Contenu connexe Similaire à Présentateur-omicrôn22222dddddddddddddddd Similaire à Présentateur-omicrôn22222dddddddddddddddd (20) 2. Données des postes
> Il s’agit d’un incident survenue dans un poste Source 225/20 KV. Ce transformateur abaisseurs
alimentait le réseau électrique de la ville de Casablanca.
Production d’électricité Transmission
Transformateurs
de puissance
Distribution
Consommateur
3. Données des Transformateurs
Transformateur abaisseurs dans un poste SOURCE
de distribution.
Transformateur 80 MVA.
Niveau des tensions: 225 / 20 + 20 KV.
Année de Fabrication: 1992 /âge 30 ans.
Refroidissement: ODAF.
Marque ABB.
4. Description des dysfonctionnements
Transformateur n° 1 :
Suite à un défaut sur le réseau, le transformateur a subit un échauffement anormale et a
déclenché par défaut température.
• L’analyse d’huile a révélé des niveaux de gazes au dessus de la normale. Hydrogène (H2),
Méthane (CH4), Ethylène (C2H4) et Ethane (C2H6).
• Le transfos est hors service.
5. Analyse et diagnostic
Ce transformateur est critique pour le client, Grid Energie a proposé, de réaliser des essais
électriques basse tension afin de localiser le défaut et de minimiser le temps de remise sous-
tension le transformateur.
Il faut faire des mesures triphasés pour
décision rapide et assurer la continuité de
service
6. TESTRANO 600: Un système pour faire un diagnostic
complet du transformateur.
Page 6
Pour toutes les parties d’un
transformateur de puissance :
Enroulements
Changeur de prises
Traversées
Isolation
Circuit magnétique
Facteur de puissance/dissipation
(incluant CP TD12)
Quick test
Démagnétisation
Courbe de
refroidissement
Vérification du couplage
Réponse fréq. des
pertes parasites
supplémentaires (FRSL)
Tension de court-circuit/
Réactance de fuite
Résistance dynamique
Résistance
d’enroulement CC
Courant de magnétisation
Rapport de
transformation
7. LOGICIEL Primary Test Manager : Un système pour
effectuer des tests de diagnostic complets.
Page 7
Logiciel Primary Test
ManagerTM
Outil idéal pour effectuer des tests
de diagnostic complets, l’évaluation
de l’état et une gestion aisée des
données depuis votre ordinateur
portable.
Testrano 600
8. PTM (Primary Test Manager) : Interprétation des résultats des
analyses huile.
Page 8
Les résultats des analyses huile doivent être rentrés dans logiciel PTM.
A L’aide de l’outil PTM on conclut que :
Le transfos est dans la condition 2 (TDCG =1756)
9. PTM (Primary Test Manager) : interprétation des analyses
huile.
Page 9
L’interprétation des résultats de l’analyse huile se fait selon 3 différentes
méthodes (IEC 60599, IEEE C57.104, Duval).
10. PTM (Primary Test Manager) : interprétation des analyses
huile.
Page 10
Interprétation selon différentes méthodes:
Une meilleure conclusion.
11. PTM : interprétation des analyses huile
Page 11
Visualisation en 3 D du triangle Duval
Afin de cerner le
défaut
12. TESTRANO 600: Mesure des performances.
Rapport de transformation.
N2= 4
N1= 10
V1 = 10 V V2 = 4 V
CC entres spires
Iexc
RFE XM
13. TESTRANO 600: Mesure des performances.
Mesure de la résistance d’enroulement.
IDC
V
=
A
VDC
RDC X
Ie
xc
R
FE
X
M
14. TESTRANO 600: Mesure des performances.
Mesure du Courant de Magnétisation.
IDC
V
=
A
VDC
RDC X
Iex
c
RF
E
X
M
15. TESTRANO 600: Mesure des performances.
Mesure de Tg delta.
Méthode de test :
Booster
0...230 Vrms
HV out
12/15 kVrms
CP TD12/15
A
IN A
IN B
GROUND
GUARD
INPUT
16. TESTRANO 600: Mesure des performances.
Mesure de Tg delta.
Les mesures confirmes un défaut
d’isolement au niveau des
enroulements secondaires
L’essai est concluant. Sauf pour la valeur ICTL, relative au facteur de dissipation entre
MT1/masse qui est de 1,86% et 2,04%.
18. Visuelle inspection.
La visserie de serrage de circuit magnétique
(poutres) est décolorée et dégradée a plusieurs
endroits.
Les plateaux de serrage des bobines sont
déplacées sur les trois phases.
Les bobines ne sont plus maintenues/serrées.
Les sorties HT sont sorties
de leurs logements.
19. Réparation.
Serrage des bobines.
Remplacement d’isolants et des boulons endommagés.
Fixation des sorties HT.
Reprise de l’isolation des sorties HT.
20. Confirmation de la réparation
Après la réparation :
Mise en place de la cuve cloche.
Montage des accessoires.
Traitement et séchage de la partie active,
Remplissage huile.
Mesure avec TESTRANO 600.
Les mesures de rapport, résistance,
courant de magnétisation et tg delta
sont concluants.
Essais HT est aussi concluant.
Remise en service concluant.
21. CONCLUSION
Le suivis des analyses huiles après la remise en service, a
confirmé la réparation du transformateur.
Grace aux mesures rapides et interprétés avec le TESTRANO 600
nous avons décidé de réparer le transformateur sur site.
Le TESTRANO 600 a permis de confirmer l’absence de défaut
après la réparation.
25. Introduction
Limites (absolues ou de déviation par rapport à une valeur de référence) selon les
normes en vigueurs.
Déviation par rapport à des valeurs de références affichées.
Déviation par rapport aux valeurs d’usine.
Déviations et tendances dans le temps.
Comparaison avec des Transformateurs ou traversées jumeaux.
Comparaison entre phases.
Comportement en fonction de la tension et/ou de la fréquence d’essai.
Les Analyses et Interprétations des résultats des mesures sur les Transformateurs de
Puissance, se basent généralement sur:
26. Rapport de transformation
Évaluation
Norme Titre Limites
CEI 60076-1 2011
Transformateurs de puissance – Partie 1 :
Généralités
La plus faible des valeurs suivantes :
a) ± 0,5 % du rapport spécifié
b) ± 1/10 de l’impédance réelle en
pourcentage sur la prise principale
IEEE C57.12.00-2015
Norme IEEE relatives aux exigences générales des
transformateurs de distribution, de puissance et de
régulation à isolation liquide ± 0,5 % de la tension indiquée sur la
plaque signalétique pour tous les
enroulements et toutes les prises
IEEE C57.152-2013
Guide IEEE pour les tests de diagnostic sur le
terrain des transformateurs de puissance,
régulateurs et bobines d’induction remplis de
liquide
Remarque : si l’erreur sur le rapport n’est que légèrement supérieure à 0,5 %, faites une comparaison avec les tests en usine.
© OMICRON
Page 3
28. Mesure de la résistance d’enroulement statique
Évaluation
Norme/Guide Titre Limites
Guide CIGRE 445 Maintenance des transformateurs
• La différence entre les phases est
généralement inférieure à 2-3 %*
• La résistance d’enroulement mesurée ne doit
pas différer de plus de 1 % environ par rapport
au rapport de test en usine (corrigé en fonction
de la température).
IEEE C57.152-2013
Guide IEEE pour les tests de diagnostic sur le terrain
des transformateurs de puissance, régulateurs et
bobines d’induction remplis de liquide
• Les résistances entre les phases doivent être
à 2 % l’une de l’autre*
• La comparaison peut également être effectuée
avec les données d’origine mesurées en usine.
*Avant de tirer des conclusions définitives basées sur la comparaison entre phases, comparez-les toujours aux résultats obtenus en usine. La
différence entre les phases peut être normale et dépend de la conception.
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Page 5
29. Réactance de fuite/impédance en court-circuit
Mesure de l’impédance en court-circuit triphasée
Injection de courant triphasé pendant qu’un court-circuit est appliqué
sur le côté BT du transformateur. Les impédances 𝑍𝑍𝐴𝐴, 𝑍𝑍𝐵𝐵 et 𝑍𝑍𝐶𝐶 sont
mesurées.
Mesure de
l’impédance en court-circuit
triphasée
Impédance 𝑍𝑍𝐾𝐾 =
𝑍𝑍𝐴𝐴 + 𝑍𝑍𝐵𝐵 + 𝑍𝑍𝐶𝐶
3
Impédance en
court-circuit
relative
𝑍𝑍𝑘𝑘 % =
𝑍𝑍𝐴𝐴 + 𝑍𝑍𝐵𝐵 + 𝑍𝑍𝐶𝐶
3
∗
𝑆𝑆𝑁𝑁
𝑈𝑈𝑁𝑁
2
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IEEE C57.152-2013
Guide IEEE pour les tests de diagnostic sur le terrain des
transformateurs de puissance, régulateurs et bobines
d’induction remplis de liquide
• Les résultats du test d’équivalence triphasé doivent diverger au
maximum de 3 % par rapport aux valeurs de la plaque
signalétique*
• La valeur du test par phase doit diverger au maximum de 3 % par
rapport à la valeur moyenne des trois valeurs*
Évaluation
30. Limites relatives au DF/PF pour les transformateurs à isolation
huile-papier
Norme IEEE
Transformateur
récent
Transformateur
usagé
Transformateur
usagé
acceptable
Transformateur
usagé
à revoir
PF cos ϕ (RT)
Norme IEEE 162-1995
IEEE C57.152-2013
< 0,5 % * < 0,5 % * < 1,0% * > 1,0 % *
* Valeur de référence à 20 °C
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32. Modes de balayage du Capacité/FD
Facteur de dissipation/facteur de puissance Capacité
Balayage
en
fréquence
Balayage
en
tension
Balayage
en
fréquence
Balayage
en
tension
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33. Évaluation des mesures de traversée
Facteur de dissipation/facteur de puissance
Des valeurs très faibles (< 0,1 %) ou négatives indiquent une mesure incorrecte
Influence de la température
La température de référence est de 20 °C
Température plus élevée, DF/PF plus élevé
Utiliser les facteurs de correction de température des fabricants
RIP
Papier imprégné de résine
OIP
Papier imprégné d’huile
RBP
Papier enduit de résine
DF à 20 °C et 50/60 Hz
(CEI 60137)
< 0,7 % < 0,7 % 1,5 %
PF à 20 °C et 50/60 Hz
(IEEE C57.19.01)
< 0,85 % < 0,5 % 2,0 %
Nouvelles valeurs types 0,3 à 0,4 % 0,2 à 0,4 % 0,5 à 0,6 %
Limites de la capacité d’isolation C1
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34. Évaluation des mesures de traversée
Évaluation de la dépendance à la fréquence du DF
Guide CIGRE 445 Maintenance des transformateurs
Fréquence de test RIP
Papier imprégné de résine
OIP
Papier imprégné d’huile
RBP
Papier enduit de résine
neuf usagé neuf usagé neuf usagé
15 Hz < 0,6 % < 0,7 % < 0,5 % < 0,7 % < 0,7 % < 1,5 %
50/60 Hz < 0,5 % < 0,5 % < 0,4 % < 0,5 % < 0,6 % < 1,0 %
400 Hz < 0,6 % < 0,7 % < 0,5 % < 0,7 % < 0,7 % < 1,5 %
Traversée RIP 220 kV en bon état Traversée RIP 220 kV en fin de vie (pénétration d’humidité)
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35. Évaluation des mesures de traversée
Évaluation de la capacité
La capacité C1 testée en usine diffère généralement de la capacité
installée sur un transformateur
La mesure de la capacité C1 après la mise en service doit servir
de référence.
Une augmentation de la capacité indique des couches
partiellement mises en court-circuit
Suivre les recommandations du fabricant pour connaître les
limites de chaque type de traversée spécifique
Niveau de tension Écart C max.
< 123 kV 10 %
≥ 123 kV 5 %
≥ 245 kV 3 %
≥ 420 kV 1 %
Source : Instructions de montage HSP,
d’utilisation et d’entretien des traversées SETFt
Utilisé à titre d’exemple et généralement non
applicable à tous les fabricants ou types de
traversées
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Page 12
36. Transformateur 40MVA, 150kV/30kV avec CPeC.
Ces mesures de rapport de transformation ont été faite après une inspection du régleur en charge:
Cas N°1
37. En analysant ces résultats nous pouvons conclure que :
A. Les résultats sont bons, pas de défaut.
B. Les résultats sont suspects, mais le transformateur pourrait être mis en service.
C. Les résultats indiquent un défaut grave, le transformateur ne peut pas être mis en service. Il faut absolument
investiguer la cause du défaut.
Cas N°1
38. Morceau de bakélite desserré provoquant le blocage
mécanique du fonctionnement normal du commutateur
Cas N°1
39. Méthode de refroidissement
ODAF
Puissance nominale : 420 MVA
Tension 230 000 V 18 000 V
Courant 1 054 A 13 472 A
Année de
fabrication
2001 Couplage YNd11
POSITION CONNEXIONS TENSION
V
1 19 – 18 253 000
2 19 – 17 250 125
3 19 – 16 247 250
4 19 – 15 244 375
5 19 – 14 241 500
6 19 – 13 238 625
7 19 – 12 235 750
8 19 – 11 232 875
9 19 – 10 230 000
10 19 – 9 227 125
11 19 – 8 224 250
12 19 – 7 221 375
13 19 – 6 218 500
14 19 – 5 215 625
15 19 – 4 212 750
16 19 – 3 209 875
17 19 - 2 207 000
Problème : alarme Buchholz
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Page 16
Transformateur 400MVA, 150/30 kV avec CPeC
Cas N°2
Les résultats de l’analyse des Gaz Dissous donne des
concentrations élevées de gaz de défaut qui se traduit
par un point chaud.
40. Cas N°2
Test Tan delta/facteur de puissance
N° Mes.
Mode de
test
Fréq. V sortie * I sortie
* Puissance
absorbée
PF mes. PF corr. Cap. mes. Évaluation
1 ICH + ICHL GST 50,00 Hz 10,00 kV 100,06 mA 2 080,50 mW 0,2079 % 0,1559 % 31 846,8 pF Réussi
2 ICH GSTg-A 50,00 Hz 10,00 kV 99,61 mA 2 161,95 mW 0,2170 % 0,1628 % 31 703,5 pF Réussi
3 ICHL UST-A 50,00 Hz 10,00 kV 0,45 mA 7,88 mW 0,1750 % 0,1313 % 143,2 pF Réussi
N° Mes.
Mode de
test
Fréq. V sortie * I sortie
* Puissance
absorbée
PF mes. PF corr. Cap. mes. Évaluation
4 ICL + ICLH GST 50,00 Hz 9,99 kV 337,56 mA 7 736,61 mW 0,2292 % 0,1719 % 107 448,1 pF Réussi
5 ICL GSTg-A 50,00 Hz 9,99 kV 337,10 mA 7 909,57 mW 0,2346 % 0,1760 % 107 303,9 pF Réussi
6 ICLH UST-A 50,00 Hz 9,99 kV 0,45 mA 7,83 mW 0,1739 % 0,1305 % 143,2 pF Réussi
Injection côté Prim.
Injection côté Sec.
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Page 17
42. Cas N°2
Test de résistance d’enroulement statique côté PRIM. (phase-neutre)
+7 %
© OMICRON
Page 19
43. Cas N°2
A. Le problème se trouve au niveau de la phase W puisque elle présente un écart de résistance relativement élevé par
rapport aux autres phases.
B. Le problème pourrait être au niveau de la phase W, mais l’écart n’est pas aussi important pour le confirmer.
C. Le problème se trouve au niveau des prises du sélecteur de la phase W.
+7 %
© OMICRON
Page 20
Les résultats des mesures des résistances des enroulements primaires aboutissent à ce résultat:
44. Cas N°2
Interruption de brins simples dans l’enroulement ou les câbles de la phase W du
côté HT
© OMICRON
Page 21
Inspection visuelle:
45. Cas N°3
Des tests ont été effectué sur un Transformateur en réserve avec un CPeC avant de le mettre en
service, les résultats de mesure des résistances d’enroulement aboutissent à ce résultat :
© OMICRON
Page 22
A. Le transformateur ne présente aucun défaut, il peut être mis en service sans aucun
problème.
B. Le transformateur présente un problème au niveau du sélecteur principal, il faut
absolument procéder à un décuvage et faire les réparations nécessaires.
C. Le transformateur présente un défaut sur l’inverseur, ça pourrait être des dépôts sur
les contacts et le nettoyage peut se faire sans décuvage du transformateur.
Prise
Pos. du
sélecteur
Pos.
inverse
1 1
0+
2 2
3 3
4 4
5 5
6 6
7 7
8 8
9
9
K
1
0 -
10 2
11 3
12 4
13 5
14 6
15 7
16 8
17 9
46. Cas N°3
Mesure répétée, améliorations visibles
Mesure 2
Mesure 1
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Page 23
47. Cas N°3
Cycles de nettoyage avec application de courant continu
Pour nettoyer le sélecteur et les contacts du sélecteur de changement, il est conseillé de procéder à un nettoyage
en commutant le changeur de prises vers le haut et vers le bas à plusieurs reprises
L’application d’un courant continu supérieur pendant les cycles de nettoyage peut accélérer le nettoyage
Exemples de paramètres d’utilisation du TESTRANO 600 afin d’appliquer un courant continu pendant les
cycles de nettoyage
Paramètres relatifs à la commutation
manuelle
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Page 24
48. Cas N°3
Mesure finale
Mesure 3 après les cycles de nettoyage
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Page 25
50. Cas N°4
© OMICRON
27
Test de facteur de dissipation + balayage en fréquence FD
A. Le système d’isolation de l’ATR présente un problème grave, et donc un diagnostic plus poussé (comme une
mesure DFR) est nécessaire, une opération de séchage pourrait être lancé.
B. Le système d’isolation de l’ATR présente un défaut irréversible, vue les valeurs élevées de facteur de
dissipation, l’ATR ne peut pas être réparé.
C. Même si les valeurs de facteur de dissipation sont relativement élevées, l’ATR peut être mis en service
puisque ce genre de problème n’a pas d’influence sur le fonctionnement du transformateur.
53. Cas N°5
Lors de tests de routine sur ce transformateur (50 MVA, 90kV avec CPeC), nous avons obtenus les
mesures de résistances statiques suivantes:
© OMICRON
Page 30
A. Le problème est relié à la connexion principale de phase B.
B. Le problème est lié aux contacts principaux du commutateur au niveau de la phase B.
C. Le problème est lié au sélecteur et précisément au niveau des positions paire (2,4,6 etc..).
54. Cas N°5
Commutateur de dérivation démonté, contacts de la phase B
Contact coulissant de l’insert du commutateur de
dérivation
Prise du contact coulissant du compartiment d’huile
© OMICRON
Page 31
55. Cas N°5
Après réparation et maintenance
Après réparation et maintenance
© OMICRON
Page 32
56. Cas N°6
© OMICRON
33
Lors d’un test de routine sur ce transformateur (40 MVA, 90kV avec CPeC), les mesures de facteur
de dissipation (tip up en fonction de la tension) et la mesure DFR donnent les résultats suivants :
59. Cas N°6
© OMICRON
36
A. L’analyse DFR a donné une isolation humide, ce qui explique la valeur élevée du facteur de dissipation à
fréquence industrielle, une opération de séchage devrait être lancé, suite à laquelle le transformateur
pourrait être remis en service sans aucun problème.
B. Les valeurs élevées de FD à haute fréquences, ainsi que le comportement croissant de ces valeurs en
fonction de la tension de mesure, pourraient indiquer un problème grave au niveau de l’isolation. Il faut
faire des analyses plus poussées, ouvrir le transformateur et effectuer une inspection visuelle complète.
C. Le transformateur pourrait être remis en service, mais il faut augmenter la cadence des tests pour
surveiller de près le système d’isolation.
61. Beaucoup de fibre
de carbone.
Comptage de
particule très élevé
Des traces de:
• Silice
• Oxyde de fer rouge
• Oxyde de fer noir
Page 38
Filtration et contrôle microscopique (filtres 0.45 µm):
Cas N°6
62. Ech. N°1 Ech. N°2 Ech. N°3
Forte contamination
avec des produits non
solubles
0
2
4
6
8
10
12
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Résistivité (Gohm m)
Résistivité (Gohm m)
Page 39
Mesures du FD et de la résistivité de l’huile:
Cas N°6
66. Page 43
IC IR
test
object
Itest
ε
𝐶𝐶 =
ε 𝐴𝐴
𝑑𝑑
Mesurer C et la comparer avec une valeur de
référence :
Changement de A ou/et d : Mouvement physique,
changement de géométrie, Déformation mécanique.
Changement de permittivité : problème d'isolation
(changements de propriétés diélectriques),
contamination, etc.
Cas N°6
71. Fonctions des transformateurs de mesure
Deux fonctions principales
Transformation
Transformation d’une tension primaire élevée en tension secondaire basse
Up = 132 kV/√3 Us = 110 V/√3
Isolation
Isolation du signal secondaire de la haute tension du circuit primaire
Transformation
Performances électriques
Isolation
Performances diélectriques
?
?
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Page 2
72. Fonctions des transformateurs de tension
Les transformateurs de tension transfèrent proportionnellement les
tensions secteur primaires élevées et la précision de phase en
grandeurs mesurables.
Ils convertissent des tensions primaires élevées en valeurs gérables
pour :
Les indicateurs
Le comptage de facturation
Les systèmes de relais de protection
Les enregistreurs de défaut
Les systèmes SCADA
Le contrôle de la charge
TT
inductif
(TTI)
© OMICRON
Page 3
73. Conceptions de transformateur de tension
Transformateurs de tension MT - Moyenne tension < 36 kV, isolation en résine moulée (époxy)
Bornes HT 1. Borne primaire A 2. Borne neutre N
Circuit magnétique et enroulements 3. Enroulement primaire 4. Enroulement(s) secondaire(s)
Bornes BT
(bornier)
5. Bornes secondaires 1a-1n
(p. ex. enroulement de mesure)
6. Bornes secondaires 2a-2n
(p. ex. enroulement de protection)
Mise à la terre
7. Borne de terre
(électrode de terre)
8. Isolation époxy (boîtier)
3
4
7
1 1
8
5
6
2
5
6
2
© OMICRON
Page 4
74. Conceptions de transformateur de tension
Transformateurs de tension inductifs (TTI)
Bornes HT 1. Borne primaire A 2. Borne neutre N
3. Soufflets d’expansion métalliques
(hermétiquement fermés)
Isolateur
4. Isolateur externe en porcelaine
ou composite
5. Traversée de type condensateur
Cuve inférieure
6. Enroulement primaire avec
isolation HT
7. Enroulement(s) secondaire(s)
Bornier
8. Bornes secondaires 1a-1n
(p. ex. enroulement de mesure)
9. Bornes secondaires 2a-2n
(p. ex. enroulement de protection)
6
7
1
8
4
3
TT
inductif
(TTI)
2
9
5
© OMICRON
Page 5
75. Conceptions de transformateur de tension
Transformateurs de tension capacitifs (CVT)
TT
capacitif
(CVT/CCVT)
6
7
1
8
4
3
2
9
5
Bornes HT 1. Borne primaire A 2. Borne neutre N
3. Soufflets d’expansion métalliques
(hermétiquement fermés)
Isolateur
4. Isolateur externe en porcelaine
ou composite
5. Condensateur haute tension
(diviseur capacitif)
Cuve inférieure
6. Enroulement primaire avec
isolation HT
7. Enroulement(s) secondaire(s)
Bornier
8. Bornes secondaires 1a-1n
(p. ex. enroulement de mesure)
9. Bornes secondaires 2a-2n
(p. ex. enroulement de protection)
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Page 6
76. Objectifs des exploitants
Fonctionnement sans défauts
Postes sécurisés
Mesure correcte
Facturation correcte
Longue durée de vie
Environnement détendu
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Page 7
77. Risques relatifs aux transformateurs de mesure
Détérioration du transformateur de mesure lui-même
Dysfonctionnement des appareils de protection
Panne/défaut de l’appareil protégé
p. ex. protection différentielle des transformateurs de puissance
Erreurs de mesure
Pertes de revenu
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78. Pertes de revenu
Calcul du pire scénario
Courant 500 A, ligne-terre ~ 60 kV 30 MW
Coûts par kWh ~ 0,05 € 1 500 €/h
Les transformateurs de mesure ont une
valeur hors limites de 0,1 %
Pertes/gains :
~3 €/h
~70 €/jour
~26 000 €/an
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79. Cycle de vie du transformateur de mesure
Conception Fabrication
Tests de
réception en
usine (FAT)
Transport
Installation
et mise en
service
Exploitation
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80. Défaillances et tests
Pour un niveau de qualité et d’efficacité élevé tout au long du cycle de vie
Défaillances types
> Défauts de conception
En lien avec le rapport, le circuit magnétique,
l’isolation
> Défauts de fabrication
Courts-circuits/circuits ouverts, défauts
d’isolation
> Exploitation en dehors des spécifications
Charge excessive ou insuffisante,
courants/tensions inappropriés
> Influences électriques
Surtensions par commutation, foudre,
surtensions, courants de court-circuit
> Vieillissement et corrosion
Humidité, acides, oxygène, contamination,
fuites
Tests et mesures correctives
> Au cours du processus de production
Pour déterminer l’état et les données de
performance à différentes étapes du processus
de production
> À l’issue de la fabrication
Pour évaluer les performances effectives du TM
par rapport aux normes applicables et obtenir
des données de référence pour comparaison
ultérieure
> Après le transport
Pour s’assurer que le transport n’a pas provoqué
de défauts mécaniques dans le TM et que celui-
ci fonctionne correctement
> Lors de l’installation et de la mise en service
Pour s’assurer que le TM a été correctement
installé et qu’il fonctionne selon les spécifications
pertinentes pour l’environnement d’exploitation
> Dans le cadre d’une maintenance régulière
Pour déterminer l’état général du TM, afin de
prévenir toute défaillance, interruption de service
et longue coupure
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Page 11
81. Test élaboré des transformateurs de tension
Test précis et mobile
des transformateurs de tension inductifs et capacitifs (TT et TCT)
de la partie TT des combinés de mesure
des transformateurs de protection et mesures
Test sur site dans les postes électriques, en usine de
production ou en phase de développement en laboratoire
Détermination de toutes les caractéristiques importantes
d'un TT/TCT :
Résistances d'enroulement
Courbes caractéristiques de magnétisation
Impédances de court-circuit
Rapport de transformation
Déphasage
Mesures de charge
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Page 12
82. Étalonnage conventionnel
V
εU % ΔφU min VT %
x.xx xx xxx.x
Injection de tension primaire nominale
Injection de tension primaire
Laboratoire (p. ex. fabricants) Sur site
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Page 13
83. Injection de tension nominale primaire
Tests sur site Laboratoire HT
Mobilité
Matériel lourd et encombrant nécessaire
(jusqu’à une demi-tonne)
Transport du TT au laboratoire
Précision
Très grande précision
Niveau de bruit élevé
dû à l’environnement de test
Très grande précision
Faible niveau de bruit
Manipulation
Déconnexion de l’ensemble des câblages et jeux
de barres
Montage de test complexe : mise en œuvre et
test nécessitant plusieurs personnes
Évaluation manuelle conformément à la norme
applicable (CEI/IEEE)
Déconnexion complète du TT
Installations spéciales (laboratoire HT)
nécessaires
Sécurité
Très hautes tensions jusqu’à un FV de 1,9 fois la
tension VPR appliquée
Très hautes tensions jusqu’à un FV de 1,9 fois
la tension VPR appliquée
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Page 14
84. Tests conventionnels et tests basés sur la modélisation
Approche
conventionnelle
Approche basée sur
la modélisation
TT considéré comme une boîte
noire...
TT dévoilant ses valeurs
intérieures...
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Page 15
85. Modélisation avec le VOTANO 100
Avantages des tests des TT/CVT basés sur la modélisation
Sécurité
> Tensions de test jusqu’à 4 kV
> Séparation entre la haute tension et
> l’équipement de mesure
Précision
> Suffisante pour un étalonnage jusqu’à la classe 0,1
> Excellente suppression du bruit
Mobilité
> Poids : 15 kg/33 lbs
> Idéal pour une utilisation sur site
Manipulation
> Procédure de test automatisée assistée par logiciel
Évaluation automatisée/Fonctionnalité de création de rapports
> Fonctionnalité de simulation
> « Matrice de commutation » du VBO2 limitant l’effort de recâblage au
minimum
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Page 16
86. Procédure de test
Test d'un transformateur de tension avec le VOTANO 100
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Page 17
Étape 1 : mesure des paramètres Étape 2 : modélisation
Prise de mesures assistée par ordinateur
pour différents paramètres du TT/TCT, tels
que la résistance d'enroulement, les
caractéristiques de magnétisation, etc.
Détermination des éléments de
modélisation du TT/TCT et calcul de la
précision du TT/TCT à l'aide de fonctions
mathématiques embarquées
87. Procédure de test
Test d'un transformateur de tension avec le VOTANO 100
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Page 18
Étape 3 : évaluation IEEE/CEI Étape 4 : création d'un rapport
Comparaison automatisée des résultats de
test avec les valeurs définies
conformément à la norme IEEE ou CEI
sélectionnée
Toutes les données peuvent être
enregistrées au format Excel™ et XML ou
imprimées sous forme de rapport de test.
88. Fonctionnement du VOTANO 100
Utilisation d’une méthode de modélisation électrique déjà reconnue
Méthode comparable à celle utilisée par le CT Analyzer d’OMICRON
Injection de signaux de test faibles du côté secondaire d’un TT/TCT
Détermination des paramètres du circuit équivalent d’un TT/TCT
Identification de tous les paramètres de performance pertinents du TT/TCT
Affichage de tous les paramètres pertinents du TT/TCT et de sa précision à différents courants et
charges et avec des enroulements secondaires chargés/non chargés
Évaluation du TT/TCT conformément à la norme sélectionnée
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Page 19
89. Consignes de sécurité
Respectez toujours les cinq règles de sécurité suivantes !
Règles de sécurité supplémentaires recommandées :
Portez un équipement de protection individuelle.
Utilisez les attaches pour fixer les câbles afin d’éviter
qu’ils ne tombent pendant la mesure.
Règles de sécurité générales Pratique courante
1. Déconnectez complètement l’équipement à
tester.
Ouvrez toujours le sectionneur en direction du jeu de barres et de
l’équipement.
2. Prenez les mesures nécessaires pour
empêcher la reconnexion.
Verrouillez le sectionneur.
Déconnectez l’ensemble des câbles et des lignes de connexion des
bornes des transformateurs de mesure
3. Vérifiez que l’installation est hors tension. Vérifiez sur TOUTES les bornes que les transformateurs de mesure sont
bien hors tension.
4. Effectuez toutes les opérations de mise à la
terre et en court-circuit.
Mettez à la terre et en court-circuit toutes les connexions (câbles, jeux
de barres, etc.) à proximité des bornes des transformateurs de mesure.
5. Placez une protection contre toute partie
proche susceptible d’être sous tension.
Installez l’équipement de test en séparant la zone de travail de la zone
de danger.
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90. Procédure de test
Sécurité maximale au cours du test
Amplificateur VBO2 alimenté par le système : situé
dans la zone haute tension
Utilisateur et VOTANO 100 : situés dans la zone de travail,
en dehors de la zone haute tension
Le VBO2 fournit une tension de test maximum de 4 kV
pour la mesure du rapport
Vérification de mise à la terre et contrôle de plausibilité
Avertissements sonores
Le boîtier de sécurité SAB1 et le VBO2
indiquent l’état de fonctionnement et
l’état sécurisé du montage de test via
des voyants de couleurs rouge et verte
(bouton d’arrêt d’urgence inclus)
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Page 21
Zone de travail
Zone haute
tension
VOTANO 100 VBO2
SAB1
91. Résistance d’enroulement
Objectif de la mesure
La résistance des enroulements secondaire et primaire
des TT est responsable de l’erreur du transformateur
Les spires en court-circuit modifient la résistance d’enroulement
et compromettent le fonctionnement des TM.
Le test est réalisé pour évaluer les dommages
électriques possibles dans les enroulements
ou les problèmes de contact.
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92. Test de magnétisation
Objectif de la mesure
Le courant de magnétisation est en partie
responsable de la précision du transformateur
Analyse de la ferrorésonance
Indication des :
spires en court-circuit
défauts du circuit magnétique
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Page 23
93. Tests de précision
Objectif de la mesure
Test de rapport (erreur d’amplitude et de phase)
Test fonctionnel d’évaluation des performances du
TM :
Dans le cadre des tests de mise en service
Test de performance après une coupure de courant
Compare le rapport mesuré des TM aux
spécifications indiquées sur la plaque signalétique
et aux résultats des mesures en usine.
Des écarts par rapport aux spécifications peuvent
indiquer des défauts internes (circuits ouverts par
ex.).
Les écarts de rapport peuvent provoquer un
dysfonctionnement de la protection et une
interprétation erronée de la tension/du courant du
système.
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Page 24
94. Normes prises en charge
CEI 60044-2 (TT inductifs)
CEI 60044-5 (TT capacitifs)
CEI 61869-3 (exigences supplémentaires pour TT inductifs)
CEI 61869-5 (exigences supplémentaires pour TT capacitifs)
IEEE C57.13 (exigences standard pour transformateurs conventionnels)
ANSI C93.1 (exigences pour TT capacitifs)
95. Simulation et réévaluation des résultats
Simulation et réévaluation à tout moment des données de mesure existantes
Pas besoin de réaliser de nouvelles mesures sur site lorsque les paramètres du transformateur
suivants ont été modifiés :
Charges
Facteur de tension nominale
Classe de précision
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Page 26
96. Création de rapports
Génération de rapports personnalisables
Les données peuvent être exportées aux formats Excel™ et XML
© OMICRON
Page 27
97. Ensemble de lampes d’alerte SAA2
Délimitez votre zone de test avec cet accessoire de sécurité évolutif et avertissez les autres
personnes que la zone interdite autour du montage de test ne doit pas être franchie
Système à deux canaux cascadable, permettant d’utiliser jusqu’à six témoins lumineux
TÜV (octogone) et niveau IP52
© OMICRON
Page 28
État du signal
Indication de signal rouge-vert
en fonction de l’état du test
(intensité lumineuse
intérieure/extérieure)
Signal sonore
Signal sonore si la mesure est
active (en option)
Bouton d’arrêt d’urgence
Pour désactiver immédiatement les
sorties de l’équipement principal et
mettre le montage de test dans un état
sécurisé
Équipement
Équipé de supports
magnétiques et d’un
crochet
98. Jeu de témoins lumineux SAA2 (en option)
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> Configuration de connexion
Page 29
99. VOTANO 100
> Conception compacte et poids réduit (< 15 kg)
> Étalonnage sur site des TT jusqu'à une classe de précision de 0.1
> Durée de test réduite (< 20 min) grâce à la procédure de test assistée par ordinateur
> Évaluation automatique des résultats à l'issue du test
conformément aux normes CEI et IEEE applicables
> Simulation et réévaluation avec des paramètres de TT modifiés
> Isolation entre la haute tension et l'équipement de mesure
Merci pour votre attention.
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© OMICRON
102. Structure du réseau électrique
> Transformateurs de mesure dans un réseau électrique
Production d’électricité
Transformateurs
de mesure
Transmission
Transformateurs
de mesure Distribution
Consmateur
Page 2
103. Structure du réseau électrique
> « Système primaire » = éléments ayant une implication directe dans le flux d’énergie
> Générateurs
> Transformateurs
> Transformateurs de mesure
> Lignes de
transmission
> Disjoncteurs
> Jeux de barres
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© OMICRON
104. Structure du réseau électrique
> « Système secondaire » = protection, contrôle et mesure
> Transformateur de mesure
> Relais de protection
> Compteur
> Enregistreur de perturbations
> Systèmes SCADA
> Compteur de qualité d’alimentation
Page 4
© OMICRON
108. TC idéal
Page 8
© OMICRON
Les pertes ne sont pas prises en compte
n1 = 1
ZB
I2
n2
Φ
Modélisation simplifiée
𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅 𝑁𝑁 =
𝑛𝑛2
𝑛𝑛1
𝑈𝑈1
𝑈𝑈2
=
𝑛𝑛1
𝑛𝑛2
=
1
𝑁𝑁
𝐼𝐼1
𝐼𝐼2
=
𝑛𝑛2
𝑛𝑛1
= 𝑁𝑁
I1
I1
109. Page 9
© OMICRON
TC « réel »
Modélisation de CT Analyzer
Résistance
d’enroulement
Courbe de
magnétisation
Rapport
Calcul de
modélisation
du TC
2 4
1 3
P2/H2
2 1
Vcore
I1 I’1 I2
I0
Iµ IE
n2
n1
P1/H1
S2/X2
S1/X1
3
RH
Reddy
Xm
IH
RCT
ZB
4
110. Exigences relatives aux TC de protection
Définition de 5P10
Pour 10x le courant nominal l’« erreur composée » maximum est de 5 % à la charge
nominale
© OMICRON Page 10
Attention à la surcharge d'un TC de protection !
!
0 %
-5 %
-10 %
εc [%]
Iprim
Iprim, nom
Le circuit
magnétique
arrive trop tôt
à saturation
1 5 10
5 P 10 Facteur limite de précision (ALF)
OK
Échou
é
111. Influence de la charge sur la saturation
4
6
8
2
2 4 6 8 10
Is/Isn = Ip/Ipn
Is/Isn
RB > Rn
RB < Rn
RB = Rn
IP/IPn
Plus la charge est élevée,
plus la saturation est forte !
© OMICRON Page 11
112. Influence de la rémanence sur la saturation
ΔBsans rémanence
ΔBavec rémanence
Temps avant
saturation =
0,5 cycle
Primaire
Secondaire
Temps [s]
Temps avant
saturation =
1,5 cycle
Primaire
Secondaire
Temps [s]
Courant
primaire/secondaire
Courant
primaire/secondaire
𝑈𝑈𝐶𝐶 ~
Δ𝐵𝐵
Δ𝑡𝑡
⟹ 𝐼𝐼𝑆𝑆 ~ 𝑈𝑈𝐶𝐶
© OMICRON Page 12
113. Influence de la saturation sur le comportement transitoire
temps en ms
Flux
en
Vs
/
Courant
en
A
0 A
0 Vs
Flux de saturation
© OMICRON Page 13
Le circuit magnétique d’un TC est
saturé à un certain flux.
Il existe un niveau maximum pour le
courant primaire que le TC est
capable de transférer correctement
jusqu’au côté secondaire.
Si le flux de saturation est atteint, le
courant secondaire présente une
distorsion importante.
114. Exigences relatives aux TC de comptage
Attention à la sous-charge d’un TC de mesure !
!
Définition de 0.2FS5
• L’erreur de rapport maximum autorisée est de 0,2 %
• Une « erreur composée » de 10 % est admissible pour 5x le courant nominal à la
charge nominale
© OMICRON Page 14
0 %
-5 %
-10 %
εc [%]
Iprim
Iprim, nom
Le circuit
magnétique
arrive trop tard
à saturation
1 5 10
0.2 FS 5 Facteur de sécurité (FS)
OK
Échoué
115. Pertes de revenu
> Calcul du pire scénario
Page 15
© OMICRON
Courant 500 A, ligne-terre ~ 60 kV 30 MW
Coûts par kWh tarif générale 1,3645 DH
40 835 DH/h
Les transformateurs de mesure ont une valeur
hors limites de 0,1 %
Pertes/gains :
~40 DH/h
~1000 DH/jour
~365 000 DH/ans
D’un point de vue économique, le calcul du
pire scénario, peut illustrer la nécessité de
tester et de mesurer régulièrement les
transformateurs de mesure.
Même si le transformateur de mesure se
trouve à environ 0,1 % en dehors de la plage
spécifiée, cela peut entraîner des pertes
élevées à long terme pour les postes
électriques.
117. Page 17
Exigence Matérielle pour
l'évaluation de l'exactitude
sur le terrain
© OMICRON
Vérification conventionnelle des TC avec injection primaire
Page 17
118. © OMICRON Page 18
Étalonnage sur site
> Avantages importants par rapport à l’étalonnage
conventionnel
> Avantages par rapport à la mobilité, la sécurité
et la facilité de manipulation
> Procédure de test et évaluation automatisés
(un seul bouton de test)
> Recalcul des résultats de différents courants
primaires et charges (simulation de TC)
Conventionnel Basé sur la modélisation
119. © OMICRON
Page 19
Tests basés sur la modélisation avec le CT Analyzer
Les 3 parties du modèle du CT Analyzer
Résistance
d’enroulement
Circuit
magnétique
(courbe de
magnétisation)
Rapport
Calcul de
modélisation
du TC
2 4
1 3
P2/H2
RCT
RH
Reddy
3 2 1
Lm
Vcore
VRCT
IP IP´ IS
Iexc
IL IE
NS
NP
P1/H1
S2/X2
S1/X1
Zb
Vprim
120. © OMICRON Page 20
Tests d’un transformateur de mesure basés sur la modélisation
avec le CT Analyzer
Fonctionnement du CT Analyzer
> Injection de signaux de test faibles (avec une fréquence variable le cas
échéant) du côté secondaire du TC
> Détermination des paramètres du circuit équivalent du TC
> Identification de tous les paramètres de performance pertinents du TC à
travers différents tests (résistance d’enroulement, courant de
magnétisation, rapport et précision de phase)
> Affichage de tous les paramètres pertinents du TC et de sa précision à
différents courants et charges
> Évaluation du TC conformément à la norme sélectionnée
> Détermine les paramètres de plaque signalétique inconnus du TC
> Démagnétise le TC après le test
> Simulation : recalcul des résultats de différents courants primaires et
charges sans avoir à effectuer à nouveau les mesures
121. © OMICRON Page 21
Mesure de la résistance d'enroulement
> Procédure
> Injection de courant CC au côté secondaire
> En raison de l’inductance du courant du circuit magnétique, absence de stabilité immédiate
> Saturation du circuit magnétique calcul de la résistance d’enroulement 𝑅𝑅𝐶𝐶𝐶𝐶
(valeurs stables)
𝑅𝑅𝐶𝐶𝐶𝐶 =
𝑉𝑉𝐷𝐷𝐷𝐷
𝐼𝐼𝐷𝐷𝐷𝐷
𝑅𝑅𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟. = 𝑅𝑅𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚. �
235 + 𝑇𝑇𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟.
235 + 𝑇𝑇𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚.
122. © OMICRON Page 22
Mesure de la courbe de magnétisation
0,001
0,01
0,1
1
10
0,0001 0,001 0,01 0,1 1 10
Applied
Voltage
RMS current
IEC 61869-2 Excitation graph
> Procédure
> Injection de tension au côté secondaire
> Mesure de la tension, du courant et de la
phase pour déterminer la courbe de
magnétisation
> Utilisation du test de magnétisation à la
fréquence nominale (50/60 Hz)
> Si le TC n’est pas saturé par la fréquence
nominale (50/60 Hz), réduction de la
fréquence de test en tenant compte des
pertes de Foucault
123. © OMICRON Page 23
Mesure de la courbe de magnétisation
> Tension variable et fréquence variable
Densité
de
flux
B
en
T
HC
BR
Excitation magnétique H en A/m
𝑉𝑉𝐶𝐶 = 4,44 ∗ 𝑛𝑛 ∗ �
𝐵𝐵 ∗ 𝑓𝑓 ∗ 𝐴𝐴𝐹𝐹𝐹𝐹
�
𝐵𝐵 =
𝑉𝑉𝐶𝐶
4,44 ∗ 𝑛𝑛 ∗ 𝑓𝑓 ∗ 𝐴𝐴𝐹𝐹𝐹𝐹
�
𝐵𝐵 𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑖𝑖𝑖𝑖 𝑉𝑉
𝑐𝑐 ↑ 𝑜𝑜𝑜𝑜 𝑓𝑓 ↓
124. © OMICRON Page 24
Mesure du rapport
> Procédure
> Mesure du rapport de transformation Nturns basée sur un circuit équivalent
> Tension alternative appliquée aux bornes secondaires et mesure de Iexc
> Chute de tension VRCT connue soustraite de la tension aux bornes 𝑉𝑉𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡 pour
connaître la tension du circuit magnétique 𝑉𝑉𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐
> Mesure de la tension primaire Vprim
> Calcul du rapport de transformation Nturns
avec la formule :
𝑁𝑁𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡 =
𝑉𝑉𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡−𝐼𝐼𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒 × 𝑅𝑅𝐶𝐶𝐶𝐶
𝑉𝑉𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝
=
𝑉𝑉𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶
𝑉𝑉𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝
125. © OMICRON Page 25
Calcul de l’erreur d’amplitude et de phase
> Procédure
> Calcul
> Les paramètres de 𝑅𝑅𝐶𝐶𝐶𝐶, de la courbe
de magnétisation et du rapport sont requis
𝑉𝑉
𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 = 𝐼𝐼𝑠𝑠 × (𝑅𝑅𝐶𝐶𝐶𝐶 + 𝑅𝑅𝐵𝐵)2+ 𝑋𝑋𝐵𝐵²)
0,001
0,01
0,1
1
10
0,0001 0,001 0,01 0,1 1 10
Rect
Voltage
RMS current
IEC 61869-2 Excitation Graph
Vcore
Iexc
𝐼𝐼𝑝𝑝´ = 𝐼𝐼𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒 + 𝐼𝐼𝑠𝑠 𝐼𝐼𝑝𝑝 = 𝐼𝐼𝑝𝑝´ ×
𝑁𝑁𝑠𝑠
𝑁𝑁𝑝𝑝
126. Une révolution dans la manière de tester les TC
> Test mobile et précis de transformateur de
courant
> Applications de protection et de mesure
> Test de tous les types de transformateurs de
courant (TC) à un ou plusieurs rapports
> Test dans des réseaux électriques, des usines
de production et des laboratoires de
test/développement
> Périmètre de mesures étendue :
> Précision du rapport et du déphasage
> Polarité du TC et du câblage
> Résistance d’enroulement (prim. et sec.)
> Magnétisation et saturation
> Facteur limite de précision (ALF)
> Facteur de sécurité (FS)
> Impédance de la charge
> Magnétisme résiduel
Page 26
© OMICRON
127. Quelques Types de TC : Testés avec CT Analyzer
Page 27
© OMICRON
Transformateurs
de mesure AIS
Transformateurs de mesure
immergés Transfos
Transformateurs de mesure
HTA
Transformateurs de mesure
Torre
128. Mesures des TT avec CT Analyzer
> Périmètre de mesures
> Précision du rapport et du déphasage
> Polarité du TT et du câblage
> Résistance d’enroulement (prim. et sec.)
> Impédance de la charge
Page 28
© OMICRON
