Rendement d’un transformateur

Le rendement d’un transformateur se calcule par le rapport entre la puissance électrique émise par l’enroulement secondaire et celle transmise à l’enroulement primaire, [6]. D’après des expériences antécédentes, plus le transformateur est puissant, plus le rendement tend vers 100%, [2].

Rapport de transformation

Le rapport de transformation, noté m correspond au quotient du nombre de spires de l’enroulement secondaire par celui de l’enroulement primaire, [7]. Le rapport de transformation triphasé peut être calculé à partir des tensions composées (à vide) des enroulements secondaire et primaire, [8].

Niveau d’isolement des enroulements

Chaque enroulement doit être isolé des autres éléments du transformateur pour assurer la tenue diélectrique de l’ensemble. Le niveau d’isolement correspond à la résistance électrique mesurée entre deux points. Pour des enroulements bien isolés, il peut aller de quelques MΩ à des GΩ, [9].

Types de transformateur

On peut classer les transformateurs suivant leur nombre de phase, leur mode de fixation, leur tension BT. Le tableau 1 récapitule ces classifications.

Eventuels incidents rencontrés

Comme tout appareil, un transformateur peut se détérioré soit suite à un incident, soit dû à son vieillissement. On peut considérer deux origines, [1] :
 Origine diélectrique ;
 Origines électriques.

Origine diélectrique

La mauvaise qualité de l’huile diélectrique ou le vieillissement des papiers isolants peut entraîner une diminution de l’isolement du circuit électrique dans la partie active. Due à cette diminution, des amorçages se présentent entre les enroulements. Ils forment du carbone occasionnant davantage la diminution de l’isolement, [1].
Plusieurs amorçages successifs entre les enroulements dégradent les isolants entre les spires provoquant des amorçages entre elles. Puis, elles peuvent finir par se court-circuiter endommageant ainsi complètement les conducteurs dans les enroulements, [3].
La figure 4 récapitule ces phases de détérioration dues à une origine diélectrique.

Traitement de l’huile diélectrique

L’huile diélectrique joue deux rôles dans un transformateur, [1] :
 Rôle d’isolant en conditionnant l’isolation des pièces sous tension ;
 Rôle de fluide caloporteur transportant l’énergie thermique dégagée par les enroulements et circuit magnétique vers le système de refroidissement (cuve, radiateurs, tubes à ailettes ventilés, etc.).
Le caractère isolant de l’huile dépend fortement de sa qualité. Or au fil du temps, elle se dégrade progressivement. L’humidité, la température et l’oxygène constituent les principaux facteurs du vieillissement de l’huile, [3]. Cette dégradation peut induire à l’amorçage entre spires ou entre les enroulements endommageant le transformateur. Dans ce cas, un traitement s’avère nécessaire pour qu’une huile usée puisse être réutilisable, [15]. On peut se passer du traitement d’huile usée en utilisant de l’huile diélectrique neuve.

Normes d’isolement

Comme tout appareil électrique, des normes s’appliquent à la construction d’un transformateur. Dans la rénovation d’un transformateur, les normes exigées sont les normes d’isolement pour éviter les amorçages entre les enroulements. On distingue les normes CEI-60076 [16].

Matériels et méthodes

Milieux d’étude

Cette étude concerne un transformateur triphasé défectueux de la SM3E. L’étude s’est déroulée, en majeure partie, au sein du Laboratoire de Thermique, Thermodynamique et Combustion (LTTC) à l’Université d’Antananarivo et une partie au sein d’un atelier de rebobinage sis à Analamahitsy.
La rénovation a commencé le 12 Octobre 2017 et s’est prolongé jusqu’au 12 Février 2018. Elle renferme des connaissances théoriques et des techniques pratiques à la rénovation d’un transformateur triphasé. Elle est une combinaison de l’électrotechnique, de l’électromagnétisme, de la thermique et de la mécanique.

Matériels utilisés

Les matériels utilisés comprennent les éléments suivants :
 Le transformateur ;
 Les locaux ;
 Les moyens de transport ;
 Les outils utilisés ;
 Les ressources financières ;
 Les ressources humaines.
Le transformateur triphasé appartient à la Société et est à utiliser comme un des transformateurs dans la Commune de Tolongoina en cas de panne de l’un des transformateurs en cours d’utilisation. Alors, ce transformateur une fois rénové constituera un transformateur de réserve pour la Société.

Méthodes

La rénovation a commencé par l’évaluation des dégâts du transformateur, les causes de son endommagement et les risques inhérents à ces défauts. On visualisait le transformateur extérieurement avant le décuvage.
Après le diagnostic extérieur du transformateur, on décuvait et égouttait la partie active puis on la posait sur le sol. Ensuite, son expertise pouvait commencer, c’est-à-dire le diagnostic de l’intérieur du transformateur (voir 1.8. Diagnostic d’un transformateur triphasé, page 10). Au final, on déduisait si le transformateur était réparable ou irréparable en fonction des dégâts et des travaux à faire.
Une fois la partie active décuvée, on procédait à la vidange de l’huile diélectrique contenue dans le transformateur. Si la réparation restait possible, on y procéderait. Elle suivait les directives énoncées au paragraphe 1.9. Réparation d’un transformateur triphasé, page 11.
On retirait les tôles fermant le circuit magnétique, ensuite les enroulements MT de la partie active, puis les enroulements BT. Ces derniers étaient entreposés dans un endroit isolé pour éviter le dévernissage.
Quant aux enroulements MT, on les déroulait pour en dresser le schéma comme la figure 11 montre. Ce schéma sert de modèle pour le rebobinage des enroulements MT.

Résultats et interprétations

Diagnostic

Après le diagnostic, on avait trouvé plusieurs défauts sur le transformateur. Deux des trois enroulements MT étaient détériorés. La figure 21 montre des conducteurs et des isolants carbonisés issus de ces deux enroulements.

Discussions

Diagnostic du transformateur

Suite au diagnostic, plusieurs composants du transformateur étaient endommagés. Vu l’état des deux enroulements MT carbonisés, ils s’étaient amorcés entre eux-mêmes. Comme les enroulements BT demeuraient intacts, il n’y avait aucune surintensité électrique. On pouvait affirmer que l’origine de cette détérioration ne venait pas d’une surconsommation électrique.
D’autre part, le manque d’une traversée MT restait inexplicable. Pour la traversée BT, sa destruction provenait de chocs lors du transport du transformateur. Quant aux joints, ils s’étaient dégradés tout au long de la période d’utilisation du transformateur suite à la chaleur, à la pression de serrage et à l’humidité. On avait acheté deux traversées et remplacé tous les joints et toutes les tiges MT.
Cependant, l’huile diélectrique présentait des traces d’eau. Cette infiltration d’eau pouvait provenir d’un défaut d’étanchéité du transformateur. Le mauvais état des joints était la raison de ce défaut. Cette infiltration d’eau causait une diminution du niveau d’isolement. Cette dernière provoquait des amorçages entre les composants du transformateur.
Alors, la détérioration de ce transformateur provenait des séries d’amorçage entre ses composants, elles-mêmes issues d’une diminution du niveau d’isolement suivant une infiltration d’eau faute de l’étanchéité des joints du transformateur. Ceci permettait d’affirmer que l’origine de la détérioration de ce transformateur était diélectrique et elle était issue d’un défaut d’étanchéité du transformateur.

Réparation du transformateur

Après le diagnostic suivait la réparation du transformateur. Elle ne pouvait commencer que quand on réalisait que les enroulements BT étaient intacts. En effet, le rebobinage d’un enroulement BT s’avérait irréalisable faute de machine rebobineuse spécifique pour de gros fils. La machine rebobineuse disponible ne pouvait rebobiner que les enroulements MT.
A partir des résultats des premiers tests d’isolement répertoriés par le tableau 5, on constatait une insuffisance du niveau d’isolement due à la présence d’humidité dans les constituants du transformateur. L’humidité favorisait le passage des électrons dans les pièces métalliques et les isolants. Elle dégradait ainsi l’isolement de chaque composant de la partie active.
Cette humidité provenait de l’air ambiant dans la salle. C’était la raison de l’étuvage de la partie active jusqu’à son encuvage. Une fois étuvée, elle devait être rapidement encuvée pour éviter la diminution de l’isolement.
Par ailleurs, le rapport de transformation du transformateur issu des valeurs observées en pratique était approximativement proche de celui calculé à partir des valeurs théoriques.
Ainsi, l’enroulement MT rebobiné correspondait exactement à l’enroulement MT précédemment détérioré.
Quant à la cuve, les traces de carbone y présentes justifiaient que ce transformateur risquait de s’exploser s’il avait continué de fonctionner dans cet état. Ainsi, le fait d’arrêter son utilisation était une bonne décision. Toutefois, la cuve du transformateur ne présentait aucune fissure. On pouvait encore la réutiliser.
Après le remontage, l’étuvage de la partie active et l’expertise de la cuve venait le traitement de l’huile diélectrique. En effet, l’humidité ambiante entrant en contact avec l’huile dégradait sa tenue diélectrique. Pour l’améliorer, on devait éliminer l’humidité, c’est-à-dire chauffer l’huile.
Avant d’encuver la partie active, on testait de nouveau son niveau d’isolement. Si on comparait les résultats des seconds tests présentés par le tableau 7 à ceux des premiers tests consignés dans le tableau 5, on constatait une amélioration significative du niveau d’isolement des composants de la partie active.
Cette amélioration venait de sa déshumidification. L’absence d’humidité dans les composants de la partie active rendait difficile le passage des électrons, se traduisant par l’augmentation de leur niveau d’isolement.
Pour une tension de test d’isolement de 5 000V, le niveau d’isolement entre les enroulements devrait surpasser 1,06GΩ selon les normes CEI-60076, [16]. Le niveau d’isolement de 1,7GΩ (voir tableau 7) dépassait significativement cette limite.
Ainsi, on avait arrêté l’étuvage et encuvé la partie active une fois le traitement de l’huile réalisé. Néanmoins, il fallait faire attention à l’encuvage. La température de l’huile ne devait pas endommager la partie active. Alors, on devait attendre 2 heures après le traitement avant de l’encuver.
Si on comparait les résultats issus des deuxièmes tests d’isolement présentés dans le tableau 7 avec ceux des troisièmes tests montrés par le tableau 8, on observait une différence significative entre les valeurs du niveau d’isolement des composants du transformateur avant et après l’encuvage.
Avant l’encuvage, le niveau d’isolement était de 1,7GΩ. Après l’encuvage, il valait 4GΩ. Cette différence justifiait la qualité de la tenue diélectrique de l’huile après son traitement. Ainsi, elle jouait bien le rôle d’isolant liquide dans le transformateur. Et les résultats issus des tests en élévateur de tension et des tests sonores sur le transformateur prouvaient que l’huile améliorait la tenue diélectrique des composants du transformateur.

Conclusion

Le transformateur de puissance permet d’adapter la tension en fonction de l’utilisation voulue. Toutefois comme tout appareil, il pourrait être endommagé. La possibilité de rénover un transformateur dépendait des résultats issus de son diagnostic complet, partant de la visualisation intégrale du transformateur jusqu’aux différents tests pour bien connaître les différents travaux nécessaires à sa possible rénovation.
La rénovation d’un transformateur suivait des étapes bien organisées pour éviter toutes pertes de temps et d’argent. Elle nécessitait des connaissances théoriques, des techniques pratiques surtout en électrotechnique. Pourtant, on manquait de matériels tels qu’une girafe, pouvant accélérer l’encuvage du transformateur, un spintermètre pour mesurer en temps réel la tension de claquage de l’huile diélectrique. Malgré ces défauts, la rénovation de ce transformateur a été un très bon succès.
La rénovation d’un transformateur s’avère ainsi réalisable à Madagascar. Mais elle était limitée en fonction des résultats du diagnostic. Pour y remédier et améliorer la qualité des services s’y rapportant, l’acquisition des matériels manquants suscités et d’une machine rebobineuse spécifique pour les enroulements BT est une meilleure idée et constitue un marché prometteur de la vulgarisation de la rénovation des transformateurs tombés en panne sachant qu’aucune Société ne possède une telle technologie à Madagascar.

Table des matières

Table des matières
Nomenclature 
Liste des acronymes 
Liste des figures
Liste des tableaux 
Introduction
Chapitre 1 : Etude bibliographique d’un transformateur 
1.1. Société pour la Maîtrise de l’Energie, de l’Eau, et de l’Environnement
1.2. Définition d’un transformateur
1.3. Principaux constituants d’un transformateur triphasé
1.4. Grandeurs électriques
1.4.1. Tensions simple et composée
1.4.2. Courants de phase et de ligne
1.4.3. Puissance apparente
1.4.4. Pertes de puissance
1.4.5. Rendement d’un transformateur
1.4.6. Rapport de transformation
1.4.7. Niveau d’isolement des enroulements
1.5. Types de transformateur
1.6. Couplage d’un transformateur triphasé
1.7. Eventuels incidents rencontrés
1.7.1. Origine diélectrique
1.7.2. Origines électriques
1.8. Diagnostic d’un transformateur triphasé
1.8.1. Enjeux du diagnostic
1.8.2. Visualisation
1.8.3. Mesure de l’isolement
1.8.4. Tests électriques
1.8.5. Tests diélectriques
1.8.6. Tests sonores
1.9. Réparation d’un transformateur triphasé
1.10. Traitement de l’huile diélectrique
1.11. Normes d’isolement
Chapitre 2 : Matériels et méthodes 
2.1. Milieux d’étude
2.2. Matériels utilisés
2.3. Méthodes
Chapitre 3 : Résultats et interprétations
3.1. Diagnostic
3.2. Réparation du transformateur
Chapitre 4 : Discussions 
4.1. Diagnostic du transformateur
4.2. Réparation du transformateur
Conclusion 
Références bibliographiques