Solutions de diagnostic et de test pour les transformateurs

Solutions de diagnostic et de test pour
les transformateurs
Mieux vaut prévenir que guérir - mieux connaître l'état
fabrication
mise en service
impacts mécaniques
>transport
>
>défaut
>
>activité
>
sismique
>etc.
>
état du transformateur
100 %
Maintenez votre
transformateur en bon état
en le testant
tests pendant la fabrication
tests de réception en usine
mise en service
> tests périodiques
> t ests après un événement - déplacement, alarme
ou déclenchement de protection, surintensité,
et avec des actions préventi
Prendre la bonne mesure au bon moment
entretien des régleurs en
charge
>contacts
>
corrodés
>commutateur
>
>moteur
>
et frein
2
de votre transformateur
exploitation
remplacement
facteurs à l'origine de la détérioration
vieillissement
>surcharge
>
>surchauffe
>
>humidité
>
problèmes de protection
>insuffisance
>
de protection
>défaillance
>
de protection
surtension, tremblement de terre...
ves appropriées
durée de vie attendue du transformateur
remplacer les pièces
>traversées
>
>parafoudres
>
>joints
>
>pompes,
>
ventilateurs, etc.
traitement de l'isolation
>dégazage
>
>changement
>
d’huile
>séchage
>
du transformateur
>passivateurs
>
ou inhibiteurs
3
Composants du transformateur et leurs défauts
Composant
Traversées
TC au niveau
des traversées
Matériaux
isolants
Conducteurs
Changeur
de Prises en Charge
Enroulements
Circuit magnétique
Parafoudre
4
éventuels
Défauts détectables
Claquage partiel entre les couches capacitives, fissures dans les
isolations en résine
Vieillissement, humidité, mauvaise liaison de la prise de mesure
Décharges partielles dans l’isolation
Perte d’huile
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
Humidité dans l’isolation solide
Vieillissement, humidité, contamination des huiles isolantes
Décharges partielles
Problèmes de contact
Déformation mécanique
Problèmes de contact au niveau du sélecteur de prise et du commutateur
Circuit ouvert, court-circuit entre spires, ou résistance de contact
importantes dans le CPeC
Problèmes de contact dans le changeur de prise hors charge
Courts-circuits dans les enroulements ou entre les spires
Court-circuit des conducteurs en parallèle
Circuits ouverts des conducteurs en parallèle
Court-circuit à la terre
Déformation mécanique
Problèmes de contact, circuits ouverts
Déformation mécanique
Terre du circuit magnétique flottante
Tôles magnétiques en court-circuit
Détérioration et vieillissement
Analyse de la réponse diélectrique
Analyse de la réponse en fréquence
Analyse des décharges partielles
Analyse des transformateurs de
courant
Appareil de test des
transformateurs de
courant : voir brochure
CT Analyzer
Système d'analyse des
décharges partielles :
voir pages 26-29
Mesure des pertes Watt
Appareil d'analyse de la
réponse en fréquence :
voir pages 24-25
Capacité, facteur de dissipation
à 50 / 60 Hz
Impédance de court-circuit
Rapport de transformation
Courant d’excitation
Résistance d’enroulement
Facteur de dissipation avec
tension variable
Facteur de dissipation avec
fréquence variable
Réponse en fréquence des
pertes parasites supplémentaires
Résistance dynamique
Equipement de diagnostic Appareil d'analyse de la
réponse diélectrique :
des transformateurs :
voir pages 22-23
voir pages 6-21
Mesures
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x1
x
x1
x
x
x
x
x
x
x x
x
x x
x
x x
x x x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x2
x
x2
x
x
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
5
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.
Tout en un : l'équipement de test de transformateur
Appareil de mesure de résistance d’enroulement CC
I
résistance d'enroulement
U
RHT
RBT
TR
Appareil de mesure de l'impédance de court-circuit
mécanique
?
I
U
TR
Appareil de mesure de la réponse en fréquence des pertes supplémentaires
conducteurs en parallèle
I
U
TR
+ 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
Sortie
Mesures
Précision
12 kV
U, I, P, Q, S
800 ACA
Cp: 1 pF ‑ 3 µF)
signal de sortie généré
numériquement
400 ACC
facteur de dissipation
15 - 400 Hz
résistance : 0,5 µW - 20 kW
6
Cp : erreur < 0,05 %
indépendant de la qualité du
secteur au niveau de la forme
d'onde et de la fréquence
Poids
CPC 100 :
CP TD1 :
multifonctionnel CPC 100 / CP TD1
Appareil de mesure de rapport de transformation
NP/NS
VP
VS
TR
Appareil de test du courant d'excitation
Circuit magnétique
f
I
TR
Appareil de mesure du facteur de dissipation
I
IR
U
Isolation
+ d'autres diagnostics de poste électrique
>> Tests des transformateurs
de courant
>> Tests des transformateurs
de tension
des unités
Alimentation électrique
Câble haute tension
Chariot
29 kg / 65 lbs
110 - 240 V
20 m / 65 pieds
pour faciliter le transport :
26 kg / 56 lbs
50 - 60 Hz
double blindage
16 A
vérification de l'isolation
CPC 100,
CP TD1,
câble de mesure,
câble haute tension
7
IC
Mesure de la capacité et du facteur de dissipation
Traversées
CPeC
Conducteurs
Matériaux isolants
Enroulements
Circuit magnétique
Explosion
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.
Courbes des pertes types dans la plage 15 - 400 Hz
pertes par
polarisation
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.
Couches capacitives
pertes par
conduction
circuits équivalents *)
Prévenir l'explosion des traversées
conducteur central
La dissipation thermique accrue accélère le
vieillissement de l'isolation. Les traversées explosent
si l’isolation ne peut plus résister aux sollicitations
électriques.
courbes des pertes types
CI
CJ
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.
f
f
superposition des deux effets
f
8
de la traversée
Fonctionnement
Comment peut-on confirmer les résultats ?
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.
dans les traversées
Facteur de dissipation en % *)
Papier
enduit
de résine
RBP
Papier
imprégné d'huile
OIP
Papier imprégné
de résine
RIP
Test tip-up du facteur de dissipation
Isolation
Type
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.
CEI 60137
< 0,70
< 0,70
< 1,50
CA
couche mise à la
terre et prise de
mesure sur bride
Test à fréquence variable du facteur de dissipation
IEEE C57.10.01
< 0,85
< 0,50
< 2,00
Nouvelles valeurs
0,3 - 0,4 0,2 - 0,4 0,5 - 0,6
types
*) à 50 / 60 Hz et 20 °C
9
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.
Injecter sur la HT pour mesurer CH + CHL | CH | CHL
Puissance et précision
Le CPC 100 / CP TD1 peut mesurer la capacité et
facteur de dissipation (tan δ) 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.
BT
Équipement modulaire
IN A
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.
CL
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
Résultats de test tip up du facteur de dissipation
>> 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
10
puis injecter sur la en BT pour mesurer CL + CHL | CL | CHL
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)
CHL
HT
>> 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
CH
>> 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
Résultats à fréquence variable du facteur de dissipation
>> 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
11
Mesure du rapport et du courant d'excitation (à vide)
Traversées
CPeC
Conducteurs
Matériaux isolants
Enroulements
Circuit magnétique
Les mesures sont effectuées pour évaluer la
détérioration éventuelle des enroulements (courtscircuits 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.
Agencement
IP
VP
En usine, ces mesures sont réalisées pour vérifier
que le rapport et le couplage sont corrects.
VP / VS
Mesure du rapport avec le CPC 100
Installation pour la mesure automatique du rapport et de la résistance par
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.
12
=
général du test
VS
TR
= NP / NS
prise (voir page 16)
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
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
Courant d'excitation [mA] par prise
>> 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
Pertes wattmétriques [W] par prise
>> 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
13
Mesure de la résistance d'enroulement et Changeur
Traversées
CPeC
Conducteurs
Matériaux isolants
Enroulements
Circuit magnétique
Claquage
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.
Mesure de la résistance avec le CPC 100
Tableau dans la carte de test TRTapCheck
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.
Résistance d'enroulement par prise
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.
14
Processus
de Prise en Charge
(Commutateur)
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.
de commutation
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.
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.
Pente par prise
>> 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
15
Mesures automatisées du rapport et de la résistance
Plus
rapide
Équipé de l'accessoire CP SB1, le CPC 100 peut
effectuer les opérations automatiques suivantes
Plus
sûr
>> 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.
BT
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.
CA, CC, commande
16
pour toutes les phases et prises
Mesures à l'aide du boîtier de commutation
Boîtier de commutation raccordé au CPC 100
CPeC
HT
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
du CPeC
17
Mesure de l'impédance de court-circuit et réponse en
Traversées
CPeC
Conducteurs
Matériaux isolants
Enroulements
Circuit magnétique
Surchauffe
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.
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.
Mesure de la réponse en fréquence des pertes supplémentaires
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 courtcircuit 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.
18
fréquence des pertes supplémentaires
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.
Force de court-circuit et flux de fuite
Avantages
Flux de fuite
>> 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
HT
BT
BT
>> fréquence variable pour les
mesures en dehors de la fréquence
secteur pour supprimer le bruit, si
l'utilisateur le souhaite
HT
>> précision et sécurité
Résultats de test FRSL avec phase C en défaut
>> 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
19
CPC 100 / CP TD1 - Fonctionnement selon les besoins
Fonctionnement manuel en face avant
Définition directe des valeurs de sortie
Représentation des résultats sur un PC
Cartes de tests spécifiques
Résultats dans MS Excel
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.
Création de rapports
Fonctionnement en face avant
avec prise en charge des cartes
de test
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.
Des 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.
20
Les 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.
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 PC
Les 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.
de chacun
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
Primary Test Manager (PTM)
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.
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 3. Pilotage des tests
pendant le test, en guidant l'utilisateur tout
Pendant les mesures, le PTM permet
au long de la procédure.
à l'utilisateur de piloter directement
l'équipement de test à partir d'un
1. Gestion des équipements
PC ou d'un ordinateur portable.
Le PTM prend en charge la gestion
Des schémas de connexion clairs
des données caractéristiques des
permettent à l'utilisateur d'effectuer
transformateurs de puissance :
des connexions correctes et d'éviter
les données générales telles que
les erreurs. L'avancement du test
l'emplace­ment, le fabricant, la date
tout au long de son déroulement est
de production, les numéros de
visible dans le tableau de test.
série, etc. peuvent être saisies tout
comme les données électriques telles 4. Création de rapports
que le nombre d'enroulements, la
Après les tests, des rapports
tension et la puissance nominales, le
peuvent être créés à tout moment
couplage, etc.
pour n'importe quelle série de
mesures effectuées au préalable.
2. Génération dynamique de plan de test
Le contenu du rapport est souple
En s'appuyant sur les données
et personnalisable. Des rapports
électriques de l'appareil (telles que
spécifiques au client peuvent
le couplage ou le type de traversée),
être générés et d'autres éléments
peuvent être ajoutés comme le logo
le PTM génère un plan de test de
de l'entreprise.
diagnostic à réaliser conformément
21
3. Pilotage des tests
4. Représentation des résultats dans PTM
Analyse de la réponse diélectrique des transformateurs
CPeC
Conducteurs
Matériaux isolants
Enroulements
Forme type de la
Circuit magnétique
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.
Facteur de dissipation
Traversées
1
Humi
plus
0,1
La connaissance de la teneur en eau est
importante pour évaluer l'état des traversées et
de la partie active du transformateur.
moi
0,001
0,001 Hz
Vérification de l'état de l'isolation avec le DIRANA
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.
22
Cond
moins
0,01
En usine, cette mesure est utilisée en fin de
production pour contrôler le processus de
séchage et garantir une faible humidité après
le séchage.
Cond
de puissance et des traversées
réponse diélectrique
idité et vieillissement de la cellulose
ditions géométriques de l’isolation
ductivité de l’huile
plus
ins
plus
moins
1 Hz
1000 Hz
Fréquence
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.
plage de
fréquence
DIRANA
FDS
complète
complète
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.
durée
Avantages
~ 2,9 h
~ 6,0 h
>> 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
PDC
limitée
~ 5,5 h
DIRANA et accessoires dans une valise robuste
>> 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
23
Analyse de la réponse au balayage en fréquence
Traversées
CPeC
Conducteurs
Matériaux isolants
Enroulements
Circuit magnétique
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.
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.
connexion par pince
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
O
O
enrou
C
Circuit
magnétique
R
L
C
C
R
L
C
Connexion du câble de test sur la traversée du transformateur
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.
ü
Éléments formant un
pour les grandes traversées, l'influence
du circuit de mesure peut être réduite
encore davantage en utilisant deux
tresses
24
e empreinte unique
ulement
C
C
cuve
LR
C
C
C
C
LR
C
C
C
C
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
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 courtcircuit
-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
FRAnalyzer, compact et léger
>> 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
25
Analyse des décharges partielles
Traversées
CPeC
Conducteurs
Matériaux isolants
Enroulements
Mesure des
Circuit magnétique
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.
conducteur
C2’
C3’
C1’
vide
C2’
conducteur
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.
Analyse des DP sur un transformateur triphasé
Filtre numérique
Dans 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 optique
Des 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.
26
décharges partielles
C3’
Ccouplage
isolation
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.
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.
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.
Acquisition simultanée des signaux par 3 unités
Unités alimentées par batterie
Les 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 bruit
De 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.
Unité d'acquisition de DP
Mesure sur plusieurs canaux
La 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
27
Analyse des décharges partielles
A l’écoute des décharges partielles
Lorsque 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.
3PARD
Par 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.
Mesures corrélées les unes aux autres dans le 3PARD ou le 3CFRD
groupe de DP
3CFRD
Une 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.
Décharges partielles isolées
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
28
Bruit
Ultra-haute fréquence
À 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
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
isolé
>> 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)
29
Services, formation et assistance technique
Expertise et diagnostics des
transformateurs
Les experts OMICRON en train d'évaluer les mesures d'un
OMICRON 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 résultats
Les 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.
Stand de démonstration lors d'un salon spécialisé
Support technique
Les 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 spécialisés
OMICRON 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.
30
client
Stages/sessions de formation
Formation théorique
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
Formation pratique
>> 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
31
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 MoyenOrient, 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.
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.
France, Afrique Francophone
OMICRON electronics France SARL
9 Rue De La Grande Ourse
BP 38382 Cergy
F-95805 Cergy Pontoise Cedex /
France
Téléphone: +33 1 30328047
Télécopie: +33 1 30329472
[email protected]
Europe, Moyen-Orient, Afrique
OMICRON electronics GmbH
Oberes Ried 1
6833 Klaus, Austria
Téléphone :+43 5523 507-0
Télécopie : +43 5523 507-999
[email protected]
Continent Américain
OMICRON electronics Corp. USA
12 Greenway Plaza, Suite 1510
Houston, TX 77046, USA
Téléphone :+1 713 830-4660
+1 800-OMICRON
Télécopie : +1 713 830-4661
[email protected]
Asie-Pacifique
OMICRON electronics Asia Limited
Suite 2006, 20/F, Tower 2
The Gateway, Harbour City
Kowloon, Hong Kong S.A.R.
Téléphone :+852 2634 0377
Télécopie : +852 2634 0390
[email protected]
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