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Il existe le guide de bonnes pratiques Excelec publié par le Gimélec. C’est un référentiel professionnel ayant pour objectif d’accompagner les responsables maintenance d’un parc électrique, vers une maintenance optimisée à la fois en termes de coût et de qualité. Il propose un outil d’aide à la mise en œuvre des prestations de maintenance dans une logique d’optimisation des risques et du savoir faire.
Les actions de maintenance préventives suivantes sont conseillées tous les ans.
• Nettoyage des pièces sous tension (traversées, connexions, …) et vérification de l’absence de dégradation des câbles et bornes de raccordement afin d'éviter les risques d’amorçages.
• Resserrer les jeux de barre et les Resserrer les raccordemements afin d'éviter les points chauds relatifs à un serrage insuffisant.
• Mesure par camera infrarouge (transformateur sous tension et en charge) afin de Déceler les points chauds
• Vérifier la présence des dispositifs de protection (capot, verrouillage HT, bac de rétention,…) afin d'éviter les risques aux personnes et les atteintes environnementales
• Faire les essais sur les relais de protection, avec déclenchement HT/BT pour s'assurer du bon fonctionnement des protections
• Vérifier s’il est visible, le niveau de liquide et l’étanchéité des joints afin de détecter les fuites éventuelles de diélectriques
• Détecter les détériorations éventuelles de peinture afin de Limiter les risques dus à la corrosion
• En cas de d’évolution de l’installation, déterminer le profil de charge sur une période de consommation pertinente, en mesurant les courants, les tensions, les puissances et les harmoniques afin de détecter les surcharges éventuelles et les distorsions anormales de tension et de courant
• Vérifier l’efficacité de la ventilation du transformateur et de son local afin d'éviter les échauffements préjudiciables
Les transformateurs de distribution (HT/BT) de 50 kVA à 2 500 kVA, installés en intérieur ou en extérieur sont concernés par les considérations développées ci-dessous indépendamment du niveau de pertes.
L’huile minérale étant infl ammable, le transformateur doit être équipé d’un relais de protection devant mettre le transformateur hors tension (NF C13-100, NF C13-200 et NF C17-300)11.
NB : Le guide de charge CEI 60076-7 signale qu’un dépassement permanent de température du point chaud des enroulements de 6°C réduit de moitié la durée de vie des transformateurs immergés.
Le diélectrique liquide subit des contraintes thermiques et électriques, et se dégrade dans le temps ; de plus, d’éven-tuels points chauds peuvent altérer l’huile. Une analyse (au minimum : tension de claquage, teneur en eau, acidité et gaz dissous) est à réaliser chaque année.
La mesure de l’isolement se fait classiquement par l’application d’une tension continue. Dans le cas de transforma-teurs immergés, le diagnostic est complété par l’analyse du diélectrique liquide, notamment au niveau des gaz dissous et de la tangente delta.
Le critère de qualité d’une alimentation électrique se traduit par une symétrie des tensions sur les trois phases. Une dis-symétrie peut être le reflet d’une anomalie au niveau des enroulements ou des connexions. La mesure des rapports de transformation et des courants magnétisants permettent de valider cette hypothèse.
C’est un paramètre très subjectif qui nécessiterait de faire un constat initial à la première mise en service, néanmoins, le niveau de bruit garanti est donné par les valeurs normatives ou les exigences client.
En pratique, il est fréquent de constater un accroissement significatif du niveau de bruit lorsque le transformateur est parcouru par des courants harmoniques dont certaines fréquences sont aisément perceptibles par l’oreille humaine. Ainsi les harmoniques de courants de rang 3 (150 Hz), de rang 5 (250 Hz) et de rang 7(350 Hz) ont des amplitudes importantes et des fréquences audibles.
Enfin, il est possible que des résonances mécaniques apparaissent au niveau du transformateur et de son environnement en raison de son implantation.
- Vérification du bon fonctionnement de cette surveillance.
- Périodicité : annuelle.
- Nécessite par exemple de faire des mesures par caméra infrarouge, le transformateur étant sous tension et en charge, cette opération ne peut être réalisée que par des techniciens qualifi és et habilités.
- Permet de déceler des points chauds, signe de desserrement de connexions ou de surcharges des câbles.
- Périodicité : annuelle.
- Nécessite la mise en place d’un équipement de contrôle capable de mesurer les grandeurs puissance, tension, courant et harmoniques. Cette opération ne peut être réalisée que par des techniciens qualifiés et habilités.
- Prévient des problèmes thermiques et de distorsions anormales de la tension et du courant.
La réparation peut porter sur :
• la remise à neuf du traitement de surface (peinture et traitement anticorrosion de la cuve),
• le remplacement des joints,
• le remplacement ou le traitement du diélectrique,
• le rebobinage des enroulements (cas exceptionnel).
Les transformateurs de distribution immergés sont des équipements très robustes et fiables, leur durée de vie dans les conditions normales est de l’ordre de 30 ans.
Si les réparations surviennent suite à une anomalie grave, il convient de vérifier s’il n’est pas préférable de le remplacer par un transformateur neuf à pertes réduites. En effet, le rebobinage d’un transformateur immergé est une opération complexe qui nécessite la vidange du diélectrique liquide, le décuvage, le démontage de la partie active, le rebobinage des enroulements, le réassemblage de la partie active, le remplissage sous vide et les contrôles finaux.
11 Cette disposition n’est pas applicable aux transformateurs de distribution des réseaux publics.
Source : ADEME - Guide du transformateur de distribution et économies d’énergie
Crédit photo : ©ADEME
