Comment prévoir ce type de défaillance ? Comment en prévoir les conséquences ? Comment y remédier ? Retour d’expérience sur une défaillance grave d’un alternateur de turbine à gaz.

Cette centrale de production, mise en service en 2013, exploite 12 turbines fonctionnant au gaz naturel et couplées à des alternateurs de 20,77MVA. Construite pour absorber les pointes du réseau électrique, elle est actuellement en exploitation permanente compte tenu de la demande d’énergie croissante du pays.

Vue générale de la centrale	Vue générale de l’usine

Des maintenances régulières sont effectuées sur les composants critiques de la centrale, et plus particulièrement, sur les alternateurs. C’est lors de l’une de ces maintenances de niveau 3 d’un groupe de production, après 24000 heures de fonctionnement, que sont mises en évidence, pour la première fois, de nombreuses traces de décharges partielles.

Malheureusement, celles-ci seront confirmées très rapidement sur un autre groupe, en septembre 2018, par le déclenchement de la protection différentielle d’un alternateur une heure après sa remise en service faisant suite à une maintenance de premier niveau.

Le démontage et l’inspection visuelle de cet alternateur ont clairement fait apparaître des traces de décharges partielles similaires à celles constatées sur le premier alternateur, faisant craindre un phénomène identique pour tous les alternateurs de la centrale.

Traces de décharges partielles	Défaillance stator

Une mission d’experts a alors été mise en place pour inspecter, tester et diagnostiquer tous les alternateurs de la centrale, le but recherché étant d’identifier les causes de défaillance de cet alternateur et d’évaluer l’état et la durée de vie résiduelle des autres alternateurs.

Une inspection visuelle renforcée a été effectuée sur l’alternateur défectueux. Des échantillons ont aussi été prélevés pour une analyse laboratoire.

Défaillance stator	Prise d’échantillons

Un à un, les autres alternateurs de la centrale ont été arrêtés pour effectuer une inspection visuelle renforcée et procéder à des essais électriques de haut niveau : mesures hors service d’isolement, d’indice de polarisation, de facteur de puissance et de décharges partielles ; mesures EMI® en service.

Toutes ces mesures ont permis d’identifier la cause de défaillance du premier alternateur et d’évaluer l’état des autres alternateurs. Le programme de maintenance doit maintenant être actualisé pour tenir compte de ces expertises et intégrer la possibilité d’une défaillance grave dans les mois ou années à venir. Il doit intégrer un programme d’essai et d’inspection régulier, et la possibilité de vérifier de façon régulière le développement des décharges partielles sur chaque alternateur avec, notamment, l’installation de solutions de surveillance en service avec des coupleurs capacitifs.

Ces nouveaux moyens mis en place doivent permettre d’éviter une nouvelle défaillance catastrophique qui pourrait mettre en péril l’alimentation électrique de la région et les finances de l’exploitant de la centrale.

ADDITIONAL RESOURCES:

• Blog: Online Partial Discharge Testing on Rotating Machines
• Services: Rotating Machinery Services

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Maintenance is a key part of lifecycle asset management. Preserving equipment health maximizes the efficiency and cost-effectiveness of substation assets, including transformers, circuit breakers, protection equipment, CTs, PTs, CCVTs, batteries, transmission lines, and more. Effective maintenance also helps minimize lifecycle and insurance-related costs, accidents, and environmental compliance issues, reduce the risk of unplanned shutdowns and negative publicity, and ultimately extend the life of an asset.

The Evolution of Maintenance Practices

Utilities have long relied on three types of maintenance techniques: let assets run until they fail, maintain assets only when absolutely necessary, or implement a fixed maintenance schedule. But these approaches alone don’t provide the level of protection that is necessary to extend the lifecycle to today’s substations.

Today, the best maintenance approaches combine two or three of the following strategies:

1. Time-based maintenance (TBM): Involves testing at specific intervals.
2. Condition-based maintenance (CBM): The amount of maintenance performed, and the interval, is based on the condition of the asset.
3. Performance-based maintenance (PBM): Extends TBM test time intervals by analyzing records showing low failure rates of particular equipment families receiving TBM. This approach is also often referred to as reliability-centered maintenance (RCM).

Due to tremendous advances in both on-line and off-line diagnostics, CBM has really taken hold over the years. On-line dissolved gas analysis, sweep frequency response analysis, automated tracking of faults, and analyzing on-line winding temperature and monitoring of moisture within the insulation all provide the information needed to perform CBM and can result in significant savings compared to time-based maintenance strategies. The benefit of CBM is that when conducted properly, the approach enables utilities to identify and fix issues as soon as they fail, without having to deal with lengthy and costly downtime. Teams also don’t have to worry about the risk of damage or human error and can free up employees’ time for critical initiatives like asset replacement and problem solving.

Testing Practices for a Sound Substation Maintenance Strategy

The terms ‘testing’ and ‘maintenance’ are often mistakenly used interchangeably – but they aren’t synonymous. Testing is just one piece of maintenance. As a best practice, there are several tests that should be a part of every maintenance strategy, depending on the asset.

There are three main tests to consider for transformers, all of which play a key role in ensuring the health of assets. Dissolved Gas Analysis (DGA) is used to detect a wide range of problems in the early stages and then throughout deterioration until an outage is required. Oil Quality Screens evaluate the rate of deterioration of insulating oil to identify any equipment or operating problems. A Power Factor Test is used to measure the quality of insulation and its bushing based on capacitance and dissipation. Other common tests include Sweep Frequency Response Analysis (SFRA) and Winding Resistance and Turns Ratio Measurements.

For circuit breakers, asset managers can focus their diagnostics on critical performance indicators such as resistance, timing and motion, control system operation, and power factor. It’s also wise to look at the thermal stress of load current, environmental stressors, and condition of the insulation system.

The most common forms of testing for battery maintenance include impedance intercell resistance, voltage, specific gravity, current temperature, and discharge testing.

Relays should also be tested to ensure each element in a microprocessor relay are working correctly, which is done during the commissioning phase. Subsequent maintenance tests are typically limited to specific components such as inputs and outputs, the ability of relay to reach current and voltage inputs correctly, and more. Protection relays should also be tested using dynamic testing techniques, which include testing the entire protection scheme. Critical lines should have their protection testing completed using end-to-end testing techniques.

As demonstrated by the bathtub curve, effective and timely maintenance using various testing techniques extends the life of mission critical assets that are approaching their end-of-life phase.

The Future of Substation Maintenance

New tools for substation maintenance are making it easier to forecast the reliability of assets and make forward-looking decisions to protect the bottom line. With computerized management of maintenance records, maintaining and analyzing data is much easier because there’s no manual record keeping as most tasks, such as work order management are automated. Enterprise-wide standardization makes reporting to regulatory agencies more seamless.

With the right combination of technology and testing practices, utilities can get the most out of their assets and ensure overall reliability and performance while keeping costs as low as possible.

ADDITIONAL INFORMATION

• Doble Solutions & Services
  • Solutions Overview
  • Network & Substation Services
  • Condition Assessment Services
• Further Reading:
  • Reducing the Risk and Impact of Substation Fires
  • Three Serious Questions to Ask Now About Condition Monitoring

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Les systèmes de gestion des équipements, au niveau de l’entreprise, ne traitent pas correctement toutes les informations critiques propres aux relais et autres composants de contrôle et de protection. Les organisations risquent de lourdes pertes de capital et de recettes, des pénalités de non-conformité et des blessures graves (voire mortelles) si les informations propres aux systèmes de contrôle et de protection sont peu claires et mal interprétées en raison des limitations des systèmes de gestion des équipements d’entreprise avec des données inquiétantes.

Il est donc nécessaire d’utiliser une solution unique pour stocker, gérer et analyser les données de contrôle et de protection, mais les organisations fonctionnent avec des solutions logicielles commercialisées et d’autres, développées en interne. Associer l’ingénierie de protection et les données de test aux systèmes de gestion des équipements d’entreprise est une tâche ardue. En effet, les diverses applications et outils, utilisés par le personnel de contrôle et de protection, génèrent des données dans plusieurs formats qui n’ont jamais été destinés initialement à une gestion à l’échelle du réseau.

Au fil du temps, les systèmes de systèmes de contrôle et de protection ont un impact sur l’efficacité des travailleurs, car ils introduisent des étapes et des exigences supplémentaires à chaque nouvelle technologie ou initiative adoptée. Lorsque des membres importants du personnel quittent l’entreprise, il arrive que les managers soient confrontés à des situations délicates où les salariés utilisent des solutions de contournement pour gérer les tâches fastidieuses et compenser les lacunes.

Les techniciens de contrôle et de protection n’ont jamais eu autant de responsabilités. En plus de développer les compétences et les connaissances requises pour assurer le bon déroulement de leurs tâches, ils sont impactés par de nombreuses priorités de conformité. Les opérations entre les bureaux et le site, impliquant les équipes d’ingénieurs et de test, doivent être cybersécurisées, tandis que les détails propres à leurs tâches doivent être suivis et consignés.

Les experts en contrôle et protection, assignés à des tâches de conformité, augmentent les dépenses liées au développement, à la mise en service et à la maintenance du système de protection. L’équipe d’assistance de contrôle et de protection peut intervenir pour alléger la charge administrative, mais elle se retrouve alors surchargée de points de données de suivi générés par des processus de workflows et de création de rapports complexes. Des processus, qui plus est, généralement manuels. Les équipes informatiques finissent par adopter les logiciels de contrôle et de protection, nouveaux comme anciens, tout en conseillant les administrateurs de service sur des sujets délicats, la mise en conformité par exemple, indépendamment de la technologie et de la dynamique des effectifs.

Des situations similaires existent dans d’autres secteurs et organisations industriels, mais les données du système de protection sont critiques pour les équipements les plus coûteux et les plus en vue de l’entreprise. Les informations, en temps opportun, sur l’état des relais et des autres composants du système de protection, sont précieuses pour les gestionnaires de réseau, les planificateurs de tâches et pour la sécurité du personnel qui répare les équipements du réseau et réalisent l’entretien des transformateurs, des disjoncteurs et de bien d’autres appareils.

Doble PowerBase fournit une plateforme de gestion idéale pour traiter les tâches liées aux systèmes de protection et aux données de ces derniers. Cette solution permet de consolider les données des ingénieurs, techniciens et administrateurs, puis d’échanger celles-ci avec des systèmes externes. Toutes les parties prenantes, y compris celles issues de la gestion des équipements, de la conformité et de l’informatique, peuvent tirer de leur système de protection des informations plus importantes, et disposent de puissants outils de création de rapports.

Informations complémentaires :

• Informations sur le produit – Doble PowerBase
• LECTURES COMPLÉMENTAIRES : La théorie rencontre la pratique : Programme de protection des relais de transformateur du séminaire « Life of a Transformer »
• En savoir plus : Opportunités d’apprentissage et de formation en matière de protection

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D’année en année, aux quatre coins du globe, les miniréseaux gagnent du terrain. Aux États-Unis, l’ouragan Sandy a été l’un des principaux moteurs ayant fait progresser le concept. Cet ouragan, qui a frappé le nord-est des États-Unis en 2012, a causé des ravages dans les réseaux de transport et de distribution. Ces réseaux plus petits et autonomes comportaient de nombreux avantages, et c’est sans surprise que l’engouement autour d’eux a augmenté.

Cependant, le concept de miniréseau n’a rien de bien nouveau. Retour dans le passé : c’est dans les années 1800 que le concept de miniréseau voit le jour. En 1882, Thomas Edison construit la première centrale électrique à courant continu (CC). Cette centrale, appelée Pearl Street Station, fait alors partie d’un petit réseau desservant 82 clients sur une zone restreinte à quelques coins de rue. Elle sert à ce moment-là de centrale à production combinée de chaleur et d’électricité, les batteries servant à stocker l’énergie avant qu’elle ne soit fournie aux clients. Cette distribution prenait la forme d’un système autonome sans réseau externe. Au fil des années, le courant alternatif (CA) a dépassé et pris de l’avance sur le courant continu (CC), transformant lentement le réseau électrique pour lui donner la forme que nous connaissons aujourd’hui. Le secteur de l’énergie s’est ensuite développé, a évolué, avec la croissance des fournisseurs d’électricité qui produisaient, transmettaient et distribuaient de l’électricité. Cela se traduisit par un immense maillage de réseaux interconnectés couvrant l’ensemble des États-Unis. Une évolution similaire a eu lieu en Europe, puis en Asie et dans d’autres parties du monde.

La prochaine grande étape, dans le secteur de l’énergie électrique aux États-Unis, a eu lieu en 1978. Cette année-là, une loi intitulée « Public Utility Regulatory Policies Act » (PURPA) a été adoptée, suite à la crise de l’énergie des années 70. L’objectif de la PURPA était d’encourager la cogénération et l’utilisation de sources renouvelables susceptibles de favoriser la concurrence et la conservation. Cela a conduit plusieurs installations industrielles à mettre en place des dispositifs de génération par turbines à vapeur et/ou à gaz. Les générateurs locaux fournissaient à la fois de l’électricité et de la vapeur utilisables par l’usine. Ils fonctionnaient en parallèle avec le réseau. L’usine était en mesure de vendre l’électricité en surplus à l’entreprise de services publics hôte. En cas de perte du réseau électrique, les générateurs prenaient le relais et alimentaient la centrale locale. Certaines usines alimentaient la zone en électricité, et ce n’est qu’en cas de perte du générateur local que l’entreprise de services publics hôte commençait à fournir de l’électricité à l’usine de manière transparente. En cas de sous-tension sur le réseau, le générateur local injectait une puissance réactive pour stabiliser la tension.

Plus tard, plusieurs producteurs d’électricité indépendants ont commencé à construire des centrales électriques pour vendre de l’électricité aux fournisseurs d’électricité. La PURPA comportait une clause qui obligeait l’entreprise de services publics hôte à acheter de l’électricité à ces entités à des prix raisonnables. Dans plusieurs cas, ces entreprises proposaient des tarifs attractifs si les propriétaires d’usine acceptaient de soutenir la stabilisation du réseau en fournissant des MW et des MVAR.

Différences et similitudes entre les anciens concepts de cogénération et les nouveaux miniréseaux

La production locale d’électricité, associée à la distribution, formaient en réalité un miniréseau. Le générateur alimentait la zone en électricité et l’usine pouvait basculer sur celle du réseau. On constate que ce mode de fonctionnement est proche de ce que nous voyons aujourd’hui avec les miniréseaux.
La production en interne est également utilisée dans les zones d’activités, les établissements pénitentiaires, les grands centres de télécommunications, et il en va de même pour les miniréseaux d’aujourd’hui.

Ces derniers consistent en un mélange de productions décentralisées d’énergie, avec des éoliennes, des panneaux solaires, des piles à combustible et de la biomasse. Toutes ces sources, associées à des batteries de stockage adéquates, permettent de disposer d’une alimentation 24 h/24. Les miniréseaux ont deux avantages : la baisse du coût des batteries lithium-ion et l’accessibilité croissante des énergies renouvelables.

Cependant, on décèle tout de même des différences entre les miniréseaux d’aujourd’hui et les installations de cogénération d’hier :

1. La production dans les installations industrielles, les installations commerciales, les zones d’activités et les prisons, implique l’utilisation d’un ou plusieurs générateurs situés à un seul et même endroit. Ce n’est pas le cas des miniréseaux, où la production est dispersée sur plusieurs sites.
2. Les générateurs conventionnels ne créent pas d’harmoniques, à l’inverse des miniréseaux qui eux en produisent. Pour résoudre le problème qu’ils posent, il est nécessaire de mettre en œuvre un filtrage approprié.
3. Le courant de court-circuit, fourni par les générateurs dans les installations de cogénération, suffit pour permettre un relais efficace à la fois sur les barres omnibus moyenne et basse tension. Les sources renouvelables ne fournissent pas de courants de court-circuit adéquats.
4. Les miniréseaux ne possèdent pas une inertie suffisante pour assurer la stabilité du système.
5. La majorité de leur production se résume à des sources renouvelables, mais on distingue également des sources conventionnelles.
6. Les miniréseaux avec des sources renouvelables sont respectueux de l’environnement et fournissent une énergie propre.
7. Dans le cas des miniréseaux, les besoins en énergie ne concernent pas nécessairement une usine ou une installation. Ils peuvent regrouper des maisons, des écoles et un hôpital répartis sur une zone spécifique, par exemple.

C’est pourquoi on peut dire que les miniréseaux d’aujourd’hui, à quelques exceptions près, comportent de nombreuses similitudes. Les progrès réalisés dans le domaine de l’automatisation, de la communication et de la numérisation rendent le miniréseau assez différent des anciennes installations de cogénération.

Nouveaux miniréseaux : problèmes et solutions envisageables

Il ne fait aucun doute que les miniréseaux offrent de nombreux avantages. Cependant, les miniréseaux présentent certains problèmes, des défis que l’industrie tente de relever.

Les problèmes et les solutions possibles sont les suivants :

• Lorsque le miniréseau fonctionne de manière isolée, sans générateur synchrone, le démarrage des moteurs imposants peut se révéler difficile.
• La coordination entre les dispositifs de protection, basés sur de simples relais de surintensité, est difficile en raison de l’amplitude et de la durée insuffisantes du courant de court-circuit. Cela se vérifie également avec la coordination entre 480 et 277 V.
• Des relais différentiels à plusieurs endroits (pour les transformateurs et les lignes) seront nécessaires pour fournir un système coordonné avec le niveau de sélectivité souhaité.
• Les systèmes de protection devront comporter des relais adaptatifs associés à une liaison de communication entre divers dispositifs de protection.
• L’installation de dispositifs de protection conformes à la norme CEI 61850 sera utile. Autrement dit, il faudra mettre en place une protection basée sur la satisfaisante messagerie GOOSE.
• Les appareils 480 V avec disjoncteurs à boîtier moulé et disjoncteurs comportant des déclencheurs à semi-conducteurs. Il n’y a pas de mentions formelles des dispositifs 480 V dans la CEI 61850. Cependant, les fabricants ont imaginé des façons d’incorporer ces dispositifs dans des schémas de la CEI 61850.
• L’engouement autour des miniréseaux est notamment dû au fait que, pendant les tempêtes, lorsque le réseau principal est déconnecté, les miniréseaux peuvent continuer à fournir de l’électricité aux entités concernées. Cependant, cela n’est pas le cas si la zone de couverture du miniréseau inclut des lignes de distribution aériennes. La distribution souterraine contribuera à atténuer ce problème.
• De nombreuses recherches sont menées pour améliorer les convertisseurs avec une production d’énergie renouvelable. Les problèmes de l’inertie, ainsi que de l’amplitude et de la durée insuffisantes du courant de court-circuit, sont en cours de résolution.

En savoir plus :

• Blog – Production d’énergie éolienne : Le voyage vers un avenir plus vert
• Services – Maximisez le rendement de vos équipements et minimisez les pannes
• Formation – Fondamentaux des énergies renouvelables

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« C’était un véritable honneur pour moi d’avoir été envisagé pour ce rôle, et le fait d’être choisi parmi tant d’autres est tout simplement merveilleux », admet Simon Sutton.

« Notre industrie connaît une période de grands changements, et nous avons plus que jamais besoin de nouvelles solutions pour relever les défis à venir : les matériaux seront la clé de voûte de bon nombre de ces futures innovations. J’ai hâte de travailler avec tous les représentants du monde entier qui composent, non seulement le comité d’étude, mais aussi et surtout la communauté CIGRE au sens large », précise-t-il.

À propos de CIGRE

Créé en 1921 à Paris, le CIGRE est une communauté mondiale apolitique, à but non lucratif, engagée dans le développement collaboratif et le partage de l’expertise des réseaux électriques.

Il est organisé en 16 domaines techniques, chacun étant dirigé par un comité d’étude spécifique. Les domaines sont classés en quatre groupes clés du réseau électrique international : équipements, technologies, systèmes et groupes transversaux (nouveaux matériaux et informatique).

Les 16 comités d’étude comptent environ 250 groupes de travail constamment actifs. Ces groupes produisent à leur tour des publications techniques complètes, des « brochures techniques », qui couvrent tout le spectre du réseau électrique et servent souvent de base pour les nouvelles normes et de guides de meilleures pratiques pour les services d’électricité.

Tous les deux ans, les membres du CIGRE se rassemblent à Paris pour une conférence mondiale de cinq jours, intitulée « la Session de Paris », lors de laquelle des centaines de documents techniques font l’objet de débats.

Le comité d’étude D1

Le comité « Matériaux et techniques de test émergentes », également connu sous le nom de « comité d’étude D1 », englobe les matériaux nouveaux et existants utilisés en électrotechnique, les techniques de diagnostic et les règles de connaissances connexes, ainsi que les techniques de test émergentes qui sont susceptibles d’avoir un impact sur les réseaux électriques.

En tant que comité principal, D1 collabore étroitement avec les autres comités et les soutient dans tous les domaines du CIGRE, notamment à propos des câbles, des disjoncteurs et des transformateurs. La production de ses 20 groupes de travail est considérable, et elle participe au développement continu des normes internationales. Ces dernières années, les nouveaux liquides diélectriques (esters naturels et synthétiques), l’altération de l’isolation avec CCHT et l’émergence de gaz alternatifs au SF6 ont été les principaux domaines d’intérêt. Parmi les autres sujets évoqués, on peut citer la corrosion, les mesures de décharges partielles, les systèmes de surveillance DGA et la supraconductivité.

Vingt-cinq ans de fidèle service

Simon est actif au sein du CIGRE depuis 25 ans. En 2020, il a reçu le « Distinguished Member Award » pour le récompenser de sa collaboration et de ses services de longue date.

Au cours des sept dernières années, il s’est beaucoup investi dans le comité d’étude D1, occupant également le poste de responsable du groupe consultatif D1 sur les solides (D1-03), qui détermine les termes de référence des nouveaux groupes de travail.

Il a également été rapporteur spécial pour la Session de Paris, la principale conférence du CIGRE qui se tient tous les deux ans. Les rapporteurs spéciaux jouent un rôle extrêmement important dans la réussite des conférences : ils examinent les documents soumis aux préalables, préparent un rapport et listent les questions qui seront posées lors de la séance.

Les avantages de la participation

Il va sans dire que Simon Sutton est un grand défenseur du CIGRE. Il recommande que d’autres experts en réseau électrique deviennent actifs au sein de l’organisation.

« Rejoindre un groupe de travail est formidable pour votre développement professionnel, car vous travaillerez avec plus de 30 homologues qui ont manifestement un intérêt pour le même sujet. C’est l’opportunité rêvée de développer un vaste réseau de professionnels, et vous participerez à l’établissement des normes internationales de demain. »

Il ajoute : « Le CIGRE est sans conteste une organisation mondiale, on y rencontre des personnes du monde entier. C’est important pour obtenir une vision globale des événements, à l’intérieur et à l’extérieur des frontières. »

« Je pense que nous devrions tous nous impliquer dans le CIGRE. Si ce secteur est pour vous une véritable passion, c’est peut-être l’occasion de voir plus loin, de s’inscrire dans une autre démarche ».

Informations complémentaires

• Site Internet de CIGRE
• Matériaux et techniques de test émergentes (D1)

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Les compagnies d’électricité jouent un rôle de premier plan dans la préservation de l’infrastructure du pays. Alors que les organisations redoublent d’efforts sur le plan de la conformité et de technologie, il est indispensable de prendre en compte plusieurs éléments dans un paysage de cybersécurité en évolution rapide.

Assurez, en toute conformité, la sécurité de vos équipements

Rester conforme aux normes NERC-CIP est primordial : il s’agit de la première étape pour renforcer les défenses en matière de cybersécurité. Ces mandats ont d’ailleurs été mis en avant pour définir un strict minimum de sécurité. En effet, il est essentiel de rester informé sur l’efficacité des équipements informatiques transitoires (TCA) (NERC CIP TCA), la gestion et l’évaluation des vulnérabilités et des correctifs (NERC CIP-007/NERC CIP-010), la gestion des correctifs d’entreprise (NIST SP 800-40 Rév. 3) et les meilleures pratiques pour une cyberprotection fiable et durable.

En complément d’une technologie qui facilite le respect de ces normes par l’intermédiaire d’une surveillance continue, une gestion rapide des correctifs et de bien d’autres fonctionnalités, il est important que les outils que vous utilisez n’entrent pas en contradiction avec lesdites normes.

Assurez-vous que tous les logiciels que vous utilisez pour gérer vos équipements (et leur sécurité) soient au minimum conformes à la norme NERC CIP-007-6 R2.2 pour bénéficier de la compatibilité et des évaluations de correctifs en temps opportun. Aussi, vérifiez que le logiciel en question a passé un test d’authenticité et d’intégrité conformément à la norme NERC CIP 010-3 R1.6 pour être certain qu’il provient d’une source légitime et qu’il n’a pas été modifié.

Investir dans la sécurité des équipements informatiques transitoires et la gestion des correctifs

Les équipements de terrain distants peuvent présenter des risques de sécurité majeurs. Les équipements informatiques transitoires (TCA) tels que les tablettes, les ordinateurs portables de test d’équipements et les relais de protection sont souvent déconnectés du réseau principal et donc un vecteur idéal pour la propagation des logiciels malveillants. Étant donné que les TCA communiquent régulièrement avec les équipements critiques, ils constituent une menace majeure s’ils ne sont pas correctement sécurisés.

En cybersécurité, la vitesse est un facteur essentiel. Cependant, sécuriser les équipements ne doit pas être synonyme de ralentir la productivité. Recherchez des systèmes que vous pouvez personnaliser pour sécuriser les processus de travail qui sont les plus vulnérables, et rationaliser les procédures entre le site et les bureaux. La clé du succès réside dans l’utilisation d’un logiciel de gestion des correctifs qui affiche les mises à jour de correctifs disponibles pour les TCA, permet de les sélectionner rapidement, puis les télécharge automatiquement afin qu’ils soient installés lors des mises à jour distantes. Les systèmes de gestion des correctifs doivent également surveiller, envoyer des alertes et signaler les risques de sécurité, pour maintenir un état de vigilance constant.

Restez vigilant et proactif

Les cybermenaces évoluent rapidement et sont imprévisibles. Les services d’électricité doivent être équipés d’outils et dotés de processus adaptés. Alors que l’utilisation de technologies de pointe pour identifier et gérer les menaces est actuellement fortement encouragée par le gouvernement de Biden, cette consigne pourrait bientôt devenir une exigence.

À propos des auteurs

Bryan Gwyn est le directeur principal des solutions chez Doble Engineering. Il possède plus de 10 ans d’expérience de direction dans le secteur du transport et de la distribution d’électricité, ainsi que de nombreuses années de travail dans l’industrie des services d’électricité.

Sagar Singam est ingénieur en cybersécurité de catégorie III chez Doble. Il est passionné par le codage sécurisé, la cybersécurité et les produits. Il est diplômé de l’Institut de technologie A.G. Patil et a obtenu sa maîtrise en assurance de l’information et cybersécurité à l’Université Regis, dans le Colorado.

Dan Coombes est le responsable du support DUCe chez Doble. Il a plus de 13 ans d’expérience en ingénierie des systèmes et est titulaire d’une licence du Daniel Webster College en technologie de l’information.

En savoir plus :

• Blogs :
  • Rappel concernant la cybersécurité : Les services d’électricité et les opérations qu’ils peuvent mener
  • 100 ans de Doble : Sécuriser le réseau électrique au moment le plus crucial
• Produits :
  • Sécurité et conformité
  • Programme des actifs cybernétiques transitoires
  • PatchAssure

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L’importance des tests de relais ne peut pas être surestimée, étant donné la gravité des conséquences que peuvent avoir les défaillances de système de protection dans l’environnement de distribution d’énergie actuel. Le rôle joué par les relais dans la protection des transformateurs de puissance, des générateurs, des moteurs et d’autres composants électriques critiques, est toujours le même. En revanche, les fonctions de protection ne représentent désormais qu’une partie de ce qui doit être vérifié lors des tests. Les relais modernes peuvent avoir des milliers de points de consigne et peuvent être configurés pour des applications de plus en plus sophistiquées. Le personnel doit faire en sorte que les systèmes et les pratiques de test soient adaptés aux systèmes de protection analogiques, numériques et hybrides (analogiques+numériques) de leurs entreprises, particulièrement à notre époque à laquelle la surveillance n’a jamais été aussi grande.

Les dépenses et les complexités associées à la modernisation des systèmes de protection, et à l’ajout de dispositifs de relais avancés, sont exacerbées par les limitations des équipements de test. Homologuer des fonctions des relais nécessite de multiples simulations analogiques et numériques complexes. Les systèmes de test doivent être conformes, non seulement aux normes, mais aussi aux protocoles de communication et de synchronisation utilisés dans les réseaux de postes électriques. Deux possibilités s’offrent aux entreprises lorsqu’elles sont limitées par le matériel de test : renoncer à utiliser les fonctions supplémentaires des relais modernes, soit aller de l’avant en exploitant les nouvelles capacités des relais avec un matériel de test différent, à des fins spécifiques et uniques.

Posséder différents instruments de test pour différentes applications de protection entraîne bien souvent des incohérences susceptibles de nuire à l’efficacité du programme de test et de maintenance. Les entreprises peuvent être confrontées à un faux choix, entre normalisation et flexibilité : c’est alors le statu quo, avec des objectifs de gestion d’équipements inatteignables lorsqu’il faut composer avec plusieurs équipements et logiciels.

Simulateurs de réseau Doble série F8000 – Donnez aux entreprises les moyens d’évoluer avec des technologies de protection en constante évolution, sans perturber les opérations existantes en contrepartie. Grâce à leurs découvertes modulaires de caractéristiques, les instruments Doble série F8000 sont idéales dans de nombreuses configurations. Les entreprises peuvent choisir les instruments F8 avec les configurations appropriées pour satisfaire pour leurs exigences de test uniques. En tant que plateforme, la gamme d’instruments F8000 à 4/7 modules offre une expérience utilisateur cohérente dans toutes les configurations proposées.

Le composant clé de chaque simulateur de réseau de la série F8000 est le module de commande intégré qui offre une multitude de possibilités pour les tests d’injection secondaire à travers les nombreuses configurations d’instruments de modules d’E/S logiques, de courant et de tension sur la plateforme F8000. Par sa conception, le module de commande permet de réaliser des tests analogiques, numériques et hybrides (analogiques-numériques) complets lorsqu’il est utilisé en conjonction de Doble Protection Suite et le logiciel Doble RTS.

Compatible avec les réseaux de postes électriques

Pour une efficacité optimale, les relais doivent être synchronisés avec les autres appareils des réseaux de postes électriques. Pour tester les relais dans les simulations de systèmes, il est obligatoire d’avoir un équipement de test compatible avec les normes de synchronisation utilisées dans les communications des réseaux de poste électrique, pour que les signaux entre appareils soient immédiatement envoyés et reçus.
Le module de commande a été conçu avec des composants électroniques avancés qui fournissent la connectivité et les performances nécessaires pour tester les systèmes de relais avec des simulateurs de réseau F8000.

Le port GPS fonctionne avec des antennes de réception satellite (comme le Doble F8895) pour synchroniser les instruments F8000 aux références temporelles du réseau du poste électrique. Un autre port permet de synchroniser les opérations du F8000 avec l’envoi et la réception des signaux de communication par l'intermédiaire du protocole IRIG-B, couramment utilisé dans les systèmes de contrôle des postes électriques. La synchronisation de type Pulse par seconde (PPS) est prise en charge par défaut. Le micrologiciel F8053, quant à lui, rend compatible la résolution temporelle PTP (Precision Time Protocol) de 100 nanosecondes qui est utilisée par les horloges du principal du réseau. Les deux ports SFP (en cuivre ou fibre) et les trois ports RJ-45 permettent une connectivité Ethernet pour une interface directe avec les relais conventionnels à microprocesseur, les dispositifs électroniques intelligents (IED) numériques, les commutateurs de réseau et bien d’autres dispositifs informatisés de protection et de contrôle dans les réseaux de postes électriques.

Prend en charge les tests numériques

Se conformer à la norme CEI 61850 n’est pas toujours évident. On constate cependant que cette mise en conformité est beaucoup moins compliquée pour les nouveaux postes électriques que pour ceux déjà en service où une mise à niveau est nécessaire. Les entreprises industrielles et compagnies d’électricité peuvent rencontrer des difficultés lorsqu’elles sont confrontées aux nouvelles exigences de test présentées par les systèmes de protection numérique si leur programme de test existant est conçu pour des tests de relais plus conventionnels.

Le module de commande permet aux entreprises de posséder un seul et unique instrument flexible pour les tests numériques avec des simulations virtuelles sur les IED (Protection Suite) ou les tests analogiques avec des simulations sur des relais conventionnels (Protection Suite ou RTS). La prise en charge flexible des simulations virtuelles et conventionnelles dans la même séquence de test (hybride) est un atout indéniable.

Les puissantes opérations virtuelles de test et d’analyse de Protection Suite fonctionnent par le module de commande qui peut isoler le contrôle, les valeurs échantillonnées (par le module F8870), GOOSE (par le module F8860) et les réseaux PTP, et séparer ou superposer des signaux discrets en fonction des paramètres configurés dans le logiciel.

Les découvertes de caractéristiques des instruments de test F8000, par l’intermédiaire du module de commande, offrent aux entreprises le meilleur des deux mondes. Elles peuvent assurer le maintien des relais existants tout en implémentant les dernières technologies de protection numérique à partir d’un testeur et de toutes ses fonctionnalités et capacités, nécessaires dans les deux cas.

Une normalisation peu contraignante

Les simulateurs de réseau de la série F8000 permettent de s’affranchir du besoin d’installer des dispositifs de test supplémentaires pour prendre en charge différents types de tests de relais grâce aux composants compatibles avec le réseau, intégrés au module de commande. Les entreprises industrielles et compagnies d’électricité peuvent équiper leur personnel réalisant des tests de relais avec des instruments F8000, quelle que soit la configuration, et conserver une expérience utilisateur cohérente entre les équipes susceptibles de se spécialiser dans différentes sortes de tests de protection.

L’approche modulaire adoptée par Doble avec la gamme d’instruments série F8000 offre une grande souplesse initiale, avec des configurations adaptées à différents objectifs, dans des situations de test quotidiennes, impliquant ou non des simulations analogiques et/ou numériques. Pour le personnel responsable des tests de relais, disposer d’un seul équipement de test avec des volts-ampères, la connectivité demandée et des installations de test virtuel, est dans la plupart des cas un énorme avantage.

Les tests de protection modernes ne doivent pas être limités par les limites des équipements de test. Découvrez les atouts des simulateurs de réseau de la série F8000 pour votre programme de tests de protection.

Informations complémentaires :

• Vidéo : Doble F8000 – Module de commande
• Actualités : Doble Engineering Company lance les simulateurs de réseaux électriques F8000
• Lectures complémentaires :
  • Découvrez la toute nouvelle plateforme de tests de protection : Êtes-vous prêt à aller plus loin ?
  • La pertinence des tests de protection : évoluer dans l’ère numérique… et au-delà

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Le logiciel INSIDEVIEW® de Doble résout les problèmes d’analyses et de diagnostic en laboratoire, en présence de liquides isolants, offrant simplicité, efficacité et expertise inégalées. Doble propose également des services premium d’implémentation et d’assistance afin qu’INSIDEVIEW soit configuré pour s’aligner sur les processus commerciaux uniques d’une entreprise.

1. Comporte une interface utilisateur intuitive et un déploiement simplifié et configurable en entreprise

INSIDEVIEW centralise la gestion des huiles du parc pour un accès facile, simplifiant également les workflows entre les laboratoires, les experts, le personnel de terrain et les gestionnaires d’équipements grâce à son interface utilisateur moderne et intuitive. Les équipes peuvent évaluer plus de 130 tests de laboratoire et accéder à des analyses avancées basées sur les dernières normes IEEE, ASTM et CEI, en plus des limites recommandées par Doble et des critères définis par le client.

Les tableaux de bord personnalisables apportent une vue d’ensemble complète de l’intégrité du parc et de chaque équipement en particulier. En parallèle, les alertes sur la disponibilité de nouvelles données de test ou d’échantillons de laboratoire, les équipements qui changent l’état ou encore ceux qui sont surveillés et n’ont pas reçu de données récentes, permettent aux équipes de rester à jour et de se concentrer sur les tâches les plus importantes.

INSIDEVIEW propose des rôles définis par l’utilisateur, basés sur les responsabilités inhérentes aux tâches organisationnelles pour une accessibilité optimale et un workflow rationalisé. Il est non seulement possible d’intégrer des données de test de laboratoire hors ligne, des données de surveillance DGA en ligne et des données d’analyseur DGA portable, mais aussi de regrouper les équipements dans des catégories filtrées par emplacement ou poste électrique pour simplifier le processus de gestion. Des fonctionnalités avancées, telles que la possibilité de calculer librement des indicateurs de performance d’équipement, et l’intégration d’un module de gestion de rééchantillonnage déterminant la préparation du prochain échantillon, permettent une gestion plus stratégique et efficace des équipements.

2. S’intègre parfaitement aux systèmes existants

La configurabilité d’INSIDEVIEW, pour intégrer des données provenant de différentes sources et s’adapter aux pratiques d’entreprise existantes, permet aux équipes d’atteindre leurs propres objectifs commerciaux. À l’aide de modèles fournis par Doble, INSIDEVIEW peut convertir des données aux formats CSV/Excel et comporte une option d’environnement de test/QA INSIDEVIEW en complément de l’environnement de production en temps réel pour une polyvalence accrue.

Doble propose des options d’intégration de données depuis les systèmes de gestion de l’information du laboratoire (LIMS) des clients à INSIDEVIEW, et d’INSIDEVIEW vers des solutions de GMAO telles que Maximo®, Cascade, etc. En intégrant les sources de données et avec divers systèmes internes tiers, la technologie d’INSIDEVIEW garantit un bénéfice maximal et une performance optimale.

De plus, INSIDEVIEW fournit une intégration native avec les moniteurs d’état DGA Calisto® ainsi qu’une option d’intégration de moniteur DGA tiers par l’intermédiaire d’un historique des données.

3. Intégration native avec les laboratoires Doble

Pour les clients travaillant avec les laboratoires Doble, INSIDEVIEW télécharge automatiquement vos informations et numérise les processus manuels du moment. INSIDEVIEW fournit une analyse détaillée des gaz dissous, de la qualité de l’huile et de la dégradation du papier. ainsi que des triangles/pentagones de Duval, des ratios de Rogers, etc. Le produit intègre également les valeurs calculées d’huile et de papier NEI, ainsi que les taux d’émission de gaz qui permettent aux utilisateurs de déterminer la gravité des défauts.

4. Conforme aux dernières normes de cybersécurité

Alors que les cyberattaques deviennent de plus en plus sophistiquées et ciblent les infrastructures critiques, la protection de la technologie du réseau électrique n’a jamais été aussi importante. Garantir la conformité aux dernières mesures de protection est une étape essentielle et fondamentale pour atténuer et gérer avec efficacité les risques de cybersécurité.

INSIDEVIEW se présente sous la forme d’une solution sur site ou cloud, tirant parti d’un niveau de sécurité incroyable avec des centres de données Microsoft Azure Cloud dans le monde entier. Doble effectue également des tests de pénétration de routine pour réduire les vulnérabilités de cybersécurité.

5. Exploite l’expérience de Doble en matière de conception et de tests sur le terrain.

Avec INSIDEVIEW, les utilisateurs bénéficient d’une solution développée par des experts de laboratoire, des ingénieurs d’études et des spécialistes en performances, avec en soutien une entreprise et son siècle d’expérience dans le secteur. De plus, ils peuvent concevoir des diagnostics de transformateur spécifiques à la catégorie d’appartenance, sur la base des dernières recherches de conception et de tests sur site de Doble.

Les spécialistes de Doble en conception et performances peuvent être contactés pour obtenir des conseils sur les liquides d’isolation alternatifs, les gaz isolés, le soufre corrosif et la dégradation du papier/cellulose.

Des informations extrêmement détaillées pour prendre des décisions rapidement et efficacement

La gestion de l’intégrité des équipements ne devrait pas être compliquée. INSIDEVIEW permet aux utilisateurs de gagner du temps en évitant les complexités techniques et d’intégration de la gestion des équipements, tout en obtenant une vue détaillée et complète de leur parc. Grâce aux analyses avancées intégrées, les équipes des compagnies d’électricité peuvent prendre rapidement et en toute confiance des décisions éclairées pour gérer de manière proactive les risques associés aux équipements.

Auteurs :

Brian Snyder a obtenu sa maîtrise en gestion à l’université de Chapel Hill, en Caroline du Nord (États-Unis). Il est directeur des solutions pour services professionnels chez Doble Engineering Company, en plus de son rôle de responsable de la stratégie de service et de conseil, des services d’analyses en laboratoire, des programmes de surveillance d’état et des formations. Il possède une vaste expérience internationale lorsqu’il s’agit de collaborer avec des clients du secteur de la production, du transport et de la distribution d’électricité, afin de développer des stratégies de service spécifiques aux clients.

David Koehler est le directeur du développement commercial et des services professionnels pour Doble Engineering Company. Il a 23 ans d’expérience en tests de liquides isolants et la gestion de laboratoires d’analyses. Il a organisé de nombreuses présentations techniques et publié des articles sur l’industrie électrique. David est vice-président élu pour IEEE MGA (Member and Geographic Activites) et la société honorifique de l’IEEE : HKN. David a siégé au conseil d’administration de l’IEEE de 2019 à 2020 et y siégera à nouveau en 2022. Il est également membre du comité technique ASTM D-27 sur les liquides et gaz d’isolation électrique.

François Béliveau a obtenu sa licence en informatique à l’Université de Sherbrooke. Il est l’architecte logiciel d’INSIDEVIEW et de Doble Security Portal, chez Morgan Schaffer et Doble Engineering Company depuis 10 ans. Il possède une vaste expérience dans le développement de produits pour l’analyse des gaz dissous, les données de laboratoire, le NERC-CIP et la cybersécurité. L’intégration des solutions Doble est également une de ses spécialités.

Informations complémentaires :

• Produit : INSIDEVIEW®
• Blog :
  • Pour prendre des décisions fiables concernant l’intégrité des équipements, il faut d’abord des données en temps réel de qualité
  • Trois questions sérieuses sur la surveillance d’état
  • Vous voulez acheter un nouveau moniteur DGA ? Lisez les textes en petits caractères

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Bien qu’une simple inspection visuelle du réservoir du transformateur (pour repérer d’éventuels signes de corrosion ou de fuite) ou des analyses infrarouges (pour identifier les pompes en surchauffe) apportent des informations importantes sur l’état général, tous les problèmes ne seront pas visibles de l’extérieur. Heureusement, les défauts naissants se produisant dans le transformateur peuvent être identifiés et diagnostiqués en examinant les propriétés chimiques, physiques et électriques du liquide diélectrique qu’il contient. Cela se fait généralement dans un laboratoire externe : cependant, certains services d’électricité ou entités industrielles plus importants peuvent entreprendre des tests en interne.

Dans ces articles de blog en trois parties, nous allons :

1. Étudier l’importance d’envoyer des échantillons d’huile de haute qualité au laboratoire pour être testés.
2. Considérer les types de problèmes qui peuvent être identifiés par l’analyse des gaz dissous dans l’huile (DGA) et les étapes suivantes à mener.
3. Considérez les autres tests d’huile qui sont effectués et les informations importantes qui peuvent être obtenues.

Importance d’un échantillon de haute qualité

Un échantillon d’huile peut révéler un large éventail d’informations sur l’état de votre équipement, notamment des signes de surchauffe, de décharge partielle et de formations d’arc, de dégradation du papier, d’infiltration d’eau, d’oxydation ou de présence de contaminants chimiques et physiques. Par conséquent, les tests d’huile sont une méthode clé pour évaluer l’état d’un transformateur et identifier les défauts naissants avant qu’ils ne deviennent critiques. Une mesure simple est d’une grande utilité, mais l’évolution des tendances relatives aux données améliore la qualité des diagnostics en révélant la gravité de la situation et permettant aux gestionnaires d’équipements de prévoir les actions appropriées. Il peut alors être nécessaire de réaliser des tests électriques hors ligne pour déterminer la cause sous-jacente, installer des dispositifs de surveillance en ligne pour contrôler plus efficacement l’état de l’équipement, voire planifier une réparation ou un remplacement.

Pour être sûr d’obtenir de bons résultats d’évaluation, il est impératif de fournir un excellent échantillon d’huile au laboratoire. Des tests de laboratoire parfaitement exécutés sont dénués de sens s’ils sont basés sur un échantillon médiocre, peu représentatif. Un mauvais échantillon entraînera inévitablement de mauvais résultats, et à cela devra être ajouté un coût supplémentaire pour obtenir un nouvel échantillon et l’analyser. Un bon échantillon doit être vraiment représentatif du liquide circulant dans votre équipement électrique. Pour obtenir cette huile représentative, plusieurs litres d’huile doivent passer dans la conduite du dispositif d’échantillonnage et terminer dans un conteneur d’huile usée approprié avant de prélever l’échantillon proprement dit. Cette huile recueillie peut être utilisée pour rincer le conteneur d’échantillon et les bouchons, afin de s’assurer qu’ils sont exempts de contaminants physiques.

Lors du prélèvement d’un échantillon, il est préférable que le conteneur soit suffisamment grand pour collecter une quantité d’huile supérieure à ce qui est nécessaire, au cas où le laboratoire a besoin de refaire un test pour vérifier des résultats inhabituels. Généralement, environ 1 litre est collecté. Il existe de nombreux conteneurs appropriés pour prélever un échantillon d’huile, chacun ayant ses propres avantages et inconvénients. Généralement, les bouteilles en verre/aluminium ou les boîtes de conserve sont les options préférées. Le récipient doit être hermétique, empêchant toute entrée ou sortie de liquide et de gaz. Étant donné que l’huile se dégrade lorsqu’elle est exposée aux rayons du soleil (synthèse de l’hydrogène) les conteneurs, manchons et/ou emballages doivent être opaques pour protéger l’échantillon.

Les bouteilles en plastique doivent être évitées, car les molécules d’eau peuvent s’infiltrer à travers les parois du conteneur, augmentant ainsi la teneur en eau de l’échantillon. Des études ont révélé par ailleurs que des dizaines de ppm d’eau peuvent pénétrer dans l’échantillon pendant le transport et le stockage avant le test. À l’inverse, de petites molécules comme l’hydrogène peuvent s’échapper de l’huile et sortir du conteneur en plastique, diminuant ainsi la concentration finalement mesurée dans l’échantillon.

Enfin, il est important de bien emballer les échantillons pour éviter tout dommage lors du transport vers le laboratoire d’analyse d’huile. Assurez-vous que le fond des bouteilles est également protégé.

L’huile isolante est la pierre angulaire des transformateurs. Les tests d’huile périodiques, basés sur l’état et la criticité de l’équipement, permettent aux responsables d’équipements haute tension remplis d’huile de détecter les défauts naissants, de surveiller leur évolution et de planifier les actions appropriées avant que des problèmes mineurs ne deviennent des problèmes plus importants, voire des pannes.

Dans le prochain article de blog, nous examinerons les informations fournies par les tests d’analyse des gaz dissous dans l’huile.

Auteurs :

Simon Sutton a plus de 25 ans d’expérience dans l’industrie du transport et de la distribution d’électricité, principalement en matière de câbles. Il a travaillé dans la fourniture de matériaux de câbles, en tant que responsable de certification des câbles pour une compagnie de transport d’énergie électrique et dans le secteur de la recherche. Il s’intéresse également à la surveillance d’état, aux tests de diagnostic, à la criminalistique et à la gestion des équipements. Simon travaille désormais comme directeur des services pour Altanova, une société Doble, au Royaume-Uni. Il est notamment responsable de la stratégie commerciale, des relations externes et de la coordination des activités techniques dans le monde entier. Simon est titulaire d’un diplôme et d’un doctorat en physique obtenu à l’Université de Reading. Il est actif au sein d’organismes professionnels internationaux, représentant du Royaume-Uni au sein du comité d’étude Matériaux et techniques de test émergentes du CIGRE, organisateur du groupe consultatif stratégique sur les solides du CIGRE, et est membre du comité de rédaction du magazine « IEEE Electrical Insulation ». Il est enseignant-chercheur invité à l’Université de Southampton.

Lance R.Lewand est le directeur technique du laboratoire Doble étudiant les matériaux isolants. Cette structure est responsable des analyses de routine et d’investigation des liquides/solides diélectriques pour appareil électrique. Depuis son arrivée chez Doble en 1992, M. Lewand a publié plus de 75 articles spécialisés relatifs aux matériaux isolants électriques et aux diagnostics en laboratoire. M. Lewand est titulaire d’une licence en sciences du St Mary’s College, dans l’état du Maryland (États-Unis). Il est activement impliqué dans des organisations professionnelles, notamment l’American Chemical Society. Il est représentant du comité national américain pour le TC10 de la Commission électrotechnique internationale (CEI) et ISO TC28, ASTM D-27 depuis 1989, président du comité ASTM D-27, président du sous-comité 06 sur les tests chimiques, secrétaire du comité Doble sur les matériaux isolants, et lauréat du « ASTM Award of Merit » avec le comité D-27.

Andy Davis travaille pour Doble depuis plus de 6 ans. Dans un premier temps, il a commencé par travailler 30 mois au Moyen-Orient : il devait alors fournir des conseils d’indexation et de maintenance de l’intégrité des équipements pour plus de 2400 transformateurs pour une société de transport du Moyen-Orient. Depuis lors, il s’est impliqué dans la formation aux outils de gestion des équipements en ligne comme dobleARMS et INSIDEVIEW, dans l’assistance matérielle pour les équipements portatifs de test d’huile et sur site (comme Calisto, Myrkos et Domino) et propose des consultations sur les transformateurs pour les clients situés dans toute la région EMEA. Avant d’arriver chez Doble, il a travaillé pour une société de services autour de l’huile où il apportait des solutions de transport et de récupération de ce fameux liquide. En parallèle, il offrait des consultations techniques pour les producteurs, les sous-traitants HT, les services de transport et de distribution d’électricité à travers le Royaume-Uni et l’Irlande. Il a dirigé des recherches sur le DBDS et l’acidité dans les transformateurs, les stratégies pour atténuer leur impact, et possède des connaissances importantes quant aux caractéristiques chimiques de l’huile.

Informations complémentaires :

• Analyses en laboratoire
• Formation d’analyse en laboratoire

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Introduite en 2017, l’extraction des composantes du courant excitation ouvre la porte à une nouvelle ère d’améliorations des diagnostics de circuits électromagnétiques. Traditionnellement, l’analyse des données relatives au courant d’excitation monophasé et aux pertes repose sur le facteur de puissance, les pertes et le courant total. Pour certains appareils, la prééminence de la composante du courant capacitif masque le comportement de la composante inductive, entraînant des incertitudes sur les critères de diagnostic. La méthode permet la séparation des constituants essentiels du courant total mesuré, à partir des trois composantes suivantes : I_R, I_L et I_C.

Le courant total mesuré (I_mes) lors d’un test de courant d’excitation et de perte est possède trois composantes de courant, identifiées sur la Fig. 1 par I_R, I_L et I_C. Dans la plupart des unités avec des valeurs _Imes en retard, les caractéristiques peuvent être prédites en connaissant le type de tôle et en inspectant le schéma électrique sur la plaque signalétique. Dans certains cas, cependant, la présence d’une charge capacitive déforme les modèles de courant attendus, rendant les conclusions diagnostiques moins certaines. La méthode qui extrait I_L et I_C permet d’évaluer un circuit électromagnétique exempt des effets de la charge capacitive.

Figure 1. Circuit équivalent d’un transformateur à vide

Origine des composantes de courant

La compréhension des phénomènes qui dictent le comportement des composantes du courant est essentielle pour l’analyse des données. Voici un bref récapitulatif.

Courant inductif – I_L

Le courant inductif est une fonction de la charge inductive totale présente pendant le test de courant d’excitation et de perte monophasé. I_L a une double utilité : 1) maintenir les tôles feuilletées, malgré les changements de réaction rencontrés par le flux dans la tôle ; 2) fournir une charge inductive interne.

Courant résistif – I_R

L’utilité de I_R est de compenser les pertes dissipées dans le transformateur lors du test. Ces pertes sont principalement dues à l’hystérésis et aux pertes par courants de Foucault dans les tôles feuilletées. Pour la plupart, les caractéristiques I_R, qualitativement, suivent I_L. I_R n’est pas non plus affectée par I_C. Par conséquent, lorsque l’interprétation de I_mes est contestée par des distorsions de caractéristiques dues aux amplitudes relatives de I_L et I_C, I_R peut servir d’indicateur de diagnostic utile.

Courant capacitif – I_C

I_C a pour rôle d’alimenter la charge capacitive interne. Cela inclut le courant correspondant à la charge capacitive totale à couplage inductif et le courant total relié la terre.

Extraction des composantes de courant d’excitation, avec Doble Test Assistant

Par le passé, les données empiriques rapportées par Doble Test Assistant (DTA) comportaient le courant total, la perte et une information indiquant si le courant est en retard ou en avance. Désormais, la nouvelle version de DTA extrait automatiquement les composantes de courant total grâce à un algorithme intégré avec des données supplémentaires comprenant désormais les courants inductifs, résistifs et capacitifs, ainsi que le facteur de puissance et l’angle de phase (Fig. 2). Ainsi, la puissance de diagnostic du test est améliorée, car les données peuvent désormais être évaluées sans affecter la charge capacitive.

Par exemple, l’analyse de I_L et I_R doit suivre les directives pour la valeur I_mes en retard. C’est-à-dire que les caractéristiques de phase attendues sur les transformateurs à colonnes et cuirassés à 3/5 pattes permettent deux lectures élevées similaires et une lecture plus basse (2H1L), cette dernière étant obtenue avec la phase située sur la patte centrale de la colonne. D’autres types de noyaux et configurations d’enroulement peuvent conduire à des caractéristiques différentes.

Figure 2. Extraction des composantes de courant d’excitation, avec Doble Test Assistant

Avantages de l’extraction des composantes du courant d’excitation monophasé

• Utiliser des composantes de courant d’excitation améliore notre capacité à évaluer l’état du système électromagnétique sans l’influence de la charge capacitive.
• Une enquête plus approfondie avec cette méthode devrait permettre une meilleure compréhension de l’impact de l’emplacement et de la nature du défaut sur chacune des composantes de courant.
• Ce dernier améliorera, à terme, la puissance de diagnostic du test de courant d’excitation et de perte sur les transformateurs de puissance.

En savoir plus :

• Produit : Logiciel DTA
• Article : Doble Test Assistant 8 offre une plus grande puissance de diagnostic et une meilleure prise en charge des instruments pour réaliser des tests complets et des analyses exhaustives sur site

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