Les transformateurs immergés et secs n’utilisent pas exactement la même approche de mesure de température, car leur isolation, leur refroidissement et la structure de leurs enroulements diffèrent.
Les transformateurs immergés surveillent habituellement la température de l’huile en partie haute et celle des enroulements ou de leurs points chauds. La température d’enroulement peut être estimée par un WTI ou un modèle thermique, ou mesurée directement à des points internes choisis par des sondes à fibre optique intégrées. Sans huile isolante, les transformateurs secs surveillent surtout les enroulements, bobines, noyau ou autres composants choisis. Les PT100 / RTD sont courants dans leurs systèmes de contrôle thermique ; la fibre optique convient aux besoins de mesure optique directe, d’isolation électrique, de haute tension ou de résistance aux perturbations électromagnétiques.
Les transformateurs immergés nécessitent une surveillance de l’huile et des enroulements ; les transformateurs secs ciblent principalement les enroulements et bobines, puisqu’ils n’ont pas d’huile isolante. La bonne méthode dépend de la grandeur recherchée : huile, moyenne des enroulements, estimation du point chaud ou température réelle d’un point physique choisi.
Quelles températures mesure-t-on dans un transformateur immergé ?
Un transformateur à huile surveille couramment l’huile en partie haute, d’autres températures d’huile si nécessaire, la température des enroulements, celle du point chaud et les températures internes directes si des capteurs sont intégrés.
La température d’huile diffère de celle des enroulements. Le conducteur peut fonctionner à une autre température que l’huile environnante selon la charge, le refroidissement et la conception. Ces grandeurs sont donc généralement suivies séparément.
Quelles températures mesure-t-on dans un transformateur sec ?
Sans huile isolante, la surveillance porte sur les enroulements, bobines, enroulements de phases et, si nécessaire, certains points du circuit magnétique ou de la structure.
Ces transformateurs utilisent généralement des PT100 / RTD raccordées à un contrôleur thermique pour transformateur sec. Des sondes à fibre optique peuvent aussi mesurer directement certains points d’enroulement, sans être nécessaires dans toutes les installations.
Repères de mesure thermique pour transformateurs immergés et secs
| Élément | Transformateur immergé dans l’huile | Transformateur sec |
|---|---|---|
| Fluide principal de refroidissement | Huile / huile et refroidissement externe | Air / circulation naturelle ou forcée selon la conception |
| Principales températures visées | Huile et enroulement | Principalement enroulement / bobine |
| Mesure de température d’huile | Oui | Sans objet |
| Mesure courante des enroulements | WTI / estimation thermique / capteurs directs | PT100 / RTD / capteurs directs |
| Mesure interne directe | Sondes à fibre optique intégrées possibles | Fibre optique / RTD selon la conception |
| Contrôleur habituel | Instrument de surveillance de transformateur / WTI / OTI | Contrôleur thermique pour transformateur sec |
| Installation des capteurs | Souvent prévu pendant la fabrication du transformateur | Selon la conception des enroulements / bobines et du contrôleur |
| Surveillance multipoint | Disponible | Disponible |
La disposition réelle des capteurs dépend de la conception et des objectifs de surveillance.
Comment mesure-t-on la température d’huile d’un transformateur immergé ?
La température de l’huile en partie haute est couramment mesurée par un capteur ou indicateur placé pour représenter l’huile proche du haut du transformateur. Elle sert à l’indication, aux alarmes, à la commande du refroidissement et à la surveillance générale.
La température d’huile n’est pas directement celle du conducteur d’enroulement le plus chaud. Elle renseigne sur l’état thermique général, mais les enroulements doivent être évalués séparément.
Comment mesure-t-on la température des enroulements d’un transformateur immergé ?
La température des enroulements d’un transformateur immergé est généralement traitée selon trois approches :
Indicateur de température d’enroulement. Un WTI estime ou simule généralement la température des enroulements à partir de l’huile et d’une compensation d’échauffement liée au courant de charge, selon sa conception. Il ne mesure pas directement le conducteur de l’enroulement.
Modèle thermique. Un modèle thermique utilise la charge, la température d’huile et les caractéristiques thermiques du transformateur pour estimer la température d’enroulement ou de point chaud.
Capteur de température à fibre optique intégré. Une sonde intégrée mesure directement la température réelle du point physique choisi dans l’enroulement, plutôt qu’une valeur estimée ou simulée.
Comment mesurer la température des enroulements d’un transformateur sec ?
Les PT100 / RTD sont couramment placés à des emplacements choisis des enroulements ou bobines et raccordés à un régulateur. Selon le modèle, celui-ci assure l’affichage, l’alarme, la commande des ventilateurs, le déclenchement ou la communication.
Les sondes optiques peuvent mesurer directement les enroulements, les points haute tension, les environnements électromagnétiques intenses ou les applications préférant une mesure isolée. La PT100 reste pratique, éprouvée et très répandue sur les installations classiques de transformateurs secs.
WTI, PT100 et capteur à fibre optique
| Méthode | Application courante | Grandeur mesurée | Caractéristique principale |
|---|---|---|---|
| WTI | Transformateur immergé | Température estimée / simulée des enroulements | Utile à la surveillance thermique classique des transformateurs |
| PT100 / RTD | Transformateurs secs et points thermiques accessibles | Température à l’emplacement du capteur | Capteur électrique de température éprouvé |
| Sonde à fibre optique | Applications aux enroulements immergés ou secs | Température réelle au point physique choisi | Isolation électrique et résistance aux perturbations électromagnétiques |
Mesure directe des enroulements et estimation thermique
En mesure directe, le capteur se trouve physiquement à un point choisi de l’enroulement. Une estimation est déduite de la température d’huile, du courant, d’un modèle thermique et d’autres paramètres, sans lecture physique directe.
| Type de mesure | Résultat | Méthode courante |
|---|---|---|
| Température ponctuelle directe | Température réelle au point choisi | Sonde à fibre optique / Capteur intégré adapté |
| Température estimée des enroulements | Valeur thermique calculée | WTI / modèle thermique |
| Température moyenne des enroulements | Résultat thermique moyen des enroulements | Méthode par résistance |
Un capteur direct mesure uniquement le point physique choisi, et non chaque point de l’enroulement. Il ne faut pas l’interpréter comme une lecture automatique de l’emplacement absolument le plus chaud du transformateur.
Comment le placement des capteurs diffère-t-il ?
Dans les transformateurs à huile, le placement peut concerner des zones de points chauds choisies, des emplacements internes intégrés, des positions de mesure d’huile et le chemin vers une traversée. Dans les modèles secs, il peut concerner un enroulement de phase, une bobine, une surface ou un point interne choisi et les emplacements requis par le contrôleur.
Aucun de ces types n’utilise une position fixe universelle : le placement suit la structure précise des enroulements et du refroidissement. L’article associé sur le positionnement des capteurs optiques dans les enroulements explique plus en détail ce choix.
Quelles différences d’installation des capteurs ?
Dans un transformateur immergé, les sondes à fibre optique intégrées aux enroulements doivent généralement être prévues pendant la fabrication ou leur assemblage : l’accès interne devient très limité une fois l’enroulement et la cuve terminés.
Dans un transformateur sec, les capteurs peuvent également être intégrés en fabrication ; certaines positions accessibles peuvent être plus faciles à entretenir selon la conception. Dans les deux cas, la mesure interne intégrée doit être prévue avant l’assemblage final, plutôt qu’ajoutée après.
Combien de capteurs utilise-t-on habituellement ?
Le nombre dépend du type de transformateur, des phases, des enroulements surveillés, des hauteurs de mesure, des points chauds d’intérêt et de l’objectif global.
Les systèmes optiques pour transformateurs à huile utilisent souvent 6, 8, 9, 12 ou 16 voies. Les contrôleurs optiques de transformateurs secs utilisent couramment 3, 4, 6 ou 7 voies. Ce sont des configurations usuelles, pas des normes obligatoires : les capteurs doivent correspondre aux points réellement définis pour chaque transformateur.
Quelles différences pour la surveillance multivoies ?
Sur les transformateurs à huile, le multivoie peut couvrir plusieurs positions, phases, sections HT / BT et hauteurs d’enroulement. Sur les modèles secs, il peut couvrir trois phases, plusieurs points d’enroulement et des points supplémentaires de l’équipement.
Dans les deux cas, une sonde ponctuelle optique utilise normalement une voie. Un article distinct explique comment déterminer le nombre requis pour un système à fibre optique.
Comment la longueur de fibre varie-t-elle entre les deux types ?
Dans un transformateur à huile, la fibre peut suivre un trajet interne plus long, de l’enroulement à la traversée puis à l’instrument externe. Dans un modèle sec, le contrôleur est souvent plus proche de l’enroulement ou de la bobine selon la conception, sans que cela soit vrai partout.
Pour de nombreux transformateurs, 3-5 m constituent un repère de départ pratique ; les configurations courantes de sondes prennent en charge environ 0-20 m selon leur structure et le projet. Il s’agit d’un critère de cheminement, et non d’une règle fixe liée au type de transformateur. Le guide dédié au choix de longueur de fibre l’explique en détail.
Quelles différences dans les fonctions d’alarme et de contrôle ?
La surveillance des transformateurs immergés peut interagir avec les ventilateurs, pompes à huile, alarmes, systèmes de surveillance et intégrations PLC / SCADA. Les contrôleurs de transformateurs secs peuvent gérer l’affichage, les ventilateurs, les alarmes, le déclenchement et la communication.
Les fonctions dépendent de l’instrument ou du contrôleur choisi, plutôt que du seul type de transformateur. Selon le produit, les interfaces peuvent comprendre RS485, Modbus RTU, sorties analogiques ou relais d’alarme.
Quand la mesure thermique à fibre optique est-elle utile ?
Dans les transformateurs immergés, la fibre optique sert à la mesure directe des points chauds, à la mesure intégrée, aux environnements haute tension et à la surveillance interne multipoint. Dans les transformateurs secs, elle sert à la mesure directe des enroulements, à l’isolation, aux emplacements haute tension, aux champs intenses et aux besoins de surveillance particuliers.
La fibre optique complète les capteurs classiques sans les remplacer automatiquement. Le choix dépend des besoins réels de surveillance.
Quelle méthode de mesure de température choisir ?
Pour l’huile, utilisez une méthode adaptée à sa température. Si une estimation classique des enroulements suffit, un WTI ou modèle thermique peut convenir. Pour la température réelle d’un point interne choisi, une sonde optique intégrée peut être appropriée.
Pour le contrôle classique des enroulements de transformateurs secs, le PT100 / RTD avec régulateur est courant. Si l’isolation électrique ou la mesure optique directe est nécessaire, la fibre optique peut être envisagée en complément ou en remplacement des capteurs classiques.
Surveillance thermique des transformateurs immergés et secs selon l’application
| Besoin | Transformateur immergé dans l’huile | Transformateur sec |
|---|---|---|
| Température d’huile | Important | Sans objet |
| Température des enroulements | Important | Cible principale de surveillance |
| Point chaud estimé | Couramment possible par WTI / modèle | Selon la conception de la surveillance |
| Mesure directe d’un point d’enroulement | Sonde optique intégrée | Capteur optique ou capteur de contact adapté |
| Capteur conventionnel courant | Indicateur de température d’huile / WTI | PT100 / RTD |
| Mesure à fibre optique | Utile pour les points internes directs | Utile pour la mesure isolée des enroulements |
| Surveillance multivoies | Oui | Oui |
Quelles informations pour choisir une méthode de surveillance thermique de transformateur ?
- Type de transformateur
- Immergé dans l’huile ou sec
- Caractéristiques nominales du transformateur
- Nombre de phases
- Structure des enroulements
- Points de température à mesurer
- Besoin de température d’huile
- Besoin de température des enroulements
- Mesure directe ou estimée
- Nombre de points de mesure
- Longueur de fibre
- Voies nécessaires
- Emplacement de l’instrument de surveillance
- Fonctions d’alarme requises
- Interface de communication requise
- Besoin d’intégration PLC / SCADA
Idées reçues sur la mesure thermique des transformateurs
La température d’huile et celle des enroulements sont identiques. Elles représentent des emplacements différents ; le conducteur d’enroulement peut avoir une température différente de l’huile environnante.
Le WTI mesure directement le conducteur d’enroulement. Un WTI représente généralement une température simulée ou estimée selon sa conception, sans mesure directe du conducteur.
Les transformateurs secs utilisent un seul capteur de température. La quantité de capteurs dépend du nombre de phases et des points nécessaires.
Une sonde optique mesure tout l’enroulement. Une sonde ponctuelle mesure un emplacement défini, et non tout l’enroulement.
Les transformateurs immergés et secs utilisent la même disposition de capteurs. Le refroidissement, l’isolation et les objectifs diffèrent ; les montages de capteurs varient donc en conséquence.