Maintenance des transformateurs de puissance

CAGRE’15 - ALGER, HOTEL HILTON - du 24 au 26 Mars 2015
Algerian Large Electrical Network Conference
To the electrical networks of future
Diagnostique des Transformateurs
de puissance.
Mokdad _ Bouguerra
E.mail : m.ismael4@yahoo.fr
Ingénieur GRTE - DTE - SETIF.
Algérie.

(Eléments Clefs de la présentation)
➢ Introduction;
➢ Maintenances exercées sur TRs;
✓ Maintenance conditionnelle;
✓ Maintenance curative;
✓ Maintenance basée sur la fiabilité.
➢ Conclusion.

Le diagnostic (Paramètre de mesure de la
performance d’une entreprise) vise la prise en
charge par un personnel qualifié et bien formé,
d’une situation anormale (anomalie) en vue d’y
remédier par une décision correcte basée sur des
informations fiables:
Le diagnostic

➢Les symptômes;
➢L’historique des évènements et contraintes
subies;
➢L’historique de l’exploitation;
➢Caractéristiques conceptuelles avant et
après la dégradation;
➢Actions de maintenance appliquées.

Dans des situations délicates, il est nécessaire de
chercher des solutions à travers:
➢Nouvelles méthodes et outils de test et de
diagnostique;
➢ Expérience récente des autres
(Avis des Experts).

M
A
I
N
T
E
N
A
N
C
E
S
Corrective
Préventive
Prévisionnelle
Évolution de paramètre
Systématique
Fréquence
Conditionnelle
Seuil dépassé
Curative
Défaillance totale
Palliative
Défaillance partielle
Basée sur la fiabilité
Probabilistique (Retour d’expérience)

✓ Evaluation de la CV de l’équipement;
✓ Réparation juste avant l’apparition de la
défaillance;
✓ Action de maintenance bien dirigée et très
efficace;
✓ Optimisation des dépenses.
➢Maintenance conditionnelle

Tests électriques en hors service AGD
Qualité de l’huile Furanes et DP
Vieillissement
de l’huile
Vieillissement
du papier
Défauts actifs
Condition de l’isolation du transformateur
- Résistance des enroulements;
- Rapport de transformation;
- Résistance d’isolement;
- Impédance de court – circuit;
- Tangente delta et
capacitances;
- Décharges partielles.
- Réponse diélectrique
(PDC/FDS/RVM);
- FRA;
- Décharges partielles
(Détection acoustique);
- Vibrations et bruits;
- Champ induit avec mesure
des décharges partielles.
Procédure de Diagnostique sur site des
Transformateurs de puissance [05].

Détection des défaillances
mécaniques
Analyse gaz dissout AGD
Résistance de court circuit Rcc (FRLS)
Courant d’excitation
Capacitance
Impédance de court circuit Zcc
Sweep Frequency response SFRA

Cas N°:01 TR 220/60/10.5 KV
120MVA.
Bruit anormal généré
(Sous tension à vide et en charge)
- AGD;
- Ratio;
- Résistance dynamique enroulement 220 KV CPC (1-27-1);
- Resistances statique enroulements 30 et 10.5 KV.
- SFRA.
- Courant d’excitation;

Cas N°:01 TR 220/60/10.5 KV
120 MVA.
Il est soupçonné qu’une déformation existe sur l’étendue:
➢Nappe de réglage de la phase B (Entre bobine 220 KV de
réglage et sélecteur du CPC) ;
➢Contacts du doubleur et du sélecteur du CPC de la
phase B;
Cette déformation nécessite une prise en charge particulière de
ce TR à savoir :
➢Diagnostic poussé et approfondi (Capacitance, Rcc, et
Zcc);
➢Inspection interne.

Cas N°:01 TR 220/60/10.5 KV
120 MVA.
Mesure du courant d’excitation
0
5
10
15
20
25
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27
I prim , Ph0 m A
I prim , Ph4 m A
I prim , Ph8 m A
Légère déviation Ph8 et Ph0
aux positions 20 et 21 du CPC

Cas N°:01 TR 220/60/10.5 KV
120MVA.
FRA Comparaison (PHA et PHB) Position 14 du CPC
Déformation signifiante Phase B

Cas N°:01 TR 220/60/10.5 KV
120MVA.
FRA Comparaison (PHC et PHB) Position 14 du CPC
Déformation signifiante Phase B

Cas N°:01 TR 220/60/10.5 KV
120MVA.
FRA Comparaison (PHC et PHA) Position 14 du CPC
Légère déformation

thermiques
AGD
Qualité de l’huile
Résistance de court circuit Rcc (FRLS)
Thermographie

Cas N°:02 Trois (03) TRs 60/30 KV.
(Point chaud 3me degré persistant d’une borne 30 KV)
Mauvaise soudure en étain de la connexion
d’une bobine 30 KV dans un embou en cuivre étammé.
Elimination points chauds par reprise de la soudure en
brazure d’argent dans un nouveau embou confectionné)

diélectriques
AGD
Furanes et DP
Qualité de l’huile
Résistance isolement et IP
Facteur dissipation et Capacitance
Réponse diélectrique PDC, FDS et RVM
Décharge partielle (UHF et EA)
Ratio
Vibration et bruits
Courant d’excitation

- AGD;
- Furanes (2-FAL = 0.01)
- Ratio;
- Courant d’excitation;
- Résistance dynamique enroulement 60 KV CPC (27-1-27);
- Resistances statique enroulements 30 et 10.5 KV.
- SFRA.
Surchauffe à grande étendue sur les parois de la cuve
et accentuée en face du bobinage de la phase 4.
Cas N°:03 TR 60/30/10.5 KV
30 MVA.
- Facteur de dissipation et capacitance (TR et Bornes 60 KV).

Cas N°:03 TR 60/30/10.5 KV
30 MVA.
Point chaud persistant sur TR
Valeur du courant mesurée = 0
Valeur du courant mesurée  0
Surchauffe des Tresses
d’éclissage détectée
par thermovision

Constatation par inspection thermographique de circulation
d’un courant de flux de fuite signifiant (Ifuite  0) concentré sur
les tresses d’éclissage entourant la phase B et à moindre
degré pour les phases A et C.
Donc, il est probable, le desserrage du côre du circuit
magnétique et mouvement des enroulements 60, 30 et 10,5 KV
et des nappes de réglage du CPC et des CPAV.
Ce TR a été retiré dans le cadre du passage de puissance de 30
à 40 MVA.
Cas N°:03 TR 60/30/10.5 KV
30 MVA.

Facteur de dissipation Bornes
UST-A (Injection sur borne primaire)
Série (Perte de polarisation)
0,26%
0,27%
0,27%
0,27%
0,27%
0,27%
2000.00 V 4000.00 V 6000.00 V 8000.00 V 10000.00 V
DF
D…
0,27%
0,27%
0,27%
0,27%
0,27%
0,28%
2000.00 V 4000.00 V 6000.00 V 8000.00 V
DF
D…
0,31%
0,31%
0,31%
0,31%
0,31%
0,31%
0,31%
2000.00 V 4000.00 V 6000.00 V 8000.00 V
DF
DF
PH0
PH4
PH8

Capacitance Bornes
UST-A (Injection sur borne primaire)
402,2
402,25
402,3
402,35
2000.00 V 4000.00 V 6000.00 V 8000.00 V 10000.00 V
Cp Pf
C…
414,74
414,76
414,78
414,8
414,82
414,84
414,86
414,88
2000.00 V 4000.00 V 6000.00 V 8000.00 V
Cp Pf
Cp Pf
421,02
421,025
421,03
421,035
421,04
421,045
421,05
421,055
2000.00 V 4000.00 V 6000.00 V 8000.00 V
Cp pF
Cp pF
PH0
PH4
PH8

Facteur de puissance et Capacitance TR
Parallèle (Perte de conduction).
PH0
PH4
PH8
0,00%
0,20%
0,40%
0,60%
0,80%
1,00%
17.00 Hz 30.00 Hz *50.00 Hz 100.00 Hz 200.00 Hz 400.00 Hz
DF
DF
5,205
5,21
5,215
5,22
5,225
5,23
5,235
5,24
17.00 Hz 30.00 Hz *50.00 Hz 100.00 Hz 200.00 Hz 400.00 Hz
Cp nF
Cp nF
Mode GSTg-B (Injection sur primaire)
k:1.00 - T huile:30°C - T ambiante:20°C - Humidité rel:50%

Facteur de puissance et Capacitance TR
PH0
PH4
PH8
Mode UST-A+B (Injection sur tertiaire).
k:1.00 - T huile:30.°C - T ambiante:20.°C- Humidité rel:50%
0,38%
0,38%
0,39%
0,39%
0,39%
0,39%
0,39%
0,40%
0,40%
2000.00 V 4000.00 V 6000.00 V 8000.00 V
DF
DF
0
5
10
15
20
2000.00 V 4000.00 V 6000.00 V 8000.00 V
Cp nF
C…

Cas N°:03 TR 60/30/10.5 KV
30 MVA.
Comparaison (PHA,PHB et PHC) 60KV Position 1 du CPC
Légère déformation en PHB

Cas N°:03 TR 60/30/10.5 KV
30 MVA.
Déformation signifiante en PHB

Cas N°:03 TR 60/30/10.5 KV
30 MVA.
Déformation minime en PHB

Cas N°:03 TR 60/30/10.5 KV
30 MVA.
Comparaison (PHA,PHB et PHC) 30KV CPAV en POS 2
Légère déformatrion en PHC

Comparaison (PHA,PHB et PHC) 10.5KV CPAV en POS 2
Cas N°:03 TR 60/30/10.5 KV
30 MVA.
Déformation très
signifiante en PHC

➢Maintenance basée sur la fiabilité (MBF).
✓AMDEC des transformateurs de puissance.

Transformateur de puissance
Bushings Enroulements Isolation sèche
(cellulose)
Huile isolante et
aéroréfrigérants
Côre du circuit
magnétique
Cuve
Régleur en charge
Régleur à vide

Défaillances dans les TRs
Sources des défaillances selon une étude internationale
sur défaillances de grands TRs [08].

Enroulements
Court circuit
Endommagement mécanique
Basse qualité de
l’huile isolante
Mode de défaillance de la fonction
Evènement de défaillance
Cause de défaillance
Mouvement de
transformateur
Défaut de
construction
Surtensions
transitoires
Défaut sur matériaux isolants
Point chaud Génération de
sulfure de cuivre
foudres Connexion de
transformateur
Court circuit
dans le réseau
Vieillissement
de cellulose
Arbre des défauts des enroulements

Isolation solide
Ne peut pas fournir un isolement
Génération de
sulfure de cuivre
Endommagement mécanique Défaut dans le matériaux isolant
Mouvement du
transformateur
Court circuit Point chaud
Surcharge
Basse qualité de
l’huile isolante
Vieillissement de
la cellulose
Arbre des défauts de
l’isolation cellulosique

Arbre des défauts du
Commutateur
Commutateur
Court circuit
Défaillance de contact
Contamination de l’huile isolante
Mauvaise utilisation Manque de maintenance

Arbre des défauts du Sélecteur
Sélecteur des prises
Ne peut pas changer le niveau de tension
Défaillance mécanique
Usure

Méthodologie de diagnostique et de choix de la
stratégie de maintenance par la MBF [06].
MSI du TR Phase 1 Phase 2 Phase 4
Maintenance 1
Maintenance 2
Maintenance 3
Maintenance 4
Phase 3

Maintenance 1
Maintenance 2
Maintenance 3
Maintenance 4
Phase 3
Empêcher la défaillance par maintenance de routine.
Evaluer la CV d’un TR dés la mise en service
Phase1

Maintenance 1
Maintenance 2
Maintenance 3
Maintenance 4
Phase 3
Détecter et prendre en charge les défauts actifs.
Si la CV du TR révèle un problème, on doit passer à une AGD
Phase 2

Gaz VALEURS (PPM)
H2 111/(101-700)
CO2 2188/(2500)
CO 293/(350)
CH4 26/(120)
C 2H4 31/(50)
C2H6 9/(65)
C2H2 65/(51- 80)
CO2, CH4, C2H4 et C2H6 condition1
H2 condition2
C2H2 condition3
TDCG = 535/( 720) condition1
Cas N°:04 TR 220/30 KV 40 MVA

Cas Défaut C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6
DP Décharges
partielles
< 0.01 < 0.1 < 0.2
D1 Décharges à
faible énergie
> 1 0.1 - 0.5 > 1
D2 Décharge de
haute énergie
0.6 – 2.5 0.1 - 1 > 2
T1 T<300 C° < 0.01 > 1 < 1
T2 T<700 C° < 0.1 > 1 1 - 4
T3 T>700 C° < 0.2 > 1 > 4
Décharge de haute énergie D2
Cas N°:04 TR 220/30 KV 40 MVA

Cas N°:04 TR 220/30 KV 40 MVA
Recyclage de l’huile isolante en vue de filtrer les
dépôts et particules
Dépôts et particules coincés un peut partout dans
la partie active par action d’éjection des pompes
dirigeant l’huile en vue de son refroidissement.

Maintenance 1
Maintenance 2
Maintenance 3
Maintenance 4
Phase 3
Détecter et éliminer la défaillance latente.
Si la défaillance est latente, on doit pousser le
diagnostic via d’autres tests avancés pour résoudre le
défaut sérieux.
Phase 3

Cas N°:05 TR 60/30 KV
20 MVA.
Gaz VALEURS (PPM)
H2 1443/(701-1800)
CO2 13561/(10000)
CO 934/(571-1400)
CH4 3899/(1000)
C 2H4 600/(200)
C2H6 1115/(150)
C2H2 113/(80)
CO2, CH4, C2H4, C2H6 et C2H2 condition4
H2 et CO (CO2/CO = 14.51) condition3
TDCG = 8104/( 4631) condition4

DP Décharges
partielles
< 0.01 < 0.1 < 0.2
D1 Décharges à
faible énergie
> 1 0.1 - 0.5 > 1
D2 Décharge de
haute énergie
0.6 – 2.5 0.1 - 1 > 2
T1 T<300 C° < 0.01 > 1 < 1
T2 T<700 C° < 0.1 > 1 1 - 4
T3 T>700 C° < 0.2 > 1 > 4
Défaut thermique de température (>700 °C)
localisé et impliquant la cellulose
Cas N°:05 TR 60/30 KV
20 MVA.

régleur à vide situé
au bas de la cuve
Inspection interne et réparation

Cas N°:05 TR 60/30 KV
20 MVA.

Maintenance 1
Maintenance 2
Maintenance 3
Maintenance 4
Phase 3
Maintenir sur défaillance.
Si les conséquences de la défaillance sont acceptables
Phase 4
➢Augmenter la fréquence des tests;
➢Appliquer le monitoring «online» avec utilisation
de nouveaux outils de test et de surveillance.

Gaz VALEURS (PPM)
H2 11/(<100)
CO2 1944 /(<2500)
CO 597 /(571-1400)
CH4 101 /(<120)
C 2H4 <1 /(< 50)
C2H6 110 /(101-150)
C2H2 <1 /(<35)
Cas N°:06 TR Station mobile
220/30 KV 40 MVA.
H2, CO2, CH4, C2H4, et C2H2 condition1
CO et C2H6 (CO2/CO = 3.25) condition3
TDCG = 819/(721-1920) condition2

Défaut thermique T1
220/30 KV 40 MVA.
DP Décharges
partielles
< 0.01 < 0.1 < 0.2
D1 Décharges à
faible énergie
> 1 0.1 - 0.5 > 1
D2 Décharge de
haute énergie
0.6 – 2.5 0.1 - 1 > 2
T1 T<300 C° < 0.01 > 1 < 1
T2 T<700 C° < 0.1 > 1 1 - 4
T3 T>700 C° < 0.2 > 1 > 4
Interprétation des résultats selon CEI 60599.02

220/30 KV 40 MVA.
H2O = 11ppm FD = 0.21 2 Fal = 5.79 ppm
➢Probabilité d’existence des produits de
dégradation et de décomposition en forte
concentration;
➢Papier très vieilli (DP entre 400 et 200 donc, 80%
de vie de la cellulose consommée).
Fiabilisation du TR et son exploitation à moitié de la
charge constamment jusqu’à l’avènement du
nouveau poste.

Sinon.
Phase 5
Minimiser les conséquences et/ou
le risque de la défaillance.

Cas N°:07 TR 60/30 KV 40 MVA.
31/12/
2009
28/02/
2010
15/12/
2010
17/02/
2011
20/10/
2011
01/12/
2011
29/02/
2012
03/04/
2012
ASTMD
3612-C
(2001)
Gaz VALEUR (PPM)
H2 43.78 27 0 3 30 25 40 3 60-150
CO2 2529 2251 147 773 2141 2042 2457 277 5100-
13000
CO 193 158 2 28 184 166 197 13 540-900
CH4 11.09 10 0 1 7 7 9 0 40-110
C 2H4 72.97 69.15 1 6 33 44 66 2 60-280
C2H6 31.69 31.86 1 <1 7 10 8 0 50-90
C2H2 46.19 48.27 1 9 41 41 63 0 3-50

DP Décharges
partielles
< 0.01 < 0.1 < 0.2
D1 Décharges à
faible énergie
> 1 0.1 - 0.5 > 1
D2 Décharge de
haute énergie
0.6 – 2.5 0.1 - 1 > 2
T1 T<300 C° < 0.01 > 1 < 1
T2 T<700 C° < 0.1 > 1 1 - 4
T3 T>700 C° < 0.2 > 1 > 4
Cas N°:07 TR 60/30 KV 40 MVA.

Test électriques effectués sur les deux TRs des cas 07 et 08
Cas N°:07 TR 60/30 KV 40 MVA.
Mesure du courant d’excitation (Cas N°: 07).
➢ Mesure du ratio (1 -27);
➢ Mesure dynamique de résistance de contact enroulement primaire
avec balayage des prises du régleur en charge (27-1-27);
➢ Mesure statique de résistance enroulement secondaire;
➢ Mesure de résistance d’isolement;
➢ Impédance de court circuit Zcc (Capacitance Ccc et inductance Lcc);
➢ Réponse fréquentielle de perte de fuite (FRSL) Rcc;
➢Mesure du courant d’excitation (Cas N°: 08).

Conclusion.
Défaillance probable du
côre du circuit magnétique.
Cas N°:07 TR 60/30 KV 40 MVA.

Mesure de la capacitance en court circuit.
Cas N°:07 TR 60/30 KV 40 MVA.
-2500
-2000
-1500
-1000
-500
0
15 50 100 150 200 250 300 350 400
Cp, ph0 µF
Cp, ph4 µF
Cp, ph8 µF

Mesure de l’inductance en court circuit.
Cas N°:07 TR 60/30 KV 40 MVA.
48.5
49
49.5
50
50.5
51
51.5
52
52.5
53
15 50 100 150 200 250 300 350 400
Ls, ph0 mH
Ls, ph4 mH
Ls, ph8 mH

Mesure de Rcc (FRLS)
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
15 50 100 150 200 250 300 350 400
Rcc, ph0 Ω
Rcc, ph4 Ω
Rcc, ph8 Ω
Cas N°:07 TR 60/30 KV 40 MVA.

0
1
2
3
4
5
6
15 50 100 150 200 250 300 350 400
Rcc, ph0 Ω
Rcc, ph4 Ω
Rcc, PH8 Ω
Cas N°:07 TR 60/30 KV 40 MVA.

Mesure de Zcc
0
20
40
60
80
100
120
140
15 50 100 150 200 250 300 350 400
Zcc, ph0 Ω
Zcc, PH4 Ω
Zcc, PH8 Ω
Cas N°:07 TR 60/30 KV 40 MVA.

Mesure dynamique de résistance de contact enroulement
primaire avec balayage des prises du régleur en charge
(27-1-27).
0
50
100
150
200
250
272523211917151311 9 7 5 3 1 3 5 7 9 111315171921232527
R mes, Ph0 mΩ
R mes, Ph4 mΩ
R mes, Ph8 mΩ
R réf,
Cas N°:07 TR 60/30 KV 40 MVA.

Mesure du Ratio
0
0.5
1
1.5
2
2.5
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27
Ratio nom,
Ratio mes PH0
Ratio mes PH4
Ratio mes PH8
Cas N°:07 TR 60/30 KV 40 MVA.

0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27
I prim, PH0 mA
I prim, PH4 mA
I prim, PH8 mA
Déviation signifiante Ph8
Cas N°:07 TR 60/30 KV 40 MVA.

Comparaison des courants d’excitation de la phase 8 des cas 07 et 08
0
20
40
60
80
100
120
140
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27
I prim, TR1 PH8 mA
I prim, TR2 ph8 mA
Déviation
signifiante Ph8
Cas N°:07 TR 60/30 KV 40 MVA.

31/12/
2009
28/02/
2010
15/12/
2010
17/02/
2011
20/10/
2011
01/12/
2011
29/02/
2012
03/04/
2012
ASTMD
3612-C
(2001)
Gaz VALEUR (PPM)
H2 45.62 30 0 3 75 65 64 0 60-150
CO2 3175 2742 147 773 2562 2324 2215 139 5100-
13000
CO 193 210 2 28 333 300 246 5 540-900
CH4 14.89 12.60 0 1 27 25 21 0 40-110
C 2H4 72.97 92.19 1 6 40 51 59 0 60-280
C2H6 48.29 48.35 1 <1 13 16 7 0 50-90
C2H2 40.91 43.40 1 9 35 31 36 0 3-50
Cas N°:08 TR 60/30 KV 40 MVA.

DP Décharges
partielles
< 0.01 < 0.1 < 0.2
D1 Décharges à
faible énergie
> 1 0.1 - 0.5 > 1
D2 Décharge de
haute énergie
0.6 – 2.5 0.1 - 1 > 2
T1 T<300 C° < 0.01 > 1 < 1
T2 T<700 C° < 0.1 > 1 1 - 4
T3 T>700 C° < 0.2 > 1 > 4
Cas N°:08 TR 60/30 KV 40 MVA.

Conclusion.

Cas N°:08 TR 60/30 KV 40 MVA.

Mesure de la capacitance en court circuit
-4000
-3500
-3000
-2500
-2000
-1500
-1000
-500
0
15 50 100 150 200 250 300 350 400
Cp, ph0 µF
Cp, ph4 µF
Cp, ph8 µF
Cas N°:08 TR 60/30 KV 40 MVA.

Mesure de l’inductance en court circuit
32.1
32.2
32.3
32.4
32.5
32.6
32.7
32.8
32.9
33
50 100 150 200 300 400
Lcc, ph0 mH
Lcc, ph4 mH
Lcc, ph8 mH
Cas N°:08 TR 60/30 KV 40 MVA.

0
500
1000
1500
2000
2500
3000
15 50 100 150 200 250 300 350 400
Rcc, ph0 Ω
Rcc, ph4 Ω
Rcc, ph8 Ω
Cas N°:08 TR 60/30 KV 40 MVA.

Mesure de Zcc
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
15 50 100 150 200 250 300 350 400
Zcc, ph0 Ω
Zcc, ph4 Ω
Zcc, ph8 Ω
Cas N°:08 TR 60/30 KV 40 MVA.

Mesure dynamique de résistance de contact enroulement
primaire avec balayage des prises du régleur en charge
(1-27-1)
0
50
100
150
200
250
1 3 5 7 9 1113151719212325272523211917151311 9 7 5 3 1
R réf, mΩ
R mes, Ph0 mΩ
R mes, Ph4 mΩ
R mes, Ph8 mΩ
Légère déviation de Rmes, ph8
en position 3 du CPC
Cas N°:08 TR 60/30 KV 40 MVA.

Mesure du Ratio
0
0.5
1
1.5
2
2.5
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27
Ratio ph0
Ratio ph4
Ratio ph8
Cas N°:08 TR 60/30 KV 40 MVA.

0
20
40
60
80
100
120
140
1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324252627
I prim, ph0 mA
I prim, ph4 mA
I prim, ph8 mA
Cas N°:08 TR 60/30 KV 40 MVA.

➢ Maintenance curative
Trop couteuse donc, à éviter le
maximum possible
Mais parfois, elle est bénéfique.

Déformation mécanique de la self de limitation de court
circuit de l’enroulement tertiaire en triangle.
Self de limitation de court
circuit non bobinée sur le
côre du circuit magnétique.
Bobinage enrobé sur le côre
du circuit magnétique.
Cas N°:09
Avarie d’un TR 220/60/10,5 KV
120/120/40 MVA

Dans le cadre de la dotation de tous les tertiaires des TRs
220/60/10.5 KV 120/120/ 1 MVA ou 80/80/ 1 MVA par
des selfs de limitation de court circuit.
TR 220/60/10,5 KV 120 MVA doté récement
d’une self de limitation de court circuit.
Installation d’une Self
de limitation de court circuit

Renforcement d’isolement des liaisons par des rubans Thermo-
rètractables et enlèvement des éclateurs des bornes 10.5 KV.
Enroulement tertiaire
10,5 KV
TR 220/60/10,5 KV de
l’injecteur de BOUGAA
Cas N°:10 Avarie d’un TR 220/60/10,5 KV
80 MVA.
Amorçage pigeant sur barres de la liaison entre enroulement
tertiaire 10,5 KV et Transfo des services auxilliaires (TSA).

TR 220/60/10,5 KV 120 MVA
Enroulement tertiaire 10,5 KV

Conclusion.
35 TRs faisant partie prenante de la population des TRs de
DTE/SETIF ont excédé les 25 ans de service d’où une
attention particulière est nécessaire. La prise en charge de
ce petit nombre des TRs en matière de diagnostique
poussé et de maintenance est possible du point de vue
(Durée consacrée, efforts et moyens fournis, méthodes
utilisées). En plus, le secret derrière l’état de bonne santé
d’un vieux TR en service c’est qu’il procure une isolation
interne intacte.

De ce fait, les gestionnaires des réseaux doivent créer leur
propre philosophie de diagnostique fondée sur l’utilisation
des nouvelles méthodes et solutions innovantes quand à la
détection et prise en charge des défaillances latentes
précoces et surtout lorsqu’il s’agit des grands stratégiques
transformateurs de puissance.

Il est aussi nécessaire de conduire des études de gestion du
patrimoine dans l’objectif d’extension de vie de la vieille
population des TRs et ce, sans pour autant provoquer la
perte de fiabilité ou de disponibilité.
Finalement, la solution réside dans l’amélioration des
techniques de diagnostic et de maintenance conditionnels
sachant qu’ils présentent une source d’aide à la réduction
des couts de la maintenance et la réhabilitation.

Bibliographie.
[01] Anna Franzén and Sabina Karlsson. ‘’Failure Modes and Effects and Critical Analysis of Transformers’’.
[02] ‘’Doctrine de Maintenance du réseau de transport Cahier N°2 : les transformateurs de puissance’’(Doc. GRTE).
[03] ‘’Prévisions 2014 des paramètres de qualité de service du réseau de transport de l’électricité-GRTE et
DTE/REGIONS’’
(Direction de l’exploitation. Mars 2013).
[04] Wayne Bishop. ‘’Best Practices in Transformer Maintenance’’ (NWPPA, Anchorage, AK October 2009. omicron).
[05] ‘’Large power transformers. On site diagnostics and on site repair. Intelligent solutions ’’(Siemens. Power
transmission and distribution ).
[06] JALAL ABDALLAH . ‘’Using the Frequency Response Analysis (FRA) In Transformers Internal Fault Detection’’
(Department of Electrical Engineering, Tafila Technical University, P.O. Box: 851229, code 11185(Amman JORDAN).
[07] Prof. Dr-Ing Hossein Borsi. ‘’Condition Monitoring, Diagnostic and Life Management Of Power Transformers’’
(Schering Institute University Of Hannover, Germany).
[08] Eric Cottens. ‘’Diagnostique des transformateurs de puissance’’ (Formation sur caisses Omicron: CPC100, TD1 et
FRA Analyzer 1.1).
[09] Tony Higgins. ‘’ MATCHING ASSET MANAGEMENT STRATEGY TO EQUIPMENT FAILURE MODES’’ (ESB International
Ireland).
[10] H. Jin. Sim. ‘’Transformer design: Economics and reliability’’ (Weidmann-ACTI Inc. Technical conference «New
concepts for better asset mangement», November 8 -10 2004 ).

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