Comprendre les thermomètres à pression, à résistance et à fibre optique dans un seul article

Le fonctionnement fiable d'un transformateur immergé dans l'huile dépend en grande partie de la stabilité de son huile isolante interne et des températures de ses enroulements. La surchauffe est l’une des principales causes du vieillissement accéléré de l’isolation, de la dégradation des performances et, à terme, des pannes. Par conséquent, la surveillance de la température est l’un des aspects les plus fondamentaux et les plus critiques du fonctionnement et de la maintenance des transformateurs. Des cadrans mécaniques traditionnels aux systèmes intelligents modernes à fibre optique, l'histoire du développement des thermomètres est une évolution de la technologie de surveillance des transformateurs, de l'observation passive à l'alerte précoce active.

Cet article présentera systématiquement les types courants de thermomètres utilisés sur les transformateurs immergés dans l'huile et fournira une analyse approfondie de leurs principes de fonctionnement et de leurs scénarios d'application.

Chapitre 1 : L'« arbre généalogique » des thermomètres – Un aperçu détaillé de trois types principaux

Sur la base des principes de mesure et de l'emplacement d'installation, les thermomètres pour transformateurs immergés dans l'huile sont principalement divisés dans les trois catégories suivantes. Ensemble, ils forment un réseau de surveillance tridimensionnel depuis la température maximale de l’huile jusqu’aux points chauds sinueux.

1. Thermomètre à pression (thermomètre à lecture à distance)

• Principe de fonctionnement : Il s'agit d'un instrument mécanique classique basé sur la dilatation/contraction thermique et la transmission de pression liquide/gaz . Le système se compose de trois parties :

1. Ampoule de température (capteur) : insérée dans l'huile en haut du réservoir du transformateur, remplie d'un milieu sensible à la température (par exemple, liquide, gaz ou liquide à bas point d'ébullition).

2. Tube capillaire : Un tube métallique long et mince reliant l'ampoule à la tête de jauge, rempli d'un fluide transmettant la pression.

3. Tête de jauge (indicateur) : Montée sur la paroi du réservoir du transformateur ou sur l'armoire de commande, potentiellement à quelques mètres de l'ampoule. Son noyau est un tube de Bourdon – un tube métallique courbé et élastique. Lorsque l'ampoule chauffe, la variation de pression interne est transmise via le capillaire au tube de Bourdon, provoquant sa déformation. Cette déformation déplace un pointeur à travers un mécanisme de liaison, affichant la température.

• Caractéristiques clés :

• Purement mécanique , ne nécessite aucune alimentation externe, excellente immunité aux interférences électromagnétiques, très haute fiabilité.

• La tête de jauge peut être montée à distance pour une lecture locale pratique.

• Généralement équipé de 1 à 2 contacts réglables pour les fonctions d'alarme de surchauffe et de déclenchement.

• La précision et la vitesse de réponse sont relativement plus lentes que celles des types électroniques, et le tube capillaire est sensible aux dommages mécaniques.

• Application typique : le dispositif principal de surveillance et d'alarme pour la température supérieure de l'huile , une fonctionnalité quasi standard sur tous les transformateurs immergés dans l'huile.

2. Détecteur de température à résistance (RTD, par exemple PT100)

• Principe de fonctionnement : basé sur la propriété selon laquelle la résistance d'un conducteur change avec la température . L'élément de détection le plus courant est un thermomètre à résistance en platine , PT100 désignant une résistance de 100 ohms à 0°C. Sa résistance change de manière précise et linéaire avec la température.

• Composants du système :

1. Sonde RTD Platine : Installée dans un puits thermomètre en haut du transformateur, immergé dans l'huile.

2. Pont de mesure & Transmetteur : Souvent intégré dans une unité de contrôle intelligente. Des circuits précis mesurent la résistance du PT100 et la convertissent en un signal de courant standard de 4 à 20 mA ou un signal numérique.

• Caractéristiques clés :

• Haute précision de mesure , les signaux peuvent être transmis sur de longues distances , bonne immunité au bruit.

• La sortie est un signal électrique standard, facilement intégré aux plates-formes d'automatisation telles que SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) et DCS (Distributed Control Systems) pour une surveillance centralisée à distance.

• Souvent installé à côté du thermomètre à pression, servant de moyen redondant ou de plus haute précision pour la surveillance et l'enregistrement à distance de la température de l'huile.

• Application typique : Utilisé pour la transmission à distance et la surveillance numérique de la température supérieure de l'huile , la pierre angulaire des sous-stations modernes automatisées et sans surveillance.

3. Système de mesure de la température de l'enroulement de la fibre optique (mesure directe « point chaud » la plus avancée)

• Principe de fonctionnement : Il s'agit actuellement de la technologie la plus directe et la plus avancée pour la surveillance de la température des enroulements. Il est basé sur la physique des réseaux de Bragg à fibres..

1. Capteur à réseau de Bragg à fibre (FBG) : Une variation périodique de l'indice de réfraction (un réseau) est inscrite dans un segment de fibre optique spéciale à l'aide d'un laser. Sa propriété clé : la lumière d'une longueur d'onde spécifique (longueur d'onde de Bragg) est réfléchie, et cette longueur d'onde réfléchie se déplace linéairement avec les changements de température (ou de déformation) à l'emplacement du réseau.

2. Processus de mesure : Un câble à fibre optique flexible intégré à plusieurs capteurs FBG est directement pré-intégré entre les couches d'isolation des enroulements haute tension aux points les plus chauds prévus lors de la fabrication du transformateur. Le système émet une lumière à large bande et, en analysant la longueur d'onde spécifique réfléchie par chaque réseau, il peut obtenir avec précision et en temps réel la température absolue en différents points de l'enroulement..

• Caractéristiques clés :

• Mesure directe de la température du point chaud de l'enroulement , pas d'estimation indirecte. Les données sont les plus authentiques et les plus fiables.

• Intrinsèquement sûr : la fibre optique est constituée de silice, isolante, résistante aux hautes tensions et insensible aux interférences électromagnétiques, fonctionnant de manière stable dans des champs EM puissants.

• Mesure distribuée : Une seule fibre peut héberger des dizaines de points de détection, permettant une cartographie thermique complète du bobinage.

• Outil clé pour la « classification dynamique » du transformateur et l'évaluation de sa durée de vie.

• Application typique : transformateurs de grande taille et critiques (par exemple, THT, transformateurs convertisseurs), sous-stations intelligentes nécessitant une gestion de la capacité de charge.

Chapitre 2 : Clarification du concept clé – Température de l'huile supérieure par rapport à la température du bobinage

Il s’agit d’un concept crucial et du point de départ pour sélectionner les types de thermomètres.

• Température supérieure de l'huile : mesure la température de l'huile en haut du réservoir. Il reflète la du transformateur charge thermique globale mais présente un décalage thermique . Lorsque la charge change, la température du bobinage change le plus rapidement, suivie par la température de l'huile. Les thermomètres à pression et RTD mesurent cela.

• Température du point chaud de l'enroulement : fait référence au point le plus chaud de l'ensemble du transformateur, généralement situé dans la partie supérieure de l'enroulement basse tension. Il s’agit du paramètre le plus critique déterminant le taux de vieillissement de l’isolation et la capacité de charge. Les méthodes traditionnelles ne peuvent pas le mesurer directement, mais s'appuient plutôt sur un indicateur de température d'enroulement (WTI) qui le simule/l'estime à l'aide de « température de l'huile supérieure + correction du courant ». La mesure par fibre optique est la seule technologie capable de le mesurer directement et avec précision.

Chapitre 3 : Guide de sélection et de candidature

Conclusion et tendance :
Un transformateur immergé dans l'huile moderne et performant présente souvent une configuration combinée de ces thermomètres :

• Le thermomètre à pression sert de référence de sécurité , offrant la protection locale contre la surchauffe la plus fiable.

• Le détecteur de température à résistance (PT100) fait office de pont de données , permettant la numérisation et la surveillance à distance de la température de l'huile.

• Le système de mesure à fibre optique est une option à valeur ajoutée , fournissant des données de base indispensables pour la maintenance conditionnelle, un fonctionnement intelligent et l'exploitation du plein potentiel de l'équipement.

L'évolution de la surveillance de la « température corporelle » à la compréhension de la « santé des organes » incarne le parcours de l'intelligence des transformateurs. Choisir la bonne solution de surveillance de la température ne consiste pas seulement à respecter les normes, mais aussi à passer de la « maintenance basée sur le temps » à la « maintenance prédictive », maximisant ainsi la sécurité et la valeur économique du transformateur.