Magazine Numéro 1 2022 Découvrez l’OMICRON Customer Care Center
Cher(e)s lecteurs(rices), OMICRON electronics GmbH, Oberes Ried 1, 6833 Klaus (AT) OMICRON electronics GmbH up! consulting, Ruggell (FL) OMICRON electronics GmbH, PG&E (p. 4, 22–25), Kraftdiagnos (p. 14–16), Polskie Sieci Elektroenergetyczne (p. 17), iStock.com (p. 30–33), IEEE Smart Village (p. 26), Qirion (p. 27–29), LEAG (p. 30), Vattenfall (p. 30), Siemens Energy (p. 34–35), Tech West Power (p. 36) magazine@omicronenergy.com Editeur Responsable du contenu Équipe éditoriale et mise en œuvre Crédits photo E-mail à l’équipe éditoriale Chez OMICRON, nous travaillons depuis de nombreuses années à la sensibilisation à la diversité et à l’inclusion des genres. Il existe un grand nombre de domaines que nous souhaiterions couvrir, et l’usage de la langue est un de ceux qui a le plus grand impact sur chacun de nous. C’est pourquoi nous aimerions vous emmener dans notre voyage au cœur du langage sensible au genre. Il s’agit du premier numéro du magazine OMICRON en anglais et en allemand rédigé dans un langage inclusif et sensible au genre, et de nombreux autres suivront. Pour rester dans le thème de la diversité, vous découvrirez deux femmes et leur carrière dans le génie électrique dans notre article Points de vue. À la page 26, elles nous racontent ce qui définit leur passion pour leur travail et comment elles sont devenues ingénieures électriques. Un autre article explique comment créer notre « terrain de jeu pour les techniciens en électricité » : le nouvel OMICRON Customer Care Center (OCC) de Klaus, en Autriche, a été la concrétisation de ce projet. Notre showroom propose de nombreuses options de démonstrations de produits, physiques et virtuelles, des formations, visites d’entreprise et événements, qui en font une expérience unique pour nos clients du monde entier. (page 6) Embarquez avec nous pour la Californie, avec l’interview de Justin Henson, à la page 22, dans laquelle il nous raconte comment PG&E investit dans des équipements de test et forme ses employés afin de prévenir les feux de forêt. Justin nous parle également de son travail et de ses responsabilités en tant que technicien de ligne de distribution (DLT) spécialisé. Un nouveau membre vient de rejoindre la famille OMICRON : l’UHF 800, notre toute dernière solution portable pour effectuer des mesures de décharges partielles ultra haute fréquence, en ligne et hors ligne, de 100 à 2 000MHz sur des lignes et des postes sous enveloppe métallique, des transformateurs de puissance immergés et des connexion de câbles de puissance haute tension. (page 12) L’attente en valait la peine. Vous trouverez la seconde partie de l’article « Prêt en cas d’urgence » dans ce numéro. Découvrez la mise en œuvre du test et ses résultats à la page 30. N’hésitez pas à me faire part de vos commentaires sur ce numéro, je suis à votre écoute. Bonne lecture ! Lia Thum OMICRON Magazine Project Lead 2
Magazine | Numéro 1 2022 Carpe Diem Magazine – Numéro 01/22 « Faire, c’est comme vouloir, mais en mieux. » 3
Points de vue: Comment êtes-vous devenue ingénieure? Réenclencheurs pour limiter les risques liés au feux de forêt Sommaire 26 Maîtriser l’art des mesures de décharges partielles UHF 12 Un terrain de jeu pour les ingénieurs du secteur de l’énergie électrique 6 22 4
Magazine | Numéro 1 2022 Nouvelles 20 TESTRANO 600 – nouveautés Écoutez ce que votre changeur de prise en charge a à dire Région 34 Rètrospection Marko Routsalainen revient sur son expérience en tant que partenaire commercial OMICRON en Finlande 39 Région Contexte 6 Un terrain de jeu pour les ingénieurs du secteur de l’énergie électrique Découvrez l’OMICRON Customer Care Center (OCC) de Klaus, en Autriche 26 Points de vue Comment êtes-vous devenue ingénieure et qu’estce qui vous passionne dans votre travail quotidien ? Produits et technologie 10 Pousser les applications pratiques des Sampled Values encore plus loin Historique de la norme CEI 61850 et derniers développements 12 Maîtriser l’art des mesures de décharges partielles UHF Notre nouvel appareil UHF 800 vous offre un rapport signal/bruit optimal pour des tests de décharges partielles UHF fiables rapports des clients 14 CPC 100 + CP CU1: Pour protéger les personnes et le matériel Gustav Lundqvist raconte comment son équipe de Kraftdiagnos et lui ont mesuré la tension de contact à proximité de lignes haute tension 17 RelaySimTest simplifie les points de test de protection essentiels Ce qui compte vraiment sur site 22 Réenclencheurs pour limiter les risques liés au feux de forêt Il ne s’agit pas seulement d’investir dans des équipements. Il s’agit également d’investir dans la formation. 27 100 ans d’expérience en tests de disjoncteurs Qirion, aux Pays-Bas – un utilisateur intensif du CIBANO 500 30 Prêt en cas d’urgence Les réseaux de démarrage : une alternative à la restauration rapide du réseau 36 SAA2 – Un petit accessoire à l’impact considérable L’importance des produits de sécurité lors des tests Evènements 40 Que se passe-t-il 5
Transformateurs de puissance, éléments de tableaux moyenne et haute tension, tourets de câble, transformateurs de mesure, armoires de protection, etc. – des équipements à perte de vue. Le hall ressemble un peu à un terrain de jeu couvert : « Un terrain de jeu pour les fans de réseau électrique », s’amuse Friedrich Almer, chef de projet et ingénieur application chez OMICRON. Il se tient dans le showroom, l’élément central du nouvel OMICRON Customer Care Center de Klaus. Au cours des derniers mois, Friedrich et son importante équipe de projet se sont assurés que les 750m2 étaient remplis de tout ce qui passionne les ingénieurs du secteur de l’énergie. On y trouve machines tournantes et transformateurs de puissance, systèmes de protection et de contrôle commande, et notamment des produits conformes à la norme CEI 61850. Postes secondaires intelligents et portions entières de tableaux de distribution moyenne et haute tension peuvent également être trouvés dans le showroom, ainsi qu’un grand nombre d’équipements de test et de diagnostic alliés aux connaissances des experts. Au printemps 2020, nous avons pu récupérer un immeuble de bureaux vide à quelques pas de l’OMICRON Development Center. Après quelques ajustements, nous l’avons transformé en OMICRON Customer Care Center. Nous cherchions un environnement propice à l’échange de connaissances et à la communication avec nos clients, un lieu qui mettrait à disposition un support optimal. Le showroom offre un grand nombre de nouvelles approches pour des démonstrations produits, des cours de formation, des visites d’entreprise et des événements. C’est une expérience sur site et en ligne unique pour nos clients du monde entier. « Les participants ont une place de choix » La première démonstration virtuelle en live a eu lieu dans le showroom en octobre 2020. Un client américain avait demandé une formation sur l’utilisation d’une source résonante série 70kV, pour tester des câbles et des tableaux. « Il n’était alors pas possible de voyager, nous avons donc dû trouver une solution virtuelle. Je n’étais pas certain, au départ, que ça allait fonctionner », explique Bernhard Engstler, ingénieur en applications OMICRON. Mais ça a marché, UN TERRAIN DE JEU POUR LES INGÉNIEURS DU SECTEUR DE L’ÉNERGIE ÉLECTRIQUE Découvrez l’OMICRON Customer Care Center (OCC) de Klaus, en Autriche 6
Magazine | Numéro 1 2022 « Les participants ont une place de choix. » Bernhard Engstler, Application Engineer, OMICRON « Nos clients travaillent sur de vrais équipements. » Julia Steinhauser, Event Marketing Specialist, OMICRON 7
et bien mieux que prévu. « Après de nombreuses démonstrations, cours de formation et sessions d’événements, je peux dire sans me tromper que nous jouons définitivement un rôle clé dans le domaine de la formation virtuelle. » Bernhard avait encore besoin de trouver les bons réglages de caméra pour perfectionner la diffusion de la formation lors de sa première démonstration en live. Mais c’est maintenant de l’histoire ancienne : Friedrich et ses collègues du service informatique ont mis en place un système vidéo sophistiqué qui permet à tous les participants de profiter au mieux des cours de formations et démonstrations virtuels. Deux caméras offrent différents points de vue et des affichages précis et détaillés ; il est même possible de lire les mesures sur les écrans des appareils. « Avec l’affichage en ‹ côte à côte ›, nous pouvons aussi montrer la procédure de test physique dans une fenêtre, tout en ajoutant le logiciel concerné dans l’autre », explique Bernhard. « Il est bien plus difficile de faire regarder un ordinateur portable simultanément à dix personnes lors d’une session de formation en présentiel. » Formation avec un équipement réel La plupart des cours de formation virtuels, démonstrations et webinaires sont enregistrés et la vidéo est mise à la disposition de tous les participants. Ils peuvent regarder le contenu quand ils le veulent et parcourir les sujets à leur rythme – parfois, les questions ne se posent que quand les clients commencent à utiliser les appareils par eux-mêmes. Bien entendu, le showroom est également conçu pour les formations sur site. Plusieurs salles sont disponibles pour une formation théorique avec de nombreux îlots d’application afin de familiariser les participants aux questions pratiques. « Le showroom offre de nombreuses méthodes de formation différentes dans une même salle », explique Julia Steinhauser, spécialiste des événements marketing chez OMICRON. Julia est chargée de l’organisation des cours de formation à Klaus. « Nos clients ne travaillent pas sur des simulateurs mais sur de vrais équipements. Cela ajoute beaucoup à la qualité des cours. Nos clients profitent aussi de la synergie entre la vaste gamme de produits et tous les équipements qu’ils peuvent trouver sur place », ajoute Julia. Un support client en temps réel « Les équipes de support OMICRON travailleront toutes dans l’OCC à l’avenir », déclare Verena Rein, responsable régionale des communications marketing chez OMICRON. « Nos ingénieurs application et nos équipes de support technique peuvent désormais se connecter directement aux équipements en quelques minutes. » C’est non seulement un réel avantage pour nos clients pendant les demandes d’assistance, mais également pour les démonstrations produits. « Notre équipe commerciale peut rendre visite aux clients chez eux et les connecter directement aux équipements et experts présents dans le showroom. L’avantage pour nos clients est qu’ils n’ont pas besoin de coupure sur leur installation pour les démonstrations ; ils peuvent tout voir depuis l’écran en direct du showroom», explique Verena. Verena est responsable du marketing produit dans la région d’Europe centrale, et elle organise également, avec son équipe, de nombreux événements, tels que le Forum de diagnostic OMICRON. « Certains de nos clients ont déjà pu découvrir le showroom virtuellement. Près de 400 participants germanophones et 300 anglophones dans le monde se sont connectés aux sessions cette année. Ces dernières traitaient des tendances et défis du monde du diagnostic, et la réponse a été incroyable. Nous avons diffusé certaines de ces sessions depuis le showroom. Notre objectif est de pouvoir l’utiliser pour des événements physiques importants à l’avenir également. » Prendre le temps et saisir l’occasion de tester « Ici, dans le showroom, nous pouvons expérimenter et essayer de nombreuses choses. Nous avons l’opportunité d’acquérir de l’expérience, ce qui n’est pas si facile à faire pour nos clients, car ils travaillent avec une contrainte de temps permanente. Ce sont des avantages considérables », explique Bernhard. «Mais bien entendu, il est également important de sortir et de rencontrer les clients en personne », ajoute-t-il. « C’est la seule façon d’amener notre expérience sur site dans le showroom OCC. » Nous espérons vous accueillir bientôt dans notre showroom, virtuellement ou physiquement. 8
Magazine | Numéro 1 2022 « Les équipes de support OMICRON travailleront toutes dans l’OCC à l’avenir.» Verena Rein, Regional Marketing Communications Manager, OMICRON « Un terrain de jeu pour les fans de réseau électrique. » Friedrich Almer, Project Lead und Application Engineer, OMICRON 9
Pouvez-vous nous en dire plus sur les débuts du protocole Sampled Values ? Fred : Les Sampled Values ont une histoire qui date de plus de 20 ans. Avant 2000, ABB construisait déjà des postes haute tension pour Powerlink Queensland en Australie, avec la technologie propriétaire des Sampled Values. Ces systèmes ont été mis à niveau avec la technologie CEI 61850 il y a une dizaine d’années. Comment OMICRON s’est-elle impliquée dans le développement des Sampled Values ? En 2001, des groupes de travail des comités techniques de la Commission Électrotechnique Internationale (CEI) se sont réunis dans le centre de développement OMICRON qui venait d’ouvrir à Klaus, en Autriche. Les principaux acteurs du secteur ont esquissé les ébauches des normes CEI 61850-9-1 et CEI 61850-9-2 et de la messagerie GOOSE. Nous avons immédiatement saisi l’importance de ces protocoles pour les applications de protection à venir. De plus, comme la plupart de nos clients étaient actifs dans le domaine de la protection à l’époque, nous voulions rester bien au fait de ce sujet. J’ai alors rejoint le groupe afin d’explorer les façons de prendre en charge ces protocoles. Quand les premières implémentations ont-elles eu lieu ? Les premiers prototypes de Sampled Values ont été présentés en 2004 à l’occasion de l’exposition du CIGRE en France, sur le stand de l’UCA International Users Group. Lors de la session 2006 du CIGRE, nous avons démontré l’interopérabilité des Sampled Values avec des produits de quatre fournisseurs, prouvant la faisabilité des systèmes de plusieurs fournisseurs. Nous avons beaucoup appris de ces prototypes et implémentations anticipés. Il en a notamment résulté la sortie en 2008 des fonctions Sampled Values pour les équipements de test CMC. Mais le sujet a été en quelque sorte bloqué, pour quelle raison ? Certains obstacles n’avaient pas encore été surmontés. Par exemple, la méthode de synchronisation horaire choisie en 2003 était fastidieuse et nous n’avions pas trouvé de mécanismes de redondance réseau adaptés. Depuis, la synchronisation horaire via PTP (IEEE 1588) et des architectures redondantes telles que PRP et HSR (CEI 62439-3) ont résolu le problème. Aujourd’hui, tout est en place pour implémenter totalement les postes numériques. Pousser les applications pratiques des Sampled Values encore plus loin Historique de la norme CEI 61850 et derniers développements L’utilisation du protocole Sampled Values CEI 61850 se développe sans cesse, mais de nombreux utilisateurs sont encore réticents. Dans le même temps, les techniciens de protection n’ont pas besoin d’interroger les astres pour savoir qu’ils vont devoir se familiariser davantage avec le sujet. Fred Steinhauser, notre spécialiste des postes numériques et de la norme CEI 61850, a pris part à l’établissement de certains jalons du protocole et il est convaincu que ce thème peut être abordé avec enthousiasme. 10
Magazine | Numéro 1 2022 Comment ces résultats ont-ils été traduits en outils de test pratiques ? Bien que les techniciens de protection aient été les premiers à demander une assistance pendant les tests de protection, les clients eux-mêmes, n’ayant aucune expérience des nouveaux protocoles, n’ont pas été en mesure de nous dire ce dont ils avaient besoin. Nous avons dû anticiper les cas d’utilisation, et nous mettre à la place de nos clients. Résultat : les équipements de test CMC et Test Universe ont été les premiers produits à prendre en charge les Sampled Values. Aujourd’hui, RelaySimTest, notre logiciel de test basé sur le système, fonctionne également avec les Sampled Values. Et le système de mesure DANEO 400 est devenu l’analyseur de communication et de process bus utilisé dans presque tous les postes numériques. Quelles sont les nouveautés des Sampled Values ? En fin de compte, rien n’est totalement nouveau. La grosse nouveauté est que les options de la norme CEI 61850 qui n’étaient pas utilisées sont maintenant appliquées. Les directives d’implémentation « 9-2LE » nous ont donné quelques définitions de base visant à améliorer la simplicité d’utilisation et l’interopérabilité. Ces directives ont uniquement décidé d’utiliser une disposition fixe pour le dataset et défini les champs facultatifs d’utilisation. Nous avons pu largement nous appuyer dessus pour nos récentes implémentations, mais tout le monde n’a pas compris leur valeur. Avec les futures variantes configurables de Test Universe et RelaySimTest, les utilisateurs devront configurer et tester ce qui n’était auparavant qu’implicite. Qu’est-ce qui a motivé ces nouveaux développements ? On peut d’abord citer le potentiel de rationalisation, en rendant les configurations propres aux applications particulières. Ensuite, certains détails supplémentaires devaient être couverts, comme une bonne synchronisation horaire. La norme CEI 61869-9 suggérait d’utiliser des datasets configurables. La définition et l’utilisation pratique des champs facultatifs supplémentaires dans les éditions 2.0 et 2.1 de la norme CEI 61850-9-2 sont un autre changement. Ces nouvelles options sont désormais prises en charge par RelaySimTest 4.00 et Test Universe 4.30 ; les utilisateurs peuvent donc déjà travailler avec. Merci pour cette interview. « Nous avons dû anticiper les cas d’utilisation, et nous mettre à la place de nos clients. » Fred Steinhauser, Digital Substation Evangelist, OMICRON 11
Les tests de décharges partielles (DP) sont un outil très efficace pour les appareils moyenne tension (MT) et haute tension (HT), qui permet d’évaluer l’état de l’isolation et de détecter les défauts critiques qu’ils présentent. Les mesures de DP sur site conventionnelles, telles que celles spécifiées par la norme CEI 60270, sont souvent affectées par l’environnement. Mesure alternative pour les environnements avec fortes interférences Les mesures de DP non conventionnelles effectuées dans la plage des ultra hautes fréquences (UHF) de 100 à 2000MHz constituent une mesure alternative fiable. Ces mesures sont particulièrement utiles pour les tests de DP sur les lignes et les postes sous enveloppe métallique, les transformateurs de puissance isolés à l’huile et les terminaisons de câbles de puissance HT. En effet, de nombreuses sources de bruit, telles que les communications mobiles, les signaux radar et les décharges par effet couronne, émettent principalement dans des plages de fréquences inférieures ou étroites. En comparaison, les mesures effectuées dans la plage UHF donnent lieu à un rapport signal/bruit très élevé. Par conséquent, la sensibilité optimale des mesures de DP est garantie avec peu ou pas d’interférences créées par le bruit externe. Tests fiables de DP UHF avec l’UHF 800 Le système de mesure de DP portable UHF 800 est notre toute dernière solution pour effectuer des mesures de DP UHF hors ligne et en ligne de 100 à 2000MHz sur des lignes et des postes sous enveloppe métallique, des transformateurs de puissance isolés à l’huile et des terminaisons de câbles de puissance haute tension. Les filtres de bande passante ajustables garantissent un rapport signal/bruit optimal pour une analyse fiable, même dans des environnements de test sur site avec fortes interférences. La conception modulaire portable et flexible du système permet un montage rapide et facile pendant les tests de type et de routine dans les laboratoires ou les bancs de test HT, la mise en service et le dépannage sur site. Tests mono ou multicanal Un appareil de mesure UHF 800 est utilisé pour détecter l’activité de DP dans la plage UHF de chaque canal de mesure. Il est possible de connecter en série jusqu’à 12 appareils de mesure via des câbles à fibre optique pour une mesure et une analyse simultanées et multicanal des DP. Chaque appareil de mesure UHF 800 est alimenté par notre batterie externe rechargeable RPB1 pour des heures de tests ininterrompus. Logiciel puissant pour les mesures et l’analyse des DP L’UHF 800 est utilisé avec notre logiciel MPD Suite et comprend les dernières fonctions de mesure et d’analyse des DP qui permettent de gagner du temps. Ces fonctions comprennent l’enregistrement et la relecture des mesures de DP, des profils de test définissables par l’utilisateur et des rapports personnalisés. Utilisation avec ou sans le MPD 800 L’UHF 800 peut être utilisé comme un système autonome de mesure et d’analyse de DP UHF. Il peut également être facilement utilisé avec notre système universel de mesure et d’analyse de DP MPD 800. Cela vous permet de combiner des mesures conventionnelles de DP à l’aide du MPD 800 avec des mesures de DP UHF lorsque l’UHF 800 se trouve dans le même montage de mesure. Les appareils de mesure de DP UHF 800 et MPD 800 (jusqu’à 12 appareils de mesure au total) peuvent être connectés en série via des câbles à fibre optique pour une mesure et une analyse simultanées et multicanal des DP à l’aide du logiciel MPD Suite. MAÎTRISER L’ART DES MESURES DE DÉCHARGES PARTIELLES UHF Notre nouvel appareil UHF 800 vous offre un rapport signal/bruit optimal pour des tests de décharges partielles UHF fiables 12
Magazine | Numéro 1 2022 L’UHF 800 en un coup d’œil › › Mesures de DP UHF très sensibles de 100 à 2000MHz. › › Mesures hors ligne et en ligne, monocanal ou synchrones multicanal. › › Robuste et flexible pour une utilisation dans les laboratoires, les bancs de test et sur site. › › Filtres réglables pour un rapport signal/ bruit optimal dans les environnements avec fortes interférences. › › Prise en charge du « Guide d’application pour la vérification de la sensibilité » du CIGRE (Brochure 654). › › Interface utilisateur configurable pour des tests de DP individualisés et des rapports personnalisés. omicronenergy.com/uhf800 ÉCOUTER LE PODCAST Ce sujet vous intéresse ? Pensez à écouter l’épisode de notre série de podcasts Energy Talks sur les tests de décharges partielles UHF avec notre système UHF 800. Scannez le code QR ou consultez : omicronenergy.com/uhf-pd-testing 13
CPC 100 + CP CU1: Pour protéger les personnes et le matériel Gustav Lundqvist raconte comment son équipe de Kraftdiagnos et lui ont mesuré la tension de contact à proximité de lignes haute tension en réponse à la demande croissante d’énergie électrique en Suède Au cours de l’année passée, le secteur de l’énergie électrique en Suède a multiplié par quatre le rythme de construction des lignes haute tension 130kV et 400kV. Cette mesure était nécessaire car, selon les prévisions, la production et la consommation d’électricité en Suède devraient augmenter de 120% d’ici 2045. Avant qu’une nouvelle ligne HT d’une tension supérieure à 100kV puisse être mise en service, les essais de tension de contact doivent être réalisés sur les parties métalliques des réseaux BT adjacents afin de détecter une défaillance éventuelle du réseau de terre. La ligne haute tension ne peut pas être mise en service si la tension de contact est supérieure à 600V avec une résistance de 3kOhm. Le test est effectué lorsque la ligne HT est construite et raccordée, par exemple lorsqu’un parc éolien est prêt à être mis en service. Cela signifie que tout le temps où la ligne HT n’est pas en service, l’exploitant de réseau et le propriétaire du parc éolien peuvent perdre des milliers d’euros par heure. Le test peut également être effectué sous coupure sur des lignes HT existantes, qui ne peuvent être mises hors service que quelques heures par an pour éviter des perturbations sur le réseau, ce qui signifie que la mesure doit être effectuée rapidement. En même temps, la mesure est très dangereuse. C’est pourquoi très peu de techniciens effectuent ces mesures de tensions de pas et de contact. J’ai investi dans mon premier équipement de test multifonction CPC 100 en 2019 et, au printemps 2020, j’ai fait évoluer mon entreprise avec des appareils OMICRON supplémentaires et embauché dix personnes. En 2021, nous avons testé près de 21 lignes haute tension avec le CPC 100 et le module de couplage multifonction CP CU1. Pendant cette période, mes fonctions ont évolué, passant de l’exécution des mesures à l’enseignement et à la direction de jeunes techniciens sur le terrain. Réalisation d’une mesure Le test est effectué après avoir consigné la ligne haute tension. Nous utilisons un équipement de mise à la terre spécial, appelé JK51, que je fixe à la ligne de puissance à l’aide d’une canne à pêche et de câbles conçus à l’origine pour les tondeuses à gazon. La mesure est unique, nous devons donc concevoir et fabriquer nous-mêmes de nombreux composants, qui doivent être conformes aux règles de sécurité. Lors du test d’une ligne haute tension, les pylônes situés à 1km les uns des autres sont testés. Cela signifie qu’en moyenne, jusqu’à dix pylônes sont soumis à des tests tous les dix kilomètres. Lors du test, nous simulons un défaut à la terre sur le réseau 150kV et mesurons la tension de contact dans le réseau basse tension environnant. Ces dernières années, le courant de court-circuit sur le réseau a augmenté pour atteindre des valeurs de 10 à 39kA, selon l’emplacement du défaut sur le réseau. Cela signifie que des constructions autrefois sûres peuvent désormais présenter un risque électrique ou de tension de contact dangereuse. Pour obtenir un calcul précis de la tension de contact lors de la mesure, il est important de s’assurer que les impulsions de courant de 30Hz et 70Hz produites par le CPC 100 et le CP CU1 sont mesurées 14
Magazine | Numéro 1 2022 dans le pylône testé. Cette mesure est effectuée par le testeur de terre portatif HGT1 et une bobine Rogowski. La mesure des nouvelles lignes HT est une chose, mais il faut aussi effectuer des tests lorsqu’une ligne HT plus ancienne est remplacée. Par exemple, à proximité d’une ligne HT 130kV, nous avons trouvé 40 cas de tensions de contact élevées. Le testeur HGT1 a également détecté des tensions de contact de 7kV dans un jardin d’enfants, en cas de défaut terre sur le réseau. La réalisation de ces mesures comporte de nombreux risques. Lancer un mousqueton sur la mauvaise ligne HT à l’aide d’une canne à pêche fait partie de ces risques. Si un équipement de mise à la terre est appliqué sur une ligne HT sous tension, il en résultera un important arc électrique. Il faut donc vérifier la documentation et les indications sur le pylône. L’induction et l’influence des lignes parallèles constituent un autre risque. Avantages de l’équipement de test Le CPC 100 présente de nombreux avantages par rapport à un système de test de générateur rotatif. Un générateur Membres de l’équipe de Kraftdiagnos effectuant des mesures à l’aide du CPC 100 et du CP CU1. « La mesure doit être effectuée rapidement. En même temps, la mesure est très dangereuse. » Gustav Lundqvist, Founder, Kraftdiagnos Réalisation de mesures dans la nature suédoise. 15
commence souvent à osciller s’il est utilisé sur des lignes HT parallèles, ce qui ne se produit pas avec le CPC 100. Le CP CU1 a un réglage de 10A, ce qui signifie qu’un rapport de 1:2 est utilisé, abaissant la tension induite envoyée au CPC 100. Le CP CU1 est un système étonnant et complet, mais nous avons commencé à construire un transformateur monophasé 1:2 fixe plus lourd de 40kg. Le CPC 100 pouvait alimenter 15A avec le rapport 1:2, ce qui signifie 50% de puissance en plus pour les mesures ! Plus de puissance avec CPC Sync Ce système spécialisé a une isolation de 3000V. À l’avenir, nous souhaitons utiliser la fonction CPC Sync qui permet de synchroniser jusqu’à trois systèmes de test CPC 100. Pour cette application, nous utiliserons CPC Sync avec seulement deux appareils CPC 100 et un transformateur 1:6, ce qui nous permettra de faire notre travail et de gérer une induction allant jusqu’à 3000V. Un appareil CPC 100 peut être utilisé sur chaque phase. Le premier appareil CPC 100 produit une impulsion pendant quatre secondes, après deux secondes nous démarrons le CPC 100 suivant, qui produit une impulsion pendant quatre secondes. Les deux appareils CPC 100 peuvent être réglés avec le même temps de repos, par exemple 24 secondes. Les deux systèmes fonctionnent ensemble sans perturbation mutuelle. Gain de temps et diminution des coûts Cette configuration nous offre un grand avantage, dans la mesure où une ligne haute tension peut être testée en un tiers du temps, par rapport à l’utilisation d’un seul système CPC 100. Cela permet à l’exploitant du réseau, qui souhaite minimiser les coupures coûteuses, d’économiser beaucoup d’argent. Kraftdiagnos est une société de service qui effectue des mesures de diagnostic sur des équipements moyenne et haute tension pour les compagnies d’électricité dans toute la Suède. kraftdiagnos.se Pensez à écouter l’épisode 21 de notre série de podcasts Energy Talks sur les tests d’induction sur les lignes de puissance avec Gustav Lundqvist. Scannez le code QR ou consultez : omicronenergy.com/power-line-testing ÉCOUTER LE PODCAST Ce sujet vous intéresse ? Le saviez-vous ? Gustav Lundqvist a créé Kraftdiagnos en 2019 en se rendant dans des endroits reculés de Suède, le plus souvent à pied, tout en transportant son équipement de mesure dans un sac à dos. Accompagné de son chien, Nisse, Gustav effectuait principalement des mesures de réseaux de terre à l’aide de nos systèmes CPC 100 et COMPANO 100. Depuis, il a développé son entreprise et enrichi les types de mesures effectuées pour les clients. Prenez le temps d’écouter l’épisode 3 de notre série de podcasts Energy Talks, dans lequel Gustav Lundqvist décrit ses aventures de mesure à pied dans des endroits reculés de Suède et explique pourquoi il pense qu’OMICRON n’est pas une entreprise mais un style de vie. 16
Magazine | Numéro 1 2022 AdamWójcik est ingénieur en électricité chez Polskie Sieci Elektroenergetyczne, un opérateur de réseau de transport polonais. Il a commencé à utiliser RelaySimTest il y a deux ans et nous fait part de son expérience. AdamWójcik : Mon travail quotidien consiste à tester les systèmes de protection et de contrôle commande. RelaySimTest s’est nettement amélioré au fil du temps et il rend mon travail plus efficace et agréable. Le développement constant des systèmes de protection rend leur test classique plus problématique. C’est principalement le cas avec le réenclenchement automatique. Lorsqu’ils sont testés avec des signaux de test en régime permanent, certains algorithmes de relais de protection affichent des erreurs opérationnelles ou en manquent certaines. La préparation d’un tel test prend beaucoup de temps. Un autre problème est la simulation de 2nde et 5e harmoniques réalistes dans les systèmes de protection des transformateurs. C’est là que RelaySimTest entre en jeu, en simplifiant énormément ces problèmes. Comme RelaySimTest peut simuler de manière réaliste les courts-circuits, il élimine ce type de problèmes. Un aspect fondamental de l’outil logiciel est son fonctionnement, intuitif et direct. La configuration d’un test pour un simple circuit prend environ 15 minutes. De nombreux scénarios automatisés peuvent être simulés pour une seule configuration, ce qui se révèle très utile. Au besoin, les scénarios peuvent être reconfigurés rapidement. En résumé, RelaySimTest a largement accéléré mon flux de travail. RelaySimTest simplifie les points de test de protection essentiels Ce qui compte vraiment sur site Adam Wójcik, Electrical Engineer, Polskie Sieci Elektroenergetyczne 17
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Magazine | Numéro 1 2022 DÉCOUVREZ l’ESPACE CLIENT ! RESTEZ INFORMÉS Retrouvez les dernières mises à jour de logiciels, et les nouveautés produits dans l’Espace Client VERS DE NOUVEAUX HORIZONS Consultez notre riche base de données, regroupant plus de 4 300 documents et découvrez les dernières publications relatives aux applications. ÉTABLISSEZ VOS PRIORITÉS Personnalisez votre tableau de bord en fonction des informations qui vous sont les plus importantes. FAITRE VOTRE CHOIX Abonnez-vous aux newsletters pertinentes pour vous et actualisez vous-mêmes vos informations personnelles. 19
Le changeur de prise en charge (CPeC) d’un transformateur de puissance joue un rôle essentiel dans le maintien d’un niveau de tension stable au sein du réseau électrique. Le CPeC est un commutateur mécanique qui régule la tension du système en ajustant le rapport de transformation du transformateur. En raison des contraintes thermiques et mécaniques générées par la commutation du courant de charge, divers composants du CPeC, comme les contacts, peuvent subir une usure au cours de leur durée de vie. Afin d’évaluer de manière fiable l’état du CPeC, des outils de diagnostic de plus en plus avancés ont été développés. En général, une mesure de la résistance statique est effectuée pour vérifier l’augmentation des résistances de contact. En outre, une mesure de la résistance dynamique (DRM) enregistre la variation du courant pendant l’opération de commutation pour analyser le temps de fonctionnement du CPeC et vérifier les éventuelles interruptions de courant. En plus de ces évaluations électriques des caractéristiques de commutation, une analyse mécanique du fonctionnement du CPeC peut être effectuée. Le nouvel accessoire VAM1 du TESTRANO 600 mesure les vibrations produites pendant l’opération de commutation grâce à des capteurs d’accélération montés temporairement sur la cuve du transformateur. La mesure vibro-acoustique permet d’effectuer des mesures sur un transformateur sous tension afin de fournir des informations utiles sur l’état du CPeC sans avoir à effectuer de coupures. En enregistrant un tracé détaillé des vibrations et en le comparant à des données de référence telles qu’une empreinte, il est possible de détecter et de suivre les changements dans l’intégrité mécanique du CPeC. Étant donné que la mesure vibro-acoustique peut être réalisée sans interruption de service, il peut être intégré aux inspections de routine, c’est-à-dire entre TESTRANO 600 – NOUVEAUTÉS Écoutez ce que votre changeur de prise en charge a à dire 20
Magazine | Numéro 1 2022 les intervalles de maintenance planifiés. Ces tests réguliers fourniront des informations sur l’état actuel du CPeC qui s’avéreront très utiles pour la hiérarchisation de la maintenance. De plus, lorsqu’elle est effectuée sur un transformateur hors tension, la méthode de mesure vibroacoustique permet d’enregistrer simultanément des traces de mesure de la résistance dynamique. La combinaison des méthodes de mesure vibroacoustique et de mesure de la résistance dynamique permet d’obtenir des informations supplémentaires sur la séquence de commutation. Ces deux mesures sur un CPeC représentent des séquences temporelles mécaniques et électriques, respectivement, et permettent une évaluation combinée basée sur des données complémentaires. L’utilisation de la mesure vibro-acoustique permet de tenir compte de tous les composants du CPeC qui produisent suffisamment de vibrations pour l’évaluation globale, du démarrage à l’arrêt du moteur. D’autre part, chaque opération qui provoque un changement de courant se reflète dans la mesure de la résistance dynamique. En combinant les deux approches, les angles morts de chaque méthode sont compensés, et une évaluation approfondie de l’opération de commutation globale du CPeC est réalisée. ÉCOUTER LE PODCAST Ce sujet vous intéresse ? Écoutez notre podcast avec l’expert VAM de Maschinenfabrik Reinhausen pour en savoir plus sur la mesure et ses avantages. Scannez le code QR ou consultez : omicronenergy.com/ vibro-acoustic-measurements 21
PG&E MET EN PLACE DES RÉENCLENCHEURS POUR LIMITER LES RISQUES LIÉS AU FEUX DE FORÊT Il ne s’agit pas seulement d’investir dans des équipements. Il s’agit également d’investir dans la formation. 22
Magazine | Numéro 1 2022 Justin Henson est technicien en charge de la maintenance des lignes de distribution (TLD) spécialisé et travaille depuis 20 ans chez Pacific Gas & Electric (PG&E). Il nous explique comment PG&E a investi dans des équipements et formé ses employés pour lutter contre les risques de feux de forêt. Il nous parle également de son travail et de ses responsabilités en tant que spécialiste TLD. PG&E est une compagnie d’électricité fondée à San Francisco il y a plus de 100 ans. Constituée en Californie en 1905, c’est aujourd’hui l’une des plus grandes compagnies de gaz naturel et d’électricité des États-Unis. PG&E est responsable du transport et de la distribution d’énergie pour près de 15 millions de personnes sur une superficie de 181300km² au nord et au centre de la Californie. La société dispose de plus de 227300km de lignes électriques qui desservent environ 5,3 millions de clients, de la petite maison dans la prairie la plus éloignée à certaines des entreprises technologiques les plus importantes. Pourriez-vous nous en dire plus sur les responsabilités d’un TLD et votre rôle à ce poste de spécialiste ? Justin Henson : Un TLD est responsable de la maintenance de tous les équipements de contrôle de ligne (ECL) sur poteau, ou en armoire, et des équipements liés aux lignes aériennes, tels que les réenclencheurs de ligne (RL), les sectionneurs, les interrupteurs, les condensateurs et les régulateurs (un RL est composé d’un disjoncteur et du relais de contrôle associé). C’est ce que j’appelle les « Fab 5 ». Mon rôle, en tant que TLD spécialisé consiste à gérer l’ensemble de la formation, des procédures, des tests et de la gestion du travail technique pour les TLD en matière d’ECL. L’une des fonctions dont je suis le plus fier est la création de plans de test de pré-mise en service pour les équipements de distribution, de protection et d’automatisation des ECL pour PG&E. En fin de compte, si nous voulons que le réseau de distribution soit sûr, fiable et efficace, ces plans de test ne sont pas seulement le moyen d’atteindre cet objectif, mais dans certains cas, ils constituent notre dernière ligne de défense. Pouvez-vous nous en dire plus sur l’implémentation des réenclencheurs de ligne de PG&E ? Nous avons une longue expérience dans l’installation de tous types d’ECL électrique dans notre réseau de distribution. À ce jour, notre système compte près de 10 500 RL. Certaines de nos premières installations datent du milieu des années 1960 ; à cette époque, nous n’en réalisions que quelques-unes chaque année. Aujourd’hui, nous effectuons près de 500 nouvelles installations chaque année. Ces équipements sont installés pour diverses applications, comme les extensions de réseau, les programmes de maintenance et de mise à niveau, les centrales de co-génération, et bien sûr, nos projets dédiés à la prévention des risques de feux de forêt. PG&E a fait la une il y a quelques années pendant les feux de forêt qui ont ravagé la Californie. Comment le déploiement de RL de PG&E va-t-il aider à réduire les feux de forêt à l’avenir ? Excellente question, c’est un point qui nous passionne au plus haut point. « Depuis 2017, et l’apparition des feux de forêt les plus destructeurs qu’a connus la Californie, PG&E s’est engagé envers ses clients et la California Public Utilities Commission à tout faire pour se protéger des feux de forêt. » Justin Henson, Distribution Line Technician (DLT) Specialist, Pacific Gas & Electric (PG&E) pge.com 23
Depuis 2017, et l’apparition des feux de forêt les plus destructeurs qu’a connus la Californie, PG&E s’est engagé envers ses clients et la California Public Utilities Commission à tout faire pour se protéger des feux de forêt. Cet engagement a notamment consisté à la mise en place accélérée de centaines de réenclencheurs supplémentaires pilotés par le SCADA chaque année pour notre PSPS (Coupure du réseau pour la sécurité publique). Chez PG&E, nos RL sont des appareils multifonctions qui peuvent assurer les fonctions de réenclenchement, de séparation et de commutation des circuits. Cette polyvalence nous permet d’affiner, de protéger et de coordonner notre réseau. Depuis 2018, le programme de coupure du réseau pour la sécurité publique a contribué à l’installation de près de 1 000 appareils supplémentaires. Avec les 1 300 stations météo installées par PG&E depuis cette date, nous pouvons désormais surveiller et prévoir les menaces météorologiques sévères qui conduisent à nos décisions opérationnelles telles que la coupure de « En tant que techniciens, nous considérons essentiel de tester le fichier réel plutôt qu’un modèle générique qui ne valide que le relais du RL. De cette façon, vous vérifiez l’application des paramètres du relais numérique spécifiques au site. » 24
Magazine | Numéro 1 2022 tronçon de réseau avant qu’un désastre ne se produise. Plus le réseau compte de réenclencheurs SCADA et autres appareils de sectionnement, moins les zones impactées par une coupure sont importantes. Il semble que PG&E accorde beaucoup d’importance à la sécurité des clients et la fiabilité. Comment vous assurez-vous que vos équipements fonctionnent correctement ? Peu après la formation du groupe de TLD, j’ai travaillé avec notre équipe de normalisation pour créer une méthode de travail formelle relative à l’installation de nouveaux ECL. Nous l’avons divisée en trois procédures : pré-mise en service, mise en service et gestion des données. La pré-mise en service des réenclencheurs de ligne implique l’exécution de tous les tests de diagnostic et fonctionnels sur le RL. Plus important, un test détaillé valide le fonctionnement du relais du RL avec le fichier de paramètres utilisé sur site. En tant que techniciens, nous considérons essentiel de tester le fichier réel plutôt qu’un modèle générique qui ne valide que le relais du RL. De cette façon, vous vérifiez l’application des paramètres du relais numérique spécifiques au site. Après tout, nous sommes humains et même les techniciens et ingénieurs ne sont pas parfaits. Les erreurs imputables aux performances humaines expliquent les échecs des tests ARCO. Après l’installation du réenclencheur sur site, en position de test, le TLD peut valider tous les points d’interface SCADA pendant la procédure de mise en service. Une fois terminée, le TLD met le réenclencheur de ligne en service. La gestion des données est la troisième procédure du processus d’ECL. En cas de besoin, un TLD se rend sur le site pour programmer, inspecter et tester si nécessaire le réenclencheur. Comme des coupures et d’autres événements se produisent sur le réseau, il est important de récupérer les rapports d’événement du RL. Dans certains cas, le relais est testé en reproduisant les conditions de l’événement afin de confirmer les comportements attendus du relais. La conception « plug-and-play » de l’ARCO 400 permet aux TLD de réaliser facilement des tests de type atelier à 9m de hauteur avec des camions équipés de nacelle. La polyvalence du produit permet aux utilisateurs de recréer rapidement des événements pour s’assurer que le relais est adapté au service. Ce qui n’était au départ qu’un outil d’atelier pour la pré-mise en service est rapidement devenu notre outil de prédilection pour une utilisation sur le terrain. Comment pouvez-vous améliorer la fiabilité du réseau de distribution ? Tout d’abord, croyez-moi, je suis un simple père de famille vivant dans sa ville natale qui veut que les lumières soient allumées dans le salon, que le repas cuise dans la cuisine et que la climatisation fonctionne pendant les chaudes journées d’été. Mais, parallèlement, je sais aussi que ces choses, aussi essentielles soient-elles, ne sont pas toujours garanties dans notre environnement actuel. Je parle comme quelqu’un qui a vécu en première ligne la destruction des forêts en Californie à cause des incendies. Aucune lumière, aucun steak sur le feu ou aucun courant d’air frais de climatiseur ne vaut une seule vie qui aurait pu être sauvée en évitant cette seule étincelle de feu de forêt. Écoutez maintenant Justin, le spécialiste TLD. Chez PG&E, nous appliquons une politique de tolérance zéro pour les étincelles provenant d’installation électriques défectueuses pouvant déclencher des feux de forêt. C’est une chose que nous prenons très au sérieux. Cependant, ce qui est très important pour la sécurité et l’exploitation de notre réseau, c’est la fiabilité de la commutation automatique et l’isolement d’un tronçon en cas de défaut. Plus notre réseau est équipé de réenclencheurs et d’équipement de commutation et de séparation de tronçon en défaut, plus nous sommes capables de garder les lumières allumées chez nos clients. Et quand il devient nécessaire de les éteindre, ce sera le plus sûrement, le plus rapidement et avec le temps de restauration le plus court possible. Investir dans des technologies intelligentes, et disposer d’outils tels que l’ARCO 400 pour les valider, est ce qui nous permettra d’y arriver ! Merci pour cette discussion. 25
« L’ingénierie a commencé à m’intéresser à partir du moment où je me suis aperçue que la saga dont j’étais absolument fan, Star Wars, prédisait l’avenir. Ce futur imaginé est le présent dans lequel nous vivons aujourd’hui. Ensuite, j’ai suivi des cours de sciences dans lesquels j’excellais. J’ai alors fait des études en génie électrique et électronique pour réaliser mon rêve. Également animée par une passion pour le développement des communautés, j’aspirais à combler les inégalités existantes. Je travaille actuellement avec l’organisation IEEE Smart Village pour permettre aux communautés éloignées du réseau électrique d’accéder à une énergie propre et à l’éducation et de développer des entreprises. Ce qui me passionne dans mon travail quotidien, c’est de voir des vies transformées grâce à des solutions électriques innovantes visant à éliminer la pauvreté énergétique. Grâce à des usages productifs de l’électricité, des villages locaux peuvent tirer parti des possibilités d’entrepreneuriat et créer de la valeur en utilisant des ressources existantes abondantes. Je soutiens l’ODD 7 qui garantit un accès universel à des services énergétiques fiables et modernes, à un coût abordable et inclut les voix des femmes dans les chaînes de valeur des énergies. » « Quand j’avais 14 ou 15 ans, j’aimais les matières comme les maths et les sciences. Je n’ai pas eu autour de moi d’hommes ou de femmes ingénieurs qui auraient été des modèles pour moi, mais l’un de mes professeurs m’a expliqué que l’ingénierie est une manière d’utiliser les principes mathématiques et scientifiques pour construire des choses comme des infrastructures ou des machines. J’ai trouvé ça fascinant et j’ai commencé des études pour devenir ingénieure. Je suis restée curieuse de comprendre comment les appareils fonctionnent et pourquoi ils tombent en panne. Cet intérêt m’a amenée à découvrir les produits OMICRON et me voici aujourd’hui à consacrer une grande partie de mon travail quotidien à aider les clients à les utiliser. Mes tâches principales consistent à offrir une assistance aux clients qui utilisent les produits OMICRON : les former lorsqu’ils utilisent de nouveaux équipements, répondre à leurs questions lorsqu’ils réalisent de nouveaux tests et déterminer si oui ou non un appareil a besoin d’être réparé en cas de problème. Une fois que les clients sont familiarisés avec nos équipements de test, je vois que c’est grâce à ce qu’ils ont appris que le réseau électrique fonctionne de manière fiable, et c’est pour moi la plus grande source de satisfaction. » Ana García, Technical Support, OMICRON Mercy Chelangat K, Business and Fund Development Director, IEEE Smart Village Points de vue Comment êtes-vous devenue ingénieure et qu’est-ce qui vous passionne dans votre travail quotidien ? Magazine | Numéro 1 2022 26
100 ans d’expérience en tests de disjoncteurs Qirion, aux Pays-Bas – un utilisateur intensif du CIBANO 500 En 2021, OMICRON a vendu son 1 000e CIBANO 500 au monde. Pour comprendre pourquoi les clients apprécient cet équipement de test de disjoncteur de nouvelle génération, nous nous sommes entretenus avec un prestataire de service fort d’un siècle d’expérience en tests de disjoncteurs. Mick Huisert, ingénieur produit et Rick Tiemessen, ingénieur produit et de maintenance chez Qirion, ont répondu aux questions de Stefan Achberger, ingénieur applications pour les tests de disjoncteurs chez OMICRON en Europe centrale. Merci d’avoir accepté cet entretien avec moi. Pouvez-vous vous présenter rapidement ? Mick Huisert : Je suis ingénieur produit dans la division Disjoncteurs de Qirion, et plus particulièrement spécialisé sur les équipements de postes ouverts. Mon travail inclut des révisions complètes de disjoncteurs 50 kV et 150 kV dans notre division de Duiven. Rick Tiemessen : Je suis également dans la division Disjoncteurs de Qirion, où je travaille en tant qu’ingénieur produit et de maintenance. Je suis spécialisé dans tableaux moyenne tension de 6 kV à 27,5 kV et je traite des questions de maintenance générales pour les clients Qirion. Comment Qirion est-il devenu expert en disjoncteurs aux Pays-Bas ? Mick : Qirion et nos prédécesseurs gèrent le réseau électrique depuis près de 100 ans. Notre équipe d’experts a emmagasiné un grand nombre de connaissances au sujet de tous types de disjoncteurs. Nos principaux clients sont deux grands exploitants de réseau, Liander et TenneT, mais nous réalisons également la mise en service et la maintenance d’autres centrales électriques, exploitants de réseau ferroviaire et installations offshore. Nous effectuons par conséquent la maintenance de tous types de disjoncteurs de différents fabricants, types et âges. Quelle est, selon vous, l’importance des tests des disjoncteurs pour assurer la fiabilité d’un réseau électrique ? Rick : Les disjoncteurs sont l’un des appareils les plus importants du réseau car ils peuvent couper les courts- circuits. Ils sont conçus et utilisés pour prévenir les catastrophes et la
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