ISO 18095:2018
(Main)Condition monitoring and diagnostics of power transformers
Condition monitoring and diagnostics of power transformers
ISO 18095:2018 gives guidelines for the monitoring techniques to be considered when setting up a condition monitoring programme for power transformers and includes references to associated standards required in this process. It is intended to help in the implementation of a coherent condition monitoring and condition-based maintenance programme, such as described following ISO 17359. ISO 18095:2018 is applicable to single-phase alternating current power transformers of ≥ 1 kVA and three phase alternating current power transformers of ≥ 5 kVA.
Surveillance et diagnostic de l'état des transformateurs de puissance
ISO 18095:2018 établit des lignes directrices relatives aux techniques de surveillance à envisager lors de l'élaboration d'un programme de surveillance de l'état de transformateurs de puissance et comporte des références à des normes associées nécessaires dans le cadre de ce processus. Il vise à faciliter la mise en ?uvre d'un programme cohérent de surveillance de l'état et de maintenance conditionnelle tel que décrit dans l'ISO 17359 citée ci-après. ISO 18095:2018 est applicable aux transformateurs de puissance de courant alternatif monophasé ≥ 1 kVA et aux transformateurs de puissance de courant alternatif triphasé ≥ 5 kVA.
General Information
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 18095
First edition
2018-02
Condition monitoring and diagnostics
of power transformers
Surveillance et diagnostic de l'état des transformateurs de puissance
Reference number
©
ISO 2018
© ISO 2018
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Published in Switzerland
ii © ISO 2018 – All rights reserved
Contents Page
Foreword .vi
Introduction .vii
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms and definitions . 1
4 Abbreviated terms . 1
5 Approach to selecting appropriate condition monitoring techniques.2
5.1 Implementing condition monitoring of transformers . 2
5.2 Components, failure modes and detection techniques . 2
6 Power transformer types . 3
6.1 Oil-filled transformers . 3
6.2 Dry-type transformers . 4
6.3 Gas-insulated transformers (GITs) . 6
7 Power transformer failure mode analysis . 6
7.1 Components . 6
7.2 Categories of failure mode . 7
7.2.1 General. 7
7.2.2 Dielectric failures . 7
7.2.3 Thermal. 7
7.2.4 Mechanical . 7
7.2.5 External . 8
7.3 Failure modes . 8
7.4 Influences on rate of failure mode progression . 9
7.4.1 General. 9
7.4.2 Loading . 9
7.4.3 Environment . 9
7.4.4 Design .10
7.4.5 Maintenance .10
7.4.6 Protection .10
8 Range of techniques .10
9 Overview of techniques for condition monitoring power transformers .12
9.1 Mains current/voltage/load .12
9.1.1 Fault mechanism .12
9.1.2 Technique .12
9.1.3 Faults detected/components covered .12
9.2 Visual .12
9.2.1 Fault mechanism .12
9.2.2 Technique .13
9.2.3 Faults detected/components covered .13
9.3 Oil condition .13
9.3.1 Fault mechanism .13
9.3.2 Technique .15
9.3.3 Faults detected/components covered .15
9.4 Temperature including thermography .17
9.4.1 Fault mechanism .17
9.4.2 Technique .17
9.4.3 Faults detected/components covered .17
9.5 Partial discharge (PD) .17
9.5.1 Fault mechanism .17
9.5.2 Techniques .18
9.5.3 Faults detected/components covered .19
9.6 Dissolved gas analysis (DGA) .19
9.6.1 Fault mechanism .19
9.6.2 Technique .19
9.6.3 Faults detected/components covered .20
9.7 Noise .20
9.7.1 Fault mechanism .20
9.7.2 Technique .21
9.7.3 Faults detected/components covered .21
9.8 Ultrasound .21
9.8.1 Fault mechanism .21
9.8.2 Technique .21
9.8.3 Faults detected/components covered .21
9.9 Vibration .22
9.9.1 Fault mechanism .22
9.9.2 Technique .22
9.9.3 Faults detected/components covered .22
9.10 Power factor/tan-delta and capacitance .22
9.10.1 Fault mechanism .22
9.10.2 Technique .23
9.10.3 Faults detected/components covered .24
9.11 Resistance .25
9.11.1 Fault mechanism .25
9.11.2 Technique .25
9.11.3 Faults detected/components covered .25
9.12 Dielectric frequency response (DFR), polarization/depolarisation current (PDC),
recovery voltage method (RVM) .25
9.12.1 Fault mechanism .25
9.12.2 Technique .26
9.12.3 Faults detected .26
9.13 Frequency response analysis (FRA) .26
9.13.1 Fault mechanism .26
9.13.2 Technique .27
9.13.3 Faults detected .27
9.14 Ten (10) kV single-phase excitation current .28
9.14.1 Fault mechanism .28
9.14.2 Technique .28
9.14.3 Faults detected/components covered .28
9.15 Leakage reactance flux .28
9.15.1 Fault mechanism .28
9.15.2 Technique .29
9.15.3 Faults detected/components covered .29
9.16 Bushing capacitance measurement .29
9.16.1 Fault mechanism .29
9.16.2 Technique .29
9.16.3 Faults detected/components covered .31
9.17 Novel techniques .31
9.17.1 Winding clamping force estimation (WCE) method .31
9.17.2 Online model-based voltage and current waveform analysis .32
10 Establishing the programme .32
10.1 Selection of techniques — Individually and in combination .32
10.2 Selection of frequency of each monitoring technique .33
Annex A (informative) Factors influencing the life of paper-based insulation and the role of
transformer oil analysis/dissolved gas analysis .34
Annex B (informative) Example of typical condition monitoring programme — Output as a
result of use of this document .38
Annex C (informative) Failure mode and symptoms analysis (FMSA) .39
iv © ISO 2018 – All rights reserved
Bibliography .44
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards
bodies (ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out
through ISO technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical
committee has been established has the right to be represented on that committee. International
organizations, governmental and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work.
ISO collaborates closely with the International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of
electrotechnical standardization.
The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are
described in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular the different approval criteria needed for the
different types of ISO documents should be noted. This document was drafted in accordance with the
editorial rules of the ISO/IEC Directives, Part 2 (see www .iso .org/ directives).
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of
patent rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights. Details of
any patent rights identified during the development of the document will be in the Introduction and/or
on the ISO list of patent declarations received (see www .iso .org/ patents).
Any trade name used in this document is information given for the convenience of users and does not
constitute an endorsement.
For an explanation on the voluntary nature of standards, the meaning of ISO specific terms and
expressions related to conformity assessment, as well as information about ISO's adherence to the
World Trade Organization (WTO) principles in the Technical Barriers to Trade (TBT) see the following
URL: www .iso .org/ iso/ foreword .html.
This document was prepared by Technical Committee ISO/TC 108, Mechanical vibration shock and
condition monitoring, Subcommittee SC 5, Condition monitoring and diagnostics of machine systems.
vi © ISO 2018 – All rights reserved
Introduction
This document provides guidance for condition monitoring and diagnostics of power transformers
using parameters (such as oil condition, oil contamination, dielectric condition, temperature, power,
voltage and current) typically associated with performance, condition and quality criteria. The
evaluation of the power transformer function and condition may be based on performance, condition or
output quality.
This document is aimed at asset managers, equipment specifiers, owners, operators and reliability and
maintenance engineers. It provides a selection process “road map”. The parameters and techniques
are directed towards best-practice condition-based maintenance, detecting fault conditions, directing
maintenance decisions and estimating asset health.
It is principally aimed at people who are not transformer experts, but who have a small number of
transformers; for example, supplying power into a manufacturing site where many other items of
equipment depend on the power continuing to be supplied by the transformers. The upper limit for
the size of such transformers is probably around 50 MVA. While the same principles will also apply to
owners and operators of large numbers of transformers such as utilities, which can exceed 50 MVA,
it is expected that they will already have their own internal company guidelines and procedures for
monitoring their transformers and so are not the primary target of this document.
This document follows on from ISO 17359, which outlines the general process of implementing a
condition-based maintenance programme.
INTERNATIONAL STANDARD ISO 18095:2018(E)
Condition monitoring and diagnostics of power
transformers
1 Scope
This document gives guidelines for the monitoring techniques to be considered when setting up a
condition monitoring programme for power transformers and includes references to associated
standards required in this process. It is intended to help in the implementation of a coherent condition
monitoring and condition-based maintenance programme, such as described following ISO 17359.
This document is applicable to single-phase alternating current power transformers of ≥ 1 kVA and
three phase alternating current power transformers of ≥ 5 kVA.
2 Normative references
The following documents are referred to in the text in such a way that some or all of their content
constitutes requirements of this document. For dated references, only the edition cited applies. For
undated references, the latest edition of the referenced document (including any amendments) applies.
ISO 13372, Condition monitoring and diagnostics of machines — Vocabulary
IEC 60050, International Electrotechnical Vocabulary
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the terms and definitions given in ISO 13372, IEC 60050 and the
following apply.
ISO and IEC maintain terminological databases for use in standardization at the following addresses:
— ISO Online browsing platform: available at https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: available at http:// www .electropedia .org/
3.1
magnetostriction
property of ferromagnetic materials that causes them to change their shape or dimensions during the
process of magnetization
4 Abbreviated terms
For the purposes of this document, the following abbreviated terms apply.
C1 main capacitance of transformer bushings, measured from central current carrying con-
ductor to C1 measurement electrode embedded in the bushing
DGA dissolved gas analysis
DFR dielectric frequency response
DETC de-energized tap-changer
FFT Fast Fourier Transform: analysis that converts a time-domain signal into a frequency
spectrum
FRA frequency response analysis
IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers
KOH potassium hydroxide, used in titration technique for assessing acidity of oil
LV low voltage
NOTE In this document, referring to the lower voltage side of the transformer as distinct
from the higher voltage side, rather than to any specific voltage level.
OLTC on-load tap-changer
OIP oil impregnated paper, a type of construction for bushings (see also RBP, RIP and RIS)
PD partial discharge
PDC polarization and de-polarization current
PF power factor
RBP resin bonded paper
RIP resin impregnated paper
RIS resin impregnated synthetics
RVM recovery voltage method
tan-delta tangent dissipation angle
5 Approach to selecting appropriate condition monitoring techniques
5.1 Implementing condition monitoring of transformers
The general process of implementing a condition-based maintenance programme is described in
ISO 17359. This document provides more detailed examples and guidance on a range of techniques
specifically applicable to the condition monitoring of transformers.
5.2 Components, failure modes and detection techniques
The main objective of condition monitoring is to know about the condition of equipment, to be
forewarned of possible failures, and to be able to carry out appropriate maintenance tasks at the
appropriate time, i.e. condition-based maintenance. Maintenance tasks are carried out to avoid or
rectify failures, so the key to condition-based maintenance is to have an understanding of the failure
modes that can affect the equipment, and the techniques that can be used to detect the early stages of
those failure modes (potential failure) before functional failure. Specific failure modes affect specific
components of the equipment, and certain detection techniques are more applicable to particular
failure modes on particular components. Selecting the most appropriate condition monitoring regime
therefore involves understanding the most applicable techniques to the particular components and
failure modes involved. This can be represented in a three dimensional matrix, as shown in Figure 1
where the blue boxes indicate the area of applicability of particular techniques.
2 © ISO 2018 – All rights reserved
Key
1 failure modes
2 transformer components
3 detection techniques
4 applicable zone
Figure 1 — Matrix of applicable CM techniques vs. components and failure modes
Clauses 6 to 10 explain the different types of transformers in common use, the components involved
in those transformers types, the failure modes associated with those components, and the detection
techniques for detecting those failure modes.
6 Power transformer types
6.1 Oil-filled transformers
The majority of larger transformers are filled with oil or a similar dielectric fluid for cooling and
insulating purposes. These can often be described in a number of ways depending on their size and
application. Some typical examples are as follows.
— Main output transformer (MOT) or generator step up transformer (GSU): connects a power
generation station to the transmission system, typically in a size range of 100 MVA to 1 000 MVA.
— Transmission transformers: typically 30 MVA to 400 MVA.
— Distribution transformers: typically 2,5 MVA to 70 MVA.
— Pole mounted transformers: typically 10 kVA to 3 MVA.
— Factory or site feed-in transformers: typically 1 MVA to 50 MVA.
A diagram of a typical oil filled transformer is shown in Figure 2, indicating the components involved
that are subsequently referred to in 7.1 and Table 2.
Key
1 oil conservator
2 radiator and fan
3 bushings
4 tank
5 windings and core
Figure 2 — Oil filled transformer with key components identified
6.2 Dry-type transformers
Dry-type transformers are used where the avoidance of fire risk and environmental contamination are
important. Since they contain no dielectric fluids like oil, their contribution with calorific energy to
the source of a fire is very limited. Dry-type transformers are self-extinguishing. They can be used in
protected environments where a leakage of oil or other fluids must be avoided.
Typical applications of dry-type transformer are industries (oil and gas, metals and mining, etc.),
buildings (hospitals, airports, stadiums, large tower blocks, etc.), on- and off-shore applications (wind
turbines, ships, platforms, etc.) and many more.
Currently dry-type transformers are available up to 63 MVA and voltage ratings up to 72,5 kV. They can
also be installed with non-liquid insulated on-load tap-changers.
The dielectric insulation is generally provided by a solid insulation or a mixture of a solid insulation
and air. The coils are either impregnated with a varnish or resin encapsulated. This sort of construction
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gives rise to a different set of failure modes compared to oil-filled transformers, since clearly there is no
paper insulation or oil to degrade. A typical example is given in Figure 3.
Oil-filled transformers have more components than the dry-type transformer, as is shown in Table 1.
This has implications for the failure modes possible and therefore for the maintenance requirements
and appropriate condition monitoring techniques.
Dry type transformers can also be equipped with on-load tap changers. Figure 4 shows an example. It is
rated at 25 MVA and 69 kV.
NOTE Photo courtesy of ABB Inc.
Figure 3 — Example of dry type transformer
NOTE Photo courtesy of ABB Inc.
Figure 4 — Example of dry-type transformer 69 kV 25 MVA with OLTC device
6.3 Gas-insulated transformers (GITs)
For applications where low flammability is paramount, designs have been developed in which the
transformer is insulated and cooled with SF6 gas. This provides an alternative to dry-type construction
where it is critical to eliminate the risk of fire and avoid the possible contamination of the environment
by oil spillage.
High-voltage SF6 transformers are available at ratings up to 300 MVA at 275 kV and prototype designs
have been tested at up to 500 kV. Gas-filled transformers and reactors are more expensive than oil-
filled units but the costs may be justified to eliminate a risk of fire, particularly at a site where the cost
of land is high and where the overall “footprint” of the unit can be reduced by the elimination of fire-
fighting equipment.
7 Power transformer failure mode analysis
7.1 Components
Condition monitoring is directed at detecting incipient failures sufficiently early that appropriate
interventions can be made to rectify the problem before complete failure occurs, i.e. to be able to
adopt condition-based maintenance. Since failures are associated with particular components within
the transformer, the description of the failure modes and detection techniques in this document is
structured around the components. The components of different types of transformers are shown in
Table 1.
6 © ISO 2018 – All rights reserved
Table 1 — Components of main types of transformer
Components
Cooling system Tap-changer
Internal
Wind- Insula- Tank/ Conserva-
Core connec- Bushings
On- De-
ings tion case tor
Oil Pump Radiator Fans
tions
load energized
Oil filled
() () () () () ()
transformers
Dry type
() – – – () () () ()
transformers
Gas insulated
transformers () – () () () – ()
Key
Always present
() Could be present
– Not normally present
7.2 Categories of failure mode
7.2.1 General
Failure modes in power transformers are typically grouped into the following four categories:
a) dielectric;
b) thermal;
c) mechanical;
d) external.
7.2.2 Dielectric failures
Degradation of insulation between conductors and grounded parts, such as core iron, core frames,
and other structural metal parts inside a transformer can lead to increased losses, excessive heating,
and for oil-filled transformers, the generation of gases in the oil. As insulation degrades, its ability to
withstand voltage stresses decreases, and the transformer’s ability to withstand voltage surges can be
dramatically reduced. As degradation becomes more severe, the insulation can eventually fail under
normal operating conditions, leading to complete catastrophic failure of the transformer.
7.2.3 Thermal
Radiators, coolers, fans, pumps, heat exchangers, oil/water coolers and their associated control
equipment all have to be in proper working condition to keep the transformer temperature within
acceptable levels. Excessive heating can lead to increased levels of insulation degradation and uneven
thermal expansion. High oil temperatures can also create dielectric problems, especially in wet (oil
filled) transformers, and can cause oil expansion problems. Many faults (including connection faults,
bushing faults, winding faults etc.) can also generate localized heating, leading to problems even when
the overall temperature of the transformer is within normal limits.
7.2.4 Mechanical
The primary mechanical concern is the transformer’s ability to withstand through-faults, the large
currents caused by short circuits external to the transformer. The most common factors affecting
the structural integrity of the core/coil assembly are tightness of the core clamping structure and
insulation degradation. Loose coils will more likely get damaged by the forces generated by high fault
currents. The cellulose that forms the main component of the paper-based insulation in most oil-filled
transformers can become weak and brittle as it degrades, lessening its ability to withstand short circuit
forces. Other mechanical factors can include such problems as excessive noise and vibration.
7.2.5 External
Degradation of the tank or case, control cabinet components, wiring, insulators, gaskets, valves,
monitors, gauges, etc. can result in oil leaks, external flashovers, and improper functioning of control,
monitoring, and protection equipment.
7.3 Failure modes
Failure modes and how they relate to each of the components are shown in Table 2.
A strong relationship of a failure mode to a particular component is shown with a solid circle, •, whereas a
possible but less likely relationship is shown with a hollow circle, ○. Note that the cause and effect in these
relationships can in some cases be that a problem in the component results in the failure mode indicated,
whereas in other cases, the failure mode occurring can then have an impact on the component shown.
Information on failure mode and symptoms analysis (FMSA) can be found in Annex C.
Table 2 — Typical failure modes of key components
Components
Cooling system Tap-changer
Failure
Cons
modes/ External Win Connections Bush- Insula Case/
Core erva
Radia- On- De-ener-
failures e.g. load dings (internal) ings tion tank
Oil Pump Fans
tor
tor load gized
detected
Insulation
deteriora-
• • ○ • • • • • •
tion
Moisture
ingress
• • • • • • ○ • •
content
Tap-
changer
• • •
condition/
problem
Dielectric
faults
Oil quality
deteriora-
• • • • • ○ • •
tion
Arcing/
electrical
• • • • • • • • • •
discharge
Connection/
bushing
• • • ○ ○
problem
Overheat-
ing/
auxiliary
• • • • • • • •
cooling
system
problem
Thermal
faults Low oil level
• • • • • • ○ • • •
Oil
circulation
○ ○ ○ • • • • ○ ○ •
system
problem
Key
• Likely relationship
○ Less likely relationship
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Table 2 (continued)
Components
Cooling system Tap-changer
Failure
Cons
modes/ External Win Connections Bush- Insula Case/
Core erva
Radia- On- De-ener-
failures e.g. load dings (internal) ings tion tank
Oil Pump Fans
tor
tor load gized
detected
Winding
• • • • ○ • •
distortion
Winding
• • • •
looseness
Mechani- Core
• •
cal faults looseness
Oil leak
○ • • • • • ○ • •
External
damage/
• ○ • • ○ ○ • • • ○ • •
disturbance
e.g. Animals ○ ○ ○ ○ ○
Through
fault,
e.g. lightning
strike or
• • • • • • ○ ○ ○ ○ ○ ○
short
circuit
External
faults
Supply
faults,
e.g. excessive
harmonics
• • • • • • ○ ○ ○ ○ ○
and over
fluxing
Key
• Likely relationship
○ Less likely relationship
7.4 Influences on rate of failure mode progression
7.4.1 General
A variety of factors influence the rate of failure mode progression in power transformers, including:
a) loading;
b) environment;
c) design;
d) maintenance;
e) protection.
7.4.2 Loading
The magnitude and characteristics of the electrical load placed on a transformer are some of the most
important factors affecting a power transformer's usable life. System disturbances such as voltage
surges, through faults, etc. can have a cumulative effect on the transformer. Undetected damage from
such events can also lead to accelerated degradation in localized areas, leading to a failure.
7.4.3 Environment
Environmental conditions surrounding a transformer can affect the rate of a transformer's degradation.
Some of the normal environmental conditions which have such an effect are ambient temperature
and altitude. Factors such as wind, sunlight and rain can affect operating temperature as well. Other
environmental factors that can affect the life of the transformer include aggressive or corrosive
atmospheres, mechanical vibration, etc.
7.4.4 Design
Differing design approaches or construction techniques often have inherent strengths and weaknesses
making them more or less prone to a particular problem. When a transformer is subjected to a set of
circumstances which aggravate such a problem, its condition can degrade more rapidly than expected.
7.4.5 Maintenance
There are many aspects of maintenance which greatly influence the condition and service life of a
transformer. One aspect of particularly high importance for oil-filled transformers is the quality of the
insulating liquid. The presence of moisture and other contaminants in the oil can accelerate degradation
of cellulose insulation within the transformer, especially at high operating temperatures.
7.4.6 Protection
Transformers are often fitted with protection devices that locally monitor the condition of one or more
parameters. Examples of such devices are as follows:
a) gas actuated relay device (e.g. Buchholz);
b) oil temperature high alarm;
c) winding temperature alarm;
d) oil level alarm;
e) cooler supply failure alarm;
f) tap-changer supply failure alarm;
g) on-load tap-changer oil flow relay;
h) breather failure alarm.
For example, a Buchholz relay detects and responds to over-pressure conditions in oil-filled power
transformers.
8 Range of techniques
A range of techniques is available to measure and monitor the condition of power transformers. Each
technique can detect a particular range of problems as shown in Table 3.
10 © ISO 2018 – All rights reserved
Table 3 — Examples of power transformer faults matched to measurement parameters and techniques
Symptom or parameter change or detection technique
Amps/ Visual Oil Tempera- Partial DGA Noise Ultra- Vibra- PF/ Resist- DFR/ FRA Excita- Leak Bushing Other –
Equipment type:
volts/ (9.2) con- ture dis (9.6) (9.7) sound tion Tan δ ance PDC/ (9.13) tion reac- capaci- e.g.
Power transformer
load dition (9.4) charge (9.8) (9.9) (9.10) (9.11) RVM current tance. tance novel
(9.1) (9.3) (9.5) (9.12) (9.14) flux (9.16) tech-
(9.15) niques
Can be done with trans- ()
former energized?
Examples of Insulation deterioration • • • • • ○ • • • • •
faults -
Moisture ingress/content • • • • •
Dielectric
On-load tap-changer con- • • • ○ • ○ • ○ • • •
dition/fault
De-energized tap-changer • • • ○ • ○ • • •
condition/fault ○ •
Oil quality deterioration • • • •
Arcing/electrical • • • • • • •
discharge
Connection/bushing faults • • ○ ○ • • • •
a
Thermal Overheating/auxiliary ○ • • • ○ •
cooling system fault
Low oil level • ○ ○ ○ ○ ○
Oil circulation system • ○ • ○
problem
Mechanical Winding distortion ○ • • • •
faults
Winding looseness • • • •
Core looseness • • • ○
Oil leak •
External damage/ •
disturbance
External Through fault e.g. lightning • •
faults strike
Supply faults, ○
e.g. excessive
harmonics and over
fluxing
a
Overheating can also be because of blocked cooling pipework or similar. This is a mechanical issue that can be detected by feeling individual radiators: if one is cold while the others are hot a problem is indicated.
• Indicates symptom could occur or parameter could change if fault occurs.
○ Indicates less common symptom.
9 Overview of techniques for condition monitoring power transformers
9.1 Mains current/voltage/load
9.1.1 Fault mechanism
All transformers are designed for a particular load: a particular voltage and a particular current.
IEC 60076 provides a standard for how transformers are to be specified, including the definition of
power rating, the reference temperature for losses, temperature rises, and some dielectric testing.
This design specification could also have taken into account particular conditions for the transformer
in question, such as the temperature of the surrounding environment, any particular features of the
environment such as aggressive or corrosive conditions, restricted access to fresh air, and assumptions
about working in parallel with other adjacent transformers.
The specification is likely
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 18095
Première édition
2018-02
Surveillance et diagnostic de l'état des
transformateurs de puissance
Condition monitoring and diagnostics of power transformers
Numéro de référence
©
ISO 2018
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Publié en Suisse
ii © ISO 2018 – Tous droits réservés
Sommaire Page
Avant-propos .vi
Introduction .vii
1 Domaine d’application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes et definitions . 1
4 Abréviations . 1
5 Approche pour la sélection des techniques appropriées de surveillance d’état .2
5.1 Mise en œuvre de la surveillance de l’état des transformateurs . 2
5.2 Composants, modes de défaillance et techniques de détection. 2
6 Types de transformateur de puissance . 3
6.1 Transformateurs remplis d’huile . 3
6.2 Transformateurs de type sec . 4
6.3 Transformateur isolé au gaz (GIT, Gas-insulated transformer) . 6
7 Analyse des modes de défaillance des transformateurs de puissance .6
7.1 Composants . 6
7.2 Catégories de mode de défaillance . 7
7.2.1 Généralités . 7
7.2.2 Défaillances diélectriques . 7
7.2.3 Défaillances thermiques . 7
7.2.4 Défaillances mécaniques . 8
7.2.5 Défaillances externes . 8
7.3 Modes de défaillance. 8
7.4 Influences sur la vitesse de progression d’un mode de défaillance .10
7.4.1 Généralités .10
7.4.2 Charge .10
7.4.3 Environnement . .10
7.4.4 Conception .11
7.4.5 Maintenance .11
7.4.6 Protection .11
8 Éventail de techniques .11
9 Vue d’ensemble des techniques de surveillance de l’état des transformateurs
de puissance .14
9.1 Intensité/tension/charge du secteur .14
9.1.1 Mécanisme de défaut .14
9.1.2 Technique .14
9.1.3 Défauts détectés/composants couverts .14
9.2 Examen visuel .14
9.2.1 Mécanisme de défaut .14
9.2.2 Technique .15
9.2.3 Défauts détectés/composants couverts .15
9.3 État de l’huile .15
9.3.1 Mécanisme de défaut .15
9.3.2 Technique .17
9.3.3 Défauts détectés/composants couverts .18
9.4 Température et thermographie .19
9.4.1 Mécanisme de défaut .19
9.4.2 Technique .20
9.4.3 Défauts détectés/composants couverts .20
9.5 Décharge partielle (PD) .20
9.5.1 Mécanisme de défaut .20
9.5.2 Techniques .21
9.5.3 Défauts détectés/composants couverts .22
9.6 Analyse des gaz dissous (DGA) .22
9.6.1 Mécanisme de défaut .22
9.6.2 Technique .23
9.6.3 Défauts détectés/composants couverts .23
9.7 Bruit .23
9.7.1 Mécanisme de défaut .23
9.7.2 Technique .24
9.7.3 Défauts détectés/composants couverts .24
9.8 Ultrasons .24
9.8.1 Mécanisme de défaut .24
9.8.2 Technique .25
9.8.3 Défauts détectés/composants couverts .25
9.9 Vibrations .25
9.9.1 Mécanisme de défaut .25
9.9.2 Technique .25
9.9.3 Défauts détectés/composants couverts .25
9.10 Facteur de puissance/tan-delta et capacité .26
9.10.1 Mécanisme de défaut .26
9.10.2 Technique .26
9.10.3 Défauts détectés/composants couverts .28
9.11 Résistance .29
9.11.1 Mécanisme de défaut .29
9.11.2 Technique .29
9.11.3 Défauts détectés/composants couverts .29
9.12 Réponse en fréquence diélectrique (DFR), courant de polarisation/de
dépolarisation (PDC), méthode de la tension de rétablissement (RVM) .30
9.12.1 Mécanisme de défaut .30
9.12.2 Technique .30
9.12.3 Défauts détectés .30
9.13 Analyse de réponse en fréquence(FRA) .31
9.13.1 Mécanisme de défaut .31
9.13.2 Technique .31
9.13.3 Défauts détectés .31
9.14 Courant d’excitation monophasé de dix (10) kV .32
9.14.1 Mécanisme de défaut .32
9.14.2 Technique .32
9.14.3 Défauts détectés/composants couverts .32
9.15 Flux de réactance de fuite .33
9.15.1 Mécanisme de défaut .33
9.15.2 Technique .33
9.15.3 Défauts détectés/composants couverts .33
9.16 Mesurage de capacité des traversées .34
9.16.1 Mécanisme de défaut .34
9.16.2 Technique .34
9.16.3 Défauts détectés/composants couverts .35
9.17 Nouvelles techniques .36
9.17.1 Méthode de l’estimation de la force de serrage des enroulements .36
9.17.2 Analyse en ligne de forme d’onde de tension et d’intensité basée sur
un modèle .36
10 Établissement du programme .37
10.1 Sélection des techniques – De manière individuelle et en combinaison .37
10.2 Sélection de la fréquence de chaque technique de surveillance .37
Annexe A (informative) Facteurs influençant la durée de vie d’une isolation à base de
papier et rôle de l’analyse de l’huile de transformateur/de l’analyse des gaz dissous .39
Annexe B (informative) Exemple de programme type de surveillance d’état – Résultat
produit suite à l’utilisation du présent document .43
iv © ISO 2018 – Tous droits réservés
Annexe C (informative) Analyse des modes de défaillance et des symptômes (AMDS) .45
Bibliographie .51
Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes
nationaux de normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est
en général confiée aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude
a le droit de faire partie du comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales,
gouvernementales et non gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux.
L'ISO collabore étroitement avec la Commission électrotechnique internationale (IEC) en ce qui
concerne la normalisation électrotechnique.
Les procédures utilisées pour élaborer le présent document et celles destinées à sa mise à jour sont
décrites dans les Directives ISO/IEC, Partie 1. Il convient, en particulier de prendre note des différents
critères d'approbation requis pour les différents types de documents ISO. Le présent document a été
rédigé conformément aux règles de rédaction données dans les Directives ISO/IEC, Partie 2 (voir www
.iso .org/ directives).
L'attention est attirée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable
de ne pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence. Les détails concernant
les références aux droits de propriété intellectuelle ou autres droits analogues identifiés lors de
l'élaboration du document sont indiqués dans l'Introduction et/ou dans la liste des déclarations de
brevets reçues par l'ISO (voir www .iso .org/ brevets).
Les appellations commerciales éventuellement mentionnées dans le présent document sont données
pour information, par souci de commodité, à l’intention des utilisateurs et ne sauraient constituer un
engagement.
Pour une explication de la nature volontaire des normes, la signification des termes et expressions
spécifiques de l'ISO liés à l'évaluation de la conformité, ou pour toute information au sujet de l'adhésion
de l'ISO aux principes de l’Organisation mondiale du commerce (OMC) concernant les obstacles
techniques au commerce (OTC), voir le lien suivant: www .iso .org/ avant -propos.
Le présent document a été élaboré par le comité technique ISO/TC 108, Vibrations et chocs mécaniques,
et leur surveillance, sous-comité SC 5, Surveillance et diagnostic des systèmes de machines.
vi © ISO 2018 – Tous droits réservés
Introduction
Le présent document fournit des préconisations concernant la surveillance et le diagnostic de l’état des
transformateurs de puissance utilisant des paramètres (tels que l’état de l’huile, la contamination de
l’huile, l’état diélectrique, la température, la puissance, la tension et le courant) généralement associés
aux critères de performance, d’état et de qualité. L’évaluation du fonctionnement et de l’état d’un
transformateur de puissance peut être fondée sur la performance, l’état ou la qualité de la sortie.
Le présent document s’adresse aux gestionnaires d’actifs, aux personnes chargées de la spécification
des équipements, aux propriétaires, aux exploitants et aux ingénieurs de fiabilité et de maintenance. Il
fournit une «feuille de route» pour le processus de sélection. Les paramètres et les techniques sont axés
sur la maintenance conditionnelle selon des bonnes pratiques, la détection des défauts, l’orientation des
décisions de maintenance et l’évaluation de l’état de santé des actifs.
Il s’adresse principalement aux personnes qui ne sont pas des spécialistes des transformateurs, mais
qui ont un petit nombre de transformateurs, par exemple pour alimenter un site de fabrication où
de nombreux autres équipements dépendent du bon fonctionnement des transformateurs. La limite
supérieure de puissance de ces transformateurs est probablement d’environ 50 MVA. Même si les
mêmes principes s’appliqueront également aux propriétaires et aux exploitants d’un grand nombre
de transformateurs, tels que les services publics, qui peuvent dépasser 50 MVA, on s’attend à ce
qu’ils disposent déjà de leurs propres lignes directrices et procédures internes pour surveiller leurs
transformateurs. De ce fait, ils ne sont pas la cible prioritaire du présent document.
Le présent document fait suite à l’ISO 17359, qui décrit le processus général de mise en œuvre d’un
programme de maintenance conditionnelle.
NORME INTERNATIONALE ISO 18095:2018(F)
Surveillance et diagnostic de l'état des transformateurs de
puissance
1 Domaine d’application
Le présent document établit des lignes directrices relatives aux techniques de surveillance à envisager
lors de l’élaboration d’un programme de surveillance de l’état de transformateurs de puissance et
comporte des références à des normes associées nécessaires dans le cadre de ce processus. Il vise
à faciliter la mise en œuvre d’un programme cohérent de surveillance de l’état et de maintenance
conditionnelle tel que décrit dans l’ISO 17359 citée ci-après.
Le présent document est applicable aux transformateurs de puissance de courant alternatif
monophasé ≥ 1 kVA et aux transformateurs de puissance de courant alternatif triphasé ≥ 5 kVA.
2 Références normatives
Les documents suivants cités dans le texte constituent, pour tout ou partie de leur contenu, des
exigences du présent document. Pour les références datées, seule l’édition citée s’applique. Pour les
références non datées, la dernière édition du document de référence s’applique (y compris les éventuels
amendements).
ISO 13372, Surveillance et diagnostic des machines — Vocabulaire
IEC 60050, Vocabulaire électrotechnique international
3 Termes et definitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions de l’ISO 13372 et l’IEC 60050 ainsi que
les suivants, s’appliquent.
L’ISO et l’IEC tiennent à jour des bases de données terminologiques destinées à être utilisées en
normalisation, consultables aux adresses suivantes:
— ISO Online browsing platform: disponible à l’adresse https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: disponible à l’adresse http:// www .electropedia .org/
3.1
magnétostriction
propriété des matériaux ferromagnétiques qui les fait changer de forme ou de dimensions pendant un
processus d’aimantation
4 Abréviations
Pour les besoins du présent document, les abréviations suivantes s’appliquent.
C1 capacité principale des traversées d’un transformateur, mesurée entre un conducteur cen-
tral transportant du courant et une électrode de mesure C1 intégrée dans la traversée
DGA analyse des gaz dissous (Dissolved Gas Analysis)
DFR réponse en fréquence diélectrique (Dielectric Frequency Response)
DETC changeur de prises hors tension (De-Energized Tap-Changer)
FFT transformée de Fourier rapide (Fast Fourier Transform): analyse qui convertit un signal
du domaine temporel en un spectre de fréquences
FRA analyse de réponse en fréquence (Frequency Response Analysis)
IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers
KOH hydroxyde de potassium, utilisé dans une méthode de titrage destinée à évaluer l’acidité
d’une huile
BT basse tension
NOTE Dans le présent document, cela fait référence au côté de plus basse tension du
transformateur par rapport au côté de plus haute tension, et non à un quelconque niveau
de tension spécifique.
OLTC changeur de prises en charge (On-Load Tap-Changer)
OIP papier imprégné d’huile (Oil Impregnated Paper), un type de technologie de traversées
(voir également RBP, RIP et RIS)
PD décharge partielle (Partial Discharge)
PDC courant de polarisation et de dépolarisation (Polarization and De-polarization Current)
PF facteur de puissance (Power Factor)
RBP papier lié par résine (Resin Bonded Paper)
RIP papier imprégné de résine (Resin Impregnated Paper)
RIS matière synthétique imprégnée de résine (Resin Impregnated Synthetics)
RVM méthode de la tension de rétablissement (Recovery Voltage Method)
tan-delta tangente de l’angle de dissipation
5 Approche pour la sélection des techniques appropriées de surveillance d’état
5.1 Mise en œuvre de la surveillance de l’état des transformateurs
Le processus général de mise en œuvre d’un programme de maintenance conditionnelle est décrit
dans l’ISO 17359. Ce document donne des exemples davantage détaillés ainsi que des préconisations
concernant un éventail de techniques spécifiques applicables à la surveillance de l’état des
transformateurs.
5.2 Composants, modes de défaillance et techniques de détection
Le principal objectif de la surveillance d’état est de connaître l’état de l’équipement, d’être prévenu
des possibles défaillances et de pouvoir effectuer les tâches de maintenance appropriées au moment
opportun, c’est-à-dire une maintenance conditionnelle. Les tâches de maintenance sont effectuées
pour éviter ou corriger les défaillances. Il est donc essentiel pour la maintenance conditionnelle de
comprendre les modes de défaillance qui peuvent affecter l’équipement, et les techniques qui peuvent
être utilisées pour détecter les premiers stades de ces modes de défaillance (défaillance potentielle)
avant une défaillance fonctionnelle. Des modes de défaillance spécifiques affectent des composants
spécifiques de l’équipement, et certaines techniques de détection sont plus adaptées à des modes
de défaillance particuliers sur des composants particuliers. Par conséquent, la sélection du régime
2 © ISO 2018 – Tous droits réservés
de surveillance d’état le plus approprié implique d’avoir une compréhension des techniques les
plus pertinentes pour les composants et modes de défaillance particuliers impliqués. Cela peut être
représenté dans une matrice tridimensionnelle, comme indiqué à la Figure 1, où les cases bleues
indiquent la zone d’applicabilité de techniques particulières.
Légende
1 modes de défaillance
2 composants de transformateur
3 techniques de détection
4 zone d’applicabilité
Figure 1 — Matrice de techniques de surveillance d’état applicables en fonction des composants
et des modes de défaillance
Les Articles 6 à 10 présentent les différents types de transformateurs couramment utilisés, les
composants impliqués dans ces types de transformateurs, les modes de défaillance associés à ces
composants, et les techniques de détection de ces modes de défaillance.
6 Types de transformateur de puissance
6.1 Transformateurs remplis d’huile
La majorité des gros transformateurs sont remplis d’huile ou d’un fluide diélectrique semblable à des
fins de refroidissement et d’isolation. Souvent, il est possible de les décrire de diverses manières en
fonction de leur puissance et de leur application, des exemples typiques étant:
— Transformateur principal de sortie (MOT, Main Output Transformer) ou transformateur survolteur
(GSU, Generator Step Up transformer): relie une centrale électrique au système de transmission,
généralement dans la plage de puissance de 100 MVA à 1 000 MVA.
— Transformateurs de transmission: généralement dans la plage de puissance de 30 MVA à 400 MVA.
— Transformateurs de distribution: généralement dans la plage de puissance de 2,5 MVA à 70 MVA.
— Transformateurs destinés au montage sur poteau: généralement dans la plage de puissance de
10 kVA à 3 MVA.
— Transformateurs d’alimentation de site ou d’usine: généralement dans la plage de puissance de
1 MVA à 50 MVA.
La Figure 2 présente un schéma d’un transformateur rempli d’huile typique, illustrant les composants
impliqués qui sont traités par la suite en 7.1 et dans le Tableau 2.
Légende
1 réservoir/cuve d’huile
2 radiateur et ventilateur
3 traversées
4 cuve
5 enroulements et noyau
Figure 2 — Transformateur rempli d’huile avec identification des composants clés
6.2 Transformateurs de type sec
Les transformateurs de type sec sont utilisés lorsqu’il est important d’éviter tout risque d’incendie et
toute contamination environnementale. Étant donné qu’ils ne contiennent aucun fluide diélectrique
comme de l’huile, leur contribution en termes d’énergie calorifique à la source d’un incendie est très
limitée. Les transformateurs de type sec sont auto-extinguibles. Ils peuvent être utilisés dans des
environnements protégés où une fuite d’huile ou d’autres fluides doit être évitée.
Les applications typiques du transformateur de type sec incluent les industries (pétrole et gaz, métaux
et exploitation minière, etc.), les bâtiments (hôpitaux, aéroports, stades, grandes tours, etc.), les
applications en mer (éoliennes, bateaux, plates-formes, etc.) et bien d’autres domaines.
De nos jours, les transformateurs de type sec peuvent atteindre une puissance de 63 MVA et une tension
nominale de 72,5 kV. Ils peuvent également être installés avec des changeurs de prises en charge à
isolant non liquide.
4 © ISO 2018 – Tous droits réservés
L’isolation diélectrique est généralement assurée par un isolant solide ou un mélange d’isolant solide
et d’air. Les bobines sont soit imprégnées d’un vernis, soit encapsulées dans une résine. Ce type de
construction donne lieu à un ensemble de modes de défaillance différent de celui des transformateurs
remplis d’huile, car il n’y a évidemment pas d’isolant papier ou d’huile à dégrader. Un exemple type est
donné à la Figure 3.
Les transformateurs remplis d’huile comportent plus de composants que le transformateur de type
sec, comme cela est indiqué dans le Tableau 1. Cela a des répercussions sur les modes de défaillance
possibles et donc sur les exigences en matière de maintenance et les techniques appropriées de
surveillance d’état.
Les transformateurs de type sec peuvent également être équipés de changeurs de prises en charge. La
Figure 4 illustre un exemple. Sa puissance nominale est de 25 MVA et sa tension nominale de 69 kV.
NOTE Crédit photo: ABB Inc.
Figure 3 — Exemple de transformateur de type sec
NOTE Crédit photo: ABB Inc.
Figure 4 — Exemple de transformateur de type sec 69 kV 25 MVA avec changeur OLTC
6.3 Transformateur isolé au gaz (GIT, Gas-insulated transformer)
Pour les applications où la faible inflammabilité est primordiale, des conceptions ont été développées
dans lesquelles le transformateur est isolé et refroidi avec du gaz SF6. Ce type de transformateur est une
alternative à la construction de type sec dans les cas où il est essentiel d’éliminer le risque d’incendie et
d’éviter une éventuelle contamination de l’environnement par le déversement d’huile.
Les transformateurs haute tension SF6 peuvent atteindre 300 MVA à 275 kV et des prototypes ont
même atteint 500 kV pendant leur phase d’essai. Les transformateurs et les réacteurs remplis de gaz
sont plus chers que les unités remplies d’huile, mais les coûts peuvent être justifiés pour éliminer un
risque d’incendie, en particulier sur un site où le coût du terrain est élevé et où l’emprise au sol globale
de l’unité peut être réduite par l’élimination des équipements de lutte contre l’incendie.
7 Analyse des modes de défaillance des transformateurs de puissance
7.1 Composants
La surveillance d’état vise à détecter les défaillances naissantes suffisamment tôt pour remédier au
problème par des interventions appropriées avant qu’une défaillance totale ne se produise, c’est-à-
dire pour pouvoir adopter une maintenance conditionnelle. Puisque les défaillances sont associées
à des composants particuliers dans le transformateur, la description des modes de défaillance et
des techniques de détection dans le présent document est structurée autour des composants. Les
composants des différents types de transformateurs sont indiqués dans le Tableau 1.
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Tableau 1 — Composants des principaux types de transformateur
Composants
Changeur de
Système de refroidissement
prises
Enroule- Connexions Traver- Cuve/ Conser-
Noyau Isolation
Ven-
ments internes sées réservoir vateur
Radia- En Hors
Huile Pompe tila-
teur charge tension
teurs
Transforma-
teurs rem-
() () () () () ()
plis d’huile
Transfor-
mateurs de
() – – – () () () ()
type sec
Transforma-
teurs isolés
() – () () () – ()
au gaz
Légende
Toujours présent
() Facultatif
– Absent en principe
7.2 Catégories de mode de défaillance
7.2.1 Généralités
Les modes de défaillance des transformateurs de puissance sont généralement regroupés en quatre
catégories, à savoir:
a) défaillance diélectrique;
b) défaillance thermique;
c) défaillance mécanique;
d) défaillance externe.
7.2.2 Défaillances diélectriques
La dégradation de l’isolation entre les conducteurs et les pièces mises à la terre, comme le fer du noyau,
les cadres du noyau et d’autres pièces métalliques de structure à l’intérieur d’un transformateur peut
entraîner des pertes accrues, une surchauffe et, pour les transformateurs remplis d’huile, la génération
de gaz dans l’huile. À mesure que l’isolation se dégrade, sa capacité à résister aux contraintes de tension
diminue et la capacité du transformateur à résister aux surtensions peut être considérablement réduite.
À mesure que la dégradation devient plus sévère, l’isolation peut éventuellement ne plus pouvoir assurer
son rôle dans des conditions normales de fonctionnement, conduisant à une défaillance catastrophique
complète du transformateur.
7.2.3 Défaillances thermiques
Les radiateurs, les refroidisseurs, les ventilateurs, les pompes, les échangeurs thermiques, les
refroidisseurs d’huile/d’eau et leurs équipements de commande associés doivent tous être en bon
état de fonctionnement pour maintenir la température du transformateur à des niveaux acceptables.
Une surchauffe peut conduire à des niveaux accrus de dégradation de l’isolation et à une dilatation
thermique inégale. Des températures élevées de l’huile peuvent également créer des problèmes
diélectriques, en particulier dans des transformateurs humides (remplis d’huile), et peuvent provoquer
des problèmes de dilatation de l’huile. De nombreux défauts (notamment des défauts de connexion, des
défauts de traversée, des défauts d’enroulement, etc.) peuvent également engendrer un échauffement
localisé, ce qui entraîne des problèmes même lorsque la température globale du transformateur est
dans les limites normales.
7.2.4 Défaillances mécaniques
Le principal point de préoccupation mécanique est la capacité du transformateur à résister aux
courants de défaut traversants, des courants de forte intensité provoqués par des courts-circuits
externes au transformateur. Les facteurs les plus courants affectant l’intégrité structurale de l’ensemble
noyau/bobine sont le serrage de la structure de fixation du noyau et la dégradation de l’isolant. Les
bobines à spires non jointives seront plus enclines à être endommagées par les forces générées par
les courants de défaut élevés. La cellulose qui constitue le composant principal de l’isolation à base de
papier dans la plupart des transformateurs remplis d’huile peut se fragiliser et devenir friable à mesure
qu’elle se dégrade, sa capacité à résister aux forces de court-circuit s’en trouvant diminuée. D’autres
facteurs mécaniques peuvent inclure des problèmes tels qu’un bruit et des vibrations excessifs.
7.2.5 Défaillances externes
Une dégradation de la cuve/du réservoir, des composants de l’armoire de commande, du câblage,
des isolateurs, des joints d’étanchéité, des vannes, des dispositifs de surveillance, des jauges, etc.,
peut conduire à des fuites d’huile, à des contournements externes et au mauvais fonctionnement des
équipements de commande, de surveillance et de protection.
7.3 Modes de défaillance
Les modes de défaillances et leur degré de lien avec chacun des composants sont donnés dans le
Tableau 2.
Une relation étroite entre un mode de défaillance et un composant particulier est représentée par un
cercle plein, •, tandis qu’un lien possible mais moins probable est symbolisé par un cercle vide, ○. Il
est à noter que dans ces associations, la cause et l’effet peuvent s’inverser: dans certains cas, c’est un
problème dans le composant qui entraîne le mode de défaillance indiqué, alors que dans d’autres cas,
c’est la survenue du mode de défaillance qui peut avoir un impact sur le composant indiqué.
Des informations sur l’analyse des modes de défaillance et des symptômes (AMDS) sont présentées à
l’Annexe C.
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Tableau 2 — Modes de défaillance typiques de composants clés
Composants
Changeur de
Modes de Système de refroidissement
Externe, Cuve/ prises
défail- Enrou- Conne- Cons
par Traver- Isola- ré-
lance/dé- le- Noyau xions erva
Ven- Hors
exemple sées tion ser-
Radia- En
faillances ments (internes) teur
Huile Pompe tila- ten-
charge voir
détectées teur charge
teurs sion
Détério-
ration de
• • ○ • • • • • •
l’isolant
Pénétration
d’humi-
dité/taux
• • • • • • ○ • •
d’humidité
État/pro-
blème de
• • •
changeur de
Défauts
prises
diélect-
riques
Dégrada-
tion de la
• • • • • ○ • •
qualité de
l’huile
Arc/
décharge
• • • • • • • • • •
électrique
Pro-
blème de
• • • ○ ○
connexion/
traversée
Surchauffe/
problème
de système
de refroi-
• • • • • • • •
dissement
auxiliaire
Défauts
ther-
miques
Niveau
• • • • • • ○ • • •
d’huile bas
Problème de
système de
○ ○ ○ • • • • ○ ○ •
circulation
d’huile
Déforma-
tion des
• • • • ○ • •
enroule-
ments
Desserrage
des spires
des enrou-
• • • •
lements
Défauts
méca-
niques
Desserrage
• •
du noyau
Fuite
○ • • • • • ○ • •
d’huile
Dommage/
perturba-
• ○ • • ○ ○ • • • ○ • •
tion externe
Tableau 2 (suite)
Composants
Changeur de
Modes de Système de refroidissement
Externe, Cuve/
prises
défail- Enrou- Conne- Cons
par Traver- Isola- ré-
lance/dé- le- Noyau xions erva
exemple sées tion Ven- ser- Hors
faillances ments (internes) Radia- teur En
charge Huile Pompe tila- voir ten-
détectées teur charge
teurs sion
Animaux
par exemple
○ ○ ○ ○ ○
Courant
de défaut
traversant,
par exemple
impact de
• • • • • • ○ ○ ○ ○ ○ ○
foudre ou
court-cir-
Défauts
cuit
ex-
ternes
Défauts
d’alimen-
tation, par
exemple
harmo-
• • • • • • ○ ○ ○ ○ ○
niques
excessives
et surexci-
tation
Légende
• Lien probable
○ Lien moins probable
7.4 Influences sur la vitesse de progression d’un mode de défaillance
7.4.1 Généralités
Une multitude de facteurs influencent la vitesse de progression d’un mode de défaillance dans les
transformateurs de puissance, notamment:
a) charge;
b) environnement;
c) conception;
d) maintenance;
e) protection.
7.4.2 Charge
L’amplitude et les caractéristiques de la charge électrique placée sur un transformateur font partie des
plus importants facteurs d’influence de la durée de vie en service d’un transformateur de puissance.
Les perturbations du système telles que les surtensions, les courants de défaut traversants, etc.,
peuvent avoir un effet cumulatif sur le transformateur. Les dommages non détectés causés par de tels
événements peuvent également conduire à une dégradation accélérée dans des zones localisées, ce qui
entraîne une défaillance.
7.4.3 Environnement
Les conditions environnementales régnant autour d’un transformateur peuvent influencer la vitesse
de dégradation d’un transformateur. Certaines des conditions environnementales normales ayant
un tel effet sont la température ambiante et l’altitude. Des facteurs tels que le vent, la lumière du
10 © ISO 2018 – Tous droits réservés
soleil et la pluie peuvent également affecter la température de fonctionnement. D’autres facteurs
environnementaux qui peuvent influencer la durée de vie du transformateur incluent les atmosphères
agressives ou c
...
Questions, Comments and Discussion
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