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Article de référence | Réf : D2470 v1

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Liquides isolants en électrotechnique - Présentation générale

Auteur(s) : Noëlle BERGER

Date de publication : 10 mai 2002

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  • Noëlle BERGER : Service Sécurité ATOFINA Centre de recherches Rhône-Alpes

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INTRODUCTION

Les isolants électriques étaient, à l’origine, des produits naturels non imprégnés qui, en contact direct avec l’air, s’oxydaient rapidement. Il n’était guère possible, ni évident, d’utiliser des liquides, bien qu’en 1854 on eût plongé des enroulements dans l’essence de térébenthine [1] augmentant leur tenue diélectrique, leur durée de fonctionnement et montrant que l’on peut soustraire l’isolation solide à l’oxydation directe.

Les premières bobines d’induction, les transformateurs primitifs, les transformateurs industriels, réalisés dès 1884, étaient du type sec. Il fallut attendre 1891 pour que l’huile de pétrole soit utilisée à titre expérimental dans l’isolation de transformateurs triphasés ; mais, la fin du XIXe siècle verra encore des appareils dans l’air de 1 000 kVA sous 30 kV, tous ventilés à partir de 50 kVA. Devant la multiplication des réseaux de distribution d’énergie électrique et l’accroissement des puissances installées, les transformateurs dans l’air deviennent énormes. Pour réduire leur volume, l’emploi de l’huile minérale se généralise dès 1905. En 1917, on réalise le premier câble à conducteur creux et huile fluide [2] et en 1918, des condensateurs imprégnés à l’huile minérale [3]. En France, on note l’apparition, en 1921, de la première ligne de distribution d’énergie électrique à 70 kV, en 1932, du réseau à 220 kV et, en 1960, de l’échelon actuel à 400 kV [4]. Si des tensions supérieures existent à l’étranger (550 et 700 kV) ou sont en projet (1 500 kV), les tensions n’ont pas changé en France ; en revanche, les puissances unitaires ont doublé tous les six ans [5].

Cet accroissement de puissance, alors que les tensions n’ont pas varié, montre que le rôle primordial de l’huile isolante est plus d’évacuer les pertes d’énergie que d’assurer son rôle diélectrique. Valable pour les transformateurs et les réactances, cette situation ne l’est pas pour les condensateurs ou les câbles à huile. Pour ces matériels, le rôle diélectrique prédomine. La nécessité d’employer des liquides de sécurité révéla, à la fin des années 1920, avec l’apparition des askarels, liquides de synthèse, la possibilité de créer des molécules adaptées, par exemple de permittivité plus grande que celle des huiles miné-rales.

Peu à peu, les paramètres électriques se précisèrent sous l’influence de diverses contraintes d’emploi. Les askarels, suspectés dès 1966, ont été progressivement interdits dans tous les pays. On a alors assisté à une floraison de liquides nouveaux qui ont posé le problème de choix et de définition de critères de sélection [6].

Dans les condensateurs, ils ont été remplacés par une première génération de liquides de synthèse (BNC, DOP, MIPB, PXE...) qui firent progresser les connaissances. Une deuxième génération de liquides de synthèse est maintenant utilisée, basée sur des dérivés du diphénylméthane. Les évolutions technologiques progressives dans ce domaine ont permis de multiplier par trente la puissance volumique des appareils.

Dans le domaine des transformateurs, le banissement des askarels et de tous les produits chlorés n’a pas permis de conserver la propriété de résistance au feu. Les produits utilisés pour cette application particulière sont inflammables mais à des températures très élevées (> 300 ˚C).

Le directeur du Laboratoire central d’électricité écrivait en 1942 : « La nécessité de chercher des substances de remplacement pour les huiles de transformateur a provoqué, ces derniers temps, de nombreuses études sur les diélectriques liquides » [7].

Il s’agissait des années de pénurie de la Seconde Guerre mondiale. Cependant les transformateurs sont toujours imprégnés avec des huiles minérales, dont la qualité a fortement progressée.

 

Les références [1] à [7], citées dans cette introduction, permettent au lecteur de jeter un regard rétrospectif sur le sujet.

Les caractéristiques des différents liquides isolants utilisés en électrotechnique seront détaillées dans l’article [D 2 471].

Les fournisseurs principaux, les normes et les ouvrages généraux de documentation concernant les liquides isolants seront mentionnés en [Doc. D 2 472].

 

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DOI (Digital Object Identifier)

https://doi.org/10.51257/a-v1-d2470


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3. Surveillance en service

Au cours de la vie d’un appareil, les surtensions du réseau peuvent provoquer l’apparition de décharges partielles conduisant à la génération de gaz et autres sous-produits solubles ou insolubles. De même, un échauffement local prolongé peut provoquer la dégradation de l’imprégnant avec également production de sous-produits. Le vieillissement d’un appareil peut être suivi par l’analyse régulière de l’état du liquide.

L’analyse des gaz dissous ou libres est surtout utilisée pour les transformateurs de puissance. Dans ce cas particulier, un guide (CEI 60599) a été rédigé pour l’interprétation de ces analyses. Le diagnostic est basé sur les rapports C2H2/C2H4 CH4/H2 et C2H4/C2H6 (tableau 10).

Dans le cas où l’huile minérale a beaucoup évoluée, elle peut être retraitée, soit sur place, soit après arrêt et transport de l’appareil. Le traitement consiste généralement en un dégazage (pour éliminer les gaz et l’eau) et une filtration (élimination des particules solides), accompagnée éventuellement d’un passage sur terre adsorbante (pour diminuer sa conductivité).

Ce genre de surveillance tend à s’étendre à d’autres types d’appareils, notamment les traversées, les diviseurs capacitifs, et même les condensateurs. Cependant, dans ces deux derniers cas, on ne dispose pas encore du recul suffisant pour établir des règles de diagnostic.

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BIBLIOGRAPHIE

  • (1) - ABDY (C.A.) -   The early years of the power transformer  -  . Electronics and Power (GB) p. 335-8 (08-1968).

  • (2) - ARRIGHI (R.) -   Du papier imprégné aux isolants synthétiques dans les câbles d’énergie  -  . RGE (F) no 9 p. 550-69 (1984).

  • (3) - FOURNIE (R.), NEDELEC (J.) -   Les condensateurs de puissance (1745–1980)  -  . RGE (F) no 12 p. 779-92 (1980).

  • (4) - TOURNIER (Y.), LEMAIRE (J.), HOFER (P.) -   Valeurs limites des tensions de service et des puissances unitaires des grands transformateurs  -  . Congrès SFE Nice (sept. 1971).

  • (5) - CASPER (W.) -   Transformateurs de puissance. Un regard rétrospectif et les perspectives des possibilités de développement futur  -  . Rev. Brown Boveri (CH) 7 p. 421-31 (1976).

  • (6) - FALLOU (B.), SAMAT (J.), PERRET (J.), VUARCHEIX (P.J.) -   Évolution...

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