À précisément 2h47 du matin, l'alarme dans la salle de contrôle s'est déclenchée – la lecture de l'analyse des gaz dissous (DGA) pour le transformateur de puissance de 10 MVA, 33/11 kV avait grimpé d'un normal 60 ppm de gaz combustibles à 340 ppm en six heures. L'opérateur de l'usine a trois options : nettoyer l'ensemble de l'unité et terminer le quart avec une perte de production, continuer l'opération normale en espérant ne pas déclencher le relais Buchholz, ou commencer à effectuer des diagnostics. Le diagnostic des défauts des transformateurs de puissance est exactement le domaine d'étude qui permet de différencier les temps d'arrêt de maintenance programmés et les pannes forcées qui coûtent à l'entreprise $50 000 ou plus en revenus perdus, coûts de transport et achats d'électricité d'urgence. Dans cet article, on peut trouver des informations sur les types de défauts les plus courants, leurs méthodes de détection et des instructions étape par étape pour effectuer des diagnostics de défauts en pratique.
Nous expliquons la cause physique de chaque type de défaut, les dispositifs de diagnostic responsables de leur détection, les fonds approximatifs nécessaires pour l'équipement de test et les diagnostics tiers, ainsi que les travaux de maintenance qui permettent d'éviter la majorité des défauts bien avant qu'ils n'atteignent le disjoncteur.
En termes simples, le dépannage d'un défaut de transformateur de puissance signifie suivre une procédure clairement définie basée sur des connaissances visant à identifier, mesurer et rectifier les dysfonctionnements des transformateurs de plus d'environ 1 MVA, par le biais de tests tels que DGA (analyse des gaz dissous), tests de résistance d'isolement, tests de résistance des enroulements et tests d'huile de transformateur. Environ 80% des transformateurs défectueux échouent en raison de défauts électriques causés par une défaillance de l'isolement, des décharges partielles ou des impacts de surtension, les défaillances thermiques et liées aux machines représentant la grande majorité du reste. Ce que nous devons garder à l'esprit, c'est que nous ne devons pas retirer le couvercle d'un transformateur tant que les résultats des tests DGA et électriques n'ont pas montré quel est le sous-système défaillant.
Quels sont les défauts de transformateur de puissance les plus courants ?
Les transformateurs sont des équipements matures connus pour leur grande fiabilité et peuvent durer environ 30 à 40 ans s'ils sont construits correctement et correctement refroidis. Les pannes de transformateurs tombent généralement dans l'une des cinq catégories, la première étant la défaillance de l'isolation des enroulements qui cause environ 35-40% des pannes de ce type d'équipement. Cela est lié aux courts-circuits entre les tours, aux courts-circuits entre différentes couches, ainsi qu'aux défauts à la terre qui se produisent en raison de la détérioration de l'isolation en papier. De plus, les faiblesses dans les bushing sont également responsables de 10-15% des pannes, et cela est particulièrement dangereux en raison de la possibilité que de l'huile chaude hautement inflammable soit pulvérisée des bushing lorsqu'une panne se produit. Les pannes des changeurs de prises sous tension sont comparées aux bushing car elles représentent un pourcentage similaire des pannes, les problèmes de forge étant l'une des principales raisons — que ce soit en raison de l'usure des contacts, de la contamination de l'huile dans le compartiment du changeur de prises, ou des pannes de moteur. Les défauts du circuit magnétique et du noyau peuvent se manifester sous la forme de boulons desserrés ou de circulation de courant causée par des dommages à l'isolation entre les laminations entraînant un échauffement local et des pertes à vide excessives. De plus, les problèmes liés à l'huile du système de refroidissement, tels que les radiateurs obstrués, les pompes et ventilateurs défectueux, le faible niveau d'huile ou des niveaux d'humidité élevés entraînent une dégradation thermique qui commence à détruire des pièces à l'intérieur du transformateur.
Comment les pannes de transformateur se développent : Modes et mécanismes de défaillance
L'existence de pannes nécessite un long processus de dégradation qui se produit au fil du temps pour qu'une panne apparaisse. La plupart des pannes d'enroulements et d'isolation résultent de contraintes thermiques. Selon la règle de vieillissement appliquée dans l'industrie, la durée de vie de l'isolation est réduite de moitié lorsque sa température dépasse de 6°C à 10°C sa température nominale de 98 °C lors de l'utilisation de papier thermiquement amélioré. Par exemple, faire fonctionner un transformateur de 10 MVA sous une charge d'au moins 20% pendant l'été consommera des années de vie de l'isolation même si le transformateur ne se déclenche pas.
Les contraintes électriques entraînent leur propre processus de défaillance. Les décharges partielles qui apparaissent comme des micro-décharges à travers des bulles, des vides et des matériaux d'isolation endommagés peuvent conduire à une dégradation lente de l'isolation. Dans le cas d'un enroulement de 33 kV, il convient de noter qu'une activité de décharge partielle de 100 pC est déjà un signe d'alerte. Et s'il y a des décharges partielles de transformateur de 1000 pC, le transformateur subira une défaillance que nous pourrions observer dans quelques semaines. La présence d'humidité peut aggraver ces deux processus. Dans le cas d'un transformateur ayant un niveau d'humidité de 2 % dans son isolation en papier, le papier peut vieillir environ deux fois plus vite que dans un transformateur sans influence d'humidité, ce qui conduit à la destruction de l'isolation. En raison de la présence d'humidité dans l'huile, la résistance diélectrique peut diminuer de 40 kV (note minimale selon la norme IEC 60156) à moins de 20 kV, ce qui est suffisant pour provoquer une défaillance. La force mécanique liée aux courants de court-circuit sur l'enroulement peut le modifier et le desserrer, donc même si le transformateur survit au premier cas, le second défaut à travers peut finalement causer des dommages s'il se produit dans les six mois suivant les défauts. Veuillez noter que la reconnaissance de ces mécanismes fournit une très bonne base pour le diagnostic des défauts de transformateur.
Types de défauts, signes d'alerte et causes profondes
| Type de défaut | Part typique des défaillances | Signes d'alerte précoces | Causes profondes les plus courantes |
|---|---|---|---|
| Défaillance d'enroulement / d'isolation | 35–40% | Augmentation de DGA acétylène/éthylène, déviation de ratio, huile chaude | Surchauffe, humidité, PD, dommages par surtension, serrage lâche |
| Défaillance de bushing | 10–15% | Fissures visibles, fuites d'huile, changement de capacité, PD au bushing | Dommages à la porcelaine, infiltration d'humidité, contamination |
| Défaillance OLTC / changeur de prises | 10–15% | Bruit de changement de prise inhabituel, augmentation de la résistance de contact, assombrissement de l'huile | Usure des contacts, huile carbonisée, usure mécanique |
| Défaillance du noyau | 8–12% | Augmentation des pertes à vide, points chauds locaux, bourdonnement inhabituel | Laminations lâches, isolation du noyau endommagée, courants de circulation |
| Défaillance du système de refroidissement / d'huile | 10–15% | Température élevée de l'huile supérieure, niveau d'huile bas, arrêts de pompe/ventilateur | Radiateurs obstrués, pompes défaillantes, fuites, infiltration d'humidité |
| Surcharge / événement externe du système | 5–10% | Charge élevée soutenue, chauffage harmonique, déclenchement de protection | Surcharge soutenue, harmoniques, déséquilibre de tension |
Le tableau contient deux informations importantes concernant le processus de dépannage. Une à noter est que les données montrant la “part des défaillances” sont recueillies à partir de recherches combinées sur différentes défaillances dans l'industrie menées par CIGRÉ et IEEE, qui ont identifié les variations de ces chiffres selon la classe de tension des transformateurs. Par exemple, les transformateurs de classe de distribution souffrent de bien plus de défaillances dues à la surcharge que les transformateurs transmettant plus de 110 kV ne souffrent de défaillances diélectriques et OLTC. De plus, l'huile isolante d'un transformateur est un message caché, car elle indique le type de défaillance survenant.
Symptômes de défauts vs. Causes probables
| Symptôme observé | Défaut le plus probable | Confirmer avec | Suspects secondaires |
|---|---|---|---|
| Déclenchement soudain du relais Buchholz | Défaillance interne sévère (tour à tour, noyau) | DGA + résistance d'enroulement + test de rapport | Libération rapide d'humidité, accumulation de gaz |
| Augmentation progressive de la température à charge constante | Dégradation du système de refroidissement | Vérification du flux d'huile, courant de pompe/ventilateur, DGA | Dégradation de l'huile, température ambiante plus élevée, obstructions |
| Forte perte à vide et bourdonnement fort | Dommages au noyau ou mauvaise isolation des tôles | Test de perte à vide, courant de mise à la terre du noyau | Jeu mécanique, magnétisation DC |
| Diminution de la résistance d'isolation | Infiltration d'humidité ou contamination | Test de résistance d'isolation, tension de rupture de l'huile | Vieillissement du papier, boue d'huile |
| Rapport de tension hors tolérance | Tours court-circuitées ou dommages à l'OLTC | Test de rapport de transformation (TTR), résistance des enroulements | Mauvais alignement du changeur de prises |
| Assombrissement de la couleur de l'huile et boue | Dégradation thermique de l'huile | Nombre d'acide (IEC 62021), tension interfaciale | Surchauffe, oxydation, contact avec l'air |
Ce tableau de symptômes est délibérément conservateur : chaque symptôme indique un suspect clé, mais des dépanneurs qualifiés ne sauteraient pas aux conclusions. Par exemple, un déclenchement de Buchholz pourrait tout aussi bien provenir d'un tuyau de refroidissement cassé qui introduit de l'air dans le conteneur sans impliquer de défaillance électrique. Ainsi, la séquence de diagnostic suivante doit toujours être confirmée par des mesures au préalable, avant toute décision d'ouvrir le conteneur.
Tests de diagnostic clés et limites acceptables
| Test | Référence standard | Plage acceptable typique | Quand exécuter |
|---|---|---|---|
| Analyse des gaz dissous (DGA) | IEC 60599 / IEEE C57.104 | Gaz combustibles total < 720 ppm ; rapports de gaz clés normaux | Annuel ; immédiatement après tout déclenchement ou événement anormal |
| Résistance d'isolation (IR) / PI | IEEE 43 | Indice de polarisation ≥ 2.0 pour papier sec ; IR par kV nominal | Annuel ; avant mise sous tension après maintenance |
| Résistance des enroulements | IEC 60076-1 | Déséquilibre de phase ≤ 2% entre phases | Après des déclenchements, inspections de l'OLTC, tours suspectées de court-circuit |
| Test de rapport de transformation (TTR) | IEC 60076-1 | Écart ≤ 0.5% par rapport à la plaque signalétique | Annuel ; après reconnexion ou travaux sur l'OLTC |
| Tension de rupture de l'huile (BDV) | IEC 60156 | ≥ 40 kV pour huile neuve ; ≥ 30 kV acceptable en service | Chaque échantillon d'huile ; avant récupération de l'huile |
| Humidité dans l'huile / papier | IEC 60814 / Karl Fischer | < 2% d'humidité dans le papier ; < 10 ppm d'eau dans l'huile (typique) | Annuel ; après infiltration d'humidité suspectée |
| Mesure des décharges partielles | IEC 60270 | Niveau de PD en dessous de l'acceptation du fabricant (souvent < 100 pC à HV) | Tests en usine ; après perturbation majeure de l'isolation |
| Réponse en fréquence (SFRA) | IEC 60076-18 | Faible indice de déviation sur la plage de fréquence | Après des courts-circuits ou le transport ; comparaison de référence |
Ces limites sont des chiffres de travail, plutôt que des chiffres inévitables, car un transformateur qui fonctionne toujours sous des indicateurs d'humidité équivalents à 5% pourrait encore fonctionner correctement — cependant, la tendance est plus importante que tout chiffre séparé. Ainsi, vous devez conserver tous les résultats des tests disponibles pour une comparaison d'année en année, car une augmentation de 40% de la teneur en hydrogène dans deux cas est bien plus importante qu'une valeur absolue normale.
Où les pannes frappent le plus fort : Applications et actifs critiques
Les priorités en matière de dépannage varient selon les applications, car les coûts des pannes diffèrent d'une application à l'autre. Dans la production et la transmission d'électricité, un transformateur avec une puissance de 110 kV/50 MVA pourrait coûter jusqu'à $ 400 000 dollars, voire un million de dollars, et il pourrait falloir jusqu'à 1 saison pour le remplacer. Dans un environnement industriel, le même appareil de 10 MVA aurait généralement une unité de secours en place, et l'objectif serait donc de trier la panne, de déterminer si elle peut être réparée sur place ou doit être réparée hors site. Pour les dispositifs d'énergie renouvelable, similaires aux parcs éoliens, les transformateurs sont exposés à des cycles de rue et rencontrent différents problèmes liés aux dommages de l'OLTC, aux arcs et aux pannes d'isolation, non causés par des accidents isolés. Des lieux comme les centres de données et les hôpitaux se concentreront sur la priorité des problèmes de disponibilité, et c'est pourquoi ils seront prêts à payer beaucoup plus que d'habitude pour les réparations.
En ce qui concerne les réseaux, les entreprises qui y opèrent choisiront la stratégie de gestion des risques et seront confrontées à des pannes à haut risque tous les 6 à 12 mois et à des pannes à faible risque tous les 2 à 3 ans. Ainsi, le même transformateur ou la même panne peut recevoir un traitement complètement différent, en fonction du contexte d'utilisation de la technologie.
Outils de diagnostic, marques et gammes de prix
| Outil / Service | Marques représentatives | Gamme de prix typique | Remarques |
|---|---|---|---|
| Kit d'échantillonnage DGA et test en laboratoire (par échantillon) | Doble, SGS, laboratoires des services publics locaux | $80–$250 par échantillon | Panneau complet de chromatographie en phase gazeuse |
| Moniteur DGA portable (en ligne) | Kelman (GE), Serveron, Qualitrol | $15,000–$45,000 | Surveillance continue des gaz clés |
| Testeur de résistance d'isolation (5–10 kV) | Megger, Fluke, Doble | $1,500–$6,000 | Pour les mesures IR, PI, DAR |
| Mètre de résistance d'enroulement (micro-ohmmètre) | Megger, Vanguard, DV Power | $4,000–$12,000 | Mesure de faible résistance jusqu'à 0,1 µΩ |
| Testeur de rapport de transformation (TTR) | Megger, Vanguard, Doble | $5,000–$15,000 | TTR complet 3 phases avec test OLTC |
| Ensemble de test SFRA | Doble, OMICRON, Megger | $20,000–$60,000 | Analyse de déformation des enroulements |
| Service de diagnostic tiers (batterie complète sur site) | Doble, Intertek, laboratoires certifiés locaux | $5,000–$25,000 par visite | DGA + tests électriques + tests d'huile sur une unité |
En fonction de facteurs tels que l'emplacement, le fabricant et l'unicité, les prix peuvent différer, il peut donc être plus sûr de les considérer comme des valeurs de planification plutôt que comme des prix réels. Par exemple, l'une des idées valables pour budgétiser une petite flotte industrielle est d'acheter d'abord un testeur de résistance d'isolation de gamme moyenne et un mètre de résistance d'enroulement, ce qui coûte entre $6,000 et $18,000 ensemble ; les échantillons DGA peuvent ensuite être envoyés à un laboratoire et l'inspection par un tiers pour SFRA et PD ne peut être effectuée que lorsqu'une dysfonction apparaît. Il existe de nombreux acteurs mondiaux sur le marché tels que Doble, OMICRON, Megger, Fluke et Qualitrol, il est donc possible d'être sûr qu'ils peuvent servir de référence. Néanmoins, il convient de noter que Jiangsu Subian Electric Power et d'autres entreprises chinoises ont déjà commencé à produire les transformateurs que ces dispositifs de diagnostic évaluent, introduisant ainsi sur le marché des transformateurs de distribution et de puissance liés à la norme IEC 60076 de 10 kVA à 100 MVA à des prix et délais raisonnables. Pour comparer la méthodologie de diagnostic utilisée par diverses entreprises, il est nécessaire de dire qu'une entreprise produisant des transformateurs peut également fournir à ses clients une interprétation des résultats des tests.
Construire un flux de travail de dépannage : 8 étapes
Toute activité de dépannage sérieuse doit respecter la même séquence structurée, car c'est ainsi que les techniciens expérimentés rencontrent des problèmes.
- Établir le site et obtenir des données ; valider le déclenchement ou l'alarme, isoler le transformateur et prendre note de toutes les cibles de relais, des journaux SCADA, de l'historique de charge et de la température ambiante des deux derniers jours, avant d'entreprendre toute réinitialisation de la protection.
- Effectuez un DGA immédiatement ; si de l'huile est disponible, prélevez un échantillon pour des tests de gaz dissous ; le fingerprinting (IEC 60599) tend à indiquer une surchauffe, PD ou arc, avant qu'un test électrique ne soit effectué.
- Effectuez des inspections électriques dans un ordre spécifique : résistance d'isolation et indices de polarisation en premier (simple et rapide) ; suivis par la résistance des enroulements, puis le rapport de transformation ; comparez toutes les lectures avec les valeurs de référence ou de plaque signalétique.
- Évaluez l'état de l'huile ; la tension de claquage, l'humidité, l'acidité et la résistance diélectrique vous indiqueront si l'huile elle-même est la coupable ou la victime.
- Analysez les gaz en fonction des ratios clés ; l'hydrogène indique PD, l'éthylène et le méthane signalent une défaillance thermique, l'acétylène en excès de 5 ppm indique un arc ou une surchauffe.
- Prenez une décision quant à savoir si c'est mineur, modéré ou sévère ; en vous référant à l'état IEEE C57.104 ou IEC 60599.
- Vérifiez d'abord avant d'ouvrir ; n'effectuez l'ouverture du réservoir qu'après avoir déterminé où se trouve la panne par le biais d'une inspection physique — l'entrée dans le réservoir coûte entre $5,000 et $20,000.
- Assurez-vous que tout est documenté ; dans chaque dossier d'historique d'actif, enregistrez chaque résultat, chaque décision prise ainsi que chaque action entreprise avec les réparations.
Pratiques de maintenance préventive et prédictive
Le dépannage qui n'a pas à être effectué est le meilleur dépannage. Il y a quatre couches qui rendent la maintenance des transformateurs efficace. La première couche est l'inspection de routine du transformateur qui comprend l'inspection visuelle, la lecture de l'indicateur de chaleur, le contrôle du niveau d'huile et des fuites, et la surveillance de la fonctionnalité sur une base mensuelle ou trimestrielle. La deuxième couche est le test périodique qui comprend un DGA annuel, des tests de résistance d'isolation, des tests de résistance des enroulements et des tests de tension de claquage de l'huile (BDV) qui devraient avoir lieu deux fois par an pour les transformateurs de plus de 20 ans ou ayant subi une surcharge. La troisième couche est la surveillance prédictive qui comprend l'installation de moniteurs DGA, l'installation de capteurs de température des enroulements et l'installation de capteurs d'humidité pour les transformateurs très coûteux qui peuvent coûter entre $15000 et $50000, mais l'argent est rapidement rentabilisé. La dernière couche est la maintenance de l'huile qui permet de maintenir la tension de claquage (BDV) au-dessus de 30 kV et le nombre d'acides en dessous, augmentant ainsi le temps de service de l'huile.
Il est également important de mentionner deux règles de maintenance qui doivent être mémorisées et suivies. La première est que des notes doivent être prises car les tendances de développement comptent plus que les seuils lors de la prise de décisions. La seconde est que le DGA ciblé doit être effectué pour les transformateurs avec un événement d'urgence même si le transformateur est fonctionnel, car il peut y avoir des dommages qui ne sont pas définis par un signal d'alarme.
| Activité de maintenance | Fréquence typique | Contrôles clés | Coût typique par visite |
|---|---|---|---|
| Inspection visuelle de routine | Mensuel / trimestriel | Fuites d'huile, niveau d'huile, manomètres de température, bruit, couleur du dessicant | $100–$300 (interne) |
| DGA annuelle + échantillonnage d'huile | Annuellement (6 mois pour les unités vieillissantes) | Ratios de gaz clés, BDV, humidité, numéro d'acide | $80–$250 par échantillon |
| Test électrique annuel de la batterie | Annuellement | IR/PI, résistance des enroulements, rapport de transformation, perte à vide/charge si justifié | $1,000–$4,000 interne |
| Service du système de refroidissement | Tous les 6 à 12 mois | Fonctionnement du ventilateur/pompe, nettoyage du radiateur, ailettes obstruées | $500–$2,000 |
| Service du respirateur / dessicant | Tous les 6 mois | État du gel de silice, niveau du joint d'huile | $100–$500 |
| Inspection de l'OLTC (compartiment rempli d'huile) | Tous les 2 à 5 ans ou selon le nombre de changements de prise | Usure des contacts, carbonisation de l'huile, synchronisation du mécanisme | $1,500–$5,000 |
Questions Fréquemment Posées
À quelle fréquence devrais-je effectuer un DGA sur un transformateur de puissance ?
Pour un transformateur en bonne santé, le DGA doit être utilisé au moins une fois par an, comme indiqué dans l'IEEE C57.104. Cependant, cette fréquence doit être modifiée tous les 6 mois pour les unités de plus de 20 ans, les unités qui ont été surchargées ou les unités qui présentent déjà des gaz à des niveaux modérés. Dans le cas d'actifs très précieux, l'installation d'un système de surveillance DGA qui échantillonne constamment les gaz doit être envisagée (cet équipement coûte entre 15,000 et $45,000). Il est très probable que ce type d'installation soit rentable si au moins une panne peut être détectée à temps.
Que signifie l'acétylène dans le DGA, et combien est trop ?
L'acétylène (C₂H₂) est produit uniquement dans des conditions extrêmes associées à des arcs et à des températures très élevées (supérieures à 700 °C). L'IEEE C57.104 stipule que la teneur en acétylène dans le liquide ne doit pas dépasser le niveau de 5 ppm, sinon elle doit être considérée comme une condition modérée à élevée et être investiguée. Prendre des mesures au-dessus de la limite de 20 ppm peut entraîner l'arrêt du transformateur pour des tests électriques supplémentaires, car des dommages graves tels qu'une rupture de réservoir peuvent survenir suite à tout type de défaut d'arc qui se développe pendant quelques jours.
Puis-je dépanner un transformateur sans ouvrir le réservoir ?
Oui. En général, le DGA, la mesure de la résistance d'isolement, la mesure de la résistance des enroulements, les mesures de rapport de transformation et les tests d'huile identifient correctement l'emplacement du problème dans l'unité sans entrer dans le réservoir. Il en coûte entre $5,000 et 20,000 pour ouvrir un transformateur pour une inspection interne. Par conséquent, il est nécessaire de réaliser tous les tests d'accès avant de vérifier le réservoir.
Quelle est la différence entre un indice de polarisation de 1,5 et 3,0 ?
L'indice de polarisation (PI) montre la relation entre les lectures de résistance d'isolement qui ont été prises 10 minutes et 1 minute après l'application initiale de la tension. Une valeur inférieure à 1,5 suggère que l'isolement est humide ou sale et nécessite un séchage supplémentaire. La plage de PI de 1,5 à 2,0 est marginale, tandis que la plage de 2,0 à 3,0 est acceptable. Toute valeur supérieure à 3,0 indique que l'isolement est sec et propre.
Combien coûte généralement une enquête sur un défaut de transformateur ?
Si une enquête de diagnostic par un tiers est effectuée, l'analyse DGA plus les tests électriques plus l'analyse d'huile plus le SFRA coûteraient entre 5 000 et 25 000 par transformateur, selon sa puissance, l'accessibilité du site et l'étendue des travaux. Il est moins coûteux de réaliser les tests avec ses propres appareils, car dans ce cas, le seul investissement serait l'expertise et non l'argent.
Références
- IEC 60076-1 : Transformateurs de puissance – Partie 1 : Généralités — la norme internationale fondamentale pour le classement, les tests et les performances des transformateurs de puissance.
- IEC 60599 : Équipements électriques remplis d'huile minérale en service – Interprétation de l'analyse des gaz dissous et libres — la référence pour interpréter les rapports de gaz DGA et les types de défauts.
- IEEE C57.104 : Guide pour l'interprétation des gaz générés dans les transformateurs immergés dans l'huile — le cadre de catégorie de condition standard utilisé dans l'interprétation des gaz.
- IEEE 43 : Pratique recommandée pour le test de la résistance d'isolement des machines tournantes — largement référencé pour les limites de résistance d'isolement et d'indice de polarisation.
- CIGRÉ — conseil international dont les enquêtes sur la fiabilité fournissent la base statistique des données de distribution des pannes de transformateurs.
- Electrical4U – Analyse des gaz dissous de l'huile de transformateur — une référence pratique d'introduction sur l'interprétation de la DGA.
- Jiangsu Subian Electric Power – Fabricant de transformateurs de puissance — fabricant de transformateurs conforme à la norme IEC 60076 offrant des données de conception et un soutien pour l'enquête sur les pannes.
Conclusion
Ce n'est pas seulement la chance ou l'âge d'un professionnel, mais la bonne séquence d'actions qui aidera à éliminer les défauts dans les transformateurs de puissance. Commencez par le processus de DGA suivi des tests de résistance d'isolement et de résistance des enroulements et totalisez les résultats par rapport aux normes établies afin de prendre des décisions éclairées sur vos actions futures concernant le problème. En fait, de nombreux défauts peuvent être réparés à un stade précoce, ce qui permet d'économiser beaucoup de temps et de fonds à long terme.
- Effectuez la DGA régulièrement ; au moins une fois par an ; si l'unité est âgée ou stressée, au moins tous les six mois.
- Assurez-vous de garder un enregistrement des résultats des tests, car la dynamique du processus est l'indicateur le plus important plutôt que le nombre absolu.
- Ne commencez jamais à inspecter le transformateur tant qu'il n'est pas bien connu quelle est la cause du problème.
- Allouez de $1500 à $6000 pour le test d'un transformateur, car un accident évité couvrira cette somme pour une période donnée.
- Partenariat avec un fabricant qui peut vous aider avec les données que vous obtenez pour les problèmes ; par exemple, Jiangsu Subian Electric Power qui produit des transformateurs conformes aux normes IEC 60076.