Littérature scientifique sur le sujet « Huiles pour transformateurs »

Description du sujet. Carapa procera DC. est un arbre oléagineux local à fort potentiel socio-économique. Sa promotion peut contribuer à diversifier et augmenter les sources de revenus des communautés locales. Objectifs. Le but de cette étude est d’analyser la chaine de valeur (CV) du savon médical artisanal (SMA) de C. procera et d’évaluer son potentiel pour l’amélioration de l’économie locale. Notre analyse se limite aux dimensions organisationnelle et économique de cette CV, notamment sur la création de valeur ajoutée et sa répartition entre les principaux acteurs qui la composent. Méthode. Un inventaire des produits oléagineux de C. procera dans 29 marchés locaux et des enquêtes auprès de 104 acteurs ont été réalisés principalement dans le Kénédougou et dans d’autres localités de vente des produits au Burkina Faso. Résultats. La CV du SMA implique au moins 283 acteurs réalisant 574 activités relatives à la collecte des graines, leur transformation primaire en huile, la transformation secondaire de l’huile en savon et la commercialisation du savon. Soixante-treize pour cent des acteurs sont membres d’une organisation et 71 % des liens entre les acteurs sont basés sur des contrats. Les marges sont de 0,08 €·kg-1 de graines pour les collecteurs, 1,79 €·l-1 d’huile pour les transformateurs primaires et respectivement 1,42 et 2,22 €·kg-1 de savon pour les transformateurs secondaires et les commerçants. Le revenu et la valeur ajoutée annuels perçus par l’ensemble des acteurs de la CV sont respectivement de 10 573 € et 11 335 €. Le revenu total de la CV est inégalement distribué entre les acteurs, avec 20 % d’entre eux qui en totalisent plus de 70 %. Conclusions. L’essor de la CV du savon de C. procera nécessite une redistribution des revenus pour améliorer les parts des acteurs actuellement défavorisés.

L'huile minérale constitue le liquide isolant le plus communément employé dans les transformateurs de puissance d'une part pour ses propriétés physico-chimiques et d'autre part pour son faible coût et sa disponibilité. Cependant les performances de cette huile commencent à être limitées par rapport aux nouveaux critères. Pour palier à ce problème, deux solutions sont envisageables : trouver des liquides de substitution ou améliorer les propriétés de l'huile minérale. C'est à cette deuxième solution qu'est dédié ce travail. Il s'agit de trouver un mélance optimal d'huiles à base d'huile minérale, les addditifs considérés étant des liquides isolants utilisés également dans les transformateurs tels que les huiles esters synthétiques et les huiles silicones. Des essais permettant d'analyser des caractéristiques fondamentales comme la miscibilité, la viscosité cinématique, la tenue diélectrique, la stabilité au vieillissement et des mesures de tendance à la charge ont été effectués
Mineral oil is the most commonly used insulating liquid in power transformers due to its low price and its good properties. However, the performance of this oil start to be limited with respect to the new requirements. Two ways are considered to solve this problem : find substitution liquids or improve the properties of mineral oil. We are interested by the second solution. Our work consists in mixing mineral oil with others types of insulating liquids for transformers, and finding the best oil mixture based on mineral oil. For that, we consider two types of insulating oils as additives : silicon and synthetic ester oils. We analyse and compare these liquids as well as mixtures of these liquids, on the basic of the main properties required for an insulating liquid to be used in a power transformer, namely the miscibility, heat transfer, breakdown voltage, ageing stability and charge density

L’indisponibilité d’un transformateur de puissance a de fortes répercussions financières aussi bien pour les exploitants de réseaux d’énergie électriques que pour les clients qui y sont connectés. Afin de prévenir les pannes et d’optimiser la performance de ces équipements d’importance stratégique, de nombreuses techniques et outils de diagnostic ont été développés. L’huile contient environ 70 % des informations de diagnostic sur l’état des transformateurs. Le défi consiste à y accéder et à les utiliser efficacement. L’atteinte d’un tel objectif passe nécessairement par des techniques de diagnostic fiables. En plus des techniques traditionnellement utilisées, trois nouvelles techniques de diagnostic issues des normes ASTM sont utilisées : (1) le test de stabilité qui permet de simuler le comportement sous champ électrique d’une huile en fournissant des informations sur la qualité de celle-ci ; (2) la spectrophotométrie UV/Visible qui permet de mesurer la quantité relative de produits de décomposition dissous dans l’huile ; et (3) la turbidité qui mesure la pureté d’une huile neuve ou usagée. Une méthode quantitative permettant de déterminer les paramètres affectant la formation du soufre corrosif sur les conducteurs en cuivre dans les transformateurs de puissance est proposée. Il est montré entre autres que la tendance au gazage des esters naturels est plus faible que celle de tous les autres types d’huile (minérales, esters synthétiques, silicone). La turbidité et la spectrophotométrie UV/Visible permettent de quantifier efficacement les contaminants qui résultent de l’action d’une décharge électrique sur l’huile isolante. Un nombre important de cycles de régénération (au moins 15) est nécessaire pour qu’une huile vieillie en service retrouve les aptitudes d’une huile neuve. Une nouvelle technique de régénération est présentée pour réduire le nombre de cycles de régénération ; celle-ci consiste à utiliser la terre à foulon traitée avec de l’azote. Il est montré également que le temps constitue le paramètre le plus nuisible dans la formation de soufre corrosif. L’action combinée du temps et de l’agressivité de l’oxygène dissous l’accélère fortement
A power transformer outage has a dramatic financial consequence not only for electric power systems utilities but also for interconnected customers. In order to prevent any failure and to optimize their maintenance, various diagnostic techniques and tools have been developed. Insulating oil contains about 70% of diagnostic information on the transformer condition. The challenge is to access and use them efficiently. To meet this objective reliable diagnostic techniques are required. In addition to traditional testing methods, three recently developed ASTM testing techniques were used: (1) oil stability testing that simulates the behaviour of oil under electrical stress by providing information on its quality; (2) the UV/Visspectrophotometry that measures the amount of the relative dissolved decay products in insulating oil; and (3) the turbidity that measures the purity of virgin and aged oil. A quantitative laboratory technique capable of determining the parameters affecting the formation of corrosive sulphur deposition on copper conductors in power transformer is proposed. It is shown among other that the gassing tendency of natural esters is lower than that of the other types of insulating fluids (mineral oil, synthetics esters and silicone oil). The turbidity and UV/Vis spectrophotometry allow quantifying effectively, the relative amount of contaminants resulting from electrical discharge in oils. A large number of reclamation cycles (around 15 passes) are required for in-service aged oil to regenerate to the level of new oil. Anew technique enabling reducing the number of reclamation cycles is proposed; this latter consists in the use of Fuller’s Earth previously treated with dry nitrogen. It is also shown that time is the most influential parameter in the formation of corrosive sulfur. The process is accelerated when time and aggressiveness of oxygen are partnered

L'indisponibilité d'un transformateur de puissance a de fortes répercussions financières aussi bien pour les exploitants de réseaux d'énergie électriques que pour les clients qui y sont connectés. Afin de prévenir les pannes et d'optimiser la performance de ces équipements d'importance stratégique, de nombreuses techniques et outils de diagnostic ont été développés. L'huile contient environ 70 % des informations de diagnostic sur l'état des transformateurs. Le défi consiste à y accéder et à les utiliser efficacement. L'atteinte d'un tel objectif passe nécessairement par des techniques de diagnostic fiables. En plus des techniques traditionnellement utilisées, trois nouvelles techniques de diagnostic issues des normes ASTM sont utilisées : (1) le test de stabilité qui permet de simuler le comportement sous champ électrique d'une huile en fournissant des informations sur la qualité de celle-ci ; (2) la spectrophotométrie UV/Visible qui permet de mesurer la quantité relative de produits de décomposition dissous dans l'huile ; et (3) la turbidité qui mesure la pureté d'une huile neuve ou usagée. Une méthode quantitative permettant de déterminer les paramètres affectant la formation du soufre corrosif sur les conducteurs en cuivre dans les transformateurs de puissance est proposée. Il est montré entre autres que la tendance au gazage des esters naturels est plus faible que celle de tous les autres types d'huile (minérales, esters synthétiques, silicone). La turbidité et la spectrophotométrie UV/Visible permettent de quantifier efficacement les contaminants qui résultent de l'action d'une décharge électrique sur l'huile isolante. Un nombre important de cycles de régénération (au moins 15) est nécessaire pour qu'une huile vieillie en service retrouve les aptitudes d'une huile neuve. Une nouvelle technique de régénération est présentée pour réduire le nombre de cycles de régénération ; celle-ci consiste à utiliser la terre à foulon traitée avec de l'azote. Il est montré également que le temps constitue le paramètre le plus nuisible dans la formation de soufre corrosif. L'action combinée du temps et de l'agressivité de l'oxygène dissous l'accélère fortement.

L'huile minérale constitue le liquide isolant le plus communément employé dans les transformateurs de puissance d'une part pour ses propriétés physico-chimiques et d'autre part pour son faible coût et sa disponibilité. Cependant les performances de cette huile commencent à être limitées par rapport aux nouveaux critères. Pour palier à ce problème, deux solutions sont envisageables : trouver des liquides de substitution ou améliorer les propriétés de l'huile minérale. C'est à cette deuxième solution qu'est dédié ce travail. Il s'agit de trouver un mélange optimal d'huiles à base d'huile minérale, les additifs considérés étant des liquides isolants utilisés également dans les transformateurs tels que les huiles esters synthétiques et les huiles silicones. Des essais permettant d'analyser des caractéristiques fondamentales comme la miscibilité, la viscosité cinématique, la tenue diélectrique, la stabilité au vieillissement des huiles et des mélanges, et des mesures de tendance à la charge statique, ont été effectuées. Différents mélanges à différentes concentrations ont été étudiés. Pour des raisons techniques et économiques, l'accent est mis sur les mélanges composés de 80% d'huile minérale et 20% des autres types d'huile. Il ressort des différents essais réalisés que chaque type d'huile a un avantage. L'huile minérale est la plus efficace pour évacuer la chaleur de par sa faible viscosité, l'huile ester synthétique présente la meilleure tenue diélectrique de par sa haute solubilité de l'eau, et l'huile silicone est la plus stable au vieillissement. D'autre part, le mélange optimal obtenu se compose de 80% d'huile minérale et 20% d'ester synthétique. Ce mélange permet d'améliorer certaines caractéristiques de l'huile minérale sans toutefois dégrader ses bonnes propriétés, tout en restant dans un coût raisonnable. Il présente, par rapport à l'huile minérale seule, une aptitude à évacuer la chaleur pratiquement équivalente, une tenue diélectrique plus élevée, une meilleure stabilité au vieillissement et une tendance à la charge statique modérée.

Cette thèse de doctorat traite des méthodes d’évaluation de l’état des transformateurs de puissance à huile. Elle apporte une approche particulière de mise en oeuvre des méthodes de classification dans la fouille de données. Elle propose une stratégie qui met en oeuvre deux nouveaux indicateurs de santé de l’huile construit à partir d’un système neuro flou ANFIS (Adaptative Neuro-Fuzzy Inference System) et un classifieur ou prédicteur de défaut construit à partir des méthodes de classification supervisée, notamment le classifieur Bayésien naïf. Un organigramme simple et efficace d’évaluation de l’état des transformateurs y est proposé. Il permet de faire une analyse rapide des paramètres issus des analyses physico-chimiques de l’huile et de des gaz dissous. Une exploitation des méthodes de classification non supervisée, notamment les méthodes de k-moyennes et C-moyennes flous a permis de reconstruire les périodes de fonctionnement d’un transformateur marquées par des défauts particuliers. Il a aussi été démontré comment ces méthodes peuvent servir d’outil d’aide à l’organisation de la maintenance d’un groupe de transformateurs à partir des données d’analyses d’huile disponibles
This PhD thesis deals the assessment method of the state of power transformers filled with oil. It brings a new approach by implementing classification methods and data mining dedicated to transformer maintenance. It proposes a strategy based on two new oil health indicators built from an adaptive Neuro-Fuzzy Inference System (ANFIS). Two classifiers were built on a labeled learning database. The Naive Bayes classifier was retained for the detection of fault from gases dissolved in oil. A simple and efficient flowchart for evaluating the condition of transformers is proposed. It allows a quick analysis of the parameters resulting from physicochemical analyzes of oil and dissolved gases. Using unsupervised classification techniques through the methods of kmeans and fuzzy C-means allowed to reconstruct operating periods of a transformer, with some particular faults. It has also been demonstrated how these methods can be used as tool to help the maintenance of a group of transformers from available oil analysis data

Cette thèse explore le développement, la préparation et la caractérisation des nanofluides (NFs) pour améliorer la performance diélectrique des liquides d'isolation couramment utilisés dans les transformateurs de puissance, y compris les esters synthétiques, les esters naturels et les huiles minérales en incorporant différents types de nanoparticules (NPs). Ces dernières sont conductrices (Fe3O4, C60, et Gr), semiconductrices (ZnO et CuO) et isolantes (Al2O3, ZrO2, SiO2 et MgO). L'étude vise à améliorer les propriétés diélectriques, notamment la tension de claquage en courant alternatif, la résistance aux décharges partielles, la tendance à la charge électrostatique et les caractéristiques de décharge de surface. Une analyse complète couvrant l'évolution historique, les techniques de préparation (méthodes en une ou deux étapes) et les mécanismes de stabilisation essentiels pour obtenir des nanofluides stables avec des propriétés diélectriques optimales est présentée. Les protocoles de préparation des NP, ainsi que les différents montages expérimentaux et les méthodes utilisées pour les caractériser sur le plan diélectrique, sont ensuite décrits. L'impact des caractéristiques des NPs, telles que le type, la taille, la concentration et le traitement de surface, sur les performances diélectriques des liquides de base est systématiquement évalué. Les données expérimentales sont ensuite analysées à l'aide d'outils statistiques tels que le test d'adéquation d'Anderson-Darling et l'analyse de probabilité de Weibull, et les tensions correspondant à des niveaux de risque de 1 %, 10 % et 50 % ont été déterminées. Les mécanismes impliqués dans l'amélioration/la détérioration de la tension de claquage en courant alternatif sont discutés. Les résultats expérimentaux indiquent que les nanofluides (NFs) améliorent de manière significative les propriétés diélectriques en réduisant l'activité de décharge partielle, la tendance à la charge électrostatique et la longueur d'arrêt des décharges de surface. Cette amélioration est obtenue en influençant la mobilité des charges dans les liquides. Les nanoparticules (NPs) conductrices et isolantes, en particulier Fe3O4 et Al2O3, présentent des avantages substantiels qui peuvent contribuer à atténuer les événements de rupture et à prolonger la longévité des équipements. En outre, l'interaction des nanoparticules aux interfaces solide-liquide affecte les comportements de décharge de surface, ce qui renforce le rôle des nanofluides dans l'amélioration de la durabilité de l'isolation
This thesis explores developing, preparing, and characterizing nanofluids (NFs) to enhance the dielectric performance of insulation liquids commonly used in power transformers, including synthetic esters, natural esters, and mineral oils by incorporating different types of nanoparticles (NPs). These later being conducting (Fe3O4, C60, Gr), semi-conducting (ZnO and CuO), and insulating (Al2O3, ZrO2, SiO2, and MgO). The study aims to improve dielectric properties, including the AC breakdown voltage, partial discharge (PD) resistance, electrostatic charging tendency, and surface discharge characteristics. A comprehensive analysis covering the historical evolution, preparation techniques (one-step and two-step methods), and stabilization mechanisms essential for achieving stable nanofluids with optimal dielectric properties is presented. The preparation protocols of NFs, as well as the various experimental set-ups and methods used to characterize them dielectrically, are then described. The impact of NP characteristics, such as the type, size, concentration, and surface treatment, on the dielectric performance of base liquids is systematically assessed. The experimental data are then analyzed using statistical tools such as the Anderson-Darling goodness-of-fit test and Weibull probability analysis, and the voltages corresponding to 1%, 10%, and 50% risk levels were determined. The involved mechanisms in the improvement/deterioration of AC breakdown voltage are discussed. The experimental results indicate that nanofluids (NFs) significantly enhance the dielectric properties by reducing partial discharge activity, the electrostatic charging tendency, and the stopping length of surface discharges. This improvement is achieved by influencing charge mobility within the liquids. Both conducting and insulating nanoparticles (NPs), particularly Fe3O4 and Al2O3, demonstrate substantial benefits, which can help mitigate breakdown events and extend equipment longevity. Additionally, the interaction of nanoparticles at solid-liquid interfaces affects surface discharge behaviors, further supporting the role of nanofluids in enhancing insulation durability