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Solutions de diagnostic et de test pour les transformateurs
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tests pendant la fabrication tests de réception en usine
mise en service
Mieux vaut prévenir que guérir - mieux connaître l'état de votre transformateur
fabrication mise en service exploitation
Prendre la bonne mesure au bon moment
> tests périodiques
> tests après un événement - déplacement, alarme ou déclenchement de protection, surintensité, surtension, tremblement de terre...
Maintenez votre
transformateur en bon état
en le testant
facteurs à l'origine de la détériorationimpacts mécaniques
>transport >défaut >activité sismique >etc.
entretien des régleurs en charge
>contacts corrodés >commutateur >moteur et frein
état
du
tra
nsf
orm
ateu
r100 %
et avec des actions préventi ves appropriées
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Mieux vaut prévenir que guérir - mieux connaître l'état de votre transformateur
remplacementexploitation
> tests périodiques
> tests après un événement - déplacement, alarme ou déclenchement de protection, surintensité, surtension, tremblement de terre...
Maintenez votre
transformateur en bon état
en le testant
facteurs à l'origine de la détérioration
vieillissement >surcharge >surchauffe >humidité
problèmes de protection >insuffisance de protection >défaillance de protection
traitement de l'isolation >dégazage >changement d’huile >séchage du transformateur >passivateurs ou inhibiteurs
remplacer les pièces >traversées >parafoudres >joints >pompes, ventilateurs, etc.
et avec des actions préventi ves appropriées
durée de vie attendue du transformateur
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Composants du transformateur et leurs défauts éventuels
Composant Défauts détectables Mesures
Traversées
Claquage partiel entre les couches capacitives, fissures dans les isolations en résine x x x x
Vieillissement, humidité, mauvaise liaison de la prise de mesure x x xDécharges partielles dans l’isolation x xPerte d’huile x
TC au niveau des traversées
Erreur de rapport en courant ou en phase en tenant compte de la charge, magnétisme résiduel important, non-conformité à la norme IEEE ou CEI concernée
x
Matériaux isolants
Humidité dans l’isolation solide x1 x1 xVieillissement, humidité, contamination des huiles isolantes x x xDécharges partielles x x
ConducteursProblèmes de contact x xDéformation mécanique x
Changeur de Prises en Charge
Problèmes de contact au niveau du sélecteur de prise et du commutateur x x x xCircuit ouvert, court-circuit entre spires, ou résistance de contact importantes dans le CPeC x x x
Problèmes de contact dans le changeur de prise hors charge x x x
Enroulements
Courts-circuits dans les enroulements ou entre les spires x x x xCourt-circuit des conducteurs en parallèle x xCircuits ouverts des conducteurs en parallèle x x xCourt-circuit à la terre x x xDéformation mécanique x x x xProblèmes de contact, circuits ouverts x x
Circuit magnétiqueDéformation mécanique x2 x2 xTerre du circuit magnétique flottante x x xTôles magnétiques en court-circuit x x
Parafoudre Détérioration et vieillissement x
5
Capa
cité
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à 50
/ 60
Hz
Impé
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Composants du transformateur et leurs défauts éventuels
Equipement de diagnostic des transformateurs : voir pages 6-21
Appareil d'analyse de la réponse diélectrique : voir pages 22-23
Appareil d'analyse de la réponse en fréquence : voir pages 24-25
Système d'analyse des décharges partielles : voir pages 26-29
Appareil de test des transformateurs de courant : voir brochure CT Analyzer
Composant Défauts détectables Mesures
Traversées
Claquage partiel entre les couches capacitives, fissures dans les isolations en résine x x x x
Vieillissement, humidité, mauvaise liaison de la prise de mesure x x xDécharges partielles dans l’isolation x xPerte d’huile x
TC au niveau des traversées
Erreur de rapport en courant ou en phase en tenant compte de la charge, magnétisme résiduel important, non-conformité à la norme IEEE ou CEI concernée
x
Matériaux isolants
Humidité dans l’isolation solide x1 x1 xVieillissement, humidité, contamination des huiles isolantes x x xDécharges partielles x x
ConducteursProblèmes de contact x xDéformation mécanique x
Changeur de Prises en Charge
Problèmes de contact au niveau du sélecteur de prise et du commutateur x x x xCircuit ouvert, court-circuit entre spires, ou résistance de contact importantes dans le CPeC x x x
Problèmes de contact dans le changeur de prise hors charge x x x
Enroulements
Courts-circuits dans les enroulements ou entre les spires x x x xCourt-circuit des conducteurs en parallèle x xCircuits ouverts des conducteurs en parallèle x x xCourt-circuit à la terre x x xDéformation mécanique x x x xProblèmes de contact, circuits ouverts x x
Circuit magnétiqueDéformation mécanique x2 x2 xTerre du circuit magnétique flottante x x xTôles magnétiques en court-circuit x x
Parafoudre Détérioration et vieillissement x
Notes:1) Le facteur de dissipation à fréquence nominale peut détecter seulement une teneur importante en humidité. Des mesures du facteur de dissipation aux basses fréquences, comme 15 Hz, ameliore la
sensibilité. L’analyse de la réponse diélectrique en fréquence est la méthode la plus précise pour déterminer l’humidité.2) Si la mise à la terre du circuit magnétique peut etre ouverte.
6
Tout en un : l'équipement de test de transformateur multifonctionnel CPC 100 / CP TD1
Appareil de mesure de l'impédance de court-circuit
Appareil de mesure de résistance d’enroulement CC
résistance d'enroulementI
TR
URBTRHT
mécanique ?
TR
U
I
Appareil de mesure de la réponse en fréquence des pertes supplémentaires
conducteurs en parallèle
TR
U
I
+ d'autres diagnostics de poste électrique
> Mesures de l'impédance de terre > Mesures de l'impédance de ligne et du coefficient de terre
> Mesures de résistance > Tests des relais par injection au primaire
Mesures
U, I, P, Q, S
Cp: 1 pF - 3 µF)
facteur de dissipation
résistance : 0,5 µW - 20 kW
Sortie
12 kV
800 ACA
400 ACC
15 - 400 Hz
Précision
signal de sortie généré numériquement
Cp : erreur < 0,05 %
indépendant de la qualité du secteur au niveau de la forme
d'onde et de la fréquence
Poids des unités
CPC 100 : 29 kg / 65 lbs
CP TD1 : 26 kg / 56 lbs
7
Tout en un : l'équipement de test de transformateur multifonctionnel CPC 100 / CP TD1
IR ICU
I
Isolation
+ d'autres diagnostics de poste électrique
> Tests des transformateurs de courant
> Tests des transformateurs de tension
Appareil de mesure du facteur de dissipation
Appareil de mesure de rapport de transformation
Appareil de test du courant d'excitation
fCircuit magnétique
I
TR
NP/NS
TR
VP VS
Câble haute tension
20 m / 65 pieds
double blindage
vérification de l'isolation
Chariot
pour faciliter le transport :
CPC 100, CP TD1,
câble de mesure, câble haute tension
Poids des unités
CPC 100 : 29 kg / 65 lbs
CP TD1 : 26 kg / 56 lbs
Alimentation électrique
110 - 240 V
50 - 60 Hz
16 A
8
Traversées CPeC Conducteurs Matériaux isolants Enroulements Circuit magnétique
Les mesures de la capacité et du facteur de dissipation sont effectuées dans le but d'étudier l'état des traversées ainsi que celui de l'isolation globale du transformateur. Le vieillissement et la décomposition de l'isolation, ou la pénétration d'eau, augmentent la quantité d'énergie sous forme de chaleur dans l’isolation. Le niveau de ces pertes est mesuré par le facteur de dissipation.
Les valeurs de capacité des traversées indiquent la présence de claquages partiels entre les couches capacitives. Pour les traversées à papier enduit de résine, les fissures par lesquelles l'huile a fui peuvent aussi modifier la valeur de la capacité.
Une augmentation de la capacité de plus de 10 % est normalement considérée dangereuse, car elle indique qu'une partie de l’isolement est déjà dégradée et que la contrainte diélectrique s'exerçant sur l'isolation restante est trop élevée.
Prévenir l'explosion des traversées
La dissipation thermique accrue accélère le vieillissement de l'isolation. Les traversées explosent si l’isolation ne peut plus résister aux sollicitations électriques.
Mieux comprendre les pertes
À la fréquence du réseau, les pertes par conduction peuvent être représentées par un circuit équivalent constitué d’un condensateur parfait et d’une résistance en parallèle. Les pertes de polarisation peuvent être modélisées par un circuit équivalent série. Un test seulement à la fréquence réseau ne permet pas de détecter une augmentation des pertes si bien que l’essayeur risque de ne pas voir que l'isolation est soumise à de plus fortes sollicitations. La mesure du facteur de dissipation sur une large bande de fréquence permet de mieux comprendre les deux types de pertes.
Mesure de la capacité et du facteur de dissipation
Courbes des pertes types dans la plage 15 - 400 Hz
pertes par conduction
pertes par polarisation
superposition des deux effets
circuits équivalents *)
courbes des pertes types
Explosion de la traversée
Couches capacitives dans les traversées
conducteur central
CI
CJ
f
ff
9
Mesure de la capacité et du facteur de dissipation
Une haute tension est appliquée à la borne de la traversée à mesurer, et un condensateur de référence à faibles pertes (intégré au CP TD1) y est connecté en parallèle. On mesure les courants traversant l'isolation et le condensateur de référence et on détermine la différence de temps au passage à zéro. L'angle de perte d est ensuite calculé à partir de cette différence de temps. La tangente de cet angle représente le facteur de dissipation. Les résultats sont comparés aux valeurs données dans les normes IEEE C57.10.01 et CEI 60137 et ils peuvent aussi être comparés à des mesures de référence, à une autre phase ou à un transformateur identique.
Si les valeurs s'écartent d'une quantité plus importante que les valeurs indiquées par les normes, on peut réaliser une analyse de la réponse diélectrique pour vérifier si l'humidité n'a pas augmenté.Des tests chimiques peuvent être effectués pour contrôler la qualité du liquide isolant (analyse des gaz dissous dans l'huile, résistance à la rupture diélectrique, tension disruptive, etc.) La mesure du facteur de dissipation de l’huile isolante peut aussi être effectuée à l'aide d'un accessoire du CPC 100, en l'occurrence la cellule de test d'huile CP TC12.
Explosion de la traversée Fonctionnement Comment peut-on confirmer les résultats ?
Couches capacitives dans les traversées
CA
conducteur central
couche mise à la terre et prise de mesure sur bride
Test tip-up du facteur de dissipation
Type RIP OIP RBP
Isol
atio
n
Papi
er im
prég
né
de r
ésin
e
Papi
er
impr
égné
d'h
uile
Papi
er
endu
it de
rés
ine
CEI 60137 < 0,70 < 0,70 < 1,50
IEEE C57.10.01 < 0,85 < 0,50 < 2,00
Nouvelles valeurs types
0,3 - 0,4 0,2 - 0,4 0,5 - 0,6
*) à 50 / 60 Hz et 20 °C
Facteur de dissipation en % *)
Test à fréquence variable du facteur de dissipation
10
Mesure de la capacité et du facteur de dissipation
Les mesures du facteur de dissipation indiquent l'état de l'isolation liquide et solide à l'intérieur du transformateur.
Puissance et précision
Le CPC 100 / CP TD1 peut mesurer la capacité et facteur de dissipation (tan d) en laboratoires ou sur site.
Une puissante source de tension de test (12 kV, 100 mA en continu, injection de courte durée à 300 mA) avec fréquence variable (15 - 400 Hz), associée à des entrées de mesure de grande précision permettent d'avoir des mesures rapides, efficaces et précises.
Des procédures de test préparées guident l'utilisateur tout au long des essais et permettent la création de rapports automatiques.
Équipement modulaire
L'équipement modulaire (CPC 100 : 29 kg / 65 lbs, CP TD1 : 26 kg / 56 lbs) peut être facilement transporté dans de robustes valises, qui peuvent aussi être utilisées comme support pour les appareils procurant ainsi une hauteur de travail confortable, comme illustré page 12.
Pour le transport ou une utilisation mobile pratique, comme lors de séries de tests sur site ou dans des postes/centrales électriques, les appareils peuvent être montés sur un chariot.
Le CPC 100 est utilisé pour piloter le test, c'est-à-dire :
> saisir les valeurs de tension et de fréquence lorsque C et cos j / tan d doivent être mesurés
> démarrer et arrêter le test
> superviser l'avancement des mesures et les résultats intermédiaires
> stocker les résultats sur mémoire interne et clé USB
Le CP TD1 comprend
> un transformateur élévateur haute tension
> un condensateur de référence (type à gaz sous pression)
> l'unité destinée à mesurer et comparer les amplitudes et les phases des courants
Résultats de test tip up du facteur de dissipation
Injecter sur la HT pour mesurer CH + CHL | CH | CHL puis injecter sur la en BT pour mesurer CL + CHL | CL | CHL
BT
CL
IN A
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Mesure de la capacité et du facteur de dissipation
Avantages > génération numérique parfaite du signal sinusoïdal de test, indépendant de la qualité de l'alimentation et de la fréquence réseau
> précision de laboratoire pour une utilisation in situ : erreur < 0,05 % pour la capacité d’isolement
> portabilité (CPC 100 : 29 kg / 65 lbs, CP TD1 : 26 kg / 56 lbs)
> mobilité grâce à un chariot spécial
> robustesse et ergonomie : valises de transport sur roulettes pour amener l'équipement à la hauteur de travail appropriée (voir page 12)
> tests automatiques à différentes tensions
> tests automatiques à différentes fréquences : détection précoce des contraintes subies par l'isolation grâce à des mesures plus sensibles réalisées dans la plage 15 - 400 Hz
> en option, réduction de la bande passante des mesures à ± 5 Hz et calcul de la moyenne de 20 résultats (au maximum) pour des mesures précises malgré de fortes interférences électromagnétiques
> correction de température conformément au type d'isolation et aux normes en vigueur
> ré-étalonnage en interne des circuits électroniques du CP TD1 à chaque mesure
> rapport automatique de la capacité, du facteur de dissipation (tan d), de la puissance (active, réactive, apparente), de l'impédance (module, phase, inductance, résistance, Q)
> évaluation automatique si les valeurs de référence pour la capacité et le facteur de dissipation sont connues
> effort de câblage réduit grâce à deux entrées de mesure (IN A, IN B) qui peuvent être utilisées pour mesurer par exemple la capacité d'une traversée en même temps que l'isolation principale
Injecter sur la HT pour mesurer CH + CHL | CH | CHL puis injecter sur la en BT pour mesurer CL + CHL | CL | CHL
BT HT
CHL
CH
Résultats à fréquence variable du facteur de dissipation
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Mesure du rapport et du courant d'excitation (à vide)
Mesure du rapport avec le CPC 100
Le CPC 100 mesure le rapport du transformateur en appliquant une haute tension à l'enroulement HT d'une colonne du transformateur. Il mesure, en amplitude et en phase, la tension appliquée et la tension à l'enroulement BT ainsi que le courant d'excitation (à vide). L'écart par rapport aux valeurs nominales est affiché sous la forme d'un pourcentage.
Mesure du rapport par prise
Le CPC 100 mesure le rapport et le courant d'excitation à chaque position de prise. À chaque fois que l'opérateur actionne le changeur de prises, le CPC 100 lance automatiquement une nouvelle mesure et affiche le rapport, le déphasage et pour chaque prise, l'écart par rapport au rapport nominal est indiqué sous la forme d'un pourcentage.
Pour la mesure automatique de la résistance d'enroulement et du rapport de toutes les phases et à toutes les prises, voir page 16.
Les mesures sont effectuées pour évaluer la détérioration éventuelle des enroulements (courts-circuits entre spires par exemple) en comparant le rapport et les courants magnétisants mesurés, aux spécifications, aux résultats des mesures en usine et/ou entre les phases.
En usine, ces mesures sont réalisées pour vérifier que le rapport et le couplage sont corrects.
Installation pour la mesure automatique du rapport et de la résistance par prise (voir page 16)
VP
IP
Agencement général du test
TRVP / VS = NP / NS
Traversées CPeC Conducteurs Matériaux isolants Enroulements Circuit magnétique
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Mesure du rapport et du courant d'excitation (à vide)
Installation pour la mesure automatique du rapport et de la résistance par prise (voir page 16)
Avantages > puissante source de tension, contrôlable entre 0 ... et 2000 V
> génération numérique parfaite du signal sinusoïdal de test, indépendant de la qualité de la forme d'onde du secteur
> tests rapides et faciles grâce à la détection automatique de l'actionnement du changeur de prises déclenchant la mesure pour la prise suivante
> mesures du courant d'excitation en amplitude et phase
> fréquence variable pour les mesures en dehors de la fréquence secteur pour supprimer le bruit, si l'utilisateur le souhaite
> précision et sécurité
> création automatique de rapports pour les valeurs de tension et les déphasages mesurés, le rapport mesuré et l'écart en pourcentage, le courant d'excitation en amplitude et phase
> représentation graphique et en tableaux des résultats pour chaque prise
Agencement général du test Fonctionnement Comment peut-on confirmer les résultats ?
Pour chaque colonne du transformateur, le rapport entre l'enroulement primaire et l'enroulement secondaire est mesuré en appliquant une haute tension du côté HT et en procédant à la mesure du côté BT. Le rapport de ces tensions, égal au rapport du nombre de spires, est calculé. Les résultats sont comparés aux valeurs nominales et entre les phases.
Le courant d'excitation correspond au courant qui circule dans l'enroulement HT si l'enroulement BT est ouvert. Les résultats sont comparés à une mesure de référence ou à une mesure effectuée sur un transformateur identique.
Le test du rapport des nombres de spires n'est normalement effectué qu'en cas de suspicion d'un problème suite à une analyse des gaz dissous (DGA), un test du facteur de dissipation ou un déclenchement d’un relais. Ce test détecte les court-circuit entre spires indiquant un défaut d’isolation.
Si le test du courant d'excitation présente des écarts et qu'aucune erreur n'est révélée par un test de la résistance d'enroulement CC ou par un test du rapport, la cause peut être due à un défaut du circuit magnétique ou à un flux résiduel.
Carte de test TRRatio du CPC 100
Courant d'excitation [mA] par prise
TR
VS
VP / VS = NP / NS
Pertes wattmétriques [W] par prise
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Résistance d'enroulement par prise
Mesure de la résistance d'enroulement et Changeur de Prise en Charge
Mesure de la résistance avec le CPC 100
Le CPC 100 injecte un courant continu dans l'enroulement, mesure le courant et la tension puis calcule et affiche la résistance. Lorsque la valeur de la résistance est stable, le CPC 100 rend la mesure définitive et réduit le courant de test à zéro pour décharger l'énergie stockée dans l'enroulement. Lorsque le retrait des câbles de test peut s'effectuer en toute sécurité, le CPC 100 allume en vert son témoin de sécurité.
Enroulements à prises et CPeC
En mode semi-automatique, le CPC 100 mesure la résistance de chaque nouvelle position de prise. À chaque fois que l'utilisateur actionne le CPeC, le CPC 100 attend que les valeurs se stabilisent puis mesure et affiche la résistance d'enroulement à la position de prise donnée. Lorsque toutes les prises ont été mesurées, le CPC 100 décharge l'énergie stockée dans l'enroulement et indique le moment où ce processus est achevé. Pour la mesure automatique de la résistance d'enroulement statique et dynamique ainsi que du rapport de toutes les phases et à toutes les prises, voir page 16.
Mesure de la résistance dynamique
Le CpeC doit passer d'une position de prise à une autre sans interrompre le courant de charge. Le courant continu décroît provisoirement lors de la commutation du changeur de prises pendant la mesure de la résistance d'enroulement. Cette chute du courant doit être mesurée et comparée pour toutes les prises, comme le recommande le guide 445 du Cigré sur la maintenance des transformateurs.
Les mesures de résistance d'enroulement sont effectuées pour évaluer la détérioration possible des enroulements. Ces mesures permettent également de contrôler l'état du changeur de prise en charge (CPeC/OLTC) - savoir quand nettoyer ou remplacer les contacts du CPeC, ou savoir quand remplacer ou remettre en état le CPeC même, dont la durée de vie est plus courte que celle de la partie active du transformateur.
En usine, ces mesures sont réalisées pour calculer les pertes joules dans le conducteur et pour calculer la température de l'enroulement à la fin d'un essai thermique.
Tableau dans la carte de test TRTapCheck
Claquage (Commutateur)
Processus de commutation
Traversées CPeC Conducteurs Matériaux isolants Enroulements Circuit magnétique
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Mesure de la résistance d'enroulement et Changeur de Prise en Charge
Pente par prise
Ondulation par prise
Avantages > tests rapides et faciles en utilisant l'actionnement du CPeC qui déclenche la mesure pour la prise suivante
> évaluation individuelle et complémentaire de l'état des prises du CPeC grâce à des mesures de résistance dynamique, enregistrées dans le cadre de mesures de résistance “classiques”, sans effort supplémentaire
> tests sûrs et très précis grâce à l'utilisation d'une connexion à 4 fils. Le CPC 100 indique visuellement le moment où le retrait des câbles de test peut s'effectuer en toute sécurité, même si son alimentation est interrompue pendant les tests. Si les câbles de test sont retirés ou accidentellement coupés, le courant de test circulera par la boucle de tension, évitant ainsi les surtensions dangereuses. La détérioration du CPC 100 sera évitée si l'accessoire CP SA1 est utilisé pendant une coupure accidentelle des câbles de test.
> rapport créé automatiquement indiquant la durée du test, la valeur de la résistance à la température ambiante et de référence, etc.
> représentation graphique et en tableaux des résultats pour chaque prise
Fonctionnement Comment peut-on confirmer les résultats ?
Pour mesurer la résistance d’un enroulement, ce dernier doit d'abord être chargé en énergie (E=1/2*L*I2) jusqu'à ce que son inductance soit saturée. La résistance peut ensuite être déterminée en mesurant le courant et la tension en continu. Pour les enroulements à prises, cette opération doit être effectuée pour chaque position de prise, d'où l'intérêt de tester ensemble le CPeC et l'enroulement. Les résultats doivent être comparés à une mesure de référence, entre les phases, ou aux valeurs d'un transformateur identique.
Les résultats ne doivent pas différer de plus de 1 % par rapport aux mesures de référence. Les différences entre les phases sont généralement inférieures à 2 - 3 %. Les mesures du rapport mettent en évidence un circuit ouvert. L'analyse de la réponse en fréquence permet de confirmer l'existence de problèmes au niveau des contacts. Dans les deux cas, les points chauds présents dans le transformateur sont confirmés par l’analyse des gaz dissous (élévation de température interne), mais sans en identifier formellement la cause.
Claquage (Commutateur)
Processus de commutation
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Mesures automatisées du rapport et de la résistance pour toutes les phases et prises
Équipé de l'accessoire CP SB1, le CPC 100 peut effectuer les opérations automatiques suivantes
> mesure du rapport et du courant d'excitation à toutes les prises et de toutes les phases
> vérification du couplage
> mesure de la résistance d'enroulement statique et dynamique à toutes les prises et pour toutes les phases
Cet accessoire permet de gagner énormément de temps car une seule opération de câblage suffit. Avec le même câblage, les mesures de rapport et de résistance peuvent être effectuées.
Le CPC 100 est connecté à toutes les phases d'un transformateur par l'intermédiaire du CP SB1. Les entrées des commandes de montée et de descente du régleur sont également raccordées et pilotées par le CPC 100 et le CP SB1.
Mesure du rapport
Le CPC 100 exige uniquement de l'utilisateur qu'il saisisse le rapport et le couplage, pour une mesure automatisée et complète du rapport et du courant d'excitation pour chaque prise de chaque phase. Pour chaque prise, les résultats sont comparés au rapport spécifié et les écarts sont affichés.
Mesure de la résistance d'enroulement
Avec le CP SB1, le CPC 100 injecte le courant en continu (CC) sur chaque prise de chaque enroulement. Le CPC 100 attend ensuite que le courant se stabilise et mesure la valeur de la résistance ainsi que les données caractérisant le processus de commutation (mesure de la résistance dynamique).
Le changeur de prises est alors commandé automatiquement jusqu'à ce que la mesure sur une phase du transformateur soit terminée. Entre les mesures des différentes phases, l'énergie stockée dans les enroulements est rapidement déchargée. Lorsque les enroulements sont entièrement déchargés, le CPC 100 / CP SB1 passe automatiquement à la phase suivante.
À la fin des mesures, le dernier enroulement est déchargé et l'opérateur reçoit une notification visuelle lui indiquant qu’il peut retirer le câblage en toute sécurité.
BT
Plus rapide
Plus sûr
CA, CC, commande du CPeC
17
Mesures automatisées du rapport et de la résistance pour toutes les phases et prises
Avantages > beaucoup plus rapide que la technique de câblage conventionnelle : - câblage minimum - une seule fois
pour toutes les connexions- décharge rapide et automatique du
transformateur entre les mesures- fonctionnement automatique du
changeur de prises
> sécurité accrue : plus besoin de remonter à répétition en haut du transformateur
> flux de travail simplifié : une mesure automatisée pour déterminer le rapport et le courant d'excitation ainsi que la résistance d'enroulement statique et dynamique
> prévention des erreurs de câblage : vérification automatique avant les mesures
> génération automatique d'un rapport complet pour toutes les phases et toutes les prises
Mesures à l'aide du boîtier de commutation
Boîtier de commutation raccordé au CPC 100
CPeC HT
CA, CC, commande du CPeC
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Mesure de l'impédance de court-circuit et réponse en fréquence des pertes supplémentaires
Il existe de nombreux incidents au cours desquels les responsables d'équipements cherchent à expliquer pourquoi leur transformateur libère du gaz alors que tous les tests électriques classiques donnent des résultats acceptables. Cette situation illustre le fait que ces outils n'englobent pas toutes les possibilités de panne.
La réponse en fréquence des pertes parasites supplémentaires de chaque phase sera quasiment identique si toutes les phases sont en bon état. Une augmentation de la fréquence provoquera une augmentation de l'impédance car l'effet de peau devient plus prononcé.
Tout comme la mesure d'impédance de court-circuit à la fréquence réseau, le CPC 100 mesure l'impédance de court-circuit, sur un spectre de fréquence allant de 15 à 400 Hz, comme défini par l'utilisateur.
L'appareil applique une tension CA à l'enroulement haute tension alors que l'enroulement basse tension est en court-circuit. Il mesure ensuite le courant de la source en amplitude et en phase et calcule l'impédance. La mesure est effectuée pour chaque phase du transformateur. L'utilisateur compare ensuite les résultats sur toutes les phases et / ou dans le temps.
Les mesures sont effectuées pour évaluer la détérioration/le déplacement éventuel des enroulements. Les mesures sont comparées dans le temps ou entre les phases. Dans le cas d'un court-circuit, les forces agissent en direction du circuit magnétique pour l'enroulement interne et en s'éloignant pour l'enroulement externe. Le flux de fuite va varier si ces forces influent sur la distance entre les enroulements. On peut notamment détecter les courts-circuits entre les conducteurs en parallèle ainsi que l'échauffement local suite aux pertes importantes par courants de Foucault liées aux courants supplémentaires.
Mesure de la réponse en fréquence des pertes supplémentaires
Surchauffe localiséeTraversées CPeC Conducteurs Matériaux isolants Enroulements Circuit magnétique
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Mesure de l'impédance de court-circuit et réponse en fréquence des pertes supplémentaires
Mesure de la réponse en fréquence des pertes supplémentaires
Avantages > génération numérique parfaite du signal sinusoïdal de test, indépendant de la qualité de l'alimentation
> information de diagnostic supplémentaire grâce aux mesures de l'impédance de court-circuit à plusieurs fréquences
> fréquence variable pour les mesures en dehors de la fréquence secteur pour supprimer le bruit, si l'utilisateur le souhaite
> précision et sécurité
> création automatique d'un rapport pour toutes les valeurs mesurées
> affichage du résultat sous la forme Z et Φ, R et X, ou R et L
> représentation graphique des résultats
Surchauffe localisée Fonctionnement Comment peut-on confirmer les résultats ?
Une source CA est raccordée à chaque phase de l'enroulement HT et l'enroulement BT correspondant mis en court-circuit. Le courant et la tension aux bornes de l'enroulement HT sont mesurées en amplitude et en phase, et l'impédance de court-circuit est calculée.
Les mesures de l'impédance de court-circuit doivent de préférence être effectuées sur un spectre de fréquences, généralement dénommé "réponse en fréquence des pertes supplémentaires". Dans ce cas, la source CA doit être à une fréquence variable.
Réactance de fuite : les écarts de plus de 1 % doivent faire l'objet d'une investigation par d'autres tests tels que l'analyse FRA. Les différences entre les phases sont généralement inférieures à 2 %. Les écarts supérieurs à 3 % sont considérés importants. Si des conducteurs en parallèle présentent des courts-circuits, les pertes plus élevées dans le canal de fuite provoqueront une élévation des températures internes, normalement détectée par une analyse DGA. La signature des gaz n'est pas unique et de ce fait, il n'est pas possible d'identifier la cause fondamentale. L'analyse FRSL est unique à cet égard.
HT
Flux de fuite
HTBT BT
Force de court-circuit et flux de fuite
Résultats de test FRSL avec phase C en défaut
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CPC 100 / CP TD1 - Fonctionnement selon les besoins de chacun
Création de rapportsLes tests exécutés peuvent être enregistrés et servir de base à des rapports complets.
Pour des rapports personnalisés, toutes les données relatives aux mesures, y compris les paramètres, les résultats, les renseignements administratifs tels que date et heure, nom de fichier, etc. peuvent aussi être importées dans MS Excel.
OMICRON fournit des modèles contenant des procédures de test types pour divers équipements de réseau électrique. Ils permettent de réaliser des mesures facilement et rapidement, et de présenter de manière adaptée les résulats dans MS Excel.
Les résulats des tests peuvent être automatiquement reportés dans des feuilles de calcul spécifiques au client, auxquelles on peut ajouter un contenu supplémentaire, comme le logo de l’entreprise.
Préparation des tests sur PCLes tests peuvent aussi être préparés au bureau sur un PC ou un ordinateur portable - sans le CPC 100, avec lequel le test sera exécuté ultérieurement sur site, étape par étape.
Fonctionnement manuel en face avant
Une formation minimale suffit pour utiliser le CPC 100 / CP TD1 en mode manuel et obtenir des résultats – solution idéale pour les utilisateurs occasionnels. Dans le cas d'une utilisation directe de l’équipement, l’essayeur sélectionne juste la sortie à utiliser, les mesures à effectuer et ensuite démarre le test. Cette méthode permet aux utilisateurs de procéder aux mesures comme ils le souhaitent.
Fonctionnement en face avant avec prise en charge des cartes de testDes cartes de test dédiées rendent l'exécution de test courants à la fois plus facile et plus efficace. Les cartes contiennent des procédures prédéfinies, dédiées à des applications spécifiques (par exemple facteur de dissipation, test de résistance d'enroulement et de changeur de prises, mesures de rapport, etc.).
On peut associer plusieurs cartes pour constituer un plan de test complet pour un équipement d'un réseau électrique (un transformateur de puissance, par exemple) ; l'utilisateur est guidé tout au long de la procédure de test.
Définition directe des valeurs de sortie
Représentation des résultats sur un PC
Cartes de tests spécifiques
Résultats dans MS Excel
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CPC 100 / CP TD1 - Fonctionnement selon les besoins de chacun
Primary Test Manager (PTM)Le logiciel Primary Test Manager (PTM) prend en charge le déroulement du travail de l'essayeur pendant les tests de diagnostic. L'utilisateur peut définir et gérer les équipements à tester, générer des plans de test, effectuer des mesures et créer des rapports. Le PTM gère l'ensemble du travail pendant le test, en guidant l'utilisateur tout au long de la procédure.
1. Gestion des équipements Le PTM prend en charge la gestion des données caractéristiques des transformateurs de puissance : les données générales telles que l'emplace ment, le fabricant, la date de production, les numéros de série, etc. peuvent être saisies tout comme les données électriques telles que le nombre d'enroulements, la tension et la puissance nominales, le couplage, etc.
2. Génération dynamique de plan de test En s'appuyant sur les données électriques de l'appareil (telles que le couplage ou le type de traversée), le PTM génère un plan de test de diagnostic à réaliser conformément
aux normes industrielles, faisant ainsi gagner du temps à l'utilisateur et réduisant les risques d'erreurs. La procédure de test peut être aisément adaptée en sélectionnant / désélectionnant les mesures à effectuer.
3. Pilotage des tests Pendant les mesures, le PTM permet à l'utilisateur de piloter directement l'équipement de test à partir d'un PC ou d'un ordinateur portable. Des schémas de connexion clairs permettent à l'utilisateur d'effectuer des connexions correctes et d'éviter les erreurs. L'avancement du test tout au long de son déroulement est visible dans le tableau de test.
4. Création de rapports Après les tests, des rapports peuvent être créés à tout moment pour n'importe quelle série de mesures effectuées au préalable. Le contenu du rapport est souple et personnalisable. Des rapports spécifiques au client peuvent être générés et d'autres éléments peuvent être ajoutés comme le logo de l'entreprise.
Commande par PC et gestion d'application avec PTM
Écran principal du Primary Test Manager
1. Gestion des équipements
2. Génération de plans de test
3. Pilotage des tests
4. Représentation des résultats dans PTM
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Analyse de la réponse diélectrique des transformateurs de puissance et des traversées
L'affichage du facteur de dissipation sur un large spectre de fréquence fournit des indications précises sur les propriétés particulières de l'huile, la géométrie de l'isolation (proportion câles/écran), et l'état de l'isolation solide proprement dite. C'est la seule méthode - non destructrice - qui mesure directement la teneur en humidité réelle dans l'isolation solide.
Le principe d'interprétation est scientifiquement approuvé par le CIGRÉ. Les valeurs-seuils du vieillissement telles qu'elles sont définies dans la norme CEI 60422 permettent une évaluation automatique de l'état de l'isolation correspondant à des recommandations comme le séchage du transformateur.
Le DIRANA d‘OMICRON mesure la réponse diélectrique sur une plage de fréquence extrêmement étendue (10 µHz - 5 kHz). Il minimise la durée du test en associant une spectroscopie dans le domaine fréquentiel (FDS) aux hautes fréquences et la mesure du courant de polarisation et de dépolarisation (PDC) aux basses fréquences.
Le DIRANA affiche également l'indice de polarisation (PI) basé sur les mesures FDS/PDC. Il remplace donc la mesure de la résistance d'isolement, en procurant des informations identiques mais plus précises en ce qui concerne la détermination de l'humidité.
La durée du test est réduite davantage encore par la mesure simultanée via deux canaux, et grâce à une reconnaissance automatique et intelligente de la courbe qui indique que tous les points nécessaires ont été mesurés.
L'analyse de la réponse diélectrique est utilisée pour évaluer la teneur en eau de l'isolation solide (cellulose) et permet donc de surveiller l'état de l'isolation à intervalles réguliers.
La connaissance de la teneur en eau est importante pour évaluer l'état des traversées et de la partie active du transformateur.
En usine, cette mesure est utilisée en fin de production pour contrôler le processus de séchage et garantir une faible humidité après le séchage.
Vérification de l'état de l'isolation avec le DIRANA
Forme type de la réponse diélectrique
Fact
eur
de d
issi
patio
n
Fréquence
Humidité et vieillissement de la cellulose
Conductivité de l’huile
Conditions géométriques de l’isolation
moins
plus
moins
plus
moins
plus
0,001
0,01
0,1
1
0,001 Hz 1 Hz 1000 Hz
Traversées CPeC Conducteurs Matériaux isolants Enroulements Circuit magnétique
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limitée
complète
complète
Analyse de la réponse diélectrique des transformateurs de puissance et des traversées
Vérification de l'état de l'isolation avec le DIRANA
DIRANA et accessoires dans une valise robuste
Avantages > évaluation de l'état de l'isolation concernant l'humidité / le vieillissement de la cellulose et la conductivité de l'huile
> évaluation automatique des résultats conformément à la norme CEI 60422 (sec, modérément humide, humide, extrêmement humide), indiquant si des actions ultérieures sont nécessaires
> mesures entièrement non destructrices
> temps d'indisponibilité minimum : possibilité d'effectuer une mesure immédiatement après que le transformateur ait été arrêté, car l'équilibre n'est pas nécessaire
> mesure rapide grâce à une association intelligente des méthodes FDS et PDC ; mesures simultanées avec deux canaux d'entrée et un algorithme de prévision
> compensation automatique de l'effet des sous-produits issus du vieillissement, évitant une surestimation de la teneur en humidité
> tests prédéfinis pour tous les types de transformateurs et de traversées
> pilotage logiciel par étapes
> mesure de l'état de l'isolement des câbles, générateurs, moteurs et transformateurs de mesure
Forme type de la réponse diélectrique Fonctionnement Comment peut-on confirmer les résultats ?
Si le facteur de dissipation d'un transformateur est tracé sur une large plage de fréquence, la courbe de la réponse diélectrique résultante contient des informations sur l'état de l'isolation. Les sections aux extrémités très basses et très hautes fréquences contiennent des informations sur l'humidité et le degré de vieillissement de l'isolation solide tandis que la position de la pente dans la zone des fréquences intermédiaires indique la conductivité de l'isolation liquide. La courbe est comparée à des courbes modélisées afin d'évaluer le vieillissement, et notamment la teneur en humidité dans l'isolation.
Il n’y a pas d’autres méthode non intrusive permettant de déterminer la teneur en humidité. La réponse diélectrique est unique en son genre. La méthode de titrage Karl Fischer permet de déterminer la teneur en humidité dans l'huile ou dans le papier, mais elle présente plusieurs inconvénients. Par exemple, pour déterminer la quantité d'eau dans le papier, l'ouverture du transformateur et le prélèvement d'un échantillon de papier peut etre nécessaire. Au cours du processus, l'isolation est endommagée et l'échantillon peut absorber davantage d'humidité.
Fact
eur
de d
issi
patio
n
Fréquence
Humidité et vieillissement de la cellulose
Conductivité de l’huile
Conditions géométriques de l’isolation
moins
plus
moins
plus
moins
plus
0,001
0,01
0,1
1
0,001 Hz 1 Hz 1000 Hz
~ 6,0 hFDS
~ 2,9 hDIRANA
~ 5,5 hPDC
duréeplage de fréquence
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Analyse de la réponse au balayage en fréquence
L'analyse de la réponse en fréquence (FRA) est basée sur la comparaison d'un test de référence avec un test réel, le test de référence étant souvent une empreinte qui a été mesurée au préalable. Lorsqu'une telle empreinte n'est pas disponible, on peut utiliser une autre phase ou un transformateur identique à titre de comparaison.
Pour une utilisation sur site, le FRAnalyzer se présente dans une valise robuste avec tous les accessoires nécessaires à l’intérieur, y compris une batterie d'alimentation suffisante pour réaliser le test complet de n'importe quel transformateur.
Le FRAnalayzer utilise des connexions avec des tresses qui se placent au plus proche de la traversée grâce à des pinces spéciales, assurant ainsi un haut de degré de répétabilité.
Cette technique garantit une forte reproductibilité comme recommandée dans la brochure Cigré 342 sur l'analyse FRA :
> connexion proche de la traversée
> larges tresses minimisant les interférences du circuit de test
L'analyse de la réponse en fréquence (FRA) est utilisée pour vérifier l'intégrité électrique et mécanique de la partie active du transformateur (circuit magnétique, conducteurs, enroulements). En outre, l'analyse FRA convient parfaitement à l'exécution de diagnostics plus poussés, si les tests ou les contrôles périodiques identifient des irrégularités. De plus, un nombre de plus en plus grand d'exploitants utilise l'analyse FRA pendant les tests de routine car cette méthode permet de détecter un large éventail de défauts tout en étant non intrusif. L'analyse FRA est la méthode la plus sensible pour détecter les déformations mécaniques.
Connexion du câble de test sur la traversée du transformateur
connexion par pince
Oü
cuve
enroulement
R
R
L
L
C
C
CCC
CC
C
C
C
C
C
R
RL
LCircuit
magnétique
Éléments formant un e empreinte unique
pour les grandes traversées, l'influence du circuit de mesure peut être réduite
encore davantage en utilisant deux tressesO
Traversées CPeC Conducteurs Matériaux isolants Enroulements Circuit magnétique
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Analyse de la réponse au balayage en fréquence
Connexion du câble de test sur la traversée du transformateur
cuve
enroulement
R
R
L
L
C
C
CCC
CC
C
C
C
C
C
R
RL
LCircuit
magnétique
Avantages > détection non destructrice des phénomènes suivants :- déformations des enroulements- conducteurs en parallèle
en court-circuit- courts-circuits dans les enroulements
ou entre spires- enroulement en court-circuit à la terre- tôles du circuit magnétique en court-
circuit- mise à la masse du circuit
magnétique flottante- circuits ouverts- problèmes de résistance de contact
> excellente répétabilité grâce à une technique de connexion innovante
> logiciel convivial et puissant :- solution base de données- importation des empreintes FRA de
logiciels tiers (Doble, FRAMIT, FRAX, etc.)- exportation des traces dans le format
d'échange CIGRE (.xfra) ou le format .csv- exportation de données vers MS Excel
ou des applications de base de données- évaluation automatique grâce à un
algorithme éprouvé
> création automatique de rapports
> grande précision et plage dynamique étendue
> dispositif léger et compact
> assistance possible de la part d’OMICRON pour l'interprétation des résultats
Éléments formant un e empreinte unique Fonctionnement Comment peut-on confirmer les résultats ?
Un signal sinusoïdal basse tension à fréquence variable est appliqué à une borne d'un enroulement tandis qu'à l'autre extrémité de l'enroulement, le signal de réponse est mesuré. La fonction de transfert de l'enroulement représente le rapport entrée / sortie. La fonction de transfert d'un enroulement dépend des éléments résistifs, inductifs et capacitifs du transformateur. Les modifications subies par ces éléments à la suite d'une défaillance entraînent des modifications de la fonction de transfert. Les résultats sont représentés en amplitude et en phase comme sur un diagramme de Bode.
L'analyse de la réponse en fréquence permet de détecter un large éventail de défauts. Certains de ces défauts peuvent être confirmés par la mesure d'autres paramètres, tels que la résistance d'enroulement, la réponse en fréquence des pertes supplémentaires, l'impédance de court-circuit, le courant d'excitation ou la mesure du rapport. Cependant, aucune autre méthode ne donne des indications aussi précises que l'analyse de la réponse en fréquence pour savoir si les enroulements ont été déformés, par exemple par l'action de forces mécaniques résultant d'un défaut.
Évaluation automatique des résultats
FRAnalyzer, compact et léger
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Analyse des décharges partielles
Le système OMICRON MPD permet un enregistre-ment rapide et précis des impulsions sur les trois phases d'un transformateur en procédant à l'acquisition des données à partir de trois canaux ou plus.
Filtre numériqueDans le MPD 600, le filtre passe-bande analogique traditionnel a été remplacé par un filtre numérique utilisant un algorithme mathématique. De par sa conception, le système numérique élimine les effets du vieillissement et la dérive en température ; les mesures sont comparables et reproductibles puisque les paramètres sont parfaitement reproduits :
> le filtre numérique peut être facilement adapté aux conditions sur site en ajustant sa fréquence centrale et sa largeur afin de réduire au minimum les perturbations à bandes de fréquences fixes
> les valeurs d'étalonnage pour la charge et la tension peuvent être directement réglées sur l’ordinateur pilotant le test et réutilisées ultérieurement
Isolation optiqueDes fibres optiques sont utilisées pour les communications entre chaque unité d'acquisition de DP et entre les unités d'acquisition et le PC / portable. La communication par fibres optiques garantit une transmission continue, sans perturbation des événements de DP et de la tension d’essai. Les unités sont alimentées par une batterie. Cette conception fournit une isolation galvanique complète entre chaque éléments, minimisant les boucles de terre et réduisant ainsi les interférences.
Une fois apparues, les décharges partielles (DP) provoquent une rupture progressive des matériaux isolants.
Les mesures de DP sont effectuées sur l'isolation des transformateurs afin de déterminer son état et de prévenir de façon sûre sa rupture.
Les mesures de PD font également partie des tests de réception en usine.
Analyse des DP sur un transformateur triphasé
C2’C3’
C2’
C1’
vide
conducteur
conducteur
Mesure des décharges partiellesTraversées CPeC Conducteurs Matériaux isolants Enroulements Circuit magnétique
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Analyse des décharges partielles
Analyse des DP sur un transformateur triphasé
Mesure des décharges partielles Fonctionnement Comment peut-on confirmer les résultats ?
Un condensateur de couplage est connecté en parallèle à l’isolation à mesurer. Tous les mouvements de charge dans l’isolation (correspondant à des capacités) seront visibles dans la charge du condensateur de couplage. La circulation de courant résultant dans les capacités en parallèle est mesurée et interprétée.
L'analyse des DP implique la détection et l'évaluation de très petites décharges à des tensions de test très élevées, rendues souvent compliqué par des perturbations externes.
Les décharges partielles peuvent également être détectées par une analyse chimique des gaz dissous (AGD). Cette analyse AGD ne permet pas toutefois de localiser les décharges partielles.
Unités alimentées par batterieLes unités d'acquisition sont alimentées par des batteries rechargeables, qui ont une autonomie de plus de 20 heures. L'alimentation par batterie a pour autre avantage de ne pas créer des perturbations dues à l’alimentation secteur.
Suppression du bruitDe plus, le bruit peut être éliminé par masquage amplitude / phase, masquage dynamique ou masquage par antenne. Dans ce dernier système, on utilise un canal de mesure, qui n'est pas connecté à l'équipement à tester mais qui va détecter les perturbations externes. Toute impulsion détectée par cette unité est considérée comme une perturbation externe et est éliminée sur toutes les autres unités. En raison de l'effet d'écran de la cuve et des traversées à couches capacitives, les DP internes ne peuvent pas être détectées par ce canal d'antenne.
Mesure sur plusieurs canauxLa mesure simultanée sur plusieurs canaux avec une précision de synchronisation de l'ordre du nanoseconde a plusieurs avantages :
> elle minimise la durée d’injection de la haute tension sur un transformateur sensible et accélère les essais
> elle permet d'éliminer en temps réel le bruit et minimise donc l'effet des perturbations, et elle facilite la séparation des différentes sources de DP et leur identification
Unité d'acquisition de DP
Acquisition simultanée des signaux par 3 unités
C3’
isolation
Ccouplage
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Analyse des décharges partielles
A l’écoute des décharges partiellesLorsque vous écoutez la radio, le filtre audio de votre récepteur élimine toutes les autres stations de radio et laisse uniquement passer celle que vous écoutez. Le MPD peut recourir à deux méthodes de réglage sur les sources de DP afin d'afficher uniquement celles que vous souhaitez examiner de plus près.
3PARDPar couplage mutuel, une impulsion de DP sur une phase d'un transformateur apparaîtra généralement sur toutes les phases - à des amplitudes différentes. Le bruit est en principe externe et produit donc des amplitudes semblables sur toutes les phases.Avec des mesures synchronisées sur toutes les phases, le système peut séparer les décharges et les projeter vectoriellement en amplitude par phase sur un diagramme (3PARD).Sur ce diagramme 3PARD, le bruit génère un groupe de point distinct, situé généralement au centre. En revanche, les impulsions des DP créent généralement un groupe en dehors du centre, plus petit que celui du bruit. Lorsqu'il existe plusieurs sources de DP, chacune d'elles forme un groupe de point distinct.Lorsqu'un goupe est sélectionné, la forme d’onde des DP correspondante peut être affichée, facilitant ainsi la reconnaissance des empreintes et donc la détermination de la cause possible de chaque source de DP.
3CFRDUne autre moyen de séparer les décharges est la méthode 3CFRD utilisant la corrélation entre trois bandes de fréquence. Cette méthode exige un seul canal de mesure, ce qui est pratique lorsque, par exemple, l'équipement à tester est un transformateur monophasé.Cette méthode effectue des mesures synchrones avec trois filtres à des fréquences de mesure différentes. En utilisant les différences spectrales, on peut séparer les décharges internes les unes des autres et distinguer les DP du bruit externe.Le résultat des trois mesures est tracé sur le diagramme 3CFRD. Les groupes de DP qui apparaissent sur ce diagramme peuvent ensuite être analysés séparément.
Avantages des 3PARD et 3CFRD > permet de séparer l'activité des DP et le bruit
> permet de séparer les différentes sources de DP
> facilite la reconnaissance des empreintes
Décharges partielles isolées Bruit isolé
groupe de DP
Mesures corrélées les unes aux autres dans le 3PARD ou le 3CFRD
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Analyse des décharges partielles
Avantages > léger
> système adaptable et modulaire
> test rapide et complet
> mesure simultanée sur toutes les phases d'un transformateur avec une synchronisation de l’ordre de la nanoseconde
> haut niveau de sécurité grâce à des fibres optiques qui isolent galvaniquement l’opérateur des unités d’acquisition
> grande sensibilité jusqu'au picocoulomb, voire le femtocoulomb, grâce à une technologie de filtrage efficace
> séparation des sources de DP et de bruit par 3PARD / 3CFRD
> amélioration de la localisation des DP permettant à l'utilisateur de prendre les décisions appropriées (par ex. décider de réparer ou non sur place le transformateur)
Bruit isolé
Ultra-haute fréquenceÀ l'intérieur des transformateurs à isolation liquide, les DP peuvent aussi être mesurées avec des capteurs ultra-haute fréquence (UHF). Les DP sont mesurées directement à l'intérieur de la cuve : les antennes UVS 610 sont directement incorporées à la cuve et utilisent son effet d'écran naturel. L'accessoire UHF 608 convertit les signaux pour le MPD. Les mesures UHF peuvent également être utilisées pour déclencher des mesures acoustiques, ou elles peuvent jouer le rôle d'un filtrage supplémentaire - les impulsions provenant des mesures électriques sont gardées uniquement si une impulsion UHF correspondante est aussi présente.
Capteur UHF UVS 610 (accessoire MPD)
groupes de bruit
Mesures corrélées les unes aux autres dans le 3PARD ou le 3CFRD
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Services, formation et assistance technique
Expertise et diagnostics des transformateursOMICRON emploie quelques-uns des plus grands experts au monde pour les diagnostics des transformateurs. Parmi eux, on trouve des membres des groupes de travail d'organismes internationaux de normalisation (Cigré, IEEE ou CEI) oeuvrant sur la maintenance et le diagnostic des transformateurs.
Ils ont réalisé une multitude de mesures de diagnostic sur les transformateurs de puissance, souvent à la suite de demandes de clients.
De plus, ils ont publié de nombreux articles sur le diagnostic des transformateurs de puissance, qui sont disponibles dans l'espace client du site Web OMICRON ; vous trouverez également dans cet espace des forums spécialisés, modérés par OMICRON.
Assistance à l'évaluation des résultatsLes experts OMICRON aident les clients à interpréter et évaluer les résultats - tels que les motifs de décharge partielle ou le niveau des écarts d’empreintes FRA.
Support techniqueLes équipes très compétentes du support technique répondent aussi à vos questions sur l'utilisation du matériel ; elles constituent le premier point de contact lorsqu'un problème fonctionnel survient. Si une réparation est nécessaire, les durées de réparation sont courtes - généralement inférieures à une ou deux semaines.
Salons spécialisésOMICRON organise régulièrement le Diagnostic Measurements on Power Transformers Workshop (ateliers sur les mesures de diagnostic des transformateurs de puissance). Lors de ces ateliers, plus d'une centaine de participants du monde entier viennent échanger et discuter sur des études de cas et les récents développements dans le domaine du diagnostic des transformateurs. Parmi les thèmes abordés, on peut citer les retours d’expérience et les solutions pour tester les transformateurs, présentés par des clients, ainsi que les nouvelles technologies développées par OMICRON. Des rencontres informelles facilitent les échanges.
Tout au long de l'année, plusieurs événements, plus modestes, sont également proposés, sur des sujets connexes, axés sur les particularités de certaines zones géographiques.
Stand de démonstration lors d'un salon spécialisé
Les experts OMICRON en train d'évaluer les mesures d'un client
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Services, formation et assistance technique
Stand de démonstration lors d'un salon spécialisé
Les experts OMICRON en train d'évaluer les mesures d'un client Stages/sessions de formation
Les stages de formation OMICRON dispensent une solide formation théorique et pratique et permettent de répondre à toutes les interrogations d'un client. Les formations se tiennent sur le site du client, dans l'un des centres de formation OMICRON ou ils peuvent prendre la forme de webinaires en ligne.
Centres de formation OMICRON :
> Europe et Moyen-Orient : Cergy (Paris), France | Klaus, Autriche | Manama, Bahreïn | Erlangen, Allemagne | Stafford, Royaume-Uni
> Amérique : Houston TX, États-Unis | Waltham/Boston MA, États-Unis
> Asie / Pacifique : Bundoora/Melbourne, Australie | New Delhi, Inde | Hong Kong
Thèmes de formation sur les transformateurs de puissance
> Conception, test et maintenance
> Méthodes de diagnostic chimique
> Mesures de diagnostic et évaluation de la durée de vie restante
> Évaluation de l'état des traversées HT
> Détermination de l'humidité et diagnostics diélectriques
> Analyse de la réponse en fréquence et interprétation
> Mesure des décharges partielles
> Stages de formation utilisant la technologie OMICRON
Avantages > aide dans l'interprétation et l'évaluation des résultats
> accès aux modules de formation appropriés
> conventions/conférences spécialisées
> support technique pour l'utilisation du matériel
> accès aux publications scientifiques sur le diagnostic des transformateurs à partir de l'espace client sur notre site Web
Formation théorique
Formation pratique
Pour plus d'informations sur les thèmes traités dans cette brochure, consultez les documents suivants :
Pour une liste complète du matériel commercial disponible, visitez notre espace Documentation & Vidéos, sur notre site Web.
Europe, Moyen-Orient, AfriqueOMICRON electronics GmbHOberes Ried 16833 Klaus, AustriaTéléphone : +43 5523 507-0Télécopie : +43 5523 [email protected]
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Asie-PacifiqueOMICRON electronics Asia LimitedSuite 2006, 20/F, Tower 2The Gateway, Harbour CityKowloon, Hong Kong S.A.R.Téléphone : +852 2634 0377Télécopie : +852 2634 [email protected]
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OMICRON est une société internationale qui développe et commercialise des solutions innovantes de test et de diagnostic pour l’industrie électrique. Les produits OMICRON offrent aux utilisateurs une fiabilité extrême dans l’évaluation de leurs équipements primaires et secondaires. Des services dans le domaine du conseil, de la mise en service, du test, du diagnostic et de la formation viennent compléter l’offre OMICRON.
Des clients dans plus de 150 pays bénéficient déjà de la capacité d’OMICRON à mettre en oeuvre les technologies les plus innovantes dans des produits d’une qualité irréprochable. Les filiales implantées en Europe, en Amérique du Nord, en Asie, en Australie et au Moyen-Orient, ainsi qu’un réseau mondial de distributeurs et de représentants font profiter les clients d’OMICRON d’une connaissance approfondie de leurs applications et d’une assistance de tout premier plan et largement reconnue.
France, Afrique FrancophoneOMICRON electronics France SARL9 Rue De La Grande OurseBP 38382 CergyF-95805 Cergy Pontoise Cedex / FranceTéléphone: +33 1 30328047Télécopie: +33 1 [email protected]
