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8/19/2019 Corporate - French - June 2014 (2).pdf

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QUALITROL‐IRIS POWER EST LE PRINCIPAL FOURNISSEUR AU MONDE D’ÉQUIPEMENT POUR LE SUIVI ET LES ESSAIS ELECTRIQUES DES MOTEURS ET DES ALTERNATEURS

LA MAINTENANCEPRODUITS ET SERVICES POUR LES MOTEURS ET LES ALTERNATEURS


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IRIS POWER

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TABLE DES MATIÈRES

HISTORIQUE DES ESSAIS DE DÉCHARGE PARTIELLE

QUALITROL‐IRIS POWER

LA

MAINTENANCE

PRÉDICTIVE

Les avantages de la maintenance prédictive sur les moteurs et les alternateurs

LA SURVEILLANCE EN LIGNE DES ENROULEMENTS DE STATOR Décharges Partielles

Hydrogénérateurs

Moteurs

Alternateurs

Monitorage continu

TracII

PDTech MicaMaxx

Suivi du flux magnétique pour les enroulements du rotor

Les rotors ronds

Les rotors à pôles saillants

Analyse de signature du courant pour y trouver les défauts de ro‐tors des moteurs asynchrones

Surveillance vibratoire des enroulements des stators

Surveillance d’entrefer des hydrogénérateurs

Monitorage de l’axe inférieur

Monitorage de la machine intégrée

ESSAYAGE HORS‐SERVICE

EL CID— test du noyau de stator

SWA— test d'étanchéité de l’enroulement du stator

RIV— Véhicule de contrôle robotique DCR50 — DC test de rampe de haute tension

PDTech DRA3 test

PDTech DeltaMaxx—analyseur du facteur de perte nu‐merique et du condensateur

PPM97—détection du lieu de décharges partielles dans l’enroulement du stator

PDTech PowerMaxx—système de test de haute tension mobile

SERVICES

Mise en service et essayage

Consultation

Cours d’essais diagnostique et de maintenance des ma‐

chines

APERÇU SUR QUALITROL

RÉCOMPENSES ET RECONNAISSANCE DE QUALITROL‐IRIS POWER

HISTORIQUE DES ESSAYAGES DE DÉCHARGES PARTIELLES EN LIGNE SUR LES MACHINES

1949 Westinghouse lance le premier test “base‐expert” en‐ligne DP (décharges dans l’encoche).

1976‐78 Greg Stone, un des fondateurs d’Iris Power, et Mo Kurtz d’Ontario Hydro, sous contrat avec l'organisation de service public canadien, le CEA, et avec l’assistance de Bill McDermid de Mani‐toba Hydro, développent un test en ligne pour les hydrogénéra‐teurs. Il s'agit du premier test en ligne DP qui peut être effectué par un non‐spécialiste.

1978‐89 Ontario Hydro développe de nouveaux capteurs: les cou‐pleurs statoriques dans l’encoche (SSCs) et instrumentation (par la suite connue sous le nom TGA) pour la détection en ligne DP des moteurs et des alternateurs. Comme pour le test de PDA, c'est la première technologie pour les machines rotatives ou un spécialiste

n'est pas nécessaire. Iris Power poursuit avec succès le développe‐ment des options des instrumentation pour SSC, TGA, and PDA.

1985 Ontario Hydro donne des licences exclusives a FES Interna‐tional Ltd. (un prédécesseur de ADWEL) de Toronto pour la produc‐tion et l’application de l’instrument PDA‐H et des coupleurs de type câble sur les hydrogénérateurs.

1992 après avoir obtenu la licence exclusive pour la fabrication de la PDA, Iris Power introduit la premiére analyse d’impulsions de DP par rapport à la frequence fondamentale de 50/60 Hz dans le cadre de son instrument numérique PDA‐IVTM pour les machines hy‐

drauliques. Iris Power assure par le soutien de l'Ontario Hydro, le CEA et EPRI et bientôt domine le marche.

1993 Iris Power introduit la technologie TGA‐BTM, appliquée aux mo‐teurs et petits alternateurs, et la TGA‐STM pour une utilisation sur les grands alternateurs refroidis par hydrogène.

1994 Iris Power introduit avec succès GenGuardTM le premier système mondial de surveillance de DP commercial en ligne et en continue. Iris Power introduit également le premier coupleur capacitif époxy‐mica (EMC) qui répond à tous les codes et normes en vigueur pour un appa‐reillage à haute tension.

2000 Iris Power introduit PDAlertTM qui est le premier instrument commercial capable de mesurer le DP créé par des impulsions avec un temp de montée de moins de 100 ns effectuées par les com‐

mandes de moteurs à inverseurs.

2006 Iris Power publie son taux de fausses indications qui est d'en‐viron 1,5% de l'ensemble des machines affichant un "haut" niveau de DP. Ce taux exceptionnel est important pour nos clients et aide a la crédibilité des mesures de DP dans le contexte de la mainte‐nance prédictive.

2012 Iris Power‐Qualitrol introduit la gamme de produits GuardIITM, le premier instrument intégré au monde capable de mesurer en continu DP, le flux magnétique, et la vibration d’en‐roulements d’extrémité du stator.


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Les Fondateurs d’Iris Power en 1991

IRIS POWER

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Équipe du Siège Social d’ Iris Power 2013

Iris Power a été formé en 1990 par quatre personnes qui ayant travaillé à Ontario Hydro

(maintenant connu sous le nom de l'Ontario Power Generation), à l’époque le plus grand

service public d'électricité en Amérique du Nord. Steve Campbell, Blake Lloyd, Greg Stone et

Resi Zarb, avaient passé de nombreuses années à faire des tests particulièrement pertinents

sur les moteurs et enroulements des alternateurs, ainsi qu’à assurer le développement de

nouveaux systèmes de surveillance en ligne pour les projets financés par l'Ontario Hydro,

Institut de Recherche sur la Puissance Électrique (EPRI) et l'Association Canadienne de l'Elec‐

tricité (ACE). Iris Power a été spécifiquement formé par ces pionniers, avec le soutien d’On‐

tario Hydro, pour commercialiser de nouvelles technologies via une organisation qui partage

les mêmes intérêts en tant que propriétaires, et exploitants, de machines tournantes.

Depuis sa création en 1990, Iris Power est passé de quatre membres du personnel à plus de

120 collaborateurs, principalement en raison de la remarquable adhésion à ses produits de

suivi en ligne de décharge partielle PDA et TGA. Plus de 75% des grands alternateurs au sein

des services publics américains et canadiens sont maintenant équipés par le materiel d’Iris

Power qui aide a la planification d’entretien.

En 1998, un changement de propriétaire se produit lorsque les quatre partenaires vendent

leurs actions à Koch Chemical Technology Group (KCTG). KCTG, basé à Wichita au Kansas, est un important fournisseur d'équipements et de

services pour l'industrie pétrochimique.

En 2007, Iris Power acquiert Adwel, le fabricant de l'appareil de contrôle de noyau du stator EL CID et autres produits de mesure hors

service pour les alternateurs et les moteurs. Avec l'ajout de produits de surveillance d’enroulement de rotor en 2007, Iris Power a main‐

tenant une gamme complète d'outils en ligne et hors‐service pour permettre la maintenance prédictive de moteur et alternateurs.

En 2010, Iris Power a été acquis par Qualitrol Corporation, une filiale de Danaher Corporation (DHR‐NYSE). Qualitrol crée son groupe

"Generation" constitué d'Iris Power, Adwel et PDTech pour développer et fabriquer des instruments portatifs et permanents pour la

détection et la surveillance de problèmes de appareillage électrique, donc des machine tournantes de moyen et haute tension.


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La Maintenance Prédictive (PdM), également

appelée Maintenance Conditionnelle, a été

rapidement reconnue comme le meilleur

moyen de minimiser les coûts de maintenan‐

ce d’appareillage électrique, comme les gros moteurs et les alternateurs. PdM est une

approche de la maintenance de la planifica‐

tion, où l'équipement est retiré du service

lorsque, exclusivement quand la surveillance

en ligne donne l’indication qu’un mécanisme

de défaillance est imminent. Ainsi les inter‐

ventions ne dépendent pas du nombre d’heu‐

res d'exploitation ou du temps écoulé depuis

le dernier entretien.

Une réelle confiance dans la planification de la

maintenance, sur la base d’état réel de la ma‐

chine, implique les conditions suivantes:

Le système doit être capable de détecter la plupart des mécanismes d’échecs qui

sont susceptibles de se produire. Si non,

les échecs imprévus diminue la confiance

dans l’approche PdM.

Peu de fausses alertes doivent se produire.

Autrement dit, si un moniteur indique un

problème, ce diagnostic doit être fiable.

L’instrumentation et les decteurs ne doit

pas ajouter un risqué d’échec, et le coût

de suivi ne doit pas constituer un pourcen‐

tage disproportionné du coût du moteur

ou de l’alternateur.

LA MAINTENANCE PRÉDICTIVE

4

Stator de l’alternateur de la turbine

AVANTAGES DE LA MAINTENANCE PRÉDICTIVE SUR LES MOTEURSET LES ALTERNATEURS

Le temps entre les arrêts des machines peut être prolongé si la surveillance montre que les enroulements sont en bon état. Cela augmente la disponibilité, et permet d'éviter les pagnes causées par des erreurs suite a une intervention (par exemple quand on laisse un outil dans une machine).

Les problèmes peuvent être identifiés à un stade très pré‐coce, permettant la planification de la maintenance à un moment approprié. L'expérience montre aussi que si la plu‐

part des problèmes sont détectés en avance, les coûts de réparation sont souvent moins de 1% du coût engagé si on laissait par rapport a un échec inattendu.

Les rebobinages et d’autres réparations majeures sont fondées sur les besoins plutôt que sur l’age d’appareillage.

Historiquement, l'analyse de la vibration, l'analyse de l'huile de graissage, et la thermographie ont été utilisées comme des outils PdM sur les composants mécaniques des machines. Toutefois, les enroulements du rotor et du stator des sont généralement exam‐iner lors de la mise â l'arrêt de la machine par les tests hors ser‐vice et les inspections visuelles.

Durant les 30 dernières années, de nombreuses recherches, fi‐

nancées par l'EPRI et la CEA ont permis de trouver des solutions qui permettent de détecter la plupart des problèmes d'enroule‐ment du rotor et du stator dans les machines en exploitation. Ces nouvelles technologies de surveillance comprennent :

la mesure fiable des décharges partielles de l’enroulement du stator avec la machine en plein charge,

la détection de barres de rotor cassées dans les rotors de moteurs à induction en utilisant l'analyse de signature du courant,

la détection de tours en court‐circuites à l'aide de la surveil‐

lance du flux magnétique dans les enroulements du rotor sur machine synchrone,

la détection de la vibration de l’enroulement du stator à l'aide de fibres accéléromètres optiques.

Tout comme la vibration conventionnelle et la surveillance de la température, la majorité des problèmes d'enroulement peut être détectée et traitée bien avant que les défaillances en service.

Le test hors ligne comprend la résistance d'isolement, l’indice de polarisation, les tests des facteurs de capacité et le facteur de dissipation de l'enroulement du stator, ainsi que des tests de continuité, et des tests de surtension de l'enroulement du rotor.


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DÉCHARGES PARTIELLES Les décharges partielles (DP) sont de petites étincelles électriques qui se produisent au niveau de l'isolation électrique dans les en‐roulements du stator sous tension de 3 kV et plus. Les DP se produ‐

isent chaque fois que des petits vides sont présents dans, ou sur la surface de l'isolant. Normalement, les enroulements du stator en bonne condition offrent très peu d'activité DP.

Cependant, plus de 60 ans d'expérience ont montré que quand l’enroulement du stator se détériore suite aux effets des vibrations des enroulements, le fonctionnement à haute température, ou la contamination de l'huile, de l'humidité et d'autres effets chimiques, augmentent l'activité de DP.

La surveillance en ligne DP exposé les principales causes de défail‐lance de l’enroulement du stator. Etant donné que la surveillance de la DP peut être effectuée pendant le fonctionnement normal du moteur ou de l’alternateur, et produit généralement une alerte

deux ans ou plus avant une défaillance, la méthode est devenue un outil de maintenance prédictive très puissant.

Iris Power est le plus grand fournisseur mondial de systèmes de surveillance en ligne de décharge partielle des moteurs et des gé‐nérateurs. La principale raison de notre succès est une méthode de mesure fiable, objective et facile à utiliser.

La technologie sépare explicitement la DP de l’enroulement du stator et d'autres types de signaux électriques similaires, appe‐lés «bruit». Le bruit, qui est en général relativement inoffensif, provient des couronnes du système de puissance qui produi‐sent des étincelles sur les brosses de mise à la terre d’arbre, les

mauvaises connections des jeux de barres et même le fonc‐

tionnement des outils électriques, etc. D'autres technologies de mesure de DP nécessitent une expertise professionelle considérable pour distinguer les DP du bruit. Elles ont besoin d'expertise pour ajuster en permanence les filtres pour sé‐

parer les DP et le bruit. La technologie Iris Power permet des mesures objectives réalisées par des techniciens n’ayant suivi qu’une seule journée de formation. Les fausses indica‐tions de problèmes d'enroulement du stator sont enregis‐trées et suivies par Iris Power et ne concernent que


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Une surveillance des DP en ligne comprend l'installation permanente de capteurs sur la machine. Les capteurs sont périodiquement suivis par un instrument portatif spécialisé ou un système de surveillance con‐necté en continu. Le type de capteur, l'emplacement du montage, et la

technologie de l'instrument utilisée pour la mesure font tous partie des fonctions de la machine de surveillance.

Les instruments portatifs d’Iris Power sont utilisés en conjonction avec un ordinateur portable fonctionnant sous le contrôle du logiciel Win‐dowsTM. Ce logiciel permet à l'utilisateur de définir la machine en ter‐mes de tension en fonctionnement, de puissance de sortie, de concep‐tion d'isolation et de séquence privilégiée pour les mesures des paires de coupleurs. Les résultats peuvent être affichés dans un format prati‐que grâce au logiciel d’affichage PDViewTM. La hauteur de base d'impul‐sion (2D) et la distribution de DP par rapport à la fréquence fondamen‐tale 50/60 HZ (3D) permettent d’établir facilement des comparaisons, des tendances et des analyses.

Les techniciens et les ingénieurs, qui ont assisté aux cours d'interpréta‐tion DP d’Iris Power, ou ceux qui ont étudie l’un des nombreux articles publiés, peuvent identifier la mode de vieillissement ou la détérioration de l’enroulement du stator. L’analyse fournit à l'utilisateur d’avoir un

aperçu des problèmes tels que les bobines dresserer, la dégradation des revêtements semi‐conducteurs dans l’encoche, le délaminage de l'iso‐lant de base, la séparation de la couche de ruban de cuivre en raison de cyclage thermique, et, enfin, la contamination sur les têtes des bobines.

Iris Power offre également une gamme de systèmes de surveillance continue installés de façon permanente, (les lignes d’instruments Guar‐dII et TracII). Contrairement à la gamme de l'appareil portable, ces systèmes de surveillance en continue sont constitués d’unités d'acquisi‐tion spécifiques au type de machines à surveiller. Les unités d'acquisi‐tion sont toutes contrôlées à l'aide d'un ordinateur central (contrôleur). En outre, le système peut être connecté à une centrale informatique ou peut être relié à des unités d'acquisition de données pour prendre en compte les externes entrées pertinentes telles que la charge, la tempé‐rature et la tension. En utilisant ces systèmes, les tests DP peuvent être lancés automatiquement, fournissant des "mains libres".

LA SURVEILLANCE EN LIGNE DES ENROULEMENTS DU STATOR

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IRIS POWER FOURNIT DES SOLUTIONS DIFFÉRENTES POUR LE SUIVI DES DÉCHARGES PARTIELLES

Hydrogénérateurs

Moteurs assignés 3.3kV et plus

Petits alternateurs évalués à moins de quelques centaines de MW

Alternateurs sur plateformes pétrolières et navires

Grands alternateurs évalués à plus de quelques centaines de MW

Surveillance continue avec la ligne TracII

Surveillance continue avec la ligne GuardII


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Le suivi en service utilisé pour détecter les DP dans les hydrogénérateurs

implique l'installation permanente de coupleurs capacitifs (mica‐époxy 80pF) sur les conducteurs de circuit de connexion (ou proche de ce point) à la ligne finale de chaque bobine et chaque parallèle de la phase. L’installation "différentielle" et la calibration des capteurs sont optimisés pour assurer une séparation fiable du bruit et des impulsions DP. Typi‐quement, le nombre de paires de coupleurs par phase est déterminé par rapport au nombre de parallèles de la machine.

Avec plus de 60 000 capteurs en service, les capteurs mica‐époxy d’Iris Power 80pF (identifiés 7, 16 et 25 kV) utilisent une conception et des techniques de fabrication exclusives pour assurer la sécurité et la fiabilité en fonctionnement. La mesure de DP en ligne est acceptée partout dans le monde comme un outil de diagnostic essentiel dans la prévention de défaillances imprévues des alternateurs hydroélectriques. Selon un rap‐

port du CIGRE 2009, les problèmes d’isolation du stator conduisent à 50% des arrêts forcés de machines hydraulique.

Utilisant du matériel et des logiciels de pointe, le PDA‐IV™ est un instru‐ment portable de quatrième génération qui s’utilise au moins deux fois par an pour faire une mesure en service. Les entrées numériques ultra‐rapides permettent une détection d'impulsions plus précise et la sépara‐tion du bruit externe. Alternativement, la DP peut être suivie en continu avec les systèmes HydroTracII™ ou HydroGuardII™.


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Position des DP par rapport à la phase de la frequence fondamenta‐le de 50/60 Hz

Les capteurs capacitifs installés La distribution d'amplitude d'impulsion de DP

LA SUIVI DES DÉCHARGE PARTIELLE DES HYDROGÉNÉRATEURS


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Les moteurs de plus de 3.3kV industriels et dans les centrales électriques sont contrôlés pour l’activité de DP à l’aide de coupleurs capacitifs 80pF installés aux bornes de haute tension des chaque machines. En général, seuls trois capteurs notés 6.9kV ou 16kV sont installés parce que la plupart des moteurs sont alimen‐tés par des longueurs importantes de câble d'alimen‐tation, ce qui atténue le bruit provenant du système d'alimentation; il est donc très improbable que le signal soit confondu avec les signaux de DP émis par le stator.


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MESURE PORTABLE DES DÉCHARGES PARTIELLES POUR LES MOTEURS CLASSÉS 3.3KV ET PLUS

Les capteurs sont montés à l'intérieur du boîtier de

terminaison du moteur, et les câbles coaxiaux des

capteurs sont attaché dans un boîtier distinct pour

être utilisés avec l’analyseur portatif TGA‐B™ DP, ou

directement branchés sur un instrument permanent

PDTracII™.

Le choix de la surveillance périodique à l'aide du TGA‐B

ou d’une surveillance continue à l’aide de la PDTrac

dépend des pratiques d'entretien du site, et aussi de la

classe de tension du moteur. Les machines notées

3.3kV et 4 kV ont un délai plus court avant défaillance,

donc une fois que les problèmes d’isolation

apparaissent, une surveillance continue à l'aide du

PDTracII est un choix prudent. La gamme fournit des

versions pour les installations dans les zones

contrôlées (ATEX, etc) aussi bien que la certification de

rayonnement pour les applications dans les centrales

nucléaires.


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Ces machines sont généralement équipées de six Coupleurs 80pF mica‐époxy capacitifs (EMC). Un en‐semble de trois capteurs est installé au niveau des bornes de la machine et un second ensemble de trois capteurs est installé à une courte distance le long du conducteur vers l'appareillage de commutation ou le transformateur. L'installation "directionnelle" sur chaque phase de l’alternateur bénéficie du principe de propagation de l'impulsion à haute fréquence dans les jeux des barres, reliant ainsi l’alternateur au alterna‐teur au système. Après un étalonnage de l' installation lors d'une plannifier, l'installation est optimisée pour

aider à déterminer la source des impulsions enregis‐trées par l'instrument TGA‐B. La procédure de test semi‐annuelle est de relier l’instrument portable TGA‐B aux câbles coaxiaux calibrés qui sont emboutés dans un boîtier monté près l’alternateur. Les principales caractéristiques de l'instrument sont les comparaisons numériques des temps d’arrivée des impulsions, et une résolution de 6ns (correspondant à une distance d’environ 2 m entre une paire de coupleurs capacitifs sur chaque phase ).

Pour la surveillance à distance et en continu, les sys‐tèmes TracII™ et GuardII™ d’Iris Power fournissent une plus grande flexibilité dans la gestion de l'activité

des mesures pour un parc des alternateurs dans une usine. Les caractéristiques importantes de ce système sont l'acquisition de données basées sur de multiples options de déclenchement, telles que la température, l'humidité, la charge et la tension.


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SURVEILLANCE MOBILE EN LIGNE DES DÉCHARGES PARTIELLES DES ALTERNATEURS

Les plus grosses machines offrent un défi unique pour le suivi DP en raison des ris‐

ques liés au bruit interne, qui peut être attribué à de multiples sources d’étincelles

dans le stator. Ce bruit interne peut conduire à de fausses indications de problèmes

d'enroulement du stator si on choisi d’installer des capteurs capacitifs sont utilisés.

Pour diminuer ce risques, Ontario Hydro et Iris Power ont conçu le capteur SSC. Ces

antennes sont installées au cours d’une extraction du rotor sur site, ou à l'usine lors

de l'assemblage du stator. Le SSC est inséré sous la clavette de la bobine de chaque

parallèle de fin de phase, ou entre les barres supérieures et inférieures dans le même

créneau. Les SSC sont fabriqués sur mesure pour s'adapter à la largeur de la fente des

machines individuelles. Ils sont fabriqués à partir de matériaux semblables à ceux

utilisés dans l’emballage/remplissage de la fente. Les SSC ne sont reliés directement à

aucun composant haute tension à l'intérieur de la machine. Pour les alternateurs

refroidis à l'hydrogène, les câbles coaxiaux de chaque capteur sont ressortis de la

machine à travers une pénétration sécurisée. Plus de 1000 alternateurs de plus de

quelques centaines de MVA dans le monde (de divers marques et modèles) ont été

équipés de ce capteur au cours des deux dernières décennies.

Les mesures DP semiannuelles sont réalisées à l’aide de l’instrument TGA‐S™. Les

caractéristiques uniques du coupleur SSC et de l’instrument TGA‐S permettent l'affi‐

chage séparé de l'activité DP dans la fente et dans la zone de têtes des bobines de la

machine. L'interprétation des résultats oblige l'utilisateur à suivre une courte forma‐

tion ou à se référer à la liste toujours plus exhaustive des documents techniques

disponibles au public.

Iris Power propose également le système de surveillance continu et à distance donc

la gamme GuardII™. Ce système offre une surveillance de DP qui est compatible avec

les données obtenues avec l’instrument portable TGA‐S.

Petit alternateurs évalués à moins de

quelques centaines

de

MW

Grands alternateurs évalués à plus de

quelques centaines

de

MW

Les EMCs installés

SSC installé


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La gamme Iris Power offre une systèmes de surveillan‐ce des DP automatisés. Un système de surveillance DP

continu typique est compose:

des capteurs de DP installés de façon permanente utilisés pour la surveillance DP avec un instrument portable,

une unité adaptée d’acquisition de données DP, monté de façon permanente et robuste, adaptée au type de machine à surveiller (moteur, turbo, ou hydraulique) et le niveau d’information DP à enre‐gistrer (résumé des données, ou pleine hauteur d'impulsion, données d'analyse des phases d'im‐pulsion),

d’un ordinateur de contrôle intégré au réseau local (LAN).

La gamme de TracII est maintenant à sa troisième gé‐nération, suivant l’évolution des plateformes logicielles et de la communication.


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SYSTÈMES DE MONITORAGE CONTINU EN LIGNE DES DÉCHARGES PARTIELLES

Les

avantages

d’un

suivi

en

continu

La surveillance continue de DP automatisée dispense l'utilisateur de la nécessité d’effectuer des tests manuels périodiques, et veille à ce que des données DP préci‐ses et analysables soient recueillies aussi souvent que nécessaire.

La commodité dans la surveillance d'installations inaccessibles ou sur des machines installées dans des endroits dangereux où des tests manuels avec un instrument portable peuvent être difficiles et / ou coûteux.

La réduction des coûts de test, permet au personnel de maintenance de se concen‐trer sur d'autres problèmes alors que les données de DP sont idéalement sauvegar‐der.

L'accès aux données à tout moment et n'importe où dans le monde via un réseau local et une connexion internet.

La capacité à détecter des problèmes d'isolation évoluant rapidement et qui pour‐raient surgir entre les périodes de tests manuels.

Les alarmes sur les niveaux de DP avertissant l'utilisateur lorsqu’une intervention s’impose.

L’intégration des paramètres de tendances clés dans le SCADA de l'usine ou de la centrale.

La possibilité de relier le système de surveillance des DP à d'autres logiciels, y com‐pris aux systèmes experts d’Iris Power, ou d'autres fournisseurs, pour l'analyse et des diagnostics des données.

La collecte de données de DP exactes à tout moment, permettant ainsi une meilleure interprétation des résultats du test et la suivi de l’évolution de la

détérioration de l’état de l’appareil même en cas de variation de la charge, de la tension et de la température de l’appareil.

Toutes les unités d’acquisition de données d’Iris Power DP emploient la même technique éprouvée de séparation de bruits qui a fait des preuves et sont entière‐ment compatibles avec nos instruments portatifs et notre base de données conte‐nant plus de 272 000 résultats de test, ce qui permet à l’utilisateur de définir des niveaux d’alarme DP adéquats.


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Il s'agit d'un bon rapport coût‐efficacité de moniteurs qui recueillent l'impul‐

sion de DP par rapport a la phase à résolution réduite, et les données de synthèse nécessaires pour analyser les tendances, des diagnostics et des alarmes simples. Si les résultats de la DP indiquent des problèmes d'isola‐tion, un instrument portable avec une résolution supérieure déterminera la nature du problème. Les instruments TracII sont équipés de modes d'exploi‐tation et de communication flexibles. Les produits de la gamme TracII com‐prennent:

Les instrument PDTracII ‐pour moteurs, petits alternateurs, appareil‐lage et transformateurs secs et classés au moin 3.3kV qui sont équipés de coupleurs 80 pF. Le PDTracII dispose de la certification pour utilisa‐tion en zones dangereuses (IEC, ATEX, etc).

Un moniteur HydroTracII ‐ pour alternateurs hydroélectriques de tou‐

tes notations équipés de coupleurs PDA différentiels. Un moniteur de conducteur BusTracII ‐ pour une utilisation avec les

coupleurs de conducteurs directionnels sur les moteurs et les petits alternateurs.

Un moniteur MarineTracII pour les navires et les plateformes, pouvant surveiller jusqu'à 4 alternateurs au bord des navires équipés des cou‐pleurs capacitifs 80 pF.

Un moniteur MCPDTracII pour utilisation avec plusieurs jeux de cou‐pleurs installés de façon permanente sur l'appareillage de distribution et les conducteurs de phase isolés des sous stations.


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LA GAMME DES INSTRUMENTS PERMANENTS TRACII™

Trac II Moniteur

PDTech MicaMaxx™

Le système de surveillance de DP en continu MicaMaxx emploie une technique alterna‐tive pour les utilisateurs dotés d’une expertise élévee dans le domaine de l’interpréta‐tion des DP. Contrairement à la ligne TracII, la MicaMaxx fonctionne dans la gamme des basses fréquences. Le DP est détecte la DP à l’aide de condensateurs de couplage haute tension 1nF optimisés pour la basse fréquence. Comme avec toutes les méthodes de mesure Base Frequence, l’interprétation des résultats requiert plus d’habileté dans les cas ou les bruit électrique sont impor‐tant.

Le MicaMaxx facilite l’analyse de tendance DP grâce à une sortie analogique 4‐20 mA.


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Les enquêtes des propriétaires de machines indiquent systématiquement que les enroulements du rotor sont la troisième cause d’échec de

moteur et des alternateurs, après des défaillances mécaniques et aussi celles du stator. Pour cette raison, en 2004, Iris Power a lancé un pro‐

gramme de R & D majeur pour développer de meilleures méthodes pour avertir de l'imminence d’un échec d'enroulement. Certains de ces

travaux de R & D ont été financés par l'EPRI et le New York Power Authority. Comme avec le suivi de la surveillance de l’enroulement du stator,

l'objectif a été de développer des outils qui peuvent être utilisés et interprétés par le personnel de la centrale (si désiré), avec un risque diminuer

de fausses indications.

Tandis qu’Iris Power a profité de la construction physique différente de moteurs, machine hydraulique et turboalternateurs pour fournir un

système de mesure de DP facile à utiliser pour chaque type de machine, le même processus a été suivi pour la surveillance de l’enroulement des

rotors. Ainsi, différents produits sont disponibles pour surveiller l'état d'enroulement des:

rotors ronds dans les turboalternateurs à haute vitesse et les moteurs synchrones

rotors à pôles saillants pour les hydrauliques et les moteurs synchrones

rotors de moteur à induction à cage d’écureuil

CONTRÔLE EN LIGNE DES ENROULEMENTS DU ROTOR

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SURVEILLANCE DU FLUX MAGNÉTIQUE EN LIGNE DES MOTEURS À HAUTE VITESSE ET DES ENROULEMENTS DU ROTOR DES ALTERNATEURS

Presque tous les alternateurs ont un rotor

à haute vitesse qui tourne à partir de 1500

à 3600 tours par minute. Certains grands

rotors de moteurs synchrones tournent

aussi à cette vitesse. Les corps de rotor de

telles machines ont une forme cylindrique,

et sont souvent désignés comme rotors

cylindriques ou ronds. Ces rotors ont des

fentes usinées dans lesquelles on place les

conducteurs et l’isolant, pour former un

électro‐aimant. L’isolation est présente

pour éviter les courts‐circuits entre les

spirales de cuivre, ainsi que pour empê‐

cher un court‐circuit entre le cuivre et le

corps de rotor.

Si l'isolation entre les tour est mal installée,

des courts‐circuits se produisent immédiate‐

ment. Cependant, il est plus probable que

l'isolant se détériore progressivement au fil

des années en raison du vieillissement ther‐

mique et mécanique. Finalement, des courts

‐circuits peuvent se produire entre les spira‐

les de cuivre. Bien que ces courts‐circuits ne

nécessitent pas forcément un arrêt du mo‐

teur ou de l’alternateur, si le nombre et la gravité des courts‐circuits augmentent, un

défaut à la terre devient plus probable. De

plus, les courts‐circuits peuvent conduire à

un plus grands vibration du rotor. Dans les

cas graves, les hautes vibrations peuvent

inciter les exploitants de centrales à arrêter

la machine.

Trouver des courts‐circuits est problématique lorsque la machine est arrêtée. Souvent le problème peut disparaître lorsque le rotor s'arrête. Par conséquent, une méthode pour locali‐ser le nombre et la gravité des spires en court‐circuit au cours d’opérations normales du moteur ou de l’alternateur est souhaitée. En 1970, GE a déve‐loppé une méthode pour détecter les spires en court‐circuit lorsque le rotor de l’alternateur de turbine rotor tournait, sans charge. Peu après,

une méthode a été développée pour détecter les enroulements de court‐circuités lorsque l’alter‐nateur est connecté au système d'alimentation et délivre du courant. La technique impliqué l'insertion d'une petite bobine dans l’entrefer, entre le stator et le rotor, pour mesurer la "fuite" de flux magnétique de rotor. Un consultant avec expertise peut analyser les données pervenant des "sonde de flux" sortie sur un oscilloscope pour determiner si les fentes du rotor pouvaient contenir des tours court‐circuit.

Suite à ces développements, beaucoup des fabri‐cants de alternateurs et quelques entreprises

indépendantes ont fourni des capteurs et de l'instrumentation, ou ont offert des services pour trouver les courts‐circuits des rotors. Cependant, il ya deux grandes limitations à cette méthode:

Etant sensible aux courts‐circuits dans toutes les fentes et bobines du rotor, la charge du alternateur a dû être manoeu‐vré à toutes les échelles de charge de l’al‐

ternateur Les sondes de flux ne peuvent pas être

installées lorsque le rotor n'est pas dans la machine. Les sondes doivent être mon‐tées aux cales d'encoche de stator, et les sondes ont une forte probabilité d'être endommagé lorsque le rotor a été inséré.

Au cours des dernières années, la première limitation est devenue un obstacle important étant donné que de nombreux producteurs ne peuvent pas changer la charge sans la permis‐sion d'un opérateur de système indépendant d'électricité (ISO). De plus, dans le moteur à

grande vitesse, il est souvent impossible de varier la charge de zéro à plein.


13/28

En 2008, après de nombreuses années de recherche par les experts du champ magnétique, Iris Power a réalisé la deuxième génération de suivi de

flux capable de surmonter les limites principales de la technologie de première génération.

Le développement de la TFProbeTM brevetée sous licence par le Bureau of Reclamation constitue la première avance. Il s'agit d'un circuit imprimé

souple pouvant être directement collé au stator, souvent sans avoir à retirer le rotor. Ainsi, aucun forage dans les cales des bobines est nécessaire.

C'est un avantage pour les situations où les vibrations élevées du rotor ont été mesurées, et la mesure est nécessaire pour confirmer si la cause

sont les courts‐circuits du rotor. Le TFProbe peut souvent être équipé très vite et sans besoin de retirer le rotor. Le TFProbe est utilisé sur des

machines où l'entrefer entre le rotor et le stator est inférieur à 50 mm (2"). Pour l’entrefer plus grandes, un FFProbeTM classique est utilisé.

Le développement de nouveaux algorithmes pour interpréter les résultats des sondes de flux proposées par de nombreux fabricants de machines

représente la seconde avance. Ceci, combiné avec la meilleure résolution temporelle de l'instrumentation, permet souvent la détection et la locali‐

sation de courts‐circuits dans n'importe quel emplacement du rotor rond, sans besoin de variations significatives de la charge. Cette avancée a

rendu la détection des courts‐circuits plus facile qu’elle ne l’était avec la technologie d'origine.

Iris Power offre à la fois un instrument portable et un système de contrôle continu.

CONTRÔLE EN LIGNE DES ENROULEMENTS DE ROTOR

13

TECHNOLOGIE DU FLUX MAGNÉTIQUE DEUXIÈME GÉNÉRATION

Détecteurs courts portables pour des rotors rondes—RFAII‐R™

Le RFAII ‐R est un appareil portable qui permet de mesurer les signaux provenant des ondes des flux conven‐tionnel ou la TFProbe, et détermine si les court‐circuit sont présents. Dans la plupart des cas, les spires en court‐circuit peuvent être identifiées sans le besoin de varier la charge de la machine. Si un signal "de pha‐seur clé" est fourni à la RFAII‐R, la bobine et la fente contenant le problème peuvent être identifiées. Toutes les mesures et tous les calculs sont faits dans le RFAII‐R, et l'instrument peut collecter des données sans l'aide d'un ordinateur portable. Un ordinateur n'est nécessaire que pour l'installation et le téléchargement de données. Le test prend quelques minutes et est normalement répété deux fois par an, ou chaque fois

qu'il ya une augmentation dans la vibration des paliers.

Le RFAII‐R est doté d’un mode où l'instrument peut mesurer les signaux du flux sous des charges variable de façon autonome. C’est un avantage si l’on souhaite avoir une plus grande certitude de la présence de courts‐circuits. Le logiciel qui affiche les résultats indique clairement, aussi bien sous forme de schémas que de tableaux, la présence de courts‐circuits et leurs positions.

Moniteur de courts-circuits continu des rotors ronds—FluxTracII‐R™ La technologie FluxTracII‐R est une solution pour le flux magnétique de deuxième génération. Ce système re‐

cueille et analyse les données de flux de tous les fabriquants de sondes de flux en temps réel, fournissant au

personnel d'entretien emplacement de la bobine en question, et la gravité du court‐circuit. Par ailleurs, l'acquisi‐

tion à grande vitesse, la grande capacité de résolution et les nouveaux algorithmes d'analyse lui permettent de

recueillir et d'analyser des données en cours de fonctionnement normal, ainsi que sur un mode de mode de

ralentissement ou de démarrage de l’alternateur.

Une fois configuré, le FluxTracII‐R ne nécessite aucune intervention de l'utilisateur vous alerte quand

un court‐circuit est détecté, et est idéal pour le profilage de l'état d'isolation tour du rotor avant une

arrât forcée de la machine ou après une rénovation. Les données peuvent être téléchargées locale‐

ment ou à distance ou peuvent être transmises automatiquement par protocole Modbus TCP/IP à un

système SCADA de l'usine/centrale.


14/28

Grâce à un financement partiel de l'EPRI et la New York Power

Authority, Iris Power a introduit en 2005 le premier instrument

commercial au monde capable de détecter les courts‐circuits dans

les rotors à pôles saillants. Les rotors à pôles saillants sont cons‐

truits différemment des rotors ronds. Chaque pôle est autonome

avec un noyau polaire d'acier laminé autour duquel on forme des

bobinages ou des bandes de cuivre isolés. Les conducteurs en

cuivre sont isolés les uns des autres (isolation de brin), ainsi que

des corps des pôles du rotor (isolation des principales). En géné‐

ral, un court‐circuit dans l’isolation de brin sur un hydrogénéra‐

teur ne causera pas de difficultés de fonctionnement.

Toutefois, si le nombre et la gravité des courts‐circuits augmente,

cela indique qu’un faute à la terre peut être imminente. Toutefois,

dans les moteurs à pôles saillants, les courts‐circuits peuvent

souvent conduire à des vibrations excessives. Si elle n'est pas

corrigée, l'attraction magnétique déséquilibrée créés par les

spires en court‐circuit peut amener le rotor à frapper le stator –

avec des conséquences catastrophiques. Le développement d’un

moyen fiable en service pour détecter les spires en court‐circuits

a, pour la première fois, donné aux opérateurs un outil de main‐

tenance prédictive précieux pour les rotors à pôles saillants. En plus, cella

permettra d’éliminer la nécessité d'effectuer un test hors service en dé‐

montant le pôle pour trouver le court‐circuit. Les courts‐circuits peuvent

disparaitre ou se fermer et ils ne sont présents que pendant la rotation.

La technologie Iris Power nécessite la mesure du flux magnétique total dans

l’entrefer. La sonde est collée sur une dent du noyau du stator lors d’un arrêt

approprié. Habituellement, le TFProbe est installé avec le rotor en place. La

sortie de la sonde correspond à une tension qui est proportionnelle au

principal flux magnétique traversant l'intervalle d'air lorsque le rotor tourne.


14

SUIVI EN LIGNE DU FLUX DES HYDROGÉNÉRATEURS ET MOTEURS SYNCHRONES BASSES VITESSE

TFProbe collée sur la dent de stator d’un alternateur

RFAII‐S


15/28

Des algorithmes uniques pour rotors à pôles saillants ont été développés et mis en œuvre dans les RFAII‐S pour détecter les perturbations dans le flux magnétique provoquées par les courts‐circuits. Si un signal "de phaseur clé" est prévu pour les RFAII‐S, le pôle de rotor contenant le défaut peut

être identifié. Toutes les mesures et tous les calculs sont effectués dans les RFAII‐S, et l'instrument peut collecter des données sans à l'aide d'un ordi‐nateur portable. Un ordinateur n'est nécessaire que pour l'installation et le téléchargement de données. Le test prend quelques minutes et il est normalement répété deux fois par an. Le logiciel qui affiche le résultat indique clairement sous forme de schémas et de tableaux si des courts circuits sont présents et sur quel pôle ils se trouvent.

CONTRÔLE EN LIGNE DES ENROULEMENTS DU ROTOR

15

Détecteur portable pour les rotors à pôles saillants ‐ RFAII‐S™

Motif flux mesuré par Iris Power RFAII‐S

FluxTracII‐S™—Moniteur permanent pour la suivi des rotors à pôles saillants

L'instrument FluxTracII‐S est un instrument d’acquisition des mesures en continu pour les machines à pôles saillants tels que les hydro, les moteurs alternateurs à turbines‐pompes réversibles, et les moteurs pôles saillants. L'instru‐ment FluxTracII‐S peut surveiller et évaluer jusqu'à quatre

machines en même temps, et un relais est activé pour si‐gnaler la presence d’un court‐circuit sur un des rotors des machines suivies. L'instrument enregistre la condition du rotor de base, la dernière série de mesures alertées, et la dernière série de mesures non alertées. Les données peu‐vent être examinées localement ou à distance, ou bien télé‐chargées et transmises automatiquement par Modbus TCP / IP à un système SCADA de la centrale.

Diagramme polaire montrant un court ‐circuit sur le pôle 39 d’un rotor d’hydro‐générateur à 76 pôles


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Les rotors à cage d'écureuil dans les moteurs à induction ne contiennent pas d'isolation. Bien que de

tels rotors à cages d'écureuil solent extrêmement fiables (c’est pourquoi ils sont utilisés dans> 99% de tous les moteurs à courant alternatif), parfois ils échouent à cause de barres de rotor "cassées" et d’anneaux court‐circuités fissurés. Ces échecs sont plus susceptibles de se produire sur des moteurs qui subissent des démarrages fréquents, ou sur les applications avec une forces de démarrage élevée telles que les ventilateurs. Le courant qui circule dans l'enroulement du rotor pendant le fonctionne‐ment normal est bloqué ou réduit chez une barre du rotor qui est fissurée ou brisée. Ceci, à son tour, change le champ magnétique du rotor. Etant donné que le champ magnétique du rotor de filature induit un courant dans l'enroulement du stator, il est possible de détecter des barres de rotor cassées en mesurant le courant qui vient de l'enroulement du stator dans le moteur.

L’analyse de signatures de courant (CSA) a été inventée par le professeur Bill Thomson de l’Université Robert Gordon en Écosse. Bien que les versions antérieures de cette technologie aient eu tendance à donner de fausses indications, le professeur Thomson a poursuivi ses recherches et a développé de nombreuses amé‐liorations de la technologie CSA. En 2002, Iris Power introduit la première génération de CSMeter™ iintégrant les idées de M. Thomson dans un portable, facile à utiliser. En 2014, Iris Power introduit la MDSP3TM de troisième génération de cet instrument. Le MDSP3 dé‐

tecte le courant du moteur dans l'une des trois phases au moyen d' une pince ampèremétrique, soit sur l' alimentation principale dans les moteurs à basse tension, soit sur un courant (TC) secondaire pour les moteurs à haute tension. Après seulement une minute ou deux, les MDSP3 affichent si le rotor du moteur contient des barres cassées, ou si le rotor a une excentricité et donc l’entrefer variable. Plusieurs années d'expérience ont montré que les algorithmes ont une faible probabilité de fausses indications par rapport à d'autres outils fournis par des offres concurrentielles.


16

ANALYSE DE SIGNATURE DU COURANT POUR Y TROUVER LES DÉFAUTS DU ROTORS DES MOTEURS ASYNCHRONES

Rotor avec bar cassé

Les avantages des MDSP3™

Des

algorithmes

avancés

:

MDSP3 est développé en combinant des algorithmes avancés CSA pour prédire avec précision le glissement à partir du courant mesuré. Ainsi, les calculs de glissement peuvent être effectués sous différentes charges afin de détecter les glisse‐ments avec précision, et donc d’etablir les fréquences d’enroule‐ment de la cage.

Simplicité:

MDSP3 peut détecter les défauts de la cage et aussi l’ex‐centricité par l'utilisation d'un seul transformateur de courant autour des conducteurs de phase.

Fiabilité: Comme tous les instruments Iris Power, le MDSP3 est fabri‐que pour réduire le taux de fausses indications. L’instrument est capable de distinguer les bruits des problèmes reéls de cage d’ecu‐reuil en utilisant un seuil de bruit de plus de 100 dB.

Des

mesures

en

ligne: Tous les mesures des essais sont effec‐tuées en ligne, en moins de 90 secondes, pour trouver des pro‐blèmes avant qu'ils n’endommage le moteur d’avantage.

Portée et précision: MDSP3 fait des mesures précises sous les conditions des charges variables, par rapport aux résultats ambigus des systèmes concurrentiells. MDSP3 utilise deux sondes de courant pour couvrir un plus large éventail de cours de 5A à 1000A.

Portatif et sûr : MDSP3 n’a besoin que d'une sonde de courant fixée sur les conducteurs de phase ou sur le côté secondaire d'un TC à la MCC du

moteur ou du disjoncteur. Le MDSP3 est alimenté par la connexion USB d'un ordinateur portable. Il

n'a pas besoin d'une batterie séparée ou d’autres alimentation la mesure.

MDSP3 avec capteurs du courant


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La technologie Iris Power EVTracII représente un progrès considérable

dans la détection et l’indication des problèmes de relâchement et de vi‐

brations dans la région des têtes de l'enroulement des moteurs et des

alternateurs. Ce système recueille et analyse les données de vibration

captéespar des accéléromètres à fibre optique en temps réel. Les respon‐

sables d'entretien dispose d’un outil simple pour suivre les tendances des

vibrations et le déplacement maximal des bobines dans toute l'échelle des

fréquences pertinentes. Une fois configuré, l'instrument EVTracII ne né‐

cessite aucune intervention de la part de l'utilisateur. L'instrument fait

retentir une alarme lorsque les niveaux des vibrations importantes sont

détectées, et il est donc idéal pour établir les mesures de base et pour faire suivre les tendances de la vibration au fur et à mesure que le systè‐

me de support des têtes des bobines vieillit.

Le but principal de la surveillance des vibrations pendant le fonctionnement normal de la machine est de trouver les problèmes naissants (et corriger) à

un stade précoce, bien avant l'échec. Le système de sur‐veillance est composé de quatre éléments:

Les accéléromètres de vibration (EVA) montés à des endroits critiques de l'enroulement externe à la masse statorique.

Les câble de fibre optique pour connecter les capteurs à

l'extérieur du moteur ou d’alternateur.

L’unité électro‐optique pour convertir les signaux l’opti‐ques en millivolts, proportionnellement à l'accélération.

L’instrument EVTracII servant à numériser, à traiter et à

sauvegarder les données de vibration.

SUIVI DE LA VIBRATION DES ENROULEMENTS DES STATORS

17

LES ALTERNATEURS SYNCHRONES ET LES ENROULEMENTS DES MOTEURS

La partie de l'enroulement du moteur et de l'alternateur en dehors de la masse statorique répresente les têtes des bobines. Les têtes des bobines sont normalement sur haute tension et elles sont supportées avec un système rigide pour entraîner la vibration mécanique produite par des forces électriques et mécaniques. Cependant, les têtes des bobines peuvent être endommagées en raison:

Du relâchement de l'appui et de la structure suite au vieillissement mécanique et à la dilatation thermique.

D’une mauvaise conception du système de support avec des conditions de résonance proches des forces mécaniques primaires de fréquence de rotation et de fréquence de ligne doublée ( 100/120 Hz).

Des événements d'exploitation anormaux tels que des courts‐circuits dans la centrale qui produisent du stress et de la déformation des composants au‐delà de leurs limites mécaniques.

Le mouvement relatif entre un élément et un autre qui peut abraser l'isolation haute tension sur les bobines.

Les vibrations de l’enroulement peuvent conduire à la fissuration de l'isolation des bobines juste à l'extérieur de l'encoche du stator et, dans les cas graves, peut entraîner des fissures de fatigue des conducteurs en cuivre, générant ainsi des arcs de courant élevés. Pour finir, un de ces problèmes peut causer un défaut à la terre du stator.

EVTRACIITM— SUIVI DE VIBRATIONS DES TÊTES DES BOBINES STATORIQUES


18/28

L'entrefer est une mesure de la distance entre le diamètre extérieur du rotor et le diamètre intérieur du

stator d’un alternateur hydraulique. La surveillance de l'entrefer est importante car le stator et le rotor peuvent être très souples sur les grandes machines hydrauliques, et leur forme et leur emplacements sont influencés par des forces centrifuges d'exploitation, les effets thermiques, les forces magnétiques et la défaillance du système mécanique. Les conditions dans lesquelles le rotor est décentré ou bien pas tout à fait rond réduisent l'efficacité d'exploitation et, dans les cas plus graves, peuvent entraîner des dommages d'échauffement induit par le champ magnétique ou par un frottement de rotor à stator.

L'Iris Power AGTracII est un outil efficace pour la surveillance en service de l’entrefer. Il utilise des cap‐teurs capacitifs d'un profil très bas pour mesurer précisément l'écart entre le stator et le rotor. Il donne toutes les analyses en temps réel, la protection, la gestion des alarmes et des tendances de ce paramètre.

Le système peut être utilisé pour saisir les données pendant l'opération de l'alternateur hydraulique en pleine charge. Il offre une mode de sur‐

veillance de protection, et les données peuvent être affichées en temps réel sur l'écran pendant le démarrage, l'opération ou bien l'entretien de la machine. Le système Air Gap comprend 5 parties:

Les détecteurs capacitifs Air Gap (4 à 16 capteurs)

La boite de jonction pour le traitement des signaux

Le capteur Sync (1 capteur )

L’instrument de surveillance continue

Le logiciel de gestion de données

LE SUIVIE SPÉCIALISÉ D'AUTRES PARAMÈTRES DES ALTERNATEURS

18

AGTracIITM — SURVEILLANCE EN CONTINU DE L’ENTREFER POUR LES MACHINES HYDRAULIQUES

Le suivi de la tension et du courant induit sur l'arbre de l'alternateur, détecte à travers les balais de mise à la terre, peut fournir des informations supplémen‐taires confirmant l'état des enroulements du rotor. Le SMTracII peut constater les conditions suivantes:

Court‐circuit de l'enroulement de rotor

Mise à la terre inattendue du rotor

Mauvaises connections des mise à la terre de l'arbre

Problèmes d'isolation de roulement

Le SMTracII est compatible et basé sur le modèle d’instruments TracII et peut com‐

muniquer avec les ordinateurs à distance en utilisant un protocole port Ethernet

Modbus TCP / IP et le serveur FTP. Il peut être relié à quatre capteurs (jusqu'à deux

capteurs de Voltage et jusqu'à deux capteurs de courant). Les capteurs de courant

sont des shunts électriques de 1 ou 0,1 shunts ohms montés sur le balai de mise à la terre de l’arbre de l’alternateur.

SMTracIITM—SURVEILLANCE AXE INFERIEUR


19/28

Le GuardII est un contrôle continu et un service qui permet de détec‐ter de multiples problèmes de turboalternateurs et l’alternateurs hy‐

droélectriques grâce à un seul instrument. Le système GuardII a une conception flexible et modulaire et il peut intégrer une variété de technologies et de capteurs selon les besoins de la centrale et les modes de défaillance plus élevés pour l'appareillage spécifique.

La plateforme GuardII peut surveiller un ou plusieurs des facteurs suivants:

DP

Flux magnétique

Vibration d'enroulement dans les têtes des bobines

GuardII enregistre les données de DP à l'aide de capteurs Iris Power, y compris (SSC) et des condensateurs époxy mica (EMC). Il peut être programmé pour déclencher la collection de données basées sur des

conditions opérationelles précises. Les notifications d'alerte peuvent être déclenchées à distance et, par exemple, le personnel d'entretien ne recevra aucune notification sauf en cas de niveau de DP excessif selon les priorités programmées dans le système.

Si la machine développe un court‐circuit dans les enroulements du rotor, le système GuardII à comprend la capacité de surveiller le flux magnétique et, en exploitant les algorithmes sophistiqués program‐més dans l’instrument, il fournit un avertissement précise du court‐circuit dans le rotor.

Les vibrations des têtes des bobines sont contrôlés dans des condi‐tions normales d'operation des alternateurs, mais avec des contraintes telles que l'expansion thermique ou vieillissement de la machine, les enroulement peuvent se desserrer et peuvent conduire à des fissure

du système d'isolation et la fissuration par fatigue de cuivre conduc‐teurs.

Tous ces paramètres sont contrôlées et surveillées par logiciel Iris Applica‐tion Manager™( IAM ). L'IAM est une plate‐forme unique pour configurer,

télécharger et afficher les données. L'utilisateur ap‐prend à travailler avec un seul logiciel pour gerer plu‐sieurs alternateurs dans la centrale, ou à travers plu‐sieurs centrales ou types d'appareillage.

Les avantages d’Iris Po‐

wer GuardII—Système de surveillance de l’état actuel des alternateurs Des connaissances exceptionel-

les des machines tournantes et

de la conception des stators et

des rotors: L'utilisateur de ce système pour le suivi de la condition du système d'isolation statorique par les mesures de DP bénéficie d’un accès à une vaste base de données de résul‐tats fournies par Iris Power de plus de 270 000 résultats compa‐rables. Ces données sont également utilisées pour configurer les niveaux d'alerte du système DP du GuardII automatiquement. GuardII

emploie

des

algorithmes

avancés

pour

analyser

les

don

‐nées de flux magnétiques sur les enroulements de rotor, indé‐pendamment des changements de charge. Cette méthode dé‐tecte avec précision la présence de spires en court‐circuit.

Une solution clé en main : Dans le cas où le client a déjà des capteurs de DP, de flux ou des capteurs d'entrefer (machines hydrauliques), l'installation du système GuardII ne requiert pas d’interruption de la machine et l’effort principal est de brancher l'instrument, de configurer le logiciel, et si c’est souhaité, d’éta‐blir la communication à distance avec un ordinateur Windows. Relié au logiciel IAM, il permet à l'utilisateur de recueillir des données à partir de plusieurs machines tournantes en service. Cela réduit les difficultés liées à la collecte régulière de données

par l'équipe de maintenance prédictive.

Une instrumentation modulaire: Des technologies supplémen‐taires comme le suivi du Voltage de l'arbre et le suivi de l'entre‐fer (machines hydrauliques) peuvent être intégrées au système GuardII (combinaison d'au moins 3 types de paramètres suivis).

Des prédictions fiables : Le système GuardII a subi des essais rigoureux pour neutraliser le problème des bruits, très courant dans l'environnement opérationnel des centrales. Le résultat nous permet d’assurer un suivi et des résultats fiables avec un taux de fausses alarmes réduit.

L'éducation de la clientèle: Les données peuvent être interprétées

par les membres de l’équipe d’entretien après une formation offerte par les ingénieurs et les experts de Qualitrol‐Iris Power.

Les instruments GuardII peuvent être configurés et mis à jour selon les besoins du client.

LE SUIVI INTÉGRÉ DES MACHINES TOURNANTES

19

GUARDIITM—SURVEILLANCE DES TURBOALTERNATEURS ET DES GROUPES HYDRAULIQUES

L'analyse compr éhensive sur un seul écran


20/28

Iris Power est en mesure d'offrir une large gamme

d’outils spécialisés qui sont utilisés hors service à

d’évaluer l'état des enroulements des rotors et des

stators.

Ces outils hors ligne comprennent:

Les essais EL CIDTM de noyau du stator

L'analyse des cales du système d'isolation

Un outil robotique pour EL CID, l’inspection des cales et l’inspection visuelle sans avoir besoin d'extraire le rotor

Un essai de rigidité diélectrique à Courant Continu

Une sonde de Corona PPM‐97 pour la locali‐sation des DP

Un système d'alimentation de haute tension PowerMaxx à courant alternatif, et des ins‐truments de détection de DP en mode basse

fréquence Un testeur de DP hors service DeltaMaxx

en mode basse fréquence en combinaison avec les mesures des pertes diélectriques.

Un enregistreur de la polarisation et dépo‐larisation DRA3‐DC à courant continu pour les systèmes d'isolation des machines tour‐nantes.

Tous ces outils complètent le diagnostic en ser‐vice pour confirmer la condition de l'enroule‐ment, et aider les membres de l'équipe d'entre‐tien à évaluer l'état d'enroulement avant les interventions et après les réparations.

ÉQUIPEMENT DE TEST HORS SERVICE POUR LES MOTEURSET LES ALTERNATEURS

20

EL CID TEST DU NOYAU DE STATOR

L'invention en 1978 du EL CID par John Sutton et ses collègues aux Services Pub‐

lics d'Electricite de Grande Bretagne (CEGB) a révolutionné l'évaluation des noyaux de stator à moteurs, les turboal‐ternateurs et hydrogénérateurs. Pour la première fois, les propriétaires de machi‐nes ont pu facilement détecter et locali‐ser, en toute sécurité, des problèmes de stratifications des noyaux sans avoir à exécuter des essais au ‘flux complet’. Donc replacent les essai impliquant des courants et des tensions très élevés.

Les noyaux de stator, ainsi que les pô‐

les de rotor des machines à pôles sail‐

lants, sont fabriqués à partir de fines pellicules en acier magnétique. Les

tôles sont isolées les unes des autres

pour empêcher la circu‐lation des cou‐

rants axiaux dans le noyau induits par

le champ magnétique principal, amé‐

liorant ainsi l'efficacité du moteur ou

de l’alternateur. Si la fine isolation

entre ces pellicules est court‐circuitée,

un courant axial circule augmentant

ainsi la température du noyau aux

endroits des courts‐circuits. Si suffi‐

samment de tôles sont court‐

circuitées, tout point chaud au niveau du noyau se trouvant en contact avec

l’isolation du bobinage peut rapide‐

ment causer un vieillissement thermi‐

que et des défauts à la terre. Même si

les tôles court‐circuitées

ne sont pas près de la

bobine, la température

peut finir par grimper à

tel point que l'acier des

tôles commencent à fon‐

dre. Dans ce cas le pro‐

blème escalade rapide‐

ment et conduit générale‐ment à un défaut à la

terre.

Avant le développement du test EL CID, la seule façon d'assurer qu'aucune

des tôles n’était en court‐circuit était d'induire un flux magnétique dans le noyau qui était presque de la même intensité que celle d’une machine en plein fonctionnement. Pour les tests du noyau de stator, l'essai exige le retrait du rotor, l'installation temporaire de grands conducteurs à haute tension acheminés à travers l'alésage du stator et autour de l'extérieur de la machine. Pour les grandes machines, cette confi‐guration des câbles doit être alimentée par un courant alternatif de haute puissance, nécessitant l'utilisation

d'une source capable de fournir des centaines d'ampères et plusieurs kV. Une fois la configuration des câbles excitée, une caméra infrarouge est utilisée pour surveiller le noyau dans le but de trouver les points chauds provo‐qués par des courts‐circuits des tôles. Ces essais prennent souvent plusieurs jours et sont très intenses en terme de main d’œuvre. De plus, l'excitation du noyau crée certains risques de sécurité des personnes. Le flux élevé qui est présent peut également conduire à une surchauffe dangereuse du noyau

(pas de circulation d'air ou d'hydrogè‐ne pour refroidir la masse statorique).

L’instrument EL CID


21/28

En revanche, le test EL CID est facile à ef ‐

fectuer, ne nécessite qu'un petit enroule‐

ment d'excitation et, la plupart des machi‐

nes peuvent être testées en un seul jour

par une seule personne.

ÉQUIPEMENT DE TEST HORS SERVICE POUR DES MOTEURS ETDES GÉNÉRATEURS

21

Les techniciens électriques peuvent être formés et certifiés pour effectuer et inter‐préter les mesures EL CID en seulement trois jours grâce au cours Iris Power ACE. La plupart des experts s’accordent

pour dire que le test EL CID remplace complètement le test de flux complet, à l'exception peut‐être des vielles machi‐nes hydrauliques à stator segmenté.

Le principal avantage de l'essai EL CID est qu'il est effectué avec un flux magné‐tique relativement faible, soit seulement 4% du flux normal en exploitation. Plutôt que de trouver les points chauds formés par les tôles en court‐circuit, les problè‐mes sont directement détectées par un capteur de flux magnétique (une bobine Chattock). La sonde est appliquée

manuellement, ou de manière robotisée, sur l'alésage intérieur du noyau de sta‐tor, ou à la surface externe du stator.

La détection des courants axiaux (et leurs champ magnétique) est beaucoup plus sensible aux défauts à la surface des

tôles ainsi qu’aux dégâts situés plus pro‐fondément dans la masse, que d’at‐tendre que la température des tôles monte dans le cadre d’un test de flux

complet. L’une des caractéristiques fon‐damentales des essais EL CID est sa ca‐pacité à ne pas tenir compte des cou‐rants axiaux causés directement par le système d'excitation d'enroulement lui‐même. Cet avantage fait partie de la propriété intellectuelle encodée dans la méthode. 30 ans après cette invention, ADWEL et, par la suite, Iris Power ont considérablement amélioré les capteurs, l’instrumentation et l'interprétation du test EL CID. Le modèle courant est le EL CID Evolution, un instrument entière‐ment numérique qui permet une numéri

‐sation plus rapide des noyaux feuilletés, qui présente des méthodes améliorées pour réduire le nombre de fausses indi‐cations et possède un affichage qui affi‐che la carte complète de la condition du stator.

Les essais EL CID dans une machine hydraulique

SWATM—ANALYSEUR DU COIN DE STATOR

Le desserage des barres et des bobines dû au relâchement des cales est l'un des mécanismes de vieillissement des sta‐tors les plus communs. Le mouvement des barres dans les encoches du stator finit par éroder l’isolation parce qu’elles se frottent contre le noyau de stator sous l'influence des forces magnétiques. Ainsi, il est essentiel de garder les cales serrées afin d'assurer un enroulement en bonne condition. Malheureusement, les cales de stator, qui sont habituelle‐ment faites en fibre de verre époxy ren‐forcée ou en polyester, ont tendance à perdre leur rigidité en service. Le relâ‐

chement des bobines et des barres en service est détecté dans les essais de DP. Déterminer le serrage des bobines per‐met d’avoir une indication directe quant à l’éventualité d’un relâchement futur des cales et des bobines.

Historiquement, on utilisait un essai de percussion afin de déterminer de maniè‐

re subjective si les cales étaient lâches.

Pour cela, le rotor devait être retiré et un expert tapait sur chaque cale afin de déterminer si celle‐ci était desserrée, moyennement serrée ou très serrée. On établissait ensuite une carte à l’aide des numéros des cales et de leurs positions axiales, basée sur cette indication sub‐ jective.

La SWA est l'instrument de schématisa‐tion objective des cales le plus populaire dans le monde. La Sonde SWA est appli‐

quée contre chaque cale et un «marteau» calibré frappe les cales et des détecteurs mesurent la vibration des cales causé par la percussion. Des algo‐rithmes propriétaire convertissent la vibration et génère une échelle indi‐quant si chaque cale est lâche, moyen‐nement serrée ou très serrée. Le logiciel

crée un schéma représentant le serrage des cales automatiquement. Il est pri‐mordial de noter que chaque personne formée qui effectue le test obtient le même résultat.

De plus, tout comme la sonde EL CID, le capteur SWA peut être monté sur le RIV Iris Power afin que les cartes des cales puissent souvent être produites sans retirer le rotor ‐ une énorme réduction du coût dans l'exécution de ces essais.


22/28

RIVTM INSTRUMENT ROBOTIQUE—SWA, EL CID ET INSPECTION VISUELLE DANS L'ENTREFER

Historiquement, pour trouver des cales

desserrées ou des problèmes dans le noyau de stator, il fallait que le rotor soit retiré des groupes hydroélectriques et des turboalternateurs. Avec le dispositif robotique RIV, qui peut ramper sur les dents du noyau de stator, il est souvent possible de détecter les cales relâchées et les problèmes au niveau du noyau sans avoir besoin d’enlever le rotor. Grâce à l'option caméra vidéo montée sur le RIV, il est également possible d'examiner vi‐suellement le noyau du stator, les conduits de ventilation et même la surfa‐ce du rotor. En supprimant la nécessité

d'extraire le rotor, on diminue le temps et le coût de la réalisation de ces tâches. Ainsi, le RIV réduit les risques de problèmes associés à l'extraction et à l'insertion du rotor.

La plupart des grands fabricants d’alternateurs dans le monde utilisent le RIV et les dispositifs associés comme le SWA.

ÉQUIPEMENT DE TEST HORS SERVICE POUR DES MOTEURS ETDES GÉNÉRATEURS

22

teur DCR‐50 permet d’évaluer la

rigidité diélectrique avec un risque

d'un échec limité. C’est donc rassu‐

rant pour les entreprises qui se

méfient des défaillances dûes à ces

essais.

Le rapport entre la tension et le

courant est automatiquement enre‐

gistré et peut être utilisé lors de

comparaisons avec d’autres essais

futurs afin de déterminer si les ni‐

veaux de fuite de courant sont plus

élevés.

Dans certains cas, la forme de la courbe tension‐courant peut être

indicative de certains problèmes

d’isolation des enroulements du

stator d’enroulement tel que le

délaminage.

Il est beaucoup moins probable que le technicien d'entretien applique accidentellement une tension plus élevée que prévu à l'enroulement, ce qui permet d’éviter les échecs d’enroulement inutiles.

PPM‐97TM—L'ONDE PORTABLE DE DETECTION ET LOCALISATION DE DP ET LA

CORONA

Les tests PDA et TGA identifient les enroule‐ments statoriques avec des DP importantes et qui ont, par conséquent, plus de risques de défaillance de l'isolation des enroule‐ments statoriques. Cependant, ces tests en ligne ne permettent pas aux utilisateurs de trouver la bobine ou la barre qui a le plus haut niveau de DP de façon exacte. Dans les années 1940, Westinghouse développe la première sonde de couronne afin d’aider à localiser les parties de l'en‐roulement avec les plus hautes DP. En 1960, les services publiques TVA des États‐Unis (Tenessee

Valley Authority) publie un circuit destiné à une récepteur corona générique à partir d'une antenne "de proximité" et d’un circuit de radio réglé à 5MHz. Le récepteur PPM‐97 est la dernière version de ce récepteur, réalisée avec des circuits RF plus avancés.

Lorsque des DP se produisent, elles émet‐tent un signal radio. Tandis que le signal se propage et s’éloigne de la source des DP, il perd son intensité. Plus l’antenne du récep‐teur est proche de la source, plus le signal, qui est mesuré en mA, est intense. En pas‐sant l’antenne du PPM ‐97 le long de tout

l’enroulement du stator pendant que le stator est sous tension nominale, on peut localiser les DP à quelques centimètres près. De plus, l'expérience collective confirme que, si le niveau est supérieur à 20 mA, le niveau est très élevé. Les détails des niveaux acceptables sont détaillés dans les normes IEEE 1434.

Le DCR‐50 est un instrument qui augmente

lentement et progressivement la tension

continue sur les bobines ou les enroule‐

ments, tout en mesurant le courant. Le

testeur représente plusieurs avantages par

rapport aux tests de surtension à CC

conventionnels (HIPOT) :

Souvent, le testeur DCR‐50 affiche une

augmentation brusque du courant au

fur et à mesure que la tension aug‐

mente. Cette soudaine augmentation est

une indication qu’un défaut d'isolation

est imminent, et le test doit être aban‐

donné pour éviter la défaillance du systè‐

me d’isolation statorique. Ainsi, le tes‐

DCR‐50TM—SURTENSION A COURANT CONTINU

PPM‐97 avec étui de transport


23/28

PDTech DeltaMaxx™

Le système numérique PDTech DeltaMaxx

détermine avec une grande précision la

facteur de perte diélectrique (facteur de puissance), la capacité, et la DP dans les

enroulements des alternateurs, et des mo‐

teurs, les transformateurs, les câbles et les

condensateurs.

Facteur de perte / test de capacitance : Le système mesure le courant à travers un condensateur de référence et un objet d’essai. Le courant est mesuré grâce à la chute de la tension lorsqu’elle traverse les résistances calibrées. Un convertisseur d’analogique à numérique

de 16 bits traite les résultats. Le diffé‐rence d'angle de phase entre le courant enregistré et la haute tension est déter‐minée par un nouvel algorithme, qui permet de calculer l'angle de perte et de neutraliser automatiquement les sour‐ces d'erreurs potentielles.

La mesure des décharges partielles : L'instrument PDTech DeltaMaxx est configuré pour extraire les impulsions des DP du condensateur coupleur en interne. Le mesurage ne nécessite pas de shunts externes, ni de composants

supplémen‐taires, c’est‐à‐dire que l'im‐pédance pour le couplage, de pré‐amplificateur, le traitement des signaux et la numérisation se font à l'intérieur de l'unité de mesure. Cette approche per‐met à l'appareil d'être placé directement à proximité de l'objet d'essai et les câ‐bles de grande longueur, pouvant être susceptibles aux interférences, ne sont pas requis. Le PDTech DeltaMaxx mesu‐re les DP dans les fréquences basses et conformément aux normes IEC 60270 et ASTM D1868.

ÉQUIPEMENT POUR LES TESTS HORS SERVICE DES MOTEURS ETDES TURBOALTERNATEURS

23

PDTech DRA‐3™ DC L'ANALYSE DE PROFILS DIELECTRIQUE

L’analyseur de réponse est utilisé pour le diagnostic hors service des systèmes d'isolation des turboalternateurs, des moteurs et des transformateurs. Il mesure le char‐gement et le déchargement sous tension CC du système d’isolation du stator ou du rotor.

La DRA‐3 PDTech permet de connecter les trois phases et la mis a la terre en même temps. Les phases sont mesurées séquentiellement, étape par étape, sans au‐cune interaction du personnel d'essai. Les étapes de mesure sont contrôlées automatiquement et sont enre‐gistrées par un ordinateur portable.

PDTech PowerMaxx™

La PDTech PowerMaxx est une source d’alimentation 50/60 Hz flexible pour l’excitation

des barres et des enroulements de stator allant jusqu’à 15 kV rms dépourvue de DP. Le

transformateur peut fournir jusqu'à 0.85A (15,3 kV) par lui‐même. Lorsqu'il est utilisé avec

des réacteurs de compensation supplémentaires, le système peut alimenter des charges

allant jusqu'à 1 μF. Le système est alimenté à partir d

corporate - french - june 2014 (2).pdf

Documents