EP0795183A1 - Procede et dispositif de prevention contre l'explosion et l'incendie des transformateurs electriques - Google Patents

Procede et dispositif de prevention contre l'explosion et l'incendie des transformateurs electriques

Info

Publication number
EP0795183A1
EP0795183A1 EP96932665A EP96932665A EP0795183A1 EP 0795183 A1 EP0795183 A1 EP 0795183A1 EP 96932665 A EP96932665 A EP 96932665A EP 96932665 A EP96932665 A EP 96932665A EP 0795183 A1 EP0795183 A1 EP 0795183A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
tank
transformer
cooling fluid
inert gas
valve
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
EP96932665A
Other languages
German (de)
English (en)
Other versions
EP0795183B1 (fr
Inventor
Philippe Magnier
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Individual
Original Assignee
Individual
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=9483009&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=EP0795183(A1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Individual filed Critical Individual
Priority to DE69608784T priority Critical patent/DE69608784T9/de
Publication of EP0795183A1 publication Critical patent/EP0795183A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of EP0795183B1 publication Critical patent/EP0795183B1/fr
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01F—MAGNETS; INDUCTANCES; TRANSFORMERS; SELECTION OF MATERIALS FOR THEIR MAGNETIC PROPERTIES
    • H01F27/00—Details of transformers or inductances, in general
    • H01F27/08—Cooling; Ventilating
    • H01F27/10—Liquid cooling
    • H01F27/12—Oil cooling
    • H01F27/14—Expansion chambers; Oil conservators; Gas cushions; Arrangements for purifying, drying, or filling
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01F—MAGNETS; INDUCTANCES; TRANSFORMERS; SELECTION OF MATERIALS FOR THEIR MAGNETIC PROPERTIES
    • H01F27/00—Details of transformers or inductances, in general
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01F—MAGNETS; INDUCTANCES; TRANSFORMERS; SELECTION OF MATERIALS FOR THEIR MAGNETIC PROPERTIES
    • H01F27/00—Details of transformers or inductances, in general
    • H01F27/40—Structural association with built-in electric component, e.g. fuse
    • H01F27/402—Association of measuring or protective means
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01F—MAGNETS; INDUCTANCES; TRANSFORMERS; SELECTION OF MATERIALS FOR THEIR MAGNETIC PROPERTIES
    • H01F27/00—Details of transformers or inductances, in general
    • H01F27/40—Structural association with built-in electric component, e.g. fuse
    • H01F27/402—Association of measuring or protective means
    • H01F2027/406—Temperature sensor or protection

Definitions

  • the device for preventing explosion and fire in an electrical transformer provided with a tank filled with combustible coolant comprises a means for sensing the pressure in said tank and a means for partially draining the cooling contained in the tank.
  • step 24 of injecting the inert gas 16 into the bottom of the tank 2 is systematically triggered after a given time delay, for example 20 seconds, to stir the fluid 7 in order to homogenize its temperature and also to smother any flames on the surface of the fluid 7 by expelling oxygen.
  • the fluid 7, in general oil can only ignite at a temperature above the flash point, ie approximately 140 °.
  • the surface of the fluid 7 reaches this value while the average temperature is at most 80 °.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Housings And Mounting Of Transformers (AREA)
  • Transformer Cooling (AREA)
  • Gas-Insulated Switchgears (AREA)
  • Testing Relating To Insulation (AREA)

Abstract

Procédé de prévention contre l'explosion et l'incendie dans un transformateur électrique (1) muni d'une cuve (2) remplie de fluide de refroidissement (7) combustible, comprenant les étapes suivantes: une étape de détection d'une rupture de l'isolement électrique du transformateur (1) par un moyen capteur de pression (11), vidange partielle du fluide de refroidissement (7) contenu dans la cuve (2), au moyen d'une vanne (15), et une étape de refroidissement des parties chaudes du fluide de refroidissement (7) par injection d'un gaz inerte (16) sous pression dans le bas de la cuve (2) afin de brasser ledit fluide de refroidissement (7) et de chasser l'oxygène situé à proximité.

Description

Procédé et dispositif de prévention contre l'explosion et l'incendie des transformateurs électriques.
La présente invention concerne le domaine de la prévention contre l'explosion et l'incendie des transformateurs électriques refroidis par un fluide combustible.
Les transformateurs électriques subissent des pertes tant dans les enroulements que dans la partie fer, qui nécessitent la dissipation
, de la chaleur produite. Ainsi, les transformateurs de grande puissance sont généralement refroidis à l'huile. Les huiles utilisées sont diélectriques et sont susceptibles de prendre feu au-delà d'une température de l'ordre de 140°. Les transformateurs étant des éléments très onéreux, leur protection nécessite une attention particulière.
Les incendies de transformateurs de puissance isolés par l'huile diélectrique surviennent en général en raison de la rupture de l'isolation électrique interne qui provoque une déflagration souvent très violente. Il en résulte une importante déchirure de la cuve du transformateur et un incendie de l'huile qui propage le feu aux autres équipements du site qui sont également susceptibles de contenir de grandes quantités de produits combustibles.
Les explosions peuvent être provoquées par des surcharges, des surtensions, une détérioration progressive de l'isolation, un niveau d'huile insuffisant, l'apparition d'eau ou de moisissure ou une panne d'un composant isolant.
On connaît dans l'art antérieur, des soupapes de sûreté se déclenchant lors d'une surpression à l'intérieur de la cuve du transformateur. Toutefois ces soupapes ne sont pas adaptées aux conséquences d'un défaut d'isolement interne du transformateur. On connaît également des systèmes de protection incendie pour transformateurs électriques qui sont actionnés par des détecteurs de température. Mais ces systèmes se mettent en oeuvre avec une inertie importante, lorsque l'huile du transformateur est déjà en flamme. On se contente donc de limiter l'incendie à l'équipement concerné pour ne pas propager le feu aux installations voisines.
L'objet de la présente invention est donc de fournir un procédé qui protège à la fois contre la surpression à l'intérieur du transformateur, due à la déflagration lors de la rupture de l'isolation électrique interne et contre l'incendie qui résulte de telles ruptures d'isolation.
L'invention a également pour objet un dispositif de prévention contre l'explosion et l'incendie qui permet une détection instantanée de la rupture de l'isolation électrique. Selon l'invention, le procédé de prévention contre l'explosion et l'incendie dans un transformateur électrique muni d'une cuve remplie de fluide de refroidissement combustible comprend les étapes suivantes :
- détection d'une rupture de l'isolement électrique du transformateur par un moyen capteur de pression,
- vidange partielle du fluide de refroidissement contenu dans la cuve, au moyen d'une vanne, et
- refroidissement des parties chaudes du fluide de refroidissement par injection d'un gaz inerte sous pression dans le bas de la cuve afin de brasser ledit fluide et de chasser l'oxygène situé à proximité.
Selon l'invention, le dispositif de prévention contre l'explosion et l'incendie dans un transformateur électrique muni d'une cuve remplie de fluide refroidissement combustible comprend un moyen capteur de la pression dans ladite cuve et un moyen pour vidanger partiellement le fluide de refroidissement contenu dans la cuve.
Un défaut d'isolement engendre, dans un premier temps, un arc électrique important qui provoque une action des systèmes de protection électriques qui déclenchent la cellule d'alimentation du transformateur (disjoncteur). L'arc électrique provoque, également, une diffusion conséquente d'énergie qui engendre une augmentation de la pression interne du transformateur suffisante pour en déchirer la cuve. De préférence, le dispositif de prévention contre l'explosion et l'incendie est muni d'un moyen de détection du déclenchement de la cellule d'alimentation du transformateur et d'un boîtier de commande qui reçoit les signaux émis par les moyens capteurs du transformateur et qui est capable d'émettre des signaux de commande. De préférence, le dispositif de prévention contre l'explosion et l'incendie comprend un moyen de refroidissement des parties chaudes du fluide, par injection de gaz inerte dans le bas de la cuve, commandé par un signal de commande du boîtier de commande. En effet, certaines parties du fluide de refroidissement subissent un échauffement capable de l'enflammer. L'injection d'un gaz inerte au fond de la cuve provoque un brassage du fluide de refroidissement qui homogénéise la température et permet de chasser l'oxygène présent à proximité du fluide.
L'invention sera mieux comprise à l'étude de la description détaillée d'un mode de réalisation particulier pris à titre nullement limitatif et illustré par les dessins annexés, sur lesquels : la figure 1 est une vue générale du dispositif de prévention selon l'invention; et la figure 2 est une vue schématique représentant la logique de fonctionnement du dispositif selon l'invention.
Comme illustré sur les figures, le transformateur 1 comprend une cuve 2 reposant sur la sol 3 au moyen de pieds 4 et est alimenté en énergie électrique par des fils 5 entourés par des isolateurs 6.
La cuve 2 est remplie de fluide de refroidissement 7, par exemple, de l'huile diélectrique. Afin de garantir un niveau constant de fluide de refroidissement 7 dans la cuve 2, le transformateur 1 est muni d'un réservoir d'appoint 8 en communication avec la cuve 2 par une conduite 9.
La conduite 9 est pourvue d'un clapet automatique 10 qui obture la conduite 9 dès qu'il détecte un mouvement rapide du fluide 7. Ainsi, lors d'une explosion de la cuve 2, la pression dans la conduite 9 chute brusquement ce qui provoque un début d'écoulement de fluide 7 qui est rapidement arrêté par l'obturation du clapet automatique 10. On évite ainsi que le fluide 7 contenu dans le réservoir d'appoint 8 vienne alimenter l'incendie du transformateur 1.
La cuve 2 est munie d'un capteur de pression 1 1 capable de détecter sans retard la variation de pression due à la déflagration provoquée par la rupture de l'isolation électrique du transformateur 1.
Le capteur de pression 1 1 peut, notamment, être constitué par une soupape de sûreté équipée d'un contact électrique et ainsi capable de transmettre une information relative à la variation de pression détectée. La cuve 2 est également munie de capteurs de température 12 situés en plusieurs points de la cuve 2, afin de connaître la température du fluide 7. Toutefois, ces capteurs de température 12 présentent un retard estimé à 20 ou 30 secondes par rapport au détecteur de pression 1 1, en raison de la propagation plus lente de la chaleur que de la pression.
La cuve 2 comprend un capteur 13 de la présence de vapeur du fluide de refroidissement également appelé buchholz monté en un point haut de la cuve 2, en général sur la conduite 9. La déflagration due à une rupture d'isolement électrique provoque rapidement le dégagement de vapeur du fluide 7 dans la cuve 2. Un capteur de vapeur 13 est donc performant pour détecter une rupture de l'isolation électrique. Le transformateur 1 est alimenté par l'intermédiaire d'une cellule d'alimentation, non représentée, qui comprend des moyens de coupure d'alimentation tels que des disjoncteurs et qui est munie de capteurs de déclenchement 21.
La cuve 2 est munie de moyens de vidange comprenant une conduite 14 à laquelle elle est reliée à la hauteur souhaitée du niveau de vidange. La conduite 14 est fermée par une vanne 15 de fort diamètre par exemple 100 à 150 mm. La cuve 2 comprend un moyen de refroidissement du fluide 7 par injection d'un gaz inerte 16 tel que de l'azote dans le bas de la cuve 2. Le gaz inerte 16 est stocké dans un réservoir sous pression 17 muni d'une vanne 18, d'un détendeur 19 et d'un tuyau 20 amenant le gaz 16 jusqu'à la cuve 2.
Le capteur de pression 1 1 , les capteurs de température 12, le capteur de vapeur 13, les capteurs de déclenchement 21, la vanne 15 de la conduite 14 et la vanne 18 du tuyau 20 sont reliés à un boîtier de commande 22 destiné à contrôler le fonctionnement du dispositif. Le boîtier de commande 22 est muni de moyens de traitement d'information recevant les signaux des différents capteurs et capables d'émettre des signaux de commande à destination des vannes 15 et 18. Le dispositif est actionné par un signal de pression élevée en provenance du capteur de pression 1 1 en coïncidence avec un signal de déclenchement en provenance des capteurs de déclenchement 21 de la cellule d'alimentation du transformateur 1 pour prévenir l'explosion et l'incendie. Le dispositif peut également être actionné par un signal de température élevée en provenance d'un des capteurs de température 12 en coïncidence avec un signal de présence de vapeur en provenance du
, capteur de vapeur 13 pour déclencher l'extinction d'un incendie. Ainsi, on exige que deux capteurs fournissent des informations concordantes afin d'éviter des déclenchements intempestifs.
En conditions normales, le dispositif est déclenché par l'information de pression élevée, en concordance avec l'information de déclenchement de la cellule d'alimentation, qui commande instantanément l'étape 23 d'ouverture de la vanne de vidange 15 qui permet la décompression instantanée de la cuve 2 du transformateur 1 dont la plupart des composants resteront donc intacts, à l'exception des éléments situés dans une zone très proche de l'arc électrique engendré par le défaut d'isolement. L'ouverture de la vanne 15 permet d'éviter des débordements de fluide 2 enflammé lorsque l'on injectera du gaz inerte 16 dans la cuve 2 qui est susceptible d'être détériorée. Enfin l'ouverture de la vanne 15 provoque une décompression dans la conduite 9 ce qui entraîne l'obturation du clapet automatique 10. Le réservoir d'appoint 8 est ainsi isolé et le fluide 7 qu'il contient n'alimente pas l'incendie. L'ouverture rapide de la vanne 15 diminue également les risques d'explosion et augmente la probabilité que la cuve 2 du transformateur 1 reste intacte. Les risques d'incendie sont donc réduits, mais après la vidange partielle de la cuve 2, l'étape 24 d'injection du gaz inerte 16 dans le bas de la cuve 2 est systématiquement déclenchée après une durée donnée de temporisation, par exemple 20 secondes, pour brasser le fluide 7 afin d'homogénéiser sa température et également pour étouffer les flammes éventuelles à la surface du fluide 7 en chassant l'oxygène. En effet, le fluide 7, en général de l'huile, ne peut s'enflammer qu'à une température supérieure au point éclair, soit environ 140°. Or, dans le cas d'un incendie du transformateur 1 consécutif à un arc électrique, seule la surface du fluide 7 atteint cette valeur alors que la température moyenne est au maximum de 80°. Le brassage du fluide 7 permet donc une baisse de la température des parties les plus chaudes. Pour des raisons de sécurité, le réservoir 17 du gaz inerte 16 est prévu pour pouvoir injecter du gaz inerte 16 pendant une durée de l'ordre de 45 minutes largement supérieure à la durée prévue pour éteindre l'incendie.
Le transformateur 1 peut être équipé d'un ou plusieurs changeurs de prise en charge 25 servant d'interfaces entre ledit transformateur 1 et le réseau électrique auquel il est relié pour assurer une tension constante malgré des variations du courant fourni au réseau. Le changeur de prise en charge 25 est relié par une conduite 26 à la conduite 14 destinée à la vidange. En effet, le changeur de prise en charge 25 est également refroidi par un fluide de refroidissement inflammable. En raison de son volume réduit, l'explosion d'un changeur de prise en charge est extrêmement violente et peut s'accompagner de projection de jets de fluide de refroidissement enflammé. La conduite 26 est pourvue d'un diaphragme calibré 27 capable de se déchirer en cas de court-circuit et donc de surpression à l'intérieur du changeur de prise en charge 25. On évite ainsi l'explosion de la cuve dudit changeur de prise en charge 25. Celui-ci comprend également un capteur de pression 28 relié, d'une part, à la cellule d'alimentation du transformateur 1 pour déclencher celle-ci et, d'autre part, au boîtier de commande 22 pour déclencher le fonctionnement du dispositif de prévention lors d'un court-circuit dans le changeur de prise en charge 25. Grâce à l'invention, on dispose ainsi d'un procédé et d'un dispositif de prévention contre l'explosion et l'incendie dans un transformateur qui nécessitent peu de modifications des éléments existants, qui détectent les ruptures d'isolation de façon extrêmement rapide et agissent quasi simultanément de façon à limiter les conséquences en résultant. Cela permet de sauver le transformateur ainsi que le changeur de prise en charge et de minimiser les dégâts liés au court-circuit.

Claims

REVENDICATIONS
1. Procédé de prévention contre l'explosion et l'incendie d'un transformateur électrique (1 ) comprenant une cuve (2) remplie de fluide de refroidissement (7) combustible, caractérisé par :
- une étape de détection d'une rupture de l'isolement électrique du transformateur (1 ) par un moyen capteur de pression
( H ),
- une étape de vidange (23) partielle du fluide de refroidissement (7) contenu dans la cuve (2), au moyen d'une vanne ( 15), et - une étape de refroidissement (24) des parties chaudes du fluide de refroidissement (7) par injection d'un gaz inerte (16) sous pression dans le bas de la cuve (2) afin de brasser le fluide de refroidissement (7) et de chasser l'oxygène situé à proximité.
2. Procédé de prévention selon la revendication 1 , caractérisé par une étape d'isolement d'un réservoir d'appoint (8) de fluide de refroidissement (7) au moyen d'un clapet (10) afin d'empêcher le fluide de refroidissement (7) de se répandre, le clapet (10) se fermant dès qu'un mouvement rapide du fluide de refroidissement (7) est détecté.
3. Procédé de prévention selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé par une étape de détection de la présence de vapeur de fluide de refroidissement (7) dans la cuve (2) du transformateur (1 ) au moyen d'un capteur de vapeur (13) capable de provoquer la vidange partielle du fluide de refroidissement (7) et l'injection de gaz inerte (16).
4. Procédé de prévention selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé par une étape de détection de la température du fluide de refroidissement (7) au moyen de capteurs de température (12) capables de provoquer la vidange partielle du fluide de refroidissement (7) et l'injection de gaz inerte (16).
5. Procédé de prévention selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé par une étape de détection du déclenchement d'une cellule d'alimentation du transformateur au moyen de capteurs de déclenchement (21 ) capable de provoquer la vidange partielle du fluide de refroidissement (7) et l'injection de gaz inerte ( 16).
6. Procédé de prévention selon l'une quelconque des revendications 3 à 5, caractérisé en ce que l'étape de vidange (23) partielle du fluide (7) n'est déclenchée que lorsque deux capteurs commandent simultanément le déclenchement de ladite étape (23).
7. Dispositif de prévention contre l'explosion et l'incendie d'un transformateur électrique (1) comprenant une cuve (2) remplie de fluide de refroidissement (7) combustible, caractérisé par un moyen capteur de la pression (1 1 ) dans ladite cuve (2) et par un moyen pour vidanger partiellement le fluide de refroidissement (7) contenu dans la cuve (2).
8. Dispositif de prévention selon la revendication 7,
^caractérisé par un moyen capteur de vapeur ( 13) du fluide de refroidissement (7) dans la cuve (2), des moyens capteurs de la température (12) du fluide de refroidissement (7) dans la cuve (2) et un moyen capteur du déclenchement (21 ) d'une cellule d'alimentation du transformateur (1 ).
9. Dispositif de prévention selon la revendication 7 ou 8, caractérisé en ce que le moyen capteur de la pression comprend une soupape de sûreté équipée d'un contact électrique.
10. Dispositif de prévention selon l'une quelconque des revendications 7 à 9, caractérisé par un boîtier de commande (22) recevant les signaux émis par les moyens capteurs du transformateur ( 1 ) et capable d'émettre des signaux de commande.
1 1. Dispositif de prévention selon la revendication 10, caractérisé en ce que le moyen pour vidanger la cuve (2) comprend une vanne (15) à ouverture déclenchée par un signal de commande du boîtier de commande (22).
12. Dispositif de prévention, selon l'une quelconque des revendications 10 ou 1 1, caractérisé par un moyen de refroidissement des parties chaudes du fluide de refroidissement (7), par injection de gaz inerte (16) dans le bas de la cuve (2).
13. Dispositif de prévention selon la revendication 12, caractérisé en ce que le moyen d'injection de gaz inerte (16) comprend un réservoir (17) de gaz sous pression, un détendeur (19) et une vanne (18) à ouverture commandée par un signal de commande du boîtier de commande (22).
14. Dispositif de prévention selon l'une quelconque des revendications 7 à 13, caractérisé en ce qu'il comprend un moyen capteur (28) de la pression dans un changeur de prise en charge (25) du transformateur et un moyen de mise à la pression atmosphérique dudit changeur de prise en charge destiné à éviter son explosion.
EP96932665A 1995-09-28 1996-09-27 Procede et dispositif de prevention contre l'explosion et l'incendie des transformateurs electriques Expired - Lifetime EP0795183B1 (fr)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE69608784T DE69608784T9 (de) 1995-09-28 1996-09-27 Verfahren und vorrichtung zur verhütung von explosion und brand für elektrische transformatoren

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR9511386A FR2739486B1 (fr) 1995-09-28 1995-09-28 Procede et dispositif de protection contre l'explosion et l'incendie des transformateurs electriques
FR9511386 1995-09-28
PCT/FR1996/001513 WO1997012379A1 (fr) 1995-09-28 1996-09-27 Procede et dispositif de prevention contre l'explosion et l'incendie des transformateurs electriques

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP0795183A1 true EP0795183A1 (fr) 1997-09-17
EP0795183B1 EP0795183B1 (fr) 2000-06-07

Family

ID=9483009

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP96932665A Expired - Lifetime EP0795183B1 (fr) 1995-09-28 1996-09-27 Procede et dispositif de prevention contre l'explosion et l'incendie des transformateurs electriques

Country Status (23)

Country Link
US (1) US5946171A (fr)
EP (1) EP0795183B1 (fr)
JP (1) JPH10510105A (fr)
KR (1) KR100441193B1 (fr)
CN (1) CN1079573C (fr)
AT (1) ATE193784T1 (fr)
BG (1) BG63740B1 (fr)
CA (1) CA2206793C (fr)
CZ (1) CZ293859B6 (fr)
DE (2) DE795183T1 (fr)
DK (1) DK0795183T3 (fr)
ES (1) ES2148795T3 (fr)
FR (1) FR2739486B1 (fr)
GR (1) GR3034274T3 (fr)
HK (1) HK1003400A1 (fr)
HU (1) HU221222B1 (fr)
MX (1) MX9703595A (fr)
PT (1) PT795183E (fr)
RO (1) RO116688B1 (fr)
RU (1) RU2215352C2 (fr)
SK (1) SK284150B6 (fr)
UA (1) UA45365C2 (fr)
WO (1) WO1997012379A1 (fr)

Families Citing this family (36)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2739486B1 (fr) * 1995-09-28 1997-11-14 Magnier Philippe Procede et dispositif de protection contre l'explosion et l'incendie des transformateurs electriques
FR2783348B1 (fr) * 1998-09-15 2000-10-13 Alstom Technology Methode de discrimination entre un arc interne et un arc de coupure dans un disjoncteur de moyenne ou de haute tension
FR2791463B1 (fr) * 1999-03-22 2001-06-29 Philippe Magnier Dispositif de prevention contre l'explosion des transformateurs electriques
US6429662B1 (en) * 2000-06-14 2002-08-06 Ifd Corporation Internal fault indicator for power electrical devices
US7145760B2 (en) * 2000-12-15 2006-12-05 Abb Technology Ltd. Tap changer monitoring
AU2002311624A1 (en) * 2002-03-01 2003-09-16 Anil Kohli On-line detection and measurement system for gases in oil-filled electrical equipment
US7842122B2 (en) * 2003-10-31 2010-11-30 Waukesha Electric Systems Incorporated Gas remover apparatus and method
FR2888034B1 (fr) * 2005-06-29 2010-10-08 Philippe Magnier Dispositif de prevention contre l'explosion d'un transformateur electrique
AU2006314089B2 (en) * 2005-11-16 2009-07-16 Ctr Manufacturing Industries Limited Method and device for prevention and protection of electrical transformer against explosion and fire
AU2006349821B2 (en) * 2006-10-27 2012-03-15 Philippe Magnier Llc Device for prevention against the explosion of an electric transformer member
CN100593220C (zh) * 2006-11-15 2010-03-03 上海置信电气非晶有限公司 非晶合金单相油浸组合式变压器
DE102007029905B4 (de) * 2007-06-28 2009-07-02 Areva Energietechnik Gmbh Verfahren zum Betreiben eines elektrischen Transformators
DK2232510T3 (da) * 2008-01-01 2012-10-01 Ctr Mfg Ind Ltd System og fremgangsmåde til forebyggelse, beskyttelse af OLTC mod brand og/eller transformer mod eksplosion
DE102008027274B3 (de) * 2008-06-06 2009-08-27 Maschinenfabrik Reinhausen Gmbh Leistungstransformator mit Stufenschalter
US8400320B2 (en) * 2009-12-30 2013-03-19 Eduardo Pedrosa Santos System for monitoring oil level and detecting leaks in power transformers, reactors, current and potential transformers, high voltage bushings and the like
BR112012030676B1 (pt) 2010-06-07 2021-02-17 Ifd Internal Fault Detector Corp indicador de falha para indicar a ocorrência de um rápido surto de pressão, e, dispositivo elétrico
FR2971357B1 (fr) 2011-02-08 2013-02-15 Philippe Magnier Llc Dispositif de prevention contre l'explosion d'un transformateur electrique muni d'un indicateur de liquide
FR2973153A1 (fr) 2011-03-21 2012-09-28 Philippe Magnier Llc Dispositif de prevention d'explosion d'un changeur de prise en charge muni d'un element de rupture
US8319590B2 (en) * 2011-03-21 2012-11-27 Philippe Magnier Llc Device for explosion prevention of an on load tap changer including a rupture element
KR101749902B1 (ko) * 2011-06-23 2017-06-22 현대일렉트릭앤에너지시스템(주) 중전압 가스 절연 스위치기어
US9816633B2 (en) * 2011-10-11 2017-11-14 Sentry Depressurization Systems, Inc. Depressurization system for an electrical transformer
US10883948B2 (en) * 2012-02-20 2021-01-05 Franklin Fueling Systems, Llc Moisture monitoring system
KR101310691B1 (ko) * 2013-07-04 2013-09-24 (주)동성기술감리단 변전소의 변전용 특고압 변압기
US10193328B2 (en) * 2014-01-07 2019-01-29 Easun-Mr Tap Changers (P) Ltd Method and system for protecting transformers from internal fire
EP2899728B2 (fr) * 2014-01-22 2019-11-13 ABB Schweiz AG Dispositif comprenant un appareil haute tension comprenant un fluide et équipement pour détecter une ou plusieurs propriétés physiques du fluide
KR101483056B1 (ko) * 2014-07-21 2015-01-16 Koc 전기 주식회사 변압기
KR101908548B1 (ko) 2015-02-23 2018-10-17 아이에프디 인터널 폴트 디텍터 코포레이션 전기장비용 통합된 결함 모니터링 장치
RU2634125C1 (ru) * 2016-12-09 2017-10-24 ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ КАЗЕННОЕ ВОЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ "Военная академия Ракетных войск стратегического назначения имени Петра Великого" МИНИСТЕРСТВА ОБОРОНЫ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Устройство диагностики силового масляного трансформатора
CN107342156A (zh) * 2017-07-04 2017-11-10 广东电网有限责任公司惠州供电局 一种新型主变压器本体呼吸器装置
CN108281249B (zh) * 2018-03-23 2024-01-30 中国能源建设集团云南省电力设计院有限公司 一种侧面套管变压器挡油装置
UA123375C2 (uk) * 2019-05-29 2021-03-24 Леонід Нісонович Конторович Система попередження вибуху і пожежі високовольтного електричного устаткування
EP3876247A1 (fr) * 2020-03-04 2021-09-08 General Electric Technology GmbH Appareil d'étanchéité pour un équipement électrique rempli de liquide et ensemble associé
KR102114657B1 (ko) * 2020-03-25 2020-05-25 (주)성문기술단 변전소의 특고압 제어시스템
CN112233890A (zh) * 2020-09-04 2021-01-15 国网福建省电力有限公司泉州供电公司 一种变压器油枕油位监控方法及装置
EP4095874B1 (fr) * 2021-05-24 2024-07-31 Hitachi Energy Ltd Ensemble de changeur de prises et ensemble de cuve de transformateur
KR102586024B1 (ko) 2023-03-17 2023-10-06 주식회사 중앙씨아이씨 인공지능 기반 변압기와 전신주 케이블 연결감시 시스템

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE238475C (fr) *
FR1355777A (fr) * 1963-02-08 1964-03-20 Comp Generale Electricite Perfectionnements aux dispositifs de refroidissement d'appareils électriques
DE2515192C3 (de) * 1975-04-08 1983-01-05 Maschinenfabrik Reinhausen Gebrüder Scheubeck GmbH & Co KG, 8400 Regensburg Stufentransformator mit Druckausgleich zwischen getrennten Ölräumen
DE2624882A1 (de) * 1976-06-03 1977-12-15 Transformatoren Union Ag Ueberdruckschutzeinrichtung fuer mit isolierfluessigkeit oder isoliergas gefuellte elektrische maschinen und apparate
AT386527B (de) * 1986-02-20 1988-09-12 Elin Union Ag Einrichtung zum loeschen eines brandes
FR2684248B1 (fr) * 1991-11-22 1997-04-30 Pioch Sa Appareil electronique de mesure et de protection du fonctionnement du transformateur a huile.
JP2766574B2 (ja) * 1992-01-07 1998-06-18 三菱電機株式会社 油入電器の異常監視装置
WO1994028566A1 (fr) * 1993-05-20 1994-12-08 University Of Technology, Sydney Appareil de surveillance passive de la decharge partielle
FR2739486B1 (fr) * 1995-09-28 1997-11-14 Magnier Philippe Procede et dispositif de protection contre l'explosion et l'incendie des transformateurs electriques

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See references of WO9712379A1 *

Also Published As

Publication number Publication date
BG63740B1 (bg) 2002-10-31
CZ153297A3 (cs) 1998-12-16
DE795183T1 (de) 1998-01-15
KR100441193B1 (ko) 2004-11-03
CN1079573C (zh) 2002-02-20
DE69608784D1 (de) 2000-07-13
HU221222B1 (hu) 2002-08-28
US5946171A (en) 1999-08-31
EP0795183B1 (fr) 2000-06-07
HUP9800461A3 (en) 2000-03-28
HUP9800461A2 (hu) 1998-06-29
FR2739486A1 (fr) 1997-04-04
SK64597A3 (en) 1997-10-08
ATE193784T1 (de) 2000-06-15
CN1165581A (zh) 1997-11-19
UA45365C2 (uk) 2002-04-15
FR2739486B1 (fr) 1997-11-14
ES2148795T3 (es) 2000-10-16
HK1003400A1 (en) 1998-10-30
JPH10510105A (ja) 1998-09-29
CA2206793C (fr) 2011-09-20
DE69608784T2 (de) 2001-02-01
WO1997012379A1 (fr) 1997-04-03
DK0795183T3 (da) 2000-10-02
MX9703595A (es) 1997-08-30
CZ293859B6 (cs) 2004-08-18
PT795183E (pt) 2000-11-30
GR3034274T3 (en) 2000-12-29
KR970707563A (ko) 1997-12-01
RO116688B1 (ro) 2001-04-30
DE69608784T9 (de) 2012-03-29
BG101451A (en) 1997-11-28
SK284150B6 (sk) 2004-10-05
RU2215352C2 (ru) 2003-10-27
CA2206793A1 (fr) 1997-04-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2206793C (fr) Procede et dispositif de prevention contre l'explosion et l'incendie des transformateurs electriques
EP1166297B1 (fr) Dispositif de prevention contre l'explosion des transformateurs electriques
RU2388128C2 (ru) Способ и система для предотвращения и защиты от взрыва и пожара электрического трансформатора
EP2287865B1 (fr) Dispositif de prévention contre l'explosion d'un transformateur électrique
US8351169B2 (en) System and method for preventing, protecting OLTC from fire and/or transformer from explosion
MXPA97003595A (en) Procedure and device to prevent explosions and fires in electri transformers

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

17P Request for examination filed

Effective date: 19970526

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AT BE CH DE DK ES FI FR GB GR IE IT LI LU MC NL PT SE

TCAT At: translation of patent claims filed
17Q First examination report despatched

Effective date: 19971118

DET De: translation of patent claims
GRAG Despatch of communication of intention to grant

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS AGRA

GRAG Despatch of communication of intention to grant

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS AGRA

GRAH Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS IGRA

GRAH Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS IGRA

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

Designated state(s): AT BE CH DE DK ES FI FR GB GR IE IT LI LU MC NL PT SE

REF Corresponds to:

Ref document number: 193784

Country of ref document: AT

Date of ref document: 20000615

Kind code of ref document: T

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: EP

REG Reference to a national code

Ref country code: IE

Ref legal event code: FG4D

Free format text: FRENCH

REF Corresponds to:

Ref document number: 69608784

Country of ref document: DE

Date of ref document: 20000713

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: NV

Representative=s name: KIRKER & CIE SA

GBT Gb: translation of ep patent filed (gb section 77(6)(a)/1977)

Effective date: 20000802

ITF It: translation for a ep patent filed
REG Reference to a national code

Ref country code: DK

Ref legal event code: T3

REG Reference to a national code

Ref country code: ES

Ref legal event code: FG2A

Ref document number: 2148795

Country of ref document: ES

Kind code of ref document: T3

REG Reference to a national code

Ref country code: PT

Ref legal event code: SC4A

Free format text: AVAILABILITY OF NATIONAL TRANSLATION

Effective date: 20000828

PLBQ Unpublished change to opponent data

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS OPPO

PLBI Opposition filed

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009260

PLBQ Unpublished change to opponent data

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS OPPO

PLBF Reply of patent proprietor to notice(s) of opposition

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS OBSO

PLAB Opposition data, opponent's data or that of the opponent's representative modified

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009299OPPO

PLBQ Unpublished change to opponent data

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS OPPO

PLAB Opposition data, opponent's data or that of the opponent's representative modified

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009299OPPO

PLBI Opposition filed

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009260

26 Opposition filed

Opponent name: VA TEC HYDRO GMBH & CO

Effective date: 20010227

R26 Opposition filed (corrected)

Opponent name: VA TEC HYDRO GMBH & CO

Effective date: 20010227

26 Opposition filed

Opponent name: VA TECH PATENTE GMBH

Effective date: 20010227

NLR1 Nl: opposition has been filed with the epo

Opponent name: VA TEC HYDRO GMBH & CO

NLR1 Nl: opposition has been filed with the epo

Opponent name: VA TECH PATENTE GMBH

Opponent name: VA TEC HYDRO GMBH & CO

PLBF Reply of patent proprietor to notice(s) of opposition

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS OBSO

PLBF Reply of patent proprietor to notice(s) of opposition

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS OBSO

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: IF02

PLAW Interlocutory decision in opposition

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS IDOP

APAC Appeal dossier modified

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS NOAPO

APAC Appeal dossier modified

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS NOAPO

PLBQ Unpublished change to opponent data

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS OPPO

APAC Appeal dossier modified

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS NOAPO

PLAB Opposition data, opponent's data or that of the opponent's representative modified

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009299OPPO

PLBI Opposition filed

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009260

26 Opposition filed

Opponent name: VA TECH HYDRO GMBH & CO

Effective date: 20010227

APAC Appeal dossier modified

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS NOAPO

NLR1 Nl: opposition has been filed with the epo

Opponent name: VA TECH HYDRO GMBH & CO

PLBQ Unpublished change to opponent data

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS OPPO

PLAB Opposition data, opponent's data or that of the opponent's representative modified

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009299OPPO

PLBQ Unpublished change to opponent data

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS OPPO

PLAB Opposition data, opponent's data or that of the opponent's representative modified

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009299OPPO

R26 Opposition filed (corrected)

Opponent name: VA TECH HYDRO GMBH & CO

Effective date: 20010227

NLR1 Nl: opposition has been filed with the epo

Opponent name: VA TECH HYDRO GMBH & CO

R26 Opposition filed (corrected)

Opponent name: VA TECH HYDRO GMBH & CO

Effective date: 20010227

NLR1 Nl: opposition has been filed with the epo

Opponent name: VA TECH HYDRO GMBH & CO

APBU Appeal procedure closed

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNNOA9O

APAA Appeal reference recorded

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS REFN

PLCK Communication despatched that opposition was rejected

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNREJ1

PLBN Opposition rejected

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009273

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: OPPOSITION REJECTED

27O Opposition rejected

Effective date: 20041215

NLR2 Nl: decision of opposition

Effective date: 20041215

APAH Appeal reference modified

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSCREFNO

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: CL

Name of requester: SERGI TRANSFORMER EXPLOSION PREVENTION TECHNOL, IN

Effective date: 20120918

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: AU

Effective date: 20120912

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DE

Payment date: 20140922

Year of fee payment: 19

Ref country code: CH

Payment date: 20140919

Year of fee payment: 19

Ref country code: FI

Payment date: 20140911

Year of fee payment: 19

Ref country code: MC

Payment date: 20140912

Year of fee payment: 19

Ref country code: DK

Payment date: 20140919

Year of fee payment: 19

Ref country code: IE

Payment date: 20140918

Year of fee payment: 19

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: AT

Payment date: 20140911

Year of fee payment: 19

Ref country code: LU

Payment date: 20141001

Year of fee payment: 19

Ref country code: GB

Payment date: 20140919

Year of fee payment: 19

Ref country code: ES

Payment date: 20140926

Year of fee payment: 19

Ref country code: SE

Payment date: 20140918

Year of fee payment: 19

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: PT

Payment date: 20140327

Year of fee payment: 19

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NL

Payment date: 20140918

Year of fee payment: 19

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: IT

Payment date: 20140929

Year of fee payment: 19

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: BE

Payment date: 20140925

Year of fee payment: 19

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: PLFP

Year of fee payment: 20

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: FR

Payment date: 20150914

Year of fee payment: 20

Ref country code: GR

Payment date: 20150924

Year of fee payment: 20

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R119

Ref document number: 69608784

Country of ref document: DE

Ref country code: PT

Ref legal event code: MM4A

Free format text: LAPSE DUE TO NON-PAYMENT OF FEES

Effective date: 20160328

REG Reference to a national code

Ref country code: DK

Ref legal event code: EBP

Effective date: 20150930

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: LU

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20150927

Ref country code: IT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20150927

Ref country code: MC

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20150930

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: PL

REG Reference to a national code

Ref country code: SE

Ref legal event code: EUG

REG Reference to a national code

Ref country code: AT

Ref legal event code: MM01

Ref document number: 193784

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20150927

GBPC Gb: european patent ceased through non-payment of renewal fee

Effective date: 20150927

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: PT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20160328

Ref country code: FI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20150927

Ref country code: SE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20150928

REG Reference to a national code

Ref country code: NL

Ref legal event code: MM

Effective date: 20151001

REG Reference to a national code

Ref country code: IE

Ref legal event code: MM4A

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20160401

Ref country code: CH

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20150930

Ref country code: LI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20150930

Ref country code: GB

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20150927

Ref country code: IE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20150927

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20151001

Ref country code: AT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20150927

REG Reference to a national code

Ref country code: ES

Ref legal event code: FD2A

Effective date: 20161026

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20150930

REG Reference to a national code

Ref country code: GR

Ref legal event code: MA

Ref document number: 20000401961

Country of ref document: GR

Effective date: 20160928

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: PT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF EXPIRATION OF PROTECTION

Effective date: 20161005

Ref country code: ES

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20150928

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: BE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20150930

Ref country code: PT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF EXPIRATION OF PROTECTION

Effective date: 20160401