La température des enroulements d’un transformateur peut être mesurée directement à des emplacements choisis ou estimée indirectement à partir de la température d’huile, du courant de charge et du comportement thermique. Les indicateurs traditionnels et les modèles thermiques estiment généralement la température d’enroulement ou de point chaud. Des sondes intégrées, notamment à fibre optique, peuvent mesurer directement des positions choisies à l’intérieur de l’enroulement.
Chaque méthode répond à une question différente : température moyenne des enroulements, température estimée des enroulements, température estimée du point chaud ou température réelle à un point choisi. Ces quatre notions sont liées, mais ne constituent pas la même mesure.
Méthodes de mesure directe et d’estimation
| Méthode | Directe ou indirecte | Grandeur mesurée | Surveillance en service | Usage courant |
|---|---|---|---|---|
| Sonde à fibre optique intégrée | Directe | Température à un point interne choisi de l’enroulement | Oui | Surveillance du point chaud / de l’intérieur des enroulements |
| Indicateur de température des enroulements (WTI) | Indirecte | Température d’enroulement simulée ou indiquée | Oui | Surveillance traditionnelle de transformateur / commande du refroidissement |
| Modèle thermique | Indirecte | Température calculée du point chaud de l’enroulement | Oui | Systèmes de surveillance des transformateurs |
| Méthode par résistance | Indirecte / température moyenne déduite de la résistance | Température moyenne de l’enroulement | Généralement lors d’essais | Essais d’échauffement / Essais de transformateurs |
| RTD / PT100 | Directe à l’emplacement du capteur lorsque la conception le permet | Point physique choisi | Oui | Courante dans certaines configurations de transformateurs secs |
| Infrarouge | Mesure directe de surface | Surface externe accessible | Oui / Périodique | Inspection de surface, et non du point chaud interne de l’enroulement |
Que signifie réellement « température des enroulements d’un transformateur » ?
Température moyenne des enroulements
Température moyenne globale de l’enroulement, déductible notamment de la variation de sa résistance.
Température du point chaud des enroulements
Position localisée de l’enroulement où la température maximale est attendue, ou emplacement présentant un intérêt thermique particulier — valeur essentielle à la surveillance du transformateur.
Température ponctuelle mesurée
La température réelle à l’emplacement physique où un capteur est installé.
Température d’enroulement calculée / indiquée
Valeur déduite ou simulée à partir de la température d’huile, du courant de charge et d’un modèle thermique.
Ces valeurs sont liées, mais ne correspondent pas à la même mesure.
Méthode 1 : indicateur de température des enroulements (WTI)
Un WTI mesure-t-il directement la température des enroulements ? Dans de nombreux transformateurs traditionnels, non.
Un WTI traditionnel utilise généralement un bulbe ou un capteur lié à la température d’huile, associé à une entrée de transformateur de courant et à un élément chauffant ou un mécanisme de compensation, pour simuler l’échauffement des enroulements par rapport à l’huile. Les dispositifs électroniques modernes peuvent plutôt calculer cette température à partir d’une entrée courant et de la température mesurée de l’huile en partie haute.
Les sorties WTI servent couramment à l’indication locale, aux alarmes et à la commande des ventilateurs, des pompes et du refroidissement du transformateur. Un WTI ne représente pas nécessairement le point conducteur réellement le plus chaud de l’enroulement.
Méthode 2 : modèles thermiques de transformateurs
Les systèmes modernes peuvent estimer la température du point chaud à partir de données d’exploitation mesurées et d’un modèle thermique. Les entrées usuelles peuvent inclure la température de l’huile en partie haute, le courant, la charge et l’état du refroidissement, avec des paramètres thermiques propres au transformateur.
Les résultats peuvent comprendre une température d’enroulement calculée, une température de point chaud estimée ou des informations de charge thermique.
Cette approche présente des avantages pratiques : elle n’exige pas de capteur électronique interne à chaque emplacement, permet la surveillance continue en ligne et peut s’intégrer à la surveillance d’état du transformateur. Une température de point chaud calculée reste toutefois une sortie de modèle, plutôt qu’une mesure physique directe au point de l’enroulement.
Méthode 3 : mesure de résistance des enroulements
La résistance des enroulements en cuivre ou en aluminium varie avec la température. La comparaison de la résistance mesurée à une référence permet de déterminer leur température moyenne.
Cette méthode sert couramment aux essais en usine, aux essais d’échauffement et, lorsque cela s’applique, aux essais de mise en service ou de diagnostic.
Distinction essentielle : la résistance fournit une température moyenne d’enroulement, pas celle du point chaud local réel. Cette méthode est utile pour les essais de transformateurs, mais ne sert généralement pas à la surveillance ponctuelle continue en ligne dans un enroulement sous tension.
Méthode 4 : mesure directe par sondes de température à fibre optique
Les sondes ponctuelles à fibre optique par fluorescence mesurent directement des emplacements choisis des enroulements lorsque la conception du transformateur permet leur intégration.
La chaîne habituelle est : sonde de température à fibre optique → fibre optique → traversée / cheminement du transformateur → transmetteur ou instrument de surveillance. L’extrémité sensible est placée à un emplacement choisi pendant la fabrication du transformateur ou l’assemblage des enroulements.
| Paramètre | Valeur habituelle |
|---|---|
| Plage de température | -40 à 260 °C |
| Précision | ±0.5 à ±1 °C |
| Temps de réponse | <1 s |
| Diamètre de la sonde | Environ 2–3 mm |
| Longueur de fibre | Généralement configurée selon les dimensions du transformateur et la position de l’instrument |
Les spécifications exactes dépendent de la configuration de la sonde.
Pourquoi utiliser des capteurs à fibre optique dans les enroulements de transformateurs
- Chaîne de mesure électriquement isolée
- Forte résistance aux perturbations électromagnétiques
- Petite structure de sonde adaptée aux espaces réduits des enroulements
- Mesure directe à des positions choisies des enroulements
- La fibre peut relier le point sensible interne à un instrument externe
- Plusieurs points peuvent être surveillés simultanément
Où installe-t-on les sondes de température à fibre optique ?
Les positions des sondes sont définies pendant la conception du transformateur selon le comportement thermique attendu et l’objectif de mesure. Les zones d’intérêt peuvent comprendre certains points chauds des enroulements, les sections soumises à des contraintes thermiques plus fortes, des positions propres à chaque phase et des positions hautes, médianes ou basses définies par la conception thermique du fabricant.
Le nombre final de points et leur position dépendent de la conception du transformateur, de la disposition des enroulements et des objectifs de surveillance.
Méthode 5 : mesure RTD ou PT100 dans les transformateurs
Les RTD / PT100 sont largement utilisés pour surveiller la température des transformateurs et équipements électriques, surtout lorsqu’un câblage conducteur peut être intégré en sécurité.
Dans les transformateurs secs, ces capteurs servent couramment à surveiller les enroulements, mesurer les phases, alimenter les régulateurs, commander les ventilateurs et assurer les alarmes ou déclenchements. Leur position dépend de la conception de l’isolation et de la construction du fabricant.
La fibre optique devient plus intéressante lorsque l’isolation électrique au point mesuré est importante, que les perturbations électromagnétiques sont fortes ou qu’un câblage conducteur dans les enroulements est indésirable.
Les caméras infrarouges peuvent-elles mesurer la température des enroulements de transformateurs ?
Pas la température interne des enroulements d’un transformateur fermé.
La mesure infrarouge peut être utile sur les surfaces accessibles : connexions externes, traversées, bornes, composants de refroidissement et surfaces accessibles des transformateurs secs. Elle ne voit toutefois pas directement les points chauds internes à travers la cuve ou la structure isolante.
Mesure de température des enroulements de transformateurs immergés
Surveillance traditionnelle : température de l’huile en partie haute, WTI, courant de charge, état du refroidissement.
Surveillance moderne : température de l’huile en partie haute, modèle thermique électronique, sondes à fibre optique si installées, surveillance multivoie et intégration PLC / SCADA / surveillance du transformateur.
La mesure interne directe exige normalement d’intégrer les sondes lors de la fabrication ou d’une intervention interne majeure.
Mesure de température des enroulements de transformateurs secs
Les transformateurs secs utilisent couramment une mesure directe de température des enroulements ou bobines par des capteurs intégrés à leur construction : PT100 / RTD, sondes à fibre optique, régulateurs multivoies, commande des ventilateurs, sorties d’alarme et de déclenchement.
Les RTD / PT100 sont très utilisées et compatibles avec de nombreux régulateurs de transformateurs secs. La fibre optique est utile lorsqu’on privilégie l’isolation électrique, la résistance aux fortes perturbations ou la mesure optique directe. Elle ne remplace pas nécessairement la PT100 dans tous les cas.
Mesure directe et température calculée des enroulements
| Comparaison | Capteur direct intégré | WTI / modèle thermique |
|---|---|---|
| Source de mesure | Point physique de mesure dans l’enroulement | Température d’huile, courant de charge, simulation thermique |
| Point physique réel | Oui | Non — estimation |
| Estimation du point chaud | Dépend du positionnement des sondes | Conçue pour estimer le point chaud |
| Exigence d’installation | Généralement pendant la fabrication | Instrumentation standard du transformateur |
| Surveillance en service | Oui | Oui |
| Capacité multipoint | Oui, avec plusieurs sondes | Généralement une seule valeur calculée |
| Isolation électrique | Oui (fibre optique) | Sans objet |
| Usage le plus adapté | Température réelle à un emplacement précis | Température estimée d’enroulement / de point chaud selon les conditions d’exploitation |
Les capteurs directs répondent à « Quelle est la température à cet endroit précis ? ». Les modèles thermiques répondent à « Quelle température d’enroulement ou de point chaud peut-on estimer selon les conditions d’exploitation ? ». Les deux méthodes peuvent se compléter.
Combien de capteurs de température d’enroulement faut-il ?
Le nombre de sondes dépend des phases, de la configuration des enroulements, des dimensions du transformateur, des emplacements thermiques identifiés, de la redondance requise, de l’objectif de surveillance et des voies disponibles.
Une sonde ponctuelle optique représente généralement un emplacement thermique défini. Plusieurs sondes peuvent se raccorder à un transmetteur multivoies à fibre optique, à un instrument de surveillance thermique ou à un système de surveillance de l’état du transformateur.
À quoi servent les données de température des enroulements ?
Elles peuvent servir à l’affichage local, aux alarmes de température élevée, à la logique de déclenchement si nécessaire, à la commande des ventilateurs et des pompes et à l’intégration dans un système de surveillance de transformateur, un PLC ou un SCADA, avec enregistrement et analyse des tendances.
Selon l’instrument, les sorties courantes comprennent RS485, Modbus RTU, 4–20 mA et des relais d’alarme.
Quelle méthode de température d’enroulement pour chaque situation ?
| Besoin de mesure | Orientation de méthode adaptée | Information fournie |
|---|---|---|
| Essai d’échauffement en usine | Méthode par résistance + autres mesures d’essai | Température moyenne de l’enroulement |
| Indication continue de température d’huile en partie haute / d’enroulement | WTI | Température d’enroulement simulée / indiquée |
| Point chaud estimé de l’enroulement | Modèle thermique | Température calculée du point chaud |
| Température interne directe de l’enroulement | Sondes à fibre optique intégrées | Température réelle à des points internes choisis |
| Température des enroulements de transformateur sec | Sondes RTD / PT100 ou à fibre optique | Mesure ponctuelle directe intégrée au contrôleur |
| Mesure d’enroulement en haute tension / sous fortes perturbations électromagnétiques | Sondes à fibre optique intégrées | Mesure directe électriquement isolée |
| Inspection des surfaces | Mesure infrarouge | Température des surfaces accessibles uniquement |
| Surveillance des transformateurs par PLC / SCADA | Modèle thermique, WTI ou sortie d’instrument à fibre optique | Données de surveillance intégrées |
Que confirmer avant de choisir une méthode de mesure de température des enroulements ?
- Transformateur à huile ou sec ?
- Transformateur neuf ou existant ?
- Mesure directe ou température calculée nécessaire ?
- Température moyenne des enroulements ou température d’un point chaud choisi ?
- Combien d’emplacements d’enroulement faut-il surveiller ?
- Le capteur est-il installé pendant la fabrication du transformateur ?
- Une isolation électrique est-elle requise ?
- Y a-t-il de fortes EMI ?
- Quelles dimensions de sonde sont nécessaires ?
- Quelle longueur de fibre / câble ?
- Combien de voies de surveillance ?
- Affichage local nécessaire ?
- RS485 / Modbus requis ?
- Sortie 4–20 mA nécessaire ?
- Relais d’alarme requis ?
- Commande du refroidissement requise ?
- Intégration PLC / SCADA requise ?
Limites des méthodes de température d’enroulement
« Un indicateur de température des enroulements mesure directement leur conducteur. » Les WTI classiques simulent ou estiment souvent la température d’enroulement au lieu de mesurer directement le conducteur.
« La température de l’huile en partie haute est identique à celle des enroulements. » Elles sont liées, mais représentent des emplacements et des états thermiques différents.
« La mesure de résistance fournit la température du point chaud de l’enroulement. » La mesure de résistance représente principalement la température moyenne des enroulements.
« Les caméras infrarouges peuvent mesurer la température interne des enroulements. » Elles mesurent les surfaces accessibles, mais ne voient pas directement les points chauds internes à travers la structure du transformateur.
« Un seul capteur de température suffit pour tous les transformateurs. » Le nombre et la position des points dépendent de la conception du transformateur et des objectifs de surveillance.