FR2839188A1 - Procede d'identification des anomalies dans les transformateurs de puissance - Google Patents
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Abstract
Un procédé préféré (10) pour identifier un type d'anomalie dans un système d'isolation d'un transformateur de puissance (50) comprend les étapes consistant à mesurer les pertes diélectriques dans une section du système d'isolation, calculer les pertes diélectriques théoriques pour la section en fonction des propriétés du matériau, de la géométrique, et de la température de la section, et produire une représentation graphique d'une différence en pourcentage entre les pertes diélectriques mesurées et calculées. Le procédé préféré comprend également l'étape consistant à comparer une forme de la représentation graphique avec une forme d'une ou de plusieurs représentations graphiques d'une différence en pourcentage entre les pertes diélectriques mesurées et théoriques dans une ou plusieurs autres sections d'isolation, chacune connue pour présenter un type spécifique d'anomalie.
Description
égale à ce décalage de position.
PROCEDE D' IDENTIFICATION DES ANOMALIES DAN S LE_
TRANSFORMATEURS DE PUISSANCE
Cette demande revendique la priorité sous le titre 35 du U.S.C ll9 (e) à la demande provisoire de brevet US n 60/369 671, qui a été remplie le 3 avril 2002, et qui est insérée ici en référence, dans son intégralité. La présente invention concerne les transformateurs de puissance et plus particulièrement un procédé pour identifier les anomalies dans les transformateurs de puissance. Les transformateurs de puissance comprennent typiquement l' isolation positionnée entre ou autour des
différents conducteurs à l'intérieur de ceux-ci.
L' isolation est souvent formée à partir de papier ou de cellulose. L'huile minérale est également communément utilisée en tant qu'isolateur dans les transformateurs
de puissance.
Les défauts ou les autres anomalies dans l' isolation d'un transformateur de puissance peuvent sensiblement dégrader les performances du transformateur de puissance et, dans des cas extrêmes, peuvent provoquer des dysfonctionnements potentiellement dangereux. Par exemple, l'humidité et les contaminants peuvent dégrader les propriétés d' isolation des isolants à l'huile, au papier et à la cellulose. Les propriétés d'un isolant peuvent également se dégrader si l'isolant est exposé à des tensions supérieures à sa tension nominale. De plus, les défauts tels que les déchirures, les vides et les autres imperfections, ainsi que l'humidité excessive et les fissures carbonisoes, peuvent dograder les
propriétés de l' isolation au papier et à la cellulose.
Les propriétés isolantes de l'huile peuvent se dégrader à cause du vieillissement avancé, de la surchanffe, ou
de la contamination chimique.
Les contrôles de diagnostic sont souvent réalisés sur l' isolation des transformateurs de puissance à cause de l'importante de l' isolation sur les
performances d'ensemble du transformateur de puissance.
Par exemple, l'efficacité de l' isolation dans les nouveaux transformateurs de puissance et les transformateurs de puissance nouvellement réusinés, est habituellement évaluée avant la mise en service du transformateur de pulssance. De plus, l' isolation des transformateurs de puissance dans le domaine est souvent vérifiée sur une période de base pour s' assurer
que l' isolation fonctionne d'une manière satisfaisante.
La plupart des contrôles de diagnostic communément disponibles pour l' isolation des transformateurs de puissance sont adaptés pour identifier la présence d'une anomalie, telle qu'un défaut, dans le système d' isolation. Par exemple, le dénommé " essai de facteur de puissance " définit par l'Institut national américain des normes (et décrit en détail ci-dessous),
est un contrôle de diagnostic communément utilisé.
(L' essai de facteur de puissance est sensiblement le même que le dénommé essai " tan-5 "). Bien que les contrôles de diagnostic tels que l'essai de facteur de puissance, peuvent indiquer la présence d'une anomalie, ces types de contrôle ne peuvent pas souvent proposer d' indication concernant le type d'anomalie qui peut
être présent.
L' identification du type spécifique d'anomalie nécessite souvent la vidange et le démontage au moins partiellement du transformateur de puissance. Par exemple, la résistance excessive dans le circuit neyau à terre des transformateurs de puissance est parfois mal diagnostiquée comme étant de l'humidité excessive
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dans l' isolation à la cellulose du transformateur de pulssance. En d'autres termes, les essais de diagnostic couramment disponibles peuvent identifier la présence de ces types d' anomalies, mais ne peuvent pas souvent faire la différence entre les anomalies. Par conséquent, les transformateurs de puissance sont parfois soumis à un procédé de séchage coûteux et qui prend du temps basé sur la conviction erronce que de l'humidité excessive est présente dans l' isolation du
transformateur de puissance.
Par conséquent, il existe un besoin pour un procédé de diagnostic qui peut identifier la présence d'une anomalie, dans le système d' isolation d'un
transformateur de puissance.
Un procédé préféré pour identifier un type d'anomalie dans un système d' isolation d'un transformateur de puissance comprend les étapes consistant à mesurer les pertes diélectriques dans une section du système d' isolation, calculer les pertes diélectriques théoriques pour la section en fonction des propriétés du matériau, de la géométrie et de la température de la section, et produire une représentation graphique d'une différence en pourcentage entre les pertes diélectriques mesurées et caleulées. Le procédé préféré comprend également l'étape consistant à comparer une forme de la représentation graphique avec une forme d'une ou de plusieurs représentations graphiques d'une différence en pourcentage entre les pertes diélectriques mesurées et théoriques dans une ou plusieurs autres sections de l' isolation, chacune connue pour avoir un type
spécifique d'anomalie.
Un procédé préféré comprend l'étape consistant à mesurer une réponse de fréquence diélectrique d'une section de l' isolation à l'intérieur d'un
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transformateur de puissance, calculer une réponse de fréquence diélectrique théorique pour la section, et générer une signature de réponse de fréquence diélectrique pour la section. Le procédé préféré comprend également l'étape consistant à comparer la signature de réponse de fréquence diélectrique à la signature de réponse de fréquence diélectrique des autres sections de l' isolation connues pour présenter
des types particuliers d' anomalies.
Un procédé préféré pour classer un type d'anomalie dans une section de l' isolation dans un transformateur de puissance comprend les étapes consistant à mettre sous tension un conducteur isolé par la section de l' isolation avec une tension alternative, faire varier une fréquence de la tension alternative entre une pluralité de fréquences discrètes dans les limites d'un intervalle déterminé, et mesurer la perte diélectrique dans la section d' isolation à chacune des fréquences discrètes. Le procédé préféré comprend en outre les étapes consistant à calauler une perte diélectrique théorique pour la section d' isolation à chacune des fréquences discrètes, calculer une différence en pourcentage entre la perte diélectrique mesuréeet la perte diélectrique théorlque à chacune des fréquences discrètes, et produire une représentation sensiblement curvilinéaire des différences en pourcentage entre la perte diélectrique mesurée et la perte diélectrique calculée à chacune des fréquences discrètes. Le procédé préféré comprend également l'étape consistant à comparer une forme de la représentation sensiblement curvilinéaire à une forme d'une ou de plusieurs représentations curvilinéaires prédéterminées d'une différence en pourcentage entre une perte diélectrique mesurée et une perte diélectrique calculée pour une section
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d' isolation connue pour présenter un type particulier d'anomalie. Un autre procédé préféré comprend les étapes consistant à mesurer une perte diélectrique dans une section d'un système d' isolation d'untransformateur de puissance en réponse à une tension alternative sur un intervalle prédéterminé de fréquences, calculer une perte diélectrique théorique pour la section en fonction des propriétés du matériau, de la géométrie et de la température de la section d' isolation, et produire une représentation d'une différence en pourcentage entre les pertes diélectriques mesurces et calculées. Le procédé préféré comprend en outre l'étape consistant à déterminer si une forme de la représentation diffère sensiblement d'une représentation d'une différence en pourcentage entre les pertes diélectriques mesurces et calculées dans une autre section de l' isolation identifiée précédemment
comme présentant un type spécifique d'anomalie.
Un autre procédé préféré pour identifier un type d'anomalie dans un système d' isolation d'un transformateur de puissance comprend les étapes consistant à mesurer les pertes diélectriques dans une section du système d' isolation, calculer les pertes diélectriques théoriques pour la section, identifier la section comme présentant une anomalie en comparant les pertes diélectriques mesurées dans la section aux pertes diélectriques théoriques pour la section. Le procédé préféré comprend également les étapes consistant à produire une représentation graphique d'une différence en pourcentage entre les pertes diélectriques mesurées et caloulées, et comparer une forme de la représentation graphique avec une forme d'une ou de plusieurs représentations graphiques d'une différence en pourcentage entre les pertes diélectriques mesurées et théoriques dans une ou plusieurs des autres sections de l' isolation, chacune
connue pour présenter un type spécifique d'anomalie.
Un autre procédé préféré comprend les étapes consistant à mesurer une réponse de fréquence diélectrique d'une section d' isolation à l'intérieur d'un transformateur de puissance, calculer une réponse de fréquence diélectrique théorique pour la section, et identifier la section comme présentant une anomalie dans celle-ci en comparant la réponse diélectrique mesurée et la réponse diélectrique théorique. Le procédé préféré comprend également les étapes consistant à générer une signature de réponse de fréquence diélectrique pour la section, etcomparer la signature de réponse de fréquence diélectrique à la signature de réponse de fréquence diélectrique des autres sections de l' isolation connues pour présenter
des types particuliers d' anomalies.
Le résumé précédent ainsi que la description
détaillée suivante d'un mode de réalisation préféré, ressortiront plus clairement à la lecture faite conjointement aux dessins joints. Afin d'illustrer l' invention, les dessins représentent un mode de réalisation qui est présentement préféré. L' invention n'est cependant pas limitée aux instrumentalités spécifiques décrites sur les dessins, dans lesquels: la figure 1 est un schéma de principe d'un procédé prétéré pour identifier un type d'anomalie dans le système d' isolation d'un transformateur de puissance; la figure 2 est une illustration schématique d'un transformateur de puissance qui peut étre utilisé congointement au procédé représenté sur la figure 1; la figure 3 est une représentation schématique simplifiée d'un système d' isolation du transformateur de puissance représenté sur la figure 2 i
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la figure 4 représente une série de signatures de réponse de fréquence diélectrique pour une section d' isolation provenant d'un transformateur de puissance, dans lequel les signatures de réponse de fréquence diélectrique correspondent à différentes valeurs de résistance dans le circuit noyau à terre du transformateur; la figure 5 représente une signature de réponse de fréquence diélectrique pour une section d' isolation avant et après la correction d'une anomalie qui affecte la section d' isolation; la figure 6 représente une première signature de réponse de fréquence diélectrique d'une section d' isolation provenant d'un premier transformateur ayant une résistance ncyau à terre supérieure à la normale, et une seconde signature de réponse de fréquence diélectrique d'une section d' isolation provenant d'un second transformateur ayant une résistance noyau à terre normale; la figure 7 représente une signature de réponse de fréquence diélectrique pour une section d' isolation ayant un niveau d'humidité supérieur à la normale dans celle-ci; et la figure 8 représente une signature de réponse de fréquence diélectrique pour une section d' isolation qui
laisse apparaître une contamination chimique.
Un procédé préféré 10 pour identifier une anomalie, par exemple, un défaut, dans un système d' isolation d'un transformateur de puissance électrique est représenté, en partie, sur la figure 1. Le procédé 10 est décrit en relation avec un transformateur de puissance classique 50 représenté sur la figure 2. Les détails spécifiques concernant le transformateur de puissance 50 sont présentés pour des buts d'exemple uniquement, lorsque le procédé 10 peut être utilisé en
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relation avec n'importe quel type de transformateur de
puissance virtuellement.
Le transformateur de puissance 50 comprend un noyau 52 doté d'une colonne 52a (le noyau 52 comprend également d'autres colonnes non visibles sur la figure 1). Le transformateur 50 comprend en outre un bobinage basse tension 56 positionné autour de la colonne 52a, et un bobinage haute tension 54 positionné autour du bobinage basse tension 56. Le noyau 52, le bobinage haute tension 54 et le bobinage basse tension 56 sont logés dans un boîtier 60. Il faut noter que le transformateur 50 est représenté de manière schématique sur la figure 1. Différents composants du transformateur 50 ne sont pas représentés sur la figure 1, et l'espacement entre certains des composants représenté sur la figure 1 est exagéré, par souci de clarté. Le ncyau 52 et les bobinages haute et basse tension 54, 56 sont enfermés dans un boîtier étanche 60 Le bobinage haute tension 54 est électriquement couplé à une source de tension alternative (CA) (non représentée) au moyen de traversoes haute tension 62 montées sur le boîtier 60. Les traversées haute tension 62 comprennent chacune un conducteur qui
conduit le courant électrique à travers le boîtier 60.
Chaque traversoe haute tension 62 comprend également un anneau en porcelaine qui isole sensiblement le boîtier 60 du conducteur, et rend étanche l'espace
situé entre le boîtier 60 et le conducteur.
Le bobinage basse tension 56 est électriquement couplé à une charge (non représentée) au moyen de
traversées basse tension 64 montées sur le boîtier 60.
Les traversées basse tension 64 comprennent chacune un conducteur qui conduit le courant électrique à travers le boîtier 60. Chaque traversée basse tension 64
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comprend également un anneau en porcelaine qui isole sensiblement le. boîtier 60 du conducteur, et rend étanche l'espace situé entre le boîtier 60 et le conducteur. Le boîtier 60 est un conducteur de terre commun pour le transformateur 50. Le ncyau 52 est relié à la terre sur le boîtier 60 à un emplacement unique. Plus particulièrement, le noyau 52 est relié à la terre sur le boîtier 60 par un câble 82 qui est en contact avec une surface externe du boîtier 60. Le câble 82 s'étend à travers le boîtier 80 au moyen d'un manchon de mise à la terre du ncyau 83 fixé à une surface externe du boîtier 60. Le manchon de mise à la terre du noyau 83 comprend un anneau de porcelaine qui isole sensiblement le boîtier 60 du câble 82, et rend étanche l'espace situé entre le boîtier et le câble 82. En variante, le câble 82 peut être fixé directement à une surface
interne du boîtier 60.
Le bobinage haute tension 54 est mis sous tension par une tension alternative provenant de la source de tension. La tension alternative induit un flux magnétique dans le ncyau 52. Le flux magnétique est proportionnel au nombre de tours dans le bobinage haute tension 54. Le flux magnétique coupe le bobinage basse tension 56, et induit une tenelon dans le bobinage basse tension 56 qui est proportionnelle au nombre de
tours dans le bobinage basse tension 56.
Le transformateur 50 comprend l' isolation pour isoler électriquement différents composants métalliques situés à l'intérieur du transformateur 50 les uns des autres. Par exemple, le transformateur 50 comprend des cloisons 74a et des entretoises 72a positionnces entre les bobinages haute et basse tension 54, 56. Les cloisons 74a et les entretoises 72a sont forméss à partir d'un matériau isolant solide tel que la 1 o 2839188 cellulose, le carton comprimé ou le papier, et isolent le bobinage haute tension 54 du bobinage basse
tension 56.
Le transformateur 50 comprend en outre des cloisons 74b et des entretoises 72b positionnées entre le bobinage basse tension 56 et la colonne 52a. Les cloisons 74b et les entretoises 72b lsolent le bobinage basse tension 56 du noyau 52. Le transformateur 50 comprend également des entretoises 72c qui isolent le ncyau 52 du boîtier 60. Le transformateur 50 comprend en outre des cloisons 74c qui isolent les bobinages
haute et basse tension 56, 54 du boîtier 60.
Les cloisons et les entretoises isolantes sont également positionnées entre les autres composants
reliés à la terre du transformateur 10.
Le boîtier 60 du transformateur 50 est rempli avec
un liquide isolant tel que de l'huile minérale 76.
L'huile minérale 76 fonctionne à la fois comme moyen d' isolation et de refroidissement à l'intérieur du boîtier 60. Donc, par exemple, les bobinages haute et basse tension 54, 56 sont isolés par l'huile minérale 76, ainsi que par les cloisons 74a et les
entretoises 72a.
Chacun des bobinages haute et basse tension 54, 56 possède son propre système d' isolation interne formé à partir de matériau solide tel que la cellulose, le carton comprimé ou le papier, et un liquide isolant tel
que l'huile minérale.
Le système d' isolation du transformateur de puissance 50 (comprenant à la fois les structures d' isolation interne et externe de celui-ci) est représenté sous forme schématique simplifiée sur la
figure 3.
Les détails spécifiques concernant le procédé 10 sont les suivants. Le procédé 10 comprend
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l' identification de la présence d'une anomalie, et la position approximative de celle-ci, dans le système d' isolation du transformateur de puissance 50. On obtient cela en isolant les sections discrètes du système d' isolation à l'intérieur du transformateur de puissance 50, et en procédant à un contrôle sur chaque section isolée selon un ensemble contrôlé de conditions (étapes 12, 13 et 14 de la figure 1). Plus particulièrement, les différents n_uds à l'intérieur du système d' isolation peuvent être reliés à laterre ou protégés pour isoler les sections n_ud à n_ud ou n_ud à terre situses dans le système d' isolation, permettant ainsi aux pertes diélectriques dans ces sections d'être mesurées sur une base individuelle. Par exemple, il est possible de protéger le noyau 52 ou les traversces haute ou basse tension 62, 64 dans le transformateur de puissance 50 pour isoler différentes sections du système d' isolation dans celui-ci. A titre d'exemple spécifique, la section d' isolation située entre le bobinage haute tension 54 et la terre peut être isolée
en protogeant le-bobinage basse tension 56.
Un contrôle de chaque section isolée du système d' isolation peut être réalisé en utilisant des techniques classiques communément connues par l'homme du métier de la conception du système d' isolation du transformateur de puissance. Par exemple, l'essai de facteur de puissance mentionné ci-dessus, déflni par l'Institut national américain des normes, peut être utilisé en tant que contrôle. Un essai de facteur de puissance peut être réalisé sur une section isolée en plaçant une tension alternative, par exemple 10 000 volts, sur les n_uds ou les bornes à chaque extrémité de la section. En d'autres termes, une tension est appliquée sur les extrémités opposées du conducteur par exemple, le bobinage haute tension 54, qui est isolé
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par la section isolée de l' isolation. La tension appliquce a typiquement une fréquence approximativement égale à la fréquence de puissance du transformateur de puissance 50, par exemple 60 hertz. La circulation du courant capacitif résultante à travers l' isolation et l'angle de phase entre la tension appliquce et le
courant, sont alors mesurés.
Un facteur de puissance pour la section isolée d' isolation, qui indique la perte diélectrique (ou " tan delta ") dans celle-ci, est obtenu en calculant le cosinus de l' angle de phase entre la tension et le courant. Le facteur de puissance est comparé à la valeur prédéterminée pour déterminer si une anomalie existe dans la section. Par exemple, un facteur de puissance supérieur à 0,005, ou 0,5 pour cent, peut
être interprété comme une anomalie.
En variante, un contrôle des anomalies peut être réalisé par le biais de la spectroscopie diélectrique du domaine de fréquence, c'est-à-dire en mesurant la perte diélectrique pour une section isolée du système d' isolation tandis que la fréquence de la tension appliquée est réglée à différentes valeurs sur tout une plage prédéterminée, par exemple, entre environ 0,01 hertz et environ 1 000 hertz. La représentation graphique résultante (typiquement une courbe) de la perte diélectrique contre la fréquence pour une section particulière est désignée ci-après sous le nom de
" réponse diélectrique " de la section.
La perte diélectrique peut être quantifiée en fonction de la tension appliquée, du courant mesuré et de l'angle de phase mesuré entre la tension appliquée et le courant mesuré, en utilisant des techniques classiques connues par l'homme du métier de la conception du système d' isolation du transformateur de puissance. Un dispositif approprié pour générer la tension d'entrée et mesurer le courant et l'angle de phase résultants peut être obtenu près de la Compagnie générale d'électricité, modèle IDA 200. La réponse diélectrique obtenue à partir de la tension, du courant et de l' angle de phase mesurés pour une section particulière est ci-après désignée sous le nom de
" réponse diélectrique mesurce " pour cette section.
La réponse diélectrique mesurce est comparée à une réponse diéiectrique calculée pour la section correspondante du système d' isolation pour déterminer si une anomalie existe dans cette section. La réponse diélectrique calculée est une représentation théorique de la réponse diélectrique de la section, sans présence d'anomalie dans celle-ci. La réponse diélectrique calaulée est basoe sur les propriétés du matériau et sur la géométrique de l' isolation à l'intérieur de la section (comprenant les propriétés de toute huile qui fonctionne en tant qu' isolation à l'intérieur de la section). La réponse diélectrique calculée est également basée sur la température de l' isolation
lorsque la réponse diélectrique mesurée est acquise.
La perte diélectrique théorique est calculée pour chacune des fréquences à laquelle les pertes diélectriques sont mesurées en fonction des facteurs mentionnés ci-dessus, en utilisant des techniques classiques communément connues par l'homme du métier de la conception du système d' isolation du transformateur de puissance. La réponse diélectrique calaulée représente une courbe de ces valeurs, comme une
fonction de fréquence.
Un écart entre la réponse diélectrique mesurée et la réponse diélectrique calculée supérieur à une quantité prédéterminée est interprété comme une indication qu'une anomalie existe dans la section correspondante du système d' isolation, et fournit donc une indication de la position approximative de l'anomalie. I1 faut noter que les contrôles décrits cidessus pour déterminer la présence et la position approximative d'une anomalle sont décrits uniquement à titre d'exemple; d'autres types d'essais de diagnostic peuvent étre utilisés au lieu de ces contrôles particuliers. Le type d'anomalie est identifié après d' identification de la présence et la position approximative de l'anomalie, c'est-à-dire, après l' identification d'une section du système d' isolation présentant une anomalie (étape 16). Plus particulièrement, on développe une représentation graphique (typiquement une courbe) qui indique l'écart dans la répons e diélectrique me surée à part ir de la réponse diélectrique calculée pour la section (étape 18). Cette représentation graphique est ci-après désignée sous le nom de " signature de réponse de fréquence diélectrique " ou " signature DFR " de la
section correspondante.
La signature DFR est développée en soustrayant les pertes diélectriques calculées à chaque fréquence échantillonnée des pertes diélectriques mesurées à la fréquence correspondante. La différence entre les pertes diélectriques calculées et mesurées à chaque fréquence est divisoe par la perte diélectrique calculée pour cette fréquence, et ensuite multipliée par cent. La courbe générale de ces valeurs, tracée comme une fonction de fréquence, représente la signature DFR. En d'autres termes, la signature DFR est une fonction de signature normalisoe qui est sensible aux changements dans le spectre de fréquence de perte
diélectrique normal du système d' isolation.
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La signature DFR est ultérieurement comparée aux autres signatures DFR pour déterminer le type
d'anomalie présent dans la section d'essai (étape 20).
Les demandeurs ont découvert que ces types particuliers d'anomalies ont souvent des signatures DFR avec des caractéristiques uniques ou distinctives. On peut constituer une " bibliothèque " ou base de donnces des signatures DFR qui correspondent chacune à un type particulier d'anomalie, à partir des signatures DFR acquises à partir des transformateurs de puissance présentant des anomalies connues, ou à partir des
essais de laboratoire.
La comparaison de la signature DFR provenant d'une section du transformateur de puissance 50 présentant une anomalie, aux signatures DFR de la base de données, peut faciliter l' identification du type d'anomalie présent dans la section. En d'autres termes, faire correspondre le profil de la signature DFR de la section d'essai avec le profil d'une signature DFR de référence correspondant à une anomalie connue peut faciliter l' identification de cette anomalie (étapes 22, 24). Inversement, le type d'anomalie n'est pas identifié, si une correspondance entre le profil de la signature DFR de la section d'essai et le profil d'une
signature DFR de référence n'est pas obtenu (étape 25).
- (Il faut noter que la signature DFR varie avec la
configuration géométrique de la section correspondante.
Donc, la signature DFR de référence doit correspondre à la géométrie de la section particulière d' isolation qui
est évaluée).
Les étapes mentionnées ci-dessus peuvent être répétées jusqu'à ce que toutes les sections d' isolation situées dans le transformateur de puissance 50 ont été
contrôlées concernant les anomalies (étape 26).
Le procédé 10 peut être effectué comme un contrôle sur les transformateurs de puissance nouvellement fabriqués, nouvellement réparés ou nouvellement réusinés, tel que le transformateur de puissance 10. Le procédé 10 peut également être effectué comme un contrôle de routine lorsque le transformateur de puissance 10 est en service, cest-à-dire lorsque le transformateur de puissance 10 est installé-dans sa position opérationnelle dans le domaine. De plus, le procédé 10 peut être effectué après l'identification de la présence d'une anomalie en utilisant un essai de facteur de puissance standard, ou virtuellement un autre type d'outil de diagnostic, pour classer le type
spécifique d'anomalie.
Les autres types d'essais de diagnostic pour les transformateurs de puissance tel que le transformateur de puissance 50, en général, peuvent identifier la présence d'une anomalie, mais pas le type spécifique del'anomalie. Le procédé 10 peut identifier les types spécifiques d' anomalies et, de façon notable, peut être réalisé sans démonter le transformateur de puissance 50, et sans vidanger l'huile d' isolation du transformateur de puissance 50. Le procédé 10 est particulièrement avantageux lorsque le transformateur de puissance 10 est en service. Plus particulièrement, le procédé 10, en facilitant l' identification des types spécifiques d' anomalies, peut empêcher le retrait et le démontage inutiles du transformateur 10 lorsque l'anomalie est du type qui peut être corrigé en place. Par conséquent, l' effort sensible, les frais et le temps perdu souvent associés au retrait d'un transformateur de puissance de son emplacement de fonctionnement, ou au démontage du transformateur de puissance pour diagnostiquer une anomalie dans celui-ci, peuvent être évités grâce à l'utilisation de ce procédé 10. En outre, le procédé 10 peut être réalisé en utilisant un équipement facilement disponible standard, et le temps, l'effort et les connaissances nécessaires pour réaliser le procédé 10
sont relativement réduits.
De plus, le procédé 10 peut identifier des anomalies sur lesquelles les essais de diagnostic classiques font souvent une erreur de diagnostic. Par exemple, une cause se produisant communément d'un facteur de puissance élevé dans les transformateurs tels que le transformateur 50 est la résistance
excessive dans le circuit de mise à la terre du noyau.
Cette anomalie particulière peut être provoquée par une résistance supérieure à la normale entre le noyau et le ruLan de mise à la terre du noyau, ou par une résistance supérieure à la normale entre les lamelles individuelles situées dans le noyau. Les essais de diagnostic classiques tels que l'essai de facteur de puissance ne peuvent pas souvent distinguer la résistance excessive entre le cTrcuit de mise à la terre du noyau, et l'humidité dans l' isolation à la cellulose du transformateur de puissance. Par conséquent, les transformateurs de puissance qui affichent un facteur de puissance élevé à cause de la réaistance excessive dans le circuit de mise à la terre du neyau, subissent parfois des procédures de séchage inutiles suite à une conviction erronce de la présence
d'humidité dans l' isolation à la cellulose de celui-ci.
Le procédé 10, par contraste, peut spécifiquement identifier la résistance supérieure à la normale dans le circuit noyau à terre des transformateurs tels que le transformateur 10. Par exemple, la figure 4 représente une série de signatures DFR déterminses de manière expérimentale pour le circuit noyau à terre d'un transformateur de puissance à deux bobinages, similaire au transformateur de puissance 50. La résistance du circuit noyau à terre est modifiée sur tout un intervalle de valeurs en connectant des résistances de différentes réaistances au ruhan de mise à la terre du transformateur de puissance. La signature DFR pour la section correspondante d' isolation est mesurée alors que la résistance du ctrcuit ncyau à terre est réglée à chacune des valeurs indiquées sur la
figure 4.
La figure 4 représente que les signatures DFR aux différentes valeurs de résistance ncyau à terre sont sensiblement les mêmes aux tensions d'entrée de fréquence inférieure. Les profils des signatures DFR varient sensiblement, cependant à des tensions d'entrce de fréquence supérieure. Plus particulièrement, la signature DFR qui correspond à chaque différente valeur de résistance a un profil distinct à des tensions d'entrée de fréquence supérieure. La distinction des signatures DFR qui correspond à chaque valeur de résistance peut être utilisoe pour identifier une résistance supérieure à la normale dans le circuit noyau à terre du transformateur, avec le potentiel minimum pour la résistance supérieure à la normale d'être mal diagnostiquse comme une anomalie relative à
l' isolation.
De plus, l'essai de facteur de puissance est réalisé à une fréquence de tension d'entrée, et peut par conséquent ne pas réussir à diagnostiquer des anomalies qui se manifestent elles-mêmes à des fréquences différentes de la fréquence testée. La signature DFR, par contraste, est acquise sur une plage de fréquences de tension d'entrée, et peut donc identifier des anomalies qui se manifestent elles-mêmes à des fréquences différentes de la seule fréquence
d'essai de l'essai de facteur de puissance.
28391 88
La figure 5 représente les véritables signatures DFR acquises avant et après le diagnostic et la correction d'une anomalie dans un transformateur
principal similaire au transformateur de puissance 50.
La présence de l'anomalie est détectée à l'origine en fonction d'une lecture de facteur de puissance élevoe (supérieure à 0,5 pour cent). L'anomalie est ultérieurement identifice comme étant la résistance supérieure à la normale dans le cTrcuit noyau à terre du transformateur principal en fonction d'une comparaison entre la signature DFR mesurée et une signature DFR de rétérence correspondant à la résistance élevée ncyau à terre, suite au contrôle du transformateur principal, est suivie jusqu'à un transformateur auxiliaire utilisé dans le changeur de prise, électriquement couplé au transformateur principal. La figure 5 représente les signatures DFR pour la section affectée d' isolation mesurce avant et après la modification du transformateur auxiliaire à la réslstance noyau à terre élevée réduite dans le transformateur principal. La figure 5 démontre que la signature DFR avant la correction de l'anomalie a un profil distinctif par rapport à la signature DFR après la réparation (le profil de la signature DFR après la réparation est typique d'une section d' isolation de
cette géométrie particulière sans aucune anomalie).
La figure 6 représente une première,signature de réponse de fréquence diélectrique d'une section d' isolation provenant d'un premier transformateur présentant la résistance ncyau à terre supérieure à la normale. La figure 6 représente également une seconde signature de réponse de fréquence diélectrique d'une section d' isolation provenant d'un second transformateur présentant la résistance noyau à terre 2 o 2839188 normale. Comme il est évident d'après la figure 6, ce type particulier de condition peut être identifié par le profil indicatif de la signature de réponse de
fréquence diélectrique de la section affectée.
La figure 7 représente une signature DFR acquise d'une section d' isolation présentant un niveau d'humidité relativement élevé dans celleci, et une seconde signature DFR acquise d'une section d' isolation représentant un niveau d'humidité relativement bas dans celle-ci. La figure 8 représente une signature DFR acquise d'une section d' isolation qui affiche une contamination chimique. Les profils uniques de ces signatures DFR correspondent chacun sensiblement à un type d'anomalie d' isolation, et peuvent par conséquent être utilisés pour identifier de telles anomalies dans
les autres sections d' isolation.
Il faut comprendre que même si de nombreux avantages et caractéristiques de la présente invention
ont été décrits dans la description précédente, la
description n'est donnée qu'à titre d' illustration et
des changements peuvent être apportés de façon détaillée dans le cadre des principes de l' invention par rapport à toute l'étendue indiquce par le sens large général des termes selon lesquels les
revendications jointes sont exprimées.
2 1 2839188
Claims (26)
1. Procédé pour identifier un type d'anomalie dans un système d' isolation d'un transformateur de puissance, comprenant les étapes consistant à: mesurer les pertes diélectriques dans une section du système d' isolation i calauler les pertes diélectriques théoriques pour la section en fonction des propriétés du matériau, de la géométrie, et de la température de la section; produire une représentation graphique d'une différence en pourcentage entre les pertes diélectriques mesurées et caloulées; et comparer une forme de la représentation graphique avec une forme d'une ou de plusieurs représentations graphiques d'une différence en pourcentage entre les pertes diélectriques théoriques et mesurces dans une ou plusieurs autres sections d' isolation, chacune connue
pour présenter un type spécifique d'anomalie.
2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'étape consistant à mesurer une perte diélectrique dans la section, comprend l'étape consistant à réaliser un essai de réponse de fréquence diélectrique sur la section.
3. Procédé selon la revendication 2, dans lequel l'étape consistant à réaliser un essai de réponse de fréquence diélectrique sur la section, comprend l'étape consistant à réaliser une pluralité d'essais de facteur de puissance sur la section, chacun des essais de facteur de puissance étant mené en utilisant une fréquence de tension d'entrée différente d'une fréquence de tension d'entrée utilisée pour les autres
essais de facteur de puissance.
4. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'étape consistant à produire une représentation
22 2839188
graphique d'une différence en pourcentage entre les pertes diélectriques mesurées et théoriques, comprend l'étape consistant à générer une signature de fréquence
de réponse diélectrique pour la section.
5. Procédé selon la revendication 4, dans lequel l'étape consistant à générer une signature de fréquence de réponse diélectrique pour la section, comprend l'étape consistant à calculer une différence entre chacune des pertes diélectriques théoriques et une perte correspondante des pertes diélectriques mesurces, et calouler un quatient de la différence et une perte correspondante des pertes diélectriques théoriques en divisant la différence par la perte correspondante des
pertes diélectriques théoriques.
6. Procédé selon la revendication 5, dans lequel l'étape consistant à générer une signature de fréquence de réponse diélectrique pour la section, comprend en outre l'étape consistant à multiplier le quotient par cent.
7. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre l'étape consistant à lire une ou plusieurs représentations graphiques d'une différence en pourcentage entre les pertes diélectriques mesurées et théoriques dans une ou plusieurs autres sections d' isolation, chacune connue pour présenter un type
spécifique d'anomalie provenant d'une base de données.
8. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre l'étape consistant à faire correspondre la forme de la représentation graphique d'une différence en pourcentage entre les pertes diélectriques mesurces et calculées avec une forme d'une ou de plusieurs représentations graphiques d'une différence en pourcentage entre les pertes diélectriques mesurées et théoriques dans une ou plusieurs autres sections
23 2839188
d' isolation, chacune connue pour présenter un type
spécifique d'anomalie.
9. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre l'étape consistant à identifier la section comme présentant une anomalie en comparant les pertes diélectriques mesurées dans la section aux pertes
diélectriques théoriques pour la section.
10. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre l'étape consistant à isoler électriquement la section avant de mesurer les pertes diélectriques dans
la section.
11. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'étape consistant à comparer une forme de la représentation graphique avec une forme d'une ou de plusieurs représentations graphiques d'une différence en pourcentage entre les pertes diélectriques mesurées et théoriques dans une ou plusieurs autres sections d' isolation, chacune connue pour présenter un type spécifique d'anomalie, comprend l'étape consistant à déterminer si la forme de la représentation graphique diffère sensiblement de la forme d'une ou de plusieurs représentations graphiques d'une différence en pourcentage entre les pertes diélectriques mesurées et théoriques dans une ou plusieurs autres sections d' isolation, chacune connue pour présenter un type
spécifique d'anomalie.
12. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'étape consistant à calculer les pertes diélectriques théoriques pour la section en fonction des propriétés du matériau, de la géométrie et de la température de la section, comprend l'étape consistant à calculer les pertes diélectriques théoriques sans se rendre compte
des effets de toutes les anomalies dans la section.
13. Procédé comprenant les étapes consistant à: mesurer une réponse de fréquence diélectrique d'une section d' isolation à l'intérieur d'un transformateur de puissance; calculer une réponse de fréquence diélectrique théorique pour la section i générer une signature de réponse de fréquence diélectrique pour la section; et comparer la signature de réponse de fréquence diélectrique à la signature de réponse de fréquence diélectrique des autres sections de l' isolation connues
pour présenter des types particuliers d' anomalies.
14. Procédé selon la revendication 13, comprenant en outre l'étape consistant à identifier la présence d'une anomalie dans la section en comparant la réponse de fréquence diélectrique mesurée à la réponse de
fréquence diélectrique théorique.
15. Procédé selon la revendication 13, comprenant en outre l'étape consistant à identifier la présence d'une anomalie dans la section en réalisant un essai de
facteur de puissance sur la section.
16. Procédé pour classer un type d'anomalie dans une section d' isolation dans un transformateur de puissance, comprenant les étapes consistant à: mettre sous tension un conducteur isolé par la section d' isolation avec une tension alternative; faire varier une fréquence de la tension alternative entre une pluralité de fréquences discrètes dans les limites d'un intervalle prédéterminé; mesurer la perte diélectrique dans la section d' isolation à chacune des fréquences discrètes; calculer une perte diélectrique théorique pour la section d' isolation à chacune des fréquences discrètes; calculer une différence en pourcentage entre la perte diélectrique mesurée et la perte diélectrique théorique à chacune des fréquences discrètes; produire une représentation sensiblement curvilinéaire de la différence en pourcentage entre la perte diélectrique mesurée et la perte diélectrique calaulée à chacune des fréquences discrètes i et comparer une forme de la représentation sensiblement curvilinéaire à une forme d'une ou de plusieurs représentations curvilinéaires prédéterminées d'une différence en pourcentage entre une perte diélectrique mesurse et une perte diélectrique calaulée pour une section d' isolation connue pour présenter un
type particulier d'anomalie.
17. Procédé selon la revendication 16, comprenant en outre l'étape consistant à isoler électriquement le conducteur des autres conducteurs dans le transformateur de puissance avant la mise sous tension
du conducteur.
18. Procédé selon la revendication 16, comprenant en outre l'étape consistant à identifier la section d' isolation comme présentant une anomalie en comparant au moins l'une des pertes diélectriques mesurées à une perte correspondante des pertes diélectriques théoriques.
19. Procédé selon la revendication 16, dans lequel l'étape consistant à faire varier une fréquence de la tension alternative entre une pluralité de fréquences discrètes dans les limites d'un intervalle prédéterminé comprend l'étape consistant à faire varier la fréquence de la tension alternative entre environ 0,01 hertz et
environ 1 000 hertz.
20. Procédé selon la revendication 16, comprenant en outre l'étape consistant à lire une ou plusieurs représentations curvilinéaires prédéterminses d'une différence en pourcentage entre une perte diélectrique mesurée et une perte diélectrique calaulée pour une section d' isolation connue pour présenter un type
particulier d' anomalie d' après une base de données.
21. Procédé selon la revendication 16, comprenant en outre l'étape consistant à faire correspondre la représentation sensiblement curvilinéaire des différences en pourcentage entre la perte diélectrique mesurée et la perte diélectrique calculée à chacune des fréquences dlscrètes de l'une de la une ou plusieurs représentations curvilinéaires prédéterminces d'une différence en pourcentage entre une perte diélectrique mesurée pour une section d' isolation connue pour
présenter un type particulier d'anomalie.
22. Procédé selon la revendication 16, dans lequel l'étape consistant à calculer une perte diélectrique théorique à chacune des fréquences discrètes comprend l'étape consistant à calauler la perte diélectrique théorique à chacune des fréquences discrètes en se rendant compte de toutes les anomalies dans la section
d' isolation.
23. Procédé comprenant les étapes consistant à: mesurer une perte diélectrique dans une section d'un système d' isolation d'un transformateur de puissance en réponse à une tension alternative modifiée sur une plage prédéterminée de fréquences; caleuler une perte diélectrique théorique pour la section en fonction des propriétés du matériau, de la géométrie et de la température de la section d' isolation; produire une représentation d'une différence en pourcentage entre les pertes diélectriques mesurées et calculées; et déterminer si une forme de la représentation diffère sensiblement d'une représentation d'une différence en pourcentage entre les pertes diélectriques mesurées et calculées dans une autre
2 7 2839188
section de l' isolation précédemment identifice comme
présentant un type spécifique d'anomalie.
24. Procédé pour identifier un type d'anomalie dans un système d' isolation d'un transformateur de puissance, comprenant les étapes consistant à: mesurer les pertes diélectriques dans une section du système d' isolation; calauler les pertes diélectriques théoriques pour la section; identifier la section comme présentant une anomalie en comparant les pertes diélectriques mesurces dans la section, aux pertes diélectriques théoriques pour la section; produire une représentation graphique d'une différence en pourcentage entre les pertes diélectriques mesurces et calaulées; et comparer une forme de représentation graphique avec une forme d'une ou de plusieurs représentations graphiques d'une différence en pourcentage entre les pertes diélectriques mesurces et théoriques dans une ou plusieurs autres sections de l' isolation, chacune
connue pour présenter un type spécifique d'anomalie.
25. Procédé selon la revendication 24, comprenant en outre l'étape consistant à isoler électriquement la section du système d' isolation avant de mesurer les pertes diélectriques dans la section du système
d' isolation.
26. Procédé comprenant les étapes consistant à: mesurer une réponse de fréquence diélectrique d'une section d' isolation située à l'intérieur du transformateur de puissance; calculer une réponse de fréquence diélectrique théorique pour la section; identifier la section comme présentant une anomalie dans celle-ci en comparant la réponse
2 2839188
diélectrique mesurée et la réponse diélectrique théorique; générer une signature de réponse de fréquence diélectrique pour la section; et comparer la signature de réponse de fréquence diélectrique à une signature de réponse de fréquence diélectrique des autres sections de l' isolation connues
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Legal Events
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|---|---|---|---|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 14 |
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| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 15 |
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| PLFP | Fee payment |
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Owner name: ABB SCHWEIZ AG, CH Effective date: 20180912 |
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| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 19 |
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| CA | Change of address |
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| TP | Transmission of property |
Owner name: ABB POWER GRIDS SWITZERLAND AG, CH Effective date: 20210628 |
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Effective date: 20221205 |