Analyseur de propriétés thermiques

Analyseur de propriétés thermiques

L’analyseur permet de mesurer la conductivité thermique et l’effusivité thermique de différents matériaux (liquides, solides, poudres et pates) et de déduire par calcul la valeur de la chaleur spécifique. Le système de mesure conçu par la compagnie C-Therm utilise la technologie de source plane transitoire modifiée (en anglais, MTPS: Modified Transient Plane Source). Le principe de la technologie consiste à utiliser un capteur réflecteur thermique unilatéral et interfacial qui émet une source de chaleur constante et passagère sur l’échantillon. Le test est non destructif. L’analyseur est composé d’un capteur, d’un module électronique et d’un logiciel de contrôle installé sur un ordinateur. Dans le but de faire les mesures à différentes températures, le système est associé à une chambre thermique (TJR Model) du constructeur TPS-Tenney. Le capteur et la chambre thermique fonctionnent dans une plage de température allant de -50 à 200 °C. La Figure 3-12 présente les différents équipements utilisés.

Analyse de la précision des mesures expérimentales

Pour l’ensemble des mesures, la procédure expérimentale a été répétée trois fois. L’étude de la précision est faite pour chaque paramètre mesuré à chaque durée de vieillissement en se servant des trois mesures effectuées. Deux analyses sont à effectuer, la première consiste à étudier la dispersion des mesures et la deuxième consiste à faire l’analyse d’erreurs.

Barres d’erreurs sur les graphes

Les graphes sont tracés avec les valeurs moyennes des mesures pour chaque point (chaque Dva). Par la suite, les barres d’erreurs sont déterminées à partir des incertitudes des différents équipements. Ces incertitudes sont soit directement lues dans les manuels de ces équipements ou soit calculées à partir d’informations fournies par ces dits manuels.

Étude de l’impact du vieillissement sur les propriétés physicochimiques et thermofluidiques des huiles

Cette section est consacrée à la caractérisation du vieillissement des huiles et à la recherche de relations entre indicateurs de la quantité relative de produits de dégradation dissous (DDP), non dissous (TUR), de contaminants polaires (IFT) et les paramètres thermo-fluidiques lorsque cela s’avère justifié pour le diagnostic des huiles.

Impact du vieillissement sur les propriétés physicochimiques des huiles

Au cours du processus de vieillissement de l’huile, la formation des produits de décomposition est due à la rupture des liaisons covalentes au sein des chaînes moléculaires [105, 106]. Cette rupture se fait sous l’effet d’une source d’énergie suffisante (≈386 kJ/mol) [105] qui peut être principalement de trois origines : le champ électromagnétique (contrainte électrique), la température (contrainte thermique) et l’oxygène (contrainte chimique). Dans le cas de nos vieillissements réalisés en laboratoire, les deux dernières sources d’énergie ont été explorées. En effet, les huiles ont été mises dans un four et soumises à une température de 115 °C en présence d’oxygène.

Trois techniques de diagnostic ont été utilisées pour évaluer de façon quantitative ces produits de décomposition ci-dessus mentionnés. Les résultats de mesure du DDP (selon ASTM D6802 [47]), de la TUR (selon ASTM D6181[47]) et l’IFT (selon ASTM D971[47]) de chacune des trois huiles en fonction de la durée de vieillissement sont représentés respectivement sur les figures 3-13 à 3-15. Le DDP et la TUR augmentent avec le vieillissement contrairement à l’IFT qui diminue avec le vieillissement [107].

Sur les figures 3-13 à 3-15, on peut observer qu’à l’état neuf et durant les premières heures de vieillissement, il y a plus de produits de dégradation dans les esters comparativement à l’huile minérale à l’exception du cas du DDP (figure 3-13) pour lequel l’huile MO semble avoir une position intermédiaire entre les esters. Cette observation peut être liée au temps d’induction de l’huile MO : ce temps correspond à la période au cours de laquelle les antioxydants agissent pour ralentir le phénomène d’oxydation dans l’huile. En effet, l’huile MO utilisée lors de nos investigations est de type II selon la classification de la norme ASTM-D2668 [108]. Elle contient 0,3% d’antioxydant. Mais au-delà de ce temps d’induction, les antioxydants étant complètement consommés par les molécules d’oxygène qui sont des radicaux libres très agressifs, l’oxydation de l’huile MO est accélérée [106]. Ceci a pour conséquence une augmentation considérable du DDP, de la TUR et une diminution de l’IFT de l’huile MO comparativement aux huiles NE et SE jusqu’à 2500 heures de vieillissement. Sur les figures 3-13 à 3-15, on peut observer que l’huile SE présente le moins de produits de dégradation alors que l’huile NE présente un comportement intermédiaire. D’après ce qui précède, les huiles esters sont très stables à l’oxydation.

En effet, contrairement à l’huile MO qui produit de la boue lors du processus d’oxydation, les huiles esters ont tendance à se polymériser [106].

Il est bien connu dans la littérature scientifique que les techniques de diagnostic dites anciennes (l’IFT et l’acidité (TAN)) [109-111] ont des limites, en ce sens qu’elles ne permettent pas de diagnostiquer de façon efficace l’état (qualité) de l’huile à partir d’un certain niveau de vieillissement. Comme on peut le voir sur la figure 3.15, à partir de 1000 heures la variation de l’IFT est très faible. En d’autres termes, il est possible de considérer que les valeurs de l’IFT sont similaires de 1000 heures à 2500 heures. Durant ces dernières décennies, des techniques de diagnostic dites nouvelles, ont été développées (la Turbidité et la spectrophotométrie ‘DDP’). Les résultats obtenus par I Fofana et al [112, 113] ont montré que ces nouvelles techniques permettent de suivre étape par étape la qualité de l’huile. Ce résultat est vérifié sur la figure 3.14 à travers le graphe de la TUR de l’huile MO. La stagnation de la turbidité pour les huiles NE et SE semble contredire les résultats de I Fofana et al. Mais en réalité, cette stagnation indique simplement que les produits colloïdaux semblent ne pas augmenter dans les huiles esters au cours du vieillissement ce qui est un avantage. Sur la figure 3.13, on peut observer un plateau sur le graphe de l’huile MO, le DDP reste quasi-constant de 1250 heures à 2500 heures. Cette observation semble indiquer que cette nouvelle technique peut aussi avoir des limites. Mais cela pourrait aussi s’expliquer par un phénomène de saturation, l’huile ayant atteint un niveau de décomposition maximal où elle ne peut plus se dégrader. Bien évidemment, cette observation ne peut être généralisée car elle est peut-être fortement liée à nos conditions de vieillissement.

Impact du vieillissement sur les propriétés thermofluidiques des huiles

Viscosité cinématique

Les valeurs de la viscosité cinématique obtenues à partir de celles de la viscosité dynamique mesurée à 40°C selon la norme ASTM D445 [101] pour les huiles MO, NE et SE en fonction de la durée du vieillissement sont regroupées sur la Figure 3-16.

Selon les résultats de la Figure 3-16, à 0 heure (huiles neuves), la viscosité cinématique de l’huile NE est la plus élevée, vient ensuite celle de l’huile SE et enfin celle de l’huile MO. Les viscosités cinématiques des esters sont donc plus élevées comparativement à celle de l’huile MO. Cela se justifie par leurs structures moléculaires. Les huiles esters de par leurs structures chimiques sont principalement composées d’acides gras saturés (stables) et non saturés (instables) [29]. Une augmentation de la proportion d’acides gras saturés ou stables entraîne une grande valeur de la viscosité cinématique, une grande stabilité à l’oxydation et un point d’écoulement élevé (pour point en anglais). Quant aux acides gras non saturés ou instables, leur augmentation entraîne une faible valeur du point d’écoulement, une faible valeur de la viscosité cinématique et une faible stabilité à l’oxydation. De façon particulière les esters synthétiques ne contiennent que des acides gras saturés, ce qui leur confère une très bonne stabilité à l’oxydation [29]. L’analyse de l’impact du vieillissement sur les viscosités cinématiques des différentes huiles selon les résultats de la figure 3-16, permet de faire les observations suivantes:

Le taux d’augmentation estimé de la viscosité cinématique de l’huile MO est de 22,3% à 2500 heures. Cette augmentation est conforme à la physique, en effet il a été reporté dans la littérature qu’au cours du vieillissement, les produits de dégradation non dissous ou produits colloïdaux (boue, cire) sont responsables de l’augmentation de la viscosité cinématique de l’huile MO [106]. Malgré cette augmentation, la valeur de la viscosité cinématique reste inférieure à la limite acceptable de 12 mm2/s pour une huile neuve fixée par la norme ASTM D445 [101]. Quant à l’huile SE, sa viscosité cinématique augmente très faiblement au cours du vieillissement. À 2500 heures, celle-ci reste inférieure à la limite acceptable de 35 mm2/s pour une huile neuve fixée par la norme IEC 61099 [43]. On peut donc dire que du point de vue du diagnostic des huiles des transformateurs, le vieillissement thermique n’a pas d’impact considérable sur les viscosités cinématiques des huiles MO et SE. La viscosité cinématique de l’huile NE augmente très considérablement avec le vieillissement avec un taux d’augmentation allant jusqu’à 102,3%. Cette augmentation se justifie par le fait qu’au stade terminal du processus d’oxydation des huiles NE, il y a la formation de composés de grosses masses moléculaire tels que le gel et la cire [114]. À partir de 1000 heures de vieillissement, la valeur de la viscosité cinématique devient supérieure à la limite acceptable de 50 mm2/s pour une huile neuve fixée par la norme ASTM D445 [101].

En d’autres termes, du point de vue du diagnostic de l’huile NE, le vieillissement thermique a un impact considérable sur sa viscosité cinématique.
Une analyse comparative entre les différentes huiles (figure 3-16) permet de dire qu’au cours du vieillissement jusqu’à 2500 heures, l’observation faite pour les huiles neuves reste vérifiée, à savoir que la viscosité cinématique de l’huile NE est la plus élevée, vient ensuite celle de l’huile SE et enfin celle de l’huile MO. De plus, les viscosités cinématiques des huiles MO et SE augmentent très faiblement comparativement à celle de l’huile NE.

Les résultats de cette section indiquent qu’à l’état neuf, les huiles NE et SE ont des viscosités cinématiques supérieures à celle de l’huile MO. Ce qui pourrait affecter leur capacité de refroidissement des enroulements du transformateur. De plus, au cours du vieillissement, la viscosité cinématique de l’huile NE augmente très considérablement et sa capacité de refroidissement pourrait donc être davantage affectée. Cela pourrait entraîner une augmentation excessive de la température dans l’ensemble des enroulements du transformateur et en particulier, une augmentation excessive de la température du point chaud (facteur déterminant pour la durée de vie d’un transformateur). Afin de limiter l’augmentation de la viscosité cinématique des huiles NE due au phénomène de polymérisation entraînant le gel et la cire, les manufacturiers ajoutent, de façon générale, des antioxydants dans ces huiles [115, 116]. Mais malgré cela, nos résultats montrent les limites de ces antioxydants, en effet l’huile Midel eN utilisée dans notre étude contient des antioxydants. Dans le but d’améliorer l’effet de ces antioxydants, des études proposent un mélange de plusieurs antioxydants à des proportions déterminées de façon optimale [117]. Des études supplémentaires inter-laboratoires (en milieux universitaires et industriels) sont nécessaires afin de suivre la viscosité cinématique des huiles NE pour les transformateurs en service. Ce suivi se fera sur la base de limites acceptables définies selon des critères tels que : le niveau de tension, la puissance, le type du transformateur (respirant ou non), etc.

Masse volumique

Les résultats de la mesure de la masse volumique à 15°C selon la norme ASTM D 1298-12b [102] pour les huiles MO, NE et SE en fonction de la durée du vieillissement sont regroupés sur la Figure 3-17.

Selon les résultats de la Figure 3-17, à 0 heure (huiles neuves), la masse volumique de l’huile SE est la plus élevée, vient ensuite celle de l’huile NE et enfin celle de l’huile MO. Cette observation est conforme à la littérature [6]. Ce résultat est aussi vérifié pour les huiles vieillies jusqu’à 2500 heures. Une analyse de l’évolution de la masse volumique au cours du vieillissement (figure 3-17) pour chacune des trois huiles permet de faire les observations suivantes:

La masse volumique de l’huile MO augmente avec le vieillissement avec un taux d’augmentation allant jusqu’à 1,1%, soit un écart absolu de 10,1 kg/m3. Cette valeur, comparée à l’incertitude sur la mesure de 1,1 kg/m3, semble être considérable. Mais malgré cette augmentation, la valeur de la masse volumique à 2500 heures reste inférieure à la limite acceptable de 910 kg/m3 pour une huile neuve fixée par la norme ASTM D1298-12b [102]. En d’autres termes, du point de vue du diagnostic des huiles des transformateurs, le vieillissement thermique n’a pas d’impact considérable sur la masse volumique. Cette observation est aussi vérifiée pour les huiles NE et SE avec une limite de 960 kg/m3 [102] pour l’huile NE et de 1000 kg/m3 [118] pour l’huile SE.

Conductivité thermique

Les résultats de la mesure de la conductivité thermique à 20°C selon la norme ASTM D7984 [104] pour les huiles MO, NE et SE en fonction de la durée du vieillissement sont regroupés sur la Figure 3-18.

L’analyse des résultats de la Figure 3-18 indique qu’à l’état neuf, les conductivités thermiques des huiles NE et SE sont similaires (en effet, les barres d’erreurs se chevauchent) et supérieures à celle de l’huile MO. Cette observation est conforme à la littérature [6]. En effet, à cause de leurs structures chimiques les huiles esters ont de meilleures conductivités thermiques. Ce résultat est aussi vérifié pour les huiles vieillies jusqu’à 2500 heures. On peut aussi observer que la variation de la conductivité thermique avec le vieillissement est très faible pour chacune des trois huiles. Elle reste inférieure à 0,6%. Cette valeur n’est pas significative vis-à-vis de l’incertitude de l’équipement qui est de ±5%. Le vieillissement thermique semble ne pas avoir d’impact considérable sur la conductivité thermique des huiles.

Chaleur spécifique

Les résultats de la chaleur spécifique obtenus à partir des valeurs mesurées de la conductivité thermique (équation 3.4) à 20 °C pour les huiles MO, NE et SE en fonction de la durée du vieillissement sont regroupés sur la Figure 3-19.
Selon les résultats présentés sur les figures 3-20 à 3-31, la viscosité dynamique, la masse volumique et la conductivité thermique diminuent avec l’augmentation de la température pour chaque durée de vieillissement. La chaleur spécifique quant à elle augmente avec la température. Les observations ci-dessus sont conformes à la physique [85]. On peut observer sur les figures 3-23 à 3-31, que la masse volumique, la conductivité thermique et la chaleur spécifique, évoluent de façon linéaire. Pour cette raison, des équations linéaires ont été développées pour ces trois paramètres sous MS Excel 2016. Un coefficient de détermination (R2) proche de 1 est utilisé comme critère de bonne régression. Ces équations sont regroupées respectivement dans les tableaux 3-4 à 3-12. Quant à la viscosité dynamique (figures 3-20 à 3-22), son évolution est non linéaire, pour cette raison le module d’optimisation «cftool» du logiciel Matlab 2015 s’est avéré approprié pour développer les équations associées à celle-ci. Ces équations sont regroupées respectivement dans les tableaux 3-1 à 3-3.

Analyse de la fiabilité des équations empiriques développées

L’analyse de la fiabilité des équations consiste à calculer les erreurs relatives entre les valeurs des paramètres thermofluidiques mesurées expérimentalement et celles estimées à l’aide des équations empiriques développées dans la section 3.6.1. Si ces erreurs sont faibles alors les équations sont fiables. Les erreurs relatives estimées pour les Dva de 0, 500, 1500 et 2500 heures sont regroupées dans les tableaux de l’annexe A2 (tableaux A2.1 à A2.12). Les erreurs relatives indiquées dans ces tableaux sont faibles donc cela démontre la fiabilité des équations empiriques développées.

Conclusion

Ce présent chapitre a été consacré à l’étude expérimentale. Pour ce faire, des vieillissements thermiques accélérés en laboratoire ont été effectués, suivis de mesures expérimentales. Ces mesures, réalisées suivant des procédures standardisées de l’ASTM, ont permis:
-L’étude de l’impact du vieillissement thermique sur les paramètres physico-chimiques et thermofluidiques des huiles;
-La recherche de possibles relations entre les paramètres thermofluidiques et les propriétés physico-chimiques des huiles;
-Le développement des équations empiriques des paramètres thermofluidiques des huiles.

Les résultats indiquent que pour les trois huiles étudiées, le vieillissement thermique a un impact plus marqué sur les propriétés physicochimiques de l’huile minérale comparativement aux huiles esters. Quant aux paramètres thermofluidiques, le vieillissement thermique a un impact sur la viscosité cinématique et sur la masse volumique. Mais du point de vue du diagnostic des huiles des transformateurs (selon les valeurs fixées par les normes ASTM), le vieillissement thermique a un impact seulement considérable pour la viscosité cinématique de l’huile NE.
Les résultats indiquent également une relation directe entre le DDP (produits de dégradation dissous) et l’augmentation de la viscosité cinématique de l’huile NE au cours du vieillissement.
Des équations empiriques en lien avec les paramètres thermofluidiques des huiles ont été développées et leur fiabilité a été établie.

ÉTUDE NUMÉRIQUE MULTIPHYSIQUE

Introduction

Cette étude a pour principal but de démontrer numériquement si oui ou non le vieillissement thermique des huiles alternatives ou à PFE a un impact sur la capacité à refroidir les transformateurs comparativement à l’huile minérale. Trois huiles sont à l’étude, à savoir le Nytro-Lynx de la compagnie Nynas-Canada (huile MO), le Midel eN (huile NE) et le Midel 7131 (huile SE) de la compagnie M&I Materials. La démarche consiste dans un premier temps à développer et à valider un modèle numérique multiphysique d’un transformateur de puissance à l’aide de résultats de la littérature et ensuite à se servir de ce modèle pour mener l’étude de l’impact du vieillissement. Cette étude sera faite en se servant des équations empiriques des différentes propriétés thermofluidiques (kf, Cpf, ρf, μf) des huiles, développées à la section 3.6 pour différentes durées de vieillissement. Comme indiqué dans la section 2.6.1, l’approche adoptée est celle par la mécanique des fluides numérique (MFN), le plus souvent désignée par le terme anglais Computational Fluid Dynamics (CFD). Le logiciel commercial COMSOL Multiphysics 4.3a basé sur la Méthode des Éléments Finis (MEF) a été choisi.

Le modèle numérique multiphysique (thermofluidique) permettra de résoudre les équations de la conservation de l’énergie (équation 2.12) pour la détermination de la température et celles de Navier Stokes (équation 2.11) et de la continuité (équation 2.10) pour la détermination de la vitesse et de la pression du fluide refroidissant (huile). Le modèle numérique permettra principalement de déterminer: la position du point chaud ainsi que sa valeur, la température moyenne de l’ensemble des enroulements, la distribution de la température et celle de la vitesse.

Développement et validation du modèle numérique

Cette section est consacrée au développement et à la validation du modèle numérique multiphysique d’un transformateur de puissance en régime stationnaire. Le cas d’un transformateur de puissance en service en régime permanent est considéré. En d’autres termes, le régime transitoire après la mise sous tension n’est pas pris en compte. Le modèle numérique sera validé avec les résultats d’un groupe de chercheurs de l’IREQ au Canada [79, 85, 119]. Ce groupe de chercheurs a travaillé sur un transformateur de puissance réel, en service sur le réseau électrique d’Hydro-Québec au Canada [119].

Description du modèle numérique

Le transformateur de puissance en service sur le réseau électrique d’Hydro-Québec à l’étude est un transformateur à enroulements en disque dont les caractéristiques sont les suivantes: 66 MVA-225/26,4 kV ONAN/ONAF. Dans le but de développer et calibrer leur modèle numérique, P. Picher et al. [119] ont conduit des tests expérimentaux de charge du transformateur. Ces tests ont permis de déterminer les conditions aux limites dans le but de réduire le domaine du calcul numérique. La température ambiante lors des tests a été de 30,2°C.

L’intérêt de réduire le modèle à une seule zone (one pass en anglais) réside dans le fait qu’on réduit la complexité du problème et le temps de calcul numérique tout en restant fidèle à la réalité physique. Cette réduction du temps de calcul numérique contribue à réduire le coût global du projet. Plusieurs études ont montré que les résultats de simulations confrontés aux mesures expérimentales indiquent qu’un modèle simplifié en 2D est suffisamment précis pour la modélisation d’un transformateur de puissance [120-122]. Pour cette raison, les chercheurs de l’IREQ ont adopté une géométrie en 2D axisymétrique pour le modèle numérique. Ce modèle représente une section axiale dans l’intervalle inter-espaceur d’une colonne d’enroulements basse tension du transformateur avec un écoulement en zigzag à l’aide de guides d’huile. Une image de cette colonne d’enroulements est donnée à Figure 4-1.

Étude de la validation du modèle numérique

Source de chaleur

Une étude électromagnétique réalisée par Picher et al [119] a permis de montrer que la somme despertes cuivre et par courants de Foucault vaut 676,76 W par disque 325.1 mmrzCopper conductorInsulationpaperhcec2epepep d’enroulements. La quantité de chaleur totale par unité de volume dans l’ensemble des dix-neuf (19) disques d’enroulements est de 567579 W/m3. Cette quantité de chaleur est considérée comme terme source dans l’équation bilan d’énergie.

Analyse de la convergence

Conditions de simulations

L’écoulement est supposé laminaire, en effet les vitesses d’écoulement sont très faibles (<0,1m/s) et la viscosité de l’huile est élevée [85]. Comme indiqué dans les sections précédentes, le régime stationnaire est adopté. Les propriétés thermofluidiques de l’huile évoluent en fonction de la température [119, 123]. La conductivité thermique, la masse volumique et la chaleur spécifique varient linéairement avec la température tandis que la viscosité dynamique décroît avec la température en suivant une fonction polynôme de second ordre. La chaleur spécifique est la seule propriété qui croît avec la température. Il est important de noter qu’aucune information n’est fournie sur l’intervalle de validité en température de ces propriétés. Ces propriétés sont présentées dans le Tableau 4-1.

Étude du raffinement de maillage

Le but de cette étude est de démontrer que les résultats de simulation sont indépendants du maillage. Pour ce faire, l’étude a été réalisée avec trois maillages différents. Un exemple du détail des trois maillages est donné sur la Figure 4-4. Des éléments triangulaires ont été utilisés pour le domaine fluide tout en capturant la couche limite. De même, des éléments triangulaires ont été utilisés pour les domaines solides (cuivre et papier cellulose). Il est possible d’observer que le maillage est progressivement raffiné en partant du maillage 1 au maillage 3.

Validation avec Torriano et al

Après l’étude sur le raffinement de maillage, il est nécessaire de vérifier le module couplé thermofluidique (Conjugate Heat Transfer en anglais) de Comsol. Les résultats correspondant au maillage 2 ont été comparés à ceux de Torriano et al [85]. La comparaison est faite sur la base de la valeur de la température du point chaud (Tmax) et sa position, la température moyenne (Tmoy) des enroulements, la température moyenne à la sortie du domaine (Tmoys) et le profil de la température moyenne de chacun des dix-neuf (19) disques d’enroulements (Figure 4-7). Les valeurs des températures sont regroupées dans le Tableau 4-6.

Sur la figure 4.8, on peut observer que pour les trois huiles et pour l’ensemble des durées de vieillissement, la zone de surchauffe contenant le point chaud se trouve dans la partie supérieure des enroulements. En d’autres termes, la partie inférieure des enroulements est mieux refroidie. Les distributions de la température en 2D axisymétrique sont justifiées par celles de la vitesse (figure 4.9). En effet, du fait de la différence de pression hydrostatique entre les deux canaux verticaux [85], l’huile passe du canal vertical externe vers le canal vertical interne en circulant principalement dans les canaux horizontaux du bas. Les disques encadrés par ces dits canaux sont donc les mieux refroidis. Ce phénomène justifie la position du point chaud dans la partie supérieure des enroulements. On voit clairement que la distribution de la vitesse conditionne celle de la température. Ce résultat est conforme à la littérature [84, 85], en effet dans un transformateur réel, l’huile refroidie par les radiateurs rentre par le bas des enroulements et en ressort par le haut réchauffé avant de retourner à nouveau dans les radiateurs.

Une analyse horizontale (par type d’huile et pour chaque Dva) de la figure 4.8 permet de remarquer que le vieillissement a un faible impact sur la distribution de la température. Cependant les résultats du tableau 4.7 indiquent pour l’huile MO que le point chaud pour les durées de 0 heure et de 500 heures est positionné sur le disque 17. Mais lorsque le vieillissement s’accentue, celui-ci se déplace vers le bas, il passe du disque 17 au disque 16 pour 1500 heures et au disque 15 pour 2500 heures. En ce qui concerne l’huile NE, il passe du disque 14 au disque 13 pour 1500 heures et 2500 heures. Pour l’huile SE, le point chaud demeure sur le même disque (disque 14) pour les quatre Dva. Ce résultat suggère que pour la mesure expérimentale et la surveillance de la valeur de la température du point chaud dans les enroulements des transformateurs en service, les capteurs de température à fibre optique couramment utilisés [7, 88, 119], devraient être placés sur un intervalle de disques afin d’augmenter la probabilité de mesurer de façon effective la valeur du point chaud sur le long terme. Cette suggestion est limitée à notre étude, et d’autres travaux de recherche sont nécessaires pour en faire une généralité. L’intérêt de mesurer et de surveiller la valeur de Tmax réside dans le fait que pour garantir la durée de vie utile du transformateur, Tmax doit être inférieure à une valeur limite fixée par la norme [31, 72]. De plus si Tmax est supérieure à cette valeur limite, on peut dans la pratique baisser la charge du transformateur pour y remédier.

Une analyse verticale (comparaison entre les trois huiles pour chaque Dva) de la figure 4.8 permet d’observer que pour chaque Dva, les distributions de la température sont similaires pour les huiles esters NE et SE. En effet les positions des points chauds (tableau 4.7) pour ces deux huiles sont très proches comparativement à celui de l’huile MO.

Afin de mettre davantage en évidence l’écoulement de l’huile et son impact sur le refroidissement des enroulements, les distributions de la température et celles de la vitesse sur la ligne axiale de la géométrie à r= 338,15 mm pour les trois huiles et pour chaque Dva sont données sur la figure 4.10. Cette ligne axiale de la géométrie traverse le conducteur n°5 de tous les disques d’enroulements de la géométrie du modèle numérique. Pour l’ensemble des simulations numériques, le point chaud se situe toujours sur ce conducteur 5 peu importe le numéro du disque sur lequel, ledit point chaud se positionne, d’où l’intérêt de ce choix.

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Table des matières

DÉDICACE
REMERCIEMENTS
RÉSUMÉ
ABSTRACT
TABLE DES MATIÈRES
LISTE DES FIGURES
LISTE DES TABLEAUX
LISTE DES SIGLES ET ABRÉVIATIONS
Chapitre 1 : INTRODUCTION GÉNÉRALE
1.1 Contexte général
1.2 Problématique
1.3 Objectifs
1.4 Originalité
1.5 Méthodologie générale
1.6 Organisation de la thèse
Chapitre 2 : REVUE DE LA LITTÉRATURE
2.1 Introduction
2.2 Présentation des transformateurs
2.2.1 Définition et classification des transformateurs de puissance
2.2.2 Constitution générale des transformateurs de puissance
2.3 Huiles minérales et huiles alternatives
2.3.1 Définitions
2.3.2 Historique et Applications courantes des huiles
2.3.3 Comparaison des propriétés physiques et chimiques entre l’huile minérale et les huiles alternatives
2.3.4 Processus de vieillissement des huiles de transformateurs et Indicateurs
2.3.5 Tests en service pour les huiles alternatives
2.3.6 Vidange des transformateurs et remplissage par des huiles alternatives (re-remplissage)
2.3.7 Capacité de refroidissement des huiles alternatives par rapport à l’huile minérale
2.4 Sources de chaleur et refroidissement des transformateurs
2.4.1 Sources de chaleur
2.4.2 Détermination des pertes
2.4.3 Effet de la température sur la durée de vie du transformateur
2.4.4 Modes de refroidissement et types d’écoulement dans les enroulements des transformateurs
2.5 Modélisation et simulation thermofluidiques des transformateurs de puissance
2.5.1 Différentes approches
2.5.2 Modélisations et simulations thermofluidiques des transformateurs refroidis avec les huiles minérales: État d’avancement des travaux de recherche
2.5.3 Modélisations et simulations thermofluidiques des transformateurs refroidis avec les huiles alternatives: État d’avancement des travaux de recherche
2.6 Diélectrophorèse
2.6.1 Principe
2.6.2 Effet de la force diélectrophorétique sur la position de la boue dans les transformateurs
2.7 Conclusion
Chapitre 3 : ÉTUDE EXPÉRIMENTALE
3.1 Introduction
3.2 Procédure expérimentale
3.3 Matériels et méthodes
3.3.1 Four de vieillissement : DKN900 de Yamato
3.3.2 Bain thermostatique
3.3.3 Balance électronique (DENVER Instrument)
3.3.4 Le turbidimètre pour la mesure de la turbidité (TUR)
3.3.5 Le Spectrophotomètre T60 UV/Visible pour la mesure du DDP
3.3.6 Tensiomètre de surface pour la mesure de la tension interfaciale
3.3.7 Viscosimètre à chute de bille pour la mesure de la viscosité dynamique
3.3.8 Fiole jaugée à ouverture rodée pour la mesure de la masse volumique
3.3.9 Analyseur de propriétés thermiques
3.4 Analyse de la précision des mesures expérimentales
3.4.1 Analyse de la précision
3.4.2 Barres d’erreurs sur les graphes
3.5 Étude de l’impact du vieillissement sur les propriétés physicochimiques et thermofluidiques des huiles
3.5.1 Impact du vieillissement sur les propriétés physicochimiques des huiles
3.5.2 Impact du vieillissement sur les propriétés thermofluidiques des huiles
3.5.3 Relation entre les propriétés physicochimiques et thermofluidiques des huiles
3.6 Développement des équations empiriques des propriétés thermofluidiques des huiles et analyse de leur fiabilité
3.6.1 Développement des équations empiriques
3.6.2 Analyse de la fiabilité des équations empiriques développées
3.7 Conclusion
Chapitre 4 : ÉTUDE NUMÉRIQUE MULTIPHYSIQUE
4.1 Introduction
4.2 Développement et validation du modèle numérique
4.2.1 Description du modèle numérique
4.2.2 Étude de la validation du modèle numérique
4.2.3 Conclusion partielle
4.3 Études de l’impact du vieillissement sur la capacité de refroidissement des huiles
4.3.1 Étude en convection naturelle
4.3.2 Étude en convection forcée
4.3.3 Étude de l’impact de la présence de la boue : Cas particulier de l’huile MO
4.4 Conclusion
Chapitre 5 : CONCLUSIONS ET RECOMMANDATIONS
ANNEXES
PUBLICATIONS SCIENTIFIQUES
BIBLIOGRAPHIE