C'est mardi matin à 6h50 lorsque l'électricien de service d'une usine de taille moyenne réalise qu'un transformateur de 2 000 kVA bourdonne beaucoup plus fort que d'habitude. La fenêtre du relais Buchholz présente une petite poche de gaz, et le manomètre d'huile sur le conservateur indique un niveau inférieur à celui du mois dernier. Tout le monde connaît le dicton selon lequel les problèmes de transformateurs ne se résolvent pas d'eux-mêmes, même si personne ne veut encore l'appeler une urgence. Certaines des meilleures pratiques de maintenance quotidienne des transformateurs et des méthodes de dépannage des problèmes courants entrent en jeu.
Cet article vous fournira des informations pratiques sur la maintenance quotidienne et régulière des équipements des transformateurs immergés dans un liquide et des recommandations étape par étape sur la façon de dépanner les principales pannes, y compris le bruit soudain, les fuites d'huile, la température élevée de l'huile, le fonctionnement du relais Buchholz, une mauvaise isolation, etc. Vous trouverez des listes de contrôle, des valeurs d'alarme et normales, des estimations réalistes et des étapes d'investigation dans l'article.
En termes simples, cela signifie que la maintenance quotidienne des transformateurs est un processus simple. Pour être maintenu, il nécessite de vérifier la couleur et le niveau de l'huile, de prêter attention à tout bruit inhabituel, de vérifier la température, de vérifier les connexions des bushing et le relais Buchholz, et de noter toute alarme. Les problèmes courants des transformateurs et leurs solutions incluent la vérification de la température de l'huile, de l'alarme de gaz Buchholz, des fuites d'huile et de la faible résistance d'isolation.
Pourquoi la maintenance quotidienne est importante
Les transformateurs peuvent tomber en panne de deux manières : brusquement en raison d'événements tels qu'un coup de foudre, des bushing explosant ou un court-circuit ; ou lentement en raison de la dégradation de l'isolation, de l'intrusion d'humidité à travers les transformateurs et du fonctionnement mécanique du transformateur. Les pannes lentes sont quelque chose que la maintenance préventive peut gérer car elles donnent des signes avant-coureurs des semaines ou des mois avant que la défaillance ne se produise : par exemple, un niveau d'huile plus bas dans le réservoir du transformateur, un changement dans le son du transformateur, une augmentation de la température du réservoir et des fuites d'huile insignifiantes.
Des recherches menées par des groupes de travail de l'IEEE et du CIGRÉ montrent que les données sur les pannes de transformateurs soutiennent la conclusion selon laquelle le système d'isolation et les changeurs de prises constituent le plus grand nombre des données totales de pannes de transformateurs, représentant 30 à 50 % du nombre total de pannes des transformateurs. Une inspection de cinq minutes chaque jour peut aider à identifier les causes des pannes d'isolation FIA, tandis qu'un échantillon d'huile annuel coûtant $300 peut confirmer ce qui se passe à l'intérieur du réservoir du transformateur. Le scénario inverse implique de découvrir la défaillance lorsque le dispositif de protection est activé, ce qui signifie que des travaux de réparation d'urgence doivent être effectués, ainsi que des heures supplémentaires et des coûts hérités nécessaires pour réaliser ces tâches, qui dépassent généralement les coûts de maintenance de 5 à 20 fois.
La liste de contrôle de l'inspection quotidienne
Une inspection quotidienne typique d'un transformateur rempli d'huile prend environ 5 à 10 minutes. Suivez les points ci-dessous tout en veillant à un enregistrement approprié :
- Niveau d'huile : vérifiez un indicateur de niveau d'huile manuel. Une diminution soudaine indique une fuite d'huile et des défauts possibles.
- État et arôme de l'huile : le verre de contrôle doit indiquer une huile propre et claire ; une huile trouble signifie de l'humidité ou une carbonisation, respectivement.
- Bruit : le transformateur ne doit produire qu'un bourdonnement doux ; tout bruit de bourdonnement indique des pièces desserrées, des problèmes de noyau ou une activité de décharge. Toute altération du son régulier doit susciter des soupçons.
- Températures : notez le niveau de température de l'huile supérieure et comparez-le à l'état chargé. Dans un transformateur de distribution entièrement actif, la température doit être proche de 60 à 75 °C par temps normal ; toute lecture supérieure à 85-90 °C doit être alarmante.
- Bagues : recherchez des fissures ou des traces.
- Déshydratateur : le gel de silice doit encore être bleu (indiquant un manque d'humidité) ; il doit être rose ou rougeâtre.
- Relais Buchholz : confirmez qu'il n'y a pas d'accumulation de gaz dans la fenêtre.
- Autre chose : considérez la présence d'huile sous le transformateur, des vibrations inhabituelles, des boulons desserrés, etc.
Toute activité inhabituelle est enregistrée et prise au sérieux, tandis que l'enregistrement quotidien fournit également des données de tendance utiles qui peuvent être utilisées pour des diagnostics futurs. Un carnet de bord standardisé et simple rempli à chaque occasion permet une vue rapide des tendances :
| Date | Température de l'huile supérieure | Charge | Niveau d'huile | Son | Déshydratateur | Remarques |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2026-05-12 | 63°C | 72% | À la marque | Bourdonnement normal | Bleu | — |
| 2026-05-13 | 67°C | 75% | À la marque | Normal | Bleu | Tache d'huile au joint du radiateur |
| 2026-05-14 | 71°C | 78% | À la marque | Léger bourdonnement | Bleu | Enquêter sur le bourdonnement, tracer la tache |
Tâches de routine hebdomadaires et mensuelles
Les inspections quotidiennes révèlent des signes immédiats de problèmes, tandis que les inspections hebdomadaires et mensuelles aident à détecter une détérioration plus longue :
| Fréquence | Tâche | Norme / Valeur typique |
|---|---|---|
| Hebdomadaire | Inspection visuelle de tous les accessoires, fonctionnement des ventilateurs de refroidissement, vérification des fuites d'huile | Pas de fuites, les ventilateurs fonctionnent sur thermostat |
| Mensuel | Vérifiez le niveau d'huile à température, inspectez les connexions de mise à la terre, nettoyez les surfaces des isolateurs | Résistance de mise à la terre < 1 Ω là où testé |
| Trimestriel | Test de résistance d'isolement (megger) sur les enroulements, vérifiez le fonctionnement du changeur de prises | Les valeurs IR sont des tendances, pas absolues ; 1 000 à 5 000 MΩ typiques sur des enroulements HV en bonne santé |
| Semi-annuel | Échantillonnage d'huile pour humidité et résistance diélectrique, échantillon d'huile OLTC | Tension de claquage > 30–40 kV selon IEC 60156 ; humidité < 20–30 ppm |
| Annuel | DGA complet, analyse de furanes, test de qualité de l'huile, test de relais de protection | Niveaux de gaz selon IEEE C57.104 condition 1 |
| Tous les 3–5 ans | Inspection approfondie, révision du conservateur et du filtre, inspection des contacts OLTC | Fabricant et directives IEC 60422 |
À quoi ressemble le “ Normal ” : Valeurs de référence
Le diagnostic commence par comprendre quelles sont les valeurs normales. Le tableau ci-dessous représente les plages de distribution pratiques pour les transformateurs de distribution immergés dans l'huile :
| Paramètre | Plage normale | Enquêter lorsque | Niveau d'alarme / d'action |
|---|---|---|---|
| Température de l'huile supérieure (chargée) | 50–75°C | > 80–85°C | > 90–95°C : réduire la charge, vérifier le refroidissement |
| Estimation du point chaud des enroulements | < 98°C selon le guide de chargement | Tendance à la hausse | > 110–120°C : vieillissement sérieux |
| Tension de claquage de l'huile | > 40–60 kV | 30–40 kV | < 30 kV : filtration / remplacement nécessaire |
| Humidité de l'huile | < 15–20 ppm | 20–30 ppm | > 30–40 ppm : assécher l'huile et enquêter |
| Résistance d'isolement (megger, enroulement HV) | > 1 000 MΩ | Tendance à la baisse entre les tests | < 100–500 MΩ : assécher et retester |
| Couleur du filtre à gel de silice | Bleu (sec) | Partiellement rose | Entièrement rose/rouge : régénérer ou remplacer |
| TDCG (gaz combustibles totaux) | < 720 ppm | 720–1 920 ppm | > 1 920 ppm : enquête détaillée selon IEEE C57.104 |
Soyez conscient que les tendances sont plus importantes que les mesures uniques : une température d'huile de 78°C est plus alarmante si elle augmente de 5°C par semaine que si elle reste stable avec une charge constante.
Dépannage des défauts les plus courants
S'il y a des indications de dysfonctionnement, effectuez une enquête ordonnée au lieu de faire des suppositions. Lors du dépannage des transformateurs, il peut être utile de consulter le tableau suivant des problèmes courants et des causes possibles, ainsi que les premiers tests que vous devriez effectuer :
| Symptôme | Causes les plus probables | Premières vérifications | Prochaine étape si non résolu |
|---|---|---|---|
| Bruit inhabituel / changement de bourdonnement | Serrage du noyau lâche, boulons de montage lâches, vibration de l'entraînement OLTC, décharge partielle, harmoniques de charge | Tighten bolts, compare noise to load level, listen for crackling | PD measurement, core ground current test |
| Oil level falling | Leak at gaskets/bushings, breather fault, temperature drop | Inspect all joints, check temperature correlation | Find and fix leak; test oil for moisture |
| Oil temperature high | Overload, cooling fans not running, blocked radiators, low oil level, high ambient | Check load vs rating, fan operation, radiator airflow | Review loading guide, clean coolers, DGA |
| Buchholz gas alarm | Minor gas from normal aging, overheating, or an internal fault | Collect gas sample, note quantity and odor | DGA of gas and oil; compare with IEEE C57.104 |
| Buchholz trip (sudden) | Major internal fault, arcing, short circuit | Do NOT re-energize; isolate and inspect | Full internal inspection, DGA, winding tests |
| Low insulation resistance | Moisture in oil, wet winding, dust and contamination | Megger test, oil moisture test | Dry-out process, oil filtration, retest |
| Overheating at connections | Loose terminals, corroded lugs, undersized conductors | Thermography of terminals and busbars | Re-torque to spec, replace lugs |
Buchholz Relay Operation: What It Tells You
The Buchholz relay is positioned in the pipe connecting the transformer tank to the conservator, being part of an internal fault detection system. The relay features two floats: the upper float sends an alarming signal upon gas accumulation and the lower float operates the circuit-breaker when oil suddenly moves to the conservator and a significant fault occurs.When the Buchholz device alarms:
- It is necessary to note the quantity of gas released and whether the relay just gave an alert signal or worked to shut down the electrical circuit.
- It is important to gather a gas sample from the Buchholz valve and note the amount of gas and its odor. An unpleasant smell can be an indicator of arcing.
- It is essential to analyze the gathered gas: abnormally high quantities of hydrogen and acetylene reveal the occurrence of arcing and serious faults, while a predominant air composition may show problems with the air breather.
- It is necessary to take the DGA oil sample at the same time and compare gas concentrations with the conditions described in IEEE C57.104 standard.
- It is necessary to make a decision: if the gas composition indicates overheat or arcing phenomena – do not reconnect the unit until internal inspection and possible repair works. If gas accumulation is not statistically important and does not indicate flawed operation, the unit may keep on working without any problems, but ongoing inspections should be done to be sure about the absence of faults.
Gas accumulation event should be documented and reported to the engineer to allow further tracking of gas formation.
Oil Leakage: Causes and Handling
The most visible maintenance problem with regard to the oil leakage is oil leaks that are important for three reasons: lowering oil level (which affects the effectiveness of cooling and insulation systems), letting moisture and air in through the leaks, and causing environmental and safety problems. Oil leaks are most likely to occur at the gaskets at the connection between the tank and the cover, at the bushing bases, at the flanges of conservators’ pipes, at the connections to the cooling radiator, and at the drain valve.
When trying to find an oil leak, it is best to make some inspections with a clean cloth or, in the case of a very small leak, check the joints at night with a flashlight (there would be visible oil traces). It is recommended to tighten the bolts on the flange according to the manufacturer’s instructions and if it does not help, to replace the gaskets with the new materials. After any repair, the oil must be filled through the conservator from the same batch and after one week a sample must be checked for moisture. Even small oil leaks can lead to big problems as the unit leaking 5-10 liters a month will begin taking in moist air through the breather.
Overheating and Cooling Faults
Continuous overheating is the quickest way to decrease the lifespan of a transformer owing to the fact that the aging of the insulation is practically doubled with every rise of 6-8 degrees K in temperature. In the case when the oil temperature is high, take the following steps:
- Check if the load corresponds to the nameplate and the loading pamphlet (IEC 60076-7). If the load exceeds the nameplate figure and there is no cooling from fans, it will lead to overheating.
- Check the state of fan and pump. In an ONAF transformer, fans work automatically by the thermostat; the failure of the fan or problems with circulation of air in the radiator may lead to a temperature increase of 10-20 deg.
- Inspect the radiator to make sure that the vanes are clean; use air or water but do not use a high-pressure washer as it might lead to damaging the radiator.
- Check the oil level and circulation. Low level of oil may lead to overheating because of poor cooling and hot points near the winding.
- Find out whether there are internal causes of the problem.
Electrical Faults: Insulation Resistance and Grounding
Testing of insulation resistance (megger) is used for a typical evaluation of moisture and contamination. Each winding is tested both to ground and each other using a voltage of 500–5,000 V depending on the transformer. The temperature during the test should also be registered. The critical point is not the absolute measurement of insulation resistance, but its change over time, so to compare with the previous year results, more importance should be put to the developments in values rather than the final numbers. In case low insulation resistance is detected, testing of oil for moisture and dielectric strength follows. If the oil is found to be contaminated, filtering and/or changing of it is the next step, followed by retesting. In the worst situations, drying out the transformer may be required, following provided recommendations on the controlled process of the drying procedure by manufacturers.
Grounding is an independent and very important daily procedure. The tank should be grounded with all non-current-carrying metallic parts; the resistance of grounding is generally 1–5 Ω depending on the system. If grounding fails, the tank remains energized in case of any internal failure of the transformer. Visual inspection must be performed regularly on the polymeric straps used for grounding to make a check on their corrosion, looseness and overall condition.
Building a Maintenance Plan and Budget
Develop written maintenance plans from your checklists, assigning roles and budgets to relevant employees.
| Cost Item | Typical Annual Cost (per unit) | Remarques |
|---|---|---|
| Daily inspections (labor) | $300–$1,500 | 10 minutes/day of technician time |
| Oil sampling and lab tests (annual) | $200–$500 per DGA sample | Plus $150–$400 for oil quality package |
| Routine maintenance (tightening, cleaning, breather care) | $500–$2,000 | Consumables and labor |
| Emergency repair reserve | $2,000–$10,000 per unit budgeted | Gasket kits, oil, seals, fans |
| Major overhaul (every 5–10 years) | $5,000–$40,000 | OLTC inspection, oil filtration, gaskets |
The main principle of maintenance budgeting is that the maintenance budget should never be lower than the cost of the potential risks. An annual DGA sample for $300 is a good investment compared with a potential loss in transformer costs between $250,000 and $1,500,000.
Frequently Asked Questions
How often should transformer oil be sampled?
For functioning transformers, taking a sample once per year is normal practice. In the case of distribution transformers, oil sampling should be performed once every one to three years depending on the level of importance of the transformer. For each alarm activated by the Buchholz relay, any overloading situation, any type of malfunction, or if there is a considerable gas production, a sample should be taken as soon as possible (in a few weeks). On average, the costs for one sample of the DGA are from $200 up to $500 together with a report from the laboratory.
What is the normal operating temperature of a transformer?
The temperature at the top of the oil in an active oil transformer has to be from 60°C up to 75°C in temperate climate conditions. If the temperature exceeds 85°C for a long time, it is necessary to check the situation. If the hot-spot temperature is over 98°C, the process of insulation aging is taking place.
What does a Buchholz relay alarm mean?
The gas accumulation in the conservator pipe is what triggers the Buchholz relay to alarm. The gas could be either air produced during the fault of the breather or gases produced during overheats and arcing inside the tank. Consequently, the gas needs to be sampled, and a DGA must be performed to make the conclusion.
How do I handle a transformer with low insulation resistance?
First of all, you have to check the oil, saturation, and dielectric strength of the oil. It is most likely that the oil is wet. The oil must be filtered or replaced in case saturation is more than 20-30 ppm.In the case when the winding of the transformer is wet, a procedure of controlled drying should be performed according to the instructions given by the manufacturer.
What should I do when a transformer trips on the Buchholz relay?
Before switching on the transformer, make sure to isolate the transformer unit and take gas and oil samples for the DGA. After the Buchholz relay has been tripped, it is essential to check the relay and the conservator.
References
- IEEE C57.104: Guide for the Interpretation of Gases Generated in Oil-Immersed Transformers — The reference for DGA interpretation and alarm levels during troubleshooting.
- IEC 60422: Supervision and Maintenance Guidance for Mineral Insulating Oils — Defines oil quality limits and maintenance practice.
- IEC 60076-7: Loading Guide for Oil-Immersed Power Transformers — The reference for temperature limits and cyclic/emergency loading.
- IEC 60156: Insulating Liquids — Determination of the Breakdown Voltage — Test standard for oil dielectric strength used in routine maintenance.
- IEC 60599: Guide to the Interpretation of DGA in Mineral Oil-Impregnated Equipment — International framework for gas interpretation.
- CIGRÉ — Publishes technical brochures on transformer maintenance, failure statistics, and condition assessment.
- Jiangsu Subian Electric Power — IEC 60076-compliant transformer manufacturer providing maintenance documentation and technical support.
Conclusion
The daily upkeep of transformers is very easy, inexpensive, and one of the best value-oriented undertakings within any electrical asset program. A brief preliminary walk-through that takes five minutes, a monthly routine inspection, and an annual sample of DGA investigation will easily help one find critical defects leading to the unmanageable events and turn them into planned maintenance instead. Generally, whenever an abnormality arises, the algorithm of troubleshooting must be initiated for efficient problem exclusion: first, check the obvious variables, then collect the oil samples, and finally, interpret them according to standards and take action except having to wait until the protection activates itself.
- Implement the daily checklist and record the readings.
- Take oil samples for DGA at least once a year, and after the Buchholz event.
- Investigate the changes of temperature, noise and level instead of accepting them.
- Never reenergize after Buchholz happens without checks.
- Consider a price of $200–$500 for one DGA sample compared to over $250,000 of replacing the electrical machine.