Un WTI et un capteur à fibre optique indiquent tous deux la température des enroulements, mais différemment. Le premier l’estime à partir d’autres mesures ; le second mesure un point physique. Le choix dépend de l’objectif, de la conception et du caractère neuf ou existant du projet.
- Le WTI estime normalement les enroulements à partir de l’huile et d’une compensation liée à la charge.
- Les capteurs optiques mesurent directement à l’emplacement physique de la sonde.
- Le WTI ne nécessite normalement aucun capteur intégré à l’intérieur de l’enroulement.
- Les sondes optiques sont généralement installées à des positions choisies pendant la fabrication.
- Le WTI convient aux fonctions classiques d’indication de température d’enroulement, d’alarme et de contrôle.
- La fibre optique est particulièrement utile pour la mesure directe de points chauds et l’isolation électrique.
Guide de surveillance thermique des enroulements de transformateurs
- WTI et capteur de température à fibre optique
- Fonctionnement d’un indicateur de température d’enroulement
- Fonctionnement de la mesure à fibre optique des enroulements
- Température directe et estimée des enroulements
- Surveillance des points chauds des transformateurs
- Transformateur neuf et adaptation de l’existant
- Guide de choix de surveillance thermique des transformateurs
- Nombre de voies des capteurs optiques
- Intégration PLC / SCADA
- Surveillance thermique optique INNO des transformateurs
- Questions sur la température des enroulements de transformateur
WTI et capteur à fibre optique : différences clés
| Comparaison | Indicateur de température des enroulements de transformateur | Capteur de température à fibre optique |
|---|---|---|
| Méthode de mesure | Température estimée / simulée des enroulements | Mesure ponctuelle directe de température |
| Entrée principale | Température d’huile + Compensation liée à la charge | Réponse optique d’une sonde intégrée |
| Sonde dans l’enroulement | Généralement non | Oui, pour la mesure directe des enroulements |
| Mesure du point chaud | Estimée | Directe à la position choisie de la sonde |
| Signal électrique au point mesuré | Architecture classique de mesure électrique | Chaîne de mesure optique |
| Forte résistance aux EMI | Selon le système et le câblage | Forte résistance aux perturbations le long de la chaîne optique |
| Étape d’installation | Adapté aux architectures classiques de surveillance et de modernisation | À prévoir de préférence en fabrication pour la mesure intégrée des enroulements |
| Mesure multipoint | Normalement différent de la mesure directe multipoint des enroulements | Plusieurs sondes peuvent surveiller plusieurs positions physiques |
| PLC / SCADA | Disponible via l’appareil de surveillance selon la configuration | Disponible par l’instrument, selon la configuration |
La différence principale dépasse la précision : elle oppose estimation d’enroulement et mesure directe d’un point physique.
Comment fonctionne un indicateur de température d’enroulement ?
Un WTI classique combine température d’huile et compensation thermique liée au courant pour simuler les enroulements. Selon sa conception, cela peut comprendre :
- Température d’huile du transformateur
- Entrée de courant de charge ou signal d’un transformateur de courant
- Élément chauffant ou compensation thermique électronique
- Relation thermique configurée pour le transformateur
Un WTI classique ne place normalement pas de capteur sur le conducteur d’enroulement. Il fournit une estimation, et non un relevé effectué sur le conducteur.
Le WTI reste courant car il fournit une indication pratique sans intégrer de capteurs dans l’enroulement. Selon le modèle, il peut assurer l’indication locale, des contacts d’alarme ou de déclenchement, la commande du refroidissement et l’intégration à une supervision.
Comment fonctionne un capteur optique de température d’enroulement ?
La chaîne comporte quatre éléments :
Sonde à fibre optique → fibre optique → instrument de température → données de température
La sonde installée à une position choisie mesure directement ce point. La fibre transmet uniquement des signaux optiques, et l’instrument convertit la réponse en données thermiques. INNO utilise la mesure ponctuelle de température à fibre optique par fluorescence à cette fin.
Pour les enroulements, les avantages pratiques sont :
- Mesure directe au point choisi
- Isolation électrique
- Forte résistance aux perturbations électromagnétiques sur la chaîne de mesure optique
- Adaptation aux environnements haute tension des enroulements
- Surveillance de plusieurs positions d’enroulement
Température des enroulements : mesure directe ou estimation
L’estimation répond à « quelle est la température probable des enroulements selon les autres conditions mesurées ? ». La mesure directe répond à « quelle est la température réelle à ce point équipé ? »
| Question | WTI | Capteur à fibre optique |
|---|---|---|
| Mesure-t-il directement le conducteur d’enroulement ? | Non, valeur normalement estimée | Oui, au point où la sonde est installée |
| Nécessite-t-il des sondes intégrées ? | Non | Oui, pour mesurer directement l’intérieur des enroulements |
| Peut-il afficher indépendamment plusieurs positions d’enroulement ? | Pas sous forme de mesures ponctuelles directes intégrées | Oui, avec plusieurs sondes |
| Connaît-elle automatiquement le véritable point chaud ? | Non | Non |
La dernière ligne compte : une sonde mesure son emplacement. Elle ne recherche pas le maximum dans l’enroulement, mais mesure les positions choisies comme points chauds possibles.
WTI et capteur à fibre optique pour surveiller les points chauds des transformateurs
Lorsque la température physique directe du point chaud est requise, les sondes intégrées apportent une information qu’un WTI classique ne mesure pas directement. Cette valeur dépend du bon placement, déterminé par :
- Conception des enroulements du transformateur
- Zones de points chauds prévues
- Calcul thermique
- Conception du refroidissement
- Expérience du fabricant
Le WTI reste utile pour l’estimation thermique et les architectures classiques de commande et protection. Certains systèmes associent les méthodes. Pour les causes et positions des points chauds, consultez le guide sur leur origine et leur surveillance.
WTI ou fibre optique pour les transformateurs neufs et les modernisations ?
Projets de transformateurs neufs
Pendant la fabrication, les sondes peuvent être intégrées à certaines positions avant la fin de l’assemblage. Cela convient aux :
- Transformateurs de puissance neufs
- Transformateurs élévateurs de groupe (GSU)
- Transformateurs de forte valeur
- Transformateurs nécessitant un suivi direct des points chauds d’enroulement
- Projets exigeant une mesure directe multipoint
Tous les transformateurs neufs ne nécessitent pas de fibre optique intégrée : cela relève du cahier des charges.
Adaptation de transformateurs existants
Ajouter des sondes aux points internes après construction est généralement bien plus difficile. Sur les appareils existants, WTI, capteur d’huile en partie haute, suivi externe ou modèle thermique restent souvent les options pratiques, selon la conception.
Si des sondes optiques sont déjà intégrées, l’instrument ou l’intégration externe peuvent être modernisés après vérification des compatibilités de sondes, connecteurs et interfaces.
Choisir entre WTI et capteur de température optique
| Exigence du projet | Option la plus pertinente |
|---|---|
| Indication de base de température d’enroulement | WTI |
| Modernisation d’un transformateur existant | WTI / Surveillance thermique souvent plus pratiques |
| Température directe à des points d’enroulement choisis | Capteur à fibre optique |
| Mesure directe d’un emplacement candidat de point chaud | Capteur à fibre optique |
| Plusieurs points internes d’enroulement | Surveillance multivoies à fibre optique |
| Point haute tension / à fortes EMI | Capteur à fibre optique |
| Commande du refroidissement / indication traditionnelle | Le WTI peut convenir |
| Besoin de données thermiques estimées et directes | WTI + surveillance optique |
Le choix final suit la conception et l’objectif, pas un classement fixe.
Combien de capteurs optiques faut-il pour surveiller les enroulements d’un transformateur ?
Une sonde ponctuelle correspond normalement à une voie active. Le nombre de sondes dépend des phases, des enroulements, des candidats de points chauds choisis et de l’objectif.
Les configurations INNO courantes pour transformateurs à huile comprennent 6 / 8 / 9 / 12 / 16 voies. Ce sont des solutions pratiques, pas des normes obligatoires. Le guide sur le nombre de voies nécessaires détaille leur planification.
WTI et surveillance optique peuvent-ils se raccorder à un PLC ou un SCADA ?
Pour un WTI, cela dépend des sorties de l’appareil choisi. Pour la fibre optique, la communication passe par l’instrument, jamais directement par la sonde.
Interfaces système possibles :
- RS485 avec un protocole pris en charge, tel que Modbus RTU
- 4-20 mA
- Relais d’alarme
- Ethernet / TCP/IP
- CAN lorsque disponible
Les interfaces dépendent du modèle et de la configuration. Tous les modèles ne proposent pas toutes les sorties.
Surveillance optique INNO de température des enroulements de transformateur
INNO fournit des capteurs ponctuels à fibre optique par fluorescence et des instruments multivoies pour mesurer les enroulements et des points chauds choisis des transformateurs.
- Sondes ponctuelles optiques pour positions choisies des enroulements
- Chaîne optique électriquement isolée
- Configurations de surveillance multivoie
- Options de sondes et longueurs de fibre sur mesure
- Intégration PLC / SCADA par des instruments compatibles
- Accompagnement OEM / ODM des fabricants de transformateurs
Les repères courants des sondes ponctuelles INNO comprennent une plage d’environ -40 à 260 °C, une précision d’environ ±0.5 à ±1 °C, une réponse inférieure à 1 s et une fibre d’environ 0-20 m, selon la sonde, l’instrument et le projet.
Quelles informations fournir pour choisir la surveillance thermique d’un transformateur ?
- Type de transformateur
- Immergé dans l’huile ou sec
- Transformateur neuf ou modernisation
- Nombre de phases
- Nombre d’enroulements
- Emplacements de mesure prévus
- Nombre de points de mesure directe
- Voies nécessaires
- Cheminement / longueur requise de fibre
- Besoin WTI
- Besoin PLC / SCADA
- Exigences d’alarme