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Mon message ci-dessus datant de 2010 est erronné: on ne peut pas "croiser" les deux moteurs diesel. En cas de panne du moteur diesel 1 on peut entraîner la section 2 ou la section 1 avec le moteur diesel 2 et en cas de panne du moteur diesel 2 on peut entraîner la section 1 ou la section 2 avec le moteur diesel 1. Il est impossible d'alimenter hydrauliquement deux sections simultanément avec le même moteur diesel.
Lorsque le moteurs diesel 1 et le moteur diesel 2 sont tous deux disponibles, les cabines des deux sections peuvent être rapatriées en stations simultanément.
Pour ce
TPH125 Cabane - Scex Rouge / Glacier 3000 (Alpes Vaudoises) Doppelmayr - 1999
#22
Nanouk 
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Posté 04 août 2023 - 20:30
On apprend ce soir que la longue et mystérieuse panne a été enfin résolue et que le téléphérique va pouvoir redémarrer dès demain samedi.
Source : Radio Télévision Suisse
Source : Radio Télévision Suisse
Nanouk Windemuth
#23
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Posté 04 août 2023 - 21:10
Apparemment ils ont isolés le transformateur électrique du 2ème tronçon qui posait problème. Ils ont connectés le téléphérique du 2ème tronçon sur le transfo du 1er tronçon et peuvent rouler avec qu'un seul transformateur, mais pas en même temps. Donc je pense que les deux téléphériques rouleront en alternances si je comprends bien.
#24
Velro
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Posté 05 août 2023 - 00:16
Mon diagnostic datant du samedi 22 juillet 2023 était donc correct. 
Les couplages (vector groups, Schaltgruppen) des deux transfos 2000 kVA 20/0.69 kV sont d'ailleurs différents.
Les couplages (vector groups, Schaltgruppen) des deux transfos 2000 kVA 20/0.69 kV sont d'ailleurs différents.
#25
vincen
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Posté 05 août 2023 - 11:42
Velro, le 05 août 2023 - 00:16 , dit :
Les couplages (vector groups, Schaltgruppen) des deux transfos 2000 kVA 20/0.69 kV sont d'ailleurs différents.
Les couplages ? Tu peux en dire plus ? merci
#26
Velro
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Posté 07 août 2023 - 15:12
Concernant le couplage des transformateurs:
https://fr.wikipedia..._triphas%C3%A9s
Pour répondre à une autre question: oui, je considère les ABB ACS880 (tout comme les ABB ACS800 et ABB ACS 600 prédécesseurs) comme d'excellents variateurs de fréquence. Aussi le support est excellent si on arrive à joindre le seul spécialiste au top du top chez ABB (Suisse). Les docs sont volumineuses mais bien faites même si pas entièrement au niveau de celles de Siemens, mais en contrepartie Siemens est aussi bureaucratique, compliqué et rigide qu'une admin fédérale, y.c. côté support. L'organisation des docs chez ABB est assez compliquée mais chez Siemens c'est carrément infernal (je laisse les curieux réunir la doc pour une commande CNC Sinumerik 840D y.c. celle des servoamplis et celle des servomoteurs ).
Pour les ABB ACS880 (et ABB ACS 600 et ABB ACS800) sont implémentées des fonctions de diagnotics très performantes, et en particulier avec une ISU gérée par son propre module de contrôle BCU. Certaines données et événements sont enregistrés par défaut, certains dataloggers sont paramétrisables, en pratique, on utilise ces loggers également lors des mises en service exigeantes et, le cas échéant, dans la mesure de la réserve de puissance CPU encore disponible, on code des bouts de programme spécifiquement pour traquer des bugs ou encore vérifier certains détails, ces petites reprogrammations sont effacées ou désactivées en fin de mise en service.
Pour cette raison, je ne *pas* du principe qu'une défaillance interne de l'ISU soit une cause très probable. De plus, sauf anomalie au niveau d'une pièce de rechange neuve (peu probable) ou de conflit dans les révisions hard et soft (y.c. firmware de la BCU), je considère que si on remplace une pièce existante par une pièce neuve, les caractéristiques de fonctionnement de l'ISU ne seront probablement pas suffisamment différentes pour rendre non reproductible un défaut à cause externe.
La différence entre les deux couplages des transformateurs 2000 kVA 20/0.69 kV a une influence sur la façon dont les perturbations passent du côté MT (moyenne tension 20 kV) au côté BT (basse tension, ici 3x690 V en lieu et place des 3x400 V habituels chez nous) et dans le sens inverse. De plus, un des deux transfos ne présente pas de point étoile côté BT.
Je ne dis pas que cette différence de couplage est d'office un facteur déterminant pour la cause de la panne, seules des mesures pourront apporter une réponse (de préférence) claire, par contre il s'agit de la première différence majeure entre les deux entraînements qui devrait venir à l'esprit de toute personne qui connaît un peu l'électrotechnique de la station intermédaire Cabane.
Il est possible que le transfo alimentant le variateur de fréquence de la section 2 se soit dégradé, mais dans l'ensemble je considère comme très vraisemblable que des conditions pour le moment inconnues aient entraîné un changement au niveau de la qualité du réseau MT 20 kV au Col du Pillon.
Après, p.ex. la probable absence de blindage statique associée à d'autres détails sont autant de facteurs qui affectent négativement l'immunité aux anomalie réseau des ISU et que l'ISU de la section 2 n'ait juste plus assez de marge de sécurité pour gérer des anomalies côté réseau alors qu'en raison p.ex. du couplage de transfo différent, de la longueur des câbles 690 V supérieure ou encore de détails divergeants dans l'exécution du système d'équipotentialité, la marge d'immunité pour la section 1 soit, elle, encore suffisante.
Cela dit, si les causes sont effectivement liées à une dégradation des conditions côté réseau MT, il n'est pas exclu que l'ISU de la section 1 finisse elle aussi par ne plus disposer d'une immunité suffisante et finisse alors par planter en mode régénératif.
Sauf erreur on peut alimenter depuis le côté bernois, perso c'est ce que je ferais pour tester vu les caractéristiques du réseau MT seraient alors différente. Partant du principe que d'éventuelles anomalies MT présentes côté Romande Energie (alimentation MT normale) ne seraient présentes sous une forme ayant un influence similaire sur l'ISU de la section 2 si on alimente depuis un autre réseau MT. Là c'est en premier lieu un test empirique, indépendamment des essais et de la réalimentation de l'ISU de la section 2 par le transfo dédié à la section 1, il est absolument impératif de clarifier la situation au moyen d'enregistrements de mesures, si possible réalisés par des spécialistes qui n'ont pas de conflit d'intérêt, donc en particulier totalement indépendants de Romande Energie.
Si, comme c'est le cas ici, une erreur *REPRODUCTIBLE* apparaît *soudainement*, il y a de fortes chances que quelque chose ait changé dans l'environnement (sous-entendu électrique mais à comprendre dans un sens très large) du variateur de fréquence de la section 2 et là on pense en tout premier à un problème côté réseau MT ou encore à des modifications dans le système d'équipotentialité (y.c. mise à terre).
Une dégradation soudaine du transfo est possible mais souvent un transfo se dégrade progressivement. Une défaillance soudaine se traduit fréquemment par une défaillance totale ou du moins par une augmentation anormale de la température de l'huile, voire des bruits anormaux.
Les conditions de réseau MT peuvent également avoir été influencées par des facteurs non nécessairement liés au fournisseur d'énergie même. Là encore, seules des mesures peuvent apporter des réponses suffisamment fiables.
Je ne suis pas fan des modélisations numériques dans ce genre de cas, mieux vaut faire les mesures sur site le plus rapidement possible tout en laissant les théoriciens jouer dans leur coin.
Ce genre de dépannage est avant tout une question d'expérience pratique et à mon avis le cas n'est même pas particulièrement complexe vu que le défaut est reproductible dans des conditions définies (ISU exploitée en mode régénératif (freinage électrique)).
Après, les mesures requises nécessitent des appareils peu courants et chers, notamment des analyseurs de puissance *avancés* capables de mesurer directement en CAT suffisante les tensions AC (690 V) et DC (plus de 1000 V, la valeur effective dépendant de la paramétrisation du variateur) en présence, et ce à un peu plus de 2500 m s/mer.
Pour les analyses réseau côté MT il importe de vérifier les performance des TP (transformateurs de mesure de tension) car certains peuvent fortement fausser les mesures dans le cadre d'analyses de qualité réseau, cela dit, des mesure détaillées côté BT 690 V permettront d'en savoir déjà un bout.
Conclusion:
A mon avis il n'est pas sorcier de trouver l'origine du problème, par contre il faut mettre le paquet côté équipement de mesure et avoir des spécialistse qui savent les mettre en oeuvre et interpréter les résultats. Pour ce qui est des causes, mon avis demeure inchangé depuis le début: je rechercherais en priorité des causes externes au variateur de fréquence même (les vrais pros parlent de convertisseur de fréquence, pas de variateur ).
Afin de pallier au problème d'un défaut ISU en mode régénératif, il serait judicieux d'installer une DBU (Dynamic Braking Unit) avec Inverters R8i et des résistances de freinage triphasées plongées dans de l'eau (couplables aussi en 400 V afin de pouvoir les revendre plus facilement par la suite).
Les exigences côté réseau 690 V sont moins élevées si une ISU n'est pas exploitée en mode régénératif, à l'instar des Ultra-Low-Harmonic drives dont on a bloqué la fonctionnalité de freinage régénératif en limitant les fonctionnalités du firmware de la BCU (module de commande) de l'ISU (IGBT Supply Unit, inverter (onduleur côté réseau)).
https://fr.wikipedia..._triphas%C3%A9s
Pour répondre à une autre question: oui, je considère les ABB ACS880 (tout comme les ABB ACS800 et ABB ACS 600 prédécesseurs) comme d'excellents variateurs de fréquence. Aussi le support est excellent si on arrive à joindre le seul spécialiste au top du top chez ABB (Suisse). Les docs sont volumineuses mais bien faites même si pas entièrement au niveau de celles de Siemens, mais en contrepartie Siemens est aussi bureaucratique, compliqué et rigide qu'une admin fédérale, y.c. côté support. L'organisation des docs chez ABB est assez compliquée mais chez Siemens c'est carrément infernal (je laisse les curieux réunir la doc pour une commande CNC Sinumerik 840D y.c. celle des servoamplis et celle des servomoteurs
).Pour les ABB ACS880 (et ABB ACS 600 et ABB ACS800) sont implémentées des fonctions de diagnotics très performantes, et en particulier avec une ISU gérée par son propre module de contrôle BCU. Certaines données et événements sont enregistrés par défaut, certains dataloggers sont paramétrisables, en pratique, on utilise ces loggers également lors des mises en service exigeantes et, le cas échéant, dans la mesure de la réserve de puissance CPU encore disponible, on code des bouts de programme spécifiquement pour traquer des bugs ou encore vérifier certains détails, ces petites reprogrammations sont effacées ou désactivées en fin de mise en service.
Pour cette raison, je ne *pas* du principe qu'une défaillance interne de l'ISU soit une cause très probable. De plus, sauf anomalie au niveau d'une pièce de rechange neuve (peu probable) ou de conflit dans les révisions hard et soft (y.c. firmware de la BCU), je considère que si on remplace une pièce existante par une pièce neuve, les caractéristiques de fonctionnement de l'ISU ne seront probablement pas suffisamment différentes pour rendre non reproductible un défaut à cause externe.
La différence entre les deux couplages des transformateurs 2000 kVA 20/0.69 kV a une influence sur la façon dont les perturbations passent du côté MT (moyenne tension 20 kV) au côté BT (basse tension, ici 3x690 V en lieu et place des 3x400 V habituels chez nous) et dans le sens inverse. De plus, un des deux transfos ne présente pas de point étoile côté BT.
Je ne dis pas que cette différence de couplage est d'office un facteur déterminant pour la cause de la panne, seules des mesures pourront apporter une réponse (de préférence) claire, par contre il s'agit de la première différence majeure entre les deux entraînements qui devrait venir à l'esprit de toute personne qui connaît un peu l'électrotechnique de la station intermédaire Cabane.
Il est possible que le transfo alimentant le variateur de fréquence de la section 2 se soit dégradé, mais dans l'ensemble je considère comme très vraisemblable que des conditions pour le moment inconnues aient entraîné un changement au niveau de la qualité du réseau MT 20 kV au Col du Pillon.
Après, p.ex. la probable absence de blindage statique associée à d'autres détails sont autant de facteurs qui affectent négativement l'immunité aux anomalie réseau des ISU et que l'ISU de la section 2 n'ait juste plus assez de marge de sécurité pour gérer des anomalies côté réseau alors qu'en raison p.ex. du couplage de transfo différent, de la longueur des câbles 690 V supérieure ou encore de détails divergeants dans l'exécution du système d'équipotentialité, la marge d'immunité pour la section 1 soit, elle, encore suffisante.
Cela dit, si les causes sont effectivement liées à une dégradation des conditions côté réseau MT, il n'est pas exclu que l'ISU de la section 1 finisse elle aussi par ne plus disposer d'une immunité suffisante et finisse alors par planter en mode régénératif.
Sauf erreur on peut alimenter depuis le côté bernois, perso c'est ce que je ferais pour tester vu les caractéristiques du réseau MT seraient alors différente. Partant du principe que d'éventuelles anomalies MT présentes côté Romande Energie (alimentation MT normale) ne seraient présentes sous une forme ayant un influence similaire sur l'ISU de la section 2 si on alimente depuis un autre réseau MT. Là c'est en premier lieu un test empirique, indépendamment des essais et de la réalimentation de l'ISU de la section 2 par le transfo dédié à la section 1, il est absolument impératif de clarifier la situation au moyen d'enregistrements de mesures, si possible réalisés par des spécialistes qui n'ont pas de conflit d'intérêt, donc en particulier totalement indépendants de Romande Energie.
Si, comme c'est le cas ici, une erreur *REPRODUCTIBLE* apparaît *soudainement*, il y a de fortes chances que quelque chose ait changé dans l'environnement (sous-entendu électrique mais à comprendre dans un sens très large) du variateur de fréquence de la section 2 et là on pense en tout premier à un problème côté réseau MT ou encore à des modifications dans le système d'équipotentialité (y.c. mise à terre).
Une dégradation soudaine du transfo est possible mais souvent un transfo se dégrade progressivement. Une défaillance soudaine se traduit fréquemment par une défaillance totale ou du moins par une augmentation anormale de la température de l'huile, voire des bruits anormaux.
Les conditions de réseau MT peuvent également avoir été influencées par des facteurs non nécessairement liés au fournisseur d'énergie même. Là encore, seules des mesures peuvent apporter des réponses suffisamment fiables.
Je ne suis pas fan des modélisations numériques dans ce genre de cas, mieux vaut faire les mesures sur site le plus rapidement possible tout en laissant les théoriciens jouer dans leur coin.
Ce genre de dépannage est avant tout une question d'expérience pratique et à mon avis le cas n'est même pas particulièrement complexe vu que le défaut est reproductible dans des conditions définies (ISU exploitée en mode régénératif (freinage électrique)).
Après, les mesures requises nécessitent des appareils peu courants et chers, notamment des analyseurs de puissance *avancés* capables de mesurer directement en CAT suffisante les tensions AC (690 V) et DC (plus de 1000 V, la valeur effective dépendant de la paramétrisation du variateur) en présence, et ce à un peu plus de 2500 m s/mer.
Pour les analyses réseau côté MT il importe de vérifier les performance des TP (transformateurs de mesure de tension) car certains peuvent fortement fausser les mesures dans le cadre d'analyses de qualité réseau, cela dit, des mesure détaillées côté BT 690 V permettront d'en savoir déjà un bout.
Conclusion:
A mon avis il n'est pas sorcier de trouver l'origine du problème, par contre il faut mettre le paquet côté équipement de mesure et avoir des spécialistse qui savent les mettre en oeuvre et interpréter les résultats. Pour ce qui est des causes, mon avis demeure inchangé depuis le début: je rechercherais en priorité des causes externes au variateur de fréquence même (les vrais pros parlent de convertisseur de fréquence, pas de variateur
).Afin de pallier au problème d'un défaut ISU en mode régénératif, il serait judicieux d'installer une DBU (Dynamic Braking Unit) avec Inverters R8i et des résistances de freinage triphasées plongées dans de l'eau (couplables aussi en 400 V afin de pouvoir les revendre plus facilement par la suite).
Les exigences côté réseau 690 V sont moins élevées si une ISU n'est pas exploitée en mode régénératif, à l'instar des Ultra-Low-Harmonic drives dont on a bloqué la fonctionnalité de freinage régénératif en limitant les fonctionnalités du firmware de la BCU (module de commande) de l'ISU (IGBT Supply Unit, inverter (onduleur côté réseau)).
Ce message a été modifié par Velro - 07 août 2023 - 15:40 .
#27
JPJP
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Posté 07 août 2023 - 17:17
vincen, le 05 août 2023 - 11:42 , dit :
Velro, le 05 août 2023 - 00:16 , dit :
Les couplages (vector groups, Schaltgruppen) des deux transfos 2000 kVA 20/0.69 kV sont d'ailleurs différents.
Les couplages ? Tu peux en dire plus ? merci
Tu en voulais plus, tu es servi !
#28
vincen
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Posté 07 août 2023 - 17:55
Velro, le 07 août 2023 - 15:12 , dit :
Concernant le couplage des transformateurs:
https://fr.wikipedia..._triphas%C3%A9s
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https://fr.wikipedia..._triphas%C3%A9s
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Merci beaucoup @Velro pour ces explications détaillées et très intéressantes