EP4627335A1 - Procédé, dispositif et programme de mesure de cavitation érosive d'une machine hydraulique - Google Patents

Procédé, dispositif et programme de mesure de cavitation érosive d'une machine hydraulique

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Publication number
EP4627335A1
EP4627335A1 EP23825431.2A EP23825431A EP4627335A1 EP 4627335 A1 EP4627335 A1 EP 4627335A1 EP 23825431 A EP23825431 A EP 23825431A EP 4627335 A1 EP4627335 A1 EP 4627335A1
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EP
European Patent Office
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cavitation
ultrasonic signal
calculation unit
signal
dsp
Prior art date
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Application number
EP23825431.2A
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German (de)
English (en)
Inventor
Carmen NEAGOIE
Cornel IOANA
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Electricite de France SA
Centre National de la Recherche Scientifique CNRS
Institut Polytechnique de Grenoble
Universite Grenoble Alpes
Original Assignee
Electricite de France SA
Centre National de la Recherche Scientifique CNRS
Institut Polytechnique de Grenoble
Universite Grenoble Alpes
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
Application filed by Electricite de France SA, Centre National de la Recherche Scientifique CNRS, Institut Polytechnique de Grenoble, Universite Grenoble Alpes filed Critical Electricite de France SA
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    • G01N2291/102—Number of transducers one emitter, one receiver

Definitions

  • cavitation is of the erosive type when the cloud of bubbles caused by cavitation implodes on the organs (which could be metallic for example) surrounding the cavitation zone.
  • hydroelectric turbines can be heavily affected by blade wear/erosion caused by sediment and cavitation. Wear due to erosive cavitation can significantly reduce the Mean Time Between Failures (MTBF – Mean Time Before Failure), leading to a higher number of operational shutdowns for corrective maintenance. Consequently, we wish to monitor this wear/erosion precisely, and above all, it is recommended to avoid the phenomenon of cavitation upstream. It is recommended to avoid producing conditions that accelerate this damage by detecting cavitation or sediment erosion in their early stages and, ideally, continuously without interrupting machine operation.
  • An objective of the invention is to obtain a method, a device and a computer program for measuring erosive cavitation of a hydraulic machine, which makes it possible to monitor the onset and evolution of erosive cavitation and which solve the problem mentioned above.
  • a first object of the invention is a method for measuring erosive cavitation of a hydraulic machine in operation, the hydraulic machine comprising walls delimiting a conduit for the passage of liquid water and at least one movable member , which is located in the liquid water passage conduit and which is set in motion during operation of the hydraulic machine, characterized in that the method comprises the following steps: during a first step, emission of at at least one first broadband pulsed ultrasonic signal by at least one emitting ultrasonic transducer, which is positioned on a first side of at least one of the walls and which is oriented through the liquid water passage conduit towards another side from the first wall (17) or towards the at least one movable member, during a second step, reception, by at least one receiving ultrasonic transducer, which is positioned on the first side of the first wall, of at least a second ultrasonic signal received in response to the first ultrasonic signal having been emitted, during a third step, calculation, by a calculation unit connected to at least one transmitting ultrasonic trans
  • the first broadband pulsed ultrasonic signal comprises a plurality of pulses emitted with a prescribed pulse repetition period, which is not zero.
  • each pulse has, for a modulation duration, less than the prescribed pulse repetition period, a frequency modulation greater than or equal to a low frequency modulation value, not zero, and less than or equal to a high frequency modulation value, not zero.
  • the frequency modulation is linear or cubic and goes from the low frequency modulation value to the high frequency modulation value over the modulation duration or from the high frequency modulation value at the low frequency modulation value over the modulation duration.
  • the calculation unit calculates for each pulse of the first ultrasonic signal e(t) having been emitted the time TOAn of arrival of the second ultrasonic signal x(t) having been received in relation to the first ultrasonic signal e(t) having been emitted according to the following equations: where n is the index of each pulse.
  • the calculation unit calculates for each pulse of the first ultrasonic signal e(t) having been emitted the time TOAn of arrival of the second ultrasonic signal x(t) having been received in relation to the first ultrasonic signal e(t) having been emitted according to the following equations: where n is the index of each pulse, FFT ⁇ x ⁇ is the fast Fourier transform of the second ultrasonic signal x(t) having been received, ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ is the complex conjugate of the fast Fourier transform of the first ultrasound signal e(t), ⁇ ⁇ is the inverse fast Fourier transform.
  • the calculation unit calculates the at least one erosive cavitation indicator of the hydraulic machine as comprising the average of the TOA n arrival times for the pulses of the first ultrasonic signal e(t) having been emitted and/or the variance of the TOAn arrival times for the pulses of the first ultrasonic signal e(t) having been emitted and/or the standard deviation of the TOAn arrival times for the pulses of the first ultrasonic signal e(t) having been emitted.
  • the calculation unit determines that cavitation is present, when the average of the TOA n arrival times is less than a first determined threshold.
  • the reception time windows Fi overlap one after the other.
  • the prescribed duration W of the reception time window F i is greater than or equal to 1 time or 2 times or 3 times the prescribed pulse repetition period.
  • the calculation unit determines a direction of movement of the cavitation from the spectral band instantaneous.
  • the first non-zero percentage A given is greater than or equal to 50% or 70% or 90% or 95%.
  • the at least one emitting ultrasonic transducer comprises an active mode, which can be controlled by the calculation unit and in which the first step, the second step and the third step are carried out, and a passive mode, which can be controlled by the calculation unit and in which the first step, the second step and the third step are not carried out and the at least one emitting ultrasonic transducer does not emit, the calculation unit controlling by fault during the third step the at least one transmitting ultrasonic transducer in the passive mode, in which the at least one receiving ultrasonic transducer receives a third signal, the calculation unit calculating during the third step the power spectral density of the third signal having been received in each of several following time slots and each having an identical time slot duration, the calculation unit controlling during the third step the at least one ultrasonic transducer emitting in the active mode, when the spectral density of power of the third signal having been received in a current time slot differs by more than a second given non-zero percentage with respect to the power spectral density of
  • Figure 6 represents timing diagrams of signals which can be used by the method, the device and the computer program for measuring erosive cavitation according to the invention.
  • Figure 7 represents timing diagrams of signals which can be used by the method, the device and the computer program for measuring erosive cavitation according to the invention.
  • Figure 8 represents timing diagrams of signals that can be used by the method, the device and the computer program for measuring erosive cavitation according to the invention.
  • Figure 9 represents timing diagrams of signals which can be used by the method, the device and the computer program for measuring erosive cavitation according to the invention.
  • Figure 10A shows signal paths that may appear in the hydraulic machine when the method, device and computer program for measuring erosive cavitation according to the invention are used in the absence of cavitation.
  • Figure 10B shows signal paths that may appear in the hydraulic machine when the method, device and computer program for measuring erosive cavitation according to the invention are used in the absence of cavitation.
  • Figure 10C represents signals that may appear in the hydraulic machine when the method, the device and the computer program for measuring erosive cavitation according to the invention are used in the absence of cavitation.
  • Figure 10D represents signal values which may appear in the hydraulic machine when the method, the device and the computer program for measuring erosive cavitation according to the invention are used in the absence of cavitation.
  • Figure 10E represents signal values which may appear in the hydraulic machine when the method, the device and the computer program for measuring erosive cavitation according to the invention are used in the absence of cavitation.
  • Figure 11A shows signal paths that may appear in the hydraulic machine when the method, device and computer program for measuring erosive cavitation according to the invention are used in the presence of cavitation.
  • Figure 11B shows signal paths that may appear in the hydraulic machine when the method, device and computer program for measuring erosive cavitation according to the invention are used in the presence of cavitation.
  • Figure 11C represents signals that may appear in the hydraulic machine when the method, the device and the computer program for measuring erosive cavitation according to the invention are used in the presence of cavitation.
  • Figure 11D represents signal values which may appear in the hydraulic machine when the method, the device and the computer program for measuring erosive cavitation according to the invention are used in the presence of cavitation.
  • Figure 11E represents signal values which may appear in the hydraulic machine when the method, the device and the computer program for measuring erosive cavitation according to the invention are used in the presence of cavitation.
  • Figure 12 represents examples of arrival times, having been calculated by the method, the device and the computer program for measuring erosive cavitation according to the invention.
  • Figure 13 represents other examples of arrival times, having been calculated by the method, the device and the computer program for measuring erosive cavitation according to the invention.
  • Figure 14 represents other examples of arrival times, having been calculated by the method, the device and the computer program for measuring erosive cavitation according to the invention.
  • Figure 15 represents other examples of arrival times, having been calculated by the method, the device and the computer program for measuring erosive cavitation according to the invention.
  • Figure 16 represents a flowchart of the method for measuring erosive cavitation according to the invention.
  • Figure 17 shows a phase diagram of water.
  • the hydraulic machine 1 comprises walls delimiting a conduit 12 for the passage of liquid water.
  • the hydraulic machine 1 comprises one or more mobile members 11, which are set in motion in the liquid water passage conduit 12 during operation of the hydraulic machine.
  • Blades 3 located in the liquid water passage conduit 12 are integral in rotation with the rotation shaft 2, to be able to rotate around the first axis 8 of rotation, in order to drive the shaft 2 in rotation around the first axis 8.
  • the shaft 2 comprises a hub 4, on which the blades 3 are fixed and which ends in an ogive 5.
  • the hub 4, the blades 3 and the ogive 5 form a wheel 2a, which is located in the conduit 12 for the passage of liquid water and which is rotatably mounted relative to the chassis 10 around the first axis 8 of rotation.
  • the wheel 2a is fixed by a coupling to the shaft 2.
  • the turbine 1 can for example be of the type with vertical shaft 2, with horizontal shaft 2 or other.
  • the frame 10 comprises a wall 16 delimiting a water inlet path 6, in which liquid water is sent towards the blades 3.
  • the frame 10 comprises a wall 17 delimiting a water outlet path 7, in which the water is sent from the blades 3.
  • the blades 3 are located between the water inlet channel 6 and the water outlet channel 7.
  • a wall 13 (or wheel cover 13) of the chassis 10 surrounds the blades 3 at a distance from them.
  • the walls delimiting the liquid water passage conduit 12 comprise walls 13, 16 and 17.
  • the passage of water against the blades 3 from the inlet path 6 towards the outlet path 7 causes these blades 3 and the rotation shaft 2 to rotate around the first axis 8 of rotation. It can be provided as mobile member 11 the blades 3 movable in rotation around the first axis 8 of rotation.
  • each blade 3 can be mounted to rotate relative to the hub 4 around a second axis of rotation 14 perpendicular to the first axis 8 of rotation and this in a manner controlled by means of regulating members.
  • the second axes of rotation 14 of the blades 3 are spaced from each other around the first axis 8 of rotation.
  • the blades 3 are identical to each other.
  • guide vanes 9 are provided for valving the fluid, which are distributed around the rotation shaft 2.
  • the function of the valve guide vanes 9 is to predetermine a fluid passage section between the fluid inlet path 6 and the fluid outlet path 7.
  • the first pulsed ultrasonic signal broadband having been transmitted may include several successive time slots k-1, k, k+1, k+ 2, etc.
  • the time slots k may each have the same duration D.
  • the first broadband pulsed ultrasonic signal e comprises pulses n emitted with a prescribed pulse repetition period Tr, this prescribed period Tr being non-zero.
  • the number S is the number of pulses n in each time slot k of the first pulsed broadband ultrasonic signal e(t) having been emitted.
  • the most efficient way to carry out this adapted filtering is to calculate the fast Fourier transform (in English “Fast Fourier Transform”) of the two signals e and x, then to multiply the FFT of the received signal x (in the modulation band frequency of the transducer 20 and 30, going from the low frequency modulation value f1 to the high frequency modulation value f2), by the complex conjugate of the FFT of the emitted signal e to calculate the signal G(t) mentioned above -above.
  • the signal ⁇ ( ⁇ ) ⁇ ⁇ [ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ] ] represents the spectral implementation of the matched filtering principle.
  • the at least one indicator of erosive cavitation of the hydraulic machine 1 is the average ⁇ ⁇ of the arrival times TOAn for the pulses n of the first ultrasonic signal e(t) having been emitted, according to the following equation:
  • the at least one erosive cavitation indicator of the hydraulic machine 1 is the variance arrival times TOAn for the pulses n of the first ultrasonic signal e(t) having been emitted, according to the following equation:
  • the at least one erosive cavitation indicator of the hydraulic machine 1 is the standard deviation ⁇ ⁇ of the TOA time n of arrival for the pulses n of the first ultrasonic signal e(t) having been emitted, according to the following
  • the calculation unit 40 calculates the power spectral density DSP i (k) (f) of the second ultrasonic signal x k (t) having been received in each reception time window F i having a prescribed duration W covering the pulse n , according to the following equation:
  • This power spectral density DSP i (k) (f) of the second ultrasonic signal x k (t) having been received could also constitute the erosive cavitation indicator of the hydraulic machine 1, in addition to or instead of the spectral band BW k instant.
  • the respective prescribed durations W of the reception time windows F i can be identical to each other.
  • the duration D of each time slot k and the duration W can be chosen so that the number M is integer.
  • the calculation unit 40 calculates the representative value DSP (k) (f) of the power spectral density DSP i (k ) (f) of the second ultrasonic signal x k (t) having been received, which is equal to the average power spectral density DSP (k) (f) for the power spectral density DSP i (k) (f) on the M reception time windows F i , according to the following equation:
  • This average power spectral density DSP (k) (f) could also constitute the erosive cavitation indicator of the hydraulic machine 1, in addition to or instead of the instantaneous spectral band BWk.
  • the average power spectral density DSP (k) (f) is calculated in the reception time windows Fi over the duration D of each time slot k.
  • Figure 9 indicates the number of samples on the abscissa.
  • the calculation unit 40 calculates the average value DSP mean calculated from the representative value DSP (k) (f) of the power spectral density DSPi(k) during time according to the following equation:
  • the prescribed duration W of the reception time window Fi is greater than or equal to the prescribed period Tr of repetition of the pulses and may be greater than or equal to 2 times the prescribed period T r of repetition of the impulses. According to one embodiment of the invention, the prescribed duration W of the reception time window F i is greater than or equal to 2 times the prescribed period T r of pulse repetition and less than or equal to 3 times the prescribed period Tr of repetition of impulses. According to one embodiment of the invention, the prescribed duration W of the reception time window Fi is greater than or equal to 3 times the prescribed pulse repetition period Tr. According to one embodiment of the invention, the prescribed duration W of the reception time window F i is equal to 2.5 times (2 and a half times) the prescribed pulse repetition period T r .
  • the sampling frequency Fe can for example be equal to 5 MHz.
  • the reception time windows Fi overlap one after the other. This improves the quality of the estimate. This overlap can be for example at least 50% of the duration W of the reception time windows F i one after the other.
  • the time offset ⁇ of the reception time windows Fi one after the other may be less than or equal to W/2.
  • the time shift ⁇ of the reception time windows Fi one after the other is equal to W/2 and the overlap between the reception time windows F i is equal to 50% .
  • the first non-zero percentage A given is greater than or equal to 50% or 70% or 90% or 95%.
  • the first percentage A is equal to 90%.
  • the spectral indicator instantaneous band BWk is a measure of the broadband Doppler effect and makes it possible to determine the speed and direction of movement of the cloud of cavitation bubbles.
  • the innovation is based on the temporal and spectral information obtained from the second ultrasonic signals received x(t) after propagation and reflection in the environment composed of the blades 3 and/or the hub 4, and/or the warhead 5, and/or the other side 172 of the wall 17 delimiting the water outlet path 7, and/or the wall 16 delimiting the water inlet path 6 of the turbine 1 or machine 1 or the valve turbine guard and cavitation clouds.
  • the pulses n of the first emitted signal e(t) are reflected in the second signal x(t) by the blades 3 in Figure 10A and/or by the hub 4 and/or the warhead 5 and /or the other side 172 of the wall 17 delimiting the water outlet path 7 and/or the wall 16 delimiting the water inlet path 6 of the turbine 1 in Figure 10B, that is to say -say always in the same positions.
  • the variations of the TOA n and BW k indicators are very small because it is a stationary case: the reflections occur at the level of the blades 3 and the hub 4 and therefore the values of these indicators are almost constant for one pulse n to the other.
  • the TOAn indicators are almost identical because for each signal emitted, the reflection takes place at the same point, on the blades 3 or the hub 4 of the turbine 1.
  • the average mTOA of the TOA n arrival times remains identical to a first average m TOA(3) of the TOA n arrival times, illustrated in Figure 10D.
  • the variance of the TOAn arrival times remains identical to a first variance V 3 of the TOA n arrival times, illustrated in Figure 10D.
  • the instantaneous band BW k remains identical to a first instantaneous band BW 3 of absence of cavitation, illustrated in Figure 10E.
  • Figure 10C represents pulses n of the first transmitted ultrasonic signal e(t) (amplitude in Volts on the ordinate, time t on the abscissa), and the second ultrasonic signal x(t) (amplitude in Volts on the ordinate, time t on the abscissa) reflected by the blades 3 and/or by the shaft 2 or the warhead 5 in response to these pulses n of the first ultrasonic signal emitted e(t), in the absence of cavitation.
  • Figure 10D represents on the ordinate the variation of the mean ⁇ ⁇ of arrival times TOAn and the variation of the variance arrival times TOAn as a function of time t on the abscissa, in the absence of cavitation.
  • Figure 10E represents the variation of the spectral indicator (instantaneous band BWk) on the ordinate as a function of time t on the abscissa, in the absence of cavitation.
  • the cloud C of cavitation bubbles is not totally opaque to the acoustic waves of the first ultrasonic signal e(t) emitted but only part of these signals is reflected. The reflections take place in random positions depending on the position and the evolution of the trajectory of the cavitation C.
  • Figure 11C represents pulses n of the first ultrasonic signal emitted e(t) (amplitude in Volts on the ordinate, time t on the abscissa), and the second ultrasonic signal x(t) (amplitude in Volt on the ordinate, time t on the abscissa) reflected by the blades 3 and/or the hub 4 and/or the warhead 5 and/or the other side 172 of the wall 17 delimiting the water outlet path 7 and/or the wall 16 delimiting the water inlet path 6 of the turbine 1 in response to these pulses n of the first ultrasonic signal emitted e(t) , in the presence of cavitation C.
  • the invention can be applied to a hydraulic machine 1 (for example hydraulic turbine 1) of a hydraulic power plant for the production of electricity, but also of a nuclear power plant for the production of electricity or a thermal power plant for the production of electricity. 'electricity.
  • a hydraulic machine 1 for example hydraulic turbine 1 of a hydraulic power plant for the production of electricity
  • a nuclear power plant for the production of electricity
  • a thermal power plant for the production of electricity.
  • values other than the numerical examples mentioned above can be expected.
  • the embodiments, features, possibilities and examples described above can be combined with each other or selected independently of each other.

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Abstract

L'invention concerne un procédé de mesure d'une cavitation érosive d'une machine hydraulique (1 ) en fonctionnement, caractérisé par l'émission d'un signal ultrasonore impulsionnel ( e) à large bande par un transducteur ultrasonore (20) émetteur, orienté au travers du conduit de passage d'eau liquide vers un autre côté de la paroi ou vers l'organe mobile, la réception, par un transducteur ultrasonore (30) récepteur, d'un signal ultrasonore (x) en réponse au signal (e ), calcul, par une unité (40) de calcul, à partir des signaux (e, x), d'un indicateur de cavitation érosive, à partir du calcul d'au moins un temps (TOAn) d'arrivée du signal (x) reçu par rapport au signal (e) émis et/ou à partir d'une bande spectrale (BWk) instantanée définie par une plage de fréquence, pour laquelle une valeur représentative de la densité spectrale de puissance du signal (x) est supérieure à un pourcentage (A) de sa valeur moyenne.

Description

Procédé, dispositif et programme de mesure de cavitation érosive d’une machine hydraulique L'invention concerne un procédé, un dispositif et un programme d’ordinateur de mesure d’une cavitation érosive d’une machine hydraulique. Le domaine de l’invention concerne les dispositifs de surveillance des machines hydrauliques. Le phénomène de cavitation est bien connu et trouve son siège dans des composants entraînant des fluides tel que gaz ou liquide, ou entraînés par ces fluides. Les liquides homogènes peuvent être mis en tension en réduisant la pression à laquelle ils se trouvent ou en modifiant la température. On entend par cavitation la transformation d’un fluide de l’état liquide à l’état diphasique liquide et gazeux, provoqué par la mise en tension du liquide par la réduction de la pression. Dans le contexte de l’utilisation intermittente de l’énergie hydraulique, les fonctionnements dans des régimes sous-optimaux sont quasi-présents, ce qui augmente le risque des phénomènes de cavitation. L’effet immédiat de ces phénomènes est la perte de rendement mais, dans certaines conditions impossibles à prédire, ils peuvent conduire à l’érosion des organes de la machine (par exemple des pales rotatives et des aubes directrices dans le cas d’une turbine hydraulique) en provoquant des pannes irréversibles avec de lourdes conséquences économiques. Quand la tension dans le liquide arrive à une certaine valeur, nommée valeur critique, il y a une rupture dans le liquide et il devient diphasique (liquide et vapeur). Un liquide mis en tension par la baisse de pression ou chauffé est dans une phase qu’on appelle métastable qui peut conduire soit à une phase de cavitation (présence de fluide à l’état liquide et à l’état de vapeur), soit à une phase d’ébullition. Dans le diagramme des phases de la figure 17, on peut comprendre aisément le passage d’un liquide dans sa phase métastable et, par la suite, dans la phase de cavitation (liquide et vapeur). La ligne RC (partant du point R de rosée pour les températures croissantes) est la courbe de variation de la pression de vaporisation avec la température et est la courbe de coexistence ou limite des phases où le liquide peut exister en équilibre avec les vapeurs. De façon générale, un ouvrage hydraulique est composé de nombreux équipements, comme des pompes, turbines, vannes, etc, qui, dans certaines conditions, peuvent, par le mouvement rapide de leurs organes d’ajustement du débit, comme les pales et les directrices, les treillis, ou par l’écoulement au long du profil hydraulique, provoquer des variations de la pression du fluide qui peut s’accompagner d’un passage de la zone de fluide, initialement en état liquide, en état mixte : liquide-vapeur. Dans le cadre d’un écoulement dans une machine hydraulique, l’apparition et le développement de la cavitation peut produire des dégâts mécaniques par implosion des bulles de cavitation contre les parois ou les zones mécaniques. La cavitation se manifeste donc par l’apparition de nuages de bulles formant des particules de vapeurs créées par le changement local et transitoire de la pression du fluide. Les conditions qui concourent à leur naissance sont des régimes de fonctionnement pour lesquelles les organes en mouvement de l’installation, tels que par exemple les pales et les directrices dans le cas d’une turbine hydraulique, changent de configuration (par exemple, en situation de changement de régime (changement de vitesse de rotation des pales ou autres) ou en cas de variation du débit du fluide). La cavitation peut également avoir lieu pendant des régimes stabilisés à une certaine charge de la machine –du fait que le profil hydraulique des pales peut générer un type de cavitation. Les conséquences pour les composants subissant le phénomène de cavitations sont liées au fonctionnement en régime de pression variable. Le phénomène de cavitation, lorsqu’il est non identifié et surtout non maitrisé, conduit à une usure mécanique prématurée des organes soumis à la cavitation ou à une destruction irréversible de ces organes de la machine. Ceci est en particulier vrai lorsque la cavitation est érosive. On dira que la cavitation est de type érosif lorsque le nuage des bulles provoquées par la cavitation implose sur les organes (pouvant être par exemple métalliques) avoisinant la zone de cavitation. Notamment, les turbines hydroélectriques peuvent être lourdement affectées par l’usure/érosion des pâles causée par les sédiments et la cavitation. L’usure due à la cavitation érosive peut réduire considérablement la durée moyenne entre les défauts (en anglais : MTBF – Mean Time Before Failure), conduisant à effectuer un nombre plus élevé d’arrêt de l’exploitation pour la maintenance corrective. Par conséquent, on souhaite surveiller cette usure/érosion de manière précise, et surtout, il est recommandé d’éviter en amont le phénomène de cavitation. Il est recommandé d’éviter de produire les conditions qui accélèrent ces dommages en détectant la cavitation ou l’érosion par des sédiments à leurs premiers stades et, idéalement, en continu sans interrompre le fonctionnement de la machine. Pour un groupe hydraulique les coûts estimés de réparation des effets de la cavitation sont très élevés, sans compter les pertes conséquentes liées aux arrêts pour maintenance corrective. Ces travaux de réparation pourraient être évités si la cavitation érosive était surveillée pendant le fonctionnement. Un objectif de l’invention est d’obtenir un procédé, un dispositif et un programme d’ordinateur de mesure d’une cavitation érosive d’une machine hydraulique, qui permettent de surveiller la naissance et l’évolution de la cavitation érosive et qui résolvent le problème mentionné ci-dessus. A cet effet, un premier objet de l’invention est un procédé de mesure d’une cavitation érosive d’une machine hydraulique en fonctionnement, la machine hydraulique comportant des parois délimitant un conduit de passage d’eau liquide et au moins un organe mobile, qui est situé dans le conduit de passage d’eau liquide et qui est mis en mouvement lors du fonctionnement de la machine hydraulique, caractérisé en ce que le procédé comporte les étapes suivantes : au cours d’une première étape, émission d’au moins un premier signal ultrasonore impulsionnel à large bande par au moins un transducteur ultrasonore émetteur, qui est positionné sur un premier côté d’au moins une première des parois et qui est orienté au travers du conduit de passage d’eau liquide vers un autre côté de la première paroi (17) ou vers le au moins un organe mobile, au cours d’une deuxième étape, réception, par au moins un transducteur ultrasonore récepteur, qui est positionné sur le premier côté de la première paroi, d’au moins un deuxième signal ultrasonore reçu en réponse au premier signal ultrasonore ayant été émis, au cours d’une troisième étape, calcul, par une unité de calcul reliée au au moins un transducteur ultrasonore émetteur et au au moins un transducteur ultrasonore récepteur, à partir du premier signal ultrasonore ayant été émis et à partir du deuxième signal ultrasonore ayant été reçu, d’au moins un indicateur de cavitation érosive de la machine hydraulique, à partir du calcul par l’unité de calcul d’au moins un temps d’arrivée du deuxième signal ultrasonore ayant été reçu par rapport au premier signal ultrasonore ayant été émis et/ou à partir du calcul par l’unité de calcul d’une bande spectrale instantanée définie par une plage de fréquence, pour laquelle une valeur représentative de la densité spectrale de puissance du deuxième signal ultrasonore ayant été reçu est supérieure à un premier pourcentage non nul donné de la valeur moyenne calculée de la valeur représentative de la densité spectrale de puissance au cours du temps. Grâce à l'invention, on surveille d’une manière non-intrusive et sans avoir besoin d’arrêter la machine les phénomènes de cavitation érosive qui apparaissent sur certains organes dans les machines hydrauliques, pouvant être par exemple dans le cas d’une turbine hydraulique : les pales rotatives, et donc la roue de la turbine, ainsi que les aubes directrices de la turbine. L’invention permet de détecter les bulles crées par les phénomènes de cavitation. L’invention permet de calculer un indicateur de cavitation érosive. La surveillance de cet indicateur de cavitation érosive assure un contrôle efficace et à bas coût (sans avoir besoin d’arrêter la machine) dans le temps des phénomènes de cavitation et leur impact sur l’usure de la machine. Par ailleurs, le procédé est le dispositif suivant l’invention sont moins coûteux, plus rapides et plus précis que des techniques connues de simulations numériques, plus précis que des techniques connues de mesure de fluctuations de pression et de variation de couple par rapport aux demandes de puissance, plus précis que des techniques connues de mesure de vibration par accéléromètres et nécessitent un volume de données moins important et sont plus précis qu’une technique connue d’analyse multidimensionnelle de variables dans le système, comme la position des aubes directrices, la déviation axiale de la roue, la température de l’eau dans le cas d’une turbine hydraulique. Suivant un mode de réalisation de l’invention, le premier signal ultrasonore impulsionnel à large bande comporte une pluralité d’impulsions émises avec une période prescrite de répétition des impulsions, non nulle. Suivant un mode de réalisation de l’invention, chaque impulsion a, pendant une durée de modulation, inférieure à la période prescrite de répétition des impulsions, une modulation de fréquence supérieure ou égale à une valeur basse de modulation de fréquence, non nulle, et inférieure ou égale à une valeur haute de modulation de fréquence, non nulle. Suivant un mode de réalisation de l’invention, la modulation de fréquence est linéaire ou cubique et va de la valeur basse de modulation de fréquence à la valeur haute de modulation de fréquence sur la durée de modulation ou de la valeur haute de modulation de fréquence à la valeur basse de modulation de fréquence sur la durée de modulation. Suivant un mode de réalisation de l’invention, lors de la troisième étape, l’unité de calcul calcule pour chaque impulsion du premier signal ultrasonore e(t) ayant été émis le temps TOAn d’arrivée du deuxième signal ultrasonore x(t) ayant été reçu par rapport au premier signal ultrasonore e(t) ayant été émis suivant les équations suivantes : où n est l’indice de chaque impulsion. Suivant un mode de réalisation de l’invention, lors de la troisième étape, l’unité de calcul calcule pour chaque impulsion du premier signal ultrasonore e(t) ayant été émis le temps TOAn d’arrivée du deuxième signal ultrasonore x(t) ayant été reçu par rapport au premier signal ultrasonore e(t) ayant été émis suivant les équations suivantes : où n est l’indice de chaque impulsion, FFT{x} est la transformée de Fourier rapide du deuxième signal ultrasonore x(t) ayant été reçu, ^ ^^^^^^^^{^} est le conjugué complexe de la transformée de Fourier rapide du premier signal ultrasonore e(t), ^^^^^ est la transformée de Fourier rapide inverse. Suivant un mode de réalisation de l’invention, lors de la troisième étape, l’unité de calcul calcule le au moins un indicateur de cavitation érosive de la machine hydraulique comme comprenant la moyenne des temps TOAn d’arrivée pour les impulsions du premier signal ultrasonore e(t) ayant été émis et/ou la variance des temps TOAn d’arrivée pour les impulsions du premier signal ultrasonore e(t) ayant été émis et/ou l’écart-type des temps TOAn d’arrivée pour les impulsions du premier signal ultrasonore e(t) ayant été émis. Suivant un mode de réalisation de l’invention, lors de la troisième étape, l’unité de calcul détermine qu’une cavitation est présente, lorsque la moyenne des temps TOAn d’arrivée est inférieure à un premier seuil déterminé. Suivant un mode de réalisation de l’invention, lors de la troisième étape, l’unité de calcul détermine qu’une cavitation est présente, lorsque la variance des temps TOAn d’arrivée est supérieure à un seuil déterminé. Suivant un mode de réalisation de l’invention, lors de la troisième étape, lorsque l’unité de calcul a déterminé qu’une cavitation est présente, l’unité de calcul détermine une position de la cavitation dans la région définie par le produit entre la vitesse de propagation des signaux ultrasonores et de la moyenne des temps TOAn d’arrivée, divisée par 2. Suivant un mode de réalisation de l’invention, lors de la troisième étape, lorsque l’unité de calcul a déterminé qu’une cavitation est présente, l’unité de calcul détermine une durée de vie de la cavitation à partir de la variance des temps TOAn d’arrivée et/ou à partir de la moyenne des temps TOAn d’arrivée. Suivant un mode de réalisation de l’invention, lors de la troisième étape, l’unité de calcul calcule: la densité spectrale de puissance DSPi(k)(f) du deuxième signal ultrasonore xk(t) ayant été reçu pour chacune de plusieurs fenêtres temporelles Fi de réception ayant une durée W prescrite couvrant l’impulsion n, les fenêtres temporelles Fi de réception étant décalées temporellement l’une à la suite de l’autre pour i allant de 1 à M, selon l’équation suivante : où M est un nombre prescrit de fenêtres temporelles Fi de réception, la valeur représentative DSP(k)(f) de la densité spectrale de puissance DSPi(k)(f) du deuxième signal ultrasonore xk(t) ayant été reçu étant égale à la densité spectrale moyenne DSP(k)(f) de puissance pour la densité spectrale de puissance DSPi (k)(f) sur les M fenêtres temporelles Fi de réception, selon l’équation suivante : la valeur moyenne DSPmean calculée de la valeur représentative DSP(k)(f) de la densité spectrale de puissance DSPi(k) au cours du temps selon l’équation suivante : la bande spectrale BWk instantanée définie par la plage de fréquence suppf, pour laquelle la valeur représentative DSP(k)(f) de la densité spectrale de puissance DSPi (k)(f) du deuxième signal ultrasonore xk(t) ayant été reçu est supérieure au premier pourcentage A non nul donné de la valeur moyenne DSPmean calculée de la valeur représentative DSP(k)(f) de la densité spectrale de puissance DSPi(k)(f) au cours du temps selon l’équation suivante : ^^^ = ^^^^^^^^^(^)(^) ≥ ^ ∙ ^^^^^^^^ où f1 est la valeur basse de modulation de fréquence, f2 est la valeur haute de modulation de fréquence, f est la fréquence, t est le temps. Suivant un mode de réalisation de l’invention, les fenêtres temporelles Fi de réception se chevauchent l’une à la suite de l’autre. Suivant un mode de réalisation de l’invention, la durée W prescrite de la fenêtre temporelle Fi de réception est supérieure ou égale à 1 fois ou 2 fois ou 3 fois la période prescrite de répétition des impulsions. Suivant un mode de réalisation de l’invention, lors de la troisième étape, lorsque l’unité de calcul a déterminé qu’une cavitation est présente, l’unité de calcul détermine une direction de déplacement de la cavitation à partir de la bande spectrale instantanée. Suivant un mode de réalisation de l’invention, le premier pourcentage A non nul donné est supérieur ou égal à 50 % ou à 70 % ou à 90 % ou à 95%. Suivant un mode de réalisation de l’invention, le au moins un transducteur ultrasonore émetteur comporte un mode actif, pouvant être commandé par l’unité de calcul et dans lequel la première étape, la deuxième étape et la troisième étape sont effectuées, et un mode passif, pouvant être commandé par l’unité de calcul et dans lequel la première étape, la deuxième étape et la troisième étape ne sont pas effectuées et le au moins un transducteur ultrasonore émetteur n’émet pas, l’unité de calcul commandant par défaut lors de la troisième étape le au moins un transducteur ultrasonore émetteur dans le mode passif, dans lequel le au moins un transducteur ultrasonore récepteur reçoit un troisième signal, l’unité de calcul calculant lors de la troisième étape la densité spectrale de puissance du troisième signal ayant été reçu dans chacun de plusieurs créneaux temporels se suivant et ayant chacun une durée identique de créneau temporel, l’unité de calcul commandant lors de la troisième étape le au moins un transducteur ultrasonore émetteur dans le mode actif, lorsque la densité spectrale de puissance du troisième signal ayant été reçu dans un créneau temporel actuel diffère de plus d’un deuxième pourcentage non nul donné par rapport à la densité spectrale de puissance du troisième signal ayant été reçu dans un créneau temporel antérieur au créneau temporel actuel. Suivant un mode de réalisation de l’invention, le créneau temporel antérieur au créneau temporel actuel est le créneau temporel précédant le créneau temporel actuel. Un deuxième objet de l’invention est un dispositif de mesure d’une cavitation érosive d’une machine hydraulique en fonctionnement, la machine hydraulique comportant des parois délimitant un conduit de passage d’eau liquide et au moins un organe mobile, qui est situé dans le conduit de passage d’eau liquide et qui est mis en mouvement lors du fonctionnement de la machine hydraulique, caractérisé en ce que le dispositif de mesure comporte : au moins un transducteur ultrasonore émetteur, qui est positionné sur un premier côté d’au moins une première des parois et qui est orienté au travers du conduit de passage d’eau liquide vers un autre côté de la première paroi ou vers le au moins un organe mobile, le au moins un transducteur ultrasonore émetteur étant apte à émettre au moins un premier signal ultrasonore impulsionnel à large bande, au moins un transducteur ultrasonore récepteur, qui est positionné sur le premier côté de la première paroi, et qui est apte à recevoir au moins un deuxième signal ultrasonore reçu en réponse au premier signal ultrasonore ayant été émis, une unité de calcul reliée au au moins un transducteur ultrasonore émetteur et au au moins un transducteur ultrasonore récepteur, l’unité de calcul étant apte à calculer à partir du premier signal ultrasonore ayant été émis et à partir du deuxième signal ultrasonore ayant été reçu, au moins un indicateur de cavitation érosive de la machine hydraulique, à partir du calcul par l’unité de calcul d’au moins un temps d’arrivée du deuxième signal ultrasonore ayant été reçu par rapport au premier signal ultrasonore ayant été émis et/ou à partir du calcul par l’unité de calcul d’une bande spectrale instantanée définie par une plage de fréquence, pour laquelle une valeur représentative de la densité spectrale de puissance du deuxième signal ultrasonore ayant été reçu est supérieure à un premier pourcentage non nul donné de la valeur moyenne calculée de la valeur représentative de la densité spectrale de puissance au cours du temps. Un deuxième objet de l’invention est un programme d’ordinateur, comportant des instructions de code pour la mise en œuvre de la troisième étape du procédé de mesure d’une cavitation érosive d’une machine hydraulique tel que décrit ci-dessus, lorsqu’il est mis en œuvre sur un calculateur. Un troisième objet de l’invention est un programme d’ordinateur, comportant des instructions de code qui conduisent le dispositif de mesure mentionné ci-dessus à exécuter les étapes du procédé de mesure d’une cavitation érosive d’une machine hydraulique tel que décrit ci-dessus. L’invention sera mieux comprise à la lecture de la description qui va suivre, donnée uniquement à titre d’exemple non limitatif en référence aux figures ci-dessous des dessins annexés. La figure 1 représente une vue schématique en perspective ouverte d’un exemple de machine hydraulique sur laquelle peuvent être mis en œuvre le procédé, le dispositif et le programme d’ordinateur de mesure d’une cavitation érosive suivant l’invention. La figure 2 représente une vue schématique en perspective ouverte d’un exemple de machine hydraulique sur laquelle peuvent être mis en œuvre le procédé, le dispositif et le programme d’ordinateur de mesure d’une cavitation érosive suivant l’invention. La figure 3 représente une vue schématique en coupe transversale d’un exemple de machine hydraulique sur laquelle peuvent être mis en œuvre le procédé, le dispositif et le programme d’ordinateur de mesure d’une cavitation érosive suivant l’invention. La figure 4 représente une vue schématique en perspective ouverte d’un exemple de machine hydraulique sur laquelle est disposé le dispositif de mesure d’une cavitation érosive suivant un mode de réalisation de l’invention. La figure 5 représente un synoptique modulaire du dispositif de mesure d’une cavitation érosive suivant un mode de réalisation de l’invention. La figure 6 représente des chronogrammes de signaux pouvant être utilisés par le procédé, le dispositif et le programme d’ordinateur de mesure d’une cavitation érosive suivant l’invention. La figure 7 représente des chronogrammes de signaux pouvant être utilisés par le procédé, le dispositif et le programme d’ordinateur de mesure d’une cavitation érosive suivant l’invention. La figure 8 représente des chronogrammes de signaux pouvant être utilisés par le procédé, le dispositif et le programme d’ordinateur de mesure d’une cavitation érosive suivant l’invention. La figure 9 représente des chronogrammes de signaux pouvant être utilisés par le procédé, le dispositif et le programme d’ordinateur de mesure d’une cavitation érosive suivant l’invention. La figure 10A représente des trajets de signaux pouvant apparaître dans la machine hydraulique lorsque le procédé, le dispositif et le programme d’ordinateur de mesure d’une cavitation érosive suivant l’invention sont utilisés en l’absence de cavitation. La figure 10B représente des trajets de signaux pouvant apparaître dans la machine hydraulique lorsque le procédé, le dispositif et le programme d’ordinateur de mesure d’une cavitation érosive suivant l’invention sont utilisés en l’absence de cavitation. La figure 10C représente des signaux pouvant apparaître dans la machine hydraulique lorsque le procédé, le dispositif et le programme d’ordinateur de mesure d’une cavitation érosive suivant l’invention sont utilisés en l’absence de cavitation. La figure 10D représente des valeurs de signaux pouvant apparaître dans la machine hydraulique lorsque le procédé, le dispositif et le programme d’ordinateur de mesure d’une cavitation érosive suivant l’invention sont utilisés en l’absence de cavitation. La figure 10E représente des valeurs de signaux pouvant apparaître dans la machine hydraulique lorsque le procédé, le dispositif et le programme d’ordinateur de mesure d’une cavitation érosive suivant l’invention sont utilisés en l’absence de cavitation. La figure 11A représente des trajets de signaux pouvant apparaître dans la machine hydraulique lorsque le procédé, le dispositif et le programme d’ordinateur de mesure d’une cavitation érosive suivant l’invention sont utilisés en présence de cavitation. La figure 11B représente des trajets de signaux pouvant apparaître dans la machine hydraulique lorsque le procédé, le dispositif et le programme d’ordinateur de mesure d’une cavitation érosive suivant l’invention sont utilisés en présence de cavitation. La figure 11C représente des signaux pouvant apparaître dans la machine hydraulique lorsque le procédé, le dispositif et le programme d’ordinateur de mesure d’une cavitation érosive suivant l’invention sont utilisés en présence de cavitation. La figure 11D représente des valeurs de signaux pouvant apparaître dans la machine hydraulique lorsque le procédé, le dispositif et le programme d’ordinateur de mesure d’une cavitation érosive suivant l’invention sont utilisés en présence de cavitation. La figure 11E représente des valeurs de signaux pouvant apparaître dans la machine hydraulique lorsque le procédé, le dispositif et le programme d’ordinateur de mesure d’une cavitation érosive suivant l’invention sont utilisés en présence de cavitation. La figure 12 représente des exemples de temps d’arrivée, ayant été calculés par le procédé, le dispositif et le programme d’ordinateur de mesure d’une cavitation érosive suivant l’invention. La figure 13 représente d’autres exemples de temps d’arrivée, ayant été calculés par le procédé, le dispositif et le programme d’ordinateur de mesure d’une cavitation érosive suivant l’invention. La figure 14 représente d’autres exemples de temps d’arrivée, ayant été calculés par le procédé, le dispositif et le programme d’ordinateur de mesure d’une cavitation érosive suivant l’invention. La figure 15 représente d’autres exemples de temps d’arrivée, ayant été calculés par le procédé, le dispositif et le programme d’ordinateur de mesure d’une cavitation érosive suivant l’invention. La figure 16 représente un organigramme du procédé de mesure d’une cavitation érosive suivant l’invention. La figure 17 représente un diagramme des phases de l’eau. On décrit ci-dessous plus en détail en référence aux figures 1 à 16 un exemple de réalisation d’un procédé de mesure d’une cavitation érosive d’une machine hydraulique 1, ainsi qu’un dispositif 100 de mesure d’une cavitation érosive de la machine hydraulique 1 mettant en œuvre ce procédé. La machine hydraulique 1 comporte des parois délimitant un conduit 12 de passage d’eau liquide. La machine hydraulique 1 comporte un ou plusieurs organes mobiles 11, qui sont mis en mouvement dans le conduit 12 de passage d’eau liquide pendant le fonctionnement de la machine hydraulique. La machine hydraulique 1 peut être toute machine utilisant de l’eau et peut être par exemple une turbine hydraulique 1, ou autres, comme par exemple une pompe hydraulique ou une vanne hydraulique ou autres, ou tout équipement hydraulique dans 1 usine hydroélectrique de production d’électricité. On décrit ci-dessous en référence aux figures 1 à 4, une machine hydraulique 1 formée par une turbine hydraulique 1. La turbine hydraulique 1 sert à la production d’électricité par passage de l’eau et peut être par exemple utilisé dans une usine hydroélectrique. La turbine hydraulique 1 peut être une turbine de turbo- alternateur de génération d’électricité ou une turbine d’une génératrice d’électricité, ou autre. La turbine 1 comporte un arbre 2 de rotation, qui est monté tournant dans un châssis 10 autour d’un premier axe 8 de rotation. Des pales 3 situées dans le conduit 12 de passage d’eau liquide sont solidaires en rotation de l’arbre 2 de rotation, pour pouvoir tourner autour du premier axe 8 de rotation, afin d’entraîner l’arbre 2 en rotation autour du premier axe 8. L’arbre 2 comporte un moyeu 4, sur lequel sont fixées les pales 3 et qui se termine par une ogive 5. Le moyeu 4, les pales 3 et l’ogive 5 forment une roue 2a, qui est située dans le conduit 12 de passage d’eau liquide et qui est montée tournante par rapport au châssis 10 autour du premier axe 8 de rotation. La roue 2a est fixée par un accouplement à l’arbre 2. La turbine 1 peut être par exemple du type à arbre 2 vertical, à arbre 2 horizontal ou autre. Le châssis 10 comporte une paroi 16 délimitant une voie 6 d’entrée d’eau, dans laquelle de l’eau liquide est envoyée vers les pales 3. Le châssis 10 comporte une paroi 17 délimitant une voie 7 de sortie d’eau, dans laquelle l’eau est envoyée depuis les pales 3. Les pales 3 sont situées entre la voie 6 d’entrée d’eau et la voie 7 de sortie d’eau. Une paroi 13 (ou manteau 13 de-roue) du châssis 10 entoure les pales 3 à distance de celles-ci. Les parois délimitant le conduit 12 de passage d’eau liquide comportent les parois 13, 16 et 17. Le passage de l’eau contre les pales 3 depuis la voie 6 d’entrée vers la voie 7 de sortie fait tourner ces pales 3 et l’arbre 2 de rotation autour du premier axe 8 de rotation. Il peut être prévu comme organe mobile 11 les pales 3 mobiles en rotation autour du premier axe 8 de rotation. Il peut également être prévu comme organe mobile 11 des organes d’ajustement du débit, comme les aubes directrices 9, ou des treillis, ou autre. Chaque pale 3 peut être montée tournante par rapport au moyeu 4 autour d’un deuxième axe de rotation 14 perpendiculaire au premier axe 8 de rotation et ce d’une manière commandée par l’intermédiaire d’organes réglants. Les deuxièmes axe de rotation 14 des pales 3 sont écartés les uns des autres autour du premier axe 8 de rotation. Par exemple, les pales 3 sont identiques entre elles. Entre la voie 6 d’entrée de fluide et les pales 3 sont prévues des aubes directrices 9 de vannage du fluide, qui sont répartis autour de l’arbre 2 de rotation. Les aubes directrices 9 de vannage ont pour fonction de prédéterminer une section de passage de fluide entre la voie 6 d’entrée du fluide et la voie 7 de sortie du fluide. Chaque aube directrice 9 de vannage est montée tournante par rapport au châssis 10 autour d’un troisième axe 15 de rotation, pouvant être par exemple parallèle au premier axe 8 de rotation, et ce d’une manière commandée par l’intermédiaire d’organes réglants. Les troisièmes axes de rotation 15 des aubes directrices 9 de vannage sont écartés les uns des autres autour du premier axe 8 de rotation. Par exemple, les aubes directrices 9 de vannage sont identiques entre elles. L’eau à l’état liquide entre par la voie 6 d’entrée d’eau 1 pour être dirigée de manière forcée par des aubes avant-directrices 18 vers les aubes directrices 9 lesquelles orientent l’eau vers les pales 3. L’entraînement des pales 3, et donc de celle la roue se fait par les vecteurs vitesses résultants. C’est au cours de ce chemin que parcourt l’eau que celle-ci peut se transformer peu à peu, pour passer, selon certaines conditions, de l’état liquide à un état diphasique liquide- vapeur constituant ladite cavitation. En sortie, l’eau passe dans la voie 7 de sortie et est envoyée vers la retenue aval de la machine 1. Suivant l’invention, le procédé de mesure de cavitation érosive de la machine hydraulique 1 comporte les étapes suivantes, ainsi que représenté à titre d’exemple à la figure 16. Le dispositif 100 de mesure de cavitation érosive de la machine hydraulique 1 suivant l’invention comporte un (ou plusieurs) transducteur ultrasonore émetteur 20, qui est positionné sur un premier côté d’une des parois, appelée première paroi. Le (ou les) transducteur ultrasonore émetteur 20 est orienté au travers du conduit 12 de passage d’eau liquide vers le (ou les) organe mobile ou vers un autre côté de la première paroi. Il peut être prévu par exemple une paire de transducteurs ultrasonores émetteurs 20, ainsi que représenté à la figure 4, ou plus de deux transducteurs ultrasonores émetteurs 20. Dans un premier cas, représenté aux figures 3 et 4 dans l’exemple décrit ci-dessus de la turbine hydraulique 1, le (ou les) transducteur ultrasonore émetteur 20 est positionné sur le premier côté 131 de la paroi 13 entourant les pales 3 (cette paroi 13 formant dans ce cas la première paroi 13). Le (ou les) transducteur ultrasonore émetteur 20 est orienté au travers du conduit 12 de passage d’eau liquide vers la (ou les) pales 3 (la (ou les) pales 3 formant dans ce cas le (ou les) organes mobiles 11). Dans un deuxième cas, représenté à la figure 3 dans l’exemple décrit ci-dessus de la turbine hydraulique 1, le (ou les) transducteur ultrasonore émetteur 20 est positionné sur le premier côté 171 de la paroi 17 délimitant la voie 7 de sortie d’eau (la paroi 17 formant dans ce cas la première paroi 17). Le (ou les) transducteur ultrasonore émetteur 20 est orienté au travers du conduit 12 de passage d’eau liquide vers un autre côté 172 de la paroi 17 délimitant la voie 7 de sortie d’eau. Cela permet de s’adapter aux machines n’ayant pas d’accès autour des organes mobiles 11 (par exemple les pales 3). Bien entendu, la première paroi pourrait être autre que les parois 13 et 17. Bien entendu, l’organe mobile 11 peut être autre que les pales 3 et les aubes directrices 9. Au cours d’une première étape E1, le (ou les) transducteur ultrasonore émetteur 20 émet un (ou plusieurs) premier signal ultrasonore e ou e(t) impulsionnel à large bande vers le (ou les) organe mobile 11 (pouvant être la ou les pales 3 dans le premier cas décrit ci- dessus) ou vers l’autre côté de la première paroi (pouvant être l’autre côté 172 de la paroi 17 délimitant la voie 7 de sortie d’eau dans le deuxième cas décrit ci-dessus)(pendant le fonctionnement de la machine hydraulique 1, à savoir pendant que le (ou les) organes mobiles 11 sont mis en mouvement, c’est-à-dire pendant que les pales 3 tournent autour du premier axe 8 de rotation dans le cas de la turbine hydraulique 1. Le dispositif 100 de mesure de cavitation érosive de la machine hydraulique 1 suivant l’invention comporte un (ou plusieurs) transducteur ultrasonore 30 récepteur, qui est positionné sur le premier côté de la première paroi, sur lequel est positionné le (ou les) transducteur ultrasonore émetteur 20 (ce premier côté de la première paroi pouvant être le premier côté 131 de la paroi 13 entourant les pales 3 dans le premier cas décrit ci-dessus, ce premier côté de la première paroi pouvant être le premier côté 171 de la paroi 17 délimitant la voie 7 de sortie d’eau dans le deuxième cas décrit ci-dessus). Au cours d’une deuxième étape E2, le (ou les) transducteur ultrasonore 30 récepteur reçoit un (ou plusieurs) deuxième signal ultrasonore x ou x(t) reçu en réponse au premier signal ultrasonore e ayant été émis. Il peut être prévu par exemple une paire de transducteurs ultrasonores récepteurs 30, ainsi que représenté à la figure 4, ou plus de deux transducteurs ultrasonores récepteurs 30. Le dispositif 102 mesure suivant l’invention comporte une unité 40 de calcul, reliée au(x) transducteur(s) ultrasonore(s) 20 émetteur(s) et au(x) transducteur(s) ultrasonore(s) 30 récepteur(s), ainsi que représenté à titre d’exemple à la figure 5. L’unité 40 de calcul peut être ou comporter un (ou plusieurs) calculateur, un (ou plusieurs) ordinateur, un (ou plusieurs) processeur, ou autres. L’unité 40 de calcul peut comporter une (ou plusieurs) mémoire permanente, une (ou plusieurs) mémoire vive. Au cours d’une troisième étape E3, l’unité 40 de calcul calcule, à partir du premier signal ultrasonore e ayant été émis et à partir du deuxième signal ultrasonore x ayant été reçu, un (ou plusieurs) indicateur de cavitation érosive de la machine hydraulique 1. Un programme d’ordinateur, comportant des instructions de code pour la mise en œuvre de la troisième étape E3 du procédé de mesure d’une cavitation érosive d’une machine hydraulique 1 peut être enregistrée dans la mémoire permanente de l’unité 40 de calcul (ou des éléments mentionnés ci-dessus de celle-ci) pour pouvoir être exécuté sur celle-ci. Suivant un premier mode de réalisation de l’invention, le (ou les) indicateur de cavitation érosive de la machine hydraulique 1 est effectué à partir du calcul, effectué par l’unité 40 calcul, d’un (ou plusieurs) temps TOAn d’arrivée du deuxième signal ultrasonore x ayant été reçu par rapport au premier signal ultrasonore e ayant été émis. Le premier mode de réalisation de l’invention fournit un indicateur temporel de cavitation érosive de la machine hydraulique 1. Suivant un deuxième mode de réalisation de l’invention, le (ou les) indicateur de cavitation érosive de la machine hydraulique 1 est effectué à partir du calcul, effectué par l’unité 40 calcul, d’une (ou plusieurs) bande spectrale BWk instantanée. Le deuxième mode de réalisation de l’invention fournit un indicateur spectral de cavitation érosive de la machine hydraulique 1. La (ou les) bande spectrale BWk instantanée est définie par la plage de fréquence, pour laquelle une valeur représentative DSP(k)(f) de la densité spectrale de puissance DSPi(k)(f) du deuxième signal ultrasonore x ayant été reçu est supérieure à un premier pourcentage A non nul donné de la valeur moyenne DSPmean calculée de la valeur représentative DSP(k)(f) de la densité spectrale de puissance DSPi (k)(f) au cours du temps. f désigne la fréquence, t désigne le temps. Le symbole k représente un créneau temporel k d’émission du premier signal ultrasonore e impulsionnel à large bande ayant été émis. Ainsi que représenté à titre d’exemple à la figure 6, le premier signal ultrasonore e impulsionnel à large bande ayant été émis peut comporter plusieurs créneaux temporels successifs k-1, k, k+1, k+ 2, … Les créneaux temporels k peuvent chacun avoir la même durée D. Suivant un mode de réalisation de l’invention, le premier signal ultrasonore e impulsionnel à large bande comporte des impulsions n émises avec une période prescrite Tr de répétition des impulsions, cette période prescrite Tr étant non nulle. Le nombre S est le nombre d’impulsions n dans chaque créneau temporel k du premier signal ultrasonore e(t) impulsionnel à large bande ayant été émis. Dans chaque créneau temporel k, les impulsions ^ n du premier signal e(t) émis vont de n=1 à n=S. On a donc S= ^ ^. Suivant un mode de réalisation de l’invention, représentée à titre d’exemple à la figure 6, une modulation de fréquence supérieure ou égale à une valeur basse f1 de modulation de fréquence, non nulle, et inférieure ou égale à une valeur haute f2 de modulation de fréquence, non nulle, est prévue dans une durée Lp de modulation incluse dans chaque impulsion n. La durée Lp de modulation est donc inférieure à la période prescrite Tr de répétition des impulsions. La valeur haute f2 de modulation de fréquence est supérieure à la valeur basse f1 de modulation de fréquence. La valeur basse f1 de modulation de fréquence est prescrite et peut être par exemple constante. La valeur haute f2 de modulation de fréquence est prescrite et peut être par exemple constante. La durée Lp de modulation peut être prévue par exemple au début de période prescrite Tr de répétition des impulsions, ou autre. Suivant un mode de réalisation de l’invention, représentée à titre d’exemple à la figure 6, la modulation de fréquence est linéaire et va de la valeur basse f1 de modulation de fréquence à la valeur haute f2 de modulation de fréquence sur la durée Lp de modulation et est nulle sur le reste de la période prescrite Tr de répétition des impulsions. En variante, la modulation de fréquence est linéaire et va de la valeur haute f2 de modulation de fréquence à la valeur basse f1 de modulation de fréquence sur la durée Lp de modulation et est nulle sur le reste de la période prescrite Tr de répétition des impulsions. Bien entendu, la modulation de fréquence pourrait, sur la durée Lp de modulation, être non linéaire de la valeur basse f1 de modulation de fréquence à la valeur haute f2 de modulation de fréquence ou de la valeur haute f2 de modulation de fréquence à la valeur basse f1 de modulation de fréquence et être nulle sur le reste de la période prescrite Tr de répétition des impulsions. Suivant un autre mode de réalisation de l’invention, non représenté, la modulation de fréquence est cubique et va de la valeur basse f1 de modulation de fréquence à la valeur haute f2 de modulation de fréquence sur la durée Lp de modulation et est nulle sur le reste de la période prescrite Tr de répétition des impulsions, ou va de la valeur haute f2 de modulation de fréquence à la valeur basse f1 de modulation de fréquence sur la durée Lp de modulation et est nulle sur le reste de la période prescrite Tr de répétition des impulsions . En général, les paramètres de la durée Lp de modulation des impulsions n d’émission et aussi de la période Tr de répétition des impulsions n peuvent avoir été calculés en fonction des paramètres réels de la machine, et comprendre la distance la plus courte d entre les capteurs et le point le plus proche qui va interférer avec le signal d’émission e, et la distance la plus longue L entre les capteurs 20, 30 et le point le plus éloigné. Suivant un mode de réalisation de l’invention, dans le premier cas décrit ci-dessus, la durée Lp de modulation est choisie pour avoir où d est la distance entre les pales 3 et la paroi 13 (manteau de roue) entourant les pales 3 et c est la vitesse de propagation des premier et deuxième signaux ultrasonores e et x dans l’eau, à savoir 1480 m/s. Cela permet que l’émission soit faite avant l’écho (deuxième signal reçu x) de chaque pale 3. Par exemple, la durée Lp de modulation est égale à 50 microsecondes. Bien entendu, d’autres valeurs de la durée Lp de modulation, différentes de cet exemple, peuvent être choisies. Suivant un mode de réalisation de l’invention, dans le premier cas décrit ci-dessus, la période Tr de répétition des impulsions n est choisie pour avoir 2 ∙ ^ ^^ ≤ ^ où L est la distance entre la paroi 13 (manteau de roue) entourant les pales 3 et l’axe de rotation 8 des pales 3. Cela permet que les échos (deuxième signal reçu x) arrivent sans ambiguïté au(x) transducteur(s) ultrasonore(s) récepteur(s) 30, si la réflexion du premier signal e émis se fait au niveau de l’arbre 2 de rotation. Par exemple, la période Tr de répétition des impulsions n est égale à 20 millisecondes. Bien entendu, d’autres valeurs de la période Tr de répétition des impulsions n, différentes de cet exemple, peuvent être choisies. La durée D de chaque créneau temporel k et la durée Tr peuvent être choisies de sorte que le nombre S d’impulsions n soit entier. Ainsi dans le présent exemple, la durée D de chaque créneau temporel k peut être égale à 1 seconde pour la période Tr de répétition des impulsions n égale à 20 millisecondes. Dans ce cas, dans chaque créneau temporel k, les ^ impulsions n du premier signal e(t) émis vont de n=1 à S= ^ ^ = 50. Suivant un exemple de réalisation de l’invention, la valeur basse f1 de modulation de fréquence est égale à 800 kHz. Bien entendu, la valeur basse f1 de modulation de fréquence peut être différente de cet exemple. Suivant un exemple de réalisation de l’invention, la valeur haute f2 de modulation de fréquence est égale à 1200 kHz. Bien entendu, la valeur haute f2 de modulation de fréquence peut être différente de cet exemple. La figure 7 montre en haut l’exemple ci-dessus du premier signal ultrasonore e (amplitude en Volt en ordonnées, temps t en abscisses), ayant été émis par le (ou les) premier transducteur ultrasonore 20, et en bas l’exemple ci-dessus du deuxième signal ultrasonore x (amplitude en Volt en ordonnées, temps t en abscisses), ayant été reçu par le (ou les) deuxième transducteur ultrasonore 30 en réponse à ce premier signal ultrasonore e. La figure 7 montre que le deuxième signal ultrasonore x réfléchi comprend dans le premier intervalle temporel T1 le premier signal ultrasonore émis e, qui est propagé dans le métal de la paroi 13 et qui est un signal de vibration. Ce signal de vibration peut être, suivant un mode de réalisation de l’invention, être extrait par l’unité 40 de calcul, qui peut estimer à partir de ce signal de vibration la vibration de la paroi 13 (manteau de roue) entourant les pales 3, ce qui permet d’obtenir une fonction d’accéléromètre. Ce signal représente la partie du premier signal ultrasonore émis e, qui se propage entre le transducteur ultrasonore 20 d’émission et le transducteur ultrasonore 30 de réception à travers la paroi métallique 13 sur une distance d’environ 10 cm. Comme la vitesse de propagation dans l’acier est environ 4 fois supérieure à la vitesse dans l’eau (5800 m/s en acier vs 1480 m/s dans l’eau), ce signal propagé dans l’acier arrive le premier au niveau du transducteur 30 de réception. La figure 7 montre que le deuxième signal ultrasonore x réfléchi comprend dans le deuxième intervalle temporel T2 le deuxième signal ultrasonore x réfléchi par la poche de cavitation mais qui est superposé au signal de vibration mentionné ci-dessus. En effet, comme le nuage de cavitation est positionné entre la paroi 13 de la machine et les pales 3, le deuxième signal ultrasonore x réfléchi par le nuage de cavitation arrive toujours avant le signal ultrasonore réfléchi par les pales 3, mais après le signal de vibration (mentionné ci- dessus) propagé dans l’acier, car la propagation se fait dans l’eau, à une vitesse environ quatre fois plus faible que celle dans l’acier. La figure 7 montre que le deuxième signal ultrasonore x réfléchi comprend dans le troisième intervalle temporel T3 les signaux ultrasonores e propagés dans l’eau et qui sont réfléchis par les pales 3. Suivant des modes de réalisation de l’invention, décrits ci-dessous, le traitement par filtrage adapté, effectué par l’unité 40 de calcul, sera corrélé avec un fenêtrage à la fois temporel et spectral qui tient compte de la configuration de mesure et qui permettra de séparer les signaux propagés dans le métal de ceux réfléchis par la poche de cavitation. Suivant un premier exemple du premier mode de réalisation de l’invention, l’unité 40 de calcul calcule pour chaque impulsion n du premier signal ultrasonore e(t) ayant été émis le temps TOAn d’arrivée du deuxième signal ultrasonore x(t) ayant été reçu par rapport au premier signal ultrasonore e(t) ayant été émis suivant les équations suivantes : TOA^ = argmax^ [G(t)]^ où n est l’indice de chaque impulsion et argmax est l’argument maximum de G(t). Suivant un deuxième exemple du premier mode de réalisation de l’invention, l’unité 40 de calcul calcule pour chaque impulsion n du premier signal ultrasonore e(t) ayant été émis le temps TOAn d’arrivée du deuxième signal ultrasonore x(t) ayant été reçu par rapport au premier signal ultrasonore e(t) ayant été émis suivant les équations suivantes : où n est l’indice de chaque impulsion, argmax est l’argument maximum de G(t), FFT{x} est la transformée de Fourier rapide du deuxième signal ultrasonore x(t) ayant été reçu, ^ ^^^^^^^^{^} est le conjugué complexe de la transformée de Fourier rapide du premier signal ultrasonore e(t), ^^^^^ est la transformée de Fourier rapide inverse. Dans ces premiers modes de réalisation de l’invention, le traitement temporel des signaux ultrasoniques e et x vise à déterminer les temps de propagation ou d’arrivée TOAn (en anglais Time of Arrival) des composantes décrites sur la figure 7. Ainsi, les temps d’arrivée TOAn sont calculés par le filtrage adapté du signal reçu x avec le signal émis e. La manière la plus efficace d’effectuer ce filtrage adapté est de calculer la transformée de Fourier rapide (en anglais « Fast Fourier Transform ») des deux signaux e et x, puis de multiplier la FFT du signal reçu x (dans la bande de modulation de fréquence du transducteur 20 et 30, allant de la valeur basse f1 de modulation de fréquence à la valeur haute f2 de modulation de fréquence), par le conjugué complexe de la FFT du signal émis e pour calculer le signal G(t) mentionné ci-dessus. Le signal ^(^) = ^^^^^[^^^{^} ∗^ ^^^^^^^^{^}]] représente l’implémentation spectrale du principe de filtrage adapté. Ainsi, étant donné un signal large bande e(t), le filtre adapté temporellement à ce signal (i.e. par rapport aux versions décalées du signal) est construit avec l’expression suivante : ℎ(^) = ^ ⋅ ^∗(^^ − ^) où a est un facteur de normalisation, t0 représente une référence de temps et « * » représente l’opérateur hermitien. Comme indiqué par cette expression, la réponse impulsionnelle du filtre, h, est obtenue par le retournement temporel du signal d’origine. Afin de montrer l’intérêt du concept du filtre adapté dans le contexte de l’estimation des paramètres hydrauliques, nous considérons le modèle le plus simple pour le signal reçu par le système de mesure, sachant que le signal émis est e(t) : ^(^) = ^ ⋅ ^(^ − ^^^) + ^(^) où A et TOA représente, respectivement, l’atténuation et le temps de propagation du signal émis e(t) et n(t) représente le bruit de mesure. Le traitement par filtrage adapté permet de fournir une estimation du temps d’arrivée TOAn qui, comme montré précédemment, aide à estimer les paramètres hydrauliques. L’application du filtre adapté sur le signal x, exprimée sous la forme de convolution entre x et h, conduit au signal G(t). La forme spectrale de G(t) permet de déterminer le temps d’arrivée TOAn par :TOA^ = argmax^[G(t)]^ Suivant un exemple du premier mode de réalisation de l’invention, le au moins un indicateur de cavitation érosive de la machine hydraulique 1 est la moyenne ^^^^ des temps TOAn d’arrivée pour les impulsions n du premier signal ultrasonore e(t) ayant été émis, selon l’équation suivante : Suivant un autre exemple du premier mode de réalisation de l’invention, le au moins un indicateur de cavitation érosive de la machine hydraulique 1 est la variance des temps TOAn d’arrivée pour les impulsions n du premier signal ultrasonore e(t) ayant été émis, selon l’équation suivante : Suivant un autre exemple du premier mode de réalisation de l’invention, le au moins un indicateur de cavitation érosive de la machine hydraulique 1 est l’écart-type ^^^^ des temps TOAn d’arrivée pour les impulsions n du premier signal ultrasonore e(t) ayant été émis, selon l’équation suivante : ^^^^ = Ces exemples peuvent être combinés entre eux. La figure 8 montre à titre d’exemple en haut les créneaux temporels successifs k du premier signal ultrasonore émis e(t) en fonction du temps t en abscisses, et en bas le chronogramme des temps TOAn d’arrivée pour ces créneaux temporels successifs k en fonction du temps t en abscisses. L’apparition de la cavitation dans l’un kc des créneaux temporels k, représentée à la figure 8 provoque l’apparition d’une dispersion de la valeur du temps TOAn d’arrivée, c’est-à-dire de valeurs différentes de TOAn, bien plus faibles que celles correspondant à la réflexion à l’extrémité des pales 3. Lorsque la cavitation apparait, les réflexions auront un caractère aléatoire, car d’une émission à l’autre la géométrie des nuages de bulles de cavitation est totalement chaotique et variable en temps. Ceci provoque donc une augmentation de la variance qui constitue un exemple d’indicateur temporel de l’apparition de la cavitation. Comme cet indicateur est estimé pour chaque durée D de chaque créneau temporel k en continu, cela permet d’obtenir une vision complète de ce phénomène. La durée pendant laquelle la variance du temps TOAn d’arrivée reste élevée indique la durée de vie DVC du nuage C de cavitation. Suivant un premier exemple du deuxième mode de réalisation de l’invention, représenté à titre d’exemple à la figure 6, l’unité 40 de calcul calcule M fenêtres temporelles Fi de réception décalées temporellement l’une à la suite de l’autre pour i allant de 1 à M, où M est un nombre prescrit de fenêtres temporelles Fi de réception. L’unité 40 de calcul calcule la densité spectrale de puissance DSPi (k)(f) du deuxième signal ultrasonore xk(t) ayant été reçu dans chaque fenêtre temporelle Fi de réception ayant une durée W prescrite couvrant l’impulsion n, selon l’équation suivante : Cette densité spectrale de puissance DSPi (k)(f) du deuxième signal ultrasonore xk(t) ayant été reçu pourrait également constituer l’indicateur de cavitation érosive de la machine hydraulique 1, en plus ou à la place de la bande spectrale BWk instantanée. Les durées prescrites W respectives des fenêtres temporelles Fi de réception peuvent être identiques entre elles. Suivant un mode de réalisation de l’invention, les M fenêtres temporelles Fi de réception peuvent couvrir le créneau temporel k de durée D. Par exemple, M = D/W. La durée D de chaque créneau temporel k et la durée W peuvent être choisies de sorte que le nombre M soit entier. Suivant un deuxième exemple du deuxième mode de réalisation de l’invention, ainsi qu’illustré à la figure 9, l’unité 40 de calcul calcule la valeur représentative DSP(k)(f) de la densité spectrale de puissance DSPi (k)(f) du deuxième signal ultrasonore xk(t) ayant été reçu, qui est égale à la densité spectrale moyenne DSP(k)(f) de puissance pour la densité spectrale de puissance DSPi (k)(f) sur les M fenêtres temporelles Fi de réception, selon l’équation suivante : Cette densité spectrale moyenne DSP(k)(f) de puissance pourrait également constituer l’indicateur de cavitation érosive de la machine hydraulique 1, en plus ou à la place de la bande spectrale BWk instantanée. La densité spectrale moyenne DSP(k)(f) de puissance est calculée dans les fenêtres temporelles Fi de réception sur la durée D de chaque créneau temporel k. La figure 9 indique en abscisses le numéro d’échantillons. Suivant un troisième exemple du deuxième mode de réalisation de l’invention, l’unité 40 de calcul calcule la valeur moyenne DSPmean calculée de la valeur représentative DSP(k)(f) de la densité spectrale de puissance DSPi(k) au cours du temps selon l’équation suivante : Suivant un mode de réalisation de l’invention, l’unité 40 de calcul calcule la bande spectrale BWk instantanée définie par la plage de fréquence suppf, pour laquelle la valeur représentative DSP(k)(f) de la densité spectrale de puissance DSPi(k)(f) du deuxième signal ultrasonore xk(t) ayant été reçu est supérieure au premier pourcentage A non nul donné de la valeur moyenne DSPmean calculée de la valeur représentative DSP(k)(f) de la densité spectrale de puissance DSPi(k)(f) au cours du temps selon l’équation suivante : ^^^ = ^^^^^^^^^(^)(^) ≥ ^ ∙ ^^^^^^^^ Cette bande spectrale BWk instantanée peut constituer l’indicateur de cavitation érosive de la machine hydraulique 1. Suivant un mode de réalisation de l’invention, la durée W prescrite de la fenêtre temporelle Fi de réception est supérieure ou égale à la période prescrite Tr de répétition des impulsions et peut être supérieure ou égale à 2 fois la période prescrite Tr de répétition des impulsions. Suivant un mode de réalisation de l’invention, la durée W prescrite de la fenêtre temporelle Fi de réception est supérieure ou égale à 2 fois la période prescrite Tr de répétition des impulsions et inférieure ou égale à 3 fois la période prescrite Tr de répétition des impulsions. Suivant un mode de réalisation de l’invention, la durée W prescrite de la fenêtre temporelle Fi de réception est supérieure ou égale à 3 fois la période prescrite Tr de répétition des impulsions. Suivant un mode de réalisation de l’invention, la durée W prescrite de la fenêtre temporelle Fi de réception est égale 2.5 fois (2 fois et demie) la période prescrite Tr de répétition des impulsions. Dans les exemples décrits ci-dessus, la durée W prescrite de la fenêtre temporelle Fi de réception peut être par exemple de 50 millisecondes, ainsi que représenté à la figure 6, avec M = D/W = 20 dans cet exemple pour D = 1 seconde et Tr = 20 millisecondes. Le nombre N de points d’échantillonnage temporel de chaque fenêtre temporelle Fi de réception est égal à la fréquence d’échantillonnage Fe utilisée pour chaque canal de réception, multipliée par la durée W de chaque fenêtre temporelle Fi de réception, soit N = Fe.W. Dans l’exemple numérique ci-dessus, la fréquence d’échantillonnage Fe peut être par exemple égale à 5 MHz. Suivant un mode de réalisation de l’invention, les fenêtres temporelles Fi de réception se chevauchent l’une à la suite de l’autre. Cela permet d’améliorer la qualité de l’estimation. Ce chevauchement peut être par exemple d’au moins 50 % de la durée W des fenêtres temporelles Fi de réception l’une à la suite de l’autre. Le décalage temporel Δ des fenêtres temporelles Fi de réception l’une à la suite de l’autre peut être inférieur ou égal à W/2. Par exemple, à la figure 6, le décalage temporel Δ des fenêtres temporelles Fi de réception l’une à la suite de l’autre est égal à W/2 et le chevauchement entre les fenêtres temporelles Fi de réception est égal à 50%. Suivant un mode de réalisation de l’invention, le premier pourcentage A non nul donné est supérieur ou égal à 50 % ou à 70 % ou à 90 % ou à 95%. Par exemple, le premier pourcentage A est égal à 90 %. L’indicateur spectral (bande instantanée BWk) est une mesure de l’effet Doppler à large bande et permet de déterminer la vitesse et le sens de mouvement du nuage des bulles de cavitation. Plus précisément, si la bande instantanée BWk augmente, d’un créneau temporel k d’émission à l’autre, le nuage de bulles de cavitation s’approche des transducteurs 20, 30 alors que si la bande instantanée BWk diminue, le nuage de bulles de cavitation s’éloigne. De cette façon, l’orientation du nuage de bulles de cavitation peut être estimée. En outre, grâce à la durée DVC de vie du nuage C de bulles de cavitation par rapport à la vitesse de rotation de l’arbre 2 (roue), le caractère érosif de la cavitation peut être déterminé et estimé. Un avantage de l’invention par rapport aux techniques existantes est que l’invention se dispense d’un réseau étendu de transducteurs ultrasonores et/ou de vibration. En effet, les techniques existantes prévoyant d’un réseau étendu de transducteurs ultrasonores et/ou de vibration sont complexes et ne garantissent pas de détecter, ni de qualifier une cavitation érosive. L’invention se base sur l’exploitation des propriétés temporelles et/ou spectrales des signaux reçus x(t), de sorte à pouvoir définir des caractéristiques de la cavitation – durée de vie, volume, position, vecteur de mouvement – permettant ainsi d’évaluer le caractère érosif du phénomène. De plus, la surveillance pouvant être continue et sur des longues durées, il est possible de surveiller le phénomène de cavitation de manière permanente et continue, ce qui constitue une avancée dans la surveillance des machines hydrauliques en service. Les figures 10A, 10B, 10C, 10D, 10E, 11A, 11B, 11C, 11D et 11E expliquent le principe de l’invention. L’innovation repose sur les informations temporelles et spectrales obtenues à partir des deuxièmes signaux ultrasoniques reçus x(t) après la propagation et la réflexion dans l’environnement composé par les pales 3 et/ou le moyeu 4, et/ou l’ogive 5, et/ou l’autre côté 172 de la paroi 17 délimitant la voie 7 de sortie d’eau, et/ou la paroi 16 délimitant la voie 6 d’entrée d’eau de la turbine 1 ou machine 1 ou la vanne de garde de la turbine et les nuages de cavitation. En l’absence de cavitation, les impulsions n du premier signal émis e(t) sont réfléchies dans le deuxième signal x(t) par les pales 3 à la figure 10A et/ou par le moyeu 4et/ou l’ogive 5 et/ou l’autre côté 172 de la paroi 17 délimitant la voie 7 de sortie d’eau et/ou la paroi 16 délimitant la voie 6 d’entrée d’eau de la turbine 1 à la figure 10B, c’est-à-dire toujours aux mêmes positions. Les variations des indicateurs TOAn et BWk sont très faibles car il s’agit d’un cas stationnaire : les réflexions se réalisent au niveau des pales 3 et du moyeu 4 et donc les valeurs de ces indicateurs sont quasi constantes d’une impulsion n à l’autre. Les indicateurs TOAn sont quasi identiques car pour chaque signal émis, la réflexion se fait au même point, sur les pales 3 ou le moyeu 4 de la turbine 1. De ce fait, la moyenne mTOA des temps TOAn d’arrivée reste identique à une première moyenne mTOA(3) des temps TOAn d’arrivée, illustrée à la figure 10D. De ce fait, la variance des temps TOAn d’arrivée reste identique à une première variance V3 des temps TOAn d’arrivée, illustrée à la figure 10D. De ce fait, la bande instantanée BWk reste identique à une première bande instantanée BW3 d’absence de cavitation, illustrée à la figure 10E. La figure 10C représente des impulsions n du premier signal ultrasonore émis e(t) (amplitude en Volt en ordonnées, temps t en abscisses), et le deuxième signal ultrasonore x(t) (amplitude en Volt en ordonnées, temps t en abscisses) réfléchi par les pales 3 et/ou par l’arbre 2 ou l’ogive 5 en réponse à ces impulsions n du premier signal ultrasonore émis e(t), en l’absence de cavitation. La figure 10D représente en ordonnées la variation de la moyenne ^^^^ des temps TOAn d’arrivée et la variation de la variance des temps TOAn d’arrivée en fonction du temps t en abscisses, en l’absence de cavitation. La figure 10E représente la variation de l’indicateur spectral (bande instantanée BWk) en ordonnées en fonction du temps t en abscisses, en l’absence de cavitation. Lorsque, ainsi qu’illustré aux figures 11A et 11B, la cavitation C est présente, une partie du premier signal ultrasonore émis e(t) est en partie réfléchie par les nuages C de bulles de cavitation, alors que des réflexions issues des pales 3 (figure 11A) et du moyeu 4 (figure 11B) et/ou de l’ogive 5 et/ou de l’autre côté 172 de la paroi 17 délimitant la voie 7 de sortie d’eau et/ou de la paroi 16 délimitant la voie 6 d’entrée d’eau de la turbine 1 sont encore présentes, bien qu’en moins grande mesure qu’en l’absence de cavitation. En effet, le nuage C de bulles de cavitation n’est pas totalement opaque face aux ondes acoustiques du premier signal ultrasonore émis e(t) mais seulement une partie de ces signaux est réfléchie. Les réflexions se réalisent en des positions aléatoires en fonction de la position et de l’évolution de la trajectoire de la cavitation C. La figure 11C représente des impulsions n du premier signal ultrasonore émis e(t) (amplitude en Volt en ordonnées, temps t en abscisses), et le deuxième signal ultrasonore x(t) (amplitude en Volt en ordonnées, temps t en abscisses) réfléchi par les pales 3 et/ou le moyeu 4 et/ou l’ogive 5 et/ou l’autre côté 172 de la paroi 17 délimitant la voie 7 de sortie d’eau et/ou la paroi 16 délimitant la voie 6 d’entrée d’eau de la turbine 1 en réponse à ces impulsions n du premier signal ultrasonore émis e(t), en présence de la cavitation C. La figure 11D représente en ordonnées la variation de la moyenne ^^^^ des temps TOA d’arrivée et la variation de la variance des temps TOAn d’arrivée en fonction temps t en abscisses, en présence de la cavitation C. La figure 11E représente la variation de l’indicateur spectral (bande instantanée BWk) en ordonnées en fonction du temps t en abscisses, en présence de la cavitation C. Les figures 11C et 11D montrent que deux séries différentes de temps TOAn d’arrivée sont détectées en présence de la cavitation C : - d’une part les premiers temps TOAn d’arrivée correspondant à la réflexion du premier signal ultrasonore émis e(t) sur les pales 3, ainsi qu’illustré par la figure 11A, ces premiers temps TOAn d’arrivée étant notés TOAn(3) à la figure 11C; - d’autre part les deuxièmes temps TOAn d’arrivée correspondant à la réflexion du premier signal ultrasonore émis e(t) sur les nuages C de bulles de cavitation, ainsi qu’illustré par la figure 11B, ces deuxièmes temps TOAn d’arrivée étant notés TOAn(C) à la figure 11C. Ces deuxièmes temps TOAn d’arrivée TOAn(C) sont plus faibles que les premiers temps TOAn d’arrivée étant notés TOAn(3) correspondant à l’émission aux pales 3, car le nuage C de bulles de cavitation se situe entre la paroi 13 et les pales 3. La durée pendant laquelle les temps TOAn d’arrivée restent faibles et fluctuants correspond à la durée DVC de vie du nuage C de cavitation. La figure 11D montre que lorsque la cavitation C est présente, la moyenne ^^^^ des temps TOAn d’arrivée diminue à une deuxième moyenne mTOA(C) des temps TOAn d’arrivée, inférieure à la première moyenne mTOA(3) des temps TOAn d’arrivée d’absence de cavitation C. Suivant un mode de réalisation de l’invention, l’unité 40 de calcul détermine qu’une cavitation C est présente, lorsque la moyenne mTOA des temps TOAn d’arrivée est inférieure à un premier seuil Sm (pouvant être égal à la première moyenne mTOA(3) des temps TOAn d’arrivée d’absence de cavitation C). Suivant un mode de réalisation de l’invention, l’unité 40 de calcul détermine une position PC de la cavitation C à partir de la moyenne ^^^^ des temps TOAn d’arrivée. Par exemple, la moyenne ^^^^ des temps TOAn d’arrivée permet de localiser la cavitation C dans la région définie par le produit (c.mTOA/2) entre la vitesse c de propagation des signaux e et x et de la moyenne ^^^^ des temps TOAn d’arrivée, divisée par 2. La figure 11D montre que lorsque la cavitation C est présente, la variance ^ ^ ^^^ des temps TOAn d’arrivée augmente à une deuxième variance VC des temps TOAn d’arrivée, supérieure à la première variance V3 des temps TOAn d’arrivée d’absence de cavitation C. Suivant un mode de réalisation de l’invention, l’unité 40 de calcul détermine qu’une cavitation C est présente, lorsque la variance ^ ^ ^^^ des temps TOAn d’arrivée est supérieure à un seuil déterminé V (pouvant être égal à la première variance V3 des temps TOAn d’arrivée d’absence de cavitation C). Suivant un mode de réalisation de l’invention, l’unité 40 de calcul détermine une durée de vie DVC de la cavitation C à partir de la variance ^ ^ ^^^ des temps TOAn d’arrivée et/ou à partir de la moyenne mTOA des temps TOAn d’arrivée. La durée de vie DVC de la cavitation C peut être définie par la durée pendant laquelle la moyenne mTOA des temps TOAn d’arrivée est différente d’au moins 50 % (ou de plus d’un pourcentage X supérieur à 50 % et inférieur à 100 %) par rapport à la première moyenne mTOA(3) des temps TOAn d’arrivée d’absence de cavitation C. La durée de vie DVC de la cavitation C peut être définie par la durée pendant laquelle la variance des temps TOAn d’arrivée est différente d’au moins 50 % (ou de plus d’un pourcentage Y supérieur à 50 % et inférieur à 100 %) par rapport à la première variance V3 des temps TOAn d’arrivée d’absence de cavitation C. Suivant un mode de réalisation de l’invention, l’unité 40 de calcul détermine une direction DC de déplacement de la cavitation C à partir de la bande instantanée BWk. La figure 11E montre que lors de la cavitation C l’indicateur spectral (bande instantanée BWk) varie par rapport à la première bande instantanée BW3 d’absence de cavitation, car le mouvement de la cavitation C modifie le spectre émis, ce qui constitue un effet Doppler à large bande. La variation de la bande instantanée BWk est proportionnelle à l’angle ^ entre d’une part l’axe AE du trajet du signal reçu x(t) par le transducteur émetteur 20 et la direction DC de déplacement du nuage C de bulles de cavitation : s’il n’y pas de variation de la bande instantanée BWk, conformément à la théorie de l’effet Doppler, le nuage de cavitation se déplace sur une direction DC perpendiculaire à l’axe AE de la réception. Si la variation de la bande instantanée BWk est grande, le nuage C de bulles de cavitation se déplace vers la paroi 13 et son caractère érosif est très probable. Ainsi, si la bande instantanée BWk augmente par rapport à la première bande instantanée BW3 d’absence de cavitation, cela correspond à l’angle ^ compris entre 0 et π/2, ce qui indique que le nuage C de bulles de cavitation se déplace vers les transducteurs 20, 30 : plus la bande instantanée BWk est grande, plus l’angle ^ converge vers 0. A l’opposé, si la bande instantanée BWk diminue, cela correspond à l’angle ^ compris entre π/2 et π, ce qui indique que le nuage C de bulles de cavitation s’éloigne des transducteurs 20, 30. Cela permet ainsi de déterminer à partir de la bande instantanée BWk l’orientation du nuage C de cavitation, sans avoir besoin de plusieurs cordes ultrasoniques, caractéristique qui se distingue de l’état de la technique. En absence de cavitation, les ondes émises e(t) sont réfléchies par les pales 3 si les transducteurs 20, 30 sont positionnés au niveau du manteau de roue, ou par la paroi 17 s’ils sont positionnés en aval de la roue. Dès l’apparition de la cavitation, les ondes émises e(t) sont réfléchies bien avant, car le nuage des bulles d’air de cavitation se positionne entre l’émetteur 20/récepteur 30 et les organes de la turbine – pales ou les parois de l’aspirateur. Alors le chemin de propagation est plus court et l’estimation des temps d’arrivée des signaux reçus x(t) permet de déterminer la position du nuage C de cavitation par rapport au point de l’émission. Comme des signaux émis e(t) à large bande sont utilisés (caractérisés par une bande spectrale équivalente à la fréquence centrale du spectre), il est possible de détecter une large gamme de cavitation caractérisée par des bulles de diamètres arbitraires. Plus exactement, les diamètres des bulles de cavitation sont liés aux indices de réflexions des ondes acoustiques qui, à leur tour, dépendent des fréquences. Plus le diamètre des bulles cavitation est grand, plus la fréquence minimale des ondes acoustiques réfléchies diminue. Une bulle de cavitation ayant un grand diamètre (autour de 5 mm par exemple) va réfléchir toutes les fréquences supérieures à 500 kHz, alors qu’un diamètre de bulle de cavitation de 2.5 mm va réfléchir toutes les fréquences supérieures à 1 MHz. Il peut être considéré que plus le nuage de bulles cavitation est dense, plus l’énergie du signal réfléchi x(t) sera importante, car la plage des fréquences réfléchies sera plus étendue. La figure 12 montre en ordonnées des valeurs des temps TOAn d’arrivée, ayant été calculés par le procédé suivant l’invention, pour 2 paires de transducteurs ultrasonores 20, 30 (correspondant aux 2 courbes) disposés sur la paroi 17 de sortie, pour un groupe de turbine 1 d’une centrale hydraulique, pour différentes dates portées en abscisses, ainsi que les variances des temps TOAn d’arrivée et un exemple du seuil V déterminé pour ces variances. La figure 13 montre en ordonnées des valeurs des temps TOAn d’arrivée, ayant été calculés par le procédé suivant l’invention, pour 2 paires de transducteurs ultrasonores 20, 30 (correspondant aux 2 courbes) disposés sur la paroi 17 de sortie, pour un autre groupe de turbine 1 d’une centrale hydraulique, pour différentes dates portées en abscisses, ainsi que les variances des temps TOAn d’arrivée et un exemple du seuil V déterminé pour ces variances. La figure 14 montre, en fonction du temps t en abscisses, des valeurs obtenues de l’angle ANG3 d’orientation des pales 3 et de l’angle ANG9 d’orientation des aubes directrices 9 en ordonnées, ces angles ANG3 et ANG9 étant des éléments contribuant au rendement global de la machine 1. On constate que la variation de ces paramètres ANG3 et ANG9 s’accompagne des variations des temps TOAn d’arrivée en termes de moyenne mTOA et de variance ^ ^ ^^^ , témoignant ainsi de la présence de la cavitation C, repérée par les ellipses. Une autre analyse fine confirmant a consisté à comparer le niveau de la cavitation C, estimé par les méthodes acoustiques, avec les rendements de la machine 1. Il a ainsi été démontré (voir la figure 15) que, pour certaines hélices (définie par les points correspondant aux débits, sur l’abscisse et les rendements, sur l’ordonnée), lorsqu’on s’éloigne du point de fonctionnement optimal, la cavitation C est bien présente pour le groupe étudié. La figure 15 montre en haut le rendement, exprimé en % en ordonnées, en fonction d’un débit de la machine 1 exprimé en m3/s en abscisses. La figure 15 montre en bas le temps TOAn d’arrivée, exprimé en secondes, en fonction d’un débit de la machine 1 exprimé en m3/s en abscisses. La figure 15 montre la corrélation entre les points de fonctionnement et la présence de la cavitation indiquée par les paramètres acoustiques. En référence à la figure 15, on observe que lorsque le rendement est maximal (selon la ligne verticale Rmax) la variance ^ ^ ^^^ des temps TOAn d’arrivée est minimale, ce qui correspond à l’absence de la cavitation. Lorsque le fonctionnement n’est plus optimal (selon la flèche FC) la variance devient très grande. Suivant un mode de réalisation de l’invention, chaque transducteur ultrasonore 20 émetteur comporte un mode actif, pouvant être commandé par l’unité 40 de calcul, et un mode passif pouvant être commandé par l’unité 40 de calcul. Lorsque le transducteur ultrasonore 20 émetteur est dans le mode actif, la première étape E1, la deuxième étape E2 et la troisième étape E3 sont effectuées. Lorsque le transducteur ultrasonore 20 émetteur est dans le mode passif, la première étape E1, la deuxième étape E2 et la troisième étape E3 ne sont pas effectuées et le transducteur ultrasonore 20 émetteur n’émet pas de premier signal ultrasonore e ou e(t). L’unité 40 de calcul commande par défaut le transducteur ultrasonore 20 émetteur dans le mode passif. Lorsque le transducteur ultrasonore 20 émetteur est dans le mode passif, le (ou les) transducteur ultrasonore 30 récepteur reçoit un troisième signal xy. Ce troisième signal xy correspond à la vibration du système, présent dans le conduit 12 de passage d’eau liquide. L’unité 40 de calcul calcule la densité spectrale de puissance DSPy(k)(f) du troisième signal xy ayant été reçu dans chacun de plusieurs créneaux temporels k-1, k précités, se suivant et ayant chacun une durée identique D de créneau temporel. L’unité 40 de calcul commande le transducteur ultrasonore 20 émetteur dans le mode actif, lorsque la densité spectrale de puissance DSPy(k)(f) du troisième signal xy ayant été reçu dans un créneau temporel actuel k (ou sa valeur représentative DSP’y(k)(f), mentionnée ci-dessous) diffère (en module) de plus d’un deuxième pourcentage B non nul (seuil) donné par rapport à la densité spectrale de puissance DSPy(k)(f) du troisième signal xy ayant été reçu dans un créneau temporel antérieur au créneau temporel actuel k (pouvant par exemple être le créneau temporel k-1 précédant le créneau temporel actuel k). Ce deuxième pourcentage B peut être par exemple égal à 50 % ou peut être supérieur à 50 %. En effet, lorsque la densité spectrale de puissance DSPy(k)(f) ou DSP’y(k)(f) du créneau temporel actuel k diffère de plus du pourcentage B par rapport au créneau temporel antérieur, il s’agit d’un changement de régime hydraulique, susceptible de générer de la cavitation au sens large (érosive ou pas). Ce mode actif permet de ne pas utiliser le dispositif selon l’invention dans son intégralité et évite ainsi de récupérer un excès de données sans intérêt pour l’étude de la cavitation. La densité spectrale de puissance DSPy (k)(f) est calculée de la même manière que dessus, sur une fenêtre temporelle Fi de réception d’une durée W prescrite, les fenêtres temporelles Fi de réception étant décalées temporellement l’une à la suite de l’autre par la période prescrite Tr, pour i allant de 1 à M prescrit, à savoir selon l’équation suivante : ^ ^^^ (^) ^ (^) (^) ∙ ^^^(−^2^^^) ∙ ^^ ^ La valeur représentative spectrale de puissance DSPi(k)(f) du deuxième signal ultrasonore xk(t) ayant été reçu est égale à la moyenne de la densité spectrale de puissance DSPy(k)(f) du troisième signal xy sur le créneau temporel k, selon l’équation suivante : Pendant le régime actif les transducteurs d’émission commencent à émettre périodiquement des signaux e(t) à large bande. L’invention peut être appliquée à une machine hydraulique 1 (par exemple turbine hydraulique 1) d’une centrale hydraulique de production d’électricité, mais également d’une centrale nucléaire de production d’électricité ou d’une centrale thermique de production d’électricité. Bien entendu, des valeurs autres que les exemples numériques mentionnés ci-dessus peuvent être prévues. Bien entendu, les modes de réalisation, caractéristiques, possibilités et exemples décrits ci-dessus peuvent être combinés l’un avec l’autre ou être sélectionnés indépendamment l’un de l’autre.

Claims

REVENDICATIONS 1. Procédé de mesure d’une cavitation érosive d’une machine hydraulique (1) en fonctionnement, la machine hydraulique (1) comportant des parois (13, 16, 17) délimitant un conduit (12) de passage d’eau liquide et au moins un organe mobile (11, 3, 9), qui est situé dans le conduit (12) de passage d’eau liquide et qui est mis en mouvement lors du fonctionnement de la machine hydraulique (1), caractérisé en ce que le procédé comporte les étapes suivantes : au cours d’une première étape (E1), émission d’au moins un premier signal ultrasonore (e) impulsionnel à large bande par au moins un transducteur ultrasonore (20) émetteur, qui est positionné sur un premier côté (131, 171) d’au moins une première (13, 17) des parois (13, 16, 17) et qui est orienté au travers du conduit (12) de passage d’eau liquide vers un autre côté (172) de la première paroi (17) ou vers le au moins un organe mobile (11, 3, 9), au cours d’une deuxième étape (E2), réception, par au moins un transducteur ultrasonore (30) récepteur, qui est positionné sur le premier côté (131, 171) de la première paroi (13, 17), d’au moins un deuxième signal ultrasonore (x) reçu en réponse au premier signal ultrasonore (e) ayant été émis, au cours d’une troisième étape (E3), calcul, par une unité (40) de calcul reliée au au moins un transducteur ultrasonore (20) émetteur et au au moins un transducteur ultrasonore (30) récepteur, à partir du premier signal ultrasonore (e) ayant été émis et à partir du deuxième signal ultrasonore (x) ayant été reçu, d’au moins un indicateur de cavitation érosive de la machine hydraulique (1), à partir du calcul par l’unité (40) de calcul d’au moins un temps (TOAn) d’arrivée du deuxième signal ultrasonore (x) ayant été reçu par rapport au premier signal ultrasonore (e) ayant été émis et/ou à partir du calcul par l’unité (40) de calcul d’une bande spectrale (BWk) instantanée définie par une plage de fréquence, pour laquelle une valeur représentative (DSP(k)(f)) de la densité spectrale de puissance (DSPi (k)(f)) du deuxième signal ultrasonore (x) ayant été reçu est supérieure à un premier pourcentage (A) non nul donné de la valeur moyenne (DSPmean) calculée de la valeur représentative (DSP(k)(f)) de la densité spectrale de puissance (DSPi(k)(f)) au cours du temps. 2. Procédé suivant la revendication 1, caractérisé en ce que le premier signal ultrasonore (e) impulsionnel à large bande comporte une pluralité d’impulsions (n) émises avec une période prescrite (Tr) de répétition des impulsions, non nulle. 3. Procédé suivant la revendication 2, caractérisé en ce que chaque impulsion (n) a, pendant une durée (Lp) de modulation, inférieure à la période prescrite (Tr) de répétition des impulsions, une modulation de fréquence supérieure ou égale à une valeur basse (f1) de modulation de fréquence, non nulle, et inférieure ou égale à une valeur haute (f2) de modulation de fréquence, non nulle. 4. Procédé suivant la revendication 3, caractérisé en ce que la modulation de fréquence est linéaire ou cubique et va de la valeur basse (f1) de modulation de fréquence à la valeur haute (f2) de modulation de fréquence sur la durée (Lp) de modulation ou de la valeur haute (f2) de modulation de fréquence à la valeur basse (f1) de modulation de fréquence sur la durée (Lp) de modulation. 5. Procédé suivant l’une quelconque des revendications 2 à 4, caractérisé en ce que lors de la troisième étape (E3), l’unité (40) de calcul calcule pour chaque impulsion (n) du premier signal ultrasonore e(t) ayant été émis le temps TOAn d’arrivée du deuxième signal ultrasonore x(t) ayant été reçu par rapport au premier signal ultrasonore e(t) ayant été émis suivant les équations suivantes : où n est l’indice de chaque impulsion. 6. Procédé suivant l’une quelconque des revendications 2 à 4, caractérisé en ce que lors de la troisième étape (E3), l’unité (40) de calcul calcule pour chaque impulsion (n) du premier signal ultrasonore e(t) ayant été émis le temps TOAn d’arrivée du deuxième signal ultrasonore x(t) ayant été reçu par rapport au premier signal ultrasonore e(t) ayant été émis suivant les équations suivantes : où n est l’indice de chaque impulsion, FFT{x} est la transformée de Fourier rapide du deuxième signal ultrasonore x(t) ayant été reçu, ^ ^^^^^^^^{^} est le conjugué complexe de la transformée de Fourier rapide du premier signal ultrasonore e(t), ^^^^^ est la transformée de Fourier rapide inverse. 7. Procédé suivant la revendication 5 ou 6, caractérisé en ce que lors de la troisième étape (E3), l’unité (40) de calcul calcule le au moins un indicateur de cavitation érosive de la machine hydraulique (1) comme comprenant la moyenne (^^^^) des temps TOAn d’arrivée pour les impulsions (n) du premier signal ultrasonore e(t) ayant été émis et/ou la variance (^ ^ ^^^ ) des temps TOAn d’arrivée pour les impulsions (n) du premier signal ultrasonore e(t) ayant été émis et/ou l’écart-type (^^^^) des temps TOAn d’arrivée pour les impulsions (n) du premier signal ultrasonore e(t) ayant été émis. 8. Procédé suivant la revendication 7, caractérisé en ce que lors de la troisième étape (E3), l’unité (40) de calcul détermine qu’une cavitation (C ) est présente, lorsque la moyenne (mTOA) des temps TOAn d’arrivée est inférieure à un premier seuil (Sm) déterminé. 9. Procédé suivant la revendication 7 ou 8, caractérisé en ce que lors de la troisième étape (E3), l’unité (40) de calcul détermine qu’une cavitation (C ) est présente, lorsque la variance (^ ^ ^^^ ) des temps TOAn d’arrivée est supérieure à un seuil déterminé (V, VC). 10. Procédé suivant l’une quelconque des revendications 7 à 9, caractérisé en ce que lors de la troisième étape (E3), lorsque l’unité (40) de calcul a déterminé qu’une cavitation (C ) est présente, l’unité (40) de calcul détermine une position (PC) de la cavitation (C ) dans la région définie par le produit (c.mTOA/2) entre la vitesse (c ) de propagation des signaux ultrasonores (e, x) et de la moyenne (^^^^) des temps TOAn d’arrivée, divisée par 2. 11. Procédé suivant l’une quelconque des revendications 7 à 10, caractérisé en ce que lors de la troisième étape (E3), lorsque l’unité (40) de calcul a déterminé qu’une cavitation (C ) est présente, l’unité (40) de calcul détermine une durée de vie (DVC) de la cavitation (C ) à partir de la variance (^ ^ ^^^ ) des temps TOAn d’arrivée et/ou à partir de la moyenne (mTOA) des temps TOAn d’arrivée. 12. Procédé suivant l’une quelconque des revendications précédentes, lorsqu’elles dépendent au moins de la revendication 3, caractérisé en ce que lors de la troisième étape (E3), l’unité (40) de calcul calcule: la densité spectrale de puissance DSPi(k)(f) du deuxième signal ultrasonore xk(t) ayant été reçu pour chacune de plusieurs fenêtres temporelles Fi de réception ayant une durée W prescrite couvrant l’impulsion n, les fenêtres temporelles Fi de réception étant décalées temporellement l’une à la suite de l’autre pour i allant de 1 à M, selon l’équation suivante : où M est un nombre prescrit de fenêtres temporelles Fi de réception, la valeur représentative DSP(k)(f) de la densité spectrale de puissance DSPi(k)(f) du deuxième signal ultrasonore xk(t) ayant été reçu étant égale à la densité spectrale moyenne DSP(k)(f) de puissance pour la densité spectrale de puissance DSPi (k)(f) sur les M fenêtres temporelles Fi de réception, selon l’équation suivante : la valeur moyenne DSPmean calculée de la valeur représentative DSP(k)(f) de la densité spectrale de puissance DSPi(k) au cours du temps selon l’équation suivante : la bande spectrale BWk instantanée définie par la plage de fréquence suppf, pour laquelle la valeur représentative DSP(k)(f) de la densité spectrale de puissance DSPi(k)(f) du deuxième signal ultrasonore xk(t) ayant été reçu est supérieure au premier pourcentage A non nul donné de la valeur moyenne DSPmean calculée de la valeur représentative DSP(k)(f) de la densité spectrale de puissance DSPi (k)(f) au cours du temps selon l’équation suivante : ^^^ = ^^^^^^^^^(^)(^) ≥ ^ ∙ ^^^^^^^^ où f1 est la valeur basse de modulation de fréquence, f2 est la valeur haute de modulation de fréquence, f est la fréquence, t est le temps. 13. Procédé suivant la revendication 12, caractérisé en ce que les fenêtres temporelles Fi de réception se chevauchent l’une à la suite de l’autre. 14. Procédé suivant la revendication 12 ou 13, caractérisé en ce que la durée W prescrite de la fenêtre temporelle Fi de réception est supérieure ou égale à 1 fois ou 2 fois ou 3 fois la période prescrite (Tr) de répétition des impulsions. 15. Procédé suivant l’une quelconque des revendications 12 à 14, caractérisé en ce que lors de la troisième étape (E3), lorsque l’unité (40) de calcul a déterminé qu’une cavitation (C ) est présente, l’unité (40) de calcul détermine une direction (DC) de déplacement de la cavitation (C ) à partir de la bande spectrale instantanée (BWk). 16. Procédé suivant l’une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que le premier pourcentage A non nul donné est supérieur ou égal à 50 % ou à 70 % ou à 90 % ou à 95%. 17. Procédé suivant l’une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que le au moins un transducteur ultrasonore (20) émetteur comporte un mode actif, pouvant être commandé par l’unité (40) de calcul et dans lequel la première étape (E1), la deuxième étape (E2) et la troisième étape (E3) sont effectuées, et un mode passif, pouvant être commandé par l’unité (40) de calcul et dans lequel la première étape (E1), la deuxième étape (E2) et la troisième étape (E3) ne sont pas effectuées et le au moins un transducteur ultrasonore (20) émetteur n’émet pas, l’unité (40) de calcul commandant par défaut lors de la troisième étape (E3) le au moins un transducteur ultrasonore (20) émetteur dans le mode passif, dans lequel le au moins un transducteur ultrasonore (30) récepteur reçoit un troisième signal (xy), l’unité (40) de calcul calculant lors de la troisième étape (E3) la densité spectrale de puissance (DSPy(k)(f), DSP’y(k)(f)) du troisième signal (xy) ayant été reçu dans chacun de plusieurs créneaux temporels (k-1, k) se suivant et ayant chacun une durée identique (D) de créneau temporel, l’unité (40) de calcul commandant lors de la troisième étape (E3) le au moins un transducteur ultrasonore (20) émetteur dans le mode actif, lorsque la densité spectrale de puissance (DSPy(k)(f), DSP’y(k)(f)) du troisième signal (xy) ayant été reçu dans un créneau temporel actuel (k) diffère de plus d’un deuxième pourcentage (B) non nul donné par rapport à la densité spectrale de puissance (DSPy(k)(f), DSP’y(k)(f)) du troisième signal (xy) ayant été reçu dans un créneau temporel (k-1) antérieur au créneau temporel actuel (k). 18. Procédé suivant la revendication 17, caractérisé en ce que le créneau temporel (k-1) antérieur au créneau temporel actuel (k) est le créneau temporel (k-1) précédant le créneau temporel actuel (k). 19. Dispositif (100) de mesure d’une cavitation érosive d’une machine hydraulique (1) en fonctionnement, la machine hydraulique (1) comportant des parois (13, 16, 17) délimitant un conduit (12) de passage d’eau liquide et au moins un organe mobile (11, 3, 9), qui est situé dans le conduit (12) de passage d’eau liquide et qui est mis en mouvement lors du fonctionnement de la machine hydraulique (1), caractérisé en ce que le dispositif (100) de mesure comporte : au moins un transducteur ultrasonore (20) émetteur, qui est positionné sur un premier côté (131, 171) d’au moins une première (13, 17) des parois (13, 16, 17) et qui est orienté au travers du conduit (12) de passage d’eau liquide vers un autre côté (172) de la première paroi (17) ou vers le au moins un organe mobile (11, 3, 9), le au moins un transducteur ultrasonore (20) émetteur étant apte à émettre au moins un premier signal ultrasonore (e) impulsionnel à large bande, au moins un transducteur ultrasonore (30) récepteur, qui est positionné sur le premier côté (131, 171) de la première paroi (13, 17), et qui est apte à recevoir au moins un deuxième signal ultrasonore (x) reçu en réponse au premier signal ultrasonore (e) ayant été émis, une unité (40) de calcul reliée au au moins un transducteur ultrasonore (20) émetteur et au au moins un transducteur ultrasonore (30) récepteur, l’unité (40) de calcul étant apte à calculer à partir du premier signal ultrasonore (e) ayant été émis et à partir du deuxième signal ultrasonore (x) ayant été reçu, au moins un indicateur de cavitation érosive de la machine hydraulique (1), à partir du calcul par l’unité (40) de calcul d’au moins un temps (TOAn) d’arrivée du deuxième signal ultrasonore (x) ayant été reçu par rapport au premier signal ultrasonore (e) ayant été émis et/ou à partir du calcul par l’unité (40) de calcul d’une bande spectrale (BWk) instantanée définie par une plage de fréquence, pour laquelle une valeur représentative (DSP(k)(f)) de la densité spectrale de puissance (DSPi(k)(f)) du deuxième signal ultrasonore (x) ayant été reçu est supérieure à un premier pourcentage (A) non nul donné de la valeur moyenne (DSPmean) calculée de la valeur représentative (DSP(k)(f)) de la densité spectrale de puissance (DSPi (k)(f)) au cours du temps. 20. Programme d’ordinateur, comportant des instructions de code pour la mise en œuvre de la troisième étape (E3) du procédé de mesure d’une cavitation érosive d’une machine hydraulique (1) suivant l’une quelconque des revendications 1 à 18, lorsqu’il est mis en œuvre sur un calculateur (40).
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