WO2008087362A2 - Procédé de localisation d'une zone de baisse d'isolement dans un isolant recouvrant un conducteur d'un bobinage - Google Patents

Procédé de localisation d'une zone de baisse d'isolement dans un isolant recouvrant un conducteur d'un bobinage Download PDF

Info

Publication number
WO2008087362A2
WO2008087362A2 PCT/FR2007/052626 FR2007052626W WO2008087362A2 WO 2008087362 A2 WO2008087362 A2 WO 2008087362A2 FR 2007052626 W FR2007052626 W FR 2007052626W WO 2008087362 A2 WO2008087362 A2 WO 2008087362A2
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
insulation
temperature
winding
subset
zone
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/FR2007/052626
Other languages
English (en)
Other versions
WO2008087362A3 (fr
Inventor
Philippe Guuinic
André Petit
Pierre Schlupp
Astrid Hotellier
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Electricite de France SA
Original Assignee
Electricite de France SA
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 filed Critical Electricite de France SA
Publication of WO2008087362A2 publication Critical patent/WO2008087362A2/fr
Publication of WO2008087362A3 publication Critical patent/WO2008087362A3/fr
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/12—Testing dielectric strength or breakdown voltage ; Testing or monitoring effectiveness or level of insulation, e.g. of a cable or of an apparatus, for example using partial discharge measurements; Electrostatic testing
    • G01R31/1227—Testing dielectric strength or breakdown voltage ; Testing or monitoring effectiveness or level of insulation, e.g. of a cable or of an apparatus, for example using partial discharge measurements; Electrostatic testing of components, parts or materials
    • G01R31/1263—Testing dielectric strength or breakdown voltage ; Testing or monitoring effectiveness or level of insulation, e.g. of a cable or of an apparatus, for example using partial discharge measurements; Electrostatic testing of components, parts or materials of solid or fluid materials, e.g. insulation films, bulk material; of semiconductors or LV electronic components or parts; of cable, line or wire insulation
    • G01R31/1272—Testing dielectric strength or breakdown voltage ; Testing or monitoring effectiveness or level of insulation, e.g. of a cable or of an apparatus, for example using partial discharge measurements; Electrostatic testing of components, parts or materials of solid or fluid materials, e.g. insulation films, bulk material; of semiconductors or LV electronic components or parts; of cable, line or wire insulation of cable, line or wire insulation, e.g. using partial discharge measurements
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/34—Testing dynamo-electric machines
    • G01R31/346—Testing of armature or field windings

Definitions

  • the present invention relates to the problem of locating at least one insulation drop zone, also called degraded zone in what follows, in an insulator covering a conductor of a winding.
  • the locating method according to the invention is particularly applicable in a coiled electrical machine such as an alternator, a motor, or a transformer.
  • the winding of the machine including the power terminals located at the ends of the winding, generally comprises a conductor surrounded by at least one solid or liquid insulator, and has sections in which the insulator may deteriorate during the operation of the machine.
  • the stator winding is generally formed by a set of parallel conductor bars of the same length, these bars being distributed around the longitudinal axis of the stator and electrically interconnected at their ends in a configuration forming turns.
  • the stator bars are generally cooled by a liquid such as water, the conducting core of each bar being formed by a bundle of conductive strands, some of which are hollow, the assembly being surrounded by 'insulating.
  • the bars emerge from the stack of laminations forming the magnetic mass of the stator, forming a curvature for developing along a cone truncate which flares towards the end of the stator.
  • the emerging parts of the bars are commonly called “involutes”, as they develop in flaring out.
  • the involute parts of the bars are called the involute bars.
  • Each involute bar generally has an end connected by brazing to a metal housing called “water box” carrying the liquid.
  • the electrical connections between the bars are made by means of metal lamellae electrically connecting the water boxes of the bars to be connected.
  • the involute bars of the stator are subject to large mechanical vibration amplitudes in comparison with the straight portions of bars held in the stack of laminations forming the magnetic mass. Mechanical vibrations, or the thermal expansion cycles experienced by a bar in an end region, can cause aging of the electric machine cracking of the solder which connects the conductors of the bar to a water box.
  • a malfunctioning insulation fault occurs when the thickness of dry insulation between the impregnated portion and the outer surface of the insulation is too small to keep the electric field operating.
  • a leak of liquid on an involute bar causes more or less long term a significant insulation loss of up to a lack of insulation. Developing bars have substantially the same risk each to present a zone of insulation decline during the aging of the machine.
  • High-voltage rotating electrical machines must be regularly revised during inspection phases when they are taken out of service.
  • the insulation resistance of the stator winding is measured by applying a voltage and measuring the leakage current flowing through the insulation. When the insulation resistance is deemed too low, an intervention is necessary on the machine to replace the winding part in weakness, possibly including at least one power supply terminal.
  • a conventional technique for locating the winding portion in weakness consists of physically cutting winding sections, that is to say electrically separating certain involute bars, in order to carry out isolation measurements section by section for near close locate at least one section with insulation resistance too low. This requires breaking the insulating layer covering the electrical connection lamellae between the water boxes, then melting the lamella connection solder. Once the insulation measurements have been made, the solders must be redone and the insulation around, which is a long and difficult operation including in particular the risk of not properly restore a connection.
  • Such a method has drawbacks, in particular because it only applies to an involute bar structure whose insulator is provided with at least one internal electrode.
  • the measurement of the potential of the electrode is mainly influenced by the gradient of the humidity in the insulator. The method allows a particularly qualitative detection of the presence of moisture, and does not make it possible to discriminate the bar in fault when several bars are affected by moisture whereas only one of these bars has a substantial decrease of insulation which alone conditions the insulation loss of the winding.
  • the subject of the invention is a method for locating a degraded zone in an insulator covering a conductor of a winding, the winding comprising a set of sections at risk of insulation drop, each risk section being liable to be subject to local degradation of the insulation characterized by an insulation resistance lower than the insulation resistance of a healthy section, the method of performing the following steps: a) Local modification, relative to at the ambient temperature of the winding, the temperature of the insulation of a subset consisting of at least one section selected from the set of sections at risk; b) Measuring an electrical characteristic representative of the insulation resistance of the entire winding during said local modification of the temperature of said subassembly; the measurement obtained in step b), compared to a reference, being representative of the presence of a degraded zone located in said subset.
  • the local modification of the insulation temperature of a subassembly has a significant impact on the insulation resistance of the entire winding as soon as a degraded zone is present in said sub-assembly. -together. Indeed, the insulation resistance of the entire winding is conditioned by the area where the insulation is the weakest. If this zone is heated, the decrease in the resulting local isolation resistance will cause a significant decrease in the insulation resistance of the entire winding.
  • heating the outer surface of the insulator on the degraded zone is sufficient to rapidly and significantly reduce the insulation resistance.
  • the measurement of the insulation resistance of the entire winding reflects the presence of the degraded area.
  • the local insulation resistance of the degraded zone is essentially provided by a relatively small thickness of dry insulating surface. It is therefore not necessary to heat the entire thickness of the insulation layer to detect the presence of an insulation drop zone in the heated portion of the coil.
  • Step a) can therefore be performed relatively quickly. This saves a lot of intervention time to locate a section with a zone of isolation decline, since step a) must generally be repeated many times for this purpose.
  • step b) Comparison between the measurement obtained in step b) and a reference measurement of the same electrical characteristic obtained substantially at the ambient temperature of the winding, a difference in said comparison being representative of the presence of a degraded zone located in said sub-zone; -together ;
  • control of the local modification of the insulation temperature by means of a system for measuring the surface temperature of the insulation connected to an analysis system for establishing said temporal correlation;
  • the method being implemented in a high-voltage rotating electrical machine in which the stator winding comprises involute portions of bars, the step of locally modifying the temperature is carried out using a thermal device which delimits a temperature modification zone whose contour is adapted to the geometry of the machine, said zone forming a subset of sections consisting of several involute parts of different bars;
  • the shape of the thermal device is designed to allow the device to move along each involute part of the bar while keeping the rotor mounted in the machine;
  • the measurement of the electrical characteristic representative of the insulation resistance of the entire winding is carried out continuously during the local modification of the temperature of each subassembly; the step a) of local modification of the temperature consists in heating said subset;
  • a new step a) is performed by cooling the insulation on said section and step b) is implemented, the measurement obtained in step b) compared to a reference being representative of the absence of zone degraded in the other sections; the step a) of local modification of the temperature consists in cooling said subset;
  • said temperature-modified subassembly consists of at least two sections, and in the event of the presence of a degraded zone located in said subset, said subset is split into at least two new subsets, and one of said new subsets is selected to repeat steps a) and b) until a new single-section subset is identified as including a degraded area;
  • the thermal device is moved to treat a neighboring subset; ;
  • the electrical characteristic representative of the insulation resistance of the whole winding is obtained by applying a DC voltage between the winding conductor and the mass of the machine;
  • the electrical characteristic representative of the insulation resistance of the entire winding is obtained by applying an alternating voltage between the conductor of the winding and the mass of the machine;
  • the method being implemented in a high-voltage rotating electrical machine in which the stator winding comprises involute portions of bars each comprising a conductor covered with an insulating layer, at least one internal electrode being provided in said layer; of insulation, after having identified the presence of a degraded zone in one of the involute portions of bars, the local modification of the temperature of said degraded zone is maintained and the potential of the inner electrode is measured to be compared to a measurement of the potential of the same electrode at the ambient temperature of the coil.
  • FIG. 1 schematically represents an involute stator bar of a water cooled high voltage alternator, the insulation of the stator winding being affected by an insulation drop zone located on the bar.
  • FIG. 2 diagrammatically represents a modeling of the insulation between the winding and the ground of a wound electrical machine, a zone of insulation drop being present on the winding.
  • FIG. 3 diagrammatically represents a test device for carrying out the method according to the invention in order to locate an isolation drop zone on a section of a stator bar, the bar being seen in perspective.
  • FIGS. 4a and 4b show the evolution over time of the overall insulation resistance of the winding, in correlation with the change in the average temperature of the insulator, when at least one stator involute bar having a drop zone Isolation is heated a few minutes after the application of a DC voltage on the coil.
  • FIG. 5 schematically represents the temperature test of sections of a defective involute bar identified by the measurements of FIG. 4, the bar being seen in longitudinal section.
  • FIG. 6 represents two curves of the measurement as a function of time of the overall insulation resistance of the winding, obtained respectively without heating and with the temperature test in connection with FIG.
  • an involute bar 1 of the stator of a high-voltage alternator cooled by water extends between the mass magnetic 5 of the stator and the water box 6 which communicates with the conductor 3 for the circulation of the coolant.
  • the conductor 3 is formed by a bundle of conductive strands 30 for example copper, a proportion of the strands carrying the coolant.
  • the water box 6 is electrically and sealingly connected to the conductor 3 by a solder 13, and communicates with an insulating pipe 9 for supplying or discharging the cooling liquid from or to a heat exchanger. Coolant circulation is only performed during operation. During maintenance and overhaul operations, the cooling system is purged, and the rotor is usually removed to allow maintenance personnel to operate inside the machine.
  • the electrical connection between the involute bar and another involute bar not shown is made by metal strips 7 electrically connected to the water box and connected by solders 8 to the metal strips of another water box.
  • the involute bar 1 comprises an insulating layer 4 covering the electrically conductive parts.
  • the insulating material is typically a dielectric, for example composed of a laminate of glass fiber fabrics coated with mica powder and bound by epoxy resin. In the vicinity of the magnetic mass 5, the surface of the insulating layer is typically covered by a semiconductor varnish or a fine mesh metal mesh electrically connected to the mass of the machine.
  • the mechanical vibrations of electromagnetic origin undergone by the involute bar may cause cracks in the solder 13 connecting the conductor 3 to the water box 6.
  • a leakage of liquid escaping through the cracks in the solder 13 progresses along the interface between the conductor 3 and the insulating layer 4 and does not extend generally beyond the bent region where the involute portion of the bar is extended by a straight bar portion entering the magnetic mass of the stator.
  • the contamination of the insulation with the liquid generally remains localized in the involute part of the bar, and can generate at least one degraded zone 2 of the insulation resulting in a local decrease of the insulation.
  • the insulation resistance of the entire winding is measured and a maintenance action is decided if the measured value is too low.
  • the servicing and maintenance operations are carried out after purging the stator busbar cooling circuit. It is generally impossible to visually determine the stator involute bar or rods that have an isolation drop zone.
  • a zone for modifying the temperature is not necessarily a succession of sections such as in FIG. 1 juxtaposed in the direction of the electrical winding, but may be an area whose contour is adapted to the geometry of the machine and which contains several involute parts 1 of different bars.
  • a subassembly consisting of at least one section may therefore comprise sections of different involute bars 1. It is thus possible to proceed by dichotomy from all of the involute bars 1 of the stator to isolate the involute bar or rods. Isolation drop zone. Then, it can be advantageous to precisely locate the area in question on the defective bar 1 defective. For this, the developing bar is virtually cut into several sections Sk, as shown in Figure 1, which will each be changed in temperature.
  • the temperature modification of a section Sk consists of heating the surface of the insulator 4 only on this section and as far as possible over the entire periphery of the bar, so that all the lateral surfaces of the section are treated either simultaneously or successively.
  • the heating device consists for example of an infrared radiation lamp 10, or a nozzle blowing a hot gas. With reference to FIG. 1, the infrared lamp 10 is displaced around the section S1 to substantially increase the temperature of the outer surface of the insulator 4 relative to the temperature of the outer surface of the insulator on the other sections S2 to S5 of the involute bar.
  • the measurement of an electrical characteristic representative of the insulation resistance of the entire winding is performed as explained below. If the measurement of the electrical characteristic does not translate the presence of a degraded area of the insulator 4 in the section S1, the infrared lamp 10 is moved to heat the insulation of the neighboring section S2, and the measurement of the same electrical characteristic is pursued. It is intended to move the heater 10 along the X direction of the involute bar until the measurement of the electrical characteristic translates the presence of a degraded area in a section Sk. Other modes of displacement are possible according to the accessibility conditions due in particular of wedging pieces of the involute bar.
  • a heating device and more generally a thermal modification device for heating or cooling the winding insulation, may have a form designed to allow its movement along each involute part of the bar while keeping the rotor mounted in the machine.
  • each stator bar can be considered as a resistance in parallel with the resistance of the other bars.
  • any substantial variation in the resistance R 0 of the zone of decrease of insulation will have a significant repercussion on the overall insulation of the winding, while a variation of the insulation resistance R 1 , R 2 , ... R, of a sound part of the winding will hardly have any repercussion.
  • the insulation resistance of a dielectric material is influenced by the temperature; for example, it is typically divided by 2 when the temperature rises by 10 ° C.
  • the heating of a winding insulation drop zone has an effect on the measurement of the resistance of the overall insulation.
  • FIG. 3 a section of a stator bar to be tested is shown partially in perspective.
  • the implementation of the method according to the invention requires a device for testing the temperature response of the section, the test being carried out by measuring a representative electrical characteristic.
  • the resistor RT isolates the entire winding during local temperature modification.
  • a voltage Continuous or alternating of a few hundred volts to a few kV is applied between the winding 3 and the mass of the machine, by connecting a voltage generator to the terminals of the machine.
  • the electrical characteristic adopted is preferably the measured insulation resistance as a function of time and / or the measured current as a function of time.
  • the electrical characteristic adopted consists, for example, in the measurement of the variations as a function of time of the complex impedance or of the complex admittance or else the amplitude and phase of the current.
  • the test device shown in Figure 3 uses a generator 21 producing a DC voltage V 0 for example of the order of one kV between the conductor 3 and ground. If an ohmmeter is used to measure the insulation resistance, alone or possibly associated with an ammeter, it must be able to display resistance values of several GBhms and preferably up to a few Tohms (Tera ohms).
  • a heater 10 such as an infrared lamp is provided to selectively heat each section S1 or S2 on the face 15 of the bar.
  • the heating time of the outer surface of the insulating layer 4 may be relatively short, for example of the order of one to a few minutes.
  • the insulation resistance of the winding is conditioned only by a small part of the thickness of the insulation layer on the zone of weakness, and it is therefore sufficient to heat a relatively small thickness of insulation on the zone of weakness to significantly influence insulation resistance.
  • the heating is stopped when it is detected that the increase in the surface temperature of the insulator is greater than a determined threshold.
  • the measurement of the surface temperature can be performed by a simple thermocouple or an infrared camera, or by any other technique of the state of the art.
  • Unrepresented deflectors may be provided to focus the heat input only on the selected section and avoid a substantial increase in the average temperature of the neighboring section.
  • Metallic walls referenced 11 in FIG. 5 may constitute radiation deflectors.
  • a guide rail 12 is shown to materialize the X direction of displacement of the lamp 10, but in practice the space around a stator bar is generally quite limited and the heating device will most often be guided manually by the staff of maintenance.
  • To heat a section on all its lateral faces 15, 16 ... with a single device such as an infrared lamp or a hot-air blower device of the "hair dryer" type, an operator will move the heating device in circling the stretch if space permits.
  • Various heating devices can be provided, typically by conduction, radiation or convection.
  • a bar developing a heating blanket in the form of a sleeve and provided to simultaneously heat all the sides of the bar on at least one section, or on the entire bar involute.
  • successively different heating devices depending on the progress of the location of a degraded area of the insulation.
  • one or more blankets to heat simultaneously all of one or more involute bars.
  • the heating is moved to perform the temperature response test on the remainder of the risk sections of the winding. It may be advantageous to proceed by dichotomy with heating blankets or a similar device that can simultaneously heat a large area, to identify an involute bar having a degraded area, then to perform the temperature response test of the bar in question. with a smaller heater like an infrared lamp until you identify the part of the bar that is responsible for the weakness of the insulation.
  • the overall isolation resistor RT of the winding is measured for example at intervals of thirty seconds from the application of a DC voltage on the winding.
  • the coil remains at ambient temperature of about 25 ° C as shown in Figure 4b, and the measured values of the resistor RT grow steadily.
  • the insulation of a part of the coil such as one or more involute bars is heated surface for three minutes. It is observed that the evolution over time of the average temperature ⁇ at the surface of the insulator during heating is correlated with an abnormal evolution of the measured values of the resistance RT.
  • a system for measuring the temperature ⁇ for example a thermographic camera, can be connected to an analysis system such as a microcomputer which records the measured values of RT and ⁇ to automatically establish whether there is has a temporal correlation between an abnormal variation in the evolution of the resistance curve and the controlled increase in temperature.
  • An abnormal evolution of the measured values of the resistance RT in this case during the period T 2 R, is representative in itself of a very strong presumption of the presence of a zone of isolation loss located in the heated part of the winding.
  • the verification of the temporal correlation between the period T 2 R of abnormal evolution of R T and the period T 2 ⁇ of temperature modification of the heated portion of the winding provides a confirmation to ensure that the decrease of the measured values of RT has no other cause than heating and thus effectively means the presence of a zone of decline of isolation.
  • the involute bar tested is seen in truncated longitudinal section, only the side comprising the degraded zone 2 of the insulator being shown.
  • the contamination of the insulation with the coolant is schematically represented by dashed lines. This contamination does not cause weak insulation on the sections other than S2, because the thickness of dry insulation remains sufficient not to affect the value R T of the overall insulation of the coil. A change in the temperature of the insulation on a section other than S2 will therefore have no significant impact on the overall insulation of the winding.
  • the path of the heating apparatus 10 for the temperature test of the sections of an involute stator bar can be initiated on the section S1 closest to the magnetic mass 5.
  • the evolution of the measured value RT of the overall insulation or of the measured value of the current quickly shows a clear difference with respect to the evolution of the same electrical measurement on a heated healthy section under the same conditions.
  • the measured value RT decreases rapidly with the rise in the average temperature of the section in question.
  • the curve of the evolution of the measured value of the current (not represented) will present a clear inflection.
  • the heater 10 After a period of time determined from the beginning of the heating of a section, if the evolution of the measured electrical characteristic is not representative of the presence of a degraded zone, the heater 10 is moved to heat the expected consecutive section. The measurement of the electrical characteristic is continued, until the temperature response of a section reflects the presence of a degraded zone. If no section of an involute bar provides a temperature response representative of the presence of a degraded zone, the insulation of the power terminals located at the ends of the winding is likely to be the cause of the weakness of the isolation and proceed for these terminals to a similar temperature response test.
  • An advantageous method to save time in the complete diagnosis of the winding, while allowing a single intervention of the personnel performing the tests, is to change again the temperature of the last heated section, that is to say the section comprising the zone. degraded, substantially decreasing the average temperature of the insulation of this section relative to the ambient temperature of the remainder of the coil.
  • substantial decrease in the temperature of the outer surface of the insulator 4 at the location of the degraded zone 2 causes a significant increase in the value R ⁇ of the overall insulation of the winding only in the absence of a degraded zone in the others sections of the winding.
  • the localization method according to FIG. is again implemented by making a local temperature modification by heating risk sections that have not yet been tested. Once a second degraded zone has been located, it is advantageous to proceed with simultaneous local cooling of the two sections respectively comprising the two identified degraded zones, in order to determine in the same way whether there is another degraded zone in the sections at risk that have not been tested.
  • the locating method according to the invention will most often be implemented by effecting the local temperature modification essentially by heating operations, a possible cooling operation of a section being carried out solely to determine whether the isolation of the non-heating parts. tested winding is healthy. However, particularly if there is a presumption of the presence of a single zone of insulation drop across the winding, it is possible to provide only cooling operations for to test the temperature response of the sections at risk of insulation loss of the winding.
  • the sections shall be tested until the measurement of the selected electrical characteristic indicates an increase in the RT value of the overall isolation, i.e., reflect the presence of the isolation drop zone on the stretch being tested.
  • a DC voltage V 0 is applied to the stator winding at an ambient temperature and at a time t 0 .
  • the current i p drops rapidly in a linear decreasing form in scales log (i) / log (t) to tend towards a very low stable value representative of the conduction.
  • the measurement of the insulation resistance RT is carried out continuously, or at regular time intervals, while the sections S1 to S5 (see FIG. 5) are heated successively during the heating periods respectively T1 to T5, while the rest of the winding is at room temperature. It is observed that at heating the section S1 during the period T1, the measured values of the insulation resistance RT decrease very little compared with the corresponding values over time on the reference curve CR ⁇ f. On the other hand, from the beginning of the heating period T2 of the section S2, the measured values of RT drop sharply, which indicates the presence of a degraded zone 2, that is to say a zone of isolation decline. . At the end of the period T2, the heating of the section S2 is stopped and the measured values of RT rise quickly. Then, during the successive heating of the sections S3 to S5, the measured values of R ⁇ continue to increase, which reflects the fact that there is no isolation drop zone in these sections.
  • an advantageous additional step of the method consists in cooling the section which has been identified as defective, in this case S2, over a given period. , for example T6.
  • the evolution of the measured values of RT reflects a clear upward acceleration during period T6, which means that the section S2 is the only section of the whole winding to include an insulation drop zone.
  • the process described in the foregoing finds a particularly advantageous application for locating a degraded zone of an insulating layer in a high-voltage electrically wound electrical machine of which the coil is cooled by the circulation of a liquid, a deterioration of the insulation with a consequent decrease of insulation being generally caused by a leakage of the coolant having diffused from the core of the insulation towards its surface.
  • the method can also be implemented in a high-voltage rotating electrical machine in which at least one internal electrode is provided in the insulating layer of the involute portions of bars, according to the technology described in EP 1 503 218. A1.
  • the local modification of the temperature of the degraded zone in particular by heating, can be maintained to perform a "temperature" measurement of the potential of the internal electrode. It may be interesting to compare the measurement in temperature with a measurement of the potential of the same electrode at the ambient temperature of the coil.
  • the application of the method is not limited to rotating electrical machines with high voltage.
  • the method may for example be applied in a high-voltage transformer whose winding is surrounded by an insulator, the insulation being capable of being contaminated locally by the deposition of a conductive element whose electrical conduction is temperature sensitive.
  • Such a transformer may comprise an oil-impregnated paper-based insulator presenting a risk of depositing a conductive element formed of copper sulphide.
  • Another type of "dry transformer” transformer includes a solid insulator, for example an epoxy resin composite, and internal degradation of the insulator can produce a temperature-sensitive conductive chemical compound.

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Manufacture Of Motors, Generators (AREA)

Abstract

Le procédé vise à localiser une zone dégradée (2) dans un isolant (4) recouvrant un conducteur (3) d'un bobinage électrique, le bobinage comportant un ensemble de tronçons à risque de baisse d'isolement, chaque tronçon à risque (S1,..., Sn) étant susceptible d'être sujet à une dégradation locale de l'isolant se caractérisant par une résistance d'isolement (RD) inférieure à la résistance d'isolement (R1,..., Ri) d'un tronçon sain, le procédé consistant à effectuer les étapes suivantes : a) Modification locale, par rapport à la température ambiante du bobinage, de la température de l'isolant (4) d'un sous-ensemble constitué d'au moins un tronçon (Sk) sélectionné parmi l'ensemble des tronçons à risque; b) Mesure d'une caractéristique électrique (CMes) représentative de la résistance d'isolement de l'ensemble du bobinage (RT) pendant ladite modification locale de la température; la mesure obtenue à l'étape b) (CMes), comparée à une référence, étant représentative de la présence d'une zone dégradée (2) localisée dans ledit sous-ensemble (Sk).

Description

Procédé de localisation d'une zone de baisse d'isolement dans un isolant recouvrant un conducteur d'un bobinage
La présente invention se rapporte au problème de la localisation d'au moins une zone de baisse d'isolement, aussi appelée zone dégradée dans ce qui suit, dans un isolant recouvrant un conducteur d'un bobinage. Le procédé de localisation selon l'invention s'applique en particulier dans une machine électrique bobinée telle qu'un alternateur, un moteur, ou encore un transformateur. Le bobinage de la machine, y compris les bornes d'alimentation situées aux extrémités du bobinage, comprend généralement un conducteur entouré d'au moins un isolant solide ou liquide, et présente des tronçons dans lesquels l'isolant risque de se détériorer au cours de l'exploitation de la machine.
Dans les machines électriques tournantes, en particulier celles fonctionnant en haute tension (plusieurs kV), le bobinage du stator est généralement formé par un ensemble de barres conductrices parallèles de même longueur, ces barres étant réparties autour de l'axe longitudinal du stator et électriquement reliées entre elles à leurs extrémités selon une configuration formant des spires. Dans les machines de forte puissance, les barres du stator sont généralement refroidies par un liquide tel que de l'eau, le cœur conducteur de chaque barre étant formé par un faisceau de brins conducteurs dont certains sont creux, l'ensemble étant entouré par l'isolant. Dans les deux régions d'extrémités du stator, les barres émergent de l'empilement de tôles formant la masse magnétique du stator en formant une courbure pour se développer selon tronc de cône qui s'évase en direction de l'extrémité du stator. Dans le métier, les parties émergentes des barres sont couramment appelées les « développantes », du fait qu'elles se développent en s'évasant. Dans ce qui suit, les parties développantes des barres sont nommées les barres développantes. Chaque barre développante présente généralement une extrémité raccordée par brasage à un carter métallique appelé « boîte à eau » transportant le liquide. Les connexions électriques entre les barres sont réalisées grâce à des lamelles métalliques reliant électriquement les boîtes à eau des barres à connecter. Les barres développantes du stator sont sujettes à des amplitudes de vibrations mécaniques importantes en comparaison avec les parties rectilignes de barres maintenues dans l'empilement de tôles formant la masse magnétique. Les vibrations mécaniques, ou encore les cycles de dilatation thermique subis par une barre dans une région d'extrémité, peuvent provoquer avec le vieillissement de la machine électrique une fissuration de la brasure qui relie les conducteurs de la barre à une boîte à eau. Ces vibrations peuvent aussi provoquer des fissures ou des craquelures ou des délaminages dans l'isolant. Une fissuration de la brasure au niveau d'un conducteur creux provoque une fuite de liquide depuis la boîte à eau, qui se propage le long de la surface interne de l'isolant de la barre et crée généralement au moins une zone de baisse d'isolement. Plus rarement, une fuite de liquide peut aussi provenir d'un défaut dans un conducteur creux. Une baisse d'isolement apparaît par exemple quand du liquide est absorbé par capillarité dans des fissures de l'isolant sur une grande partie de l'épaisseur de la couche d'isolant, ou encore de façon plus lente quand le liquide est « chimiquement » absorbé par l'isolant et dégrade progressivement l'isolant. Les fissures sont généralement causées par un délaminage de l'isolant. L'isolant est généralement un matériau composite stratifié qui même sans être détérioré par des fissures peut néanmoins être progressivement imprégné par le liquide selon un processus de dégradation influencé par les températures relativement élevées en exploitation.
Il est impossible de localiser une fuite de liquide par l'observation de la surface externe de l'isolant, cette surface restant sèche du fait notamment de l'environnement gazeux particulier en exploitation. Un défaut d'isolement préjudiciable pour le fonctionnement de la machine se produit si l'épaisseur d'isolant sec entre la partie imprégnée et la surface externe de l'isolant est trop faible pour tenir le champ électrique en exploitation. Une fuite de liquide sur une barre développante provoque à plus ou moins long terme une baisse d'isolement significative pouvant aller jusqu'à un défaut d'isolement. Les barres développantes ont sensiblement le même risque chacune de présenter une zone de baisse d'isolement au cours du vieillissement de la machine.
Les machines électriques tournantes à haute tension doivent être régulièrement révisées lors de phases d'inspection où elles sont mises hors service. Typiquement, la résistance d'isolement du bobinage du stator est mesurée en appliquant une tension et en mesurant le courant de fuite traversant l'isolant. Lorsque la résistance d'isolement est jugée trop faible, une intervention est nécessaire sur la machine pour remplacer la partie de bobinage en faiblesse, y compris éventuellement au moins une borne d'alimentation.
Une technique conventionnelle pour localiser la partie de bobinage en faiblesse consiste à découper physiquement des tronçons de bobinage, c'est-à-dire à séparer électriquement certaines barres développantes, afin de procéder à des mesures d'isolement tronçon par tronçon pour de proche en proche localiser au moins un tronçon présentant une résistance d'isolement trop faible. Ceci nécessite de casser la couche d'isolant recouvrant les lamelles de connexion électrique entre les boîtes à eau, puis de faire fondre la brasure de connexion des lamelles. Une fois les mesures d'isolement effectuées, les brasures doivent être refaites ainsi que l'isolant autour, ce qui est une opération longue et difficile comportant en particulier le risque de ne pas rétablir correctement une connexion.
Une méthode ne nécessitant pas un démontage des connexions électriques est décrite dans la demande de brevet EP 1 503 218 A1 , ainsi que dans la publication « EPRI - International conférence on electric generator prédictive maintenance and refurbishment (Jan '03) - Advanced
Methods for Detecting Wet Bars in Water-Cooled Stator Windings of Turbine Generators ». L'application de la méthode nécessite une structure particulière de la couche d'isolant des barres développantes du stator. Comme représenté sur la figure 6 de EP 1 503 218 A1 , une ou plusieurs électrodes internes radialement espacées sont noyées dans la couche d'isolant d'une barre développante. Une tension alternative est appliquée sur le bobinage de la machine, et le potentiel d'au moins une électrode est mesuré par une sonde en regard de la surface des barres suspectées d'être contaminées par de l'eau. Le potentiel mesuré est comparé au potentiel mesuré dans les mêmes conditions pour une barre développante sèche de référence. Une différence entre les deux mesures traduit une contamination de la barre suspecte, puisque l'eau imprégnant l'isolant modifie la répartition du champ électrique entre le conducteur et l'électrode interne sondée.
Une telle méthode présente toutefois des inconvénients, notamment du fait qu'elle ne s'applique qu'à une structure de barre développante dont l'isolant est muni d'au moins une électrode interne. En outre, de par la fonction de diviseur capacitif d'une électrode interne, la mesure du potentiel de l'électrode est surtout influencée par le gradient de l'humidité dans l'isolant. La méthode permet une détection surtout qualitative de la présence d'humidité, et ne permet pas de discriminer la barre en défaut lorsque plusieurs barres sont affectées par de l'humidité alors qu'une seule de ces barres présente une baisse substantielle d'isolement qui conditionne à elle seule la baisse d'isolement du bobinage.
Il existe un besoin pour un procédé permettant de localiser efficacement et relativement rapidement toute zone de baisse substantielle d'isolement du bobinage d'une machine électrique à haute tension. Il existe aussi un besoin pour un tel procédé qui soit applicable à diverses technologies d'isolement du bobinage.
A cet effet, l'invention a pour objet un procédé de localisation d'une zone dégradée dans un isolant recouvrant un conducteur d'un bobinage, le bobinage comportant un ensemble de tronçons à risque de baisse d'isolement, chaque tronçon à risque étant susceptible d'être sujet à une dégradation locale de l'isolant se caractérisant par une résistance d'isolement inférieure à la résistance d'isolement d'un tronçon sain, le procédé consistant à effectuer les étapes suivantes : a) Modification locale, par rapport à la température ambiante du bobinage, de la température de l'isolant d'un sous-ensemble constitué d'au moins un tronçon sélectionné parmi l'ensemble des tronçons à risque; b) Mesure d'une caractéristique électrique représentative de la résistance d'isolement de l'ensemble du bobinage pendant ladite modification locale de la température dudit sous-ensemble; la mesure obtenue à l'étape b), comparée à une référence, étant représentative de la présence d'une zone dégradée localisée dans ledit sous-ensemble.
La modification locale de la température de l'isolant d'un sous- ensemble, en particulier par chauffage, a une répercussion importante sur la résistance d'isolement de l'ensemble du bobinage dès lors qu'une zone dégradée est présente dans ledit sous-ensemble. En effet, la résistance d'isolement de l'ensemble du bobinage est conditionnée par la zone où l'isolement est le plus faible. Si cette zone est chauffée, la diminution de la résistance d'isolement locale qui en résulte va entraîner une baisse notable de la résistance d'isolement de l'ensemble du bobinage.
Comme expliqué dans ce qui suit en rapport avec l'application du procédé dans une machine tournante à haute tension refroidie par eau, un chauffage de la surface externe de l'isolant sur la zone dégradée suffit pour diminuer rapidement et notablement la résistance d'isolement locale de cette zone, et par conséquent la mesure de la résistance d'isolement de l'ensemble du bobinage traduit la présence de la zone dégradée. En effet, la résistance d'isolement locale de la zone dégradée est essentiellement procurée par une relativement faible épaisseur d'isolant sec en surface. Il n'est donc pas nécessaire de chauffer toute l'épaisseur de la couche d'isolant pour détecter la présence d'une zone de baisse d'isolement dans la partie chauffée du bobinage.
L'étape a) peut donc être effectuée relativement rapidement. Ceci permet de gagner beaucoup de temps d'intervention pour localiser un tronçon comportant une zone de baisse d'isolement, puisque l'étape a) doit généralement être réitérée de nombreuses fois à cet effet.
Dans des modes de mise en œuvre préférés du procédé de localisation selon l'invention, on a recours notamment à l'une ou l'autre des étapes suivantes :
- comparaison entre la mesure obtenue à l'étape b) et une mesure de référence de la même caractéristique électrique obtenue sensiblement à la température ambiante du bobinage, un écart dans ladite comparaison étant représentatif de la présence d'une zone dégradée localisée dans ledit sous-ensemble ;
- observation de la corrélation temporelle entre une variation anormale de la caractéristique électrique mesurée et la modification locale de la température de l'isolant, une corrélation temporelle entre la période de variation anormale de la caractéristique électrique mesurée et la période de modification de la température étant représentative de la présence d'une zone dégradée localisée dans ledit sous-ensemble ;
- contrôle de la modification locale de la température de l'isolant à l'aide d'un système de mesure de la température de surface de l'isolant relié à un système d'analyse pour établir ladite corrélation temporelle ;
- le procédé étant mis en œuvre dans une machine électrique tournante à haute tension dans laquelle le bobinage du stator comprend des parties développantes de barres, l'étape de modification locale de la température est effectuée à l'aide d'un dispositif thermique qui délimite une zone de modification de la température dont le contour est adapté à la géométrie de la machine, ladite zone formant un sous-ensemble de tronçons constitué de plusieurs parties développantes de différentes barres ;
- la forme du dispositif thermique est étudiée pour permettre le déplacement du dispositif le long de chaque partie développante de barre en gardant le rotor monté dans la machine ;
- la mesure de la caractéristique électrique représentative de la résistance d'isolement de l'ensemble du bobinage est effectuée en permanence pendant la modification locale de la température de chaque sous-ensemble ; - l'étape a) de modification locale de la température consiste à chauffer ledit sous-ensemble ;
- une fois qu'un tronçon est identifié comme comprenant une zone dégradée, une nouvelle étape a) est effectuée en refroidissant l'isolant sur ledit tronçon et l'étape b) est mise en œuvre, la mesure obtenue à l'étape b) comparée à une référence étant représentative de l'absence de zone dégradée dans les autres tronçons ; - l'étape a) de modification locale de la température consiste à refroidir ledit sous-ensemble ;
- ledit sous-ensemble modifié en température est constitué d'au moins deux tronçons, et en cas de présence d'une zone dégradée localisée dans ledit sous-ensemble, ledit sous-ensemble est scindé en au moins deux nouveaux sous-ensembles, et un desdits nouveaux sous-ensembles est sélectionné pour réitérer les étapes a) et b) jusqu'à ce qu'un nouveau sous- ensemble limité à un seul tronçon soit identifié comme comprenant une zone dégradée ;
- une fois l'étape de modification locale de la température effectuée et avant que la température moyenne de l'isolant dans le sous- ensemble traité soit revenue à la température ambiante du bobinage, ledit dispositif thermique est déplacé pour traiter un sous-ensemble voisin ;
- la caractéristique électrique représentative de la résistance d'isolement de l'ensemble du bobinage est obtenue en appliquant une tension continue entre le conducteur du bobinage et la masse de la machine ;
- la caractéristique électrique représentative de la résistance d'isolement de l'ensemble du bobinage est obtenue en appliquant une tension alternative entre le conducteur du bobinage et la masse de la machine ;
- le procédé étant mis en œuvre dans une machine électrique tournante à haute tension dans laquelle le bobinage du stator comprend des parties développantes de barres comportant chacune un conducteur recouvert d'une couche d'isolant, au moins une électrode interne étant prévue dans ladite couche d'isolant, après avoir identifié la présence d'une zone dégradée dans une des parties développantes de barres, la modification locale de la température de ladite zone dégradée est maintenue et le potentiel de l'électrode interne est mesuré pour être comparé à une mesure du potentiel de la même électrode à la température ambiante du bobinage.
D'autres caractéristiques et avantages ressortent de la description qui va suivre d'exemples non limitatifs de modes de réalisation, en référence aux figures dans lesquelles :
La figure 1 représente schématiquement une barre développante de stator d'un alternateur à haute tension refroidi par eau, l'isolement du bobinage du stator étant affecté par une zone de baisse d'isolement située sur la barre.
La figure 2 représente schématiquement une modélisation de l'isolement entre le bobinage et la masse d'une machine électrique bobinée, une zone de baisse d'isolement étant présente sur le bobinage.
La figure 3 représente schématiquement un dispositif de test pour la mise en œuvre du procédé selon l'invention afin de localiser une zone de baisse d'isolement sur un tronçon d'une barre de stator, la barre étant vue en perspective.
Les figures 4a et 4b représentent l'évolution dans le temps de la résistance d'isolement global du bobinage, en corrélation avec l'évolution de la température moyenne de l'isolant, lorsque au moins une barre développante de stator comportant une zone de baisse d'isolement est chauffée quelques minutes après l'application d'une tension continue sur le bobinage.
La figure 5 représente schématiquement le test en température de tronçons d'une barre développante en défaut identifiée par les mesures de la figure 4, la barre étant vue en coupe longitudinale.
La figure 6 représente deux courbes de la mesure en fonction du temps de la résistance d'isolement global du bobinage, obtenues respectivement sans chauffage et avec le test en température en rapport avec la figure 5.
Sur la figure 1 , une barre développante 1 du stator d'un alternateur à haute tension refroidi par eau s'étend entre la masse magnétique 5 du stator et la boite à eau 6 qui communique avec le conducteur 3 pour la circulation du liquide de refroidissement. Comme représenté sur la figure 3, le conducteur 3 est formé par un faisceau de brins conducteurs 30 par exemple en cuivre, une certaine proportion des brins transportant le liquide de refroidissement. La boite à eau 6 est raccordée électriquement et de façon étanche au conducteur 3 par une brasure 13, et communique avec une canalisation 9 isolante pour amener ou évacuer le liquide de refroidissement depuis ou vers un échangeur de chaleur. La circulation du liquide de refroidissement s'effectue uniquement en exploitation. Lors des opérations de révision et de maintenance, le circuit de refroidissement est purgé, et le rotor est généralement extrait pour permettre au personnel de maintenance d'opérer à l'intérieur de la machine.
Le raccordement électrique entre la barre développante et une autre barre développante non représentée s'effectue par des lamelles métalliques 7 électriquement reliées à la boite à eau et reliées par des brasures 8 aux lamelles métalliques d'une autre la boite à eau. La barre développante 1 comprend une couche d'isolant 4 recouvrant les parties électriquement conductrices. Le matériau isolant est typiquement un diélectrique, par exemple composé d'un stratifié de tissus de fibres de verre recouverts de poudre de mica et liés par de la résine époxy. Au voisinage de la masse magnétique 5, la surface de la couche d'isolant est typiquement recouverte par un verni semi-conducteur ou encore un grillage métallique à fines mailles électriquement relié à la masse de la machine.
En exploitation, les vibrations mécaniques d'origine électromagnétique subies par la barre développante peuvent provoquer des fissures au niveau de la brasure 13 raccordant le conducteur 3 à la boite à eau 6. Une fuite de liquide s'échappant par les fissures de la brasure 13 progresse le long de l'interface entre le conducteur 3 et la couche d'isolant 4 et ne s'étend généralement pas au-delà de la région coudée où la partie développante de la barre est prolongée par une partie de barre droite rentrant dans la masse magnétique du stator. Comme représenté schématiquement sur la figure 5, la contamination de l'isolant par le liquide reste généralement localisée dans la partie développante de la barre, et peut générer au moins une zone dégradée 2 de l'isolant se traduisant par une baisse locale de l'isolement.
Lors d'une opération de révision de la machine, la résistance d'isolement de l'ensemble du bobinage est mesurée et une intervention de maintenance est décidée si la valeur mesurée est trop faible. Les opérations de révision et de maintenance s'effectuent après avoir purgé le circuit de refroidissement des barres du stator. Il est généralement impossible de déterminer visuellement la ou les barres développantes du stator qui comportent une zone de baisse d'isolement.
Pour la mise en œuvre du procédé de localisation d'une zone de baisse d'isolement selon l'invention, une zone de modification de la température n'est pas nécessairement une succession de tronçons tels que sur la figure 1 juxtaposés dans le sens du bobinage électrique, mais peut être une zone dont le contour est adapté à la géométrie de la machine et qui contient plusieurs parties développantes 1 de différentes barres. Un sous- ensemble constitué d'au moins un tronçon peut donc comprendre des tronçons de différentes barres développantes 1. Il est ainsi possible de procéder par dichotomie à partir de la totalité des barres développantes 1 du stator pour isoler la ou les barres développantes comportant une zone de baisse d'isolement. Ensuite, il peut être avantageux de localiser précisément la zone en cause sur la barre développante 1 défectueuse. Pour ceci, la barre développante est virtuellement découpée en plusieurs tronçons Sk, comme représentés sur la figure 1 , qui vont chacun être modifiés en température.
La modification en température d'un tronçon Sk consiste à chauffer la surface de l'isolant 4 uniquement sur ce tronçon et dans la mesure du possible sur toute la périphérie de la barre, afin que toutes les surfaces latérales du tronçon soient traitées soit simultanément soit successivement. Le dispositif de chauffage consiste par exemple en une lampe à rayonnement infrarouge 10, ou encore en une buse soufflant un gaz chaud. En rapport avec la figure 1 , la lampe à infrarouge 10 est déplacée autour du tronçon S1 pour augmenter substantiellement la température de la surface extérieure de l'isolant 4 par rapport à la température de la surface extérieure de l'isolant sur les autres tronçons S2 à S5 de la barre développante.
Pendant la montée en température du tronçon S1 , la mesure d'une caractéristique électrique représentative de la résistance d'isolement de l'ensemble du bobinage est effectuée comme expliqué plus loin. Si la mesure de la caractéristique électrique ne traduit pas la présence d'une zone dégradée de l'isolant 4 dans le tronçon S1 , la lampe à infrarouge 10 est déplacée pour aller chauffer l'isolant du tronçon voisin S2, et la mesure de la même caractéristique électrique est poursuivie. Il est prévu de déplacer le dispositif de chauffage 10 le long de la direction X de la barre développante jusqu'à ce que la mesure de la caractéristique électrique traduise la présence d'une zone dégradée dans un tronçon Sk. D'autres modes de déplacement sont possibles selon les conditions d'accessibilité du fait notamment de pièces de calage de la barre développante.
Un dispositif de chauffage, et plus généralement un dispositif de modification thermique pour chauffer ou refroidir l'isolant du bobinage, pourra avoir une forme étudiée pour permettre son déplacement le long de chaque partie développante de barre en gardant le rotor monté dans la machine.
Sur la figure 2, l'isolement de l'ensemble du bobinage par rapport à la masse est modélisé par un ensemble de résistances raccordées en parallèle aux bornes A et B de la machine. En effet, du point de vue de l'isolement par rapport à la masse, chaque barre de stator peut être considérée comme une résistance en parallèle avec la résistance des autres barres. Lorsqu'une insuffisance de l'isolement global est constatée par une mesure classique de la résistance d'isolement de l'ensemble du bobinage, la valeur Rτ de l'isolement global est conditionnée par la résistance d'isolement R0 au niveau d'une faiblesse de l'isolement si cette faiblesse reste localisée, c'est- à-dire si le reste du bobinage est sain.
En conséquence, toute variation substantielle de la résistance R0 de la zone de baisse d'isolement va avoir une répercussion importante sur l'isolement global du bobinage, alors qu'une variation de la résistance d'isolement R1, R2, ...R, d'une partie saine du bobinage ne va quasiment pas avoir de répercussion. Par ailleurs, la résistance d'isolement d'un matériau diélectrique est influencée par la température ; par exemple elle est typiquement divisée par 2 lorsque la température s'élève de 100C. Ainsi, le chauffage d'une zone de baisse d'isolement du bobinage a un effet sur la mesure de la résistance de l'isolement global.
Pour illustrer quantitativement le phénomène, on considère par exemple que l'isolement d'un bobinage peut être modélisé par trente résistances R1, R2, ..., R, de 100 Gohms (Giga ohms) en parallèle, ce qui équivaut à une résistance RT de 3,3 Gohms. Si l'isolement du bobinage présente une faiblesse locale se traduisant par la valeur d'une des résistances divisée par 10, c'est-à-dire R0 = 10 Gohms, la résistance équivalente RT est abaissée à 2,6 Gohms. Lorsqu'on augmente la température d'une des résistances de 100 Gohms de 200C en moyenne, sa valeur chute à environ 25 Gohms et la résistance RT de l'isolement global du bobinage passe à 2,4 Gohms, ce qui n'est pas très différent des 2,6 Gohms précédant le chauffage. Par contre, lorsque la température de la zone de baisse d'isolement est augmentée de 200C en moyenne, la valeur de R0 est divisée par 4, c'est-à-dire passe à 2,5 Gohms, et la résistance Rτ de l'isolement global du bobinage passe à 1 ,4 Gohms.
Ainsi, lorsqu'on chauffe successivement plusieurs tronçons du bobinage tout en effectuant la mesure de la résistance RT de l'isolement global du bobinage, le chauffage d'une zone de baisse d'isolement se traduit par une baisse très nette de la valeur mesurée.
Sur la figure 3, un tronçon d'une barre de stator à tester est représenté partiellement en perspective. Pour localiser une zone de baisse d'isolement sur la barre, la mise en œuvre du procédé selon l'invention nécessite un dispositif de test de la réponse en température du tronçon, le test s'effectuant par la mesure d'une caractéristique électrique représentative de la résistance RT d'isolement de l'ensemble du bobinage pendant la modification locale en température. Pour procéder au test, une tension continue ou alternative de quelques centaines de volts à quelques kV est appliquée entre le bobinage 3 et la masse de la machine, en reliant un générateur de tension aux bornes de la machine.
Avec une tension continue appliquée, la caractéristique électrique adoptée est préférablement la résistance d'isolement mesurée en fonction du temps et/ou le courant mesuré en fonction du temps. Avec une tension alternative appliquée, la caractéristique électrique adoptée consiste par exemple en la mesure des variations en fonction du temps de l'impédance complexe ou de l'admittance complexe ou encore de l'amplitude et de la phase du courant.
Le dispositif de test représenté sur la figure 3 utilise un générateur 21 produisant une tension continue V0 par exemple de l'ordre d'un kV entre le conducteur 3 et la masse. Si un ohmmètre est utilisé pour mesurer la résistance d'isolement, seul ou éventuellement associé à un ampèremètre, il doit pouvoir afficher des valeurs de résistance de plusieurs Gohms et préférablement jusqu'à quelques Tohms (Tera ohms).
Un dispositif de chauffage 10 tel qu'une lampe à infrarouge est prévu pour chauffer sélectivement chaque tronçon S1 ou S2 sur la face 15 de la barre. La durée de chauffage de la surface extérieure de la couche d'isolant 4 peut être peut être relativement courte, par exemple de l'ordre d'une à quelques minutes. En effet, la résistance d'isolement du bobinage est conditionnée seulement par une petite partie de l'épaisseur de la couche d'isolant sur la zone de faiblesse, et il suffit donc de chauffer une relativement faible épaisseur d'isolant sur la zone de faiblesse pour influencer notablement la résistance d'isolement. Avantageusement, le chauffage est arrêté lorsqu'on détecte que l'augmentation de la température de surface de l'isolant est supérieure à un seuil déterminé. La mesure de la température de surface peut être réalisée par un simple thermocouple ou par une caméra à infrarouge, ou encore par toute autre technique de l'état de l'art.
Des déflecteurs non représentés peuvent être prévus pour focaliser l'apport de chaleur uniquement sur le tronçon sélectionné et éviter une augmentation substantielle de la température moyenne du tronçon voisin. Des parois métallisées référencées 11 sur la figure 5 peuvent constituer des déflecteurs de rayonnement. Une glissière de guidage 12 est représentée pour matérialiser la direction X de déplacement de la lampe 10, mais en pratique l'espace autour d'une barre de stator est généralement assez limité et le dispositif de chauffage sera le plus souvent guidé manuellement par le personnel de maintenance. Pour chauffer un tronçon sur toutes ses faces latérales 15, 16..., avec un unique dispositif tel qu'une lampe à infrarouges ou un appareil à soufflage d'air chaud de type « sèche cheveux », un opérateur déplacera le dispositif chauffant en faisant le tour du tronçon si l'espace le permet.
On peut prévoir divers dispositifs de chauffage, typiquement par conduction, rayonnement ou convection. Par exemple, il est possible d'installer autour d'une barre développante une couverture chauffante prenant la forme d'un manchon et prévue pour chauffer simultanément toutes les faces de la barre sur au moins un tronçon, voire sur l'intégralité de la barre développante. Il peut être avantageux d'utiliser successivement des dispositifs de chauffage différents en fonction de l'avancement de la localisation d'une zone dégradée de l'isolant. Par exemple, il est possible d'utiliser une ou plusieurs couvertures chauffantes pour chauffer simultanément l'intégralité d'une ou plusieurs barres développantes.
Si la mesure électrique effectuée ne traduit pas la présence d'une zone dégradée dans la ou les barres développantes chauffées, le chauffage est déplacé pour effectuer le test de réponse en température sur le restant des tronçons à risque du bobinage. Il peut être avantageux de procéder par dichotomie avec des couvertures chauffantes ou un dispositif analogue pouvant chauffer simultanément une grande surface, jusqu'à identifier une barre développante comportant une zone dégradée, puis d'effectuer le test de réponse en température de la barre en cause avec un dispositif de chauffage plus petit comme une lampe à infrarouges jusqu'à identifier la partie de la barre responsable de la faiblesse de l'isolement.
Sur la figure 4a, la résistance RT d'isolement global du bobinage est mesurée par exemple à intervalles de trente secondes à compter de l'application d'une tension continue sur le bobinage. Pendant une période T1 allant jusqu'à dix minutes sur l'échelle de temps, le bobinage reste à la température ambiante d'environ 25°C comme représenté sur la figure 4b, et les valeurs mesurées de la résistance RT croissent régulièrement. Au bout de dix minutes, l'isolant d'une partie du bobinage telle qu'une ou plusieurs barres développantes est chauffé en surface pendant trois minutes. On observe que l'évolution dans le temps de la température moyenne θ en surface de l'isolant lors du chauffage est corrélée avec une évolution anormale des valeurs mesurées de la résistance RT.
En effet, pendant le chauffage, les valeurs mesurées de RT décroissent, ce qui fait apparaître une nette cassure dans l'évolution de la courbe de la figure 4a par rapport à une courbe de référence formée par le prolongement de la partie de courbe obtenue avant le chauffage. Une fois le chauffage arrêté, les valeurs mesurées de RT croissent à nouveau jusqu'à reprendre une évolution normale, après une période T2R correspondant à la période T2e pendant laquelle la température moyenne θ dépasse substantiellement la température ambiante. Avantageusement, un système de mesure de la température θ, par exemple une caméra thermographique, peut être relié à un système d'analyse tel qu'un micro-ordinateur qui enregistre les valeurs mesurées de RT et de θ pour établir automatiquement s'il y a une corrélation temporelle entre une variation anormale dans l'évolution de la courbe de résistance et l'augmentation contrôlée de la température. Une évolution anormale des valeurs mesurées de la résistance RT, en l'occurrence pendant la période T2R, est représentative en soi d'une très forte présomption de la présence d'une zone de baisse d'isolement localisée dans la partie chauffée du bobinage. La vérification de la corrélation temporelle entre la période T2R d'évolution anormale de RT et la période T2β de modification en température de la partie chauffée du bobinage apporte une confirmation pour s'assurer que la décroissance des valeurs mesurées de RT n'a pas d'autre cause que le chauffage et signifie donc effectivement la présence d'une zone de baisse d'isolement.
Sur la figure 5, la barre développante testée est vue en coupe longitudinale tronquée, seul le côté comprenant la zone dégradée 2 de l'isolant étant représenté. La contamination de l'isolant par le liquide de refroidissement est représentée schématiquement par des traits pointillés. Cette contamination ne provoque pas de faiblesse de l'isolement sur les tronçons autres que S2, car l'épaisseur d'isolant sec reste suffisante pour ne pas affecter la valeur Rτ de l'isolement global du bobinage. Une modification de la température de l'isolant sur un tronçon autre que S2 n'aura donc pas de répercussion notable sur l'isolement global du bobinage.
Par contre, seule une fine couche d'isolant sec typiquement de l'ordre de 1 mm sépare l'isolant dégradé de la surface extérieure de la barre sur le tronçon S2. Cette fine couche conditionne la valeur RD de la résistance de la zone de baisse d'isolement, puisque la résistance de l'isolant qui est dégradé en dessous est nettement inférieure à la valeur R0. En conséquence des propriétés expliquées en rapport avec la figure 2, une augmentation substantielle de la température de la surface extérieure de l'isolant 4 à l'endroit de la zone dégradée 2 va provoquer une baisse importante de la valeur Rτ de l'isolement global du bobinage, ceci même si une autre zone dégradée de l'isolant est présente sur un autre tronçon du bobinage.
Le parcours de l'appareil de chauffage 10 pour le test en température des tronçons d'une barre développante de stator peut être initié sur le tronçon S1 le plus proche de la masse magnétique 5. Lorsque le tronçon chauffé correspond à un tronçon unique ou à un des tronçons comportant une zone dégradée 2, l'évolution de la valeur mesurée RT de l'isolement global ou de la valeur mesurée du courant présente rapidement une nette différence par rapport à l'évolution de la même mesure électrique sur un tronçon sain chauffé dans les mêmes conditions. Comme commenté plus loin en rapport avec la figure 5, la valeur mesurée RT décroît rapidement avec l'élévation de la température moyenne du tronçon en cause. De la même façon, la courbe de l'évolution de la valeur mesurée du courant (non représentée) présentera une nette inflexion. Après un laps de temps déterminé à compter du commencement du chauffage d'un tronçon, si l'évolution de la caractéristique électrique mesurée n'est pas représentative de la présence d'une zone dégradée, l'appareil de chauffage 10 est déplacé pour chauffer le tronçon consécutif prévu. La mesure de la caractéristique électrique est poursuivie, jusqu'à ce que la réponse en température d'un tronçon traduise la présence d'une zone dégradée. Si aucun tronçon d'une barre développante ne fournit une réponse en température représentative de la présence d'une zone dégradée, l'isolant des bornes d'alimentation situées aux extrémités du bobinage est susceptible d'être la cause de la faiblesse de l'isolement et on procédera pour ces bornes à un test analogue de réponse en température.
Lorsque la présence d'une zone dégradée est détectée dans un tronçon suite à un chauffage du tronçon, il n'est pas certain que le tronçon soit la seule partie responsable de la faiblesse de l'isolement du bobinage. Une façon de détecter la présence d'une seconde zone dégradée dans un autre tronçon consiste à poursuivre le test de réponse en température pour tous les tronçons qui n'ont pas encore été testés, mais ceci grève la durée du diagnostic complet du bobinage. Une autre façon de procéder consisterait à réparer le tronçon comportant la zone dégradée puis à refaire une mesure de la résistance d'isolement de l'ensemble du bobinage pour vérifier si la valeur mesurée est remontée à un niveau d'isolement acceptable. Toutefois, si la valeur mesurée est à nouveau trop basse, il est nécessaire de rappeler le personnel effectuant les tests de réponse en température du bobinage pour localiser la ou les autres parties du bobinage responsables de la faiblesse de l'isolement.
Une méthode avantageuse pour gagner du temps dans le diagnostic complet du bobinage, tout en permettant une seule intervention du personnel effectuant les tests, consiste à modifier à nouveau la température du dernier tronçon chauffé, c'est-à-dire le tronçon comportant la zone dégradée, en diminuant substantiellement la température moyenne de l'isolant de ce tronçon par rapport à la température ambiante du restant du bobinage. En conséquence des propriétés expliquées en rapport avec la figure 2, une diminution substantielle de la température de la surface extérieure de l'isolant 4 à l'endroit de la zone dégradée 2 provoque une augmentation significative de la valeur Rτ de l'isolement global du bobinage seulement en l'absence de zone dégradée dans les autres tronçons du bobinage. En utilisant par exemple des jets d'un gaz froid tel que produit à partir d'air liquide pour refroidir par conduction le dernier tronçon chauffé, il est possible de diminuer d'au moins 200C la température moyenne de la fine couche d'isolant sec du tronçon par rapport à la température ambiante du restant du bobinage. Typiquement, la valeur R0 de la résistance d'isolement du tronçon en cause est alors multipliée au moins par 4. L'augmentation de la valeur Rτ de l'isolement global du bobinage qui en résulte est détectée, préférablement en poursuivant la mesure de la caractéristique électrique utilisée pour la mise en œuvre des étapes précédentes du procédé.
Si par contre il existe au moins une autre zone dégradée dans les autres tronçons du bobinage, c'est-à-dire s'il n'est pas constaté une augmentation significative de la valeur RT suite au refroidissement, le procédé de localisation selon l'invention est à nouveau mis en œuvre en effectuant une modification locale de la température par chauffage des tronçons à risque qui n'ont pas encore été testés. Une fois qu'une seconde zone dégradée a été localisée, il est avantageux de procéder au refroidissement local simultané des deux tronçons comportant respectivement les deux zones dégradées identifiées, afin de déterminer de la même façon s'il existe une autre zone dégradée dans les tronçons à risque qui n'ont pas été testés. Le procédé de localisation selon l'invention sera le plus souvent mis en œuvre en effectuant la modification locale en température essentiellement par des opérations de chauffage, une éventuelle opération de refroidissement d'un tronçon étant effectuée uniquement pour déterminer si l'isolement des parties non testées du bobinage est sain. Toutefois, en particulier s'il y a une présomption de la présence d'une unique zone de baisse d'isolement sur l'ensemble du bobinage, il est possible de prévoir uniquement des opérations de refroidissement pour tester la réponse en température des tronçons à risque de baisse d'isolement du bobinage. Les tronçons doivent être testés jusqu'à ce que la mesure de la caractéristique électrique choisie indique une augmentation de la valeur RT de l'isolement global, c'est-à-dire traduise la présence de la zone de baisse d'isolement sur le tronçon en cours de test.
Sur la figure 6, deux courbes CRβf et C-Mes représentent les mesures en fonction du temps de la résistance d'isolement RT de l'ensemble du bobinage du stator, obtenues respectivement lors d'un premier test sans chauffer le bobinage et lors d'un second test en chauffant localement le bobinage sur plusieurs tronçons successifs. Un troisième test, complémentaire du second test, peut être effectué en refroidissant le tronçon dans lequel une zone de baisse d'isolement a été identifiée, ce qui donne une nouvelle variation C-Mes Θ- de la courbe CMΘS-
Pour obtenir la courbe de référence C-Ret, une tension continue V0 est appliquée au bobinage du stator à une température ambiante et à un instant t0. L'évolution de la résistance d'isolement RT mesurée s'explique par l'évolution du courant ip de polarisation généré entre la surface extérieure et la surface intérieure de l'isolant, puisque RT = V0 / ip. Le courant ip chute rapidement selon une forme décroissante linéaire dans des échelles log(i)/log(t) pour tendre vers une valeur stable très faible représentative de la conduction.
Pour illustrer la comparaison entre les deux courbes, ces dernières ont été représentées avec pour point de départ en abscisse un même instant t0, mais il est entendu que pour obtenir la courbe CMΘS, la même tension continue V0 est appliquée au bobinage du stator après l'obtention de la courbe CRβf. Par ailleurs, d'un point de vue pratique, il n'est pas indispensable de mesurer préalablement les valeurs de la courbe de référence C-Ref. En effet, comme expliqué en rapport avec les courbes des figures 4a et 4b, l'analyse des variations dans le temps de la résistance d'isolement RT en corrélation avec la température de l'isolant lors de chauffages successifs est relativement aisée et peut suffire pour repérer une variation anormale représentative de la présence d'une zone dégradée dans la zone chauffée. Néanmoins, Ie diagnostic peut être consolidé par la constitution d'une banque de données de courbes de référence C-Ref.
La mesure de la résistance d'isolement RT est effectuée en permanence, ou à intervalles de temps réguliers, pendant que les tronçons S1 à S5 (Cf. FIG.5) sont chauffés successivement lors des périodes de chauffage respectivement T1 à T5, alors que le restant du bobinage est à la température ambiante. On observe qu'au chauffage du tronçon S1 pendant la période T1 , les valeurs mesurées de la résistance d'isolement RT diminuent très peu par rapport aux valeurs correspondantes dans le temps sur la courbe de référence CRβf. Par contre, dès le commencement de la période T2 de chauffage du tronçon S2, les valeurs mesurées de RT chutent brusquement, ce qui traduit la présence d'une zone dégradée 2, c'est-à-dire une zone de baisse d'isolement. A la fin de la période T2, le chauffage du tronçon S2 est arrêté et les valeurs mesurées de RT remontent rapidement. Ensuite, lors du chauffage successif des tronçons S3 à S5, les valeurs mesurées de Rτ continuent d'augmenter, ce qui traduit le fait qu'il n'y a pas de zone de baisse d'isolement dans ces tronçons.
Si le tronçon S2 est chauffé à nouveau pendant une période T6, les valeurs mesurées de RT baissent à nouveau, par exemple comme représenté sur la partie de courbe CMes θ+. ce qui confirme la présence d'une zone de baisse d'isolement dans S2. Pour déterminer si la barre développante testée est la seule partie du bobinage à comporter une zone de baisse d'isolement, une étape supplémentaire avantageuse du procédé consiste à refroidir le tronçon ayant été identifié comme défectueux, en l'occurrence S2, sur une période déterminée, par exemple T6. Dans l'exemple représenté sur la partie de courbe CMΘS Θ-, l'évolution des valeurs mesurées de RT traduit une nette accentuation à la hausse pendant période T6, ce qui signifie que le tronçon S2 est le seul tronçon de l'ensemble du bobinage à comporter une zone de baisse d'isolement. Le procédé décrit dans ce qui précède trouve une application particulièrement avantageuse pour localiser une zone dégradée d'une couche d'isolant dans une machine électrique bobinée à haute tension dont le bobinage est refroidi par la circulation d'un liquide, une dégradation de l'isolant avec une baisse d'isolement consécutive étant généralement causée par une fuite du liquide de refroidissement ayant diffusé depuis le cœur de l'isolant vers sa surface. Dans ce contexte, le procédé peut aussi être mis en œuvre dans une machine électrique tournante à haute tension dans laquelle au moins une électrode interne est prévue dans la couche d'isolant des parties développantes de barres, selon la technologie décrite dans EP 1 503 218 A1. Après avoir identifié grâce au procédé la présence d'une zone dégradée dans une des parties développantes de barres, la modification locale de la température de la zone dégradée, en particulier par chauffage, peut être maintenue pour effectuer une mesure « en température » du potentiel de l'électrode interne. Il peut être intéressant de comparer la mesure en température à une mesure du potentiel de la même électrode à la température ambiante du bobinage.
Par ailleurs, l'application du procédé n'est pas limitée aux machines électriques tournantes à haute tension. Le procédé pourra par exemple être appliqué dans un transformateur à haute tension dont le bobinage est entouré par un isolant, l'isolant étant susceptible d'être contaminé localement par le dépôt d'un élément conducteur dont la conduction électrique est sensible à la température.
Un tel transformateur peut comporter un isolant à base de papier imprégné d'huile, présentant un risque de dépôt d'un élément conducteur formé de sulfure de cuivre. Un autre type de transformateur dit «transformateur sec» comporte un isolant solide, par exemple un composite à base de résine époxy, et une dégradation interne de l'isolant peut produire un composé chimique conducteur sensible à la température.

Claims

Revendications
1/ Procédé de localisation d'une zone dégradée (2) dans un isolant (4) recouvrant un conducteur (3) d'un bobinage électrique, le bobinage comportant un ensemble de tronçons à risque de baisse d'isolement, chaque tronçon à risque (S1 ,..., Sn) étant susceptible d'être sujet à une dégradation locale de l'isolant se caractérisant par une résistance d'isolement (RD) inférieure à la résistance d'isolement (Ri ,..., RO d'un tronçon sain, le procédé consistant à effectuer les étapes suivantes : a) Modification locale, par rapport à la température ambiante du bobinage, de la température de l'isolant (4) d'un sous-ensemble constitué d'au moins un tronçon (Sk) sélectionné parmi l'ensemble des tronçons à risque (S1 ,...,Sn);
b) Mesure d'une caractéristique électrique (C-Mes) représentative de la résistance d'isolement de l'ensemble du bobinage (RT) pendant ladite modification locale de la température dudit sous-ensemble
(Sk); la mesure obtenue à l'étape b) (CMΘS), comparée à une référence, étant représentative de la présence d'une zone dégradée (2) localisée dans ledit sous-ensemble (Sk). 2/ Procédé selon la revendication 1 , caractérisé en ce qu'il comporte en outre une étape de comparaison entre la mesure obtenue à l'étape b) (dvies) et une mesure de référence (C-Ret) de la même caractéristique électrique obtenue sensiblement à la température ambiante du bobinage, un écart dans ladite comparaison étant représentatif de la présence d'une zone dégradée (2) localisée dans ledit sous-ensemble (Sk).
3/ Procédé selon la revendication 1 , caractérisé en ce qu'il comporte en outre une étape d'observation de la corrélation temporelle entre une variation anormale de la caractéristique électrique mesurée (CMes) et la modification locale de la température de l'isolant (4), une corrélation temporelle entre la période (T2R) de variation anormale de la caractéristique électrique mesurée et la période (T2©) de modification de la température étant représentative de la présence d'une zone dégradée (2) localisée dans ledit sous-ensemble (Sk).
4/ Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que la modification locale de la température de l'isolant (4) est contrôlée à l'aide d'un système de mesure de la température de surface de l'isolant relié à un système d'analyse pour établir ladite corrélation temporelle.
5/ Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, mis en œuvre dans une machine électrique tournante à haute tension dans laquelle le bobinage du stator comprend des parties développantes (1) de barres, caractérisé en ce que l'étape de modification locale de la température est effectuée à l'aide d'un dispositif thermique qui délimite une zone de modification de la température dont le contour est adapté à la géométrie de la machine, ladite zone formant un sous-ensemble de tronçons constitué de plusieurs parties développantes (1 ) de différentes barres.
6/ Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, caractérisé en ce que la mesure de la caractéristique électrique (CMΘS) représentative de la résistance d'isolement de l'ensemble du bobinage (RT) est effectuée en permanence pendant la modification locale de la température de chaque sous-ensemble (Sk).
7/ Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, caractérisé en ce que l'étape a) de modification locale de la température consiste à chauffer ledit sous-ensemble (Sk).
8/ Procédé selon la revendication 7, caractérisé en ce qu'une fois qu'un tronçon (S2) est identifié comme comprenant une zone dégradée (2), une nouvelle étape a) est effectuée en refroidissant l'isolant (4) sur ledit tronçon (S2) et l'étape b) est mise en œuvre, la mesure obtenue à l'étape b) comparée à une référence étant représentative de l'absence de zone dégradée (2) dans les autres tronçons (S1 , S3, ..., Sn). 9/ Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 7, caractérisé en ce que l'étape a) de modification locale de la température consiste à refroidir ledit sous-ensemble (Sk).
10/ Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 9, caractérisé en ce que ledit sous-ensemble modifié en température est constitué d'au moins deux tronçons, et en ce qu'en cas de présence d'une zone dégradée (2) localisée dans ledit sous-ensemble, ledit sous-ensemble est scindé en au moins deux nouveaux sous-ensembles, et un desdits nouveaux sous-ensembles est sélectionné pour réitérer les étapes a) et b) jusqu'à ce qu'un nouveau sous-ensemble limité à un seul tronçon (S2) soit identifié comme comprenant une zone dégradée (2). 1 1/ Procédé selon la revendication 7, caractérisé en ce qu'une fois l'étape de modification locale de la température effectuée et avant que la température moyenne de l'isolant (4) dans le sous-ensemble traité soit revenue à la température ambiante du bobinage, ledit dispositif thermique est déplacé pour traiter un sous-ensemble voisin. 12/ Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 1 1 , caractérisé en ce que la caractéristique électrique (CMΘS, C-ReO représentative de la résistance d'isolement (RT) de l'ensemble du bobinage est obtenue en appliquant une tension continue (V0) entre le conducteur (3) du bobinage et la masse de la machine. 13/ Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 1 1 , caractérisé en ce que la caractéristique électrique (CMes, C-Ret) représentative de la résistance d'isolement (RT) de l'ensemble du bobinage est obtenue en appliquant une tension alternative entre le conducteur (3) du bobinage et la masse de la machine. 14/ Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 13, mis en œuvre dans une machine électrique tournante à haute tension dans laquelle le bobinage du stator comprend des parties développantes (1 ) de barres, caractérisé en ce que l'étape a) de modification locale de la température est effectuée à l'aide d'un dispositif de modification thermique dont la forme est étudiée pour permettre le déplacement du dispositif le long de chaque partie développante (1 ) de barre en gardant le rotor monté dans la machine. 15/ Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 16, mis en œuvre dans une machine électrique tournante à haute tension dans laquelle le bobinage du stator comprend des parties développantes (1) de barres comportant chacune un conducteur (3) recouvert d'une couche d'isolant (4), au moins une électrode interne étant prévue dans ladite couche d'isolant, caractérisé en ce qu'après avoir identifié la présence d'une zone dégradée (2) dans une des parties développantes (1) de barres, la modification locale de la température de ladite zone dégradée (2) est maintenue et le potentiel de l'électrode interne est mesuré pour être comparé à une mesure du potentiel de la même électrode à la température ambiante du bobinage.
16/ Application du procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 15 dans une machine électrique bobinée à haute tension dont le bobinage est refroidi par la circulation d'un liquide, pour localiser une zone dégradée (2) d'une couche d'isolant (4), la cause de la dégradation de l'isolant étant une fuite du liquide de refroidissement ayant diffusé depuis le cœur de l'isolant vers sa surface.
17/ Application du procédé selon l'une quelconque des revendications
1 à 13 dans un transformateur à haute tension dont le bobinage est entouré par un isolant, l'isolant étant susceptible d'être contaminé localement par le dépôt d'un élément conducteur dont la conduction électrique est sensible à la température.
PCT/FR2007/052626 2006-12-28 2007-12-27 Procédé de localisation d'une zone de baisse d'isolement dans un isolant recouvrant un conducteur d'un bobinage Ceased WO2008087362A2 (fr)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0611484A FR2910972B1 (fr) 2006-12-28 2006-12-28 Procede de localisation d'une zone de baisse d'isolement dans un isolant recouvrant un conducteur d'un bobinage
FR0611484 2006-12-28

Publications (2)

Publication Number Publication Date
WO2008087362A2 true WO2008087362A2 (fr) 2008-07-24
WO2008087362A3 WO2008087362A3 (fr) 2008-11-06

Family

ID=38353347

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/FR2007/052626 Ceased WO2008087362A2 (fr) 2006-12-28 2007-12-27 Procédé de localisation d'une zone de baisse d'isolement dans un isolant recouvrant un conducteur d'un bobinage

Country Status (2)

Country Link
FR (1) FR2910972B1 (fr)
WO (1) WO2008087362A2 (fr)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106054036A (zh) * 2016-05-27 2016-10-26 三峡大学 一种基于扩展德拜等值电路的油纸绝缘主时间常数计算方法
CN106970325A (zh) * 2017-05-15 2017-07-21 中国大唐集团科学技术研究院有限公司华东分公司 在高电位测量的发电机手包绝缘反接线检查装置与方法
US12480996B2 (en) 2023-08-07 2025-11-25 Garrett Transportation I Inc. System and method for e-machine stator insulation resistance monitoring

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2989778B1 (fr) * 2012-04-23 2014-05-16 Renault Sa Procede de determination de la localisation de defauts d'isolation electrique dans un bobinage de moteur electrique.
CN115308551B (zh) * 2022-08-22 2025-09-19 中车永济电机有限公司 一种列车牵引电机定子绝缘的测试评估方法

Family Cites Families (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH02291976A (ja) * 1989-05-01 1990-12-03 Meidensha Corp 回転電機コイル絶縁の診断方法
JP3521570B2 (ja) * 1995-10-05 2004-04-19 株式会社明電舎 低電圧回転電機巻線の絶縁診断方法

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106054036A (zh) * 2016-05-27 2016-10-26 三峡大学 一种基于扩展德拜等值电路的油纸绝缘主时间常数计算方法
CN106970325A (zh) * 2017-05-15 2017-07-21 中国大唐集团科学技术研究院有限公司华东分公司 在高电位测量的发电机手包绝缘反接线检查装置与方法
CN106970325B (zh) * 2017-05-15 2024-04-02 中国大唐集团科学技术研究院有限公司华东分公司 在高电位测量的发电机手包绝缘反接线检查装置与方法
US12480996B2 (en) 2023-08-07 2025-11-25 Garrett Transportation I Inc. System and method for e-machine stator insulation resistance monitoring

Also Published As

Publication number Publication date
FR2910972A1 (fr) 2008-07-04
WO2008087362A3 (fr) 2008-11-06
FR2910972B1 (fr) 2009-04-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2008087362A2 (fr) Procédé de localisation d'une zone de baisse d'isolement dans un isolant recouvrant un conducteur d'un bobinage
EP2994965B1 (fr) Gaine de protection d'un harnais électrique afin de prévenir sa détérioration
FR2839188A1 (fr) Procede d'identification des anomalies dans les transformateurs de puissance
CN114779021A (zh) 一种燃气机组发电机定子绝缘水平检测方法
FR2737015A1 (fr) Procede d'evaluation d'une duree de vie restante d'une bobine de machine tournante
EP3027950B1 (fr) Bande de renforcement améliorée pour la réparation des canalisations de transport de fluides
Runde et al. Cavities in mass-impregnated HVDC subsea cables studied by AC partial discharge measurements
CN104914367B (zh) 电缆外护层快速故障定位方法
Zhu et al. Quality evaluation of stator coils and bars under thermal cycling stress
Tzimas et al. Qualitative analysis of PEA and TSM techniques on a 200kV extruded cable during a VSC ageing program
Ramirez-Vazquez et al. Diagnostic of nonceramic insulators aged in a salt fog chamber by using electric field sensor
FR2958659A1 (fr) Traitement d'une canne chauffante destinee a un pressuriseur du circuit primaire d'un reacteur nucleaire.
CN121432091B (zh) 一种基于pdc支路数目特征的xlpe电缆局部老化类型诊断方法
FR2989778A1 (fr) Procede de determination de la localisation de defauts d'isolation electrique dans un bobinage de moteur electrique.
WO2015097278A1 (fr) Methode de suivi de l'integrite d'une conduite tubulaire flexible
CN121091010B (zh) 基于pdc支路参数法的电缆局部老化状态诊断方法及装置
Bhan et al. Understanding the electrical and thermal performance of synthetic ester fluid-impregnated aged pressboard adopting optical and thermography studies
WO2005040840A1 (fr) Procede et dispositif pour estimer la duree de vie restante d'une bobine
FR2982372A1 (fr) Systeme et methode de controle d'un cable electrique
JPH0618604A (ja) 電力ケーブルの絶縁劣化診断方法および欠陥検出方法
CN115327312B (zh) 一种高压电机定子线棒防晕缺陷的检测方法
Obame et al. Detection of artificial insulation defects in a medium-voltage motor by dielectric spectroscopy analysis
CN121208536A (zh) 基于真型试验的高压电缆温度与局放交互效应的分析方法
EP4632765A1 (fr) Dispositif et procédé d'essai mécanique d'un échantillon tubulaire de gaine de combustible nucléaire en condition d'accident
Kang et al. Phased-resolved partial discharge patterns of 10 kV stator coils under different experimental conditions

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 07872034

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A2

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 07872034

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A2