Définitions

 

 

Papier, papier kraft, papier isolant, cartons

paper - papier (Électropédia CEI)

certains types de papier cellulosique, souvent caractérisés par leur rigidité relativement élevée
Remarque - en général, le terme « papier » est utilisé pour désigner les papiers cellulosiques, sauf spécification contraire.[source]

Kraft paper - papier kraft (Wikipédia)

Electrical insulation paper (Wikipédia)

(Paper) board - cartons (Électropédia CEI)
terme générique appliqué à certains types de papier cellulosique, souvent caractérisés par leur rigidité relativement élevée
Remarque - dans certains cas, les matériaux avec un grammage (masse en grammes par mètre carré de surface) inférieur à 225 g/m² sont considérés comme du papier, et les matériaux avec un grammage égal et supérieur à 225 g/m² sont considérés comme des cartons.[source]

 

Nomex, TUP (thermal upgraded paper, papier thermique amélioré)

Nomex (Électropédia CEI)

TUP (CEI 62874:2015)
papier kraft thermiquement amélioré

 

Degré de polymérisation (d’un polymère) (Électropédia CEI)

valeur moyenne du nombre d’unités monométriques dans les molécules d’un polymère
Remarque - différentes valeurs moyennes (nombre, masse ou moyenne viscosimétrique) peuvent être déterminées pour le même matériau.[source]

 

Dégradation (de la performance) (Électropédia CEI)

écart non désiré de la performance opérationnelle de tout dispositif, appareil ou système par rapport à sa performance prévue
Remarque - le terme « dégradation » peut correspondre à une défaillance temporaire ou permanente.IEV réf.161-01-19 [source]

 

Power transformer - Transformateur de puissance (Electropedia CEI)

appareil statique avec deux ou plusieurs bobinages qui, par induction électromagnétique, transforment un système de tension et de courant alternatifs en un autre système de tension et de courant, généralement de différentes valeurs et de la même fréquence, dans le but de transmettre la puissance électrique - IEV réf. 421-01-01 [source]

 

Mineral insulating oil - huile minérale, natural esters - esters naturels, Synthetic organic ester - ester synthétique

Huiles minérales isolantes

liquide isolant dérivé de pétroles bruts
Remarque - le pétrole brut est un mélange complexe d’hydrocarbures avec de petites quantités d’autres substances chimiques naturelles.
IEV réf.212-17-02 [source]

Esters naturels (CEI 62770)
huiles végétales provenant de graines et d’huiles obtenues à partir d’autres matériaux biologiques appropriés et constituées de triglycérides
CEI 62770, éd.1.0 (2013-11)

Ester synthétique (Electropedia CEI)
liquide isolant produit à partir d’acides et d’alcools par réaction chimique
Remarque - ces esters comprennent des mono-, di- et polyols-esters.
IEV réf.212-17-08 [source]

Transformateur de puissance

Transformateur de puissance (Electropedia CEI)

appareil statique avec deux ou plusieurs bobinages qui, par induction électromagnétique, transforment un système de tension et de courant alternatifs en un autre système de tension et de courant, généralement de différentes valeurs et de la même fréquence, dans le but de transmettre la puissance électrique
IEV réf. 421-01-01 [source]

 

Reclaim - régénération, reconditioning - traitement physique

Régénération (Glossaire CEI)
élimination des contaminants solubles et insolubles d’un liquide ou d’un gaz isolant au moyen de l’adsorption chimique, en plus de l’utilisation de moyens mécaniques, afin de restaurer les propriétés aussi proches que possible des valeurs originales ou des niveaux proposés dans la présente norme
Publié dans :CEI 60480, éd.2.0 (2004-10) - Numéro de référence :3.3.5 - Source :VEI 212-09-05 (modifiée) [source]

Remise en état (Glossaire CEI)
processus qui réduit ou élimine les gaz, l’eau et les particules et contaminants solides uniquement par un traitement physique
Publié dans :CEI 60422, éd.4.0 (2013-01) - Numéro de référence :3.5 [source]

Dépolarisation (Glossaire CEI)
processus d’élimination de la polarisation électrique d’un matériau isolant électrique jusqu’à ce que le courant de dépolarisation soit négligeable
REMARQUE En général, la dépolarisation est recommandée avant de mesurer les propriétés résistives d’un matériau isolant électrique.
Publié dans :CEI 62631-1, éd.1.0 (2011-04) - Numéro de référence :03.12 [source]

 

 

Introduction

 

Isolation électrique

[ALT img :Eau dans le transformateur (papier et huile) | migration eau température]

Si la température descend, l’eau passe de l’huile aux papiers et vice-versa si la température monte

Dans les transformateurs électriques, l’isolation est assurée principalement par le système huile et papier.
La construction des transformateurs prévoit des pratiques de fonctionnement de manière à assurer une concentration d’eau dans le papier typiquement inférieure à 0,5 % - 1 % en masse, par rapport aux exigences contractuelles définies entre le fabricant et l’acheteur (réf. 5.4.3 CEI 60422).La limite d’eau dans l’huile dépend de la catégorie du transformateur ; pour les transformateurs neufs (> 170 KV), la concentration maximale admissible de l’huile dans l’eau avant la mise sous tension est de 10 mg/kg (réf. tab. 3, CEI 60422).

Après le séchage initial du transformateur neuf, la concentration de l’eau augmente en relation avec le type de transformateur, les conditions environnementales, les conditions de fonctionnement et les processus de dégradation de l’huile et du papier.L’augmentation de l’eau dans le transformateur a des causes externes (par ex. : entrée de l’atmosphère) et des causes internes dues aux mécanismes complexes de la dégradation du système papier-huile.Parmi celles-ci, il y a les processus de dégradation physico-chimique du papier nommés « processus d’hydrolyse ».Au cours du cycle de vie du transformateur, il y a une condition de modification continue de l’équilibre entre l’eau absorbée dans le papier et l’eau dissoute dans l’huile.

La migration de l’eau entre les papiers et l’huile dépend principalement de la température et du « profil opérationnel » du transformateur.

 

Relation avec la température

La migration de l’eau entre les papiers et l’huile dépend principalement de la température et du « profil opérationnel » du transformateur.Plus la température augmente, plus la migration de l’eau vers l’huile à partir des papiers se produit, et plus la température baisse, plus l’eau passe de l’huile aux papiers.

[ALT img :Eau dans le transformateur (papier/huile) ]
Tiré de la présentation « World of moisture & Moisture Management » de V. Sokolov présentée lors de la conférence My Transfo 2004, Turin le 20/10/2004

Le profil thermique du transformateur n’est pas homogène dans toutes ses parties internes ; en particulier, il change en fonction de chaque bobinage dans les parties hautes, moyennes et basses, des conduits de circulation et de refroidissement, ainsi que des conduits de circulation et de refroidissement et de la géométrie du système de réfrigération et des dépôts de boues, qui peuvent changer au fil du temps.Une importante étude de ces états est rapportée dans le document de CIGRE WG 230 de 2007 intitulé « Moisture equilibrium and moisture migration within transformer insulation systems », dont l’instigateur était le Dr Victor Sokolov (mort en 2008), un des plus grands experts dans le domaine.

L’eau dans le transformateur cause une diminution progressive des propriétés isolantes (tension de décharge, facteur de dissipation) du système huile-papier, accompagnée de la génération de défauts électriques (par ex., décharges partielles) qui peuvent évoluer en des décharges électriques et des arcs puissants accompagnés de pannes électriques du transformateur.

[ALT img : effets dangereux de l’eau libre]
[ALT img : bulle de vapeur]

 

99 % de l’eau contenue dans les transformateurs de puissance se trouve dans les matériaux cellulosiques.

 

Cliquez ici pour accéder aux principales publications de Sea Marconi sur le sujet :

 

Cadre réglementaire

Normes applicables

• CEI TR 62874:2015, « Lignes directrices pour l’interprétation du dioxyde de carbone et de 2-furfural en tant que marqueurs de la dégradation thermique du papier dans de l’huile minérale isolante »
• CEI 60422:2013,« Huiles minérales isolantes dans les matériels électriques - Lignes directrices pour la maintenance et la surveillance »
• CIGRE Brochure technique 227, 2003 « Techniques de gestion de la vie pour les transformateurs de puissance »
• CIGRE Brochure 323, 2007 « Vieillissement de la cellulose dans les transformateurs avec huile minérale isolante »
• CIGRE Brochure 343, 2008 « Recommandations pour les installations de surveillance de l’état et d’évaluation de l’état pour les transformateurs »
• CIGRE Brochure technique 349, 2008 « Équilibre de l’humidité et migration de l’humidité dans les systèmes d’isolation de transformateurs »
• CIGRE Brochure technique 445, 2011 « Guide de maintenance de transformateurs »
• CIGRE Brochure technique 494, 2012 « Composés furaniques de diagnostic »
• CEI 60076-7:2005, éd.1, « Transformateurs de puissance - Partie 7, Guide de chargement pour transformateurs de puissance plongés dans l’huile »
• CIGRE WG A2-30 2007 « Équilibre d’humidité et migration de l’humidité dans les systèmes d’isolation des transformateurs »

 

 

Causes

[ALT img :Eau dans le transformateur (papier/huile) ]

Tirée de la présentation « World of moisture & Moisture Management » de V. Sokolov présentée lors de la conférence My Transfo 2004, Turin le 20/10/2004

Le problème de l’eau dans le transformateur (papier et huile) est causé principalement par des mécanismes résultant d’influences extérieures, avec pénétration de l’humidité atmosphérique, et d’influences internes, résultant des mécanismes de dégradation des isolants solides et liquides qui produisent de l’eau (hydrolyse de cellulose).

 

Causes liées aux phases du cycle de vie

 

Causes du problème de l’eau dans le transformateur (papier et huile) | À quel moment il peut se produire (phases du cycle de vie)

Manquements dans les exigences en matière de séchage du transformateur en phase de fabrication (< 0,5% -1%) | Exigences et achat

Manquements dans le contrôle de la qualité des lots individuels ou des fournitures individuelles de papier et d’huile (exemple :DP initial du papier avant imprégnation, teneur en eau de l’huile) | Réception des papiers isolants et de l’huile

Manquements dans les contrôles et les procédures analytiques (et d’échantillonnage) de vérification de la teneur en eau de l’huile | Réception de l’huile, essais en usine, installation et pré-mise sous tension, exploitation, vieillesse

Perte du gaz de protection et accumulation de l’humidité sur les isolants solides | Transport et installation du transformateur

Manquements dans les traitements de déshumidification des papiers (par ex., processus en phase de vapeur).Un bon papier isolant a une valeur d’eau imprégnée entre 0,5 et 1 % en masse | Fabrication, transport, installation et pré-mise sous tension, exploitation, vieillissement

Accumulation de l’air et de l’humidité (par exemple, lors d’un changement d’huile ou d’autres interventions de maintenance électromécanique) | Essai en usine, installation et pré-mise sous tension, exploitation, vieillesse

 

 

Principales sources de contamination par l’eau

1. Humidité résiduelle dans les éléments des « structures épaisses » (thick structure)
   L’humidité résiduelle dans un transformateur neuf après sa fabrication doit être inférieure à 1 %, l’objectif étant de 0,5 %.Une humidité résiduelle excessive de - 4 % peut persister dans certains composants isolants épais, en particulier dans les cartons stratifiés et les matières plastiques
2. Entrée de l’atmosphère
   1. 1.Absorption d’eau de l’atmosphère en raison de l’exposition directe de l’isolation à l’air (en particulier pendant les opérations d’installation ou d’entretien)
      1. 2.Pénétration d’humidité sous la forme de flux moléculaire (Knudsen) en raison de la différence entre la concentration d’eau dans l’atmosphère et celle dans l’huile du boîtier (négligeable)
         1. 3.Écoulement visqueux de l’air humide dans le transformateur dû à la différence entre la pression atmosphérique et la pression dans le boîtier (contamination principale)
3. Décomposition de la cellulose due au vieillissement
4. Décomposition de l’huile due au vieillissement
5. Libération de l’eau « liée » (bound) par l’huile et des particules

 

 

Signes (inspection visuelle) - Symptômes (analyse)

Signes (inspection visuelle)

L’huile* affectée par le problème de l’eau dans le transformateur (papier et huile) peut présenter différents aspects caractéristiques.

*nous entendons par cela un échantillon d’huile représentatif de toute la masse du fluide se trouvant dans le boîtier du transformateur.À cet effet, il est nécessaire de prélever l’échantillon dans la partie inférieure du boîtier du transformateur.En présence d’accessoires (isolateurs, commutateurs, etc.), l’échantillonnage est répété dans la partie inférieure de chaque accessoire.Dans la phase d’échantillonnage, il est impératif d’indiquer le point d’échantillonnage et la température de l’huile au moment de l’activité

 

[ALT img :Eau dans le transformateur (papier et huile) ]
Tirée de la présentation « World of moisture & Moisture Management » de V. Sokolov présentée lors de la conférence My Transfo 2004, Turin le 20/10/2004

A. huile avec séparation nette huile-eau (eau libre).
Dans ce cas, la fraction aqueuse est déposée dans la partie inférieure de l’échantillon, tandis que la fraction d’huile de recouvrement se présente sous forme d’émulsion blanchâtre.Rapporté à la température ambiante (par ex., 20 °C)**.C’est la pire condition

B. huile à l’aspect d’émulsion laiteuseRapporté à la température ambiante (par ex., 20 °C)**.

C. huile à l’aspect opaque, blanchâtre.Rapporté à la température ambiante (par ex., 20 °C)**.

D. huile ne présentant pas des signes caractéristiques parce que l’eau contenue est complètement solubilisée.Rapporté à la température ambiante (par ex., 20 °C)**.

** si la température diminue, l’étape de séparation s’accentue et l’eau sur le fond augmente (l’eau a un poids spécifique de 1 et d’huile minérale, de 0,875 mg/cm3 ).
Si la température augmente, le phénomène de séparation de phases est réduit par l’effet de la solubilisation naturelle de l’eau dans l’huile.

 

Pour déterminer la quantité d’eau dans l’huile, la part à soumettre à l’analyse n’est pas celle de l’eau, mais la fraction d’huile la plus homogène

 

En cas d’inspection interne du transformateur, des signes d’eau libre ou des gouttelettes d’eau peuvent apparaître principalement sur le fond du boîtier et sur la partie inférieure de la tête du boîtier du transformateur.Ces dernières sont très dangereux parce qu’elles sont proches des zones à haute tension.Dans la même zone, on peut constater des signes locaux de rouille ou de dévernissage.Parfois, en cas de perte d'étanchéité du boîtier, même les bobinages peuvent montrer des signes d’eau.

[ALT img : eau en suspension]
[ALT img : eau en suspension]

 

 

Échantillonnage représentatif

Durant l’inspection externe du transformateur, il s’avère nécessaire de prélever des échantillons d’huile isolante conformément à la norme de référence et aux instructions opérationnelles fournies avec les kits d’échantillonnage (approfondissez).

 

Il est important que des protocoles d’échantillonnage appropriés soient utilisés, ainsi que kits d’échantillonnage capables d’assurer la conservation de l’échantillon jusqu’à la phase de pré-analyse - CEI 60475 « Méthode d’échantillonnage des liquides isolants ».De même, il est important que le kit fournisse des outils appropriés de collecte de données (données de la plaque signalétique du transformateur, numérotation progressive de chaque échantillon, etc.).

 

Si vous décidez d’effectuer une inspection interne du transformateur à la suite de panne ou afin d’effectuer une enquête approfondie, il est fortement recommandé de prélever des échantillons du papier isolant conformément aux protocoles et aux procédures appropriées.En particulier, il est conseillé de prélever, pour chaque phase, les papiers dans les parties haute, basse et intermédiaire des bobinages individuels, aussi bien primaires que secondaires, en prélevant un plus grand nombre d’échantillons de papiers dans les zones présentant des signes plus importants du problème (cf. la section Signes ci-dessus).

 

 

Symptômes (analyse)

Le symptôme spécifique du problème de l’eau dans le transformateur (papier et huile) est lié à la présence dans l’huile des indicateurs de diagnostic suivants, ayant des valeurs typiques qui ne correspondent pas à celles recommandées par la CEI 60422 :

• Eau dans l’huile (CEI 60814)

À laquelle sont ajoutés les indicateurs de diagnostic résultant de l’analyse des papiers isolants (à la suite d’une inspection interne éventuelle et d’un échantillonnage) :

• DP, degré de polymérisation (CEI 450 :1974
• Eau dans les papiers (CEI 60814)

 

[ALT img :Eau dans le transformateur (papier et huile)

Afin d’éviter toute interférence dans la matrice et tout surestimation,
Sea Marconi a développé et utilise un système de préparation de l’échantillon
dans une atmosphère contrôlée de la fiole à l’aide d’une
table tournante (conçue et commercialisée par Sea Marconi),
l’échantillon étant analysé automatiquement par la méthode de Karl Fisher (approfondir).

 

d’autres cofacteurs (dérivant de l’analyse du pétrole) sont également utiles pour compléter le tableau de diagnostic :

• Acidité TAN (CEI 62021-1)
• Particules (CEI 60970)

Les rapports d’essai de Sea Marconi sont conformes à (EN ISO/CEI 17025) concernant l’indication de l’incertitude de mesure (sauf pour l’aspect qui n’est pas un test numérique, et pour le code ISO des particules).

En fonction de leur type, de leur taille et de leur concentration, les particules réparties dans l’huile peuvent être chargées avec de l’eau (eau liée), réduisant localement les propriétés isolantes.Cet état peut déclencher des décharges partielles, qui peuvent se transformer en décharges électriques et en pannes électriques.

 

 

Diagnostic

Pour le diagnostic du problème de l’eau dans le transformateur (papier ou huile), Sea Marconi emploie son propre indicateur diagnostique, dans le cas d’espèce :

• les signes visuels sur le transformateur sont interprétés (ainsi que les signes découverts par une inspection interne, le cas échéant)  ;
• les symptômes sont identifiés et les co-facteurs sont évalués au moyen de l’analyse de l’huile et des papiers (le cas échéant à la suite de l’inspection interne).L’un d’entre eux est sans aucun doute la température, tant celle de l’échantillonnage que celle de l’environnement.En même temps, il est nécessaire d’évaluer la détérioration de l’huile, le type d’huile (entre les huiles paraffiniques et les huiles naphténiques, il existe différents degrés de solubilité, ce qui est encore plus évident pour les esters naturels, qui peuvent se solubiliser jusqu’à 10 fois plus que les huiles minérales), ainsi que la concentration et le type d’additifs.
  
  Les limites recommandées par la CEI 60422 concernant l’eau dans l’huile d’un transformateur qui vient d’être rempli et avant la mise sous tension sont les suivantes :

[ALT img :Eau dans le transformateur (papier et huile)

tirée du Tableau 3 - Limites recommandées pour les huiles minérales isolantes après remplissage
dans les équipements électriques neufs avant la mise sous tension - CEI 60422, éd.4, 2013

 

La même règle indique à la p. 28 les limites recommandées d’eau dans l’huile pour un transformateur en service :

[ALT img :Eau dans le transformateur (papier et huile)

tirée du Tableau 5 - Application et interprétation des essais - CEI 60422, éd.4, 2013

 

À partir des résultats d’analyse de l’essai « eau dans l’huile », il existe plusieurs méthodes (avec différents niveaux de précision) pour évaluer l’état d’hydratation de la cellulose, c’est-à-dire de l’eau absorbée par les papiers.Tout d’abord, il est nécessaire de faire la distinction entre les méthodes directes, qui prévoient l’analyse des échantillons de papier par inspection interne, et les méthodes indirectes, au moyen de formules mathématiques et de diagrammes.

Par exemple, la norme technique CEI 60422 permet (cf. tableau ci-dessous) d’estimer l’état d’humidité de l’isolant solide (papiers).Pour obtenir cette estimation, il faut calculer (cf. formules ci-dessous) la saturation de l’eau dans l’huile, c’est-à-dire la concentration maximale de l’huile susceptible de se solubiliser dans l’huile à une certaine température.

[ALT img :Eau dans le transformateur (papier et huile)

Après avoir calculé la saturation en huile de l’eau en termes de pourcentage, grâce au tableau ci-dessous (Tableau A.1 - CEI 60422, éd.4, 2013), il est possible d’obtenir une estimation de l’humidité des papiers : papiers secs, modérément humides, humides, très humides.

[ALT img :Eau dans le transformateur (papier et huile)

Tableau A.1 - Lignes directrices pour l’interprétation des données exprimées en pourcentage de saturation - CEI 60422, éd.4, 2013

[ALT img :Eau dans le transformateur (papier et huile)

T. V. Oommen, “Moisture Equilibrium Charts for Transformer Insulation Drying Practice”, IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, Vol, PAS-103, No.10, Octobre 1984

 

En supplément, vous pouvez utiliser les différentes courbes d’équilibre (courbes de Fabre et Pichon, 1960 ; courbes d’Oommen, 1983 ; courbes de Griffin, 1988 ; courbes de Koch, 2005).Ces schémas élaborés sur la base de différentes circonstances d’application permettent de prédire scientifiquement la quantité moyenne d’eau absorbée dans les papiers en fonction de la température moyenne de service.Par la suite, en connaissant le poids total du papier et de l’huile, il est possible de faire un bilan de la masse totale d’eau présente dans le transformateur, aussi bien dans les papiers que dans l’huile.

 

Comme alternative à la détermination indirecte qui vient d’être décrite, il y a aussi la possibilité d’utiliser une méthode directe.
En présence d’un échantillon de papier imprégné d’huile, il est possible de déterminer la quantité d’eau dans le papier par l’intermédiaire d’un protocole spécifique qui prévoit l’extraction de l’eau au moyen d’un gaz porteur (par exemple, de l’azote chaud).L’eau extraite est déterminée selon la méthode quantitative de Karl Fisher (méthode CEI 60814).Cette concentration (mg/kg) est utilisée pour calculer le pourcentage d’eau par rapport à la masse du papier dans l’échantillon d’analyse.

Sea Marconi a récemment utilisé cette méthode pour un grand fabricant international de transformateurs.La mesure de l’humidité des papiers nous a permis de mieux comprendre le processus de séchage du transformateur et d’optimiser l’ensemble du processus de production

• grâce à la base de données, les antécédents « familiaux » ou individuels sont étudiés (à la recherche de pannes sur des machines jumelles) ;
  • les facteurs d’incertitude, la vitesse et l’évolution au fil du temps (tendance) des indicateurs symptomatiques au cours des phases du cycle de vie sont examinés et surveillés ; à cet effet, il est important de se désengager de la température d’échantillonnage (qui change en relation avec le profil de fonctionnement) en renormalisant le résultat de l’analyse de l’eau dans l’huile à une température de 20 °C [cf.CEI 60814].Ce calcul est effectué à l’aide de la formule [insérez la formule] p. 13 (CEI 60422) avec un facteur de correction (voir fig. 1 p. 41, CEI 60422).
  • sur la base de l’évaluation de ces facteurs clés, le problème spécifique est classifié en termes de type et de priorité, en définissant en même temps le type et la priorité des actions correctives.

 

la température est un facteur clé dans les processus de dégradation des matériaux isolants (papiers et huile).Certains capteurs de température (fibres optiques internes ou de capteurs externes à des points représentatifs) peuvent surveiller le transformateur au cours de son cycle de vie.Ces données, modélisées au moyen d’un « algorithme de profil opérationnel » spécifique, permettent de diagnostiquer plus efficacement la situation actuelle et de prédire l’évolution future (pronostic) afin de prévenir et d’atténuer les problèmes spécifiques.

 

 

Exemple réel

Transformateur de catégorie A (cf. tableau 2 CEI 60422), génération de type ascenseur GSU (de respiration avec conservateur et gel de silice)
Tension :400 kV, puissance :250 MVA
Masse d’huile :50 000 kg d’huile minérale à base de paraffine à base non inhibée
Masse du papier :2 500 kg
Type de papier : papier kraft non TU

Refroidissement :ONAF
Gravité de l’environnement : normale, climat tempéré, altitude (ASL) 250 m, rez de chaussée
acidité totale 0,25 mg de KOH/golio (valeur faible par rapport au tab. 5 CEI 60422),
couleur = 6 foncée (valeur faible par rapport au tab. 5 CEI 60422)

 

 

Eau dans le papier

L’eau dans le papier du transformateur à l’état neuf était de < 0,5 %.La quantité d’eau dans l’huile pour un transformateur neuf doit être de < 10 mg/kg à 40 °C

Après une renormalisation à 20 °C, il y a 4,5 mg/kg d’eau dans l’huile, donc 0,225 kg d’eau dans l’huile du transformateur de l’exemple (4,5 mg/kg x 50 000 kg = 225 000 mg = 0,225 kg).

12,5 kg d’eau dans le papier initial

Il y a donc un rapport de 55,5, ce qui signifie qu’à chaque kg d’eau dans l’huile correspondent 55 kg d’eau dans le papier

 

 

Eau dans l’huile

Eau dans l’huile = 40 mg/kg échantillonnée à 40 °C. Cette valeur correcte à 20 °C passe à 18 mg/kg, ce qui signifie que sur une masse d’huile de 50 000 kg, il y a 0,9 kg d’eau dissoute dans de l’huile (18 mg/kg x 50 000 kg = 900 000 mg = 0,9 kg)

En passant de 0,225 kg à 0,9 kg, la valeur de l’eau dans l’huile a donc augmentée de 400 % !

Le papier isolant comporte sans doute un processus de dégradation : sa masse initiale de 2 500 kg est passée à 1 875 kg.

Les courbes d’équilibre de T. V. Oommen permettent d’estimer que la saturation relative de l’eau dans l’huile s’élève à environ 5 %, qui est définie par la norme CEI comme « extrêmement humide ».

Ces deux informations nous permettent d’obtenir la teneur en eau dans les papiers:93 kg (1,875 kg x 5/100)

En résumé, il y aurait 0,9 kg d’eau dans l’huile et 93 kg d’eau dans le papier

Il est donc clair que dans l’exemple réel, le rapport eau/huile dans les papiers d’un transformateur neuf est de 1 à 55, qui a maintenant pratiquement doublé, et pour chaque kg d’eau dans l’huile il y a environ 100 kg d’eau dans les papiers

 

Le DP de ce transformateur a été réduit en 35 ans de 1 000 à 200, entendu comme une valeur moyenne, qui correspond normalement à la fin de la durée de vie thermique.En même temps, on estime qu’une perte de masse du papier de 25 % s’est produite, puisque son poids est passé de 2 500 kg à 1 875 kg.

 

 

Prévention

La présence d’eau dans le système papiers - huile à l’intérieur du transformateur peut signifier un état extrêmement critique, en particulier lorsque le problème atteint le niveau « isolation extrêmement humide » (tab. A1, CEI 60422, p. 42), ce qui entraîne de graves risques de panne électrique.

Cette situation ne peut être résolue que par un traitement physique de l’huile qui réduirait l’eau dans l’huile, mais pas dans les papiers.Les phases de mise sous tension du transformateur à basse température avec une charge soudaine sont particulièrement critiques.Dans ces cas, la formation de bulles d’eau est très probable.

La stratégie de gestion du cycle de vie consiste à éviter autant que possible la formation d’eau dans le système huile - papiers.Bien qu’il soit impossible d’éliminer ce problème, il est néanmoins possible de le prévenir ou de l’atténuer par des pratiques d’exploitation appropriées (par ex., contrôle analytique de l’huile et indirectement des papiers, traitement de l’huile, gestion du profil de charge, refroidissement de la machine) .Dans le cas où le transformateur appartiendrait à une famille de dispositifs affectés par une panne due au même problème, il est possible de définir des pratiques opérationnelles ad hoc en optimisant les différents facteurs critiques (par exemple, par l’installation de cartouches déshydratantes).

 

 

Actions préventives au cours du cycle de vie du transformateur

• Surveiller les indicateurs symptomatiques (cf. la section Symptômes ci-dessus).Si de premiers symptômes du problème se manifestent, tels qu’une teneur élevée en eau dans l’huile, il est recommandé d’augmenter la fréquence des analyses afin d’en surveiller la tendance.
• Effectuer des traitements d’huile appropriés afin de maintenir une faible humidité dans les papiers et, dans tous les cas, afin d’éviter d’arriver à l’état « d’isolation humide » (Tableau A.1 - CEI 60422, éd.4, 2013).
  Voici quelques-unes des actions proposées :
  • traitement physique
    C’est un processus exécuté sur place, tout en maintenant le transformateur en service (et sous charge) sans qu’il soit nécessaire de le vider.Cette intervention est effectuée avec des unités modulaires de décontamination (UMD) spécialement conçues par Sea Marconi.Le transformateur est connecté à l’UMD au moyen de tuyaux flexibles ; l’huile dégradée est aspirée depuis la partie basse du transformateur, arrive ensuite dans l’UMD qui la réchauffe, la filtre, la dégaze, la déshumidifie et la décontamine, puis la pompe vers la partie supérieure du transformateur.Ceci crée un circuit fermé qui est capable de restaurer, étape par étape, les valeurs des principaux paramètres physiques de l’huile (eau, gaz, particules).(en savoir plus)
• Application de cartouches pour la déshumidification du transformateur
  Cette activité est réalisée au moyen d’un équipement qui est placé sur le transformateur et fonctionne de façon continue à circuit fermé sous charge et a des colonnes avec des tamis moléculaires pour l’adsorption sélective de l’humidité et d’autres composés polaires.
• Sur les machines de respiration avec conservateur, il est recommandé d’effectuer un contrôle périodique des sels desséchants (approfondir)

 

 

Si les papiers sont humides, le changement d’huile n’est pas une solution parce que l’eau absorbée par les papiers ne serait pas supprimée pour autant.L’opération de changement d’huile peut aussi créer des bulles d’air (et, en conséquence, des décharges partielles) qui restent piégées dans les zones mortes du transformateur : sous la tête ou dans les radiateurs.

 

Il est recommandé d’effectuer (et toujours tenir à jour) l’inventaire dynamique des transformateurs avec indication des marqueurs (indicateurs) symptomatiques du problème de l’eau dans le transformateur (papier et huile) pendant toutes les phases du cycle de vie.Nous recommandons également d’effectuer un mappage de l’équipement dans l’état « humide » et « extrêmement humide ».

 

Quelles sont les mesures de prévention à effectuer sur les équipements électriques avec des liquides isolants autres que les liquides minéraux ?

 

En ce qui concerne les huiles à base d’esters naturels et les huiles à base d’esters synthétiques, les actions préventives sont les mêmes, mais il est conseillé de choisir les contre-mesures après avoir effectué un examen minutieux en termes de coûts-bénéfices, de coûts-efficacité et d’impact environnemental (biodégradabilité et sécurité incendie).Pour les huiles de silicone en service, les traitements recommandés par la norme (CEI 60944:1988) sont le « traitement sous vide et filtration » et « tamis moléculaires et filtration ».

 

 

Traitements

Pour pouvoir définir les priorités d’action et choisir les contre-mesures, il est nécessaire de diagnostiquer si le problème est d’origine interne (dégradation du papier) ou externe (influences atmosphériques).

Si la source d’humidité est interne (dégradation des papiers et de l’huile), les contre-mesures sont les suivantes :

• traitement physique, dans un premier temps à exécuter à vide et ensuite à effectuer en charge (transformateur sous charge).Cette activité peut être assistée par l’application de cartouches de déshumidification
• Déshydratation directe (cycle B).La déshydratation directe du transformateur (des papiers) consiste à chauffer les bobinages à travers la circulation de l’huile.

Il existe aussi d’autres techniques, dont certaines nécessitent la manipulation du transformateur.Ces techniques nécessitent que le transformateur soit ouvert et traité, dans certains cas, par le séchage de l’âme dans un autoclave, dans d’autres cas en utilisant des solvants appropriés (dérivés de kérosène).Ces méthodes, qui sont beaucoup plus coûteuses, sont prises en compte dans les cas où, en plus du problème de l’eau, d’autres problèmes du type électromécanique sont présents, nécessitant donc le remplacement de certaines pièces et, en tout cas, un entretien extraordinaire du transformateur.

Si l’origine est externe, il est nécessaire d’identifier les points d’entrée d’air et de restaurer les joints.Si nécessaire, il convient de changer les sels desséchants, d’évaluer la pertinence d’augmenter leur quantité ou la géométrie du récipient pour augmenter la puissance de séchage.

 

 

Avertissements

• L’échantillonnage de l’huile, et encore plus celui des papiers, doit être effectué selon les protocoles et les procédures pertinents par des opérateurs qualifiés
• les analyses de laboratoire doivent être effectuées selon les méthodes indiquées par les normes de référence, dont le respect est garanti par les laboratoires accrédités
• les mesures préventives contre le problème de l’eau dans le transformateur (papier et huile), c’est-à-dire les traitements de déshumidification et les inspections internes du transformateur doivent être faits
  - avec des technologies sûres et propres à cette fin qui satisfont aux exigences des MTD et des MPE
  - par un personnel possédant les compétences et la formation spécifiques en la matière
  - en confiant la tâche à des opérateurs capables de démontrer un large éventail d’applications et de certifier les opérations effectuées pour garantir leur qualité (ISO 9001)