La surveillance thermique des centres de données évoque généralement les capteurs ambiants, les mesures à l’entrée des baies et les tableaux de bord des installations de refroidissement. Ces mesures décrivent l’air autour des équipements, sans indiquer leur température interne.
L’infrastructure électrique critique produit sa propre chaleur. Les transformateurs, l’appareillage électrique et les connexions de jeux de barres des centres de données sont parcourus par des courants soutenus. Tous comportent des points sensibles à la température, comme les couches d’enroulement et les assemblages boulonnés, que les capteurs d’air ambiant ne peuvent représenter. Un capteur de température placé dans une allée ne montre pas ce qui se passe dans l’enceinte d’un transformateur ou au niveau d’une connexion en charge.
Cet article traite des mesures réalisées sur les équipements. Il laisse de côté l’humidité, la régulation CVC et la surveillance d’ambiance au niveau des baies. Il porte sur la mesure de points définis dans les transformateurs et autres équipements électriques, là où la fibre optique par fluorescence présente un intérêt et où les capteurs classiques restent adaptés dans de nombreux cas.
Deux niveaux distincts de surveillance thermique dans les centres de données
Les recherches sur la surveillance thermique des centres de données renvoient surtout vers des produits de suivi d’ambiance, utiles dans leur domaine. Avant de choisir le matériel, il faut distinguer deux niveaux qui répondent à des questions différentes avec des capteurs différents.
Surveillance de l’environnement à l’échelle du site
La surveillance à l’échelle du site suit la température ambiante, les conditions à l’entrée et à la sortie des baies, les flux d’air et les performances CVC. À ce niveau, les capteurs de température sont répartis dans les salles informatiques et les installations de refroidissement afin de maintenir les conditions d’air dans la plage nécessaire aux équipements informatiques.
INNO ne fournit pas ces produits, qui sortent de son périmètre principal. Pour découvrir les types de capteurs utilisés dans une installation, consultez l’article d’INNO sur capteurs de température pour centres de données.
Surveillance thermique des équipements électriques
La surveillance des équipements électriques vise les transformateurs, enroulements, cellules électriques, connexions des jeux de barres et certains composants haute tension. Leur chaleur provient du courant de charge, des pertes et des résistances de contact, plutôt que des conditions du local. L’air ambiant peut rester dans sa plage normale alors qu’une couche d’enroulement ou un assemblage boulonné est plus chaud : la température ambiante ne peut donc pas remplacer celle de l’équipement.
Un système de surveillance thermique de centre de données consacré à ce niveau place les capteurs à des points définis sur les équipements et les lit au moyen d’un instrument de mesure. Cette surveillance complète celle de l’environnement : les capteurs d’ambiance décrivent l’état de l’air, tandis que les capteurs d’équipement décrivent celui du matériel électrique. Cette même logique de points de mesure s’applique plus largement à la la surveillance thermique industrielle.
Pourquoi surveiller la température des transformateurs dans l’alimentation des centres de données ?
Les transformateurs des centres de données se situent entre l’alimentation entrante et la distribution qui dessert les charges informatiques et de refroidissement. Les transformateurs du poste électrique assurent le premier changement de tension dans le site ; les unités de tension inférieure alimentant les salles ou les blocs électriques se trouvent plus en aval. À ces deux niveaux, leur fonctionnement exige que les températures des enroulements et des connexions respectent les limites prévues par leur conception.
Les charges des centres de données peuvent être continues et élevées, maintenant les transformateurs sous un courant soutenu pendant de longues périodes. La température interne des enroulements peut différer fortement de la température ambiante, et les échauffements localisés peuvent échapper aux mesures externes. Les mesures sur l’enceinte et les surfaces reflètent la chaleur qui atteint l’extérieur ; elles peuvent donc réagir avec retard ou sous-estimer la température à un point intégré dans l’enroulement.
La surveillance au niveau des équipements facilite les décisions de maintenance et d’exploitation en fournissant aux ingénieurs des températures à comparer à la charge, à celles d’autres unités et au comportement antérieur. Les données de température ne préviennent pas les défauts à elles seules et ne garantissent pas la durée de vie. Elles constituent des éléments factuels pour orienter les inspections et les décisions d’exploitation.
Pour chaque transformateur d’un centre de données, les températures admissibles découlent de la conception du fabricant et des exigences du projet, et non d’une valeur générale. La surveillance associe donc souvent l’instrumentation déjà présente à des mesures directes aux points où des informations supplémentaires sont nécessaires. Les détails d’application figurent sur la page INNO consacrée à la surveillance thermique des transformateurs .
Causes de surchauffe des transformateurs secs dans les centres de données
Les causes de surchauffe des transformateurs secs dans les centres de données se répartissent en trois groupes : charge électrique, refroidissement et environnement, échauffement local des connexions. Plusieurs peuvent agir simultanément, et aucune cause unique n’explique toutes les élévations de température.
Causes liées à la charge et aux conditions électriques
Une charge soutenue élève progressivement la température des enroulements, et les profils de charge continus des centres de données maintiennent cet échauffement pendant de longues périodes. Des pertes supplémentaires dues aux harmoniques peuvent intervenir lorsque des charges non linéaires produisent des courants harmoniques dans le réseau électrique. Leur importance dépend de la composition des charges et de la conception du transformateur. Un déséquilibre entre phases ou des différences de construction entre enroulements peuvent aussi provoquer un échauffement inégal.
Causes liées au refroidissement et à l’environnement
Un débit d’air de refroidissement insuffisant réduit l’évacuation de chaleur des enroulements et du noyau. Les passages de ventilation obstrués, le dégagement insuffisant autour de l’appareil et la mauvaise ventilation du local relèvent de cette catégorie. Les défauts de ventilateurs ou de refroidissement par air forcé comptent lorsque ces équipements sont présents. La poussière, la contamination ou la dégradation des surfaces et conduits de refroidissement peuvent réduire la dissipation thermique avec le temps ; un environnement inadapté, notamment une température ambiante élevée, accroît la charge thermique. Les conditions anormales d’exploitation hors du cadre de conception doivent également être prises en compte.
Échauffement local des connexions
La résistance locale d’une connexion produit de la chaleur au raccordement plutôt que dans l’enroulement. Des bornes ou des connexions de jeux de barres desserrées ou dégradées peuvent chauffer alors que les capteurs d’enroulement indiquent des valeurs normales. Ces raccordements sont donc souvent considérés comme des points de mesure distincts.
Interpréter les signes thermiques
Différentes causes peuvent produire des symptômes thermiques similaires. Une température en hausse peut traduire une charge accrue, un refroidissement réduit ou un défaut de connexion naissant. Les données doivent donc être rapprochées des historiques de charge, de l’état du refroidissement et des constats d’inspection. C’est pourquoi la maintenance des transformateurs des centres de données peut associer inspections périodiques et capteurs installés. Pour approfondir, consultez l’article INNO sur les causes des points chauds dans les transformateurs.
Où mesurer la température sur les transformateurs des centres de données ?
L’emplacement du capteur détermine la signification d’une mesure. Cinq catégories de mesure sont souvent confondues :
- Température ambiante : l’air du local ou de l’enveloppe. Elle décrit l’environnement, pas l’équipement.
- Température de surface : les surfaces extérieures des enveloppes, circuits magnétiques et composants accessibles, mesurables par sondes de contact ou thermographie.
- Température des enroulements : les conditions à l’intérieur de la structure des bobines, déduites d’autres données ou mesurées directement aux points équipés de sondes.
- Points définis de mesure des points chauds : les emplacements choisis selon la conception du transformateur où les températures les plus élevées sont attendues.
- Température des bornes et des connexions : assemblages boulonnés et connexions internes, selon la conception.
Les sondes à fibre optique par fluorescence mesurent l’emplacement physique où leur extrémité sensible est installée. Une sonde ne recherche pas le point le plus chaud ; elle indique la température maximale de l’enroulement uniquement si son extrémité se trouve à cet endroit. Plusieurs points définis nécessitent plusieurs sondes.
Le placement concret dépend de la conception du transformateur. Les emplacements possibles comprennent des positions précises dans les enroulements, les zones thermiques critiques prévues par la conception, certaines connexions électriques et les positions spécifiées par le fabricant ou l’équipe technique. L’accès à l’intérieur des enroulements dépend de la construction ; les positions intégrées sont donc généralement convenues avec le fabricant. Les articles d’INNO sur l’emplacement des capteurs de température dans les enroulements de transformateurs et le nombre de capteurs de température à fibre optique utilisés dans les enroulements de transformateurs détaillent le positionnement et le nombre de sondes. Aucun nombre fixe ne convient à tous les transformateurs.
Méthodes de surveillance thermique des transformateurs de centres de données
Quatre méthodes de mesure sont utilisées pour les transformateurs et les équipements électriques. Chacune a son utilité, et le choix dépend du point à mesurer.
Mesure par RTD / PT100
Les sondes RTD et PT100 sont des capteurs à contact éprouvés, utilisés de longue date dans les équipements industriels. Des conducteurs électriques relient l’élément sensible à l’instrumentation, ce qui convient à de nombreux emplacements classiques. La position d’installation et l’environnement électrique déterminent leur aptitude à un point donné, notamment près de la haute tension ou dans des champs intenses, où le cheminement des fils doit être étudié.
Thermocouples
Les thermocouples sont simples, bien connus et utilisés dans de nombreuses applications industrielles. Leurs conducteurs métalliques peuvent limiter leur pertinence à certains points haute tension ou dans les champs électromagnétiques intenses, où le cheminement et le blindage demandent une attention particulière. Ils restent un choix pratique aux emplacements ordinaires exempts de ces contraintes.
Mesure infrarouge et thermographie
La mesure infrarouge et la thermographie sont des méthodes sans contact adaptées aux surfaces accessibles. Les inspections thermographiques périodiques permettent de repérer les connexions chaudes et les anomalies de surface sans matériel installé. La thermographie ne mesure pas directement les points internes d’enroulements cachés dans la construction du transformateur, mais uniquement ce qui se manifeste sur une surface visible. Le comparatif d’INNO entre la mesure ponctuelle et la mesure de température sans contact explique cette distinction plus en détail.
Mesure de température à fibre optique par fluorescence
La mesure par fibre optique à fluorescence est une méthode ponctuelle. Chaque sonde mesure un emplacement défini, assure une isolation électrique entre le point de mesure et l’instrument et présente une forte résistance aux perturbations électromagnétiques. Aucun conducteur électrique métallique de mesure n’est présent au point surveillé, ce qui convient aux emplacements définis sur les enroulements ou à l’intérieur des équipements. Les instruments multivoies peuvent lire plusieurs sondes. Cette méthode est utile lorsqu’une mesure directe intégrée est nécessaire. Pour les principes techniques, consultez les pages INNO sur la technologie de mesure de température à fibre optique par fluorescence et les capteurs de température à fibre optique.
Comparaison des méthodes de surveillance thermique
| Méthode | Type de mesure | Emplacement de mesure habituel | Conducteurs électriques au point de mesure | Mesure ponctuelle intégrée | Surveillance continue | Principale limite |
|---|---|---|---|---|---|---|
| RTD / PT100 | Mesure ponctuelle par contact, fondée sur la résistance | Points accessibles, surfaces, positions équipées dans les appareils conventionnels | Oui | Possible si le capteur est installé pendant la fabrication | Oui, avec un capteur et un instrument installés | Les fils conducteurs nécessitent une étude près de la haute tension ou de champs intenses |
| Thermocouple | Mesure ponctuelle par contact fondée sur la tension de jonction | Points de procédé et d’équipement dans l’industrie générale | Oui | Possible si le capteur est installé pendant la fabrication | Oui, avec un capteur et un instrument installés | Signal de faible niveau et conducteurs métalliques : cheminement et blindage à étudier |
| Infrarouge / thermographie | Température de surface sans contact | Surfaces accessibles, enveloppes, connexions visibles | Non | Non | Généralement des inspections périodiques | Mesure uniquement les surfaces ; nécessite une ligne de visée et la prise en compte de l’émissivité |
| Capteur ponctuel à fibre optique par fluorescence | Mesure ponctuelle par contact fondée sur le temps de décroissance de fluorescence | Points définis dans les enroulements, sur les connexions ou à l’intérieur, où une sonde est installée | Aucun conducteur métallique au point de mesure | Oui, aux points équipés de sondes | Oui, avec une sonde et un instrument installés | Mesure uniquement aux emplacements des sondes ; aucune couverture linéaire ou surfacique |
Le choix dépend des exigences d’isolation électrique, de l’emplacement et de l’accès au point de mesure, de l’environnement, de l’architecture de surveillance, du nombre de points, de la précision, du temps de réponse et de l’intégration. De nombreuses installations associent plusieurs méthodes : thermographie pour les inspections périodiques des surfaces accessibles, capteurs classiques lorsque les conditions le permettent et sondes à fibre optique lorsque l’isolation ou l’intégration dans l’équipement détermine le choix. Aucune ligne du tableau ne convient à tous les points.
Surveillance directe des points chauds des enroulements par capteurs à fibre optique par fluorescence
La température des enroulements peut être déterminée de trois façons, chacune répondant à une question différente :
- Température d’enroulement calculée ou déduite : calculée à partir d’un modèle thermique, du courant de charge et d’une température de référence mesurée.
- Température de surface : mesurée aux points extérieurs accessibles et liée seulement indirectement à l’enroulement.
- Mesure directe à un point intégré : une sonde installée à un emplacement choisi dans l’enroulement indique la température de cet emplacement.
La mesure directe ne remplace ni les modèles thermiques ni la surveillance conventionnelle. Elle apporte des données de température réelles à des emplacements sélectionnés, que les ingénieurs peuvent comparer aux valeurs calculées et utiliser avec les protections et la surveillance existantes.
Les sondes à fibre optique par fluorescence utilisent un matériau fluorescent à leur extrémité sensible. Le temps de décroissance de la fluorescence varie avec la température ; l’instrument de surveillance analyse la réponse optique renvoyée par la fibre. Le signal se propage sous forme de lumière et la structure sensible est non métallique lorsque sa construction le prévoit : les sondes peuvent ainsi être placées près d’enroulements sous tension, avec isolation électrique et forte résistance aux perturbations électromagnétiques. L’approche de mesure est détaillée sur la page INNO consacrée à la mesure de température par fibre optique .
Dans les programmes de surveillance thermique des centres de données incluant les transformateurs, les sondes directes apportent des données sur les transformateurs que les capteurs ambiants ne peuvent fournir. Un capteur de température de local électrique et une sonde d’enroulement ont des fonctions différentes et peuvent coexister dans le même site. Chaque sonde ne mesure que la température à son extrémité : un positionnement pertinent compte donc davantage que le nombre de sondes. Consultez les pages INNO consacrées à la surveillance directe des points chauds et la mesure de température des enroulements de transformateurs. Les configurations destinées aux enroulements sont décrites dans l’ensemble de surveillance thermique par fibre optique des enroulements de transformateurs.
Architecture type de surveillance à fibre optique
Dans un système à fibre optique par fluorescence, le signal suit une chaîne simple :
Fluorescence fiber optic probe → Optical fiber / extension connection (where required) → Fluorescence temperature transmitter / demodulator → Digital temperature data → RS485 / Modbus RTU (where applicable) → PLC / SCADA or higher-level monitoring platform
Les sondes occupent les points de mesure définis. La fibre optique transmet le signal hors de l’équipement ; une connexion de prolongation relie les sections de fibre lorsque le cheminement l’exige. Les configurations concernées utilisent des connecteurs ST.
Les transmetteurs ou démodulateurs de température par fluorescence convertissent la réponse optique en valeurs numériques de température. Les instruments multivoies lisent plusieurs sondes dans une même unité. Les transmetteur de température à fibre optique multivoies illustre ce type d’instrument.
Les données numériques quittent l’instrument via RS485 et Modbus RTU sur les modèles concernés, puis rejoignent un PLC, un système SCADA ou une plateforme de surveillance de niveau supérieur. Le périmètre d’INNO couvre la chaîne de mesure jusqu’aux données numériques de température. L’affichage, l’enregistrement et le traitement des alarmes au niveau du site relèvent de ses propres systèmes ; l’intégration dépend de son architecture et des interfaces requises. INNO ne fournit pas de plateforme DCIM. Les pages consacrées aux systèmes de surveillance thermique à fibre optique et l’intégration aux systèmes PLC et SCADA traitent de l’intégration.
Surveillance thermique multipoint des équipements électriques de centres de données
Plusieurs points de mesure définis sont souvent nécessaires, car l’échauffement des équipements électriques n’est pas uniforme. Un transformateur peut comporter plusieurs positions d’enroulement intéressantes, et les connexions sont situées à l’écart des enroulements. Les emplacements généralement surveillés comprennent :
- Points des enroulements du transformateur
- Connexions du transformateur
- Connexions de l’appareillage électrique
- Jonctions boulonnées des jeux de barres
- Points choisis d’équipements électriques haute tension
Une sonde correspond à un point ; plusieurs sondes fournissent plusieurs points indépendants. La mesure ponctuelle par fluorescence ne surveille pas la température d’un câble en continu et ne fournit aucune valeur entre les emplacements des sondes. La température d’un point sans sonde reste inconnue.
Les instruments multivoies simplifient l’acquisition centralisée : les sondes de plusieurs emplacements se raccordent à un même instrument, et une liaison de communication transmet toutes les mesures. Le nombre de voies correspond au nombre de points définis.
Pour les détails de configuration, consultez la page INNO consacrée à la surveillance thermique multipoint. Les applications à l’appareillage électrique sont présentées dans la surveillance thermique des cellules électriques, et le système de surveillance thermique à fibre optique pour cellules électriques décrit la configuration proposée. Les assemblages boulonnés utilisent des structures de sonde dédiées, telles que la sonde de température à fibre optique pour connexion boulonnée de jeu de barres.
Paramètres usuels de surveillance INNO à fibre optique par fluorescence
Les valeurs usuelles dépendent de la configuration des sondes et du système. Le tableau suivant présente une configuration INNO courante à fibre optique par fluorescence, et la sonde de température à fibre optique par fluorescence standard fournit les détails du produit.
| Paramètre | Valeur usuelle / dépendante de la configuration |
|---|---|
| Principe de mesure | Temps de décroissance de la fluorescence |
| Plage de température | −40 °C à +260 °C (valeur usuelle) |
| Précision | ±0.5 °C à ±1 °C selon la configuration |
| Résolution | 0.1 °C |
| Réponse | <1 s pour les configurations standard |
| Diamètre de la sonde | 2–3 mm, configurable |
| Longueur de fibre | Configurable selon les exigences de l’application |
| Isolation électrique | >100 kV pour les configurations concernées |
| Connecteur | ST |
| Options de voies | Monovoie et multivoies |
| Communication | RS485 / Modbus RTU pour les instruments de surveillance concernés |
Les valeurs du tableau décrivent des configurations usuelles et ne constituent pas des spécifications universelles pour tous les produits INNO.
Choisir un système de surveillance thermique des transformateurs pour centre de données
La sélection gagne à suivre une démarche technique dans laquelle chaque décision précise la suivante.
Définir les points de mesure réels
Le type de transformateur est le premier élément à considérer, car les unités sèches et immergées dans l’huile diffèrent par leur construction et leur accessibilité. Viennent ensuite les emplacements dans les enroulements, en distinguant les points accessibles des points intégrés. Leur liste détermine le nombre de points. La nécessité d’une mesure directe des enroulements dépend de la surveillance déjà présente et des informations attendues par le projet.
Adapter la technologie du capteur à l’environnement électrique
Le niveau de tension, les perturbations électromagnétiques, les exigences d’isolation et les champs intenses influencent tous le choix du capteur. Les matériaux et le cheminement des câbles comptent aussi, car les fils conducteurs traversent le même espace que les parties sous tension. Pour des points de mesure proches de la haute tension, consultez les recommandations d’INNO sur la surveillance thermique des équipements haute tension.
Définir le nombre de voies et l’extension du système
Le nombre de voies doit suivre les points de mesure définis. Une capacité de réserve peut être ajoutée selon les besoins du projet, par exemple pour des points ajoutés pendant la mise en service. Aucun nombre de voies universel ne convient : un projet limité à quelques points d’enroulement diffère d’un projet comprenant des connexions d’appareillages réparties dans plusieurs salles.
Définir l’intégration des données et des alarmes
Il faut déterminer si un instrument local est nécessaire, si RS485 et Modbus RTU suffisent, et quel système PLC ou SCADA recevra les données. La stratégie d’alarme découle de la conception de l’équipement et des exigences d’exploitation. Les seuils sont définis pour chaque projet et ne sont pas des valeurs universelles.
Examiner les exigences d’installation avant de commander
La structure des sondes, la longueur des fibres, leur cheminement, les connecteurs et les accès d’installation doivent tous être confirmés par rapport à la construction du transformateur et à l’interface du système. Les distances de cheminement entre les sondes et l’instrument déterminent les longueurs de fibre à commander. L’article d’INNO sur le choix d’un système de surveillance thermique à fibre optique détaille ces critères.
Capteurs de température pour centres de données : quand privilégier la fibre optique ?
Les capteurs de température destinés aux équipements électriques des centres de données peuvent relever de la fibre optique lorsque certaines conditions sont réunies. La mesure à fibre optique par fluorescence mérite d’être étudiée lorsque :
- Le point de mesure se situe à proximité de la haute tension
- Une isolation électrique est nécessaire
- Une mesure intégrée dans l’enroulement est nécessaire
- Des champs électromagnétiques intenses compliquent le câblage des capteurs métalliques
- Plusieurs points définis nécessitent une mesure optique centralisée
- Les mesures classiques en surface ne fournissent pas les informations de température interne nécessaires
La fibre optique n’est pas automatiquement le meilleur choix ailleurs. Les capteurs d’environnement conventionnels conviennent mieux à la température ambiante, à l’humidité, aux mesures CVC courantes à faible coût et aux points ambiants ordinaires accessibles. Les sondes à fluorescence apportent un intérêt lorsque l’isolation, l’intégration dans la structure ou les champs électromagnétiques imposent ce choix ; en l’absence de ces contraintes, elles ajoutent coût et complexité.
Deux articles d’INNO abordent les contraintes électriques : pourquoi utiliser des capteurs de température à fibre optique près de la haute tension et la mesure de température dans les champs électromagnétiques intenses.
Surveillance des transformateurs et surveillance environnementale générale des centres de données
| Niveau de surveillance | Cible de mesure habituelle | Type de capteur habituel | Objectif principal | Pertinence d’INNO |
|---|---|---|---|---|
| Ambiance du local / environnement CVC | Air de la salle, air soufflé et air repris | Capteurs d’air ambiant | Maintenir les conditions d’air dans la plage requise par les équipements informatiques | Hors du périmètre des produits INNO |
| Environnement des baies / allées | Air à l’entrée et à la sortie des baies, conditions dans les allées | Capteurs d’air dans les baies ou les allées | Vérifier l’apport de refroidissement aux équipements informatiques | Hors du périmètre des produits INNO |
| Transformateur / équipement électrique | Enveloppes, surfaces, connexions, cellules électriques et raccordements des jeux de barres | RTD, thermocouple, infrarouge ou fibre optique selon le point | Suivre la température des équipements en charge | Domaine d’INNO : certains points électriques sélectionnés |
| Points intégrés aux enroulements / points chauds définis | Emplacements internes choisis des enroulements | Sondes ponctuelles à fibre optique par fluorescence | Obtenir des températures directes aux points choisis | Application principale d’INNO |
Le choix d’un appareil ou d’un système de surveillance thermique pour centre de données commence par l’identification de la ligne du tableau correspondant à la mesure. Le suivi de l’air ambiant et des baies relève d’une autre catégorie de produits que la surveillance à l’intérieur d’un transformateur. Associer les deux niveaux donne une vision plus complète que chacun pris séparément.
Questions pratiques pour un projet de surveillance des transformateurs en centre de données
Les demandes de devis et les échanges techniques avancent plus vite lorsque les caractéristiques des transformateurs sont définies en premier. Le type et la construction, secs ou immergés, déterminent les accès physiques possibles ; le nombre de transformateurs fixe l’échelle du système. Les emplacements de mesure prévus permettent ensuite de compter les points de température.
La structure des sondes et la longueur des fibres dépendent de ces emplacements et du cheminement de chaque transformateur à l’instrument. La plage de température attendue, la précision requise et le nombre de voies découlent de l’objectif de surveillance. Les besoins de communication RS485 ou Modbus RTU et l’interface PLC ou SCADA destinataire font partie de la même étude. Les contraintes d’installation, comme l’accès pendant la fabrication ou les périodes d’arrêt des appareils existants, complètent ces informations.
Avec une liste de points, une brève description de chaque transformateur et l’interface cible du site, les ingénieurs obtiennent généralement une réponse de configuration précise avec peu d’allers-retours.
Concevoir l’architecture de surveillance thermique adaptée aux transformateurs de centres de données
La surveillance environnementale seule ne révèle pas toutes les conditions thermiques internes des équipements électriques. Les capteurs de salle et de baie décrivent l’air, tandis que les transformateurs, appareillages électriques et connexions de jeux de barres ont leurs propres sources de chaleur et leurs propres points critiques.
La surveillance des transformateurs et de leurs enroulements repose sur des points de mesure choisis selon la conception de l’équipement ; le fabricant ou l’équipe d’ingénierie définit les emplacements thermiquement importants. Les capteurs conventionnels restent adaptés à beaucoup de ces points. Les capteurs à fibre optique par fluorescence sont utiles lorsqu’une mesure ponctuelle directe, une isolation électrique et une forte résistance aux perturbations électromagnétiques sont nécessaires ; ils ne mesurent que les emplacements équipés de sondes.
Le nombre de voies et les interfaces de communication doivent suivre les besoins du projet : nombre de points définis, configuration de l’instrument et exigences RS485, Modbus RTU, PLC ou SCADA du site.
Les caractéristiques du projet, comme le type de transformateur, les points de mesure prévus et l’interface de l’installation, peuvent être communiquées à contacter INNO pour étudier la configuration.