Answers for energy.

Des solutions pour l’énergie.De l’analyse à la fiabilité. SITRAM® GAS-Guard 8 de TLM™ – Transformer Lifecycle Management™

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Fiabilité des transformateurs :analyse des émissions gazeuses anormales et détection rapide des défaillances

Problématique :

L’energie doit circuler en toute fiabilité. Les transformateurs sont l’un des éléments les plus précieux de votre réseau pour assurer cette fiabilité. C’est pourquoi il est impor-tant de connaître précisément leur état. Vous pouvez ainsi prévenir les arrêts imprévus, optimiser la plani-fication des arrêts, réduire les coûts de maintenance et, en fin de compte, optimiser votre investissement.

Les décompositions gazeuses anormales sont un indicateur important de risque de panne d’un transformateur. Toutes les anomalies typiques – qu’il s’agisse de la formation d’arcs électriques, de décharges partielles, de températures localement élevées ou, plus généralement, d’un refroidissement imparfait – génèrent des gaz dissous dans des concentrations di-verses. Aussi est-il si important d’assurer un suivi et une évaluation constants de la formation de gaz. Cela permet de réagir promptement et d’éviter des dégâts plus importants.

L’analyse des gaz dissous, ou DGA (dissolved gas analysis), est une méthode moderne et éprouvée pour y parvenir. Elle permet :

� de surveiller les défaillances connues et de les détecter très tôt : l’analyse continue des tendances concernant les gaz critiques permet de détecter très tôt les débuts de défaillance et de sur-veiller leur évolution ;

� de réduire les coûts de maintenance grâce à la surveillance en ligne de l’état des transformateurs ;

� d’estimer la durée de vie restante : la mesure de la teneur en eau de l’huile, de la teneur en oxygène, en CO² et en CO permet de calculer le vieillissement thermique.

SITRAM® GAS-Guard 8 : analyse continue de la teneur en gaz de l’huile directement sur le transformateur

Siemens amène le laboratoire DGA jusqu’à votre transformateur : de manière continue, précise et reproductible. Grâce à SITRAM® GAS-Guard 8.

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Tous les gaz critiques sous contrôle permanent

SITRAM® GAS-Guard 8 (GG 8) permet une analyse en ligne complète des gaz signalant une défaillance par chromatographie en phase gazeuse. Installé directement dans le transformateur, il renvoie des informa- tions en continu sur tous les gaz essentiels, vous aidant ainsi à maintenir vos transfor-mateurs en parfait état de fonctionnement.

Depuis des dizaines d’années, la chromato-graphie en phase gazeuse est la méthode standard de référence scientifiquement reconnue pour mesurer la teneur en gaz dissous des huiles. Le SITRAM® GG 8 amène le laboratoire DGA directem ent dans votre transformateur grâce à son chromatographe en phase gazeuse tout terrain. Il fonctionne en continu, assurant automatiquement son étalonnage, avec un intervalle de mesure réglable.

SITRAM® GAS-Guard 8 : un agent de surveillance directement dans votre transformateur

Aperçu des gaz dans l’huile du transformateur utiles pour dresser un diagnostic significatif

SITRAM® GAS-Guard 8 fait partie de notre gamme SITRAM® MONITORING. Cet ensemble modulaire de solutions assure une haute disponibilité et une longue durée de vie à vos transformateurs.

Nous travaillerons en concertation avec vous pour définir les solutions répondant au plus près à vos besoins.

SITRAM® GAS-Guard 8 en fonctionnement

Il mesure les gaz dissous dans l’huile du transformateur à intervalles réguliers, toutes les heures si nécessaire. En outre, le SITRAM® GG 8 mesure la température de l’huile, le taux d’humidité et la charge.

Compact et fixé directement sur le transfor-mateur, le SITRAM® GG 8 est l’instrument de terrain éprouvé le plus performant du monde. Sa fiabilité élevée et le coût réduit de son cycle de vie tiennent à de nom-breuses bonnes raisons. D’ailleurs, c’est le plus répandu des produits de cette catégorie.

Le SITRAM® GG 8 permet d’établir des corrélations entre les gaz signalant une défaillance, la teneur en eau de l’huile, la température de l’huile, et la température ambiante. L’instrument prend en charge tous les outils de diagnostic aux normes IEEE et CEI, permettant ainsi un diagnostic et une alerte rapide en cas d’apparition de défaillance.

SITRAM® GAS-Guard 8 – Les éléments qui font le succès du matériel le plus répandu dans le monde

� Robuste et tout-terrain : chromato-graphie en phase gazeuse optimisée pour une utilisation sur le terrain

� Analyse individuelle des gaz sans sensibilité transverse

� Reproductibilité par étalonnage auto-matique sur le gaz de référence

� La chromatographie en phase ga-zeuse est la méthodologie utilisée dans les laboratoires de test d’huile (testée CEI/IEEE)

� Sonde d’humidité fournie avec le système.

� Indication de la formation de gaz en fonction de la charge

� Installation rapide et polyvalente

Méthane CH4 Hydrogène H2 Acétylène C2H2

Ethylène C2H4 Oxygène O2Azote N2

Monoxyde de carbone CO Dioxyde de carbone CO2 Ethane C2H6

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Leistungstrafo

Laptop

RECLOSER-M CONTROLLER

Zone Indicator Eingabebausteine Linientrenner

Peripheriegeräte

FCIO222

1..41..4

Kameras

Biomass plant

Workstations Management Stations

Handy, Internetsymbole

Wireless InternetHandy

BLP

Pager Fax PDA

CCTV analoger Monitor

SICAM 1703

TM 1703 ACP

SICAM PAS I

SICAM PAS CC SICAM Station Unit

SIPROTEK HV + MV

photovoltaic plant

IEC61850

Local HMI Remote HMI

PLC OLMDCF/GPS Server

SIMEAS P

SITRAM

wind turbine

Contract

NX-AIR

SIPROTEK HV + MV II

SIPROTEC

SIPROTEK EHV

SIMATIC S7-400 PLC

biomass plant Industrieanlage Häuschen Zug

BC 1703 ACP

Leistungstrafo

HV GIS

HV Ableiter

Siprotec Firewall

BCU protection relay

Server Printer Switch

BCU 6MD66 PU 7SA522 AVR Tapcon

Amis GerätSpectrum power3

Spectrum Power CC

Laptop

RECLOSER-M CONTROLLER

Zone Indicator Eingabebausteine Linientrenner

Peripheriegeräte

FCIO222

1..41..4

Kameras

Biomass plant

Workstations Management Stations

Handy, Internetsymbole

Wireless InternetHandy

BLP

Pager Fax PDA

CCTV analoger Monitor

SICAM 1703

TM 1703 ACP

SICAM PAS I

SICAM PAS CC SICAM Station Unit

SIPROTEK HV + MV

photovoltaic plant

IEC61850

Local HMI Remote HMI

PLC OLMDCF/GPS Server

SIMEAS P

SITRAM

wind turbine

Contract

NX-AIR

SIPROTEK HV + MV II

SIPROTEC

SIPROTEK EHV

SIMATIC S7-400 PLC

biomass plant Industrieanlage Häuschen Zug

BC 1703 ACP

Leistungstrafo

HV GIS

HV Ableiter

Siprotec Firewall

BCU protection relay

Server Printer Switch

BCU 6MD66 PU 7SA522 AVR Tapcon

Amis GerätSpectrum power3

Spectrum Power CC

Laptop

RECLOSER-M CONTROLLER

Zone Indicator Eingabebausteine Linientrenner

Peripheriegeräte

FCIO222

1..41..4

Kameras

Biomass plant

Workstations Management Stations

Handy, Internetsymbole

Wireless InternetHandy

BLP

Pager Fax PDA

CCTV analoger Monitor

SICAM 1703

TM 1703 ACP

SICAM PAS I

SICAM PAS CC SICAM Station Unit

SIPROTEK HV + MV

photovoltaic plant

IEC61850

Local HMI Remote HMI

PLC OLMDCF/GPS Server

SIMEAS P

SITRAM

wind turbine

Contract

NX-AIR

SIPROTEK HV + MV II

SIPROTEC

SIPROTEK EHV

SIMATIC S7-400 PLC

biomass plant Industrieanlage Häuschen Zug

BC 1703 ACP

Leistungstrafo

HV GIS

HV Ableiter

Siprotec Firewall

BCU protection relay

Server Printer Switch

BCU 6MD66 PU 7SA522 AVR Tapcon

Amis GerätSpectrum power3

Spectrum Power CC

Principe de mesure du chromatographe en phase gazeuse

L’huile du transformateur à analyser cir-cule en boucle en passant par une unité d’extraction contenant deux colonnes différentes : l’une pour l’huile et l’autre pour le gaz. Une membrane perméable au gaz sépare les deux colonnes. Le gaz dissous dans l’huile pénètre dans la phase gazeuse par la membrane perméable.

Une quantité définie de ce gaz est extraite dans l’unité d’injection et compressée avec de l’hélium – phase mobile – au travers de la colonne de chromatographie.

Grâce au service SITRAM® MONITORING, vous n’êtes pas seuls face aux valeurs mesurées.

Tout à l’écran, tout sous contrôle grâce à des outils puissants et à la même technologie d’analyse qu’un laboratoire de test d’huiles

TLM@siemens.com � www.siemens.com/energy/TLM

Selon leurs propriétés spécifiques, le temps de transit des gaz dans la colonne est variable. Un détecteur de conductivité thermique à l’extrémité de la colonne détermine le moment de sortie des diffé-rents composants gazeux.Outre l’analyse de l’amplitude, il est pos-sible de déterminer la qualité et la quan-tité de gaz dissous dans l’huile.

Transformateur

Huile Gaz

Pompe

Pompe

Vanne

Port d’injecteur

Colonne de chromatographie

Microcontrôleur Gestionnaire de mémoire

données / d’alarme

Réservoir d’hélium

Gaz dissipé

Communi-cations

GAS-Guard

Extracteur de gaz Gaz d’étalonnage

Des outils puissants, un service complet

SITRAM® GG 8 et service MONITORING – La combinaison d’une technologie so-phistiquée et d’un partenariat avec un service expert vous permet de prendre les bonnes décisions de gestion de vos actifs.Le logiciel GAS-Guard View permet de contrôler le SITRAM® GG 8 tant sur site qu’à distance, et les données sont acces-sibles et affichées dans une interface utilisateur conviviale. Bien entendu, en cas de doute, vous pouvez également nous communiquer vos données en ligne. Les experts de notre laboratoire DGA vous fourniront tous les éléments nécessaires pour que vous preniez la bonne décision.Ces outils et ces services font partie de l’offre TLM™. Il est possible de les com-pléter avec d’autres solutions SITRAM® MONITORING.

Détecteur de conductivité thermique

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SITRAM® GAS-Guard 8 :CaractéristiquesMéthode DGA : chromatographie en phase gazeuse aux performances dignes d’un laboratoire

Gaz Précision(1) Reproductibilité(2) Plage de valeurs(3)

Hydrogène H2 ± 5 % soit ±3 ppm <2 % 3 – 3.000 ppm

Oxygène O2 ± 5 % soit +30/-0 ppm <1 % 30 – 25.000 ppm

Méthane CH4 ± 5 % soit ±5 ppm <1 % 5 – 7.000 ppm

Monoxyde de carbone

CO ± 5 % soit ±5 ppm <2 % 5 – 10.000 ppm

Dioxyde de carbone

CO2 ± 5 % soit ±5 ppm <1 % 5 – 30.000 ppm

Ethylène C2H4 ± 5 % soit ±3 ppm <1 % 3 – 5.000 ppm

Ethane C2H6 ± 5 % soit ±5 ppm <1 % 5 – 5.000 ppm

Acétylène C2H2 ± 5 % soit ±1 ppm <2 % 1 – 3.000 ppm

Azote(4) N2 ±10 % soit ±5.000 ppm <20 % 5.000 – 100.000 ppm

Remarques

Toutes les spécifications sont indépendantes de la température de l’huile et de la pression du gaz.

(1) Pourcentage ou PPM (parties par million), la valeur la plus élevée étant retenue

(2) Au niveau de l’étalonnage

(3) Gaz dissous dans l’huile

(4) Azote mesurable par pression

Option de mesure de la teneur en eau et de la température de l’huile

Paramètre Précision(5) Plage de valeurs

Teneur en eau de l’huile ± 2 % 0 – 100 % RS(6)

<10 % de la température de l’huile indiquée >30 °C

0 bis 80(7) ppm

<18 % de la température de l’huile indiquée <30 °C

0 bis 80(7) ppm

Température de l’huile ± 0.1 °C (typique) –40 °C à +180 °C

(5) Inclut la non-linéarité et la reproductibilité

(6) Saturation relative

(7) Plage supérieure limitée à la saturation

Total des gaz dissous

Total réel des gaz combustibles dissous (TDCG) disponible (∑H2, CO, CH4, C2H2, C2H4, C2H6 en PPM).

Total d’hydrocarbures (THC) disponible (∑CH4, C2H2, C2H4, C2H6 en PPM).

Chaque gaz est mesuré à 100 % du niveau détecté.

Analyse des gaz

L’échantillonnage de l’huile est effectué en continu. Les intervalles d’analyse des gaz peuvent être réglées par l’utilisateur de 2 heures à 12 heures (par défaut : 4 heures). La date et l’heure de toutes les données sont indiquées.

La date et l’heure de toutes les données sont indiquées.

Jusqu’à deux ans de données sont conservés en mémoire.

Accélération automatique du calendrier en cas de dépassement de la limite d’alerte de taux de variation (par défaut : 1 heure)

Le système s’étalonne automatiquement à intervalles réguliers selon la norme de traçabilité des gaz du NIST(8).

(8) National Institute of Standards and Technology

Alarmes

Pour chaque gaz mesuré :

Deux réglages programmables individuellement d’avertissement et d’alarme pour le niveau (en ppm) ainsi que pour le taux de variation (ppm/jour)

Relais programmable pour les alertes au gaz ou les évènements de service

Un relais pour l’autosurveillance de l’alimentation électrique

Capteurs extérieurs

Capteur de courant pour l’apparition de gaz liée à la charge

Température ambiante

Teneur en eau et température de l’huile

Communications

Ports physiques : RS-232, RS-485, Ethernet 10/100Base-TX, Ethernet 100Base-FX (en option), modem GSM (en option), modem interne V.92

Trois entrées 4-20 mA et un port RS-232 pour périphériques optionnels

Protocoles pris en charge : TCP/IP, DNP3, Modbus RTU et ASCII, OPC

Ecran LCD (en option) : pour la lecture locale des valeurs mesurées à l’intérieur du coffret

Spécifications environnementales

Température de service Entre –50 °C et +55 °C

Température de démarrage à froid –20 °C

Humidité en fonctionnement 5 % à 95 % sans condensation

Pression d’admission d’huile 0 à 3 bars

Température d’entreposage Entre –40 °C et +75 °C

Humidité (entreposage) 5 % bis 95 % sans condensation

Alimentation éléctrique requise

Tension 115 V~ ou 230 V~ ± 15 %

Fréquence 50/60 Hz

Intensité 6 A maximum à 115 V

3 A maximum à 230 V

Caractéristiques physiques et poids

Hauteur 22“ (55,9 cm)

Largeur 20“ (50,8 cm)

Profondeur 11,2“ (28,4 cm)

Poids 65 lb (29,5 kg)

Normes coffret IP 65, NEMA 4

Dimensions emballage compris 26,4” x 26,4” x 15,9” (67 x 67 x 40,3 cm)

Poids pendant le transport (moniteur seul) 70 lb (31,8 kg)

Certifications/normes

Compatibilité électromagnétique

Spécification Méthode d’essai

EN 61326 Classe A : 2002 EN 61326 : 2002 – Rayonnement

EN 61000-3-2 : 2000 EN 61000-3-2 : 2000 – Courant harmonique

EN 61000-3-3 : 2001 EN 61000-3-3 : 2001 – Fluctuations de tension

EN 61326 Annexe A : 2002 CEI 61000-4-2 : 2001 – DES

CEI 61000-4-3 : 2002 – Immunité à l’énergie électroma-gnétique rayonnée

CEI 61000-4-4 : 2004 – EFT

CEI 61000-4-5 : 2001 – Pic de tension

CEI 61000-4-6 : 2004 – Immunité aux perturbations conduites, induites par les champs radioélectriques

CEI 61000-4-8 : 2001 – Immunité au champ magnétique

CEI 61000-4-11 : 2004 – Creux de tension, coupures brèves et variations de tension

Sécurité

CEI 61010-1, CEI 61010-2-81

UL 61010-1 (2e édition), UL 60950-1 Clause 6.4

CSA-C22.2 No. 61010-1-04

www.siemens.com/energy

Éditeur et Copyright © 2010 :Siemens AGEnergy SectorFreyeslebenstr. 191058 Erlangen, Allemagne

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Pour de plus amples informations, veuillez contacter notre service support clientèle. Tél. : +49 180/524 70 00 Fax : +49 180/524 24 71 (tarif en fonction de l’opérateur téléphonique) E-mail : support.energy@siemens.com

Power Transmission Division Réf. : E50001-G640-A115-X-7700Printed in GermanyDispo 19200, c4bs n° 7487GB 090664 471020 WS 02101.0

Imprimé sur du papier élémentaire blanchi sans chlore.

Tous droits réservés.Les marques de commerce et marques déposées mentionnées dans le présent document sont la propriété de Siemens AG ou de ses sociétés en participation ou des propriétaires respectifs.

Sous réserve de modifications.Les informations figurant dans le présent document contiennent des descriptions générales des possibilités techniques qui, dans certains cas, ne sont pas toujours disponibles. Par conséquent, les caractéristiques de performances souhaitées doivent être expressément stipulées lors de la signature du contrat.