Analyses


Dans le cadre de l'analyse et diagnostic complets, les propriétés physico-chimiques de l'huile en service sont évaluées à partir des paramètres spécifiques dans les normes CEI 60422 de 2005 NFEN 60422 de août 2006 intitulées 

"Guide de maintenance et de surveillance des huiles minérales en service dans les matériels électriques".



Les analyses de routine 
s’entendent de 3 à 11 paramètres parmi ceux-ci :

 Tension de claquage (RD)            
 Teneur en eau (H2O)   
 Indice d'acidité ( TAN)                   
 Couleur
 Aspect                                             
 Masse volumique/densité
 Teneur en PCB dans les huiles    
 Facteur de dissipation  (Tangente Delta)                             
 Résistivité
 Permittivité relative
 Teneur en particules   (sans comptage)

 

Les analyses de gaz dissous dans l’huile :

La détection de défauts latents ou francs dans un transformateur huile  en service est révélée par l'analyse des gaz dissous.

Au cours du vieillissement, nous pouvons aussi noter l'apparition en faible quantité de gaz dissous dans le fluide

H2 (hydrogène) – C2H6 (éthane) – CO (monoxyde de carbone)– CH4 (méthane) – N2 (azote) – C2H2 (acétylène) 

O2 (oxygène) – C2H4 (éthylène)– CO2 (dioxyde de carbone).

Mais au cours du fonctionnement du transformateur, il peut se produire des dégradations plus graves dont les origines peuvent être dues à la répétition d'incidents extérieurs aux transformateurs, et à des défauts internes, par exemple : des points chauds, des décharges partielles, des arcs grêles, arcs de puissance...

En général, l'apparition de ces défauts d'origine thermique s'accompagne de la formation de gaz spécifique à chacun d'eux, en quantité plus ou moins importante en fonction de l'intensité de la contrainte.

La répétition des défauts sur les réseaux et sur les installations, altère les isolants et peuvent conduire à terme au claquage du transformateur.

C'est donc dans la détection des défauts du transformateur qu'apparaît l'intérêt des analyses chromatographiques en phase gazeuse qui permettent de déterminer la nature et la quantité des gaz dissous dans le fluide diélectrique.

Il est alors possible en fonction des résultats de diagnostiquer les types d'accidents ou de défauts qui ont lieu dans le transformateur et cela, si l'analyse a été effectuée à temps ou régulièrement, avant qu'une lésion grave ou irréversible ne se produise.
Deux types d’analyse des gaz dissous par CPG
(chromatographie en phase gazeuse)


CPG 9 gaz (C2)
H2 (hydrogène) – C2H6 (éthane) – CO (monoxyde de carbone)– CH4 (méthane) – N2 (azote) – C2H2 (acétylène)

– O2 (oxygène) – C2H4 (éthylène)– CO2 (dioxyde de carbone).

 

CPG13 gaz (C3)
H2 (hydrogène) – C2H6 (éthane) – CO (monoxyde de carbone)– CH4 (méthane) – N2 (azote) – C2H2 (acétylène)

– O2 (oxygène) – C2H4 (éthylène)– CO2 (dioxyde de carbone) – C3H8 (propane) – C3H6 (propène)

– C3H4 (propadiène/propyne).


Normes : échantillonnage, analyse, interprétation de l'analyse des gaz dissous :

Echantillonnage : CEI 475 (1974), NFC 27.475 (juin 1975), CEI 60517 (2005), NFEN 60.567 (janvier 2006)
Analyses et interprétation de l'analyse : CEI 60.559 (août 1999), NFEN 60.599 (août 1999). NB Projet en cours PR NFEN 60599/A1, CEI 61.464(août 1998), CEI 61.464/AC1 (janvier 2003).


LES ANALYSES «A LA CARTE »


 La rigidité diélectrique, mesure la tension maximale que le diélectrique peut supporter donc ses propriétés d'isolation. Ce test détermine aussi la présence d'autres agents comme la fibre de papier humide, les dépôts et autres particules conductrices.

La teneur en eau, quantifie la concentration en eau dans le fluide due à la dégradation des composants internes et aux influences extérieures (migration d'humidité atmosphérique).

L'indice d'acidité, mesure de pH, est le marqueur de la dégradation chimique du fluide par vieillissement de type oxydation.

Tangente Δ, est une mesure de l'énergie dissipée en calories. Ce test aide à la détermination de la qualité du liquide d'isolement, sa résistivité; il peut être utilisé comme indicateur pour procéder au filtrage ou au changement du liquide du transformateur.

Coloration et aspect, un indicateur important obtenu par comparaison à une série de couleurs normalisée, traduisant un phénomène d'oxydation du fluide, corrélable avec l'indice d'acidité.

Comptage des particules. Cette analyse quantifie par leur taille les particules dues à la dégradation des composants métaux, papiers et aux influences extérieures (poussières).

Viscosité. Elle détermine la qualité de dissipation calorifique de l'huile. Trop importante, l'évacuation de la chaleur se fait mal et fait monter en température l'appareil.

Dépôts et sédiments. Par cette analyse on évalue le poids en sédiments par unité de volume du fluide (gravimétrie), après filtration, le dépôt est analysé au microscope.

Recherche des métaux. Ces analyses permettent de détecter 22 métaux et composants inorganiques dus à la détérioration, corrosion, fusion des éléments internes dans l'huile pouvant diminuer la rigidité électrique donc ses qualités d’isolation.

La tension interfaciale indique la présence de contaminants due à l'oxydation provenant de la détérioration des matériaux constitutifs du transformateur.

La teneur en PCB dans les huiles détermine la concentration en ppm du PCB contenu dans les huiles minérales.
5 grammes de PCB dans un peu moins de 2.5 litres d'huile de complément suffisent à contaminer un transformateur de 100 kg d'huile!!!
Quantité de PCB < à 50ppm : considéré comme non contaminé
Quantité de 50ppm < PCB < 500ppm : considéré contaminé, à décontaminer et projet d'élimination en fin de vie dans site agréé.
Quantité de PCB > à 500ppm : considéré comme PCB pur, à éliminer dans les plus brefs délais.

Les composés furaniques-"furfur" (furanes-furans)
Cette analyse est réalisée par Chromatographie Liquide Haute Performance ( HPLC)
Elle permet la recherche des produits de dégradation de l'isolation cellulosique dissous dans le diélectrique liquide.
4 principaux composés sont dosés (en mg/kg) :

                5HMF + 2 FAL + 2 ACF + 5 MEF
Ce dosage permet d'apprécier ou mettre en évidence, notamment :
un vieillissement thermique
une dégradation de l'isolation solide (papiers + cartons + bois)
des défauts électriques

Il est à noter que cette recherche de composés furaniques est généralement pratiquée suite à une concentration sensible de CO + CO2 détectée dans l'analyse pratiquée des Gaz dissous dans l'huile (C2)

DPM - DPP
Cette analyse est directement liée à la recherche des dérivés furaniques-
les contraintes thermiques, l'humidité, les défauts électriques accélèrent le vieillissement du papier et se traduit par une diminution de son degré de polymérisation (DPM)
le papier devient plus fragile et friable
ses propriétés mécaniques décroissent
ces évènements peuvent conduire à une défaillance électrique.
 

En fonction des résultats d'analyse les mesures recommandées seront :

Pour une dégradation faible des caractéristiques intrinsèques de l'huile, sans contamination par du PCB - procéder à un retraitement
Pour une dégradation d'usure normale des caractéristiques intrinsèques de l'huile sans contamination par du PCB :
- procéder à une régénération selon l’âge de l’appareil
Pour une dégradation importante des caractéristiques intrinsèques de l'huile sans contamination par du PCB :
- procéder à son changement et traitement
En cas de contamination > à 500 ppm de PCB dans l'huile, le transformateur doit être éliminé dans un Centre agréé, puis remplacé par un transformateur neuf.

 

Méthode d'échantillonnage