Même si la corrélation entre la capacité de la batterie et l’impédance n’est pas mathématiquement parfaite, une hausse de l’impédance est un excellent indicateur de l'état de la batterie. Megger a constaté que, pour les batteries au plomb, une hausse de 20% de l’impédance indique généralement que la capacité de la batterie a chuté d’environ 80% par rapport à sa valeur initiale. Pour les batteries à valve régulatrice plomb/acide, cette hausse de l’impédance sera d’environ 50%. Quand ces chiffres sont atteints, l’on peut considérer que le remplacement de la cellule est nécessaire.

L’expérience montre que des connexions desserrées entre cellules qui chauffent et fondent sont responsables de davantage de pannes que le caractère défectueux des cellules. Ceci est un problème spécifique aux batteries en plomb qui sont fréquemment cyclées, comme la borne négative peut s’écouler à froid et perdre de la connexion. Vérifier la solidité de la connexion entre les accumulateurs est, par conséquent, très important. En revanche, il est essentiel de suivre une séquence de test correcte lorsque l’on travaille avec des batteries multipostes et de s’assurer que l’instrument suive une méthode de test qui fournit des résultats valides pour cette utilisation.

La meilleure fréquence pour un test d’impédance dépend du type de batterie, des conditions sur place et des précédentes activités d’entretien. La norme IEEE 11888 pour les batteries à valve régulatrice plomb/acide recommande, par exemple, qu’une mesure d’impédance de référence soit faite six mois après la mise en service de la batterie, et que des mesures d’impédances soient effectuées à un intervalle trimestriel par la suite. Pour les batteries nickel-cadmium et au plomb, Megger recommande un test d’impédance à six mois d’intervalle. Des mesures d’impédance devraient également être menées juste avant de réaliser un test de capacité.

Oui, en utilisant le bon équipement. Megger, par exemple, a des testeurs qui détectent et régulent automatiquement le courant de décharge même lorsque les batteries sont connectées à leur charge normale. La plupart des utilisateurs choisissent de faire un test de décharge à 80% dans le cas où la batterie reste connectée, assurant ainsi une capacité de secours restante à la fin du test.

En réalité, les mesures de tension de maintien ont un intérêt limité. Elles peuvent être utilisées pour confirmer que le chargeur fonctionne, mais ne donnent aucune information quant à l’état des batteries. Mesurer la tension de maintien d’une batterie montre également si elle est totalement chargée ou non, mais il faut garder en mémoire qu’un accumulateur complètement chargé ne délivrera pas toute sa capacité. Il n’est pas rare qu’un accumulateur proche de la panne ait une tension de maintien acceptable. Une tension de maintien basse peut indiquer qu’il y a un court-circuit dans la cellule. Dans une batterie en plomb, ceci peut être suspecté à une tension de maintien de 2,06 V ou moins, en supposant que le chargeur est réglé à 2,17 V par accumulateur. Dans les autres cas, un accumulateur peut se maintenir à une tension bien plus haute que la moyenne. Cela peut être dû au fait que la tension de maintien élevée est compensée par une cellule avec une tension plus faible. Il est également possible qu’un accumulateur en compense plusieurs avec de faibles tensions de maintien, puisque l’ensemble des tensions des accumulateurs doit toujours être égal aux paramètres du chargeur.

Pour de courtes séries (moins de 40 accumulateurs), il est conseillé de remplacer la batterie après avoir changé entre trois et cinq cellules. Pour des plus longues séries, le remplacement est conseillé à partir de 10% des cellules changées.

Les systèmes de batterie sont conçus pour fournir un approvisionnement de secours en cas de panne de courant. Un test de décharge est simplement une simulation de panne de courant, et ne représente donc aucun danger pour la batterie. Les batteries peuvent normalement être déchargées en profondeur (c’est-à-dire au niveau final de tension de décharge donné par le fabricant) entre 100 et 1000 fois selon le type de batterie. Utiliser quelques-uns de ces cycles de décharge pour tester la capacité a un effet négligeable sur la vie de la batterie. Néanmoins, il n’y a pas d’intérêt à réaliser des tests de décharge plus fréquemment que ne le recommandent les normes correspondantes.

Relier les deux câbles et presser le bouton de test.

La certification nécessite généralement un courant d'essai de 200 mA. En dehors d’une certification, un courant de test inférieur, tel que 20 mA, permet une plus grande autonomie de la batterie.

L’Indice de Polarisation (IP) est le rapport de la résistance d'isolement entre 1 minute et 10 minutes. Il montre comment l'isolation est rechargée et peut identifier si l'isolation est propre et sèche.

Cela dépend de l’utilisation. On utilise habituellement 500V sur des installations électriques standard. Des tensions plus faibles sont utilisées pour les circuits de contrôle et pour vérifier qu’il ne reste rien dans le circuit.

Les câbles de tests n’ont peut-être pas été correctement réinitialisés, essayez à nouveau. Si le problème persiste, remplacez les câbles de test.

Ce symbole indique que l'appareil a connu une surintensité ayant fait sauter le fusible. Le fusible est situé dans le compartiment de la batterie et peut être remplacé par un fusible de rechange.

La plupart des testeurs d’isolement ne fonctionneront pas s’ils détectent une tension sur le circuit testé et afficheront la tension identifiée.

La valeur d'isolement augmentant, le courant d'essai diminue et devient plus difficile à mesurer avec le même niveau de précision.

La gamme de continuité utilise la majorité de la puissance de batterie et peut entraîner un affichage du symbole de batterie avant que les gammes n’apparaissent.

Certains testeurs d’isolement ont un affichage maximum de 99, 199 ou 299 MOhms pour différentes tensions de tests, une bonne isolation sera supérieure à (>) l’affichage maximal.

Malheureusement, il s’agit d’une anomalie qui ne peut être corrigée.

Oui, en acquérant un câble adaptateur triphasé, il est possible d’effectuer des tests d’isolation et de liaison à la terre.

Non. Il répond aux exigences strictes de sécurité propres aux équipements de tests électriques et est utilisé par des personnes compétentes et ayant une formation en sécurité électrique.

Nous recommandons que l’identification de l’appareil ne dépasse pas 5 ou 6 caractères. Des informations supplémentaires peuvent être ajoutées à la description si nécessaire.

Note : Utilisez la méthode adaptée à votre modèle de testeur.

Séries PAT300 & 400

Branchez le PAT à une alimentation de 110V en utilisant l'adaptateur.

PAT4

Branchez le PAT 4 à une alimentation de 110V en utilisant l'adaptateur.

PAT32

PAT32 est prévu pour du 230V mais vous pouvez le brancher dans une prise de 110V.

La classe I a une terre et est donc susceptible d’avoir une broche de terre dans la prise et une enveloppe métallique. La classe II a une double isolation. Le symbole suivant apparaîtra sur la plaque d’information:

Note : Utilisez la méthode adaptée à votre modèle de testeur PAT.

Séries PAT 300 et 400

Maintenez le bouton test pendant que testeur se met en route et sélectionnez Reset.
Attention: Sauvegardez les données avant de réinitialiser car elles peuvent être supprimées.

PAT4 & PAT32

Maintenez enfoncée la touche «R» tout en allumant le testeur et sélectionnez Reset.
Attention: Sauvegardez les données avant de réinitialiser car elles peuvent être supprimées.

PAT4 & PAT32 seulement

Maintenez 'P', allumez et sélectionnez l'imprimante requise.

Seul un test visuel peut être réalisé sur des équipements IT toutefois le le câble d’alimentation amovible 3-core devrait être testé séparément comme connecteur CEI standard. Un test de liaison ne devait pas être réalisé sur la partie métallique de la prise car cela pourrait endommager le chargeur. Pour plus d’informations, voir notre notice d’utilisation Equipement de test PAT (dans l’onglet Ressources de la page PAT300/400).

La protection de surtension ne passera normalement pas un test d’isolation de 500V, mieux vaut effectuer un test de fuite à la terre ou un test d’isolement de 250V.

Note: Utilisez la méthode adaptée à votre modèle de testeur.

Séries PAT300 et 400

Branchez le connecteur CEI sur la rallonge et l'autre extrémité dans la prise CEI. Pour des connecteurs multi-prises, effectuer un test de liaison à la terre pour chaque prise.

PAT4

Branchez le connecteur CEI sur la rallonge et l'autre extrémité dans la prise « Test Lead » (Cordon d'essai) du PAT4.

PAT32

Branchez le connecteur ELT1 sur la rallonge et le câble de rallonge dans le testeur. Appuyez sur les boutons de test requis.

• 1000 Elements
• 10 Clients
• 20 Lieux

Le PAT4 affichera quand vous atteignez le nombre maximum. Dans ce cas, la seule chose à faire est de télécharger les résultats et réinitialiser le testeur en pressant « R » lors de l’allumage.

Note: Utilisez la méthode adaptée à votre modèle de testeur.

Série PAT400

Vous pouvez utiliser un groupe de test PC sur PAT400. Les tests à effectuer consistent en une inspection visuelle, la continuité et fuite à la terre et un test de fonctionnement.

PAT4

Il est possible d’utiliser un groupe de test sur PAT 4. Les tests à effectuer sont une inspection visuelle et la continuité avec la terre. Il est possible d’effectuer des tests de fonctionnement et de fuite à la terre avec PAT4.

Vous pouvez utiliser un adaptateur (p/n 35871), Paramétrez le numéro de port dans les propriétés du Gestionnaire de téléchargement avec le numéro de port du Gestionnaire de pérhiphériques pour s’assurer que le logiciel gère le bon port.

AVO et 1234. Si cela ne fonctionne pas, vous pouvez essayer dans le testeur avec « CT17 9EN » en nom d’utilisateur. Si des données s’y trouvent, vous pouvez les télécharger et réinitialiser le PAT.

Avez-vous appliqué une compensation des connecteurs ? Des rallonges ajoutent de la résistance qui doit être autorisée pour que PAT400 puisse réaliser les calculs pour vous.

Il est possible que la batterie ne soit pas suffisamment chargée. Essayez de charger le PAT pendant quelques heures ou remplacez la batterie PP3 9V. Veillez à presser le bouton rouge à la fin de l'essai pour éviter de décharger la batterie.

Yes. The way a pre-insertion resistor works is that the resistor contacts will close first and will be the only contact in the circuit, then the main contacts will close and both resistor and main contact will be in the circuit at the same time in parallel. At this point the main contacts have the vast majority of the current flowing since the resistance is in the micro-ohm range compared to the 10-10 kilo-ohm range of the resistor (depending on design). The design of the circuit breaker can vary but for the majority of the circuit breakers, once the main contact is closed the resistor will open up shortly afterwards i.e. a few milliseconds, for other designs the resistor may be left in the circuit while the CB is closed.

This depends on the design of the circuit breaker. For some designs the pre-insertion resistor will close first, then shortly after the main contacts close, the pre-insertion resistor will open. For other designs the pre-insertion resistor will stay closed while the main contact is closed.

The two predominant standards are:

1. IEEE C37.09 IEEE Standard Test Procedure for AC High-Voltage Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis.
2. IEC 62271-100 High-voltage switchgear and controlgear – Part 100: Alternating-current circuit-breakers.

No. To test the 50/51 relays a secondary current injection test set is required. Megger has a range of relay test sets that can be used to accomplish this.

A live tank breaker can be used for a breaker and a half scheme. From an operating standpoint you can use either a live tank breaker or a dead tank breaker you just need to take into consideration several design parameters such as physical dimensions, CTs needed, etc.

This depends on the type of circuit breaker. For medium vacuum CBs, time and travel analysis is recommended but not required. For Oil CBs and SF6 CBs, they require a time and travel analysis test. This is according to the NETA ATS-2013 and MTS 2011.

There are a couple ways to look for an SF6 leak. One method is to use a gas “sniffer” that you move around the breaker and it will give you an audible indication when it finds the leak. Another method is to use and special infrared camera designed for SF6 leak detection.

Basic testing for all breakers is the same. You want to record coil current, station voltage, contact resistance, contact times and travel, then calculate certain parameters from these. The main difference from a vacuum CB compared to an SF6 or OCB is that the stroke will be much shorter.

Yes. Even if you don’t have the proper conversion factor or table you should still perform a travel recording to help evaluate the breakers performance. You will not be able to correctly determine the velocity of the contacts but you will still be able to trend the motion over time. If you know the stroke length you can build a simple conversion factor where the total angle or distance traveled is equal to the stroke length of the circuit breaker. It should be noted that this method assumes that your circuit breaker is working correctly at the time of measurement. You can then use these values moving forward. Additionally you can still look at parameters such as overtravel, rebound and contact wipe as a percentage of the total stroke to determine if you need to adjust the dampening on the mechanism.

Yes. Velocity is important to all circuit breakers. When evaluating vacuum circuit breakers, motion and subsequently velocity is often not measured. Additionally, the manufacturer may not give you any specifications for the velocity. It is still an important parameter that you can trend to verify correct operation. Even though the manufacturer may not provide velocity specs, they may still provide stroke and overtravel specifications.

There is no industry standard determining the test frequency and type of tests to be performed. These vary by type of CB, manufacturer, and the type of application the circuit breaker is utilized in. It is best to consult the circuit breaker manual to determine proper maintenance and testing schedule. It is common to have 1, 3 or 5, and 10 year maintenance intervals for different types of tests to be performed.

No. Travel measurements are a very valuable tool in circuit breaker analysis. One of the common arguments against measuring motion on vacuum CBs is that the contact stroke is so short that you are better off measuring stroke with a pair of calipers when the breaker is in fully open position compared to fully closed position and you can verify the CB is traveling fast enough from the contact times. If you don’t measure motion you will lose valuable information about how the circuit breaker is behaving and won’t see if there is a large amount of overtravel or rebound. If these parameters are too large it can cause damage to the breaker or miss-operation. These parameters can often be easily adjusted in the field and you may be able to find the tolerances on the nameplate.

This is a frequently debated topic. If the circuit breaker has grading capacitors that you have access to i.e. Live Tank CBs then it is recommended to test these to verify their value. Most manufacturers don’t recommend Power Factor testing SF6 dead tank circuit breakers. To check the quality of the SF6 gas i.e. the insulation of the CB, it is recommended to perform a moisture and purity test on the SF6 gas.

There have been some reports that you can determine some issues within the CB contacts with a Power Factor test, so several utilities still promote and perform these tests on SF6 circuit breakers. If you perform PF testing on your SF6 CBs remember that you will have very small capacitance values and that your primary evaluation should be of the watts lost and the leakage current. A hot collar test may also be performed to evaluate the condition of the porcelain and the external insulation elements.

When the circuit breaker opens and closes it is traveling at a very high velocity. It then must slow down very quickly without damaging the interrupter. This is accomplished by using a dashpot which absorbs some of the energy to slow down the interrupter towards the end of its travel. Dashpots are commonly applied on the opening side of the mechanism but there are several designs with it on the closing side as well.

Dynamic resistance measurements are basically making a micro ohm measurement simultaneously while performing time and travel on a circuit breaker. From this measurement you can evaluate the arcing contacts on an SF6 circuit breaker.

Coupling capacitors are used to reduce the rate of rise of breaker transient recovery voltage, and to limit the overvoltage caused by a short distance fault on a low capacitive line while the Grading capacitors are used to distribute the high voltage equally.

Those are connected in parallel to the interrupters, but usually coupling capacitors on some dead tank circuit breakers and grading capacitors on live tank circuit breakers.

According to IEEE C37.04 1999, the minimum reclosing time of a circuit breaker is 0.3 seconds (300ms).

The manufacturer should provide a list of the parameters and the range of values that should be expected. It can vary by breaker design but if no list is provided, at a minimum, the following should be measured:

1. Contact times
2. Max contact time difference between phases
3. Stroke
4. Overtravel
5. Rebound
6. Velocity
7. Coil current
8. Station voltage
9. Contact Resistance

Neither type of transducer is inherently more accurate than the other. Depending on the circuit breaker/mechanism design a rotary or a linear transducer might be more suitable for the particular application. Each circuit breaker should be evaluated individually for the best connection and the manual or manufacturer should be consulted for proper connection.

For further reading, download our HVCB testing guide or view some of our technical papers.

You should look for an easily attachable place where your transducer will move in conjunction with the interrupter(s). You should also try to mount the transducer to a solid piece of metal that won’t vibrate during operation of the circuit breaker. The closer you are to the interrupter without mechanical linkages in between, the more accurate your travel trace will become. Once a transducer mounting spot is established, you should continue to test it at this spot for accurate trending purposes.

Perhaps not from a theoretical point of view, but from a real-world point of view the TDR should fit the cable/application.

The TDR, when used by itself is a LV device. So any adjacent conductors should not present any limitations (this is assuming the cable in question meets the TDR’s requirement for a shielded cable, or two parallel conductors). However the Arc Reflection Method uses both the LV TDR in combination with a HV pulse (typically from a thumper). The HV ARM shot could impact adjacent cables.

Yes, the Arc Reflection Method is ideal for concentric secondary cables. The only caution is to make sure the operator does not apply more than the required voltage if using a high capacity unit.

None that we are aware of, particularly when dealing with MV power cables.

Absolutely. In fact on direct buried cables, if the cable fails the VLF test, one would typically use the TDR/ARM to find the fault.

TDRs can sometimes be used on these type of cables if the two parallel conductor requirement is met.

TDRs can be used on straight runs of PLIC insulated cables. However on faulted PLIC cables, the standard ARM methods may not work. In this case ARM-Plus, Decay and ICE are other TDR based pre-location methods that can be substituted for ARM.

Note: None of these methods would be used oil filled pipe type transmission lines.

From a practical point of view, a TDR cannot accurately measure the amount of remaining neutral. At best some TDRs can indicate some level of neutral damage or loss. An exceptionally experienced operator might develop a general feel for neutral condition.

They cannot. A TDR simply reflects off of significant impedance differences. To see a fault caused by failed insulation (pinhole fault) the TDR needs the HV Arc from a thumper (Arc Reflection Method, ARM). However there are two cases where the TDR can see a fault without an Arc:

• If the center conductor is severed in half
• If the center conductor is shorted (touching) the neutral concentric (bolted fault—rather uncommon) 

The TDR will see most splices as they typically have a large enough impedance reflection. However to distinguish between a properly constructed verses a poorly constructed splice is not practical.

Note: Partial Discharge testing can be used to identify poorly constructed splices.

TDRs cannot see any type of treeing, water or electrical, in any type insulation, PILC or solid dielectric. However, one could argue that a fault is an electrical tree and in this case the ARM method will pre-locate this type of damage.

If a corroded neutral still has some electrical continuity then the TDR will work. However if the neutral is severely corroded, say at 500 feet, then the TDR will see 500 feet, but not see anything past 500 feet.

The EasyLoc is designed only for tracing the cable’s path. However, if the cable is completely cut, you might be able to determine this "fault" location from a massive drop in signal strength with the transmitter is connected to the cable. While the EasyLoc might be able to locate faults in very specific cases, it was not designed to pre-locate a faulted/cut cable.

No, but it can help save time if you have an expected cable length in mind before beginning. However, even if you do not have this information, there are independent ways (e.g. ground/unground the far end) to verify actual distance seen by the TDR.

When your TDR is connected into a thumper system there are three hook-up leads:

• HV Output
• HV Return
• Safety/Equipment Ground

When connected to a thumper, the TDR uses the HV Output and HV Return as its two leads. For phase to phase testing, the HV Output is connected to one phase and the HV Return is connected to the other phase.

Note: During phase to phase TDR testing/comparisons you typically do not use any HV from the thumper. The exception would be if you had pre-determined you are working a phase to phase fault, then you might attempt a standard HV ARM pre-locate.

Yes, this has been field measured and shown to be safe. When using ARM through transformers for power restoration, each primary coil "sees" a LV-high frequency pulse (TDR) combined with a HV- high frequency pulse (single thump). Each primary coil acts like a large inductive choke to these high frequency pulses. This means that the high frequency pulse does not excite the primary (60 Hz) coil, but rather passes on down the circuit, looking for a path to ground through the actual fault.

TDRs basically require two parallel wires. Usually this is a center conductor and shield (or neutral), which is most comonly a cable with concentric construction. However any set of parallel wires can work, phase to phase (leg to leg) etc. It is usually fairly straight forward to verify if a TDR will or will not work in most applications.

This is a rather complex topic but in short:

• TDRs generate and send a pulse down/back in the cable being tested
• When doing PD testing, the pulse in question comes from actual PD inception. We can localize the point of inception using TDR techniques

If there is only one single split (e.g. one buried Y splice) you can use standard ARM fault location. There could be some extra but simple steps needed to determine which leg the fault is down. However, if there is more than one Y splice TDRs quickly become problematic.

Note: TDRs are not generally used in through network systems unless the network can be quickly/easily broken down to straight runs.

The Ohm Check (a unit that uses the bridge method) requires a reference wire be run above ground, along the length of the cable to be tested. Barring this operational constraint, it is currently the best way to accurately gage the condition of neutral concentric.

The TDR's advantage would be that it does not require an above ground reference wire, but from a practical point of view, a TDR cannot accurately measure the amount of remaining neutral. At best some TDRs can indicate some level of neutral damage or loss. An exceptionally experienced operator might develop a general feel for neutral condition.

This downward trace on the very left hand side of the display screen is the reflection for the test lead hook up (characteristic hook-up impedance change).

Note: Some TDRs will automatically shift this initial reflection off to the right, thereby removing it from view.

Different TDRs have different maximum ranges. For example, a common Megger cable fault locating TDR (for URD work) has a maximum range of 25,000 or 100,000 feet. Other fault locating models offer maximum ranges of 34 miles, 100 miles and one unit offers up to 790 miles.

The filter is normally sized to the thumper. In this case the maximum HV thump level for the filter and thumper are equal. However if you have added a filter to a thumper, then the maximum thump is dependent on the on filter’s rated maximum limit.

Arc Reflection Method (ARM) is ideal for MV URD type power cables. However ARM can be used on other class cables. In essence what’s required is simply a shielded cable. Megger offers ARM units that operate at 3-4 kV maximum output for lower voltage class shielded cables.

Regardless of cable length, the far end is never grounded while actually thumping or doing single ARM shots. Doing so would provide a direct path to ground for the HV pulse.

A web search or contacting the manufacturer of your cable or test instrument might produce a usable number. However the best way would be to define the actual propagation velocity using a known length of cable.

You can download one here. Please remember that generic cable velocity lists should be considered guidelines only.

From a practical point of view no, ARM would not cause more damage to a faulted 69 kV class cable. Remember, ARM pre-locates the fault with one or so impulses. This pre-location distance then reduces the number of thumper impulses required to pinpoint the fault.

A paper examining the effects of thumping is Hartlein, R.A, et. al. Effects of voltage surges on extruded dielectric cable life project update, IEEE Transactions on Power Delivery (Vol 9, Iss 2), 1994.

Generally yes, ARM is ideal for most high impedance faults. However there are exceptions, for example, when a neutral is separated far enough to cause a very high resistance tracking path for the HV Arc, ARM may not work.

Within reason yes. However if the separation is far enough to cause a very high resistance tracking path for the HV Arc then ARM may not work. An example of this a faulted splice, where the neutral was pulled well away from the splice body during construction.

TDRs should work on the first zone, before the side tap. TDRs are not typically used through networks and work best on straight runs of cables.

Note: TDRs easily see down single phase loop feed circuits with splices and transformers. TDR’s do work well through networks or junction boxes that split the cable path.

La configuration du test FDS est pratiquement la même que pour un test de tangente delta. La grande différence est que les tests tan delta sont effectués à une fréquence de réseau alors qu’un test FDS inclut une injection de signal test qui couvre une large gamme de fréquences, généralement d’un millihertz à un kilohertz. En enregistrant la réponse en fréquence du transformateur de courant à ce signal et en analysant les résultats, il est possible d’estimer de façon fiable le pourcentage d’humidité dans l’isolation solide. Un prélèvement d’huile n’est pas requis pour cette méthode, ce qui signifie que ce test peut être effectué régulièrement sans risque de diminuer le volume d’huile du transformateur.

Même si les tests FDS représentent une technique assez récente, l’équipement de test de transformateurs, simple d’utilisation, est maintenant facilement disponible. Un bon exemple est l’appareil de test portable IDAX300. Il réalise des tests FDS sur des transformateurs de courant et recueille les données du test automatiquement à partir d’algorithmes fiables pré-enregistrés. Il est également entièrement configurable par le client pour une réponse sur mesure à tous les besoins de test.

Although FDS testing is a relatively new technique, easy-to-use transformer test equipment is now readily available. A good example is Megger’s portable IDAX300 test set. This performs FDS tests on standard CTs and captures the test data fully automatically, using pre-stored proven algorithms. It is also fully client configurable to meet any bespoke testing requirement.

En effectuant une mesure de l’impédance de boucle, le signal de test doit surmonter de nombreux défis. Certains sont physiques, d’autres sont artificiels. Comprendre les limites des différents tests disponibles participe à surmonter certains de ces obstacles. Tout aussi important, connaître la signification de la valeur désirée (généralement stipulée dans la réglementation) et une appréciation de la valeur mesurée en situation réelle vous permettra d'obtenir une valeur fiable.

A leur conception, les DDR et DD qui surveillent les fuites à la terre ne faisaient pas partie des installations électriques du fait qu’ils reposent sur un court-circuit entre la ligne de terre pour le test de boucle de terre, alors que pour 2 cycles seulement (ou 40 ms) de la forme d’onde CA, l’essai déclenchera le DDR/DD. En outre, certains des premiers instruments dont le temps de test n’a pas été tant restreint peuvent utiliser une partie du faible courant du disjoncteur miniature. Lorsque la protection de fuite à la terre a été mise en place, l'opérateur n’avait d'autre choix que de le court-circuiter pour pouvoir mener le test à bien – une opération chronophage et dangereuse car le système n’était pas protégé pendant l'essai.

Il s’agit du test d’impédance de boucle traditionnel. L'utilisation d'un courant d'essai jusqu'à 20 A et d’une simple connexion à 2 fils est de loin le test quotidien le plus rapide et précis. La plupart des testeurs d’impédance de boucle intègrent ce type de test. Grâce au courant d'essai relativement élevé, les résultats ne sont généralement pas influencés par les facteurs externes et resteront stables.

Le courant de défaut présumé et le courant de court-circuit présumé sont des mesures destinées à calculer le courant qui circulera en cas de défaut. Des dispositifs de protection trop faibles peuvent ne pas fonctionner à temps (voire ne pas fonctionner du tout) et trop de courant causera des dommages à l’équipement, pouvant provoquer un incendie ou empêcher le disjoncteur de fonctionner.

Si une panne survient dans un système électrique, nous devons prouver que le dispositif de surintensité fonctionnera dans le délai prevu en veillant à ce que l'impédance du circuit soit assez faible pour permettre un passage suffisant de courant. Les valeurs d'impédance requises et l'heure changent en fonction du type d'installation (TN / TT, etc.) et du type de protection, que ce soit un disjoncteur miniature, ou des fusibles. Le courant de défaut peut être soit dans le circuit phase-neutre ou phase-terre, il est donc nécessaire de vérifier l'impédance de boucle de chaque ligne.

Un neutre n’est généralement pas disponible sur un interrupteur de lumière donc un test à deux fils est plus simple pour les testeurs sans 3 câbles.

Déterminer le test à utiliser dépend d'un certain nombre de facteurs, selon les tests proposés par l’appareil utilisé. Un test de déclenchement doit être utilisé sur une installation avec protection du dispositif différentiel à courant résiduel (DDR). Un test de courant élevé sera généralement plus rapide et précis sur les circuits sans protection du DDR.

La méthode de test de déclenchement avec 3 fils est devenue la norme au cours des 20 dernières années. Cette méthode de test a remédié au besoin de court-circuiter les nouveaux dispositifs de protection électronique en utilisant un test en faible courant sur la ligne de terre tout en conservant un certain degré de précision. Ne pas avoir à court-circuiter le DDR/DD a été un facteur de gain de temps. En outre, avec l’exigence de connecter phase, neutre et terre, les testeurs sont maintenant capables de confirmer la présence des trois et d’indiquer une inversion de polarité. Par ailleurs, du fait du courant de test limité, il n'y avait aucun problème avec le déclenchement du disjoncteur miniature.

Des limites au test avec 3 fils existent cependant. En raison du faible courant d’essai, les résultats sont devenus plus sensibles aux facteurs extérieurs apportant une certaine instabilité sur certains circuits et une réduction de la stabilité. Dans certaines circonstances, l’impédance interne du DDR peut être repérée ou le système actuel de fuite à la terre peut se combiner avec le signal de test pour activer le déclenchement du dispositif de protection.

Cette nouvelle méthode de test ne sera appliquée que dans certaines circonstances. Le test utilise une connexion Kelvin 4 fils, qui évite le plomb interne et la résistance de contact, rendant le test précis. Avec les courants d'essai atteignant 1000 A, l’on peut réaliser des mesures précises à 10 mOhm. Par conséquent, il n’y a pas d’option « Déclenchement » avec cette méthode. Avec des utilisations spécifiques dans des postes électriques ou des salles de commande, le testeur permet à l'opérateur de prendre des mesures précises à proximité du transformateur principal – ce qui a pu causer des problèmes par le passé avec des lectures basées sur des calculs aussi bas que 0,001 Ohm!

If PowerSuite is installed you can find the version number by going to Help and then About.

Yes, if you navigate to ‘Settings’ then ‘Preferences’, under the security section of the general tab you can add new users, change their user level and assign a password if required.

Unfortunately the Megger PowerSuite software is not compatible with Apple Mac products.

To add a password to your PowerSuite software navigate to ‘Settings’ then ‘Preferences’ and under the Security section select your User ID, you can then adjust your user level and add a password.

With the PowerSuite software navigate to ‘Settings’ then ‘Preferences’ and click ‘Browse’ to search for your company logo.

In order to change your next certificate numbers go to ‘Settings’ then ‘Preferences’ followed by selecting the ‘Certificate Manager’ tab. Here you can set the next certificate number for all your certificates.

To create a backup of your database you will need to copy and paste your ‘Data’ folder. This can be found in one of the following locations depending on OS:

Windows XP:

C:\Documents and Settings\All Users\Documents\Megger Limited\PowerSuite Professional

Windows Vista, 7 and 8:

C:\Users\Public\Documents\Megger Limited\PowerSuite Professional

In order to edit a contact simply right click the contact and select 'edit company', 'edit client', or 'edit location'.

To email a certificate we would recommend printing the certificate as a PDF and then emailing the PDF. If you do not have a PDF printer it is possible to download free PDF printers from the internet.

There are a few places where you can find your PowerSuite serial number, they are:

On your PowerSuite registration card.

Within the software under ‘Help’ then ‘About’.

A file called ‘ps32reg.exe’ which can be found in the following location:

C:\Program Files (x86)\Megger Limited\ PowerSuite Professional

There are two ways you can create a certificate, you can either use the Certificate Wizard or use ‘Certificate Manager’ to select your certificate type and template.

A download guide for the PAT400 series can be downloaded from here.

An upload guide can be found by clicking the following link.

This is when a Computer Friendly (CF) certificate has been created and not a Plain Paper (PP) one. Computer friendly certificates are used when you have pre printed templates bought from the NIC. Plain paper certificates simply print the whole certificate on to plain paper.

An NICEIC A1 Certificate abbreviation reference list can be downloaded from the following link.

The default username on a new install will be "supervisor" there is no password by default.

There are four main builds of the PowerSuite software, click the following link to download a datasheet which contains information on each version.

What version of PowerSuite do I need?

CSV viewer is a programme built into Download Manager that is used to view your downloaded results. If you do not use CSV files for anything else other than downloading from your tester then we would suggest saying ‘Yes’ to this prompt.

The cause of this error is usually down to PowerSuite still running in the background or a third party piece of software blocking the installation.

This error is usually caused by user permissions. Make sure you are logged in as an administrator if this is the first time installing the software. If you have been able to use the software in the past then it’s possible your user permissions have been changed.

Yes, each test will provide a different piece of data your transformer. A power factor test looks at the insulation of the transformer. Turns ratio and winding resistance tests reveal the condition of the windings. SFRA provides information about the mechanical integrity of the transformer and can help you determine if a transformer has sustained any mechanical damage.

Each electrical test you perform gives you a bit more insight, and together they form a more complete picture of your transformer's health. Sometimes a "second opinion" from two or more tests on the same component can help you confirm a suspected problem.

Per IEEE C57.149, testing with oil is the most common and preferred method for frequency response analysis. Special consideration should be given to safety when testing a transformer without oil so that excessive voltages are not applied. Presence of oil changes the frequency response. Results with and without oil will cause variations in the SFRA traces. Below is an excerpt from the IEEE guidelines:

"For new equipment, this my require the performance of two FRA tests after receipt of the equipment at the final destination: 1) one test with the transformer in its shipping configuration, 2) and one thest with the transformer assembled an oil-filled as required for insulation resistance testing, to be used as baseline data for future testing. If no shipping damage is suspected, the test in the as shpped configuration may not be necessary as a receipt test"

Often, the manufacturer fills and drains the transformer before shipment. You should be aware of the conditions in which an SFRA test was performed before shipment from the factory. IEEE further states that:

“If the equipment is to arrive drained of oil, the shipping configuration should specify that it will be tested pre and post movement without oil. If the equipment is to be shipped after being drained of oil, it should be tested pre-movement without oil. Testing the unit prior to shipment in this case without oil and prior to a first fill, may not be adequate and could lead to false failures due to residual oil being held in the windings, or additional oil draining from the winding during weeks of shipment. If the equipment is to be shipped with oil, it should be fully filled for both pre and post movement tests. If the equipment is to be shipped partially filled, it should be tested with the same level of oil, or preferentially after oil has been added. Ensuring oil is at the same level before and after transportation for partially filled transformers can be difficult and sometimes leads to incorrect assessments.”

Yes. SFRA test results, when performed correctly and under similar conditions (correct grounding, same tap position and similar connections), are comparable. Factors that can affect test results include residual magnetism and poor grounding practices. Megger's FRAX software has the unique capability to import previous results from any other manufacturer's test set and compare results.

For SFRA:

There is no particular order that needs to be followed for the open circuit and short circuit tests. However, to increase efficiency, you might want to run the tests in an order that will help you minimize lead changes

For complete electrical tests:

Excitation current and SFRA should be completed first and winding resistance test last. This is to avoid any residual magnetism from the winding resistance test from affecting the results of the other tests. However, If your winding resistance test set is capable of demagnetizing the transformer efficiently after the test, you will not have to worry about the test sequence.

IEEE C57.149 states that “Large temperature difference, typically much more than 10 C, between two measurements will slightly influence the response at higher frequencies.”

For all practical purposes, the effect of temperature on SFRA measurements is very small and can be ignored unless there is big temperature variation between the two comparison traces.

Traditional open and short circuit tests are typically performed in factory to determine the no load and copper losses taking place in the transformer. Rated values are typically used when performing these tests. By determining the no load and copper losses, you can determine the different components in an equivalent circuit of a transformer.

Although they share similar names and connections, SFRA open circuit and short circuit tests are completely different. The SFRA open circuit test looks at the response of the core and winding, and the SFRA short circuit test isolates the winding response of the transformer. These tests help you narrow down the areas where the problem might be.

You would have to run a total of 30 different tests.

• 12 open circuit tests, one on each winding (4 windings x 3 phases =12 tests)
• 18 short circuit tests:
• 9 tests (From high side with three secondaries shorted one at a time)
• 6 tests (From X side with other two secondaries shorted one at a time)
• 3 tests (From Y side with the last secondary shorted)

In such cases, IEEE C57.152 recommends performing all electrical tests including Power Factor and SFRA. A power factor test may reveal a change in capacitance, and comparing this to a SFRA trace will help the diagnosis of any issues or failures associated with transformer windings.

The IEEE guide for SFRA is IEEE C57.149 Guide for the Application and Interpretation of Frequency Response Analysis for Oil-Immersed Transformers. Other relevant SFRA documents include: IEC60076-18 Ed. 1 – 2012, Std. DL/T911-2004, and Cigré Technical Brochure No. 342, April 2008.

Yes. IEEE C57.152 Guide for Diagnostic Field Testing of Fluid-Filled Power Transformers, Regulators, and Reactors recommends SFRA as a diagnostic test. SFRA can often pick up mechanical issues that other electrical tests might miss.

A SFRA open circuit test will show the response of core and windings, while a SFRA short circuit test only shows the response of windings. Each frequency range corresponds to dfferent components in the transformer. Some general frequency ranges are shown below.

• 20 Hz – 2 kHz: Main core deformation, open circuits, shorted turns, residual magnetism
• 10 kHz – 20 kHz: Bulk winding component, shunt impedance
• 20 kHz – 400 kHz: Deformation within the main windings
• 400 kHz – 1 MHz: Tap winding

However, keep in mind that each transformer will have specific responses and the frequency range given is for general reference only. For windings rated less than 72 kV, IEC recommends running the test up to 2 MHz.

SFRA and DFR are two completely different tests. SFRA looks at any kind of mechanical changes inside the transformer whereas DFR is used to determine the moisture present in cellulose (solid insulation) of oil filled power transformers. The two tests have very different applications.

There is no industry guideline for using SFRA based on a transformer’s VA ratings. In theory, you can perform SFRA on a transformer of any size, and if subsequent tests are performed under similar conditions, the results can be compared and analyzed. Other electrical tests like transformer turns ratio, excitation current and DC insulation tests will also give valuable information on smaller transformers.

Yes. SFRA looks at the response of the complex RLC network inside a transformer. You can perform baseline or reference measurements on dry type transformers and compare results over the years. For dry type transformers, you need to be aware of the effect that ground capacitances can have on the traces. Additionally, the response on the low side may have slight deviations because of low signal levels. A very good ground plane will produce more repeatable measurements.