Définitions

 

Dégradation (de la performance) (Électropédia CEI)

écart non désiré de la performance opérationnelle de tout dispositif, appareil ou système par rapport à sa performance prévue

Remarque - le terme « dégradation » peut s’appliquer à une défaillance temporaire ou permanente.IEV réf.161-01-19 [source]

 

 

Mineral insulating oil - huile minérale, natural esters - esters naturels, Synthetic organic ester - ester synthétique

Huiles minérales isolantes

liquide isolant dérivé de pétroles bruts
Remarque - le pétrole brut est un mélange complexe d’hydrocarbures comprenant de petites quantités d’autres substances chimiques naturelles.
IEV réf.212-17-02 [source]

Esters naturels (CEI 62770)
huiles végétales provenant de graines et d’huiles obtenues à partir d’autres matériaux biologiques biologiques et constituées de triglycérides
CEI 62770, éd.1.0 (2013-11)

Ester synthétique (Electropedia CEI)
liquide isolant produit à partir d’acides et d’alcools par réaction chimique
Remarque - ces esters comprennent des mono-, di- et polyols-esters.
IEV réf.212-17-08 [source]

 

 

Reclaim - régénération, reconditioning - traitement physique

Régénération (Glossaire CEI)
élimination des contaminants solubles et insolubles d’un liquide ou d’un gaz isolant au moyen de l’adsorption chimique, en plus de l’utilisation de moyens mécaniques, afin de restaurer les propriétés aussi proches que possible des valeurs originales ou des niveaux proposés dans la présente norme
Publié dans :CEI 60480, éd.2.0 (2004-10) - Numéro de référence :3.3.5 - Source :VEI 212-09-05 (modifiée) [source]

Remise en état (Glossaire CEI)
processus qui réduit ou élimine les gaz, l’eau et les particules et contaminants solides uniquement par un traitement physique
Publié dans :CEI 60422, éd.4.0 (2013-01) - Numéro de référence :3.5 [source]

Dépolarisation (Glossaire CEI)
processus d’élimination de la polarisation électrique d’un matériau isolant électrique jusqu’à ce que le courant de dépolarisation soit négligeable
REMARQUE En général, la dépolarisation est recommandée avant de mesurer les propriétés résistives d’un matériau isolant électrique.
Publié dans :CEI 62631-1, éd.1.0 (2011-04) - Numéro de référence :03.12 [source]

 

 

Introduction

 

Properties and deterioration/degradation of oil - Propriétés et détérioration/dégradation de l’huile

(Traduction par Sea Marconi du chap. 4 de la norme CEI 60422, éd.4, 2013)

La performance d’une huile minérale dans un système d’isolation dépend de certaines caractéristiques de base de l’huile pouvant affecter les performances électriques d’ensemble de l’équipement.Afin de répondre à ses multiples rôles de diélectrique, de liquide de refroidissement et à sa capacité d’extinction de l’arc, l’huile doit posséder des propriétés bien déterminées, notamment :

• rigidité diélectrique élevée pour résister aux contraintes électriques imposées par l’exploitation
• viscosité suffisamment faible pour que sa capacité à circuler et à transférer la chaleur ne soit pas compromise
• propriétés adéquates à basse température jusqu’à la température la plus basse prévue dans le lieu d’installation
• résistance à l’oxydation pour maximiser la durée de vie utile

En cours de service, l’huile minérale se dégrade en raison des conditions d’utilisation.Dans de nombreuses applications, l’huile isolante est en contact avec l’air ; elle est donc soumise à l’oxydation.Les températures élevées accélèrent la dégradation.La présence de métaux, de composés organo-métalliques, ou des deux, peut agir en tant que catalyseur d’oxydation.L’huile peut manifester des changements de couleur, la formation de composés acides et, à un stade avancé d’oxydation, la précipitation de boues.Les propriétés diélectriques et, dans des cas extrêmes, les propriétés thermiques, peuvent être compromises.

En plus des produits d’oxydation, de nombreux autres contaminants indésirables tels que l’eau, des particules solides et des composés polaires solubles dans l’huile peuvent s’accumuler dans l’huile en cours de service et affecter ses propriétés électriques.La présence de tels contaminants et de tout autre produit de dégradation de l’huile est indiquée par un changement d’une ou de plusieurs propriétés, comme décrit dans le Tableau 1.

 

 

L’huile minérale isolante est un mélange d’hydrocarbures essentiellement paraffiniques, naphténiques ou aromatiques, provenant principalement de la distillation et du raffinage du pétrole brut.L’huile obtenue peut ensuite être ajoutée et/ou mélangée pour des applications spécifiques.
Dans de nombreux pays, il est pratique courante de récupérer l’huile et de la recycler.Pour répondre à cette exigence d’un point de vue réglementaire, la CEI a officialisé la norme CEI 62701, annulée en février 2015, puis reprise en considération (janvier 2016) en termes d’une fusion avec la norme 60296, éd.4, par la décision du Bureau de gestion de la normalisation de la CEI.Selon ces directives, le terme d’huiles minérales isolantes neuves englobera non seulement les huiles classées comme « vierges », mais aussi les huiles « recyclées ».

Dans ce scénario, la gestion du cycle de vie des huiles ayant des caractéristiques différentes crée des situations beaucoup plus complexes (par ex., au cours des étapes de formalisation des exigences d’achat et de réception des fournitures).

Les processus de dégradation qui se produisent au cours des différentes phases du cycle de vie du transformateur sont divisés en « dégradation de l’isolation électrique de l’huile » et « dégradation chimique de l’huile ». Les différences sont indiquées ci-après :

 

| Dégradation de l’isolation électrique de l’huile| Dégradation chimique de l’huile

Causes | contaminants physiques tels que l’eau, des particules, des gaz dissous provenant de sources externes (atmosphériques) ou de sources internes (dégradation des matériaux pour la contrainte thermique ou électrique) | composés polaires d’oxydation (boues) et consommation d’additifs (le cas échéant) résultant de la dégradation des matériaux intérieurs pour la contrainte électrique ou thermique

Effets | réduction de la tension de décharge | réduction des propriétés physico-chimiques telles que l’acidité totale, le facteur de dissipation diélectrique, la tension interfaciale, la résistivité, la concentration d’additifs et la stabilité à l’oxydation

Contre-mesures | traitement physique (microfiltration, déshumidification et dégazage sous vide) ou adsorption sélective en cas de présence d’eau dans l’huile | traitements de régénération ou de dépolarisation sélective par Sea Marconi (efficaces également contre les composés corrosifs et acides)

 

Les mécanismes de dégradation chimique de l’huile sont le résultat de réactions complexes (par ex. : oxydation catalytique.) entre les substances organiques de l’huile et les matériaux à l’intérieur du transformateur.L’ampleur de ce phénomène dépend des caractéristiques particulières telles que le type de liquide isolant, le type d’équipement (puissance, tension, etc.), son profil de charge (en pourcentage de la charge nominale, durée en heures), la sévérité de l’environnement d’exploitation et les politiques de supervision et de maintenance.
La dégradation est caractérisée principalement par la variation dans le temps (au sens péjoratif du terme) de certaines propriétés spécifiques (indicateurs symptomatiques) par rapport aux valeurs de ces mêmes indicateurs pour un liquide isolant neuf (inutilisé).L’évolution des processus de dégradation de l’huile contribue à accélérer le processus de vieillissement des isolants solides (papiers).

 

 

Liste des principales publications de Sea Marconi sur ce sujet :

• J. Diana, V. Tumiatti, G. Camino - « Diagnostic testing of oil samples and interpretation of results » (« Tests de diagnostic des échantillons d’huile et interprétation des résultats ») - Documents de la conférence - Maintenance des transformateurs de puissance - Faculté de génie - Université de Pretoria - Républiquesud africaine, 26-27 mai 1998.
• V. Tumiatti - « L’analisi dei fluidi tecnici come strumento di diagnosi del degrado per l’efficace prevenzione dei guasti » (« Analyse des fluides techniques comme outil de diagnostic de la dégradation pour la prévention efficace des pannes ») - Séminaire de l’Institut de recherche internationale sur la maintenance productive des systèmes oléodynamiques et la lubrification des installations, Milan, 25-26 novembre 1998.
• V. Tumiatti, R. Actis, A. Armandi, G. Di Iorio, G. Camino - « Diagnostic testing of oil samples on electric transformers » (« Tests de diagnostic des échantillons d’huile sur des transformateurs électriques » - (à présenter au SMI’99 - 3e conférence internationale sur l’entretien des installations industrielles, Bologne, 17 au 20 février 1999).
• S. Kapila, P. Nam, V. Tumiatti, A. Armandi « Evaluation of Analysis Techniques for Finger printing Mineral Transformer Oil » (« Évaluation des techniques d’analyse des empreintes d’huile minérale de transformateur » de CIGREWG15.01.TF06 - Leatherhead (Royaume-Uni), 13/01/1999.
• M. Pompili, F. Scatiggio, V. Tumiatti.(2009).Liquidi isolanti: nuove prospettive ed evoluzione normativa (Isolants liquides : nouvelles perspectives et changements dans la réglementation).U & C. Unificazione e Certificazione, vol. LIV. ; p. 41-44, ISSN :0394-9605

 

 

Cadre réglementaire

- CEI 60296:2012, Fluides pour applications électrotechniques - Huiles minérales isolantes non utilisées pour transformateurs et appareillages
- CEI 60422:2013, Huiles minérales isolantes dans les équipements électriques - conseils de surveillance et d’entretien
- CEI 60944:1988, Guide d’entretien des liquides de transformateur en silicone
- CEI 60666:2010, Détection et détermination des additifs spécifiés dans les huiles minérales isolantes
- CEI 61203:1992 Esters organiques synthétiques à usages électriques - guide d’entretien des esters de transformation dans l’équipement
- Brochure CIGRE 413:2010, Régénération et déshalogénation des huiles isolantes

Compte tenu de la diffusion prédominante d’huiles minérales isolantes sur le marché, les normes de référence sont la CEI 60296 et la CEI 60422 ; la première concerne les huiles minérales isolantes neuves, la seconde vise les huiles minérales isolantes en service.Une huile est considérée comme neuve (« unused » en anglais) tant qu’elle se trouve à l’extérieur du transformateur (ou de tout autre appareil électrique), c’est-à-dire dans des fûts ou des cuves ; dans ce cas, c’est la CEI 60296 qui est appliquée.Lorsque l’huile se trouve à l’intérieur du transformateur, le liquide est défini comme étant usagé, en service, et la norme CEI 60422 est appliquée.

 

 

Causes

Le problème de la dégradation chimique de l’huile est causé principalement par le vieillissement normal et la contrainte thermique de l’huile et, en second lieu, par des problèmes de contamination croisée et d’utilisation de mauvaises pratiques dans la gestion des liquides isolants et du transformateur.Les mauvaises pratiques mentionnées ci-dessus ont un impact sur les différentes phases du cycle de vie des équipements électriques avec des liquides isolants :

 

Causes liées aux phases du cycle de vie

Les causes du problème du PCB dans l’huile et le transformateur | À quel moment il peut se produire (phases du cycle de vie)

Manquements dans les exigences en matière d’achat de liquide isolant neuf (cf.CEI 60296) | Exigences et achat

Manquements dans le contrôle de la qualité des lots individuels ou des fournitures individuelles d’huile | Réception de l’huile

Manquements dans les procédures d’analyse pour vérifier la dégradation chimique de l’huile | Réception de l’huile, essais en usine, installation et pré-mise sous tension, exploitation, vieillissement, post-mortem

Contamination croisée causée par l’utilisation de l’huile, installations, cuves ou récipients contaminés par des composés oxydés, polaires et/ou incompatibles (pour les compléments, les imprégnations ou les remplissages) | Fabrication du transformateur, essais en usine, installation et pré-mise sous tension, exploitation, vieillissement

Recyclage de l’huile et d’autres matériaux contaminés par des produits d’oxydation ou des composés polaires | Post mortem

 

 

 

Signes (inspection visuelle) - Symptômes (analyse)

Signes (inspection visuelle)

[ALT img :Dégradation chimique de l’huile]

L’huile affectée par le problème de la dégradation chimique de l’huile a une couleur foncée et présente parfois une odeur piquante.En apparence, elle peut montrer des signes de sédiments ou de particules.
Si l’inspection interne du transformateur révèle des dépôts de boues sur le fond du boîtier du transformateur, sur les papiers d’isolation et dans les conduits de circulation d’huile utilisés pour le refroidissement des bobinages et des papiers.

 

Échantillonnage représentatif

Durant l’inspection externe du transformateur, il s’avère nécessaire de prélever des échantillons d’huile isolante conformément à la norme de référence et aux instructions opérationnelles fournies avec les kits d’échantillonnage (approfondissez).

 

Symptômes (analyse)

Le symptôme spécifique du problème de la dégradation chimique de l’huile est lié à la présence des indicateurs de diagnostic suivants, ayant des valeurs typiques qui ne correspondent pas à celles recommandées par la CEI 60422 :

• Eau dans l’huile (CEI 60814)
• Aspect (ISO 2049)
• Couleur (ISO 2049)
• Acidité totale TAN (CEI 62021-1 ou CEI 62021-2)
• Facteur de dissipation diélectrique (CEI 60247)
• Particules (CEI 60970)

 

il y a ensuite des co-facteurs pour compléter le cadre de diagnostic :

 

• Tension interfaciale (ASTM D971, EN 14210)
• Additifs :Passivateurs (BTA, Irgamet 39, Irgament 30) ; inhibiteurs d’oxydation (DBPC, DBP)
• DBDS (CEI 62697-1)
• Métaux dissous (ASTM D 7151)
• Stabilité à l’oxydation (CEI 61125)
• Sédiments et boues (annexe C de la CEI 60422, éd.4, 2013)
• Empreinte de l’huile
• Copper deposition tendency test, test de la tendance du cuivre à se déposer

 

Les rapports d’essai de Sea Marconi sont conformes à (EN ISO/CEI 17025) concernant l’indication de l’incertitude de mesure (sauf pour l’aspect qui n’est pas un test numérique, et pour le code ISO des particules).

 

Dans les huiles à base d’esters naturels, les additifs peuvent représenter jusqu’à 5 % en masse (0,3 % dans les huiles minérales) ; par conséquent, leurs sous-produits de dégradation sont des indicateurs clés.

 

 

L’analyse d’huile

permet d’évaluer l’état de la dégradation chimique
Contactez-nous

 

 

Analyse sur place de l’acidité avec le Kit SM-TAN (Total Acidity Number, Numéro d’acidité totale)

[ALT img :Dégradation chimique de l’huile | validation kit sm TAN]

Le kit permet d’obtenir le résultat en quelques minutes, avec une grande répétabilité et reproductibilité ; il peut également être utilisé sur des échantillons très sombres et est indiqué pour l’analyse des matrices liquides.

Le test peut être effectué par un personnel non spécialisé à l’aide d’un manuel illustré, de tutoriels vidéos et du service de formation et d’assistance de Sea Marconi.

 

 

Diagnostic

Pour le diagnostic du problème de la dégradation chimique de l’huile, Sea Marconi emploie son propre indicateur diagnostique, dans le cas d’espèce :

• les signes visuels sur le transformateur sont interprétés (ainsi que les signes découverts par une inspection interne, le cas échéant)  ;
• les symptômes, c’est-à-dire les indicateurs symptomatiques (aspect, couleur, TAN, facteur de dissipation diélectrique, particules) et leurs valeurs caractéristiques sont identifiés au moyen de l’analyse d’huile ;

 

Les limites indiquées dans la CEI 60422 doivent être considérées comme étant « recommandées » ; de même, en ce qui concerne les limites des gaz dissous, il convient de déterminer des valeurs typiques, d’avertissement et d’alerte sur une base statistique divisée par familles (de matériels et d’huiles) pour son propre parc de machines.

 

• grâce à la base de données, les antécédents « familiaux » ou individuels sont étudiés (à la recherche de pannes sur des machines jumelles) ;
• les facteurs d’incertitude, la vitesse et l’évolution au fil du temps (tendance) des indicateurs symptomatiques au cours des phases du cycle de vie sont examinés et surveillés ;
• sur la base de l’évaluation de ces facteurs clés, le problème spécifique est classifié en termes de type et de priorité, en définissant en même temps le type et la priorité des actions correctives.

 

 

Exemple réel

Transformateur de catégorie A (cf. tableau 2, CEI 60422), génération de type élévateur GSU (de respiration avec conservateur et gel de silice)
Tension :400 kV, puissance :250 MVA
50 000 kg d’huile minérale à base de paraffine non inhibée
acidité totale 0,25 mg KOH/golio (valeur faible par rapport au tab. 5, CEI 60422),
facteur de dissipation diélectrique = 0,27 (valeur faible par rapport au tab. 5, CEI 60422)
tension interfaciale = 20 mN/m (valeur faible par rapport au tab. 5 CEI 60422)
cuivre dissous = 0,97 mg/kg (valeur faible par rapport au tab. 5, CEI 60422)
couleur = 6 foncée (valeur faible par rapport au tab. 5 CEI 60422)
Poids du papier = 2 500 kg

L’essai de stabilité à l’oxydation (CEI 61125:1992) permet de mesurer une quantité de boue égale à 0,2 % en masse (d’huile), ce qui sur 50 000 kg d’huile représente environ 100 kg de boues issues de la dégradation de l’huile.

L’huile d’imprégnation ne peut pas être totalement vidangée ; généralement, 10 à 15 % d’huile restent à l’intérieur du transformateur absorbés par les papiers, dans les interstices et les points morts de la machine.Cela signifie que dans le cas d’un changement d’huile, l’huile neuve de remplissage serait contaminée par l’ancienne huile non drainée.

 

 

Prévention

1.Il est recommandé de mettre à jour les informations stratégiques à travers un « inventaire dynamique » des huiles et des transformateurs en indiquant les valeurs des indicateurs symptomatiques.

2.Il est recommandé de modifier les pratiques de manutention :

acheter des huiles minérales neuves conformes à la norme CEI 60296, ou des huiles à base d’esters naturels conformes à la norme CEI 62770, ou des huiles à base d’esters synthétiques conformes à la norme CEI 61099 ou des huiles de silicone conformes à la norme CEI 60836.Il est conseillé de sélectionner les huiles en faisant une comparaison des produits destinés par rapport aux applications envisagées (contactez-nous pour bénéficier de notre support)
en vérifiant les huiles au cours du processus de réception des fournitures selon les méthodes prescrites
en exigeant que les essais en usine soient effectués en utilisant des huiles exemptes de composés de dégradation ; en surveillant, même dans les phases ultérieures du cycle de vie, que les traitements de l’huile et du transformateur ne constituent pas une source de contamination croisée

3.Du point de vue de la gestion d’actifs, il est donc recommandé d’intervenir préventivement en effectuant un traitement de dépolarisation d’acidité sans attendre que l’huile atteigne les seuils spécifiés dans la norme CEI 60422 (acidité critique si > 0,15 > 0,20, > 0,30 mg de KOH/goil en fonction des différentes catégories de transformateurs) ; en effet, des phénomènes de corrosion causés par les métaux dissous (C4), des formations dangereuses de boues avec des effets négatifs sur les papiers isolants, ont été constatés déjà à des acidités comprises entre 0,07 et 0,10 mgKOH/goil.

 

Quelles sont les mesures de prévention sur les équipements électriques avec des liquides isolants autres que minéraux ?
En ce qui concerne les huiles à base d’esters naturels et les huiles à base d’esters synthétiques, les actions préventives sont les mêmes, mais il est conseillé de choisir les contre-mesures après avoir effectué un examen minutieux en termes de coûts-bénéfices, de coûts-efficacité et d’impact environnemental (biodégradabilité et sécurité incendie).Pour les huiles de silicone en service, les traitements recommandés par la norme (CEI 60944:1988) sont le « traitement sous vide et filtration » et « tamis moléculaires et filtration ».

 

 

Traitements

 

Ouvrir

- type, taille et masse totale de l’équipement électrique ;

- installation de l’équipement électrique;
- valeur financière de l’équipement électrique et coûts de décontamination/élimination ;
- type et quantité de liquide isolant
- concentration des PCB dans l’équipement électrique,
- état de dégradation et effets sur le fonctionnement de l’équipement électrique ;
- coïncidence possible entre les activités de décontamination et d’autres activités d’entretien ;
- impact sur l’environnement associé à d’éventuelles défaillances de l’équipement électrique et pertes conséquentes d’huile contaminée.

Ci-après sont indiquées les contre-mesures au problème de la dégradation chimique de l’huile, résultant des recommandations de la CEI 60422 (tab. 5, p. 31.) améliorées selon l’état de la technique et l’utilisation des MTD et MPE :

Surveiller les indicateurs symptomatiques (cf. la section Symptômes ci-dessus).Dans le cas où de premiers symptômes du problème se manifesteraient, tel un taux élevé de vieillissement des papiers sur un transformateur de moins de 10 ans de vie, il est possible de prédire scientifiquement que la machine, dans les mêmes conditions de fonctionnement, aura un cycle de vie nettement plus court que prévu, et que, par conséquent, il serait utile de planifier dans les 3 à 5 prochaines années une révision majeure du transformateur ou, plus probablement, son remplacement.Dans une telle situation, il est recommandé d’augmenter la fréquence des analyses des indicateurs symptomatiques afin d’en surveiller la tendance.

Effectuer des traitements d’huile appropriés afin de réduire les facteurs critiques et, en particulier, dans le but de maintenir un faible niveau d’humidité dans les isolants solides ainsi que d’acidité, d’oxygène et de boue, et réduire les effets catalyseurs éventuels tels que les métaux dans l’huile.

Voici quelques-unes des actions proposées :

 

 

Dépolarisation par Sea Marconi

[ALT img :Dégradation chimique de l’huile | UMD modules 3]

C’est un processus exécuté sur place, tout en maintenant le transformateur en service (et sous charge) sans qu’il soit nécessaire de le vider.Cette intervention est effectuée avec des unités modulaires de décontamination (UMD) spécialement conçues par Sea Marconi.Le transformateur est connecté à l’UMD au moyen de tuyaux flexibles ; l’huile dégradée est aspirée depuis la partie basse du transformateur, arrive ensuite dans l’UMD qui la réchauffe, la filtre, la dégaze, la déshumidifie et la décontamine, puis la pompe vers la partie supérieure du transformateur.Un circuit fermé est ainsi créé et, passage après passage, les composés soufrés corrosifs sont enlevés ; en même temps l’huile retourne à des conditions optimales.(approfondissement)
Par exemple, la CEI 60422 considère le paramètre d’acidité comme étant critique si > 0,15 > 0,20, > 0,30 mgKOH/goil selon les différentes catégories de transformateurs.Cependant, des phénomènes de corrosion causés par les métaux dissous (C4) et des formations dangereuses de boues ont été constatés déjà à des acidités comprises entre 0,07 et 0,10 mgKOH/goil.Il serait donc opportun d’intervenir au moyen d’un traitement de dépolarisation avant que l’huile atteigne les seuils d’acidité indiquées et avant qu’elle contribue réduire la durée de vie thermique des papiers isolants.

 

 

Régénération par percolation

Cette contre-mesure est décrite dans la CEI 60422, par.11.3.2.C’est un procédé physico-chimique qui élimine ou réduit les contaminants polaires solubles et insolubles dans l’huile.
Le procédé comprend trois étapes :
1) L’huile est extraite de la partie inférieure du transformateur, chauffée et mise en circulation à travers un filtre pour éliminer les particules.
2) L’huile est ensuite mise en circulation à travers une ou plusieurs cartouches contenant des terres à foulon ou un autre matériau approprié pour l’élimination des contaminants polaires solubles.
3) L’huile est enfin mise en circulation à travers une installation de traitement d’huile (déshydratation sous vide ou centrifugation) pour éliminer l’eau et les gaz.

 

Ce traitement est inefficace pour certaines espèces de composés organiques, ainsi que pour les PCB et les composés soufrés corrosifs qui, pour être enlevés, nécessitent des réactions chimiques spécifiques (par ex., l’hydrogénation).En outre, lorsque le traitement implique la réactivation des terres à foulons, le problème du soufre corrosif à partir des sous-produits de la combustion de soufre (C3) peut se manifester.

 

 

Changement d’huile

Il est utile de savoir que malgré le changement de l’huile, 10 à 15 % de l’ancienne charge d’huile contaminée restent imprégnés, c.-à-d. absorbés dans les papiers du transformateur qui relâchent cette huile avec le temps (la condition d’équilibre est atteinte après environ 90 jours).L’ancienne huile contamine donc l’huile neuve et, de ce fait, il est impossible d’enlever complètement le DSDB en un seul changement d’huile.En outre, cette activité est délicate et complexe du point de vue technique et opérationnel.Sur la base de la classe du transformateur, la vidange d’huile nécessite de nombreuses étapes (vidange, application du vide, remplissage, traitement de l’huile neuve) dont chacune requiert des technologies appropriées et un personnel possédant des compétences spécifiques dans le domaine.Par exemple, si le vide appliqué au transformateur n’est pas réalisé correctement, des bulles d’air provoquant des décharges partielles peuvent se produire pendant la phase de remplissage.En plus de tout cela, il est bon de garder à l’esprit que le changement d’huile produit d’énormes quantités de déchets dangereux à éliminer (l’huile remplacée) (approfondir).

Évaluer les problèmes liés à la compatibilité/miscibilité à la suite de l’utilisation de liquides autres que ceux de l’imprégnation d’origine

 

Évaluer les traitements en termes de bilan massique, de bilan énergétique, de bilan émissions, de coûts-bénéfices et de coûts-efficacité dans le temps imparti.

 

Quelles sont les mesures de prévention sur les équipements électriques avec des liquides isolants autres que minéraux ?
En ce qui concerne les huiles à base d’esters naturels et les huiles à base d’esters synthétiques, les actions préventives sont les mêmes, mais il est conseillé de choisir les contre-mesures après avoir effectué un examen minutieux en termes de coûts-bénéfices, de coûts-efficacité et d’impact environnemental (biodégradabilité et sécurité incendie).Pour les huiles de silicone en service, les traitements recommandés par la norme (CEI 60944:1988) sont le « traitement sous vide et filtration » et « tamis moléculaires et filtration ».

 

 

Avertissements

• L’échantillonnage de l’huile doit être fait par des opérateurs qualifiés en suivant les procédures appropriées
• les analyses de laboratoire doivent être effectuées selon les méthodes indiquées par les normes de référence, dont le respect est garanti par les laboratoires accrédités
• les mesures préventives contre le problème de la dégradation des papiers isolants, dans ce cas d’espèce, les traitements de dépolarisation de l’huile et les inspections internes du transformateur, doivent être effectués
  - avec des technologies sûres et adaptées à l’objectif, qui répondent aux exigences des MTD et des MPE
  - par un personnel possédant les compétences et la formation spécifiques en la matière
  - en confiant la tâche à des opérateurs capables de démontrer un large éventail d’applications et de certifier les opérations effectuées pour garantir leur qualité (ISO 9001)