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.

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’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.