Le vieillissement des transformateurs de puissance

Afin de contrer les conséquences négatives du vieillissement des transformateurs de puissance, les utilisateurs doivent optimiser le fonctionnement de leurs transformateurs d’un point de vue technique et commercial. Il s’agit d’un problème complexe qui ne comprend pas de solution définitive. Le vieillissement se réfère à la dégradation naturelle du système d’isolation qui se compose de composants solides traditionnels, tels que le papier, le carton comprimé et le contreplaqué, ainsi que de fluides, tels que l’huile minérale isolante. Parmi ceux-ci, les matériaux isolants solides sont les plus importants, car ils ne peuvent pas être remplacés sans reconstruire complètement le transformateur. Cela signifie que les utilisateurs doivent comprendre les processus de vieillissement de ces matériaux afin d’évaluer, de manière viable, la durée de vie générale et restante des transformateurs.

La conception et la technologie des transformateurs ont subi d’importants changements au cours des 40 dernières années. L’évaluation du vieillissement d’un transformateur est donc plus difficile, car le vieillissement dépend du comportement des nouveaux matériaux et des fluides isolants alternatifs. Néanmoins, les parcs de transformateurs existants comprennent toujours des systèmes isolés à l’aide de matériaux traditionnels tels que la cellulose et l’huile minérale. Les utilisateurs doivent également supposer que les évaluations « normalisées » (par exemple, les guides de chargement de la CEI et l’IEEE) ne sont pas fiables par nature. Ces guides ne tiennent pas compte de la conception, des matériaux ou des modes de fonctionnement spécifiques des transformateurs. En ce sens, le « transformateur » idéal n’existe pas.

Il ne suffit pas de comprendre le vieillissement de ces matériaux pour déterminer l’état d’un transformateur spécifique. Les matériaux isolants mentionnés ci-dessus jouent tous un rôle. Vous devez prendre en considération davantage d’influences. Ces influences incluent le vieillissement des accélérateurs, la conception des transformateurs et l’historique de la DGA (analyse des gaz dissous). L’évaluation du vieillissement d’un transformateur donné est encore plus complexe en raison des nombreux facteurs supplémentaires ; une approche intégrée est donc nécessaire. Toute méthode basée sur une seule valeur, par exemple le degré de dépolymérisation, n’a guère d’utilité, en particulier si cette valeur provient de l’analyse de furanne.

Voici une approche intégrée qui vous aidera à évaluer tous les éléments suivants : les facteurs individuels, les accélérateurs, les conditions de fonctionnement et l’influence des différentes conceptions de transformateurs.

Profil de vieillissement

La littérature suppose souvent que le vieillissement est un processus linéaire. Cependant, cette supposition contredit l’expérience réelle et concrète, qui a mis en évidence la non-linéarité du vieillissement. Le processus de vieillissement est déclenché par un certain nombre d’accélérateurs qui se développent mutuellement et de façon exponentielle.

Le graphique ci-dessous illustre ce processus non linéaire :

Le graphique représente les trajectoires de divers phénomènes chimiques et physiques générés à mesure que le transformateur vieillit. Le concept clé est illustré par la ligne verte du diagramme, qui représente ce que l’on peut appeler la substance résiduelle.
Cette trajectoire parabolique souvent apparaît à plusieurs reprises dans les évaluations du vieillissement des transformateurs et réfute la présomption d’un processus de vieillissement linéaire.

Il peut être utile de remplacer le terme « durée de vie restante » par « substance résiduelle ». La durée de vie est relative et dépend des conditions de service et d’autres facteurs. La substance résiduelle est semblable au contenu d’une bouteille d’eau. L’eau peut être consommée rapidement ou lentement, ou peut même être activement conservée. Appliquez ce principe à chaque transformateur afin d’optimiser sa durée de vie.

Les transformateurs sont les actifs les plus « sournois » d’une usine. Lorsqu’un transformateur entre dans la plage « C » (figure 1), il ne risque pas de tomber en panne. De nombreux transformateurs ont continué de fonctionner pendant plusieurs années après être entrés dans la phase de fin de vie. Cependant, à partir du moment où un transformateur a atteint ce stade, ses performances futures peuvent ne plus être estimées de manière fiable.

Du point de vue d’un opérateur responsable, le transformateur est dès lors plus que viable et calculable. À ce stade, il s’agit d’un « pari » où chaque jour supplémentaire est une sorte de « bonus ». De nombreux opérateurs acceptent ce pari et, dans certaines conditions, ce pari peut même être considéré comme approprié. Cependant, le risque global doit rester calculable, notamment à l’égard de la forte probabilité d’incendie en cas de défaillance catastrophique. À ce stade, il est important de surveiller constamment un transformateur.

Taux de vieillissement

Les transformateurs vieillissent de différentes manières et à des rythmes différents. Cela s’explique par l’interaction de divers accélérateurs de vieillissement.

Accélérateurs

• Température : comme pour tous les processus chimiques, la température accélère le processus de vieillissement du système huile-cellulose. Cependant, cet effet n’est pas linéaire. Lorsque la température de l’huile est inférieure à 50 °C, il n’y a pratiquement pas de vieillissement thermique.
• Oxygène : les effets de l’oxygène sont généraux ; il oxyde à la fois les matériaux d’isolation organiques et l’huile.
• Acide : l’interaction chimique entre les matières cellulosiques, l’huile et l’oxygène produit divers acides organiques qui, à leur tour, accélèrent la dégradation de la cellulose.
• Eau : de nombreux articles ont récemment été publiés sur le rôle de l’eau en tant qu’accélérateur de vieillissement. Il est également vrai que l’eau est produite lors de la dégradation de la cellulose. Cependant, la majeure partie de l’eau provient de l’extérieur du transformateur, principalement de fuites causées par les différences de gradient d’humidité relative à l’intérieur et à l’extérieur du réservoir du transformateur.

Les prochains articles détailleront comment gérer ces accélérateurs de vieillissement et comment la durée de vie du transformateur peut être améliorée grâce à des mesures appropriées.

Conception des transformateurs

La conception d’un transformateur exerce une influence majeure sur sa durée de vie ainsi que sur la formation et l’effet des accélérateurs de vieillissement. Une conception inappropriée peut entraîner la fin de vie du transformateur de manière beaucoup plus rapide que les accélérateurs de vieillissement.

Des conceptions différentes peuvent également donner lieu à des comportements de vieillissement différents. La conception du transformateur doit donc être prise en compte lors de l’évaluation de son état. Deux transformateurs avec des données de plaque d’identification identiques, mais fabriqués par des fabricants différents, présenteront rarement un comportement de vieillissement identique. Il est fort probable que leur comportement de vieillissement soit très différent.

Règle de Montsinger

La corrélation ou la règle établie par Montsinger indique que chaque augmentation de température de 6 °C double le taux de vieillissement des machines. Pour des raisons pratiques, on peut, avec assurance, utiliser une augmentation de 10 °C. De plus, lorsque la température de l’huile est inférieure à 50 °C, il n’y a pratiquement pas de vieillissement thermique. Les composants individuels du système peuvent toutefois dépasser cette température. C’est là que le vieillissement accéléré peut survenir. Les indicateurs qui confirment cet effet sont généralement inclus dans la DGA. Quoi qu’il en soit, l’expérience a montré que la règle de Montsinger est à la fois réaliste et fiable.

Récapitulatif et perspectives

Cet article aborde uniquement le comportement de vieillissement des transformateurs classiques disposant de systèmes d’isolation huile-cellulose. Ces transformateurs représentent encore la majorité des transformateurs dans le monde. De plus, ce groupe comporte de très anciennes unités, dont certaines fonctionnent depuis 50 ans ou plus. L’opérateur est donc face à un dilemme, celui de déterminer si le fonctionnement de ces anciennes unités est toujours sûr et d’identifier la meilleure façon d’aborder le remplacement du parc.

Une chose est sûre : l’âge seul ne constitue pas un critère de remplacement. Cela dépend, à l’évidence, des différents états des anciens transformateurs, qui peuvent être en fin de vie ou avoir une durée de vie restante nulle, ou fonctionner facilement pendant encore 20 ans.

Les cohortes de transformateurs vieillis et dépassés requièrent un mappage approfondi et une approche d’évaluation intégrée pour garantir leur bonne gestion. Il faut éviter de supprimer progressivement les unités stables et utilisables simplement en raison de leur âge, alors qu’on peut perdre, de manière inattendue, des transformateurs plus jeunes et mal conçus. Cela nuirait à la fiabilité de l’approvisionnement énergétique et les rares fonds de réinvestissement sont investis de manière inappropriée.

Le prochain article porte sur l’influence de la température et de l’eau sur le vieillissement des transformateurs.

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