LA MAINTENANCE PRODUITS ET SERVICES POUR LES MOTEURS ET LES ALTERNATEURS

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1 QUALITROL IRIS POWER EST LE PRINCIPAL FOURNISSEUR AU MONDE D ÉQUIPEMENT POUR LE SUIVI ET LES ESSAIS ELECTRIQUES DES MOTEURS ET DES ALTERNATEURS LA MAINTENANCE PRODUITS ET SERVICES POUR LES MOTEURS ET LES ALTERNATEURS

2 IRIS POWER TABLE DES MATIÈRES HISTORIQUE DES ESSAIS DE DÉCHARGE PARTIELLE QUALITROL IRIS POWER LA MAINTENANCE PRÉDICTIVE Les avantages de la maintenance prédictive sur les moteurs et les alternateurs LA SURVEILLANCE EN LIGNE DES ENROULEMENTS DE STATOR Décharges Partielles Hydrogénérateurs Moteurs Alternateurs Monitorage continu TracII PDTech MicaMaxx Suivi du flux magnétique pour les enroulements du rotor Les rotors ronds Les rotors à pôles saillants Analyse de signature du courant pour y trouver les défauts de rotors des moteurs asynchrones Surveillance vibratoire des enroulements des stators Surveillance d entrefer des hydrogénérateurs Monitorage de l axe inférieur Monitorage de la machine intégrée ESSAYAGE HORS SERVICE EL CID test du noyau de stator SWA test d'étanchéité de l enroulement du stator RIV Véhicule de contrôle robotique DCR50 DC test de rampe de haute tension PDTech DRA3 test PDTech DeltaMaxx analyseur du facteur de perte numerique et du condensateur PPM97 détection du lieu de décharges partielles dans l enroulement du stator PDTech PowerMaxx système de test de haute tension mobile SERVICES Mise en service et essayage Consultation Cours d essais diagnostique et de maintenance des machines APERÇU SUR QUALITROL RÉCOMPENSES ET RECONNAISSANCE DE QUALITROL IRIS POWER HISTORIQUE DES ESSAYAGES DE DÉCHARGES PARTIELLES EN LIGNE SUR LES MACHINES 1949 Westinghouse lance le premier test base expert en ligne DP (décharges dans l encoche) Greg Stone, un des fondateurs d Iris Power, et Mo Kurtz d Ontario Hydro, sous contrat avec l'organisation de service public canadien, le CEA, et avec l assistance de Bill McDermid de Manitoba Hydro, développent un test en ligne pour les hydrogénérateurs. Il s'agit du premier test en ligne DP qui peut être effectué par un non spécialiste Ontario Hydro développe de nouveaux capteurs: les coupleurs statoriques dans l encoche (SSCs) et instrumentation (par la suite connue sous le nom TGA) pour la détection en ligne DP des moteurs et des alternateurs. Comme pour le test de PDA, c'est la première technologie pour les machines rotatives ou un spécialiste n'est pas nécessaire. Iris Power poursuit avec succès le développement des options des instrumentation pour SSC, TGA, and PDA Ontario Hydro donne des licences exclusives a FES International Ltd. (un prédécesseur de ADWEL) de Toronto pour la production et l application de l instrument PDA H et des coupleurs de type câble sur les hydrogénérateurs après avoir obtenu la licence exclusive pour la fabrication de la PDA, Iris Power introduit la premiére analyse d impulsions de DP par rapport à la frequence fondamentale de 50/60 Hz dans le cadre de son instrument numérique PDA IV TM pour les machines hydrauliques. Iris Power assure par le soutien de l'ontario Hydro, le CEA et EPRI et bientôt domine le marche Iris Power introduit la technologie TGA B TM, appliquée aux moteurs et petits alternateurs, et la TGA S TM pour une utilisation sur les grands alternateurs refroidis par hydrogène Iris Power introduit avec succès GenGuard TM le premier système mondial de surveillance de DP commercial en ligne et en continue. Iris Power introduit également le premier coupleur capacitif époxy mica (EMC) qui répond à tous les codes et normes en vigueur pour un appareillage à haute tension Iris Power introduit PDAlert TM qui est le premier instrument commercial capable de mesurer le DP créé par des impulsions avec un temp de montée de moins de 100 ns effectuées par les commandes de moteurs à inverseurs Iris Power publie son taux de fausses indications qui est d'environ 1,5% de l'ensemble des machines affichant un "haut" niveau de DP. Ce taux exceptionnel est important pour nos clients et aide a la crédibilité des mesures de DP dans le contexte de la maintenance prédictive Iris Power Qualitrol introduit la gamme de produits GuardII TM, le premier instrument intégré au monde capable de mesurer en continu DP, le flux magnétique, et la vibration d enroulements d extrémité du stator. 2

3 IRIS POWER Équipe du Siège Social d Iris Power 2013 Iris Power a été formé en 1990 par quatre personnes qui ayant travaillé à Ontario Hydro (maintenant connu sous le nom de l'ontario Power Generation), à l époque le plus grand service public d'électricité en Amérique du Nord. Steve Campbell, Blake Lloyd, Greg Stone et Resi Zarb, avaient passé de nombreuses années à faire des tests particulièrement pertinents sur les moteurs et enroulements des alternateurs, ainsi qu à assurer le développement de nouveaux systèmes de surveillance en ligne pour les projets financés par l'ontario Hydro, Institut de Recherche sur la Puissance Électrique (EPRI) et l'association Canadienne de l'electricité (ACE). Iris Power a été spécifiquement formé par ces pionniers, avec le soutien d Ontario Hydro, pour commercialiser de nouvelles technologies via une organisation qui partage les mêmes intérêts en tant que propriétaires, et exploitants, de machines tournantes. Les Fondateurs d Iris Power en 1991 Depuis sa création en 1990, Iris Power est passé de quatre membres du personnel à plus de 120 collaborateurs, principalement en raison de la remarquable adhésion à ses produits de suivi en ligne de décharge partielle PDA et TGA. Plus de 75% des grands alternateurs au sein des services publics américains et canadiens sont maintenant équipés par le materiel d Iris Power qui aide a la planification d entretien. En 1998, un changement de propriétaire se produit lorsque les quatre partenaires vendent leurs actions à Koch Chemical Technology Group (KCTG). KCTG, basé à Wichita au Kansas, est un important fournisseur d'équipements et de services pour l'industrie pétrochimique. En 2007, Iris Power acquiert Adwel, le fabricant de l'appareil de contrôle de noyau du stator EL CID et autres produits de mesure hors service pour les alternateurs et les moteurs. Avec l'ajout de produits de surveillance d enroulement de rotor en 2007, Iris Power a maintenant une gamme complète d'outils en ligne et hors service pour permettre la maintenance prédictive de moteur et alternateurs. En 2010, Iris Power a été acquis par Qualitrol Corporation, une filiale de Danaher Corporation (DHR NYSE). Qualitrol crée son groupe "Generation" constitué d'iris Power, Adwel et PDTech pour développer et fabriquer des instruments portatifs et permanents pour la détection et la surveillance de problèmes de appareillage électrique, donc des machine tournantes de moyen et haute tension. 3

4 LA MAINTENANCE PRÉDICTIVE La Maintenance Prédictive (PdM), également appelée Maintenance Conditionnelle, a été rapidement reconnue comme le meilleur moyen de minimiser les coûts de maintenance d appareillage électrique, comme les gros moteurs et les alternateurs. PdM est une approche de la maintenance de la planification, où l'équipement est retiré du service lorsque, exclusivement quand la surveillance en ligne donne l indication qu un mécanisme de défaillance est imminent. Ainsi les interventions ne dépendent pas du nombre d heures d'exploitation ou du temps écoulé depuis le dernier entretien. Une réelle confiance dans la planification de la maintenance, sur la base d état réel de la machine, implique les conditions suivantes: Le système doit être capable de détecter la plupart des mécanismes d échecs qui sont susceptibles de se produire. Si non, les échecs imprévus diminue la confiance dans l approche PdM. Peu de fausses alertes doivent se produire. Autrement dit, si un moniteur indique un problème, ce diagnostic doit être fiable. L instrumentation et les decteurs ne doit pas ajouter un risqué d échec, et le coût de suivi ne doit pas constituer un pourcentage disproportionné du coût du moteur ou de l alternateur. Stator de l alternateur de la turbine AVANTAGES DE LA MAINTENANCE PRÉDICTIVE SUR LES MOTEURS ET LES ALTERNATEURS Le temps entre les arrêts des machines peut être prolongé si la surveillance montre que les enroulements sont en bon état. Cela augmente la disponibilité, et permet d'éviter les pagnes causées par des erreurs suite a une intervention (par exemple quand on laisse un outil dans une machine). Les problèmes peuvent être identifiés à un stade très précoce, permettant la planification de la maintenance à un moment approprié. L'expérience montre aussi que si la plupart des problèmes sont détectés en avance, les coûts de réparation sont souvent moins de 1% du coût engagé si on laissait par rapport a un échec inattendu. Les rebobinages et d autres réparations majeures sont fondées sur les besoins plutôt que sur l age d appareillage. la mesure fiable des décharges partielles de l enroulement du stator avec la machine en plein charge, la détection de barres de rotor cassées dans les rotors de moteurs à induction en utilisant l'analyse de signature du courant, la détection de tours en court circuites à l'aide de la surveillance du flux magnétique dans les enroulements du rotor sur machine synchrone, la détection de la vibration de l enroulement du stator à l'aide de fibres accéléromètres optiques. Historiquement, l'analyse de la vibration, l'analyse de l'huile de graissage, et la thermographie ont été utilisées comme des outils PdM sur les composants mécaniques des machines. Toutefois, les enroulements du rotor et du stator des sont généralement examiner lors de la mise â l'arrêt de la machine par les tests hors service et les inspections visuelles. Durant les 30 dernières années, de nombreuses recherches, financées par l'epri et la CEA ont permis de trouver des solutions qui permettent de détecter la plupart des problèmes d'enroulement du rotor et du stator dans les machines en exploitation. Ces nouvelles technologies de surveillance comprennent : Tout comme la vibration conventionnelle et la surveillance de la température, la majorité des problèmes d'enroulement peut être détectée et traitée bien avant que les défaillances en service. Le test hors ligne comprend la résistance d'isolement, l indice de polarisation, les tests des facteurs de capacité et le facteur de dissipation de l'enroulement du stator, ainsi que des tests de continuité, et des tests de surtension de l'enroulement du rotor. 4

5 LA SURVEILLANCE EN LIGNE DES ENROULEMENTS DU STATOR DÉCHARGES PARTIELLES Les décharges partielles (DP) sont de petites étincelles électriques qui se produisent au niveau de l'isolation électrique dans les enroulements du stator sous tension de 3 kv et plus. Les DP se produisent chaque fois que des petits vides sont présents dans, ou sur la surface de l'isolant. Normalement, les enroulements du stator en bonne condition offrent très peu d'activité DP. Cependant, plus de 60 ans d'expérience ont montré que quand l enroulement du stator se détériore suite aux effets des vibrations des enroulements, le fonctionnement à haute température, ou la contamination de l'huile, de l'humidité et d'autres effets chimiques, augmentent l'activité de DP. La surveillance en ligne DP exposé les principales causes de défaillance de l enroulement du stator. Etant donné que la surveillance de la DP peut être effectuée pendant le fonctionnement normal du moteur ou de l alternateur, et produit généralement une alerte deux ans ou plus avant une défaillance, la méthode est devenue un outil de maintenance prédictive très puissant. Iris Power est le plus grand fournisseur mondial de systèmes de surveillance en ligne de décharge partielle des moteurs et des générateurs. La principale raison de notre succès est une méthode de mesure fiable, objective et facile à utiliser. La technologie sépare explicitement la DP de l enroulement du stator et d'autres types de signaux électriques similaires, appelés «bruit». Le bruit, qui est en général relativement inoffensif, provient des couronnes du système de puissance qui produisent des étincelles sur les brosses de mise à la terre d arbre, les mauvaises connections des jeux de barres et même le fonctionnement des outils électriques, etc. D'autres technologies de mesure de DP nécessitent une expertise professionelle considérable pour distinguer les DP du bruit. Elles ont besoin d'expertise pour ajuster en permanence les filtres pour séparer les DP et le bruit. La technologie Iris Power permet des mesures objectives réalisées par des techniciens n ayant suivi qu une seule journée de formation. Les fausses indications de problèmes d'enroulement du stator sont enregistrées et suivies par Iris Power et ne concernent que <1,5% des machines où la haute DP est suspectée. Le système Iris Power permet l'interprétation des résultats de test par des techniciens après seulement deux jours de formation. La raison principale vient de la vaste base de données de résultats d'essais qu Iris Power a collectés et met fréquemment à jour. Dans la plupart des cas, il est facile pour un utilisateur de déterminer sur place si l'enroulement de stator présente des problèmes d'isolation. Le système de détection des DP est extrêmement fiable. Les coupleurs capacitifs et les coupleurs SSC ont subi des tests approfondis et possèdent la certification prouvant qu'ils ont peu de chances de provoquer un échec de l enroulement du stator. La technologie Iris Power possède une licence émanant du CEA, de l EPRI, et de NYPA. Il s agit de service public d électricité ayant une réputation mondiale et beaucoup de crédibilité. Les clients de Iris Power ont publié des dizaines de documents techniques avec plus de 200 études spécifique sur l'efficacité de la technologie. L'échec catastrophique d'une machine hydraulique Échec de l enroulement d un stator de moteur Des barres du stator degrader par le movement dans l écoche du turboalternateur 5

6 LA SURVEILLANCE EN LIGNE DES ENROULEMENTS DU STATOR Une surveillance des DP en ligne comprend l'installation permanente de capteurs sur la machine. Les capteurs sont périodiquement suivis par un instrument portatif spécialisé ou un système de surveillance connecté en continu. Le type de capteur, l'emplacement du montage, et la technologie de l'instrument utilisée pour la mesure font tous partie des fonctions de la machine de surveillance. Les instruments portatifs d Iris Power sont utilisés en conjonction avec un ordinateur portable fonctionnant sous le contrôle du logiciel Windows TM. Ce logiciel permet à l'utilisateur de définir la machine en termes de tension en fonctionnement, de puissance de sortie, de conception d'isolation et de séquence privilégiée pour les mesures des paires de coupleurs. Les résultats peuvent être affichés dans un format pratique grâce au logiciel d affichage PDView TM. La hauteur de base d'impulsion (2D) et la distribution de DP par rapport à la fréquence fondamentale 50/60 HZ (3D) permettent d établir facilement des comparaisons, des tendances et des analyses. aperçu des problèmes tels que les bobines dresserer, la dégradation des revêtements semi conducteurs dans l encoche, le délaminage de l'isolant de base, la séparation de la couche de ruban de cuivre en raison de cyclage thermique, et, enfin, la contamination sur les têtes des bobines. Iris Power offre également une gamme de systèmes de surveillance continue installés de façon permanente, (les lignes d instruments GuardII et TracII). Contrairement à la gamme de l'appareil portable, ces systèmes de surveillance en continue sont constitués d unités d'acquisition spécifiques au type de machines à surveiller. Les unités d'acquisition sont toutes contrôlées à l'aide d'un ordinateur central (contrôleur). En outre, le système peut être connecté à une centrale informatique ou peut être relié à des unités d'acquisition de données pour prendre en compte les externes entrées pertinentes telles que la charge, la température et la tension. En utilisant ces systèmes, les tests DP peuvent être lancés automatiquement, fournissant des "mains libres". Les techniciens et les ingénieurs, qui ont assisté aux cours d'interprétation DP d Iris Power, ou ceux qui ont étudie l un des nombreux articles publiés, peuvent identifier la mode de vieillissement ou la détérioration de l enroulement du stator. L analyse fournit à l'utilisateur d avoir un IRIS POWER FOURNIT DES SOLUTIONS DIFFÉRENTES POUR LE SUIVI DES DÉCHARGES PARTIELLES Hydrogénérateurs Moteurs assignés 3.3kV et plus Petits alternateurs évalués à moins de quelques centaines de MW Alternateurs sur plateformes pétrolières et navires Grands alternateurs évalués à plus de quelques centaines de MW Surveillance continue avec la ligne TracII Surveillance continue avec la ligne GuardII 6

7 LA SURVEILLANCE EN LIGNE DES ENROULEMENTS DU STATOR LA SUIVI DES DÉCHARGE PARTIELLE DES HYDROGÉNÉRATEURS Le suivi en service utilisé pour détecter les DP dans les hydrogénérateurs implique l'installation permanente de coupleurs capacitifs (mica époxy 80pF) sur les conducteurs de circuit de connexion (ou proche de ce point) à la ligne finale de chaque bobine et chaque parallèle de la phase. L installation "différentielle" et la calibration des capteurs sont optimisés pour assurer une séparation fiable du bruit et des impulsions DP. Typiquement, le nombre de paires de coupleurs par phase est déterminé par rapport au nombre de parallèles de la machine. Avec plus de capteurs en service, les capteurs mica époxy d Iris Power 80pF (identifiés 7, 16 et 25 kv) utilisent une conception et des techniques de fabrication exclusives pour assurer la sécurité et la fiabilité en fonctionnement. La mesure de DP en ligne est acceptée partout dans le monde comme un outil de diagnostic essentiel dans la prévention de défaillances imprévues des alternateurs hydroélectriques. Selon un rapport du CIGRE 2009, les problèmes d isolation du stator conduisent à 50% des arrêts forcés de machines hydraulique. Utilisant du matériel et des logiciels de pointe, le PDA IV est un instrument portable de quatrième génération qui s utilise au moins deux fois par an pour faire une mesure en service. Les entrées numériques ultrarapides permettent une détection d'impulsions plus précise et la séparation du bruit externe. Alternativement, la DP peut être suivie en continu avec les systèmes HydroTracII ou HydroGuardII. Position des DP par rapport à la phase de la frequence fondamentale de 50/60 Hz Les capteurs capacitifs installés La distribution d'amplitude d'impulsion de DP 7

8 LA SURVEILLANCE EN LIGNE DES ENROULEMENTS DU STATOR MESURE PORTABLE DES DÉCHARGES PARTIELLES POUR LES MOTEURS CLASSÉS 3.3KV ET PLUS Les moteurs de plus de 3.3kV industriels et dans les centrales électriques sont contrôlés pour l activité de DP à l aide de coupleurs capacitifs 80pF installés aux bornes de haute tension des chaque machines. En général, seuls trois capteurs notés 6.9kV ou 16kV sont installés parce que la plupart des moteurs sont alimentés par des longueurs importantes de câble d'alimentation, ce qui atténue le bruit provenant du système d'alimentation; il est donc très improbable que le signal soit confondu avec les signaux de DP émis par le stator. Les capteurs sont montés à l'intérieur du boîtier de terminaison du moteur, et les câbles coaxiaux des capteurs sont attaché dans un boîtier distinct pour être utilisés avec l analyseur portatif TGA B DP, ou directement branchés sur un instrument permanent PDTracII. Le choix de la surveillance périodique à l'aide du TGA B ou d une surveillance continue à l aide de la PDTrac dépend des pratiques d'entretien du site, et aussi de la classe de tension du moteur. Les machines notées 3.3kV et 4 kv ont un délai plus court avant défaillance, donc une fois que les problèmes d isolation apparaissent, une surveillance continue à l'aide du PDTracII est un choix prudent. La gamme fournit des versions pour les installations dans les zones contrôlées (ATEX, etc) aussi bien que la certification de rayonnement pour les applications dans les centrales nucléaires. 8

9 LA SURVEILLANCE EN LIGNE DES ENROULEMENTS DU STATOR SURVEILLANCE MOBILE EN LIGNE DES DÉCHARGES PARTIELLES DES ALTERNATEURS Petit alternateurs évalués à moins de quelques centaines de MW Ces machines sont généralement équipées de six Coupleurs 80pF mica époxy capacitifs (EMC). Un ensemble de trois capteurs est installé au niveau des bornes de la machine et un second ensemble de trois capteurs est installé à une courte distance le long du conducteur vers l'appareillage de commutation ou le transformateur. L'installation "directionnelle" sur chaque phase de l alternateur bénéficie du principe de propagation de l'impulsion à haute fréquence dans les jeux des barres, reliant ainsi l alternateur au alternateur au système. Après un étalonnage de l' installation lors d'une plannifier, l'installation est optimisée pour aider à déterminer la source des impulsions enregistrées par l'instrument TGA B. La procédure de test semi annuelle est de relier l instrument portable TGA B aux câbles coaxiaux calibrés qui sont emboutés dans un boîtier monté près l alternateur. Les principales caractéristiques de l'instrument sont les comparaisons numériques des temps d arrivée des impulsions, et une résolution de 6ns (correspondant à une distance d environ 2 m entre une paire de coupleurs capacitifs sur chaque phase ). Pour la surveillance à distance et en continu, les systèmes TracII et GuardII d Iris Power fournissent une plus grande flexibilité dans la gestion de l'activité des mesures pour un parc des alternateurs dans une usine. Les caractéristiques importantes de ce système sont l'acquisition de données basées sur de multiples options de déclenchement, telles que la température, l'humidité, la charge et la tension. Grands alternateurs évalués à plus de quelques centaines de MW Les plus grosses machines offrent un défi unique pour le suivi DP en raison des risques liés au bruit interne, qui peut être attribué à de multiples sources d étincelles dans le stator. Ce bruit interne peut conduire à de fausses indications de problèmes d'enroulement du stator si on choisi d installer des capteurs capacitifs sont utilisés. Pour diminuer ce risques, Ontario Hydro et Iris Power ont conçu le capteur SSC. Ces antennes sont installées au cours d une extraction du rotor sur site, ou à l'usine lors de l'assemblage du stator. Le SSC est inséré sous la clavette de la bobine de chaque parallèle de fin de phase, ou entre les barres supérieures et inférieures dans le même créneau. Les SSC sont fabriqués sur mesure pour s'adapter à la largeur de la fente des machines individuelles. Ils sont fabriqués à partir de matériaux semblables à ceux utilisés dans l emballage/remplissage de la fente. Les SSC ne sont reliés directement à aucun composant haute tension à l'intérieur de la machine. Pour les alternateurs refroidis à l'hydrogène, les câbles coaxiaux de chaque capteur sont ressortis de la machine à travers une pénétration sécurisée. Plus de 1000 alternateurs de plus de quelques centaines de MVA dans le monde (de divers marques et modèles) ont été équipés de ce capteur au cours des deux dernières décennies. Les mesures DP semiannuelles sont réalisées à l aide de l instrument TGA S. Les caractéristiques uniques du coupleur SSC et de l instrument TGA S permettent l'affichage séparé de l'activité DP dans la fente et dans la zone de têtes des bobines de la machine. L'interprétation des résultats oblige l'utilisateur à suivre une courte formation ou à se référer à la liste toujours plus exhaustive des documents techniques disponibles au public. Iris Power propose également le système de surveillance continu et à distance donc la gamme GuardII. Ce système offre une surveillance de DP qui est compatible avec les données obtenues avec l instrument portable TGA S. SSC installé Les EMCs installés 9

10 LA SURVEILLANCE EN LIGNE DES ENROULEMENTS DU STATOR SYSTÈMES DE MONITORAGE CONTINU EN LIGNE DES DÉCHARGES PARTIELLES La gamme Iris Power offre une systèmes de surveillance des DP automatisés. Un système de surveillance DP continu typique est compose: des capteurs de DP installés de façon permanente utilisés pour la surveillance DP avec un instrument portable, une unité adaptée d acquisition de données DP, monté de façon permanente et robuste, adaptée au type de machine à surveiller (moteur, turbo, ou hydraulique) et le niveau d information DP à enregistrer (résumé des données, ou pleine hauteur d'impulsion, données d'analyse des phases d'impulsion), d un ordinateur de contrôle intégré au réseau local (LAN). La gamme de TracII est maintenant à sa troisième génération, suivant l évolution des plateformes logicielles et de la communication. Les avantages d un suivi en continu La surveillance continue de DP automatisée dispense l'utilisateur de la nécessité d effectuer des tests manuels périodiques, et veille à ce que des données DP précises et analysables soient recueillies aussi souvent que nécessaire. La commodité dans la surveillance d'installations inaccessibles ou sur des machines installées dans des endroits dangereux où des tests manuels avec un instrument portable peuvent être difficiles et / ou coûteux. La réduction des coûts de test, permet au personnel de maintenance de se concentrer sur d'autres problèmes alors que les données de DP sont idéalement sauvegarder. L'accès aux données à tout moment et n'importe où dans le monde via un réseau local et une connexion internet. La capacité à détecter des problèmes d'isolation évoluant rapidement et qui pourraient surgir entre les périodes de tests manuels. Les alarmes sur les niveaux de DP avertissant l'utilisateur lorsqu une intervention s impose. L intégration des paramètres de tendances clés dans le SCADA de l'usine ou de la centrale. La possibilité de relier le système de surveillance des DP à d'autres logiciels, y compris aux systèmes experts d Iris Power, ou d'autres fournisseurs, pour l'analyse et des diagnostics des données. La collecte de données de DP exactes à tout moment, permettant ainsi une meilleure interprétation des résultats du test et la suivi de l évolution de la détérioration de l état de l appareil même en cas de variation de la charge, de la tension et de la température de l appareil. Toutes les unités d acquisition de données d Iris Power DP emploient la même technique éprouvée de séparation de bruits qui a fait des preuves et sont entièrement compatibles avec nos instruments portatifs et notre base de données contenant plus de résultats de test, ce qui permet à l utilisateur de définir des niveaux d alarme DP adéquats. 10

11 LA SURVEILLANCE EN LIGNE DES ENROULEMENTS DU STATOR LA GAMME DES INSTRUMENTS PERMANENTS TRACII Il s'agit d'un bon rapport coût efficacité de moniteurs qui recueillent l'impulsion de DP par rapport a la phase à résolution réduite, et les données de synthèse nécessaires pour analyser les tendances, des diagnostics et des alarmes simples. Si les résultats de la DP indiquent des problèmes d'isolation, un instrument portable avec une résolution supérieure déterminera la nature du problème. Les instruments TracII sont équipés de modes d'exploitation et de communication flexibles. Les produits de la gamme TracII comprennent: Les instrument PDTracII pour moteurs, petits alternateurs, appareillage et transformateurs secs et classés au moin 3.3kV qui sont équipés de coupleurs 80 pf. Le PDTracII dispose de la certification pour utilisation en zones dangereuses (IEC, ATEX, etc). Un moniteur HydroTracII pour alternateurs hydroélectriques de toutes notations équipés de coupleurs PDA différentiels. Un moniteur de conducteur BusTracII pour une utilisation avec les coupleurs de conducteurs directionnels sur les moteurs et les petits alternateurs. Un moniteur MarineTracII pour les navires et les plateformes, pouvant surveiller jusqu'à 4 alternateurs au bord des navires équipés des coupleurs capacitifs 80 pf. Un moniteur MCPDTracII pour utilisation avec plusieurs jeux de coupleurs installés de façon permanente sur l'appareillage de distribution et les conducteurs de phase isolés des sous stations. TracII Moniteur PDTech MicaMaxx Le système de surveillance de DP en continu MicaMaxx emploie une technique alternative pour les utilisateurs dotés d une expertise élévee dans le domaine de l interprétation des DP. Contrairement à la ligne TracII, la MicaMaxx fonctionne dans la gamme des basses fréquences. Le DP est détecte la DP à l aide de condensateurs de couplage haute tension 1nF optimisés pour la basse fréquence. Comme avec toutes les méthodes de mesure Base Frequence, l interprétation des résultats requiert plus d habileté dans les cas ou les bruit électrique sont important. Le MicaMaxx facilite l analyse de tendance DP grâce à une sortie analogique 4 20 ma. 11

12 CONTRÔLE EN LIGNE DES ENROULEMENTS DU ROTOR Les enquêtes des propriétaires de machines indiquent systématiquement que les enroulements du rotor sont la troisième cause d échec de moteur et des alternateurs, après des défaillances mécaniques et aussi celles du stator. Pour cette raison, en 2004, Iris Power a lancé un programme de R & D majeur pour développer de meilleures méthodes pour avertir de l'imminence d un échec d'enroulement. Certains de ces travaux de R & D ont été financés par l'epri et le New York Power Authority. Comme avec le suivi de la surveillance de l enroulement du stator, l'objectif a été de développer des outils qui peuvent être utilisés et interprétés par le personnel de la centrale (si désiré), avec un risque diminuer de fausses indications. Tandis qu Iris Power a profité de la construction physique différente de moteurs, machine hydraulique et turboalternateurs pour fournir un système de mesure de DP facile à utiliser pour chaque type de machine, le même processus a été suivi pour la surveillance de l enroulement des rotors. Ainsi, différents produits sont disponibles pour surveiller l'état d'enroulement des: rotors ronds dans les turboalternateurs à haute vitesse et les moteurs synchrones rotors à pôles saillants pour les hydrauliques et les moteurs synchrones rotors de moteur à induction à cage d écureuil SURVEILLANCE DU FLUX MAGNÉTIQUE EN LIGNE DES MOTEURS À HAUTE VITESSE ET DES ENROULEMENTS DU ROTOR DES ALTERNATEURS Presque tous les alternateurs ont un rotor à haute vitesse qui tourne à partir de 1500 à 3600 tours par minute. Certains grands rotors de moteurs synchrones tournent aussi à cette vitesse. Les corps de rotor de telles machines ont une forme cylindrique, et sont souvent désignés comme rotors cylindriques ou ronds. Ces rotors ont des fentes usinées dans lesquelles on place les conducteurs et l isolant, pour former un électro aimant. L isolation est présente pour éviter les courts circuits entre les spirales de cuivre, ainsi que pour empêcher un court circuit entre le cuivre et le corps de rotor. Si l'isolation entre les tour est mal installée, des courts circuits se produisent immédiatement. Cependant, il est plus probable que l'isolant se détériore progressivement au fil des années en raison du vieillissement thermique et mécanique. Finalement, des courts circuits peuvent se produire entre les spirales de cuivre. Bien que ces courts circuits ne nécessitent pas forcément un arrêt du moteur ou de l alternateur, si le nombre et la gravité des courts circuits augmentent, un défaut à la terre devient plus probable. De plus, les courts circuits peuvent conduire à un plus grands vibration du rotor. Dans les cas graves, les hautes vibrations peuvent inciter les exploitants de centrales à arrêter la machine. Trouver des courts circuits est problématique lorsque la machine est arrêtée. Souvent le problème peut disparaître lorsque le rotor s'arrête. Par conséquent, une méthode pour localiser le nombre et la gravité des spires en court circuit au cours d opérations normales du moteur ou de l alternateur est souhaitée. En 1970, GE a développé une méthode pour détecter les spires en court circuit lorsque le rotor de l alternateur de turbine rotor tournait, sans charge. Peu après, une méthode a été développée pour détecter les enroulements de court circuités lorsque l alternateur est connecté au système d'alimentation et délivre du courant. La technique impliqué l'insertion d'une petite bobine dans l entrefer, entre le stator et le rotor, pour mesurer la "fuite" de flux magnétique de rotor. Un consultant avec expertise peut analyser les données pervenant des "sonde de flux" sortie sur un oscilloscope pour determiner si les fentes du rotor pouvaient contenir des tours court circuit. Suite à ces développements, beaucoup des fabricants de alternateurs et quelques entreprises indépendantes ont fourni des capteurs et de l'instrumentation, ou ont offert des services pour trouver les courts circuits des rotors. Cependant, il ya deux grandes limitations à cette méthode: Etant sensible aux courts circuits dans toutes les fentes et bobines du rotor, la charge du alternateur a dû être manoeuvré à toutes les échelles de charge de l alternateur Les sondes de flux ne peuvent pas être installées lorsque le rotor n'est pas dans la machine. Les sondes doivent être montées aux cales d'encoche de stator, et les sondes ont une forte probabilité d'être endommagé lorsque le rotor a été inséré. Au cours des dernières années, la première limitation est devenue un obstacle important étant donné que de nombreux producteurs ne peuvent pas changer la charge sans la permission d'un opérateur de système indépendant d'électricité (ISO). De plus, dans le moteur à grande vitesse, il est souvent impossible de varier la charge de zéro à plein. 12

13 CONTRÔLE EN LIGNE DES ENROULEMENTS DE ROTOR TECHNOLOGIE DU FLUX MAGNÉTIQUE DEUXIÈME GÉNÉRATION En 2008, après de nombreuses années de recherche par les experts du champ magnétique, Iris Power a réalisé la deuxième génération de suivi de flux capable de surmonter les limites principales de la technologie de première génération. Le développement de la TFProbe TM brevetée sous licence par le Bureau of Reclamation constitue la première avance. Il s'agit d'un circuit imprimé souple pouvant être directement collé au stator, souvent sans avoir à retirer le rotor. Ainsi, aucun forage dans les cales des bobines est nécessaire. C'est un avantage pour les situations où les vibrations élevées du rotor ont été mesurées, et la mesure est nécessaire pour confirmer si la cause sont les courts circuits du rotor. Le TFProbe peut souvent être équipé très vite et sans besoin de retirer le rotor. Le TFProbe est utilisé sur des machines où l'entrefer entre le rotor et le stator est inférieur à 50 mm (2"). Pour l entrefer plus grandes, un FFProbe TM classique est utilisé. Le développement de nouveaux algorithmes pour interpréter les résultats des sondes de flux proposées par de nombreux fabricants de machines représente la seconde avance. Ceci, combiné avec la meilleure résolution temporelle de l'instrumentation, permet souvent la détection et la localisation de courts circuits dans n'importe quel emplacement du rotor rond, sans besoin de variations significatives de la charge. Cette avancée a rendu la détection des courts circuits plus facile qu elle ne l était avec la technologie d'origine. Iris Power offre à la fois un instrument portable et un système de contrôle continu. Détecteurs courts portables pour des rotors rondes RFAII R Le RFAII R est un appareil portable qui permet de mesurer les signaux provenant des ondes des flux conventionnel ou la TFProbe, et détermine si les court circuit sont présents. Dans la plupart des cas, les spires en court circuit peuvent être identifiées sans le besoin de varier la charge de la machine. Si un signal "de phaseur clé" est fourni à la RFAII R, la bobine et la fente contenant le problème peuvent être identifiées. Toutes les mesures et tous les calculs sont faits dans le RFAII R, et l'instrument peut collecter des données sans l'aide d'un ordinateur portable. Un ordinateur n'est nécessaire que pour l'installation et le téléchargement de données. Le test prend quelques minutes et est normalement répété deux fois par an, ou chaque fois qu'il ya une augmentation dans la vibration des paliers. Le RFAII R est doté d un mode où l'instrument peut mesurer les signaux du flux sous des charges variable de façon autonome. C est un avantage si l on souhaite avoir une plus grande certitude de la présence de courts circuits. Le logiciel qui affiche les résultats indique clairement, aussi bien sous forme de schémas que de tableaux, la présence de courts circuits et leurs positions. Moniteur de courts-circuits continu des rotors ronds FluxTracII R La technologie FluxTracII R est une solution pour le flux magnétique de deuxième génération. Ce système recueille et analyse les données de flux de tous les fabriquants de sondes de flux en temps réel, fournissant au personnel d'entretien emplacement de la bobine en question, et la gravité du court circuit. Par ailleurs, l'acquisition à grande vitesse, la grande capacité de résolution et les nouveaux algorithmes d'analyse lui permettent de recueillir et d'analyser des données en cours de fonctionnement normal, ainsi que sur un mode de mode de ralentissement ou de démarrage de l alternateur. Une fois configuré, le FluxTracII R ne nécessite aucune intervention de l'utilisateur vous alerte quand un court circuit est détecté, et est idéal pour le profilage de l'état d'isolation tour du rotor avant une arrât forcée de la machine ou après une rénovation. Les données peuvent être téléchargées localement ou à distance ou peuvent être transmises automatiquement par protocole Modbus TCP/IP à un système SCADA de l'usine/centrale. 13

14 CONTRÔLE EN LIGNE DES ENROULEMENTS DE ROTOR SUIVI EN LIGNE DU FLUX DES HYDROGÉNÉRATEURS ET MOTEURS SYNCHRONES BASSES VITESSE Grâce à un financement partiel de l'epri et la New York Power Authority, Iris Power a introduit en 2005 le premier instrument commercial au monde capable de détecter les courts circuits dans les rotors à pôles saillants. Les rotors à pôles saillants sont construits différemment des rotors ronds. Chaque pôle est autonome avec un noyau polaire d'acier laminé autour duquel on forme des bobinages ou des bandes de cuivre isolés. Les conducteurs en cuivre sont isolés les uns des autres (isolation de brin), ainsi que des corps des pôles du rotor (isolation des principales). En général, un court circuit dans l isolation de brin sur un hydrogénérateur ne causera pas de difficultés de fonctionnement. Toutefois, si le nombre et la gravité des courts circuits augmente, cela indique qu un faute à la terre peut être imminente. Toutefois, dans les moteurs à pôles saillants, les courts circuits peuvent souvent conduire à des vibrations excessives. Si elle n'est pas corrigée, l'attraction magnétique déséquilibrée créés par les spires en court circuit peut amener le rotor à frapper le stator avec des conséquences catastrophiques. Le développement d un moyen fiable en service pour détecter les spires en court circuits a, pour la première fois, donné aux opérateurs un outil de maintenance prédictive précieux pour les rotors à pôles saillants. En plus, cella permettra d éliminer la nécessité d'effectuer un test hors service en démontant le pôle pour trouver le court circuit. Les courts circuits peuvent disparaitre ou se fermer et ils ne sont présents que pendant la rotation. La technologie Iris Power nécessite la mesure du flux magnétique total dans l entrefer. La sonde est collée sur une dent du noyau du stator lors d un arrêt approprié. Habituellement, le TFProbe est installé avec le rotor en place. La sortie de la sonde correspond à une tension qui est proportionnelle au principal flux magnétique traversant l'intervalle d'air lorsque le rotor tourne. TFProbe collée sur la dent de stator d un alternateur RFAII S 14

15 CONTRÔLE EN LIGNE DES ENROULEMENTS DU ROTOR Détecteur portable pour les rotors à pôles saillants RFAII S Des algorithmes uniques pour rotors à pôles saillants ont été développés et mis en œuvre dans les RFAII S pour détecter les perturbations dans le flux magnétique provoquées par les courts circuits. Si un signal "de phaseur clé" est prévu pour les RFAII S, le pôle de rotor contenant le défaut peut être identifié. Toutes les mesures et tous les calculs sont effectués dans les RFAII S, et l'instrument peut collecter des données sans à l'aide d'un ordinateur portable. Un ordinateur n'est nécessaire que pour l'installation et le téléchargement de données. Le test prend quelques minutes et il est normalement répété deux fois par an. Le logiciel qui affiche le résultat indique clairement sous forme de schémas et de tableaux si des courts circuits sont présents et sur quel pôle ils se trouvent. Diagramme polaire montrant un court circuit sur le pôle 39 d un rotor d hydro générateur à 76 pôles FluxTracII S Moniteur permanent pour la suivi des rotors à pôles saillants Motif flux mesuré par Iris Power RFAII S L'instrument FluxTracII S est un instrument d acquisition des mesures en continu pour les machines à pôles saillants tels que les hydro, les moteurs alternateurs à turbinespompes réversibles, et les moteurs pôles saillants. L'instrument FluxTracII S peut surveiller et évaluer jusqu'à quatre machines en même temps, et un relais est activé pour signaler la presence d un court circuit sur un des rotors des machines suivies. L'instrument enregistre la condition du rotor de base, la dernière série de mesures alertées, et la dernière série de mesures non alertées. Les données peuvent être examinées localement ou à distance, ou bien téléchargées et transmises automatiquement par Modbus TCP / IP à un système SCADA de la centrale. 15

16 CONTRÔLE EN LIGNE DES ENROULEMENTS DE ROTOR ANALYSE DE SIGNATURE DU COURANT POUR Y TROUVER LES DÉFAUTS DU ROTORS DES MOTEURS ASYNCHRONES Les rotors à cage d'écureuil dans les moteurs à induction ne contiennent pas d'isolation. Bien que de tels rotors à cages d'écureuil solent extrêmement fiables (c est pourquoi ils sont utilisés dans> 99% de tous les moteurs à courant alternatif), parfois ils échouent à cause de barres de rotor "cassées" et d anneaux court circuités fissurés. Ces échecs sont plus susceptibles de se produire sur des moteurs qui subissent des démarrages fréquents, ou sur les applications avec une forces de démarrage élevée telles que les ventilateurs. Le courant qui circule dans l'enroulement du rotor pendant le fonctionnement normal est bloqué ou réduit chez une barre du rotor qui est fissurée ou brisée. Ceci, à son tour, change le champ magnétique du rotor. Etant donné que le champ magnétique du rotor de filature induit un courant dans l'enroulement du stator, il est possible de détecter des barres de rotor cassées en mesurant le courant qui vient de l'enroulement du stator dans le moteur. L analyse de signatures de courant (CSA) a été inventée par le professeur Bill Thomson de l Université Robert Gordon en Écosse. Bien que les versions antérieures de cette technologie aient eu tendance à Rotor avec bar cassé donner de fausses indications, le professeur Thomson a poursuivi ses recherches et a développé de nombreuses améliorations de la technologie CSA. En 2002, Iris Power introduit la première génération de CSMeter iintégrant les idées de M. Thomson dans un portable, facile à utiliser. En 2014, Iris Power introduit la MDSP3 TM de troisième génération de cet instrument. Le MDSP3 détecte le courant du moteur dans l'une des trois phases au moyen d' une pince ampèremétrique, soit sur l' alimentation principale dans les moteurs à basse tension, soit sur un courant (TC) secondaire pour les moteurs à haute tension. Après seulement une minute ou deux, les MDSP3 affichent si le rotor du moteur contient des barres cassées, ou si le rotor a une excentricité et donc l entrefer variable. Plusieurs années d'expérience ont montré que les algorithmes ont une faible probabilité de fausses indications par rapport à d'autres outils fournis par des offres concurrentielles. Les avantages des MDSP3 Des algorithmes avancés : MDSP3 est développé en combinant des algorithmes avancés CSA pour prédire avec précision le glissement à partir du courant mesuré. Ainsi, les calculs de glissement peuvent être effectués sous différentes charges afin de détecter les glissements avec précision, et donc d etablir les fréquences d enroulement de la cage. Simplicité: MDSP3 peut détecter les défauts de la cage et aussi l excentricité par l'utilisation d'un seul transformateur de courant autour des conducteurs de phase. Fiabilité: Comme tous les instruments Iris Power, le MDSP3 est fabrique pour réduire le taux de fausses indications. L instrument est capable de distinguer les bruits des problèmes reéls de cage d ecureuil en utilisant un seuil de bruit de plus de 100 db. Des mesures en ligne: Tous les mesures des essais sont effectuées en ligne, en moins de 90 secondes, pour trouver des problèmes avant qu'ils n endommage le moteur d avantage. Portée et précision: MDSP3 fait des mesures précises sous les conditions des charges variables, par rapport aux résultats ambigus des systèmes concurrentiells. MDSP3 utilise deux sondes de courant pour couvrir un plus large éventail de cours de 5A à 1000A. MDSP3 avec capteurs du courant Portatif et sûr: MDSP3 n a besoin que d'une sonde de courant fixée sur les conducteurs de phase ou sur le côté secondaire d'un TC à la MCC du moteur ou du disjoncteur. Le MDSP3 est alimenté par la connexion USB d'un ordinateur portable. Il n'a pas besoin d'une batterie séparée ou d autres alimentation la mesure. 16

17 SUIVI DE LA VIBRATION DES ENROULEMENTS DES STATORS LES ALTERNATEURS SYNCHRONES ET LES ENROULEMENTS DES MOTEURS La partie de l'enroulement du moteur et de l'alternateur en dehors de la masse statorique répresente les têtes des bobines. Les têtes des bobines sont normalement sur haute tension et elles sont supportées avec un système rigide pour entraîner la vibration mécanique produite par des forces électriques et mécaniques. Cependant, les têtes des bobines peuvent être endommagées en raison: Du relâchement de l'appui et de la structure suite au vieillissement mécanique et à la dilatation thermique. D une mauvaise conception du système de support avec des conditions de résonance proches des forces mécaniques primaires de fréquence de rotation et de fréquence de ligne doublée ( 100/120 Hz). Des événements d'exploitation anormaux tels que des courts circuits dans la centrale qui produisent du stress et de la déformation des composants au delà de leurs limites mécaniques. Le mouvement relatif entre un élément et un autre qui peut abraser l'isolation haute tension sur les bobines. Les vibrations de l enroulement peuvent conduire à la fissuration de l'isolation des bobines juste à l'extérieur de l'encoche du stator et, dans les cas graves, peut entraîner des fissures de fatigue des conducteurs en cuivre, générant ainsi des arcs de courant élevés. Pour finir, un de ces problèmes peut causer un défaut à la terre du stator. EVTRACII TM SUIVI DE VIBRATIONS DES TÊTES DES BOBINES STATORIQUES La technologie Iris Power EVTracII représente un progrès considérable dans la détection et l indication des problèmes de relâchement et de vibrations dans la région des têtes de l'enroulement des moteurs et des alternateurs. Ce système recueille et analyse les données de vibration captéespar des accéléromètres à fibre optique en temps réel. Les responsables d'entretien dispose d un outil simple pour suivre les tendances des vibrations et le déplacement maximal des bobines dans toute l'échelle des fréquences pertinentes. Une fois configuré, l'instrument EVTracII ne nécessite aucune intervention de la part de l'utilisateur. L'instrument fait retentir une alarme lorsque les niveaux des vibrations importantes sont détectées, et il est donc idéal pour établir les mesures de base et pour faire suivre les tendances de la vibration au fur et à mesure que le système de support des têtes des bobines vieillit. Le but principal de la surveillance des vibrations pendant le fonctionnement normal de la machine est de trouver les problèmes naissants (et corriger) à un stade précoce, bien avant l'échec. Le système de surveillance est composé de quatre éléments: Les accéléromètres de vibration (EVA) montés à des endroits critiques de l'enroulement externe à la masse statorique. Les câble de fibre optique pour connecter les capteurs à l'extérieur du moteur ou d alternateur. L unité électro optique pour convertir les signaux l optiques en millivolts, proportionnellement à l'accélération. L instrument EVTracII servant à numériser, à traiter et à sauvegarder les données de vibration. 17

18 LE SUIVIE SPÉCIALISÉ D'AUTRES PARAMÈTRES DES ALTERNATEURS AGTracII TM SURVEILLANCE EN CONTINU DE L ENTREFER POUR LES MACHINES HYDRAULIQUES L'entrefer est une mesure de la distance entre le diamètre extérieur du rotor et le diamètre intérieur du stator d un alternateur hydraulique. La surveillance de l'entrefer est importante car le stator et le rotor peuvent être très souples sur les grandes machines hydrauliques, et leur forme et leur emplacements sont influencés par des forces centrifuges d'exploitation, les effets thermiques, les forces magnétiques et la défaillance du système mécanique. Les conditions dans lesquelles le rotor est décentré ou bien pas tout à fait rond réduisent l'efficacité d'exploitation et, dans les cas plus graves, peuvent entraîner des dommages d'échauffement induit par le champ magnétique ou par un frottement de rotor à stator. L'Iris Power AGTracII est un outil efficace pour la surveillance en service de l entrefer. Il utilise des capteurs capacitifs d'un profil très bas pour mesurer précisément l'écart entre le stator et le rotor. Il donne toutes les analyses en temps réel, la protection, la gestion des alarmes et des tendances de ce paramètre. Le système peut être utilisé pour saisir les données pendant l'opération de l'alternateur hydraulique en pleine charge. Il offre une mode de surveillance de protection, et les données peuvent être affichées en temps réel sur l'écran pendant le démarrage, l'opération ou bien l'entretien de la machine. Le système Air Gap comprend 5 parties: Les détecteurs capacitifs Air Gap (4 à 16 capteurs) La boite de jonction pour le traitement des signaux Le capteur Sync (1 capteur ) L instrument de surveillance continue Le logiciel de gestion de données SMTracII TM SURVEILLANCE AXE INFERIEUR Le suivi de la tension et du courant induit sur l'arbre de l'alternateur, détecte à travers les balais de mise à la terre, peut fournir des informations supplémentaires confirmant l'état des enroulements du rotor. Le SMTracII peut constater les conditions suivantes: Court circuit de l'enroulement de rotor Mise à la terre inattendue du rotor Mauvaises connections des mise à la terre de l'arbre Problèmes d'isolation de roulement Le SMTracII est compatible et basé sur le modèle d instruments TracII et peut communiquer avec les ordinateurs à distance en utilisant un protocole port Ethernet Modbus TCP / IP et le serveur FTP. Il peut être relié à quatre capteurs (jusqu'à deux capteurs de Voltage et jusqu'à deux capteurs de courant). Les capteurs de courant sont des shunts électriques de 1 ou 0,1 shunts ohms montés sur le balai de mise à la terre de l arbre de l alternateur. 18

19 LE SUIVI INTÉGRÉ DES MACHINES TOURNANTES GUARDII TM SURVEILLANCE DES TURBOALTERNATEURS ET DES GROUPES HYDRAULIQUES Le GuardII est un contrôle continu et un service qui permet de détecter de multiples problèmes de turboalternateurs et l alternateurs hydroélectriques grâce à un seul instrument. Le système GuardII a une conception flexible et modulaire et il peut intégrer une variété de technologies et de capteurs selon les besoins de la centrale et les modes de défaillance plus élevés pour l'appareillage spécifique. La plateforme GuardII peut surveiller un ou plusieurs des facteurs suivants: DP Flux magnétique Vibration d'enroulement dans les têtes des bobines GuardII enregistre les données de DP à l'aide de capteurs Iris Power, y compris (SSC) et des condensateurs époxy mica (EMC). Il peut être programmé pour déclencher la collection de données basées sur des conditions opérationelles précises. Les notifications d'alerte peuvent être déclenchées à distance et, par exemple, le personnel d'entretien ne recevra aucune notification sauf en cas de niveau de DP excessif selon les priorités programmées dans le système. Si la machine développe un court circuit dans les enroulements du rotor, le système GuardII à comprend la capacité de surveiller le flux magnétique et, en exploitant les algorithmes sophistiqués programmés dans l instrument, il fournit un avertissement précise du courtcircuit dans le rotor. Les vibrations des têtes des bobines sont contrôlés dans des conditions normales d'operation des alternateurs, mais avec des contraintes telles que l'expansion thermique ou vieillissement de la machine, les enroulement peuvent se desserrer et peuvent conduire à des fissure du système d'isolation et la fissuration par fatigue de cuivre conducteurs. Tous ces paramètres sont contrôlées et surveillées par logiciel Iris Application Manager ( IAM ). L'IAM est une plate forme unique pour configurer, télécharger et afficher les données. L'utilisateur apprend à travailler avec un seul logiciel pour gerer plusieurs alternateurs dans la centrale, ou à travers plusieurs centrales ou types d'appareillage. Les avantages d Iris Power GuardII Système de surveillance de l état actuel des alternateurs Des connaissances exceptionelles des machines tournantes et de la conception des stators et des rotors: L'utilisateur de ce système pour le suivi de la condition du système d'isolation statorique par les mesures de DP bénéficie d un accès à une vaste base de données de résultats fournies par Iris Power de plus de résultats comparables. Ces données sont également utilisées pour configurer les niveaux d'alerte du système DP du GuardII automatiquement. GuardII emploie des algorithmes avancés pour analyser les données de flux magnétiques sur les enroulements de rotor, indépendamment des changements de charge. Cette méthode détecte avec précision la présence de spires en court circuit. Une solution clé en main : Dans le cas où le client a déjà des capteurs de DP, de flux ou des capteurs d'entrefer (machines hydrauliques), l'installation du système GuardII ne requiert pas d interruption de la machine et l effort principal est de brancher l'instrument, de configurer le logiciel, et si c est souhaité, d établir la communication à distance avec un ordinateur Windows. Relié au logiciel IAM, il permet à l'utilisateur de recueillir des données à partir de plusieurs machines tournantes en service. Cela réduit les difficultés liées à la collecte régulière de données par l'équipe de maintenance prédictive. Une instrumentation modulaire: Des technologies supplémentaires comme le suivi du Voltage de l'arbre et le suivi de l'entrefer (machines hydrauliques) peuvent être intégrées au système GuardII (combinaison d'au moins 3 types de paramètres suivis). Des prédictions fiables : Le système GuardII a subi des essais rigoureux pour neutraliser le problème des bruits, très courant dans l'environnement opérationnel des centrales. Le résultat nous permet d assurer un suivi et des résultats fiables avec un taux de fausses alarmes réduit. L'éducation de la clientèle: Les données peuvent être interprétées par les membres de l équipe d entretien après une formation offerte par les ingénieurs et les experts de Qualitrol Iris Power. Les instruments GuardII peuvent être configurés et mis à jour selon les besoins du client. L'analyse compréhensive sur un seul écran 19

20 ÉQUIPEMENT DE TEST HORS SERVICE POUR LES MOTEURS ET LES ALTERNATEURS Iris Power est en mesure d'offrir une large gamme d outils spécialisés qui sont utilisés hors service à d évaluer l'état des enroulements des rotors et des stators. Ces outils hors ligne comprennent: Les essais EL CID TM de noyau du stator L'analyse des cales du système d'isolation Un outil robotique pour EL CID, l inspection des cales et l inspection visuelle sans avoir besoin d'extraire le rotor Un essai de rigidité diélectrique à Courant Continu Une sonde de Corona PPM 97 pour la localisation des DP Un système d'alimentation de haute tension PowerMaxx à courant alternatif, et des instruments de détection de DP en mode basse fréquence Un testeur de DP hors service DeltaMaxx en mode basse fréquence en combinaison avec les mesures des pertes diélectriques. Un enregistreur de la polarisation et dépolarisation DRA3 DC à courant continu pour les systèmes d'isolation des machines tournantes. Tous ces outils complètent le diagnostic en service pour confirmer la condition de l'enroulement, et aider les membres de l'équipe d'entretien à évaluer l'état d'enroulement avant les interventions et après les réparations. L instrument EL CID EL CID TEST DU NOYAU DE STATOR L'invention en 1978 du EL CID par John Sutton et ses collègues aux Services Publics d'electricite de Grande Bretagne (CEGB) a révolutionné l'évaluation des noyaux de stator à moteurs, les turboalternateurs et hydrogénérateurs. Pour la première fois, les propriétaires de machines ont pu facilement détecter et localiser, en toute sécurité, des problèmes de stratifications des noyaux sans avoir à exécuter des essais au flux complet. Donc replacent les essai impliquant des courants et des tensions très élevés. Les noyaux de stator, ainsi que les pôles de rotor des machines à pôles saillants, sont fabriqués à partir de fines pellicules en acier magnétique. Les tôles sont isolées les unes des autres pour empêcher la circu lation des courants axiaux dans le noyau induits par le champ magnétique principal, améliorant ainsi l'efficacité du moteur ou de l alternateur. Si la fine isolation entre ces pellicules est court circuitée, un courant axial circule augmentant ainsi la température du noyau aux endroits des courts circuits. Si suffisamment de tôles sont courtcircuitées, tout point chaud au niveau du noyau se trouvant en contact avec l isolation du bobinage peut rapidement causer un vieillissement thermique et des défauts à la terre. Même si les tôles court circuitées ne sont pas près de la bobine, la température peut finir par grimper à tel point que l'acier des tôles commencent à fondre. Dans ce cas le problème escalade rapidement et conduit généralement à un défaut à la terre. Avant le développement du test EL CID, la seule façon d'assurer qu'aucune des tôles n était en court circuit était d'induire un flux magnétique dans le noyau qui était presque de la même intensité que celle d une machine en plein fonctionnement. Pour les tests du noyau de stator, l'essai exige le retrait du rotor, l'installation temporaire de grands conducteurs à haute tension acheminés à travers l'alésage du stator et autour de l'extérieur de la machine. Pour les grandes machines, cette configuration des câbles doit être alimentée par un courant alternatif de haute puissance, nécessitant l'utilisation d'une source capable de fournir des centaines d'ampères et plusieurs kv. Une fois la configuration des câbles excitée, une caméra infrarouge est utilisée pour surveiller le noyau dans le but de trouver les points chauds provoqués par des courts circuits des tôles. Ces essais prennent souvent plusieurs jours et sont très intenses en terme de main d œuvre. De plus, l'excitation du noyau crée certains risques de sécurité des personnes. Le flux élevé qui est présent peut également conduire à une surchauffe dangereuse du noyau (pas de circulation d'air ou d'hydrogène pour refroidir la masse statorique). 20