Un rapport d'analyse d'huile vous parvient, comportant douze chiffres et aucune conclusion. Teneur en eau, indice d'acide, tension interfaciale, tension de claquage, sept gaz dissous, parfois des furanes. Quelque part dans ce tableau, vous devez prendre une décision : accepter l'unité, traiter l'huile ou la rejeter.
La plupart des guides consacrés à analyses de l'huile des transformateurs expliquer la signification de chaque paramètre et s'en tenir là. Celui-ci s'articule autour des trois décisions que le rapport vous impose de prendre. L'échantillon est-il valable ? Quelle couche présente une défaillance : la couche de pétrole, la couche de papier ou une faille active ? Et que devez-vous faire à ce sujet ? Nous abordons également le cas de figure auquel sont souvent confrontés de nombreux acheteurs, à savoir lorsque l’équipement qu’ils ont sous les yeux ne contient absolument pas d’huile à analyser.
Un rapport sur le pétrole, c'est en réalité trois rapports agrafés ensemble. Ils répondent à des questions différentes et présentent des lacunes de nature différente ; les considérer comme un seul et même indicateur de santé constitue l'erreur d'interprétation la plus courante dans ce domaine.
| Couche | Tests courants | Réponse à la question | Ce qu'il ne peut pas vous dire |
|---|---|---|---|
| État de l'huile | Tension de claquage, humidité, acidité, tension interfaciale, tan delta, résistivité | Le milieu isolant est-il toujours en bon état de fonctionnement ? | Pourquoi il s'est dégradé, ou si un défaut est actif |
| Gaz de faille | DGA : H2, CH4, C2H6, C2H4, C2H2, CO, CO2 | Y a-t-il un élément qui surchauffe ou qui provoque des arcs électriques à l'intérieur ? | Quelle est la durée de vie restante de l'isolation ? |
| État du papier | Furanes (2-FAL), CO/CO2 ratio | Dans quelle mesure l'isolation solide s'est-elle détériorée ? | Où le vieillissement est-il le plus marqué ? |
Un transformateur peut présenter une huile et du papier mort en excellent état, ou une huile propre et un arc électrique actif. Une fois les couches séparées, la plupart des rapports prêtant à confusion cessent de l’être : vous observez alors une couche en bon état et une couche défaillante, et non plus un résultat global contradictoire. Tout cela s'applique aux équipements à huile, donc si vous devez choisir entre différents types de construction, les implications en matière d'entretien sont présentées dans Transformateurs à sec et transformateurs à huile.
La plupart des mauvaises décisions en matière de maintenance découlent davantage de prélèvements de mauvaise qualité que d'une mauvaise interprétation. L'analyse DGA ne pardonne pas : quelques microlitres d'air dans la seringue suffisent à modifier suffisamment les mesures d'azote et d'oxygène pour masquer une tendance réelle.
Deux indices indiquent qu'il faut prélever un nouvel échantillon avant d'agir : un DGA révélant des teneurs en azote et en oxygène atmosphériques nettement supérieures à celles qu'un récipient hermétique devrait contenir, et un écart de tension de claquage de plus de quinze pour cent environ entre deux essais consécutifs effectués sur le même récipient.
| Erreur d'échantillonnage | Incidence sur les résultats | Comment le repérer |
|---|---|---|
| Entrée d'air dans la seringue | N2 et O2 gonflés, gaz hydrocarbures dilués | O2/N2 rapport proche de celui de l'air ambiant |
| La première coulée n'est pas écartée | Huile usagée provenant du corps de vanne, faibles mesures de gaz | Résultats non conformes à la tendance observée pour l'échantillon précédent |
| Conteneur humide | L'humidité et le BDV se trompent tous les deux, toujours pessimistes | La teneur en humidité augmente fortement, tandis que l'acidité et les furanes restent stables |
| Conservé trop longtemps avant l'analyse | Les gaz légers se déplacent ; l'acétylène est sous-estimé | Date de réception au laboratoire très éloignée de la date de prélèvement |
| Échantillon prélevé à froid | Sous-déclaration des consommations de gaz et d'eau | La température de prélèvement ne figure pas dans le rapport |
La tension de claquage est mesurée entre deux électrodes séparées d'un écart fixe, tandis que la tension est augmentée jusqu'à ce que l'huile cède, généralement six fois, la valeur moyenne étant alors indiquée. Deux éléments déterminent si ce chiffre est significatif : la géométrie des électrodes et leur écart, ainsi que la norme utilisée.
| Méthode | Électrodes | Écart | Résultat typique pour du pétrole neuf | Comportement |
|---|---|---|---|---|
| IEC 60156 | VDE, à capuchon sphérique | 2,5 mm | au moins 30 kV | Équilibré ; la référence habituelle dans le domaine |
| ASTM D877 | Disques plats | 2,54 mm | au moins 30 kV | Valeurs élevées ; extrême sensibilité aux particules |
| ASTM D1816 | VDE | 1 mm / 2 mm | au moins 25 / 45 kV | Sensible à l'humidité ; utilisé pour les catégories supérieures |
Un résultat D877 et un résultat D1816 à 1 mm ne sont pas comparables ; en effet, la méthode D877 donne généralement une valeur supérieure de 10 à 20 kV pour la même huile. En cas de divergence entre deux laboratoires, vérifiez la colonne « Méthode » avant de contrôler l'huile.
La rigidité diélectrique est également un indicateur tardif et non spécifique. Elle confirme qu’un élément a contaminé l’huile sans préciser de quoi il s’agit ; c’est pourquoi la tension de claquage, à elle seule, ne devrait jamais justifier une vidange d’huile.
L'analyse des gaz dissous est efficace car chaque température de faille produit une molécule caractéristique. C'est la configuration globale, et non les valeurs individuelles, qui permet d'établir le diagnostic.
| Gaz | Indique | Température approximative | Urgence |
|---|---|---|---|
| H2 | Décharge partielle, effet corona | Faible consommation d'énergie | Suivre la tendance ; vérifier si elle est à la hausse |
| CH4 | Défaut thermique dans l'huile | Moins de 300 °C | Vérifier le chargement et le refroidissement |
| C2H6 | Défaut thermique dans l'huile | de 300 à 700 °C | Vérifier le chargement et le refroidissement |
| C2H4 | Métal en fusion, échauffement local intense | Au-dessus de 700 °C | Agir en quelques jours |
| C2H2 | Arc électrique | Au-dessus de 1 000 °C | Agissez sans tarder |
| CO, CO2 | Rôle de la cellulose | Dégradation du papier | À lire avec les furanes |
Les niveaux absolus constituent la partie la moins informative du rapport. Deux éléments sont déterminants pour le diagnostic : le profil gazeux, qui indique le type de défaut, et le taux de dégazage, qui permet de savoir si le défaut est stable ou actif. Une unité présentant un taux d’éthylène deux fois supérieur à la normale mais stable depuis trois ans est très différente d’une autre dont le taux a doublé en six mois. Une seule analyse DGA sans référence est pratiquement inutile.
Les méthodes basées sur les rapports, telles que le schéma à trois rapports de la norme CEI 60599 et le triangle de Duval, permettent de réduire le profil à une zone de défaut. Il s'agit de raccourcis utiles, mais ils supposent l'existence d'un seul défaut dominant. Les défauts simultanés et les fluides non minéraux, tels que les esters ou les silicones, ne relèvent pas de leur champ d'application.
L'acétylène mérite une règle à part. Tout C2H2 « Au-dessus de la limite de détection » signifie une température qu’aucun transformateur en bon état n’atteint ; il ne faut donc pas attendre qu’une tendance se dessine. La seule exception valable concerne les appareils dont le réservoir et le changeur de prises en charge partagent le même circuit d’huile, car les arcs électriques du changeur de prises contaminent alors l’échantillon principal.
C'est en analysant ces couches dans leur ensemble que le rapport se transforme en décision. Ces quatre combinaisons couvrent la majeure partie de ce que vous verrez concrètement.
| BDV | Humidité | DGA | Cause la plus probable | Première action |
|---|---|---|---|---|
| Faible | Normal | Normal | Particules, carbone ou boues | Filtrer l'huile ; identifier la source des particules |
| Faible | Haut | Normal | Infiltration d'eau | Essuyez l'huile ; repérez la fuite et colmatez-la |
| Normal | Normal | Do aigu2H4, CH4 | Faille thermique active | Réduisez la charge, vérifiez le refroidissement ; ce n'est pas l'huile qui pose problème |
| Normal | Normal | Augmentation du CO, CO2, furanes | Vieillissement du papier | Prévoir un remplacement ; le traitement ne fait que gagner du temps |
La règle qui s'applique ici est simple : n'intervenez sur l'huile que lorsque celle-ci est à l'origine du problème. Dans les deux dernières lignes, l'huile remplit correctement sa fonction mais est endommagée par un autre facteur ; ainsi, une filtration ou un remplacement permettra de rétablir les valeurs normales sans s'attaquer à la cause du problème. Si les résultats indiquent la présence d'eau, la procédure à suivre pour localiser et colmater la source d'infiltration est décrite dans Que faire en cas de fuite au niveau d'un transformateur ?.
Le furfural, généralement désigné par l'abréviation 2-FAL, est un produit de dégradation de la cellulose. Sa présence dans l'huile s'explique uniquement par la dégradation du papier, ce qui en fait en quelque sorte l'« indicateur d'usure » de l'isolant solide. C'est un élément important, car l'huile peut être régénérée, contrairement au papier.
Les valeurs de furane sont évaluées par plages plutôt que par rapport à une limite unique, et ces plages varient en fonction de la classe du transformateur et du type de papier ; il convient donc de se référer à la norme citée par votre laboratoire plutôt qu’à un chiffre tiré d’un blog. Ce qui importe sur le plan opérationnel, c’est la tendance. Un niveau faible et stable sur une unité vieille de vingt ans est rassurant ; une valeur qui a doublé entre deux prélèvements annuels est un signal de mise hors service, même si elle reste dans la fourchette.
Augmentation des concentrations de furanes parallèlement à celle du CO et du CO2 Cela signifie généralement que le papier est « cuit » plutôt que vieilli chimiquement, ce qui renvoie aux étapes de chargement et de refroidissement. Les signes à rechercher sur place sont les suivants : Signes avant-coureurs d'une surchauffe du transformateur.
Pour une équipe chargée des achats ou de l'ingénierie, un rapport sur le pétrole revêt une importance particulière à trois moments distincts, et les critères de comparaison varient à chacun d'entre eux.
| Instant | Comparer avec | Réponse raisonnable |
|---|---|---|
| Contrôle de réception en usine, avant expédition | Spécifications relatives à l'huile neuve et données d'essais de type | Éliminer toute tension de claquage marginale ou toute acidité avant que l'appareil ne quitte l'usine |
| Mise en service à la livraison | Prix départ usine, frais de transport en sus | Procéder au séchage ou à la filtration sur place ; consigner l'écart |
| En service, annuel | Les échantillons précédents provenant de cette unité | C'est la tendance qui est déterminante ; les limites absolues ne font que déclencher une enquête |
Il est utile d'inclure trois clauses dans le bon de commande, car elles permettent de transformer un sujet de litige en une procédure bien définie. Précisez les méthodes d'essai et la version de la norme, et pas seulement les limites. Exigez que le point de prélèvement et la température de l'huile soient indiqués sur le certificat. Et exigez la référence d'accréditation du laboratoire, afin que le résultat puisse être justifié en cas de recours au titre de la garantie.
Il faut également lire ce rapport en tenant compte de la classification à laquelle il prétend répondre. Une valeur de tension de claquage n’a aucun sens sans la classe de tension et les données figurant sur la plaque signalétique qui la sous-tendent ; c’est pourquoi il convient de commencer par lire la plaque signalétique, puis le rapport sur l’huile. Ces rubriques sont expliquées dans Comment lire la plaque signalétique d'un transformateur.
Une grande partie des transformateurs basse tension vendus dans le cadre de projets industriels et d'exportation ne font jamais l'objet d'un essai d'huile, car ils ne contiennent pas d'huile. Il s'agit d'appareils hermétiques, refroidis par air, élévateurs ou abaisseurs de tension, d'une puissance comprise entre 100 VA et 10 kVA, tels que le Convertisseur ST-3000VA de 110 V à 220 V, ne disposent ni de vanne de vidange, ni de réservoir de conservation, ni d'espace de gaz à échantillonner.
Ils font toujours l'objet d'une vérification, mais avec un ensemble de tests différent :
Un avertissement à l'attention des acheteurs. Si un fournisseur présente un rapport d'analyse d'huile pour un appareil de type sec scellé de cette classe, considérez cela comme un problème de documentation plutôt que comme un atout en termes de qualité. Soit l'appareil ne correspond pas à la fiche technique, soit le rapport concerne un autre produit. Lorsque des équipements à huile sont spécifiés, l'impédance indiquée sur la plaque signalétique définit le niveau de défaut que la protection doit déclencher, comme indiqué dans impédance en pourcentage du transformateur.
Lisez le rapport dans un ordre bien défini. Vérifiez que l'échantillon est valide avant de lire le moindre chiffre. Séparez les trois couches afin de déterminer si le problème provient de l'huile, du papier ou d'un défaut. Comparez ensuite la tension de claquage avec les profils d’humidité et de gaz afin d’identifier la cause plutôt que le symptôme. Les tendances sont plus révélatrices que les seuils, et le débit de dégagement gazeux est toujours plus significatif que le niveau absolu de gaz.
Si vous sélectionnez des transformateurs basse tension et que vous souhaitez savoir quelles données de vérification doivent accompagner l'appareil, ou si un programme de contrôle de l'huile s'applique à votre projet, envoyez-nous les informations figurant sur la plaque signalétique et notre équipe d'ingénieurs vous indiquera ce que doit comprendre la série d'essais de réception. Commencez par le gamme de transformateurs.
La mesure annuelle de la DGA, ainsi que de l'humidité et de la tension de claquage, constitue la référence normale pour les équipements immergés dans l'huile en service. Passez à un prélèvement semestriel dès qu'un défaut est signalé, et effectuez un prélèvement immédiatement après tout déclenchement des dispositifs de protection ou toute réparation.
Pour les équipements fonctionnant jusqu'à environ 72,5 kV, l'huile en service est généralement maintenue à une tension minimale de 30 kV conformément à la norme CEI 60156, tandis que l'huile neuve dépasse largement cette valeur. Les classes de tension supérieures s'accompagnent de limites plus élevées. Ne comparez qu'avec des résultats obtenus selon la même méthode.
La présence d'acétylène indique la formation d'un arc électrique à une température supérieure à environ 1 000 °C. Toute mesure supérieure au seuil de détection justifie une enquête immédiate plutôt qu'une analyse des tendances, sauf si l'échantillon provient d'un compartiment de changeur de prises partagé.
Uniquement s'ils sont à bain d'huile. La plupart des unités hermétiques d'une puissance comprise entre 100 VA et 10 kVA sont de type sec et ne disposent d'aucun point de prélèvement. Vérifiez-les plutôt en mesurant la résistance d'isolement, le rapport de transformation, la résistance en courant continu et l'élévation de température.
