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Évaluation du risque incendie des transformateurs : méthode, données et liste de contrôle

Une méthode structurée pour les ingénieurs sécurité incendie, les exploitants et les assureurs – des scénarios à la démonstration que le risque résiduel est acceptable.

Mis à jour le 12 novembre 2026 · Publié par IsoTec

Sept étapes

Définir les objectifs : sécurité des personnes, protection du bâtiment et des installations voisines, continuité d’alimentation, environnement.
Identifier les scénarios : arc interne avec rupture de cuve, défaillance d’une traversée ou d’une boîte à câbles, défaillance du changeur de prises, incendie extérieur, fuite avec inflammation.
Estimer la probabilité à partir des statistiques de défaillances et d’incendies, ajustées selon la conception, le fluide, la protection, l’âge et la charge.
Estimer les conséquences : taille du feu, rayonnement thermique, fumée, effets sur la structure, durée d’indisponibilité, rejet dans l’environnement.
Identifier les barrières qui préviennent ou limitent chaque scénario – un diagramme en nœud papillon aide.
Évaluer par rapport aux normes, aux exigences de l’assureur et aux critères de risque ; au Royaume-Uni, démontrer que les risques sont aussi bas que raisonnablement possible.
Documenter et réviser lorsque la conception, la charge ou l’environnement changent.

Probabilité : ce que disent les statistiques

Les chiffres publiés donnent l’ordre de grandeur :

Défaillances graves de transformateurs : environ 0,5–2,5 % par année de service, en moyenne environ 1 %.
Incendies graves de transformateurs : environ 0,06–0,1 % par année de service – soit environ 2,4–4 % des transformateurs sur 40 ans.
Causes des incendies en dessous de 300 kV : traversées et boîtes à câbles 70–80 %, changeurs de prises en charge 10–15 %, le reste d’autres causes.
Les ruptures de cuve sont rares en dessous de 245 kV et surviennent surtout au-delà de 300 kV.

Ces chiffres proviennent pour l’essentiel de transformateurs à l’huile minérale. Dans une unité à l’ester, il est moins probable qu’une défaillance se transforme en incendie entretenu ; la probabilité de la défaillance elle-même dépend de la conception, des composants, de la protection et de la maintenance.

Conséquences

Taille du feu : volume de liquide × masse volumique × pouvoir calorifique inférieur donne la charge calorifique ; la rétention et le lit de galets coupe-flammes limitent la surface de la nappe. Voir l’exemple dans les fluides de classe K.
Chaleur et propagation : rayonnement vers les transformateurs voisins, les bâtiments et les câbles.
Fumée : visibilité et toxicité dans les voies d’évacuation, surtout en intérieur et en souterrain.
Impact économique : un incendie détruit presque toujours le transformateur. Une étude d’assureur portant sur 100 sinistres a relevé des pertes moyennes supérieures à 7 millions de dollars US – environ 4 millions là où des plans de continuité existaient.
Environnement : liquide et eaux d’extinction contaminées.

Barrières et hiérarchie des mesures

Niveau	Exemples pour les transformateurs
Supprimer	Implanter le transformateur hors du bâtiment ou loin des voies d’évacuation
Substituer	Ester de classe K au lieu d’huile minérale ; transformateur sec là où il convient
Isoler	Distances, murs coupe-feu, locaux résistants au feu, lits de galets coupe-flammes
Mesures techniques	Protection rapide, décompression, relais de surpression soudaine, cuves résistantes à la rupture, traversées sèches, détection et extinction, rétention
Mesures organisationnelles	Surveillance, analyse des gaz dissous, maintenance, éloignement des combustibles, procédures d’urgence

Évaluation et ALARP

Les normes et les recommandations des assureurs définissent un minimum. Au-delà, la question est de savoir si d’autres mesures sont raisonnablement applicables. Selon le principe britannique ALARP, une mesure ne peut être écartée que si son coût est manifestement disproportionné par rapport à la réduction du risque. Documentez les mesures envisagées, celles qui ont été mises en œuvre et les raisons pour lesquelles d’autres ne l’ont pas été. Liste de scénarios prête à l’emploi : registre des risques résiduels.

Liste de contrôle pour la visite

Puissance, tension, année de construction, historique de charge
Type, volume et classe IEC 61039 du liquide ; liquide du changeur de prises, des traversées et des boîtes à câbles
Type de traversée (papier imprégné d’huile ou de résine) et données d’état
Protection : différentielle, surintensité, fusibles, temps d’élimination
Relais Buchholz, relais de surpression soudaine, dispositif de décompression
Historique et tendances de l’analyse des gaz dissous
Distances aux bâtiments, aux ouvertures, aux voies d’évacuation et aux autres transformateurs
Murs coupe-feu, résistance au feu du local, portes, ouvertures de ventilation
Systèmes de détection et d’extinction
Rétention, lit de galets, drainage, séparateur
Matières combustibles stockées à proximité
Accès des pompiers, procédures de mise hors tension et de mise à la terre

Questions fréquentes

À quelle fréquence les transformateurs prennent-ils feu ?

Les estimations publiées pour les incendies graves sont d’environ 0,06–0,1 % par année de service, soit environ 2,4–4 % sur 40 ans, principalement à partir d’unités à l’huile minérale.

Qu’est-ce qui provoque la plupart des incendies de transformateurs ?

Pour les transformateurs de moins de 300 kV, les traversées et les boîtes à câbles représentent environ 70–80 % des incendies, et les changeurs de prises en charge 10–15 %.

Quelles recommandations traitent du risque incendie des transformateurs ?

La CIGRE TB 537 sur les pratiques de sécurité incendie des transformateurs, la CIGRE TB 886 sur la gestion du risque incendie dans les postes, l’IEEE C57.156 sur la rupture de cuve, la FM Global Data Sheet 5-4 et l’IEC 61936-1.

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Sources et lectures complémentaires

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