Diagnostic et solutions des défaillances des transformateurs : causes courantes, méthodes d’essai et mesures de réparation

Dans les systèmes électriques, les transformateurs sont chargés de la conversion de tension et de la distribution de puissance, et leur état de fonctionnement influence directement la fiabilité de l’alimentation électrique. Le problème est qu’après une exploitation prolongée, les pannes d’équipement sont souvent inévitables — non parce que les normes de fabrication sont insuffisantes, mais parce que les conditions d’exploitation réelles sont différentes de celles des essais en usine.

Certaines pannes évoluent progressivement. Aux premiers stades, elles peuvent n’apparaître que sous forme de légères anomalies de paramètres. Si ces changements ne sont pas détectés à temps, les problèmes peuvent empirer progressivement, entraînant éventuellement des coupures imprévues ou même une défaillance complète du transformateur.

Pendant les inspections après-vente, Zisheng Électrique a constaté que de nombreuses pannes auraient pu être détectées dès un stade précoce. Cependant, les équipes de maintenance sur site échouent souvent soit à surveiller efficacement l’évolution des données, soit à avoir l’expérience nécessaire pour interpréter correctement les signaux anormaux.

Cet article résume l’expérience accumulée par Zisheng Electric dans la fabrication de transformateurs et les services de support de projet. Sur la base de nombreux cas d’analyse de défaillances et de projets d’assistance en exploitation et maintenance dans différents environnements d’application, nous couvons à la fois les transformateurs immergés dans l’huile et les transformateurs de type sec, en expliquant les causes des pannes, les méthodes de diagnostic et les mesures correctives étape par étape.

I. Où se produisent les défauts des transformateurs ? Comprendre d’abord leur emplacement et leur nature

Voici quelques phénomènes anormaux courants observés en exploitation réelle et les directions d’inspection correspondantes :

Dans ces conditions de fonctionnement, la portée de l'investigation des pannes peut être rapidement réduite.

Par exemple, une hausse de la température de l'huile ne signifie pas nécessairement une détérioration du bobinage. Cela peut simplement être causé par une réduction de la dissipation thermique due à l'accumulation de poussière sur le radiateur. De même, un bruit anormal ne signifie pas automatiquement une panne du noyau; une confirmation supplémentaire nécessite une analyse complète fondée sur les données d'inspection et les résultats d'essais.

II. Défauts de bobinage : le déséquilibre de résistance continue est un indicateur important

Phénomènes et causes

Le bobinage est l’un des composants ayant le taux de défaillance le plus élevé d’un transformateur. Les défauts courants comprennent les courts-circuits entre spires, les courts-circuits entre couches, et la déformation du bobinage.

Lorsqu'un court-circuit entre spires ou entre couches se produit, un grand courant de circulation est généré dans la section en court-circuit, provoquant une hausse rapide de la température du bobinage. Température d'huile anormalement élevée, courant augmenté du côté alimentation et résistance continue déséquilibrée entre les phases sont des symptômes typiques. Dans les cas graves, des bruits anormaux peuvent également être entendus à partir de la cuve à huile.

Quelles sont les causes de ces problèmes ? Principalement les facteurs suivants :

Vieillissement de l'isolation ou absorption d'humidité — la résistance de l'isolation diminue et ne peut plus supporter la tension normale de fonctionnement.

Défauts de fabrication — l'isolation entre spires peut déjà avoir été endommagée et n'a pas été détectée lors des essais en usine.

Impact du courant de court-circuit — les courts-circuits à la sortie du système ou dans les zones proches génèrent des forces électromagnétiques pouvant déformer le bobinage.

La déformation du bobinage est un problème relativement discret. Après qu'un transformateur ait subi une panne de court-circuit, le bobinage peut subir une déformation irréversible. Le transformateur peut continuer à fonctionner à ce moment, mais l'isolation est déjà endommagée, ce qui rend beaucoup plus probables les pannes de court-circuit futures. La période cachée de ce processus peut être très longue, mais une fois qu'elle évolue vers une panne, les conséquences peuvent être graves.

Comment diagnostiquer

Le diagnostic des défauts de bobinage repose principalement sur les méthodes suivantes :

Essais de résistance continue.
Mesurez la résistance DC de chaque bobinage de phase. Si le taux de déséquilibre triphasé dépasse 2%, il indique généralement des courts-circuits entre spires ou un mauvais contact possible. Cela fait partie des éléments essentiels de chaque test préventif que nous réalisons.

Essais de rapport de transformation.
Si la déviation du rapport de tension à différentes positions de prise dépasse l'intervalle admissible, cela peut indiquer qu'il existe des courts-circuits entre spires dans l'enroulement.

Essai d'impédance en court-circuit.
Les variations de l'impédance de court-circuit peuvent indiquer si l'enroulement a subi une déformation. Il s'agit d'un test de vérification nécessaire après qu'un impact de court-circuit ait affecté le transformateur.

Analyse des gaz dissous (DGA).
La surchauffe ou la décharge partielle dans l'enroulement génère des gaz spécifiques. En analysant le type et la concentration des gaz dissous dans l'huile, le type de défaut et sa gravité peuvent être déterminés.

Comment y remédier

Pour de petits courts-circuits entre spires, filtration de l'huile et traitement de séchage peuvent être tentés en premier lieu.

Pour les défauts d'enroulement graves, le transformateur doit être mis hors service pour maintenance, avec la partie active retirée, suivis du remplacement des enroulements endommagés ou du rembobinage.

Pour une déformation d'enroulement sévère, les seules options sont le rembobinage de l'enroulement ou le remplacement complet du transformateur.

Points de prévention :

• Éviter un fonctionnement prolongé en surcharge
• Après qu'un défaut de court-circuit survienne dans le système, effectuer en temps utile les essais de déformation de l'enroulement
• Effectuer des essais préventifs réguliers et surveiller les évolutions des tendances de l'état d'isolation de l'enroulement

Rappel clé :
Les essais de résistance en courant continu ne doivent pas être effectués une seule fois lors de la mise en service puis oubliés. Une base de données historique doit être créée, et chaque résultat d'essai doit être comparé aux données précédentes. Les variations de tendance sont souvent plus significatives que les valeurs absolues.

III. Défauts du noyau : un point de mise à la terre est normal, plusieurs points de mise à la terre sont problématiques

Phénomènes et causes

Le noyau du transformateur est le circuit magnétique du transformateur. Les principaux défauts sont plusieurs points de mise à la terre et une surchauffe locale.

En fonctionnement normal, le noyau du transformateur n'est autorisé qu'à avoir un seul point de mise à la terre fiable. Dès que deux points de mise à la terre ou plus apparaissent, un circuit fermé est formé. Sous le champ magnétique alternatif, des courants de circulation sont induits, entraînant une surchauffe locale du noyau.

La mise à la terre à plusieurs points peut n’augmenter la température que de quelques degrés, tandis que des cas graves peuvent brûler le noyau.

Les dommages d’isolation entre les tôles de fer au silicium sont également un problème fréquent. Des dommages mécaniques externes ou le vieillissement à long terme peuvent tous deux provoquer cette défaillance. Une fois que des courts-circuits locaux se produisent entre les tôles de fer au silicium, les pertes par courants de Foucault augmentent et les températures locales montent rapidement.

Comment diagnostiquer

Mesure du courant de mise à la terre.
Installez un ampèremètre en série avec la ligne de mise à la terre du noyau. Une augmentation significative du courant indique des points de mise à la terre multiples possibles.

En conditions de fonctionnement normales, le courant de mise à la terre du noyau est généralement au niveau du milliampère. S’il atteint le niveau de l’ampère, le problème peut être confirmé de manière quasi certaine.

Analyse des gaz dissous (DGA).
Les gaz caractéristiques générés par la surchauffe du noyau peuvent être analysés par DGA afin de déterminer s’il existe une surchauffe et d’en évaluer la gravité.

Essai de décharge partielle.
Les défauts de mise à la terre multiples du noyau sont souvent accompagnés de décharges partielles, qui peuvent être utilisés comme méthode de confirmation auxiliaire.

Prévention I

Pour une mise à la terre du noyau à plusieurs points, une résistance limitatrice de courant peut d’abord être connectée en série avec le circuit de mise à la terre pour limiter temporairement le courant de mise à la terre.

Finalement, le transformateur doit être mis hors service pour maintenance et la partie active retirée pour inspecter l’état de mise à la terre du noyau et éliminer les points de mise à la terre inutiles.

Si des dommages d’isolation se produisent entre les tôles de fer au silicium, la partie active doit également être retirée pour réparer l’isolation ou remplacer les tôles de fer au silicium endommagées.

IV. Défaillances d’isolation : la température et l’humidité sont les deux plus grands ennemis

Phénomènes et causes

Le système d’isolation est la base d’un fonctionnement fiable du transformateur à long terme. Les principales défaillances sont vieillissement de l’isolation et absorption d’humidité par l’isolation.

Vieillissement de l’isolation — il s’agit d’un processus physique inévitable. Sous l’effet combiné des contraintes électriques, de la chaleur, des efforts mécaniques et des facteurs environnementaux, les performances d’isolation se détériorent progressivement de manière irréversible.

Le taux de vieillissement est directement lié à la température de fonctionnement.

Il existe une règle empirique en ingénierie : après que la température de fonctionnement dépasse la limite de conception, chaque augmentation de 6–8°C entraîne environ une réduction de moitié de la durée de vie en service du matériau isolant. Cette relation est décrite dans les sections pertinentes de la norme IEC 60076-14 et mérite d’être soulignée à de nombreuses reprises pendant l’exploitation et la maintenance réelles.

Absorption d’humidité par l’isolation — c’est l’une des causes les plus courantes d’une détérioration soudaine des performances d’isolation.

L’humidité pénètre généralement par trois canaux :

• Le vieillissement ou des composants d’étanchéité endommagés permettent à l’humidité de pénétrer par les interstices
• Un niveau d’huile bas augmente la surface de contact entre l’huile isolante et l’air, ce qui permet à l’humidité de pénétrer progressivement
• Une défaillance du déshumidificateur empêche l’élimination efficace de l’humidité de l’air entrant

Comment diagnostiquer

Essai de résistance d’isolation.
Utilisez un mégohmmètre pour mesurer la résistance d’isolation entre les enroulements et la terre, ainsi qu’entre les enroulements. Une valeur de résistance nettement réduite indique une possible absorption d’humidité de l’isolation ou un vieillissement.

Pendant la mesure, il faut tenir compte des différences de température. Les valeurs de résistance à différentes températures ne peuvent pas être comparées directement et doivent être corrigées à la même température de référence avant la comparaison.

Essai du facteur de dissipation (tanδ).
Une augmentation de tanδ indique une baisse des performances de l’isolation. Ce paramètre est très sensible à la fois à l’absorption d’humidité et au vieillissement de l’isolation.

Analyse de l’humidité de l’huile.
La teneur en humidité de l’huile isolante est évaluée. Pour les équipements haute tension, elle doit généralement être maintenue en dessous de 15–25ppm (les limites spécifiques dépendent du niveau de tension). Un excès d’humidité indique que le système d’isolation est devenu humide.

Essai de la qualité de l’huile.
Il comprend les essais de tension de claquage, la mesure de l’indice d’acidité et la mesure de la tension interfaciale pour évaluer de manière exhaustive l’état de l’huile isolante.

Comment y remédier

Pour une isolation affectée par l’humidité, effectuer un traitement de séchage sous vide pour éliminer l’humidité des matériaux isolants.

Parallèlement, effectuer une filtration d’huile sous vide sous pression pour éliminer l’eau et les gaz de l’huile.

En cas de vieillissement sévère de l’isolation, remplacement de l’huile ou traitement de régénération de l’huile est requis.

Dans les cas extrêmes, les matériaux d'isolation vieillissants doivent également être remplacés.

Mesures de prévention clés :

• Effectuez régulièrement des essais de performance d'isolation et tenez des relevés de tendance
• Maintenez correctement le système d'étanchéité pour empêcher l'entrée d'humidité
• Assurez-vous que le respirateur fonctionne correctement et remplacez régulièrement le dessiccant

V. Défaillances du changeur de prises : le mauvais contact est la cause principale

Phénomènes et causes

Le changeur de prises est l’un des composants du transformateur avec un taux de défaillance relativement élevé.

Problèmes courants de changeurs de prises hors tension (DETC) incluant le mauvais contact et l'érosion des contacts. Changeurs de prises sous charge (OLTC) peuvent également présenter des défaillances du mécanisme de commutation.

Lorsque la résistance de contact augmente en raison d’un mauvais contact, une élévation locale importante de température se produit. Avec le temps, les contacts peuvent brûler, voire se souder.

Les symptômes comprennent :

• Température d’huile accrue
• Tension de sortie anormale
• Augmentation du déséquilibre de résistance en courant continu

Les causes principales comprennent :

• Pression insuffisante du ressort de contact provoquant un mauvais contact
• Oxydation ou contamination des surfaces de contact augmentant la résistance de contact
• Commutation fréquente provoquant l'usure des contacts
• Panne mécanique du mécanisme de commutation entraînant une opération incomplète

Comment diagnostiquer

Essais de résistance continue.
Mesurez la résistance en courant continu à chaque position de prise. Si la résistance d'une position précise est nettement plus élevée, , cela indique un mauvais contact à cette position de prise.

Mesure de température infrarouge.
Utilisez une caméra thermique infrarouge pour inspecter la répartition de température autour du changeur de prises en fonctionnement et identifier les points chauds locaux.

Essai de commutation.
Actionnez le changeur de prises étape par étape pour vérifier si la commutation est souple et si chaque position est correctement atteinte.

Comment y remédier

En cas de mauvais contact, mettez d'abord le transformateur hors tension et manipulez le changeur de prises plusieurs fois de va-et-vient. Le mouvement mécanique peut éliminer les couches d’oxyde de la surface de contact.

Si le problème persiste, la partie active doit être retirée pour inspecter les contacts, polir les zones brûlées ou remplacer directement les composants endommagés.

Mesures de prévention :

• Ne jamais actionner un changeur de prises hors tension pendant que le transformateur est sous tension — c’est la règle la plus élémentaire et la plus fréquemment oubliée.
• Inspectez régulièrement le mécanisme de fonctionnement et l’état des contacts.

VI. Détérioration de la qualité de l’huile et fuite d’huile : de petits problèmes peuvent devenir de graves défaillances

Phénomènes et causes

Les transformateurs immergés dans l’huile reposent sur l’huile isolante pour remplir simultanément deux fonctions : isolation et dissipation thermique.

Lorsque la qualité de l’huile se détériore, ces deux fonctions sont affectées.

Les signes de dégradation de l’huile comprennent :

• Couleur de l’huile assombrie
• Valeur d'acidité augmentée
• Facteur de dissipation accru
• Tension de claquage réduite

La cause est l’oxydation de l’huile isolante lors d’une exploitation à long terme. Une température élevée accélère l’oxydation, tandis que l’humidité et les impuretés agissent comme catalyseurs, créant un cycle continu de détérioration.

La fuite d’huile est plus courante et peut sembler un problème mineur, mais elle peut provoquer des problèmes graves.

La fuite d’huile ne réduit pas uniquement la quantité d’huile. Plus important, l'humidité et les contaminants peuvent entrer par la voie de fuite, ce qui accélère la détérioration de l’huile.

Nous avons constaté de nombreux cas où de faibles fuites d’huile ont été ignorées. Un ou deux ans plus tard, les résultats des essais d’huile ont dépassé les limites acceptables sur plusieurs indicateurs, nécessitant une maintenance importante.

Comment diagnostiquer

Essai de la qualité de l’huile.
Collectez régulièrement des échantillons d’huile et réalisez des essais :

• Tension de claquage
• Teneur en humidité
• Valeur d'acidité
• Facteur de dissipation
• Point d'éclair
• Analyse des gaz dissous (DGA)

En conditions normales, les essais doivent être réalisés tous les un à deux ans. Pour les équipements fortement sollicités ou les environnements sévères, l'intervalle doit être réduit à six mois.

Contrôle du niveau d'huile.
Une baisse continue du niveau d'huile indique une fuite. Ne supposez pas simplement qu'elle est causée par une évaporation liée à la chaleur—identifiez d'abord les points de fuite possibles.

Inspection visuelle.
Inspectez le réservoir d'huile, les soudures, les vannes et les joints d'étanchéité à la recherche de fuites d'huile.

Comment y remédier

Pour une huile détériorée, effectuer un traitement de filtration et de régénération pour éliminer l'humidité, les impuretés et les produits de dégradation.

En cas d'huile gravement détériorée, remplacez directement l'huile.

Le traitement des fuites dépend de l'emplacement de la fuite :

• Remplacer les joints d'étanchéité qui fuient
• Réparer les soudures qui fuient
• Réparer ou remplacer les vannes qui fuient

Prévention :

• Les contrôles réguliers de la qualité de l'huile ne doivent pas être négligés.
• Maintenir un niveau d'huile correct et éviter des niveaux d'huile excessivement bas.
• Assurez le bon fonctionnement du breather.

VII. Pannes du système de refroidissement : lorsque la dissipation thermique cesse, la hausse de température devient incontrôlable

Phénomènes et causes

Le système de refroidissement est responsable de la dissipation de la chaleur générée lors du fonctionnement du transformateur. Lorsqu'une panne du système de refroidissement survient, l'élévation de température du transformateur dépasse la limite admissible, ce qui accélère le vieillissement de l'isolation.

Les défauts les plus courants comprennent : blocage du radiateur (accumulation de poussière en surface ou obstruction interne), panne de la pompe à huile (circulation d'huile restreinte), panne du ventilateur (incapacité à tourner ou vitesse insuffisante), et fuite de la conduite du refroidisseur.

Dans des environnements poussiéreux comme au Moyen-Orient, l'accumulation de poussière sur les surfaces des radiateurs se produit particulièrement rapidement. Dans des conditions de vent normal, l'impact peut être limité, mais après une tempête de sable, une fine poussière peut remplir complètement les espaces entre les ailettes du radiateur.

Zisheng Electric a rencontré une situation similaire dans un projet en Arabie saoudite : la surface du radiateur était couverte d'une couche de poussière et de sable. La température d'huile haute était près de 8°C plus élevée avant le nettoyage. Après le nettoyage, la température est revenue à des niveaux normaux.

Comment diagnostiquer

Surveillance de la température d'huile.
Dans les mêmes conditions de charge et de température ambiante, si la température d'huile haute est nettement plus élevée que la normale, , cela indique que le système de refroidissement peut présenter un problème.

Inspection des équipements de refroidissement.
Vérifiez si les pompes à huile et les ventilateurs fonctionnent normalement—écoutez les bruits anormaux et contrôlez le courant de fonctionnement.

Inspection du radiateur.
Vérifiez si la surface du radiateur présente une accumulation excessive de poussière ou un blocage causé par des matériaux étrangers.

Comment y remédier

Si le radiateur est obstrué, effectuer un nettoyage ou un traitement par soufflage d'air.

Si la pompe à huile ou le ventilateur est en panne, réparez ou remplacez les composants défectueux.

Si le refroidisseur fuit, repérez le point de fuite et réparez-le.

Prévention :

• Nettoyez régulièrement les radiateurs — dans les environnements poussiéreux, le nettoyage doit être effectué au moins une fois par trimestre
• Inspectez régulièrement l'état de fonctionnement des pompes à huile et des ventilateurs
• Effectuer une inspection et une maintenance complètes avant le début de la saison à haute température

VIII. Comparaison rapide de différents défauts de transformateurs

IX. Essais préventifs : ne pas attendre que des problèmes surviennent

Essais pouvant être réalisés sous tension (sans arrêt d’alimentation nécessaire)

1. Analyse des gaz dissous (DGA)

Actuellement, c’est l’une des méthodes de diagnostic des défauts de transformateur les plus utilisées.

Lorsqu’un défaut thermique ou électrique se produit à l’intérieur d’un transformateur, l’huile isolante et les matériaux d’isolation solides se décomposent et génèrent des gaz spécifiques. En analysant le type et la concentration de ces gaz, le type et la gravité du défaut peuvent être déterminés.

Des méthodes telles que la méthode des trois rapports peuvent être utilisées pour un diagnostic préliminaire. Le point clé est de établir une tendance des variations de la teneur en gaz—un résultat de test unique a une valeur de référence limitée, tandis que des données continues recueillies sur plusieurs essais peuvent montrer si le problème s’aggrave ou reste stable.

Notre approche dans les projets réels est la suivante : les essais DGA sont généralement réalisés deux fois par an. Pour les transformateurs fortement chargés ou les sous-stations importantes, la fréquence des essais peut être augmentée à une fois par trimestre. Les données accumulées deviennent le “dossier de santé” du transformateur.

2. Mesure du courant de mise à la terre du noyau

Utilisé pour surveiller la mise à la terre multipoints du noyau du transformateur.

En conditions normales, le courant de mise à la terre est au niveau du milliampere. Une augmentation soudaine doit être traitée comme un signal d’alerte.

3. Détection des décharges partielles

Les méthodes ultra-haute fréquence (UHF), ultrason et haute fréquence peuvent être utilisées pour la détection en ligne.

Ces méthodes sont très sensibles aux défauts d’isolation interne.

4. Contrôle par imagerie thermique infrarouge

Sans arrêt ni contact physique, l’imagerie thermique infrarouge peut scanner la répartition de la température de :

• Douilles
• Connexions des conducteurs
• Cuve du transformateur
• Commutateurs de prises

Les points de surchauffe locale peuvent être identifiés immédiatement.

Lors des inspections sur site, l'imagerie thermique infrarouge est l'une des méthodes de criblage rapide les plus couramment utilisées.

Essais nécessitant une coupure de l’alimentation

Essais liés aux enroulements

• Essais de résistance d'isolement, de rapport d'absorption diélectrique et d'indice de polarisation
  (entre l'enroulement et la terre, et entre enroulements)
• Essai du facteur de dissipation tanδ
  (pour les enroulements avec les bushings)
• Essai du rapport de tension (essai du rapport du transformateur)
  — Toutes les positions de prises doivent être testées ; mesurer une ou deux positions n'est pas suffisant
• Essai de résistance continue
  — Toutes les positions de prises doivent être testées pour évaluer l'état des enroulements et l'état du changeur de prises
• Essai de déformation d'enroulement par analyse de la réponse en fréquence balayée (SFRA)
  — Particulièrement important après qu'un transformateur ait subi un impact de court-circuit

Noyau et structure de serrage

• Essai de résistance d'isolement du noyau/clamp à la terre
  — Réalisé lors de l'arrêt pour déterminer si plusieurs points de mise à la terre existent

Analyse de la qualité de l’huile

Les essais comprennent :

• Tension de claquage de l'huile
• Teneur en eau dans l'huile
• Valeur d'acidité
• Facteur de dissipation diélectrique de l'huile
• Tension interfaciale
• Point d'éclair

Les échantillons DGA peuvent être prélevés pendant l'exploitation sous tension ou avec les essais de maintenance lors d'un arrêt.

Essais des traversées d’isolation (bushings)

• Essai de résistance d'isolement des bushings
• Mesure des pertes diélectriques et de la capacité des bushings

Changeur de prises de réglage en charge (OLTC), si équipé

• Essai de séquence de fonctionnement
• Essai du temps de commutation
• Inspection de l'état des contacts

Autres essais

• Essai de tenue à la tension CA
  — Réalisé après une maintenance majeure ou lors de la mise en service initiale ; généralement non inclus dans les essais préventifs de routine
• Inspection de l'étanchéité et inspection visuelle
• Inspection des composants de respirateur (breather) et d'étanchéité

X. Questions fréquemment posées

Q1 : Le bruit anormal d’un transformateur indique-t-il toujours une défaillance ?

Pas nécessairement.

Des variations sonores mineures peuvent être causées par des variations de charge. Toutefois, une augmentation continue du bourdonnement ou des bruits de décharge nécessite une inspection complémentaire.

Q2 : À quelle fréquence les transformateurs doivent-ils être inspectés ?

Pour les transformateurs en fonctionnement normal, les intervalles d'inspection doivent être déterminés en fonction de l'environnement d'exploitation et de l'importance de l'équipement.

Pour les transformateurs à forte charge ou les équipements opérant dans des environnements difficiles, les intervalles d'inspection doivent être raccourcis en conséquence.

Q3 : Quelles sont les différences entre les défauts des transformateurs à huile et ceux des transformateurs de type sec ?

Pour des transformateurs immergés dans l'huile, l'attention est principalement portée sur :

• État de l'huile isolante
• Fuite d'huile
• Température de l'huile

Pour transformateurs de type sec, l'attention est principalement portée sur :

• Élévation de température de l'enroulement
• Vieillissement de l’isolation
• Humidité ambiante

Conclusion

La plupart des défauts de transformateurs présentent en réalité des signes d'alerte à un stade précoce, notamment :

• Température d'huile anormalement élevée
• Modifications du contenu en gaz
• Déséquilibre de résistance continue

Si ces signaux peuvent être identifiés et traités à temps, l'aggravation du défaut peut généralement être évitée.

Cependant, le défi est que Le personnel de maintenance sur site peut ne pas disposer toujours du temps suffisant et des ressources techniques nécessaires pour réaliser une analyse systématique des données. Par conséquent, disposer d'une méthode de diagnostic claire et d'un processus de dépannage est extrêmement important.

Pour les utilisateurs de transformateurs, trois recommandations sont particulièrement importantes :

1. Mettre en place un système de tests préventifs standardisé

Les inspections et essais requis ne doivent pas être omis.

2. Équiper les outils de diagnostic nécessaires

Des outils de base tels que des caméras infrarouges, des équipements de test DGA et des testeurs de résistance en courant continu doivent être disponibles.

3. Accumuler les données d’exploitation et réaliser une analyse de tendance

Un résultat de test unique n’est qu’un point isolé; les tendances continues fournissent le véritable système d’alerte précoce.

Zisheng Électrique Il se spécialise dans la recherche, le développement et la fabrication d’équipements de puissance. Son portefeuille de produits comprend des postes de transformation préfabriqués, des transformateurs immergés dans l'huile，transformateurs de type sec, des transformateurs en alliage amorphe et des équipements de commutation associés.

En plus de la fabrication selon les normes nationales chinoises, Zisheng Electric peut également fournir des produits personnalisés basés sur des normes internationales telles que IEC 60076 et GOST, desservant les marchés, notamment Moyen-Orient, Amérique du Sud, Afrique et Russie.

Nous fournissons plus que des équipements, notamment :

• Recommandations d’exploitation et de maintenance et soutien au diagnostic des pannes
• Consultation pour un plan d’essais préventifs
• Solutions de réponse d’urgence pour des conditions de fonctionnement anormales

La compréhension des méthodes de diagnostic et des mesures préventives à l’avance est bien plus efficace qu’attendre qu’une panne se produise puis de déterminer ensuite comment la réparer.

Pour toute question relative à l’exploitation et à la maintenance des transformateurs, au diagnostic des pannes ou à la sélection d’équipements, veuillez transmettre vos paramètres de projet via les canaux officiels de Zisheng Electric pour recevoir un soutien technique.

Vous pouvez également indiquer des symptômes de panne précis dans la section des commentaires (tels que la température d’huile, les données d’analyse de gaz, les conditions de charge, etc.), et nos ingénieurs fourniront des recommandations de diagnostic et répondront en conséquence.

À propos de ZISHENG ELECTRICAL

Zisheng sont un fabricant professionnel avec plus de 19 ans d'expérience dans la production Transformateurs immersés dans l'huile, Sous-station compacte, Transformateurs montés sur socle, Transformateurs montés sur poteau et Transformateurs à sec. Nous possédons les certificats de ISO/CE/IEC 60076 et TUV Rheinland.
Les transformateurs subissent des tests de FAT rigoureux et des essais de type, prenant en charge la personnalisation de la tension/capacité. Bienvenue pour consulter pour Catalogue et Produit. vous pouvez nous contacter par email [email protected].