitié la durée de vie du transformateur ” sans tenir compte de la norme, du système d'isolation et des hypothèses sur lesquelles repose le calcul.

12. Exemples d'applications techniques pour la surveillance des points chauds des transformateurs

12.1 Exemple de configuration en 12 points pour la surveillance des enroulements d'un transformateur

Prenons l'exemple d'un nouveau transformateur de puissance triphasé à bain d'huile pour lequel l'équipe de conception souhaite obtenir des informations directes sur la température des enroulements haute tension et basse tension.

Disposition des transformateurs Triphasé
Enroulements surveillés HT et BT
Nombre de points de détection par enroulement 2 lieux à titre d'exemple
Nombre total de points de mesure 12
Type de mesure Détection directe de la température par capteur intégré
Objectif du suivi Comparer les températures critiques des enroulements entre les phases et selon leur position

L'agencement en 12 points n'est pas une exigence standard. Il montre comment le nombre de canaux peut être déterminé à partir de l'objectif de surveillance.

Si la modélisation thermique met en évidence d'autres zones critiques, le système peut utiliser davantage de canaux. INNO propose également des configurations comportant un plus grand nombre de canaux, telles que : Système de mesure de température par fibre optique à fluorescence à 64 canaux pour les applications nécessitant un nombre nettement plus élevé de points de détection.

12.2 Exemple : Comparaison entre la température directe et la température calculée

Supposons qu'un système de surveillance enregistre les températures en 12 points intégrés, tandis que le logiciel de surveillance des transformateurs calcule simultanément la température des points chauds des enroulements à partir des données relatives à la charge et à la température de l'huile.

Au lieu de s'attendre à ce que ces deux valeurs soient numériquement identiques, les ingénieurs devraient comparer :

  • Évolution de la température lors d'une augmentation de la charge
  • Évolution de la température lors des transitions de refroidissement
  • Différences de phase entre phases
  • Différence entre les enroulements HT et BT
  • Évolution des valeurs mesurées par rapport aux valeurs calculées au cours de cycles de fonctionnement répétés

Une évolution durable de cette relation peut être plus révélatrice que l'analyse d'un simple instantané de température.

12.3 Exemple : association de la surveillance de la température des enroulements et de celle de l'huile

La température mesurée directement sur les enroulements ne remplace pas la surveillance de l'huile. Pour obtenir une image thermique complète, il est possible de combiner des capteurs intégrés aux enroulements avec un système de surveillance de la température, du niveau et de la pression de l'huile.

Cela permet à l'opérateur de faire la distinction entre un échauffement local des enroulements et des variations plus générales concernant l'huile du transformateur ou l'état de la cuve.

13. Erreurs courantes dans la surveillance des points chauds des transformateurs

13.1 Considérer la température maximale de l'huile comme la température du point chaud de l'enroulement

Les termes « point chaud du pétrole » et « point chaud de l'enroulement » désignent différentes parties du système thermique du transformateur. Il ne faut pas simplement substituer l'un à l'autre.

13.2 En supposant qu'un capteur mesure toujours l'endroit le plus chaud

Un seul capteur intégré fournit un point de mesure direct. Si le point chaud réel se déplace en raison des conditions de charge ou de refroidissement, un autre emplacement de l'enroulement peut devenir plus chaud.

13.3 Installation de capteurs sans données de conception thermique

L'ajout de capteurs supplémentaires n'améliore pas automatiquement la qualité de la surveillance s'ils sont placés dans des zones sans importance sur le plan thermique. Il convient de prendre en compte à la fois le nombre et l'emplacement des sondes.

13.4 Ne pas tenir compte du routage des fibres optiques et de la protection mécanique

Le câble à fibre optique doit résister à l'assemblage des enroulements du transformateur et à une utilisation à long terme. Une flexion excessive, un écrasement, un mauvais acheminement de la sortie du câble ou des dommages mécaniques peuvent compromettre le canal de mesure, même lorsque le principe de détection de la température est lui-même correct.

13.5 Comparaison entre les températures calculées et les températures directes sans tenir compte de l'emplacement

Une température de point chaud calculée correspond à une grandeur thermique modélisée. Un capteur direct correspond à un emplacement physique. Une différence numérique entre les deux ne signifie pas automatiquement qu'une des deux mesures est erronée.

13.6 Utilisation de seuils d'alarme non vérifiés

Les réglages des alarmes et des déclenchements doivent être déterminés en fonction de la conception du transformateur, du système d'isolation, des recommandations du fabricant, de la stratégie d'exploitation et des normes applicables. Une valeur d'alarme générique reprise d'un autre transformateur ne doit pas être considérée comme universellement applicable.

14. Comment choisir une méthode de surveillance des points chauds d'un transformateur

14.1 Utiliser la surveillance des points chauds calculés du transformateur lorsque

  • L'accès à l'enroulement intégré n'est pas disponible.
  • Le transformateur est déjà en service.
  • Les données d'entrée relatives aux charges et au modèle thermique sont disponibles.
  • L'objectif de la surveillance est l'estimation thermique en continu.

14.2 Utiliser un indicateur de température des enroulements lorsque

  • Une méthode classique d'indication de la température d'un transformateur est nécessaire.
  • La conception intègre un système d'affichage local, d'alarme ou de régulation du refroidissement.
  • Il n'est pas nécessaire de mesurer directement l'enroulement intégré.

14.3 Utiliser la mesure directe de la température par enroulement de fibre optique lorsque

  • Le transformateur est neuf ou accessible dans le cadre d'une rénovation majeure.
  • Il est nécessaire de disposer d'informations directes sur la température de l'enroulement.
  • Les points de mesure sont situés dans des environnements à haute tension ou soumis à de forts champs électromagnétiques.
  • La validation des modèles thermiques est utile.
  • Il est nécessaire d'observer directement plusieurs emplacements de points chauds dans l'enroulement.

Pour ces applications, un système de mesure de température par fibre optique pour transformateurs à huile peut associer des sondes intégrées et des composants électroniques de surveillance externes.

14.4 Utiliser la surveillance thermique combinée des transformateurs lorsque

Pour les transformateurs critiques, la surveillance directe et indirecte peuvent se compléter mutuellement.

Une approche combinée peut inclure :

  • Température maximale de l'huile
  • Point chaud de l'enroulement calculé
  • Température directe de l'enroulement intégré
  • Charger les données
  • État du système de refroidissement
  • Niveau et pression d'huile
  • Données DGA ou relatives aux décharges partielles, le cas échéant

Cette architecture offre davantage de contexte que n'importe quel canal de mesure pris isolément.

15. Foire aux questions sur la température des points chauds des enroulements de transformateur

15.1 Qu'est-ce que la température d'un point chaud dans l'enroulement d'un transformateur ?

La température du point chaud d'un enroulement de transformateur correspond à la température locale la plus élevée au sein de l'enroulement et de la zone d'isolation associée. Elle se distingue de la température moyenne de l'enroulement et de la température maximale de l'huile, car elle reflète une situation thermique localisée.

15.2 Quelle est la différence entre la température maximale de l'huile et la température du point chaud de l'enroulement ?

La température maximale de l'huile correspond à celle de l'huile du transformateur près de la partie supérieure du réservoir. La température du point chaud de l'enroulement correspond à une zone locale où la température est élevée au sein d'un enroulement. Le point chaud de l'enroulement peut donc présenter une différence significative par rapport à la température de l'huile mesurée ailleurs dans le transformateur.

15.3 Comment calcule-t-on la température d'un point chaud sur un transformateur ?

Les calculs relatifs aux points chauds des transformateurs s'appuient généralement sur des paramètres de fonctionnement et thermiques tels que la charge, la température ambiante ou celle de l'huile, les gradients dans les enroulements, les conditions de refroidissement et les constantes de temps thermiques. Les normes CEI 60076-7 et IEEE C57.91 fournissent des recommandations reconnues en matière de charge et de comportement thermique pour les types de transformateurs concernés.

15.4 Un indicateur de température des enroulements mesure-t-il directement le point chaud du transformateur ?

Un WTI classique fournit généralement une indication indirecte de la température de l'enroulement, plutôt que de placer un capteur physique au niveau du point chaud réel de l'enroulement interne. Son rôle doit donc être distingué de la mesure directe effectuée par un capteur intégré.

15.5 Les capteurs à fibre optique permettent-ils de mesurer directement la température des enroulements d'un transformateur ?

Oui. Une sonde à fibre optique intégrée permet de mesurer directement la température à l'endroit précis où la pointe de détection est installée. C'est pourquoi capteurs de points chauds à enroulement de fibre optique sont utilisés pour certains points de mesure internes.

15.6 Les capteurs de température à fibre optique sont-ils affectés par les champs électromagnétiques des transformateurs ?

La détection par fibre optique transmet des signaux de mesure optiques plutôt qu'électriques classiques au point de détection, ce qui la rend particulièrement adaptée aux environnements soumis à de forts champs électromagnétiques. Le système complet nécessite toutefois une conception et une installation adéquates en dehors de la zone de détection.

15.7 Combien de capteurs de température à fibre optique faut-il installer dans un transformateur ?

Il n'existe pas de nombre universel. Le nombre de capteurs dépend de la conception du transformateur, du nombre de phases, de la disposition des enroulements, des points chauds prévus, de la redondance des canaux et des objectifs de surveillance. Un transformateur triphasé peut comporter plusieurs capteurs par enroulement, mais la disposition finale doit être déterminée en fonction de la conception thermique spécifique.

15.8 Où faut-il installer les capteurs de température des enroulements des transformateurs ?

Ils doivent être installés à proximité des emplacements des enroulements considérés comme thermiquement critiques. Les calculs thermiques, la géométrie des enroulements, la conception des circuits de refroidissement et l'expérience acquise en matière d'élévation de température peuvent tous contribuer à déterminer les emplacements appropriés.

15.9 Est-il possible d'installer a posteriori des capteurs de température intégrés dans les enroulements d'un transformateur existant ?

L'installation d'un capteur directement à l'intérieur d'un enroulement existant s'avère généralement beaucoup plus difficile que de prévoir son intégration dès la fabrication du transformateur. Dans certains projets, des travaux de rénovation de grande envergure peuvent permettre d'y accéder, mais la faisabilité d'une mise à niveau dépend de la conception du transformateur et de l'emplacement de mesure requis.

15.10 Quelle est la meilleure méthode pour surveiller les points chauds d'un transformateur ?

Il n'existe pas de méthode unique qui convienne à tous les transformateurs. Le calcul thermique est utile pour une estimation continue, le WTI fournit des indications sur la température conventionnelle des enroulements, et les capteurs à fibre optique intégrés permettent d'effectuer des mesures directes à certains emplacements internes. La combinaison de ces méthodes peut s'avérer bénéfique pour les transformateurs critiques.

16. Conclusion : Surveillance de la température des points chauds des enroulements des transformateurs

Température des points chauds des enroulements d'un transformateur Il s'agit d'une grandeur thermique locale qu'il convient de distinguer de la température moyenne des enroulements et de la température de l'huile en haut du transformateur. Les ingénieurs peuvent l'estimer à l'aide de modèles thermiques de transformateurs ou la mesurer directement à certains emplacements des enroulements à l'aide de capteurs de température intégrés.

La surveillance calculée est pratique et utile pour l'évaluation thermique continue, tandis que la surveillance directe mesure de la température des enroulements d'un transformateur fournit des données de température physique provenant des points de mesure installés. Aucune de ces deux approches ne remet en cause l'importance d'une conception thermique correcte du transformateur.

Dans les environnements à haute tension et à forts champs électromagnétiques, les sondes à fibre optique électriquement passives constituent une méthode pratique pour obtenir des données directes sur la température des enroulements. Leur efficacité dépend toutefois fortement de la précision de la prévision des points chauds, du placement des capteurs, de l'acheminement des fibres et de l'intégration au système.

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