Au cours du processus de vieillissement naturel de l'huile et des pièces isolantes, en particulier dans le cas d’une défaillances thermiques ou électriques, des gaz se forment et se dissolvent dans l'huile. Le taux de décomposition et le type de gaz changent lors d'un fonctionnement défectueux, qui peut résulter d'une surcharge thermique et/ou d'une défaillance électrique. La quantité ou le type de gaz défectueux, les taux d'augmentation des gaz et les proportions entre les gaz permettent de déduire le type de défaillance.

Les décharges partielles de moindre énergie entraînent principalement la formation d'hydrogène et de méthane, ainsi que de petites quantités d'éthane. La surchauffe thermique entraîne la pyrolyse des hydrocarbures. À des températures comprises entre 300 et 700 °C, l'éthylène et le propylène, accompagnés de grandes quantités de CO et de CO2, prédominent. À plus de 700 °C, il se forme principalement de l'éthylène, du propylène et de l'hydrogène, et à plus de 1 000 °C, il se forme également de l'acétylène. Les décharges électriques (arcs et décharges d'étincelles) provoquent la séparation de l'hydrogène et de l'acétylène, ainsi que du méthane et de l'éthylène. La dégradation thermique-oxydative de la cellulose entraîne la formation de grandes quantités de CO et de CO2.

L’analyse des gaz dissous permet surtout de détecter les défauts qui se développent lentement. L'évolution progressive de la concentration de gaz permet d'analyser les tendances, ce qui permet d'établir un pronostic sur la durée de vie du transformateur.

La couleur et l'aspect de l'huile de transformateur sont utiles pour une évaluation comparative : un assombrissement rapide de la couleur ou une huile foncée est un signe de vieillissement de l'huile. La couleur de l'huile analysée se voit attribuer un numéro allant de 1 à 8, le niveau de décoloration étant indiqué par l'augmentation du numéro de couleur.

L'analyse de l'apparence permet de détecter les sous-produits indésirables. La turbidité ou les sédiments indiquent la présence d'eau libre, de boues insolubles ou de particules de saleté. Si ces particules sont présentes, la tension de claquage et/ou le facteur de dissipation diélectrique et éventuellement d'autres valeurs de l'huile sont hors normes et des mesures doivent être prises.

La tension de claquage indique dans quelle mesure l'huile isolante peut résister à une charge électrique et est donc déterminante pour l'efficacité opérationnelle d'un transformateur. La tension de claquage est mesurée conformément à la norme CEI 60156. Les mesures initiales à prendre en cas de chute en dessous des valeurs limites de la tension d'isolement du type de transformateur concerné dépendent des valeurs des autres caractéristiques de l'huile.

La formation d'eau est due au vieillissement des matériaux isolants en cellulose (papier, carton, bois stratifié), au vieillissement de l'huile et à l'infiltration d'humidité provenant de l'environnement par le biais de l’assécheur d'air mal entretenus et/ou d’un système d'étanchéité défectueux.

Il existe un équilibre entre la teneur en eau de l'huile et la teneur en eau de l'isolation solide, ce qui réduit la tension de claquage et accélère le processus de vieillissement. Cet équilibre dépend toutefois de la température et du temps.

Il n'y a jamais de température uniforme dans un transformateur, la température de l'huile en haut de cuve est beaucoup plus élevée qu'en bas de cuve, et il en va de même pour la répartition de la température dans les enroulements - les courbes de répartition de l'humidité ne sont qu'une estimation approximative. Dans les courbes de distribution de l'humidité, la teneur en eau de l'huile peut théoriquement être distinguée de la teneur en eau de la cellulose, sur la base de la température. Cela n'est toutefois valable que pour le papier d'isolation et non pour le carton et le bois stratifié. La condition préalable est une température constante et un équilibre défini.

Le vieillissement progressif (oxydation) de l'huile entraîne l'apparition de produits de décomposition polaires. Ceux-ci détériorent les propriétés diélectriques de l'huile. Le résultat d'un vieillissement très avancé de l'huile est la formation de boues. Les boues compromettent grandement les enroulements car elles entraînent la formation de sédiments qui empêchent l'évacuation de la chaleur. Cette accumulation de chaleur entraîne à son tour un vieillissement intense du papier d'enroulement. Il est donc important de diagnostiquer à temps la formation d'acide naissante afin de pouvoir prendre les mesures correctives qui s'imposent.

Le facteur de dissipation diélectrique d'un matériau isolant est la tangente de l'angle de perte diélectrique.

L'angle de perte diélectrique est l'angle dans lequel la différence de phase entre la tension appliquée et le courant consécutif diverge de π/2 rad, lorsque le diélectrique du condensateur n'est constitué que d'un matériau isolant.

Une augmentation du facteur de dissipation est une indication du vieillissement ou de la contamination de l'huile. Le facteur de dissipation est fortement influencé par les composants polaires et est donc un paramètre très sensible.

Outre la valeur de neutralisation et le facteur de dissipation, la tension interfaciale est un autre indicateur de la formation de boues dans le transformateur. Ce test mesure la concentration de molécules polaires dans l'huile, qui se forment au cours du processus de vieillissement. Plus la concentration est élevée, plus la tension interfaciale est faible et plus l'huile isolante est susceptible de former des boues.

Les inhibiteurs sont des agents de protection contre l'âge qui retardent la décomposition de l'huile isolante. L'inhibiteur accrédité CEI 60296 DBPC (Di-tertiary-butyl-para-cresol), avec un pourcentage de poids de 0,25 ± 0,040 , est utilisé. Les huiles inhibées sont préférées pour les transformateurs > 200 MVA, pour les transformateurs fortement chargés tels que les transformateurs de traction, pour les transformateurs de four ou à la demande spéciale du client.
Lorsque le processus de vieillissement accéléré de l'huile est causé par un dysfonctionnement du transformateur, la teneur initiale en inhibiteur (0,3) peut être rétablie en ajoutant une quantité calculée de DBPC sous forme de poudre, une fois que le dysfonctionnement a été réparé. Même dans le cas d'une détérioration normale du DBPC, l'huile peut être ré-inhibée, bien qu'une vidange soit moins coûteuse. Cette décision ne peut être prise qu'en fonction des résultats des autres tests de valeur de l'huile : si ceux-ci sont normaux, la ré-inhibition peut être réussie.

La décomposition du papier est causée par les processus d'hydrolyse, de pyrolyse et d'oxydation. Le degré de polymérisation (valeur DP) du papier a été défini par la norme CEI 60450 et compte le nombre d'anneaux de glucose polymérisés. Au cours de la décomposition du papier, la valeur DP est réduite et la résistance à la traction diminue. La cellulose neuve a une valeur DP de 1000-1100, alors que la cellulose âgée n'a qu'une valeur de 150-200, ce qui signifie la fin de la durée de vie du transformateur.

Comme il n'est pas possible de prélever des échantillons de papier en cours de fonctionnement, l'état de l'isolation solide est estimé sur la base des produits de décomposition de la cellulose (2- Furfural). Pour ce faire, une analyse régulière des tendances est nécessaire.

Il n'est pas possible à l'heure actuelle de déduire un lien exact entre la teneur en furannes et la valeur DP. Toutefois, il est possible d'effectuer une analyse de tendance : sur la base de l'évolution de la teneur en furane, il est possible d'obtenir des informations sur le comportement thermique de l'isolant solide au fil des ans.