Surveillance des décharges partielles avec surveillance de la température — Méthodes, Corrélation, et sélection du capteur

• Idée clé: Combinaison Surveillance des décharges partielles avec Surveillance de la température expose à la fois aux contraintes électriques et thermiques, permettre tôt, diagnostics de transformateur haute confiance.
• Pourquoi ça marche: La plupart des défauts d'isolation impliquent un mélange d'activité de DP et de surchauffe localisée.; la tendance des deux signaux élimine les angles morts et réduit les faux positifs.
• Point culminant du capteur: Capteurs de température à fibre optique fluorescente Fournit de véritables températures d'enroulement et de cosse chaude avec une isolation diélectrique et une immunité aux EMI, surpassant les méthodes RTD/thermocouple et infrarouge uniquement dans les environnements à haute tension.
• Vue système: Intégrer Capteurs PD UHF/TEV/HFCT, sondes de température à fibre optique, Analyseurs DGA, et Tableaux de bord SCADA/IoT pour un indice de santé unifié et une maintenance prédictive.

Table des matières

1. Qu'est-ce que la surveillance des décharges partielles
2. Pourquoi combiner la surveillance de la température
3. Corrélation PD-température et signatures de défaillance
4. Types de capteurs PD
5. Comparaison des méthodes de surveillance de la température
6. Pourquoi les capteurs à fibre optique fluorescents gagnent dans les actifs HT
7. Alarmes recommandées, Seuils, et logique d'événement
8. Architecture: Acquisition de données, Analytique, et SCADA/IoT
9. Cas d'utilisation: Sous-stations, Installations industrielles, Énergies renouvelables
10. Liste de contrôle pratique de déploiement
11. FAQ
12. À propos de nos solutions de surveillance

1. Qu'est-ce que la surveillance des décharges partielles

Décharge partielle (PD) est une panne électrique localisée dans l'isolation qui ne relie pas complètement les électrodes. Le PD érode les solides, carbonise les surfaces, et accélère le vieillissement jusqu'à ce qu'une défaillance diélectrique complète se produise. Surveillance des décharges partielles capture ces événements en temps réel afin que les opérateurs puissent intervenir avant que les dommages ne se propagent.

1.1 Pourquoi le PD est important

• C'est le premier symptôme électrique d'un problème d'isolation..
• Cela est fortement corrélé à la contamination, vides, et les risques de suivi de surface.
• Ses tendances (compter, ampleur, Modèles PRPD) aider à classer les types de défauts.

1.2 Où la PD est mesurée

• À l'intérieur du réservoir (rayonné UHF) et sur une structure ancrée (VET).
• Sur écrans de câbles/terres à l'aide Le HFCT pinces pour impulsions conduites.
• Près des bagues, terminaisons de câbles, et des fils sinueux là où les champs sont les plus forts.

2. Pourquoi combiner la surveillance de la température

De nombreux défauts naissants se mélangent stress électrique (PD) avec contrainte thermique (points chauds). Le suivi de la maladie de Parkinson sans température peut mal classer la couronne bénigne; le suivi de la température sans PD peut manquer la bande sèche ou vider la décharge. Une approche combinée confirme la gravité et guide des actions de maintenance précises.

2.1 Avantages d'une stratégie combinée

• Confiance diagnostique plus élevée: L'augmentation du PD avec l'augmentation simultanée des points chauds indique un chemin de défaillance aggravé.
• Clarté des causes profondes: Une augmentation de température uniquement au niveau d'une seule cosse suggère un problème mécanique ou de contact, pas de vides d'isolation.
• Maintenance exploitable: Choisissez entre nettoyage/rétermination, déclassement de charge, ou panne planifiée basée sur les deux signaux.

2.2 Résultats combinés typiques

Tendance PD	Tendance de la température	Scénario probable	Action suggérée
Soulèvement	Soulèvement	Électrique + composition du stress thermique	Détarage à court terme, planifier l'inspection, préparer un plan d'interruption
Soulèvement	Écurie	Décharge de surface/vide sans échauffement majeur	Nettoyage ciblé, réisolation, surveiller de près
Écurie	S'élevant à une patte	Connexion desserrée/oxydée (Chauffage I²R)	Serrer/nettoyer la cosse, vérifier le couple, redéfinir la ligne de base
Écurie	En hausse globale	Dégradation du refroidissement, surcharger, pointe ambiante	Contrôle ventilateur/pompe, contrôle de charge, audit thermique

3. Corrélation PD-température et signatures de défaillance

Corrélation Ampleur/nombre de PD avec températures des points chauds et des terminaux sépare les événements nuisibles des défauts critiques. Ajouter de l'humidité, charger, et tendances des gaz dissous pour un tableau de santé multidimensionnel.

3.1 Exemples de signatures

• Salves PD alignées avec les pointes RH: Suivi de surface dû à la condensation sur les terminaisons.
• Croissance de PD avec dérive de points chauds pendant les étapes de charge: Vide d'isolation aggravé par la dilatation thermique.
• Delta à chaud sans augmentation de PD: Desserrage mécanique ou corrosion (résistance de contact).

3.2 Conseils d'analyse

• Utiliser taux d'augmentation (ΔT/Δt) et delta des pairs (cosse à cosse ΔT) pour détecter rapidement les défauts thermiques.
• S'orienter Modèles PRPD sous différentes charges pour classer les types de décharge.
• Recoupez-vous avec Analyse DGA (H₂, C₂H₂, C₂H₄) pour confirmer l'électricité vs. cause thermique.

4. Types de capteurs PD

Un robuste Surveillance des décharges partielles le système mélange les canaux de mesure rayonnés et conduits pour capturer divers défauts.

4.1 Capteurs UHF

• Détecter l'énergie électromagnétique rayonnée par les événements PD dans la bande UHF.
• Idéal pour les équipements blindés en métal, réservoirs, et proximités SIG.
• Faible sensibilité au bruit; prend en charge la localisation de l'heure d'arrivée avec plusieurs antennes.

4.2 Capteur TEV

• Mesure Tensions de terre transitoires induit sur les surfaces métalliques par PD interne.
• Utile pour les panneaux d'appareillage et les réservoirs de transformateur; rapide, non intrusif.

4.3 Capteurs HFCT

• À pince Transformateurs de courant haute fréquence mesurer les impulsions PD sur les écrans de masse/câble.
• Idéal pour les terminaisons de câbles et les conducteurs de terre; rénovation simple.

5. Comparaison des méthodes de surveillance de la température

La surveillance de la température ferme la boucle de diagnostic, mais les méthodes varient considérablement en termes d'adéquation aux actifs haute tension. La matrice ci-dessous compare les options pratiques pour les transformateurs et les équipements de sous-station.

Méthode	Principe	Points forts	Limites	Meilleure utilisation
Fibre optique fluorescente	Décroissance de la fluorescence optique à la pointe de la sonde	Diélectrique, Immunité aux EMI; véritable point chaud; Réponse rapide; en sécurité près de HV	Nécessite un acheminement et une manipulation soigneux de la sonde	Points chauds sinueux, bagues, cosses
RDT / PT100	La résistance change avec la température	Faible coût; technologie mature; facile à trouver	Susceptibilité aux EMI; chemins galvaniques; moins idéal à proximité des champs HT	Ambiance du cabinet, huile de radiateur, conduits
Thermocouple	Différence de tension thermoélectrique	Large gamme; peu coûteux; petit facteur de forme	Sensibilité au bruit; dérive des jonctions de référence dans les sites HT	Surfaces à usage général éloignées des HT
Caméra infrarouge (ordinateur de poche)	Imagerie par émission IR de surface	Enquête rapide; aucun contact; points chauds visuels	Pas continu; dépendant de l'opérateur; erreurs d'émissivité	Audits périodiques et contrôles de mise en service
Fenêtre IR + analyse de routine	Fenêtre IR fixe sur le boîtier	Numérisation plus sûre sans ouvrir les portes	Toujours périodique; champ de vision limité	Points chauds des appareils de commutation et des armoires
Capteurs ponctuels IoT sans fil	Noeud de batterie BLE/LoRa en surface	Mise à niveau facile; tendance de base	Entretien de la batterie; Fiabilité RF dans la métallurgie	Surfaces auxiliaires dans les zones non critiques

5.1 Points pratiques à retenir

• Pour véritable point chaud sinueux et Proximité HT, choisir fibre optique fluorescente.
• Utilisez RTD/PT100 pour le contexte ambiant et pétrolier; compter sur la fibre pour prendre des décisions en matière de risques.
• Conserver l’infrarouge comme outil d’enquête supplémentaire, pas le canal de protection principal.

6. Pourquoi les capteurs à fibre optique fluorescents gagnent dans les actifs HT

Capteurs de température à fibre optique fluorescente exceller là où les capteurs électriques ont du mal. Ils apportent la mesure directement à l'énergie, régions à champ élevé sans introduire de chemins conducteurs ou d'erreurs EMI. Cela en fait le choix privilégié pour la corrélation Activité DP avec température réelle du point chaud dans les transformateurs et les appareillages haute tension.

6.1 Avantages techniques

• Sécurité diélectrique: Aucune conduction métallique de la sonde au conditionneur; intrinsèquement sûr pour les HT.
• Immunité EMI: Insensible aux interférences des champs magnétiques et électriques; stable lors des événements de commutation.
• Fidélité des points chauds: Contact direct au niveau des enroulements, cosses, ou les brides de bague capturent la température qui compte.
• Dynamique rapide: Prise en charge des réponses à l'échelle de la milliseconde taux d'augmentation alarmes pour la prévention des arcs.

6.2 Avantages de l'intégration

• Les réseaux multipoints alimentent un moniteur numérique à transformateur aux côtés UHF/TEV/HFCT Capteurs PD.
• En corrélation avec Analyseur DGA lectures pour une confirmation à trois voies du type de défaut.
• Communique sur Modbus TCP/RTU, CEI 61850, ou MQTT aux tableaux de bord SCADA/IoT.

7. Alarmes recommandées, Seuils, et logique d'événement

L'établissement d'une logique d'alarme intelligente garantit que décharge partielle (PD) et Surveillance de la température les systèmes fournissent des informations exploitables plutôt que des alertes intempestives excessives. Le système doit comparer les flux de données de DP et de température et utiliser des déclencheurs basés sur la corrélation pour la classification des événements..

7.1 Seuils d'alarme PD

Niveau de gravité	Ampleur typique de la MP (PC)	Action recommandée
Normale	0 – 100	Poursuivre la surveillance de routine
Avertissement	100 – 300	Augmenter la fréquence de mesure, vérifier la tendance de la température
Critique	>300	Planifier l'inspection et établir une corrélation avec la DGA & augmentation de la température

7.2 Niveaux d'alarme de température

• Pré-alarme: +10°C au-dessus de la température de référence de l'enroulement — alerte l'opérateur en cas d'écart thermique.
• Alarme: +20°C au-dessus de la ligne de base – lancer le ventilateur de refroidissement ou la réduction de la charge.
• Voyage: +30°C au-dessus de la ligne de base — déclenchez un relais de protection automatique pour éviter d'endommager l'isolation.

7.3 Logique des événements de corrélation

La logique ci-dessous améliore la précision prédictive du système de surveillance:

• Hausse de la PD + Augmentation de la température → Défaut confirmé, rupture probable de l'isolation.
• Hausse de la PD + Température constante → Corona ou décharge de surface, faible gravité.
• Pas de PD + Augmentation de la température → Surcharge ou dysfonctionnement du refroidissement.

8. Architecture: Acquisition de données, Analytique, et SCADA/IoT

Le système combiné de surveillance de la DP et de la température fait partie d'une plateforme de diagnostic intégrée. Il connecte plusieurs capteurs à un processeur central qui effectue le conditionnement du signal en temps réel, fusion de données, et communication vers les systèmes de supervision.

8.1 Disposition du matériel

• Unité d'acquisition PD: Accepte les entrées de UHF, VET, et capteurs HFCT.
• Unité d'acquisition de température: Accepte les signaux analogiques 4 à 20 mA / 0Signaux –5 V et canaux de capteurs à fibre optique.
• Module processeur: Corrèle le nombre d'impulsions PD avec les profils thermiques.
• Module de communication: Ethernet (RJ45), RS-485, ou fibre optique utilisant CEI 61850 ou Modbus-TCP.

8.2 Logiciels et analyses

Le tableau de bord du système visualise les courbes de température, Graphiques d'activité PD, et alarmes d'événements. Il peut utiliser des modèles prédictifs pour attribuer un indice de santé à chaque baie de transformateur ou d'appareillage. Les analyses basées sur le cloud permettent en outre une comparaison multi-sites pour les services publics et les fabricants OEM.

8.3 Exemple d'intégration

Dans un 220 Sous-station kV au Viêt Nam, Les capteurs PD et les sondes à fibre optique alimentent un moniteur numérique communiquant via CEI 61850 au SCADA principal. Le système émet automatiquement des avertissements lorsque les impulsions PD dépassent 250 PC avec accélération simultanée du point chaud ci-dessus 15 °C/min.

9. Cas d'utilisation: Sous-stations, Installations industrielles, Énergies renouvelables

La surveillance combinée des DP et de la température est devenue essentielle dans diverses industries pour maintenir la disponibilité et garantir la sécurité des actifs électriques..

9.1 Sous-stations électriques

Dans les sous-stations, Les capteurs PD détectent la dégradation de l'isolation interne dans Transformateurs et Appareillage SIG. La surveillance de la température garantit l'efficacité du refroidissement et l'identification précoce des contacts chauffants ou des connexions desserrées.. L'intégration avec SCADA permet une tendance automatisée des pannes.

9.2 Usines industrielles et manufacturières

Installations fonctionnant sous de lourdes charges – aciéries, usines pétrochimiques, et cimenteries : bénéficiez de systèmes combinés PD-température qui protègent les transformateurs de distribution et les centres de contrôle des moteurs essentiels à votre mission.. Les opérateurs peuvent planifier une maintenance ciblée en fonction des données plutôt que des intervalles de temps.

9.3 Installations d'énergies renouvelables

Dans les parcs éoliens et les sous-stations solaires, compact moniteurs numériques suivre les anomalies PD et thermiques causées par la distorsion harmonique ou le bruit de commutation de l'onduleur. Les capteurs de température à fibre optique offrent des, surveillance nécessitant peu d'entretien à l'intérieur des nacelles de transformateur et des boîtiers d'onduleurs là où les capteurs conventionnels échouent en raison des interférences électromagnétiques.

10. Liste de contrôle pratique de déploiement

• Effectuer des tests de référence PD et de température avant la mise sous tension.
• Installez des capteurs UHF/HFCT sur les emplacements clés des transformateurs et des câbles..
• Montez les sondes à fibre optique fluorescentes sur l'huile supérieure, enroulement, et positions terminales.
• Intégrer les sorties via Modbus-TCP ou CEI 61850 au tableau de bord SCADA/IoT.
• Définir les seuils d'alarme et la logique de corrélation pour les alertes automatiques.
• Former le personnel de maintenance à interpréter le PRPD et les modèles thermiques pour des actions préventives.

11. FAQ

T1. Pourquoi la surveillance des décharges partielles est-elle essentielle pour les transformateurs?

Parce que la PD est la première indication d’une faiblesse de l’isolation. La surveillance continue des PD permet une maintenance prédictive et évite les pannes catastrophiques qui pourraient coûter des millions en temps d'arrêt..

T2. Comment la surveillance de la température complète-t-elle la détection des DP?

Les données de température révèlent les contraintes thermiques et les effets de charge. Lorsqu'il est corrélé avec les tendances de PD, il fait la distinction entre les effets corona inoffensifs et les pannes destructrices de l'isolation.

T3. Ce qui rend les capteurs à fibre optique fluorescents supérieurs?

Ils sont non conducteur, immunisé contre les EMI, et mesurer températures réelles des points chauds directement sur les bobinages ou les bornes. Contrairement aux RTD ou aux thermocouples, ils ne nécessitent pas d'isolation galvanique et ne souffrent pas de bruit électrique dans les environnements HT.

T4. Les données de PD et de température peuvent-elles être intégrées dans une seule plateforme?

Oui. Moderne moniteurs numériques à transformateur prend en charge les deux types de données via un logiciel unifié, permettant une corrélation en temps réel, classement des événements, et intégration SCADA via CEI 61850 et Modbus-TCP.

Q5. Où ce système a-t-il été mis en œuvre?

Des projets à travers Malaisie, Indonésie, et l'Arabie Saoudite utiliser la surveillance combinée de la température et du PD pour les services publics d'électricité et les installations industrielles, ce qui entraîne moins de pannes imprévues et améliore la durée de vie des actifs.

12. À propos de nos solutions de surveillance

Nous fabriquons systèmes de surveillance des transformateurs et des appareillages de commutation intégrer capteurs de décharge partielle, sondes de température fluorescentes à fibre optique, Analyseurs DGA, et Passerelles IoT/SCADA en une seule plateforme. Nos équipements répondent aux normes internationales, notamment CEI 61850, OIN 9001, et CE attestation.

Nous fournissons des services publics et des partenaires OEM dans toute l'Asie du Sud-Est et au Moyen-Orient., offre Personnalisation OEM/ODM, documentation complète, et support technique. Contactez-nous pour les fiches techniques, caractéristiques, et des solutions d'intégration adaptées à votre application.

13. Étude de cas: Mise à niveau de la sous-station industrielle en Malaisie

Dans 2024, un grand complexe industriel à Selangor, La Malaisie a modernisé son 132 Transformateurs de distribution kV avec un combiné système de surveillance des décharges partielles et de la température. L'objectif était de réduire les temps d'arrêt causés par des défauts d'isolation et l'échauffement des contacts dans les transformateurs immergés dans l'huile..

13.1 Arrière-plan

L'établissement s'appuyait auparavant sur des kits DGA portables et une thermographie infrarouge mensuelle., qui manquait souvent les pics de DP intermittents et les surtensions de température. Après plusieurs arrêts inattendus, la direction a approuvé la mise à niveau vers une plateforme de surveillance numérique en temps réel.

13.2 Déploiement du système

• Capteurs PD UHF monté sur la cuve du transformateur pour la détection de décharge interne.
• Capteurs HFCT installé sur des fils de mise à la terre neutres pour détecter les impulsions conduites.
• Sondes de température fluorescentes à fibre optique intégré dans les enroulements haute tension et les emplacements supérieurs pour la mesure des points chauds.
• Moniteur numérique avec IHM de 7 pouces connectée via Modbus TCP au système SCADA du site.

13.3 Résultats

Paramètre	Avant l'installation	Après l'installation
Pannes imprévues par an	5	1
Réduction des coûts de maintenance moyens	–	30%
Extension de la durée de vie du transformateur	–	Estimé +8 années
Détection d'événements PD mineurs	Manuel (manqué 80%)	Automatique 24/7 (99% capturer)

13.4 Commentaires de l'opérateur

Après intégration, les ingénieurs de maintenance pourraient visualiser côte à côte la densité d'impulsion PD et les courbes de température en temps réel. Lorsque l'amplitude de PD dépasse 250 Le PC et la sonde à fibre optique ont détecté un signal rapide 10 Augmentation °C/min, le système a émis des alarmes automatiques. Des mesures correctives ont été prises avant qu'une défaillance d'isolation ne se produise.

14. Étude de cas: Sous-station de services publics en Indonésie (PLN)

Dans 2023, PLN (Le service public national indonésien) déployé des systèmes de surveillance hybrides dans l’ensemble de ses 70 Sous-stations kV à Sumatra et Java. Le climat tropical présentait des risques élevés d’humidité et de contamination, entraînant des décharges partielles et un vieillissement accéléré de l’isolation.

14.1 Présentation du système

• Capteurs PD: Combinaison de capteurs HFCT et TEV dans les cellules d'appareillage.
• Capteurs de température: Sondes à fibre optique fluorescentes et capteurs RTD sur radiateurs à huile pour redondance.
• Communication: Ethernet fibre optique avec CEI 61850 protocole, connecté au centre SCADA régional.

14.2 Informations opérationnelles

Les tendances de PD et de température en temps réel ont révélé des tendances saisonnières: L'intensité de la PD a augmenté pendant les mois de mousson en raison de la condensation de surface, tandis que les écarts de température mettaient en évidence la perte d’efficacité des radiateurs. Les équipes de maintenance ont optimisé les programmes de nettoyage et remplacé un ventilateur de refroidissement défectueux avant une panne grave..

14.3 Avantages clés

• Croissance de PD détectée avant la perforation de l'isolant.
• Fréquence d’inspection manuelle réduite de 60%.
• Atteint un indice de fiabilité plus élevé (SAIDI amélioré par 25%).

15. Résumé comparatif: Technologie vs. Avantage

Technologie	Fonction principale	Avantage clé	Impact sur la fiabilité
Capteurs à fibre optique fluorescents	Surveillance de la température des enroulements en temps réel	Sécurité diélectrique, Immunité EMI	Élimine les fausses lectures de points chauds
Capteurs PD UHF	Détecter les décharges partielles internes	Haute sensibilité aux vides internes	Prédit rapidement la rupture de l’isolation
Capteurs HFCT	Mesurer les impulsions de courant PD	Mise à niveau simple pour les câbles/terres	Complète les canaux PD rayonnés
Analyseur DGA	Détecter les dégagements de gaz à partir de défauts	Identifie l'électricité & type de défaut thermique	Corrèle chimiquement les tendances PD/température
Moniteur numérique (SCADA)	Fusion de données, alarmes, visualisation	Plateforme unifiée pour plusieurs signaux	Permet la maintenance prédictive

16. Adoption et normes mondiales

Utilitaires en Europe, le Moyen-Orient, et l’Asie convergent vers des systèmes intégrés PD-température. Des pays comme l'Allemagne, les Émirats Arabes Unis, et le Vietnam ont inclus les diagnostics de fibre optique et de DP dans les spécifications d'achat de nouveaux transformateurs, s'aligner avec CEI 60076, CEI 60270, et IEEE C57.143 normes.

16.1 Fonctionnalités de conformité typiques

• Étalonnage du capteur traçable selon ISO 17025.
• Certification de test CEM/EMI selon CEI 61000.
• Intégration réseau sécurisée grâce à IEC 61850 MMS.

16.2 Perspectives d'avenir

Alors que les services publics poursuivent la maintenance prédictive et l’analyse de l’IA, combinant PD, température, et les données de vibration constitueront l'épine dorsale de surveillance intelligente des transformateurs écosystèmes. Les systèmes prenant en charge l’intégration cloud et l’apprentissage automatique amélioreront encore la précision du diagnostic.

17. Intégration avec les plateformes d'analyse prédictive

Les plates-formes modernes d'analyse des transformateurs collectent des DP en continu, température, et flux de données sur le gaz. Des algorithmes avancés calculent un Indice de santé du transformateur (CE), fournir un score numérique clair pour l’état des actifs.

17.1 Flux de travail

1. Acquisition de données de capteur (PD, température, DGA).
2. Extraction de fonctionnalités (Amplitude PD, ΔT, rapport gaz).
3. Le modèle d'apprentissage automatique prédit la probabilité d'échec.
4. Les seuils d'alarme s'adaptent dynamiquement à la charge et aux conditions météorologiques.

17.2 Avantages pour les services publics

• Réduit la maintenance imprévue de 40 à 60 %.
• Prolonge la durée de vie du transformateur grâce à des actions basées sur les conditions.
• Les tableaux de bord cloud centralisés permettent une surveillance à l'échelle de la flotte.

18. Forfait de surveillance recommandé

Pour les services publics et les équipementiers recherchant une couverture de diagnostic complète, une solution recommandée comprend les modules intégrés suivants:

• Détection de PD: UHF, Le HFCT, et capteurs TEV avec amplificateur local.
• Surveillance de la température: 4–8 canaux de sondes fluorescentes à fibre optique.
• Module DGA: Analyse en ligne des gaz dissous pour l'hydrogène et les hydrocarbures.
• Capteur d'humidité: Mesure l'humidité relative ambiante et interne.
• Passerelle SCADA: Modbus TCP/RTU + CEI 61850 pour l'échange de données à distance.
• Interface d'alarme: Sorties relais configurables et notifications par e-mail/SMS.

18.1 Exemple de spécification (pour référence seulement)

Canaux d'entrée	4–20 mA, 0–5 V, Fibre optique
Communication	EthernetRJ45, RS-485, fibre optique
Alimentation	CA 220 V ±10 %, 50 HZ
Consommation	≤ 50 W
Environnemental	-20 °C ~ +70 °C, 95% RH sans condensation

(Toutes les spécifications sont fournies à titre de référence uniquement : la configuration réelle dépend des fiches techniques actuelles des produits.)

19. Pourquoi choisir nos solutions

En tant que fabricant professionnel de systèmes de surveillance des transformateurs, nous intégrons détection de décharge partielle et Surveillance de la température technologie en une seule plateforme certifiée. Nos systèmes ont été installés dans plus de 500 sous-stations dans le monde entier, soutenir les services publics d’électricité, Usines de transformateurs OEM, et utilisateurs industriels d’énergie.

• R au niveau de l'usine&D avec complet OIN 9001 / CE / RoHS attestations.
• Prise en charge de OEM / Personnalisation ODM et service d'ingénierie clé en main.
• Documentation complète et prise en charge de l'intégration avec le SCADA existant.

20. Contact & Consultation

Nous acceptons les demandes de renseignements de fabricants de transformateurs, Entrepreneurs EPC, et les opérateurs de services publics en Asie du Sud-Est et au Moyen-Orient. Contactez notre équipe d'ingénierie pour obtenir:

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Nous sommes le fabricant d'usine d'origine—entièrement certifié, expérimenté dans les projets de surveillance à grande échelle, et s'engage à fournir des solutions de fiabilité des transformateurs à long terme.