La température de point chaud d’un enroulement est une valeur locale, distincte de la température de l’huile supérieure et de la température moyenne de l’enroulement. Un modèle thermique l’estime à partir de la charge, de la température de l’huile, de l’ambiance et de paramètres thermiques. Une sonde à fibre optique mesure la température à son extrémité, à un emplacement défini dans l’enroulement.
- Le modèle fournit un état thermique calculé à partir de ses entrées; la sonde fournit une mesure au point installé.
- Chaque sonde mesure un seul emplacement défini. Plusieurs points indépendants nécessitent plusieurs sondes.
- Le placement détermine si la mesure représente une zone thermiquement critique; la sonde ne recherche pas automatiquement le point le plus chaud.
- Les mesures et les modèles sont complémentaires : les données mesurées permettent de vérifier et d’affiner le modèle.
Température de point chaud : définition
Le point chaud est la zone la plus chaude de l’enroulement et contribue au vieillissement de l’isolation papier. La température de l’huile supérieure décrit l’huile à un emplacement donné; la température moyenne masque les pics locaux. La valeur calculée dépend de la représentativité des paramètres et des conditions d’exploitation du transformateur concerné.
| Grandeur | Description | Obtention | Interprétation |
|---|---|---|---|
| Huile supérieure | Huile à un point supérieur défini | Capteur ou indicateur dans l’huile | Ce n’est pas la température du conducteur; l’écart au point chaud varie. |
| Moyenne de l’enroulement | Température moyenne du conducteur | Méthode de résistance pendant les essais | Lisse les pics locaux. |
| Point chaud calculé | Maximum thermique modélisé de l’enroulement | Modèle avec charge, huile, ambiance et paramètres | Valide si les entrées représentent le transformateur. |
| Mesure de la sonde | Température à un point installé | Sonde fluorescente dans l’enroulement | Représente le maximum seulement si elle est bien positionnée. |
Estimation par modèle thermique
Le calcul combine température ambiante, échauffement de l’huile supérieure et gradient thermique de l’enroulement. Les constantes de temps, exposants et échauffements nominaux proviennent d’essais ou de valeurs normalisées; l’état du refroidissement modifie les paramètres utilisés. Un modèle permet une estimation continue lorsque les données sont disponibles, y compris sur des transformateurs sans sondes intégrées. Un écart aux hypothèses du modèle apparaît toutefois comme une erreur résiduelle, notamment lors de changements de charge ou de refroidissement.
Ce que mesure une sonde intégrée à fibre optique
Une sonde à fluorescence mesure la température à sa pointe : la lumière d’excitation atteint le matériau fluorescent et l’instrument convertit son temps de décroissance en température. Le trajet optique est non conducteur. INNO utilise une mesure ponctuelle, et non une mesure distribuée le long de toute la fibre. L’emplacement est défini lors de la conception et de la fabrication de l’enroulement.
Mesure directe ou estimation : comparaison
| Critère | Modèle thermique | Sonde à fibre intégrée |
|---|---|---|
| Principe | Calcul à partir de la charge, de l’huile, de l’ambiance et des paramètres | Mesure optique à un emplacement physique |
| Résultat | État thermique estimé | Température mesurée au point instrumenté |
| Couverture | Comportement représenté par le modèle | Un point défini par sonde |
| Limite principale | Dépend des hypothèses et des entrées | Dépend du placement et du nombre de sondes |
Pourquoi le placement de la sonde compte
La géométrie de l’enroulement, les conduits de refroidissement et la circulation d’huile déterminent les zones susceptibles d’être les plus chaudes. Les sondes doivent être positionnées dans les zones identifiées par l’étude thermique. Une comparaison modèle-mesure doit tenir compte du fait qu’une sonde suit un conducteur précis tandis que le modèle représente souvent un point chaud équivalent.
Résultats de terrain : modèle et référence optique
Une étude publiée en 2026 dans Discover Artificial Intelligence a évalué un transformateur élévateur ONAF de 100 MVA et 220 kV sur une période estivale. Sur les cinq jours d’évaluation, le modèle dynamique de référence affichait une erreur absolue moyenne (MAE) de 8,35 °C; un modèle tenant compte du spectre harmonique obtenait 4,18 °C; le modèle hybride avec correction résiduelle obtenait 1,87 °C (RMSE : 2,34 °C; R² : 0,972). La référence était le maximum valide des voies optiques disponibles. Ces résultats concernent cette unité, cette période et les conditions d’étude; ils ne constituent pas une performance universelle des modèles IEC.
| Méthode | MAE (°C) | RMSE (°C) | R² |
|---|---|---|---|
| Modèle thermique dynamique IEC (référence des auteurs) | 8,35 | 9,87 | – |
| Modèle physique sensible au spectre | 4,18 | – | – |
| Modèle hybride physique-données | 1,87 | 2,34 | 0,972 |
Ce que montrent les résultats
La référence optique affichait une moyenne de 76,69 °C, contre 85,16 °C pour la base IEC, soit 8,47 °C de plus. Au seuil de 98 °C, le modèle hybride a détecté 12 des 13 dépassements enregistrés par fibre [2].
Ce qu’ils ne permettent pas de conclure
Le résultat porte sur une unité et une période estivale avec variations de charge photovoltaïque et forte distorsion du courant. Les positions des sondes et les données d’étalonnage ne sont pas publiées; l’effet de l’emplacement ne peut donc pas être isolé. Le modèle hybride utilisait également des mesures optiques pour actualiser ses paramètres.
Associer mesures et modèles
La conception thermique identifie les zones à instrumenter; l’essai d’échauffement fournit une première comparaison; l’exploitation permet ensuite de comparer les points mesurés à la sortie du modèle sous charge réelle. Un écart persistant peut révéler des paramètres, des états de refroidissement, des harmoniques ou un emplacement de sonde à revoir. Sans sonde intégrée, le modèle reste un outil d’estimation. Avec des sondes, les mesures décrivent les points équipés et le modèle complète l’état thermique entre ces points.
Configuration INNO pour la mesure des enroulements
Les configurations publiées indiquent une plage de −40 à +260 °C, une résolution de 0,1 °C et une précision de ±1 °C pour la sonde immergée dans l’huile; les sondes et instruments compatibles déterminent la configuration finale. Le transmetteur multivoie IF-C prend en charge 1 à 64 voies configurables, une acquisition inférieure à 1 s, RS485/Modbus, des sorties analogiques en option et deux relais d’alarme. Le système pour transformateur immergé dans l’huile est configurable de 1 à 18 voies. Les performances exactes doivent être vérifiées dans la fiche du produit sélectionné.
Pour examiner un projet, préparez le type et la puissance du transformateur, la disposition des enroulements, les zones chaudes prévues, le nombre de points, le chemin et la longueur des fibres, ainsi que les interfaces Modbus, analogiques ou relais. Consultez la page de surveillance de la température des transformateurs ou contactez l’équipe INNO.
Références
- IEC 60076-7:2018, Guide de charge des transformateurs de puissance immergés dans l’huile minérale.
- Cao, S. (2026). Online power-transformer hot-spot estimation via spectrum-aware physics-data hybrid learning. Discover Artificial Intelligence, 6, 1673. DOI: 10.1007/s44163-026-02632-y.
- Abdali et al. (2023), Novel hotspot temperature prediction of oil-immersed distribution transformers: An experimental case study. IEEE Transactions on Industrial Electronics, 70(7), 7310–7322. DOI: 10.1109/TIE.2022.3206690.
- Abdali, A., Abedi, A., Masoumkhani, H., Mazlumi, K., Rabiee, A., & Guerrero, J. M. (2023). Magnetic-thermal analysis of distribution transformer: Validation via optical fiber sensors and thermography. International Journal of Electrical Power & Energy Systems, 153, 109346. DOI: 10.1016/j.ijepes.2023.109346.
- González-Cagigal, M. A., Rosendo-Macías, J. A., & Gómez-Expósito, A. (2023). Parameter estimation for hot-spot thermal model of power transformers using unscented Kalman filters. Journal of Modern Power Systems and Clean Energy, 11(2), 634–642. DOI: 10.35833/MPCE.2022.000439.