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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA
UNIDAD PROFESIONAL ADOLFO LÓPEZ MATEOS
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
DIAGNÓSTICO AL ESTATOR DEL GENERADOR ELÉCTRICO DE LA
CENTRAL TERMOELÉCTRICA FRANCISCO PÈREZ RÌOS
TESIS
QUE PARA OBTENER EL GRADO DE
INGENIERO ELÉCTRICISTA
PRESENTA
MARIO DE JESÚS VILLAVERDE HIDALGO
ASESORES
M. EN C. JUAN ABUGABER FRANCIS
M. EN C. MARIO ALBERTO VILLAVERDE SEGURA
MÉXICO, D.F.
JUNIO 2013
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL E SCU E L A SUPERIOR DE INGENI E R ÍA ME CÁNICA Y ELE CTRICA
UNIDAD PROFESIONAL " AD O L FO L Ó P EZ MAT EOS"
TEMA D E TE S IS
QUE PA R A O BTENER E L T I TULO D E INGENIERO ELECTRICISTA
P O R LA OPCIÓN D E T IT U L ACI ÓN
TESIS Y EXAMEN ORAL INDIVIDUAL
DEBERA(N) DES AR ROL L AR
MARIO DE JESÚS VILLA VERDE HIDALGO
"DIAGNÓSTICO AL ESTATOR DEL GENERADOR ELÉCTRICO DE LA CENTRAL
TERMOELÉCTRICA FRANCISCO PÉREZ RIOS"
REALIZAR UN DIAGNÓSTICO FUERA DE LÍNEA AL ESTATOR DEL GENERADOR ELÉCTRICO DE LA
UNIDAD 3 DE LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA FRANCISCO PÉREZ RÍOS.
>>>>-
GENERADOR ELÉCTRICO.
PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS AL ESTATOR DEL GENERADOR ELÉCTRICO.
PRUEBAS FUERA DE LÍNEA AL ESTATOR DEL GENERADOR ELÉCTRICO
DIAGNÓSTICO AL GENERADOR ELÉCTRICO
MÉXICO D.F., A 10 ABRIL 2013
ASESORES
ALBERTO VILLAVERDE SEGURA
""'-AI,,~.I't.., DAVID RAMÍREZ ORTIZ
DEPARTAMENTO ACADÉMICO
DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Agradecimientos
A Dios.
A mis padres y hermanos; Mario Alberto, Mayra Maria, Mayra Itzel y Luis
Carlos.
A la comisión revisora de mi tesis:
Dr. Fermin Pascual Espino Cortez
M. en C. Fabián Vázquez Ramírez
M. en C. Juan Abugaber Francis
M. en C. Mario Alberto Villaverde Segura
Al asesor de mi tesis el M. en C. Mario Alberto Villaverde Segura.
Al personal docente de la academia de Ingeniería Eléctrica. Al Ing. Cesar
David Ramírez Ortiz y al M. en C. Jesús Alberto Flores por su apoyo.
A la Comisión Federal de Electricidad, a la Central Termoeléctrica Francisco
Pérez Ríos y a todo el personal de la central en especial al Ing. Raciel Lugo
García y al Ing. Gustavo Candelas Guerrero.
A todas las personas que de alguna manera contribuyeron a terminar este
trabajo de tesis.
Página ii
Índice
Índice
iii
Relación de figuras
vi
Relación tablas
ix
Nomenclatura
xi
Resumen
xiii
Introducción
xiv
Capitulo 1. Generador Eléctrico
1.1 Tipos de máquinas rotativas
2
1.1.1 Motores
3
1.1.2 Generador Síncrono
3
1.1.3 Clasificación por el tipo de enfriamiento
6
1.2 Devanado del estator características del sistema de aislamiento
8
1.2.1 Aislamiento entre subconductores
10
1.2.2 Aislamiento entre vueltas
10
1.2.3 Aislamiento Principal
11
1.4 Diagnostico a generadores eléctricos
14
1.4.1 Evaluación de las condiciones del devanado y su vida útil restante
14
1.4.2 Pruebas Fuera de línea vs. Pruebas en línea
15
1.4.3 Pruebas fuera de línea
16
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas al estator del generador eléctrico
2.1 Inspección visual
18
2.2 Resistencia de aislamiento e índice de polarización
20
2.2.1 Resumen de la prueba
20
2.2.2 Criterio de aceptación
26
Página iii
2.3 Factor de disipación y capacitancia
28
2.3.1 Resumen de la prueba
29
2.3.2 Criterio de aceptación
34
2.4 Descargas parciales
36
2.4.1 Resumen de la prueba
40
2.4.2 Criterio de aceptación
43
2.5 Descarga parcial a la ranura
45
2.5.1 Resumen de la prueba
47
2.5.2 Criterio de aceptación
50
2.6 El CID 51
2.6.1 Resumen de la prueba
51
2.6.2 Criterio de aceptación
52
2.7 Resistencia de devanados
52
2.7.1 Resumen de la prueba
54
2.7.2 Criterio de aceptación
54
Capitulo 3. Pruebas fuera de línea al estator del generador eléctrico
3.1 Seguridad
56
3.2 Preparación del objeto de prueba
57
3.3 Resistencia de aislamiento e índice de polarización
58
3.4 Factor de disipación y capacitancia
61
3.5 Descargas parciales
63
3.6 Descarga a la ranura
67
3.7 El CID
71
3.8 Resistencia de devanados
76
Página iv
Capítulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico
4.1 Criterios de aceptación de las pruebas al estator
4.1.1 Resistencia de aislamiento e índice de polarización
80
4.1.2 Factor de disipación y capacitancia
83
4.1.3 Descargas parciales
86
4.1.4 Descarga parcial a la ranura
88
4.1.5 El CID
90
4.1.6 Resistencia de devanados
92
4.2 Diagnostico final del generador eléctrico
94
4.3 Costo de producción de la unidad 3 de la Central
96
Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos
Conclusiones
97
Referencias
99
Apéndice A
Circuito de prueba para la medición de resistencia de
101
aislamiento.
Apéndice B
Circuito de prueba para la medición del factor de
102
potencia y capacitancia.
Apéndice C
Circuito de prueba para la medición de las descargas
103
parciales.
Apéndice D
Circuito de prueba para la medición de descargas a la
104
ranura.
Apéndice E
Circuito de prueba para la medición de EL CID.
105
Apéndice F
Circuito de prueba para la medición de la resistencia de
106
devanados.
Página v
Relación de figuras
Figura 1.1
Rotor de polos lisos [7].
4
Figura 1.2
Rotor de polos salientes [7].
5
Figura 1.3.
Integración de los diferentes aislantes de la bobina
del estator [7].
Figura 1.4.
9
Bobina conformada por grupo de soleras, se
muestra el radio de curvatura [7].
10
Figura 1.5.
Bobina tipo diamante con transposiciones en los cabezales [7].
10
Figura 1.6.
Aislamiento principal de la bobina, compuesta por
soleras de cobre [7].
Figura 1.7.
Pintura conductora aplicada sobre la superficie de
una bobina [7].
Figura 1.8.
11
Pintura Conductora
Cabezal típico de un bastón donde se muestra
la cinta conductora y la cinta graduadora [7].
Figura 2.1.
13
Circuito de prueba para la medición de la
resistencia de aislamiento con guarda [9].
Figura 2.2.
12
26
Factor de potencia medido en función de la
tensión aplicada o tip-up [9].
30
Figura 2.3.
Diagrama equivalente del aislamiento del generador eléctrico [9]. 31
Figura 2.4.
Aislamiento en buen estado [9].
31
Figura 2.5.
Aislamiento degradado [9].
32
Figura 2.6.
Defecto observado en las ranuras del estator [7].
46
Figura 2.7.
Caracterización de la descarga parcial a la ranura [7].
46
Página vi
Figura 2.8.
Medición de una ranura del estator cuando se
presenta descargas parciales a la ranura [7].
Figura 2.9.
46
Desplegado de las ranuras del devanado de un
generador eléctrico [7].
48
Figura 2.10. Graficas obtenidas en base a los valores
registrados en una fase de un generador eléctrico [7].
Figura 3.1.
49
Área de trabajo acordonada durante las
pruebas al generador eléctrico.
56
Figura 3.2.
Medidor de resistencia de aislamiento marca AVO (megger).
58
Figura 3.3.
Fase C del generador eléctrico aterrizada y se
muestra la lamina aislando las terminales del neutro.
Figura 3.4.
59
Estator del generador eléctrico de la Central
Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos.
59
Figura 3.5.
Analizador de aislamiento 4100 de la marca Doble.
61
Figura 3.6.
Conexión del gancho de prueba a la fase C del
lado del neutro y la fase A y B aterrizadas.
Figura 3.7.
61
Calibración del instrumento de medición
aplicando un pulso de 2,000 pC.
Figura 3.8.
64
Gancho de la fuente (M4100) conectado a la fase A del
lado del neutro, las fases B y C aterrizadas y aisladas entre sí.
Figura 3.9.
65
Terminal de la fase A del lado del Bus de fase,
se muestra el capacitor de acoplamiento.
65
Figura 3.10. Instrumentación para realizar la prueba de descarga a la ranura. 67
Figura 3.11. Desplegado del devanado del generador eléctrico (Unidad 3).
68
Página vii
Figura 3.12. Medición de las descargas parciales en las
ranuras del generador eléctrico.
69
Figura 3.13. Autotransformador variable para inducir la tensión de prueba.
72
Figura 3.14. Disposición del cable utilizado en la medición formando
el toroide para inducir la corriente en mA y registrar las
mediciones.
72
Figura 3.15. Instrumento de medicion El CID de la marca Adwell.
73
Figura 3.16. Calibración de la bobina de Chattock también llamada “carro”.
73
Figura 3.17. Medición en cada una de las ranuras del devanado (27 ranuras). 74
Figura 3.18. Registro de las mediciones en la prueba de El CID.
75
Figura 3.19. Equipo para la medición de resistencia de devanados
de la marca Vanguard.
76
Figura 3.20. Conexión en la salida del generador eléctrico
(Bus de fase aislada).
77
Figura 3.21. Conexión al lado de neutro.
77
Figura 4.1.
Grafica de resistencia de aislamiento contra tiempo.
81
Figura 4.2.
F.D. contra tensión aplicada a la máquina.
84
Figura 4.3.
Capacitancia contra tensión aplicada a la máquina.
84
Figura 4.4.
Grafica de descargas parciales contra la tensión en aumento.
87
Figura 4.5.
Grafica de los valores obtenidos, se muestran los valores
más altos registrados del lado excitación del generador eléctrico. 89
Figura 4.6.
Grafica de los valores obtenidos, se muestran los valores
más altos registrados del lado turbina del generador eléctrico.
Figura 4.7.
89
Se muestran los valores más altos obtenidos, en la ranura 5 y 8. 91
Página viii
Figura 4.8.
Gráfico de la medición de la ranura 1 a la ranura 9,
se muestra marcado en un círculo el daño detectado
en la ranura 5 y 8 del núcleo del estator.
Figura 4.9.
91
Grafica de los valores corregidos, se muestra una
diferencia mínima entre devanados.
92
Relación de tablas
Tabla 2.1.
Resumen de los efectos más comunes
observados durante las inspecciones
visuales a generadores eléctricos.
Tabla 2.2.
Tensiones de C.D. que se aplicarán durante la
prueba de resistencia de aislamiento [5].
Tabla 2.3.
35
Criterio de evaluación utilizado por la CFE para el
valor absoluto y la variación del F.D. [1].
Tabla 2.7.
28
Criterios utilizados por CFE para el valor absoluto y
la del F.D. [10].
Tabla 2.6.
27
Valores mínimos recomendados para resistencia de
aislamiento a 40 ° C (todos los valores en MΩ) [5].
Tabla 2.5.
27
Valores mínimos recomendados por clases de aislamiento
según la IEC 60085-01: 1984 [5].
Tabla 2.4.
19
35
Criterio de evaluación para Mica-epoxi por el
Japan Iere Council [7].
43
Tabla 2.8.
Criterio de evaluación adoptado por la CFE [10].
43
Tabla 2.9.
Valores de corriente en mA para diferentes
materiales aislantes [7].
50
Página ix
Tabla 2.10. Criterio de evaluación para la prueba de
descarga a la ranura [10].
Tabla 2.11. Criterios de aceptación para la prueba El Cid [7].
Tabla 3.1.
52
Valores obtenidos de la prueba de resistencia de
aislamiento en GΩ.
Tabla 3.2.
50
60
Valores obtenidos de la prueba de factor
de disipación y capacitancia.
62
Tabla 3.3.
Mediciones de las descargas parciales a la fase A, B y C.
66
Tabla 3.4.
Valores obtenidos de la prueba descarga a la ranura,
en negritas se muestra a que ranura pertenece a cada fase.
70
Tabla 3.5.
Valores registrados en la prueba de El Cid.
75
Tabla 3.6.
Valores obtenidos en la prueba resistencia de devanados.
78
Tabla 4.1.
Valor de la
en color verde.
80
Tabla 4.2.
Valores corregidos de la prueba de factor de
83
disipación y capacitancia.
Tabla 4.3.
Mediciones de descargas parciales.
Tabla 4.4.
Valores resaltados en amarillo de los puntos donde
86
se registraron los máximos en las mediciones del lado
excitación y lado turbina.
88
Tabla 4.5.
Registro de las mediciones de la prueba El CID.
90
Tabla 4.6.
Valores corregidos de la prueba resistencia de devanados.
92
Tabla 4.7.
Comparación de los valores corregidos obtenidos
de la medición y los valores de la prueba anterior.
93
Página x
Tabla 4.8.
Concentrado de resultados, normas aplicable
y criterios de evaluación de las pruebas realizadas
al estator del generador eléctrico.
Tabla G1.
95
Costos incrementales a máxima eficiencia de las
unidades de la Central Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos
106
Nomenclatura
Valor absoluto del factor de disipación.
Resistencia de aislamiento (En MΩ) corregida a 40 °C.
Es la capacitancia medida a 0.2Vn (µF).
Factor de apilamiento del cobre (0.92).
Resistencia de aislamiento medida a 1 minuto de la aplicación de la
tensión de prueba (Ω).
Coeficiente de temperatura de la Resistencia de aislamiento (°C).
Resistencia de devanado corregida a una temperatura específica (Ω).
Resistencia de aislamiento medida (En MΩ).
Resistencia medida del devanado de campo (Ω).
Número de bobinas por fase (27 bobinas/3 fases).
Tensión nominal de la máquina (kV).
Temperatura especificada (°C).
Temperatura del devanado al momento de efectuar la medición (°C).
Variación del factor de disipación.
Página xi
C
Capacitancia medida a la tensión máxima de prueba (µF).
DP o DP´s
Descarga parcial o parciales (pC).
P.I.
Índice de polarización.
Tip-up
Prueba de factor de disipación medida a dos niveles de tensión por lo
regular 20% de la Vn y 80% de la VN.
Vn
Tensión nominal del generador o máquina eléctrica (V).
ΔC/C (%)
Variación de la capacitancia.
Constante del cobre (234,5).
Página xii
Resumen
Este trabajo documentó un procedimiento de pruebas para la realización de un
diagnóstico fuera de línea al estator del generador eléctrico que se localiza en la
Unidad 3 de la Central Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos, ubicada en Carretera
Jorobas-Tula km 27.5 2ª Sección del Llano, Tula de Allende Hidalgo. El estudio dio
a conocer el estado de los devanados y aislamientos del estator del generador y
mostro la magnitud de los valores obtenidos en cada una de las pruebas que
conformaron el diagnóstico. Los resultados de las pruebas se compararon con los
criterios de aceptación de las normas correspondientes a cada una.
El diagnóstico del estator del generador eléctrico, se realizó mediante las pruebas
que fueron realizadas el 20 de Octubre de 2012 durante el periodo de
mantenimiento mayor programado. Se llevo a cabo mediante la aplicación de las
siguientes pruebas: Resistencia de aislamiento e índice de polarización, Factor de
disipación y capacitancia, Descargas parciales, Descarga parcial a la ranura, El
CID, Resistencia de devanados.
Al finalizar las pruebas se obtuvo el diagnóstico final el cual nos indicó el estado
de los devanados y aislamientos del estator. Mediante la prueba de El CID Se
detecto un defecto en la ranura 5 y 8. Los valores obtenidos en cada una de las
pruebas presentan valores aceptables y se observa una tendencia de degradación
mínima. El generador se encuentra en condiciones aceptables de funcionamiento,
pero no entrara en servicio debido al defecto encontrado.
Página xiii
Introducción
El suministro de energía eléctrica es esencial para el desarrollo de la sociedad, en
la actualidad la energía eléctrica es generada en centrales hidroeléctricas,
termoeléctricas, eólicas y nucleares. Estas centrales generadoras producen
energía eléctrica a partir de distintas materias primas y recursos naturales
disponibles (Agua, combustibles fósiles, vapor del subsuelo, reacción nuclear,
viento y sol). Dentro del proceso termoeléctrico se hace una clasificación de
acuerdo a la tecnología utilizada para hacer girar los generadores eléctricos. En
esta clasificación se encuentra vapor, turbogas, combustión interna y ciclo
combinado.
Todas estas tecnologías se basan en dos elementos para la generación de
energía eléctrica, la turbina y el generador eléctrico. Ambos están unidos por
medio de un eje que transmite la energía mecánica rotatoria de la turbina al
generador para generar electricidad. Debido a que el generador eléctrico es un
elemento clave en la generación de energía eléctrica, su salida de servicio
ocasiona problemas técnicos y pérdidas económicas.
Los problemas más comunes que se presentan en los generadores eléctricos
provienen de los diferentes elementos o sistemas que lo integran. El sistema de
aislamiento eléctrico, el sistema de enfriamiento, sus partes mecánicas,
principalmente las chumaceras, son los sistemas en los que se observa mayor
incidencia de falla. La razón principal por la que un generador eléctrico sale de
servicio es a causa de falla en el sistema de aislamiento eléctrico, esto se observa
en la Figura 1.
Página xiv
Figura 1. Principales causas de falla de los generadores eléctricos [7].
El sistema de aislamiento está conformado por los aislamientos del rotor y del
estator; estos deben soportar los esfuerzos térmicos y mecánicos cuando el
generador eléctrico se encuentre en operación, así como los efectos ocasionados
por
agentes contaminantes externos como la humedad, polvo y partículas
agresivas en los sistemas de enfriamiento. Para reducir el riesgo de una falla en el
sistema de aislamiento en el generador eléctrico, es necesario considerar los
siguientes puntos: Una operación adecuada, realizar evaluaciones periódicas
(Diagnósticos periódicos) y realizar el mantenimiento requerido (Mayor, Menor y
Semestral). Dentro de las evaluaciones periódicas encontramos los diagnósticos
en línea y fuera de línea, estos son la herramienta más importante para detectar
fallas y verificar el estado de cualquier generador eléctrico.
Se debe mencionar que el diagnostico en línea no es más importante que el
diagnóstico fuera de línea; el diagnostico en línea debe ser corroborado por el
fuera de línea y viceversa, ya que ambos diagnósticos son complementarios. El
presente trabajo realizará un diagnóstico fuera de línea del estado actual de los
devanados y aislamientos del estator del generador eléctrico de la Central
Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos.
Página xv
También se mostrará el procedimiento para realizar un diagnóstico fuera de línea
al estator del generador eléctrico empleado en las centrales generadores del país.
El propósito de un diagnóstico de esta clase es detectar defectos incipientes y
determinar el grado de deterioro que va sufriendo el sistema de aislamiento de
cualquier generador eléctrico. Al localizar un problema en el generador eléctrico,
inmediatamente se toman las medidas de mantenimiento o rehabilitación
necesarias para solucionarlo. Esto se verá reflejado en un ahorro económico, si se
realiza en tiempo-forma con lo cual se tendrá una mayor eficiencia de todo el
sistema.
Página xvi
OBJETIVO
Realizar un diagnóstico fuera de línea al estator del generador eléctrico de la
Unidad 3 de la Central Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos.
OBJETIVOS PARTICULARES
1. Recopilar los datos obtenidos de cada una de las pruebas que fueron
realizadas durante el periodo de mantenimiento mayor del generador
eléctrico (Proporcionadas por la CFE).
2. Corregir los datos en base a las normas vigentes y correspondientes a cada
una de las pruebas realizadas.
3. Comparar los datos con los criterios establecidos en las normas vigentes.
4. Interpretar los resultados obtenidos en cada prueba y realizar el diagnostico
final.
Página xvii
CAPITULO 1. GENERADOR
ELÉCTRICO
Capitulo 1. Generador Eléctrico
Capitulo 1. Generador eléctrico
Desde que los motores y generadores fueron inventados, una amplia gama de
tipos de máquinas eléctricas se han creado. En muchos casos, las diferentes
empresas han llamado el mismo tipo de máquina o el mismo componente por
nombres completamente diferentes. Por lo tanto, para evitar confusiones, antes de
una descripción del generador y los sistemas de aislamiento del generador, es
necesario identificar y describir los tipos de máquinas. Esta tesis se concentra en
máquinas de 1 kV en adelante.
1.1 Tipos de máquinas rotativas
Las máquinas eléctricas con una potencia nominal de 1 HP o 1 kW y superiores
se clasifican en dos grandes categorías: los motores, que convierten la energía
eléctrica en energía mecánica y generadores (también llamados alternadores),
que convierten energía mecánica en energía eléctrica. Además, hay otra máquina
llamada un condensador síncrono que es un generador/motor especializado que
genera potencia reactiva.
Los motores o generadores pueden ser de corriente alterna (C.A.) o corriente
continua (C.D.) es decir, pueden utilizar o producir corriente alterna o corriente
directa. Los motores de corriente continua y generadores se utilizaron
ampliamente en la antigua industria. Sin embargo, con motores de velocidad
variable fabricados mediante la combinación de un motor de corriente alterna con
un sistema electrónico IFD (Invertir-fed drive), los motores de corriente continua
son cada vez menos comunes.
Los generadores también se clasifican de acuerdo con el tipo de enfriamiento
utilizado. Pueden ser directa o indirectamente enfriados, usando aire, hidrógeno y
agua como medio de refrigeración. Existe una gran variedad de máquinas, pero
Página 2
Capitulo 1. Generador Eléctrico
estos motores y generadores constituyen la gran mayoría de las máquinas
eléctricas que se utilizan actualmente en todo el mundo.
1.1.1 Motores
En los motores de corriente alterna, el estator también es llamado armadura. Los
motores de C.A. se clasifican generalmente de acuerdo con el tipo de devanado
del rotor. El devanado del rotor es también conocido como un devanado de campo
en la mayoría de los tipos de máquinas. La mayoría de los motores de C.A.
monofásicos son menores a 1 kW y los motores trifásicos por lo regular tienen
potencias mayores a 1 kW.
1.1.2 Generador síncrono
Prácticamente todos los generadores eléctricos utilizados actualmente son del tipo
síncrono. Existen también los generadores de inducción, utilizados especialmente
en los generadores de turbinas eólicas, pero que son menos usados en
comparación a los generadores sincrónicos. En los generadores síncronos, la
corriente de excitación circula a través del rotor, que crea un campo magnético en
el rotor.
Al mismo tiempo, el rotor se hace girar por una turbina de vapor (usando el
combustible fósil o nuclear), turbina de gas, motor diesel, o turbina hidroeléctrica.
El campo giratorio del rotor induce una corriente que fluye en el devanado del
estator (inducido) que a su vez genera una corriente alterna. Los generadores
síncronos se clasifican principalmente de acuerdo al diseño del rotor, y éste se
determina en función de la velocidad de la turbina.
Página 3
Capitulo 1. Generador Eléctrico
Rotor de polos lisos
También conocidos como rotores cilíndricos, son más comunes en máquinas de
alta velocidad, es decir, máquinas en las que el rotor gira aproximadamente a
1000 rpm o más. Cuando el sistema eléctrico funciona a 60 Hz, la velocidad del
rotor es generalmente 1800 rpm o 3600 rpm. La superficie lisa del rotor reduce la
resistencia aerodinámica, es decir, la pérdida de energía debido a la fricción del
aire (u otro gas) que se encuentra en el espacio entre el rotor y el estator.
Esta pérdida se vuelve mayor a altas velocidades y aumenta cuando existen
protuberancias en la superficie del rotor. La forma cilíndrica lisa también permite
una estructura más robusta bajo las altas fuerzas centrífugas que se producen en
máquinas de alta velocidad. Los generadores de polos lisos a veces llamados
"turbogeneradores" suelen ser impulsados por turbinas de vapor o turbinas de gas.
En la Figura 1.1 se muestra un rotor de polos lisos.
Figura 1.1 Rotor de polos lisos [7].
Página 4
Capitulo 1. Generador Eléctrico
Rotor de polos salientes
En este tipo de generadores los polos de campo magnético se localizan montados
sobre el borde del rotor. Debido a que los polos del campo magnético sobresalen
del rotor, el rotor de polos salientes crea turbulencia en el espacio de aire entre el
rotor y el estator lo que resulta en una pérdida de resistencia aerodinámica
relativamente alta. Sin embargo, generalmente la velocidad de rotación de este
tipo de generadores, es menor de 1000 rpm, y las pérdidas se consideran
moderadas. En la Figura 1.2 se muestra la fotografía de un rotor de polos
salientes.
Figura 1.2 Rotor de polos salientes [7].
Los generadores de polos salientes generalmente se utilizan en turbinas
hidráulicas, que tienen un régimen de revoluciones bajo. En comparación con el
par o dos pares de polos en un turbogenerador, en un rotor de polos salientes se
encontran cincuenta pares de polos generalmente. Es necesario un gran número
de polos debido a que la frecuencia de C.A. que se genera es proporcional al
número de pares de polos y la velocidad del rotor.
Página 5
Capitulo 1. Generador Eléctrico
Debido al gran número de pares de polos requeridos, los generadores de polos
salientes tienen un gran diámetro en el rotor con el fin de montar todos los polos.
Se han fabricado hidrogeneradores hasta aproximadamente 800 MW, el rotor de
un hidrogenerador de esta potencia siempre es montado verticalmente, y puede
tener más de 10 m de diámetro.
1.1.3 Clasificación por el tipo de enfriamiento
Otra clasificación importante de los generadores se da por el medio de
refrigeración que utilizan: agua, aire o hidrógeno. La corriente que fluye a través
del estator y los devanados de rotor es una de las principales fuentes de calor en
las máquinas eléctricas. Estas generalmente se llaman pérdidas
, ya que el
calor generado es proporcional al cuadrado de la corriente por la resistencia de los
conductores (casi siempre de cobre en los devanados del estator, pero a veces de
aluminio en rotores SCI).
Además existen otras fuentes de calor: las pérdidas de núcleo magnético,
pérdidas por fricción, y las pérdidas por corrientes parásitas (Eddy). Todas estas
pérdidas hacen que la temperatura de los devanados aumente. Provocando que el
aislamiento del devanado se deteriore y la máquina puede fallar debido a un
cortocircuito.
Enfriamiento indirecto por aire
Los motores y generadores modernos menores de 100 MVA casi siempre son
refrigerados por aire que fluye sobre el rotor y el estator. Esto se llama
enfriamiento indirecto ya que los conductores de devanado no están directamente
en contacto con el aire de refrigeración debido a la presencia de aislamiento
eléctrico en los bobinados. El aire es continuamente aspirado desde el medio
ambiente, es decir, no recircula.
Página 6
Capitulo 1. Generador Eléctrico
A estos generadores por lo regular se les implementan filtros y caminos indirectos
por donde circula el aire para evitar que las partículas (Arena, polvo de carbón, la
contaminación, etc) y humedad entre en la máquina. Estas máquinas se conocen
como protegidas contra la intemperie o WP. Otra forma de obtener aire frío es
cerrar totalmente la máquina y recircular el aire a través de un intercambiador de
calor.
Enfriamiento indirecto con hidrogeno
La mayoría de los grandes turbogeneradores usan hidrógeno recirculado como
gas de refrigeración. El hidrógeno permite una pérdida de resistencia
aerodinámica menor y una mejor transferencia de calor que el aire, debido a que
el hidrógeno tiene moléculas más pequeñas y ligeras en comparación con el aire.
Aunque el hidrogeno genera un costo extra, es más rentable, debido a la ganancia
de porcentaje en la eficiencia.
EL usar refrigeración por hidrogeno dependerá de las necesidades del cliente,
aunque en los años 1990, en máquinas mayores a 300 MVA se usaba hidrogeno
como una tendencia definida. Mientras que en el pasado, la refrigeración de
hidrógeno se usaba a veces en generadores de vapor y generadores de turbina de
gas hasta de 50 MVA.
Con las máquinas indirectamente enfriadas, el calor de las pérdidas
primero
debe ser transmitida a través del aislamiento eléctrico que cubre los conductores,
que forma una barrera térmica significativa. Aunque no es tan eficaz en la
eliminación de calor, en particular refrigerados por hidrógeno devanados se
permite que el hidrógeno fluya dentro de los tubos de cobre huecas o tubos de
acero inoxidable, al igual que en el diseño de refrigeración por agua.
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Capitulo 1. Generador Eléctrico
Enfriamiento Directo (Agua o Hidrogeno)
En los grandes generadores eléctricos, los devanados del rotor y del estator están
frecuentemente enfriados de forma directa. Este tipo de enfriamiento utiliza agua
o hidrógeno que circula internamente en la máquina a través de los conductores o
a través de conductos adyacentes a los conductores. En Los devanados del
estator enfriados directamente, se hace pasar agua muy pura a través de huecos
en los conductores de cobre, o a través de tubos de acero inoxidable adyacente a
los conductores de cobre.
Dado que el medio de refrigeración está directamente en contacto con los
conductores, es una manera muy eficiente de eliminar el calor producido por las
pérdidas
. En ambos casos, se deben tomar medidas especiales para
garantizar que el agua o hidrógeno no cause problemas en el aislamiento
eléctrico. Los turbogeneradores modernos normalmente sólo utilizan refrigeración
directa si son más grandes que 200 MVA.
1.2. Devanado del
estator
características del sistema de
aislamiento
Los aislamientos de los generadores (estator y rotor) tienen como objetivo separar
el potencial de operación de los devanados de las zonas con potencial de tierra o
con potenciales diferentes. Los aislamientos del estator y del rotor también deben
soportar los esfuerzos térmicos y mecánicos de operación, así como los efectos
ocasionados por agentes externos como las sustancias contaminantes. También
se requiere un aislamiento en el núcleo del estator (Entre laminaciones) para evitar
corrientes circulantes entre las laminaciones y un aislamiento en una de las dos
chumaceras para evitar corrientes circulantes en la flecha del rotor.
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Capitulo 1. Generador Eléctrico
En la práctica, ningún material por sí solo cumple con todos los requerimientos
eléctricos, mecánicos y térmicos, por lo que se requiere la integración de sistemas
aislantes. Estos diferentes sistemas aislantes han ido evolucionando, tanto en los
materiales utilizados como en sus técnicas de fabricación. La Figura 1.3., nos
muestra los diferentes aislantes por los que esta compuesta la bobina del estator
del generador eléctrico.
Figura 1.3. Integración de los diferentes aislantes de la bobina del estator [7].
Soleras o subconductores
Las bobinas de los generadores manejan altas corrientes, si se utilizara un solo
conductor sería de una sección transversal considerable, difícil de maniobrar para
formar las bobinas. De igual forma se evitan perdidas por efecto piel . Por lo tanto,
las bobinas están conformadas por soleras de cobre o subconductores. Los
subconductores tienen un radio de curvatura en sus aristas de 0.51 a 1.27 mm,
como se muestra en la Figura 1.4. Para evitar concentraciones de campo eléctrico
se fabrican bobinas completas “tipo diamante” o secciones rectas de bobina.
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Capitulo 1. Generador Eléctrico
Figura 1.4. Bobina conformada por grupo de soleras, se muestra el radio de
curvatura.
1.2.1 Aislamiento entre subconductores
Los subconductores van transpuestos para uniformizar la densidad de corriente (2
A/mm2). Los subconductores van aislados entre sí, para evitar pérdidas por efecto
piel y por corrientes parásitas como se muestra en la Figura 1.5. El gradiente entre
subconductores es menor de 1 V, por lo que el aislamiento es lo más delgado
posible. Se utilizan cintas de enamel, algodón, poliamida, fibra de vidrio ó
vidrio/dacrón y papel de mica, si falla este aislamiento se generan pérdidas.
Figura 1.5. Bobina tipo diamante con transposiciones en los cabezales.
1.2.2 Aislamiento entre vueltas
Cuando cada barra o bobina está formada por dos o más vueltas, es necesario
aislar las vueltas entre sí. El aislamiento entre vueltas evita corrientes inducidas
entre dichas vueltas, el gradiente entre vueltas es de 10 V a 200 V. Se utiliza
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Capitulo 1. Generador Eléctrico
algodón, vidrio, papel de mica, si este aislamiento falla, se generan puntos
calientes, que son el inicio del mecanismo que termina dañando el aislamiento
principal.
1.2.3 Aislamiento principal
Aísla las bobinas del núcleo del estator y soporta directamente la tensión de
operación de fase a tierra. Transmite el calor del cobre hacia el núcleo y está
formado por capas de material aislante que envuelven al paquete de
subconductores, al aislamiento entre subconductores y al aislamiento entre
vueltas. Su falla produce un corto circuito a tierra franco, la Figura 1.6., muestra
este aislamiento en color verde.
Aislamiento Principal
Figura 1.6. Aislamiento principal de la bobina, compuesta por soleras de cobre.
Ningún material por sí solo cumple con los requerimientos del aislamiento
principal. La mica es el mejor aislante, pero es quebradiza. Se utilizan hojuelas o
polvo de mica sobre un material de soporte (en forma de cinta), unidos con un
material aglomerante (resina). La resina puede ser clase B (130 ºC), F (155 ºC) o
H (180 ºC). El curado del sistema aislante se realiza a la temperatura de curado de
la resina.
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Capitulo 1. Generador Eléctrico
Pintura conductora
La pintura conductora o cintas conductoras (color negro), son hechas a base de
resina con alto contenido de carbón. Se aplican sobre la superficie de la parte
recta de las bobinas, cubriendo toda la longitud de la ranura. El contacto de la
pintura conductora con el núcleo, permite que la superficie de las bobinas adquiera
el potencial de tierra.
Esto elimina las descargas parciales en las cavidades que quedan entre la
superficie de las bobinas y las paredes de las ranuras. Su resistencia superficial
varía de 102 /cm a 104 /cm. Esta resistencia impide que la pintura ponga en
corto circuito las laminaciones del núcleo. La Figura 1.7 muestra la pintura
conductora (Negro).
Figura 1.7. Pintura conductora aplicada sobre la superficie de una bobina.
Pintura Conductora
Su aplicación, se extiende más allá de la longitud de la ranura, dependiendo del
diseño de la máquina. Al finalizar la capa de la pintura conductora se tiene una
transición de medio donde el campo eléctrico pasa del aislamiento hacia el aire. Al
final de la capa conductora se forma una concentración de campo eléctrico, por lo
que se generan descargas parciales externas.
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Capitulo 1. Generador Eléctrico
Pintura graduadora
Para evitar la concentración de campo eléctrico, al final de la pintura conductora,
se aplica una capa de pintura o cinta graduadora (color gris), traslapada 1 pulgada
sobre la cinta conductora. La longitud de aplicación de la graduadora varía en
función del diseño de la máquina. La pintura o cintas semiconductoras son hechas
con carburo de silicio u óxido de fierro.
La resistencia superficial de la pintura graduadora varia de 109 /cm a 1011 /cm,
su valor varía en función inversa con el campo eléctrico. El producto de su
resistencia superficial por la corriente de fuga es lo que determina el potencial en
su superficie. El potencial en la superficie de la bobina pasa de un valor 0 al final
de la pintura conductora a un valor máximo al final de la pintura graduadora.
Cabezal típico de un bastón donde se muestra la cinta conductora y la cinta
graduadora, Figura 1.8. La cinta o pintura graduadora solo realiza su función en
longitudes hasta de 20 cm. Si se aplica una longitud mayor ya no realiza su
función después de los 20 cm.
Cinta graduadora
Figura 1.8. Cabezal típico de un bastón donde se muestra la cinta conductora y la
cinta graduadora.
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Capitulo 1. Generador Eléctrico
1.4 Diagnóstico a generadores eléctricos
Existes alrededor de 40 pruebas o más que pueden ser utilizadas para
diagnosticar las condiciones de los devanados y aislamientos. Uno puede gastar
considerables cifras de dinero si es que se piensa en realizar un número elevado
de pruebas, sin mencionar el tiempo que la máquina sale fuera de servicio,
aunado al costo que la falla genere. Por lo tanto se mencionaran la razón por la
cual solo ciertas pruebas son aplicadas y porque es conveniente aplicar dichas
pruebas [2].
1.4.1 Evaluación de las condiciones del devanado y su vida útil restante
Diagnosticar la condición de los devanados y aislamientos del generador eléctrico
o estimar la vida útil restante del devanado, es una razón para realizar un
diagnostico. Por ejemplo si una central eléctrica quiere conocer el estado del
generador eléctrico que tiene 15 años operando sin falla o si es necesaria alguna
medida de mantenimiento o reparación. El encargado de la máquina querrá saber
el historial de comportamiento del generador eléctrico durante ese periodo de
tiempo.
El diagnostico, nos ayudara a conocer y resolver esas preguntas que surgen
cuando se presenta algún incidente. Desafortunadamente por si solo un
diagnostico no nos dará una respuesta final y concisa. Una de las razones es que
la vida de un devanado depende de los efectos transitorios que se presenten en el
sistema eléctrico de potencia o cuando un operador cometa un error. Además,
determinar el tiempo de vida restante de la máquina, es difícil ya que la mayoría
de las pruebas delatan un síntoma, no la causa raíz de la falla.
La mayoría de las pruebas miden el efecto de la causa raíz, es complicado dar un
diagnostico certero. Aparte, es necesaria la cooperación de dos o más equipos de
personas realizando las mismas pruebas para hacer una mejor evaluación de los
resultados y que se correlacionen. Por lo tanto, un diagnostico de los devanados y
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Capitulo 1. Generador Eléctrico
aislamientos debe de tener un número limitado de objetivos, ya que no es posible
conocer todo de una sola vez.
Estos pueden ser, determinar el deterioro en los aislamientos que ha sufrido la
máquina. En algunos casos la severidad del proceso de falla, y no menos
importante el riesgo de falla. Este riesgo de falla significa la probabilidad que
ocurra una falla ya sea transitoria o un error de operación del generador eléctrico.
1.4.2 Pruebas Fuera de línea vs. Pruebas en línea
La mayoría de las pruebas pueden ser hechas sin desarmar de forma parcial o
total la máquina. Sin embargo algunas pruebas solo pueden hacerse con la
máquina desarmada, por lo regular con el rotor fuera del estator. En contraste las
pruebas en línea se refieren a las pruebas realizadas durante la operación del
generador o la máquina, en este tipo de pruebas se puede cambiar las
condiciones de operación para obtener un mayor número de datos que permitirán
hacer un mejor diagnóstico.
No significa que un tipo de pruebas sean mejores que las otras, una correcta
selección de pruebas fuera de línea y en línea permitirá tener un diagnostico más
preciso. La combinación de estas pruebas puede cambiar debido a las
condiciones de cada planta e incluso de unidad a unidad. Lo importante es
considerar la importancia de la máquina en ese momento y el criterio económico.
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Capitulo 1. Generador Eléctrico
1.4.3 Pruebas Fuera De Línea
Aquí se describirán las pruebas que la CFE realiza de forma regular cuando existe
alguna falla o se produce algún problema con el generador eléctrico. Todas las
pruebas requieren que el generador sea desarmado de forma parcial, por lo
regular con el rotor extraído. También las pruebas que se describen son las que
han demostrado ser más útiles al realizar un diagnóstico. Sin embargo esto no
significa que se sugiera realizar las pruebas descritas, o que otras pruebas no
sean útiles.
El propósito de cada prueba será descrito, junto con el tipo de máquina y el tipo de
devanado de cada máquina para la cual la prueba es útil. También algunas
pruebas serán comparadas con pruebas similares, se describirá de forma práctica
la forma en que la prueba se aplica y el tiempo estimado en el cual se debe
realizar la prueba al igual que las condiciones del entorno ideales para realizar las
pruebas.
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Capitulo 2. Procedimiento de
pruebas fuera de línea al Estator
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
2.1 Inspección visual
La inspección visual es una de las herramientas de diagnostico más importantes y
efectivas si se realiza adecuadamente. La condición en la que se puede realizar la
inspección visual más extensiva y detallada es con el rotor extraído del generador.
Es importante buscar golpes, raspaduras, evidencia de descargas parciales,
verificar el apriete de las cuñas y amarres, buscar decoloraciones en el barniz de
protección, escurrimientos de resina, abombamientos en el aislamiento, ubicación
de pinturas, entre otros. Los puntos principales a inspeccionar son los siguientes:
- Verificar si hay zonas con polvo blanco en cuñas del estator y sobre amarres,
separadores y barras en el cabezal, indicativo de actividad de descargas parciales.
- Verificar si la separación entre barras en el cabezal es uniforme. Que no hay
signos de aflojamiento o deformación de las barras en el cabezal ni separadores ni
amarres flojos.
- Verificar si hay caminos de falla (tracking) entre barras en el cabezal. Poner
atención especial en separadores de barras contiguas que tengan alta diferencia
de potencial entre ellas.
- Verificar que no haya grietas ni erosión en el aislamiento.
Poner especial
atención en la zona de salida de las barras en la ranura y en los amarres y
separadores.
- Verificar si hay polvo amarillento sobre las cuñas en las ranuras.
Esto es
indicativo de desgaste del material de las cuñas o aislamiento por aflojamiento de
cuñas.
- Verificar si hay signos de sobrecalentamiento en el aislamiento del devanado o
en el núcleo magnético y los blindajes magnéticos.
- Verificar estado general de limpieza.
Presencia de polvo o aceite sobre el
aislamiento.
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
- Verificar que no estén obstruidos con suciedad o materiales extraños los ductos
de enfriamiento del núcleo del estator.
- Verificar si las barras tienen rellenos ondulados junto a sus cuñas de cierre de
ranura. En la Tabla 2.1., se resumen los efectos más comunes observados
durante la inspección visual.
Tabla 2.1. Resumen de los efectos más comunes observados durante las
inspecciones visuales a generadores eléctricos.
Problema
Descarga a la
ranura
Síntoma
Grietas o
evidencias de
expansión
diferencial y
desplazamiento de
separadores y
amarres.
Deposito de polvos
blanco, rojo o gris.
Sistema de
acuñado
deficiente
Aflojamiento de
cuñas y rellenos de
ranura.
Problemas de diseño.
Envejecimiento
térmico
Descoloramiento y
desprendimiento de
cintas
Sobrecalentamientos
prolongados y perdida
de adherencia de
cintas
Grietas
Separación de
cintas o grietas a la
salida de la ranura
Ciclos térmicos
excesivos
Contaminación
Depósitos de
carbón, aceite y
humedad.
Erosión
Fricción en bobinas
y conexiones
Aflojamiento de
cabezales.
Causa
Efecto
Diseño inapropiado y
esfuerzos mecánicos
prolongados.
Falla del aislamiento a
tierra y vibraciones.
Alta concentración de
campo eléctrico
Fugas de aceite del
sistema de sellos y
polvo del medio
ambiente
Abrasión química,
partículas metálicas y
aflojamiento del
acuñado
Probabilidad de falla del
aislamiento a tierra
Daño mecánico, reduce
la efectividad del apriete
de la bobina en el
núcleo contra fuerzas
electromagnéticas
anormales.
Aflojamiento de bobinas
en ranura,
sobrecalentamiento,
debilitamiento del
aislamiento a tierra.
Debilitamiento del
aislamiento a tierra.
Tracking eléctrico y
sobrecalentamiento
Debilitamiento del
aislamiento y
conexiones
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
2.2 Resistencia de aislamiento
El valor absoluto de la resistencia de aislamiento y el índice de polarización se
usan para determinar la condición del aislamiento en cuanto a suciedad y
humedad del mismo y decidir si el devanado es apto para operar ó realizarle
pruebas con tensiones elevadas. También, es la prueba de rigor para determinar
si existe falla a tierra o entre fases en el devanado después de ocurrir un disparo
del generador. La práctica usual es que cuando se vayan a realizar pruebas
dieléctricas con tensiones equivalentes a la nominal del devanado ó mayores, se
mida previamente su resistencia de aislamiento, incluyendo el índice de
polarización, para asegurar que el devanado se encuentra en buenas condiciones
de limpieza y seco para prevenir un posible daño al aislamiento por el esfuerzo de
la tensión.
2.2.1 Resumen de la prueba
La resistencia de aislamiento se define como la resistencia (en MΩ) que ofrece un
aislamiento al aplicarle tensión de C.D. durante un tiempo dado, medido a partir de
la aplicación del mismo, como referencia se utilizan los valores de 1 a 10 minutos.
La corriente que fluye dentro del volumen de aislamiento está compuesta de:
Corriente capacitiva
Es una corriente de magnitud alta y de corta duración que decrece rápidamente a
un valor despreciable (generalmente en un tiempo máximo de 15 seg), conforme
se carga el aislamiento, y es la responsable del bajo valor inicial de la resistencia
de aislamiento. Su efecto es notorio en aquellos equipos que tienen capacitancia
alta, como el cable de potencia de grandes longitudes.
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
Corriente de absorción dieléctrica
Esta corriente decrece gradualmente con el tiempo, desde un valor relativamente
alto a un valor cercano a cero, siguiendo una función exponencial. Generalmente
los valores de resistencia obtenidos a los primeros minutos de una prueba, quedan
en gran parte determinados por la corriente de absorción. Dependiendo del tipo y
volumen del aislamiento, esta corriente tarda desde unos cuantos minutos a varias
horas en alcanzar un valor despreciable, sin embargo, para efecto de prueba de
Megger puede despreciarse el cambio que ocurre después de 10 minutos.
Corriente de conducción irreversible
Esta corriente fluye a través del aislamiento y es prácticamente constante y
predomina después de la corriente de absorción se hace insignificante. La
corriente que fluye sobre la superficie de aislamiento se conoce como corriente de
fuga. Esta corriente al igual que la de conducción, permanece constante y ambas
constituyen el factor primario para juzgar las condiciones de un aislamiento.
Absorción dieléctrica
La resistencia varía directamente con el espesor del aislamiento e inversamente al
área del mismo; cuando repentinamente se aplica tensión de corriente directa a un
aislamiento, la resistencia se inicia con un valor bajo y gradualmente va
aumentando con el tiempo hasta estabilizarse.
A la curva obtenida cuando se grafican valores de resistencia de aislamiento
contra tiempo, se le denomina curva de absorción dieléctrica y su pendiente indica
el grado relativo de secado o suciedad del aislamiento. Si el aislamiento está
húmedo o sucio, se alcanzará un valor estable en uno o dos minutos después de
haber iniciado la prueba y se obtendrá una curva de baja pendiente.
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
Índice de absorción y polarización
La pendiente de la curva de absorción dieléctrica puede expresarse mediante la
relación de dos lecturas de resistencia de aislamiento, tomadas a diferentes
intervalos de tiempo durante la misma prueba. A la relación de 60 segundos a 30
segundos se le conoce como índice de absorción, y a la relación de 10 minutos a
1 minuto como índice de polarización. El índice de polarización es muy útil para la
evaluación del estado del aislamiento de devanados de generadores y
transformadores, y es indispensable que se obtenga justamente antes de efectuar
una prueba de alta tensión en máquinas rotatorias.
Factores que afectan la prueba
A menos que las mediciones de resistencia y absorción dieléctrica se realicen con
suma habilidad, se presentarán fluctuaciones importantes provocadas por factores
que se expondrán en los párrafos siguientes. Cada uno de estos factores pueden
ser causas de errores en la medición de la resistencia de aislamiento, los cuales
no deben considerarse como problemas del aparato de medición.
Efecto de la condición de la superficie del aislamiento
Los depósitos como carbón, polvo o aceite depositados en las superficies
aislantes pueden bajar la resistencia de aislamiento. Este factor es particularmente
importante cuando se tienen superficies aislantes relativamente grandes,
expuestas al ambiente. El polvo depositado sobre la superficie aislante
ordinariamente no es conductor cuando está seco, pero cuando se expone a la
humedad se vuelve parcialmente conductor y decrece entonces la resistencia de
aislamiento, por lo que se le deberá eliminar toda materia extraña que esté
depositada sobre el mismo antes de efectuar la prueba.
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
Efecto de la temperatura
El valor de la resistencia de aislamiento de un devanado depende de la
temperatura del devanado y el tiempo transcurrido desde la aplicación de la
tensión. Con el fin de evitar los efectos de la temperatura en el análisis, las
pruebas posteriores deben realizarse cuando el devanado está cerca de la misma
temperatura que la prueba anterior. Sin embargo, si la temperatura del devanado
no se puede controlar desde el tiempo de prueba a otro, se recomienda que todos
los valores de prueba de aislamiento se corrijan a una temperatura base común de
40°C, utilizando la ecuación (2.1). Aunque el valor corregido es una aproximación,
esto permite una comparación más significativa de los valores de resistencia de
aislamiento a diferentes temperaturas.
(2.1)
Si los efectos de la temperatura sobre el sistema de aislamiento bajo prueba son
desconocidos, se puede obtener un valor aproximado para el coeficiente de
temperatura (
. Se puede obtener mediante la ecuación 2.2:
(2.2)
Debemos tener en cuenta que esta es sólo una aproximación y no se debe utilizar
para calcular la resistencia de aislamiento si se tienen temperaturas muy bajas o
muy elevadas en comparación con 40°C. Ya que se introducirían errores
significativos al momento de realizar el diagnóstico. El método que utilizaremos
para la medición de la resistencia de aislamiento e índice de polarización se
mencionara en los párrafos siguientes.
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
Método tiempo-resistencia o absorción dieléctrica
Este método consiste en aplicar la tensión de prueba durante un período de 10
minutos, tomando lecturas a intervalos de 1 min. En el caso de Megger
manualmente se aplica tensión durante 1 minuto y se toman lecturas a los 30 seg
y 60 seg. Su aplicación se basa en las características de absorción del aislamiento
y proporciona una buena referencia para evaluar el estado de los aislamientos en
aquellos equipos con características de absorción notable, como son las grandes
máquinas rotatorias y transformadores de potencia, sobre todo cuando no existe
historial de pruebas anteriores.
Limitaciones
Sin dejar de reconocer las ventajas de la prueba de Megger como una guía útil en
la evaluación de las condiciones del devanado de una máquina, ésta no debe
tomarse como criterio exacto, ya que tiene varias limitaciones, entre las cuales
aparecen las siguientes:
- La resistencia de aislamiento de un devanado no tiene una relación directa con
su rigidez dieléctrica y por tanto es imposible predecir el valor de resistencia al que
fallara.
- Aún cuando con base a la experiencia se han definido valores mínimos
recomendables, existen máquinas que tienen una superficie de aislamiento
extremadamente grande, que debe tener valores de resistencia inferiores a los
mínimos recomendados por más que sus devanados estén en buenas
condiciones.
- Una medición aislada de resistencia de aislamiento a una tensión deseada no
indica si la materia extraña responsable de la baja resistencia está concentrada o
distribuida.
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
Preparación de la máquina para la prueba
Cuando se requiere información sobre la condición interna del aislamiento sin que
el valor se vea afectado por la condición superficial, el aislamiento deberá
limpiarse y secarse. La temperatura del devanado debe estar por encima del punto
de rocío para evitar condensación de la humedad en la superficie del aislamiento.
No es necesario que la máquina se encuentre parada para efectuar la prueba de
Megger en ocasiones es deseable que la máquina esté girando para que el
devanado se sujete a las fuerzas centrífugas que ocurren en servicio.
El primer paso es descargar completamente toda carga residual antes de efectuar
la prueba, conectando los devanados a tierra cuando menos 10 minutos antes de
su indicación. Es conveniente que la medición de la resistencia de aislamiento
abarque exclusivamente los devanados de la máquina, para lo cual es necesario
desconectar todo equipo externo a la misma.
Circuitos de prueba
Básicamente Existe dos tipos de circuitos de prueba para la medición de la
resistencia de aislamiento en las máquinas rotatorias: circuito de prueba utilizando
la guarda y circuito de prueba sin utilizarla. Dentro de estos dos tipos de circuitos
existen varias conexiones, según sea el tipo de información que se requiera. En
este caso utilizaremos el circuito mostrado en la Figura 2.1., el cual requiere usar
la guarda del Megger.
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
Figura 2.1. Circuito de prueba para la medición de la resistencia de aislamiento con
guarda [9].
2.2.2 Criterio de aceptación
La tensión de prueba para la medición de resistencia de aislamiento dependerá de
la tensión nominal de la maquina. Los valores recomendados de resistencia de
aislamiento e índice de polarización son los mostrados en la Tabla 2.2.
Tabla 2.2. Tensiones de C.D. que se aplicarán durante la prueba de resistencia de
aislamiento [5].
Tensión Nominal del Devanado [V] Tensión de Prueba [V]
<1,000
500
1,000-2,500
500-1,000
2,501-5,000
1,000-2,500
5,001-12,000
2,500-5,000
>12,000
5,000-10,000
Los valores mínimos recomendados de P.I. para corriente alterna y máquinas de
rotativas se localizan en la Tabla 2.3. La Tabla 2.3., se basa en la clase térmica de
los materiales aislantes y, con la excepción de los devanados de campo no
aislados, se aplica a todos los materiales aislantes independientemente.
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
Tabla 2.3. Valores mínimos recomendados por clases de aislamiento según la IEC
60085-01: 1984 [5].
Tipo de Aislamiento P.I. Mínimo
Clase A
1.5
Clase B
2.0
Clase F
2.0
Clase H
2.0
La resistencia de aislamiento mínima después de 1 minuto para la prueba en los
devanados del estator de la máquina y los devanados del rotor se puede
determinar a partir de la Tabla 2.4.
Tabla 2.4. Valores mínimos recomendados para resistencia de aislamiento a 40 ° C
(todos los valores en MΩ) [5]:
Resistencia de
Aislamiento mínima
Tipo de Generador
[MΩ]
Para la mayoría de los bobinados realizados antes de 1970,
= kV+1
todos los devanados de campo, y otros que no se describen a
continuación
= 100
=5
Bobinas de corriente alterna construidas después de 1970
Para la mayoría de las máquinas con bobinado aleatorio y
bobinas de forma arrollada inferiores a 1 kV
kV= Tensión nominal de la máquina.
La experiencia muestra que los valores anteriores de resistencia de aislamiento
mínima pueden ser al menos 10 veces los indicados sin problemas para lograrlo.
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
2.3 Factor de disipación y capacitancia
La prueba de tangente delta de un aislamiento, también denominada factor de
disipación y, también, equivalente al factor de potencia, es una medida de las
pérdidas dieléctricas del aislamiento. Su magnitud depende del tipo de aislamiento
y de las condiciones del mismo y es independiente de su volumen. La desventaja
de esta prueba es que sólo determina la condición promedio del aislamiento, es
decir, no detecta el punto de peor condición.
Su valor puede verse afectado por la humedad y suciedad en la superficie del
aislamiento que permite una circulación de corriente a tierra a través de la
superficie del mismo aumentando las pérdidas. El valor de tangente delta aumenta
con las descargas parciales en el aislamiento. Por esta razón, se recomienda
efectuar la prueba a dos valores de tensión, uno inicial, suficientemente bajo (20%
de la tensión nominal) para prevenir que haya descargas parciales y el otro a la
tensión nominal de fase a tierra (100% de la Vn), que permita medir las pérdidas
ocasionadas por las descargas parciales.
Esta forma de medición se conoce como tip-up y es una medición indirecta de las
descargas parciales. En esta prueba, además de los valores absolutos de
tangente delta y tip-up, se debe analizar la tendencia de estos valores. Algunos
fabricantes recomiendan obtener el tip-up a una tensión de fase a tierra igual a la
tensión nominal entre fases de la máquina. CFE considera que no es necesario
aplicar una tensión de prueba tan elevada. Es suficiente con aplicar la tensión
nominal de fase a tierra. En esta prueba, además de los valores absolutos de
tangente delta y tip-up, se debe analizar la tendencia de estos valores.
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
2.3.1 Resumen de la prueba
Los aislantes eléctricos dentro de sus características, tienen la de mostrar
pérdidas al aplicar una tensión. Estas pérdidas son función de lo perfecto o
imperfecto del aislamiento, y las causas que deterioran un aislamiento
consecuentemente afectarán las pérdidas en watts que tenga el mismo. La
medición de estas pérdidas y la relación que tienen con el producto de los volt por
los amper de carga nos define el factor de potencia del aislamiento.
Numéricamente se expresa como el coseno del ángulo de fase del dieléctrico o
también como el seno del ángulo de las pérdidas.
La medición del factor de potencia de un aislamiento, tiene la ventaja de ser
independiente del volumen total del aislamiento, por ser una indicación de las
pérdidas por unidad de volumen. En la medición de watts de pérdida, volt y amper
efectivos para el cálculo del factor de potencia del aislamiento consiste el principio
de la prueba, ya que por ser variables esos parámetros de acuerdo con la
condición del aislamiento, nos dará una indicación de estado del mismo. Otra de
las características de los aislamientos, es la de incrementos en las pérdidas,
cuando la tensión aplicada alcanza un valor en el cual se produce ionización en
las cavidades internas de los aislamientos.
Basándose en esta característica, si existen cavidades en él, se podrá conocer al
medir las pérdidas o factor de potencia de un aislamiento. Si se grafica el factor de
potencia medido en función de la tensión aplicada, se notará si existen cavidades,
una variación significativa en la pendiente de la curva indicara el punto donde se
inicia la ionización tal como se muestra en la Figura 2.2.
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
Figura 2.2. Factor de potencia medido en función de la tensión aplicada o tip-up [9].
La ionización de los gases en los huecos en la estructura de aislamiento provoca
un aumento en el factor de potencia. La Ionización en los huecos del aislamiento
es una forma de descarga parcial. La energía disipada por la descarga parcial está
representada por una resistencia en paralelo como se muestra en la Figura 2.3.
Un aislamiento en buen estado con un contenido pequeño de huecos exhibirá un
nivel bajo de factor de potencia y la resistencia tendrá un valor finito (cercano a
cero). Un aislamiento en mal estado muestra un valor alto de resistencia, causado
por un nivel mayor de descargas parciales, y un nivel más alto de factor de
potencia.
Figura 2.3. Diagrama equivalente del aislamiento del generador eléctrico [9].
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
El objetivo de esta prueba es caracterizar y determinar el incremento de pérdidas
dieléctricas y capacitancia en función de la tensión alterna aplicada para evaluar la
homogeneidad y compacticidad del sistema de aislamiento que esta fuertemente
influenciado por los revestimientos superficiales graduadores de campo eléctrico
[7]. La corriente capacitiva que fluye a través del aislamiento depende de las
características del aislamiento, la corriente resistiva ideal debería ser cero, pero en
realidad siempre existe y depende de las impurezas dentro del aislamiento o de
las impurezas depositadas en la superficie del mismo, además de las condiciones
ambientales como la humedad. En la Figura 2.4., se muestra un aislamiento en
buen estado, con una corriente resistiva baja.
Figura 2.4. Aislamiento en buen estado [9].
El aumento de la corriente resistiva
que depende de la contaminación y la
humedad en el aislamiento provoca un aumento en el F.D. que significa que existe
degradamiento en el aislamiento. En la Figura 2.5., se puede apreciar un
aislamiento degradado, donde observa una corriente resistiva alta y por lo tanto un
F.D. alto. A continuación se definen los dos conceptos necesarios para entender el
criterio de evaluación para el factor de disipación y capacitancia.
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
Figura 2.5. Aislamiento degradado [9].
: (Valor absoluto del factor de disipación) Es el valor obtenido al 20% de
y representa el tipo de aislamiento utilizado, se asume que a este nivel de tensión
no existe efecto corona. Un incremento de éste puede ser debido a un incremento
en la resistencia de contacto entre la superficie de bobina y la ranura, como
consecuencia del deterioro del revestimiento conductor.
: (Variación del factor de disipación) La magnitud de
es una medición
cuantitativa de las pérdidas por efecto corona disponibles a la tensión de
operación qua ataca los recubrimientos graduadores y las resinas. Es una
indicación de la compacticidad del sistema, aislante de hueco interno en el
aislamiento y buenos contactos entre los revestimientos superficiales de la barra y
ranura. Para recepción de devanados nuevos se obtiene una segunda variación
del factor de disipación definida entre los valores obtenidos al 100% de Vn y al
20% de Vn definido como
. Dependiendo del nivel de tensión y el tipo de
aislamiento se esperan los valores típicos Tabla 2.5.
Capacitancia
El devanado del estator puede considerarse como un capacitor cuyos electrodos
están formados por los conductores del devanado y el núcleo del estator y su
dieléctrico por el sistema de aislamiento. La capacitancia del devanado se reduce
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
con la formación de huecos en el aislamiento y aumenta si este se satura con
agua. La medición periódica de la capacitancia puede ser útil para determinar
delaminación por sobrecalentamiento o contaminación con agua en el devanado
[1].
Para poder detectar cambios significativos en la capacitancia se necesita medirla
con equipos de prueba con resolución de tres decimales. Generalmente los
equipos de medición de tangente delta o factor de potencia incluyen la medición
de la capacitancia con una buena resolución y se pueden realizar ambas
mediciones al mismo tiempo. Sin embargo, la experiencia ha mostrado que esta
prueba no es muy sensible para detectar degradación del devanado.
Capacitancia por fase: Es el valor medido a la tensión de fase a tierra, el cual no
depende más que de la potencia de la maquina y de la constante dieléctrica del
aislamiento.
Variación de la capacitancia: Se expresa en porciento y es calculada entre la
tensión de prueba más alta 0.8 Vn y 0.2 Vn, de acuerdo a la siguiente ecuación:
(2.3)
C: Capacitancia medida a la tensión máxima de prueba
: Es la capacitancia medida a 0.2Vn.
Procedimiento de prueba
- Las mediciones se realizan fase por fase, una bajo tensión y las otras 2 referidas
a tierra mediante el circuito de prueba mostrado en el apéndice B.
- En casos especiales y para máquinas cuyo neutro no está accesible realizar una
medición global sobre las 3 fases sometidas a tensión simultáneamente.
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
- Para cualquier método de medición, se debe de realizar un pre-esfuerzo
eléctrico, mayor de 15 segundos a la tensión de prueba de la máquina para la
estabilización de las mediciones.
- Las mediciones se realizan incrementando la tensión de prueba en pasos del
20% de la Vn, siendo Vn la tensión de línea a neutro (
), hasta el 100% de la
tensión nominal si se tiene un devanado nuevo. En caso de devanados en
mantenimiento se aplicara hasta el 80% de Vn dependiendo de la condición actual
del espécimen y en común acuerdo con el personal técnico de la central.
- Los valores medidos de capacitancia, watts y corriente obtenidos en cada paso
de tensión deben registrarse de acuerdo al equipo de prueba que se utilice.
- En cada medición debe de registrarse la temperatura ambiente, temperatura de
devanados, capacitor patrón utilizado y humedad relativa.
- Para una buena reproducibilidad de los resultados de prueba, cada secuencia de
pruebas debe de ser realizada aproximadamente con el mismo retardo de tiempo.
- En el caso de medidores automáticos, el tiempo para el registro debe de ser al
menos de 15 segundos.
2.3.2 Criterios de aceptación
No existe ningún valor límite impuesto a este criterio que da una indicación con
respecto al grado de compactación del sistema de aislamiento; sin embargo está
fuertemente influenciado por los revestimientos graduadores superficiales. Una
reducción drástica en la capacitancia de devanados nuevos después de un
período inicial de operación puede ser un indicativo de un curado incompleto del
devanado y puede ser precursor de pérdida de compactación y descarga corona
en la sección de ranura. Los criterios utilizados para esta prueba son los
mencionados a continuación.
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
Criterios de evaluación para F.D y tip-up
Tabla 2.5. Criterios utilizados por CFE para el valor absoluto y la del F.D. [10].
Tensión (kV)
Tipo aislamiento
13.8
Hojuela de mica/Asfalto
<4
<2
13.8 a 14.4
Papel de mica/epoxi
<1
<1
15 a 18
Papel de mica/epoxi
< 1.5
<1
19 a 26
Papel de mica/epoxi
<2
<1
Por norma y para valores de cálculo, se define el tip-up como la diferencia de los
factores de potencia medidos a dos tensiones diferentes aplicados al aislamiento.
En C.F.E. se utilizan los mostrados en la Tabla 2.6.
Tabla 2.6. Criterio de evaluación utilizado por la CFE para el valor absoluto y la
variación del F.D. [1].
Tangente δ
Tip-up
Tipo de aislamiento
a
Poliester o Epoxi-mica
≤ 1%
≤ 1%
Complementario a los puntos anteriores se sugiere comparar los resultados entre
fases individuales, así como con los datos registrados para unidades similares o
con respecto a los obtenidos en fábrica. En caso de no contar con información
alguna, los resultados obtenidos serán el punto de partida para futuras
evaluaciones.
2.4 Descargas parciales
Por más cuidadoso que sea el proceso de fabricación del aislamiento de los
devanados del estator, es imposible que la resina de impregnación de las cintas
aislantes penetre y llene perfectamente todo el volumen del aislamiento por lo que
siempre quedará una cantidad de huecos pequeños dentro del mismo. Cuando el
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
aislamiento eléctrico del devanado es sometido a la tensión de operación del
generador, en aquellos huecos donde se alcance a través de ellos un nivel de
tensión de aproximadamente 3 kV/mm, se romperá dieléctricamente el aire
contenido en ellos y se producirán descargas parciales [1].
Las descargas parciales originadas en el semiciclo positivo de la tensión serán de
polaridad negativa y las que se originen en el semiciclo negativo de la tensión
serán de polaridad positiva. La magnitud de las descargas parciales depende del
tamaño de los huecos, mientras más grandes sean los huecos, mayor será la
magnitud de las descargas parciales. La unidad de magnitud de las descargas
parciales en pruebas fuera de línea realizadas en CFE es el picocoulomb, pC. Aun
los devanados nuevos nacen con una cantidad de descargas parciales internas
del orden de algunos miles de pC, generalmente de 2 a 3, dependiendo del equipo
de medición y su calibración, en pruebas fuera de línea.
En condiciones no severas de operación de un generador, es decir, sin
aflojamiento de los devanados, sin arranques y paros muy frecuentes, sin cambios
bruscos y fuertes de carga y sin temperaturas excesivas, se espera que el
aislamiento se vaya degradando gradualmente a lo largo de muchos años,
apareciendo más huecos y los existentes haciéndose cada vez mayores. Sin
embargo, ante la ocurrencia frecuente de los factores de degradación antes
mencionados, la aparición de huecos y daños en diferentes puntos del sistema de
aislamiento se acelera, con lo cual aumenta la cantidad y magnitud de las
descargas parciales.
Por esta razón, se considera que las descargas parciales son un síntoma y no la
causa de la degradación del aislamiento. Sin embargo, una vez que las descargas
parciales se presentan en gran cantidad y magnitud, su acción contribuye a
acelerar la degradación del aislamiento. En las pruebas fuera de línea se miden la
magnitud y el patrón de distribución de las descargas parciales respecto a una
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
onda senoidal de referencia con lo cual se trata de determinar el grado de la
degradación y su probable localización en el sistema de aislamiento.
La correcta interpretación de estos patrones de descargas parciales requiere
mucha experiencia en este tipo de pruebas. En las máquinas eléctricas rotativas,
existen numerosos sitios donde se pueden presentar descargas parciales. El
diseño de la máquina, los materiales de construcción, los métodos de fabricación,
las condiciones de uso y mantenimiento afectan directamente
la cantidad, la
ubicación, las características, y evolución de las descargas parciales.
Aunque hay muchas fuentes potenciales de descargas parciales, se debe tener en
cuenta que no existe en la actualidad ninguna tecnología que pueda analizar los
patrones de las descargas parciales y determinar la fuente exacta que origina la
descarga parcial. A pesar de que algunos defectos producen patrones fácilmente
identificables, pueden coincidir en parte con otros factores que contribuyen a la
falla. Este tipo de situaciones complica la interpretación precisa de los patrones de
las DP´s.
Efectos de las descargas parciales
Las descargas parciales ocasionan:
- Degradación interna.
- Degradación superficial (tracking).
- Calentamiento en las áreas en donde se presentan las descargas.
- Erosión mecánica de las superficies del aislamiento por bombardeo iónico.
Para la detección de DP, se aprovechan sus efectos
- Pulsos de corriente (Método eléctrico)
- Zumbido (Método acústico)
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
- Rayos ultra violeta (Método óptico)
- Olor a ozono (monitoreo de la concentración de ozono)
En el diagnóstico de generadores, se utiliza el método eléctrico para medir las
DP´s y se aprovechan sus efectos óptico, acústico y el olor a ozono para tratar de
ubicarlas. Para las pruebas de diagnóstico en la CFE, el método empleado es el
método eléctrico que será tratado a continuación.
Métodos de medición
Las distintas técnicas para la medición de descargas parciales, difieren según los
medios o dispositivos empleados para la captura y cuantificación de las señales, y
también de acuerdo a la finalidad o motivos de la medición como búsqueda de
defectos puntuales, monitoreo preventivo, criterios de aceptación y/o rechazo y
evolución de la degradación. Los métodos eléctricos, mediante acoplamiento
capacitivo, son empleados para determinar condiciones normalizadas de
aceptación o rechazo, búsqueda y análisis de defectos.
El método eléctrico es el único método capaz de cuantificar en unidades de DP
(pC) el resultado final de una medición. Para obtener el resultado de una medición,
expresado en unidades normalizadas de carga aparente (pC), es necesaria
siempre una etapa previa de calibración del sistema, mediante la inyección de una
carga denominada patrón. La denominada carga “aparente” (no verdadera), tiene
su origen en el hecho de que resulta imposible medir estas magnitudes en el lugar
de origen del defecto (interno en un aislamiento), y por lo tanto solo se limita a
cuantificar el efecto o mejor dicho la diferencia de potencial, que dicha descarga
interna produce en bornes del sistema de medición (extremos del objeto bajo
ensayo); de ahí su denominación de “Aparente”.
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
Calibración
El objetivo de la calibración, es el de verificar que el sistema de medición, será
capaz de cuantificar correctamente, en amplitud y en fase, la magnitud de la DP a
medir, de acuerdo a una cantidad considerada como patrón, expresada en picocoulombs (pC). Esta magnitud patrón será provista por un instrumento
específicamente contrastado según lineamientos de IEC 60270, denominado
Calibrador (de 0 a 100 pC). La etapa de calibración debe ser realizada siempre en
forma previa al energizado del sistema, y luego de verificados y conectados todos
los elementos que intervienen en el circuito de ensayo, (muestra, fuente,
accesorios, etc.), debido a que cada elemento tendrá un impacto sobre la carga
aparente a registrar.
Una nueva calibración deberá ser realizada, cada vez que se efectúe una nueva
medición bajo distintas condiciones. El pulso de calibración debe ser inyectado
ubicando el calibrador lo más cerca posible de la muestra. La magnitud del pulso
de calibración a inyectar, deberá ser seleccionada, en el orden más cercano
posible al nivel de DP que se espera medir en la muestra bajo ensayo (50% a
200% de la magnitud especificada de DP, según la IEC 60270).
En caso de ruidos o interferencias que impidan la visualización del pulso patrón
sobre la pantalla del medidor, se deberá fijar un valor de inyección de por lo
menos un orden mayor al ruido ambiente, por ejemplo 100pC para el caso de un
ruido ambiente de 50pC. Una vez finalizada la calibración del sistema, se debe
desconectar y retirar el calibrador, antes de proceder a realizar la prueba. Se debe
repetir la calibración cada vez que se realice una modificación en el sistema, ya
sea en la fuente de alta tensión, cables de conexionado, tierras auxiliares u otro
ajuste necesario del detector de DP. A continuación se describen los conceptos
para la medición de las DP´s:
Página 39
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
Magnitud de la carga aparente medida a la tensión de fase a tierra: La medición de
esta variable nos determina la actividad por descarga parcial presente a la tensión
de operación de la maquina. Se deben de comparar los resultados entre fases
individuales, así como con los datos registrados para unidades similares o con
respecto a los obtenidos en fábrica. En caso de no tener referencia alguna con
respecto a esta prueba, los resultados obtenidos serán el punto de partida para
futuras evaluaciones.
Tensión de inicio de la descarga parcial: En tanto mayor sea la magnitud de esta
variable con respecto a las otras fases y/o máquinas similares, mejor será la
condición actual del sistema aislante que se esté probando.
Tensión de extinción de la descarga parcial: En condiciones normales, la magnitud
de este valor es ligeramente menor o igual a la tensión de inicio de la descarga
parcial.
2.4.1 Resumen de la prueba
- Las mediciones se realizan fase por fase, una bajo tensión y las otras 2 referidas
a tierra, en base al circuito de medición mostrado en el anexo, acoplado
capacitivamente el detector de descargas parciales, como se muestra en la figura
del anexo.
- Una vez configurado el circuito de prueba, conservando la misma configuración
que en pruebas anteriores, se procede a la calibración del sistema de medición,
aplicando un pulso de 1,000 pC. Es recomendable efectuar la medición utilizando
un amplificador de banda ancha de 20 kHZ a 200 kHZ y un capacitor de bloqueo
de 10 nF, adicional a la medición anterior en caso que se haya utilizado diferente
capacitor y ancho de banda del amplificador. No olvide quitar el calibrador de baja
tensión antes de energizar la fuente.
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
- En casos especiales y para máquinas cuyo neutro no está accesible se puede
realizar una medición simultanea de las tres fases siempre y cuando la potencia
nominal de la fuente sea suficiente.
- Probar el circuito de medición en vacío con un capacitor libre de descargas
parciales como carga para garantizar que el circuito de medición no contribuye en
la aportación de la descarga parcial medida.
- El nivel de disturbio mínimo presente en el circuito de medición aceptable para la
realización de la medición de DP’s debe de ser máximo el 50% de la magnitud de
descarga parcial esperada en el objeto bajo prueba.
- Como la magnitud de la DP puede cambiar con el tiempo, para cualquier método
de medición, se debe de realizar un pre-esfuerzo de electrificación a la tensión de
prueba, por un intervalo de 10 minutos para la estabilización de las mediciones,
registrando la tensión de inicio de la DP, y observando que el incremento de la DP
se mantenga dentro de los márgenes de seguridad del sistema aislante que se
trate.
- Se registra el valor de la carga aparente máxima y mínima obtenida en cada
escalón de 0.5 kV o 1 kV. La tensión de prueba recomendada para devanados en
mantenimiento es 1.25 veces la tensión de fase a tierra y de hasta 100% la tensión
nominal del generador en caso de devanados nuevos.
- Posteriormente el tiempo del pre-esfuerzo eléctrico se decrementa la tensión
lentamente en pasos de 0.5 kV o 1 kV hasta la extinción de la DP, anotando la
magnitud de la carga aparente máxima y mínima y la tensión de extinción de DP’s.
Para una buena reproducibilidad de los resultados de prueba, cada secuencia de
prueba debe de ser realizada aproximadamente con el mismo retardo de tiempo.
En cada medición debe registrase la temperatura ambiente, temperatura de
devanados, y humedad relativa.
- Las mediciones de diferentes cantidades relacionadas con los pulsos de DP’s
usualmente presentan mayor incertidumbre que otras mediciones durante pruebas
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
de alta tensión. Consecuentemente es difícil confirmar los valores de DP obtenidos
antes y después de la prueba de alta tensión. Lo anterior debe de tomarse
encuentra cuando se especifiquen pruebas de aceptación de DP’s.
Recomendaciones
- Durante la medición se recomienda poner especial atención a los efectos de las
descargas.
- Un zumbido característico de DP en cabezales, puede indicar problemas de
contaminación o de graduación de campo eléctrico.
- La identificación de ionización visible puede ayudar a ubicar el mecanismo de
deterioro.
- Adicional a la medición de DP, se sugiere energizar el devanado estando los
cabezales en la oscuridad para poder identificar ionizaciones visibles.
- Si se va a considerar la medición de descargas parciales como prueba de
aceptación se deben de especificar claramente el tipo de equipo y procedimiento a
utilizar.
2.4.2 Criterio de aceptación
Los criterios establecidos son solo de referencia ya que realmente no existen
límites normalizados para la magnitud de las DP´s, para la evaluación de un
sistema aislante debe considerarse la tendencia de la magnitud a través del
tiempo ya que por ejemplo, a los aislamientos nuevos les afecta menos la
presencia de las Descargas Parciales. El Criterios de evaluación para Mica-Epoxi
por el Japan Iere Council es el mostrado en la Tabla 2.7.
Página 42
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
Tabla 2.7. Criterio de evaluación para Mica-epoxi por el Japan Iere Council [7].
Q (pC)
Diagnóstico
< 10,000
Excelente
10,000 < Qm < 30,000
Aceptable
> 30,000
Crítico
> 100,000
Investigación
El criterio general que se ha adoptado en CFE para el seguimiento de las
descargas parciales fuera de línea es el mostrado en la Tabla 2.8. (Dependiendo
del equipo de medición utilizado y su calibración).
Tabla 2.8. Criterio de evaluación adoptado por la CFE [10].
Periodicidad de la medición
Magnitud de las DP´s
Cada 4 años
≤ 10,000 pC
Cada 2 años
> 10,000 pC a ≤ 30,000 pC
Cada año
> 30,000 pC a <100,000 pC
Si las descargas parciales han alcanzado valores de 30, 000 pC o más, lo
recomendable es instalar equipo de monitoreo en línea para realizar una mejor
evaluación de la causa de las mismas y un seguimiento más oportuno de la
tendencia. Es importante considerar que cuando se realicen mediciones periódicas
de descargas parciales, es necesario que siempre se midan con los mismos
equipos y calibración para no tener variaciones de valores por utilizar diferentes
equipos de medición y calibración de los mismos.
La experiencia actual en la medición de descargas parciales fuera de línea
muestra que, en muchos casos, no es fácil determinar el origen de las descargas
parciales. La contaminación ó suciedad de los devanados producen descargas
parciales que pueden confundirse con otro mecanismo de falla. Esto dificulta
tomar la decisión respecto al tipo de trabajo correctivo necesario. Aun con todo,
Página 43
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
esta prueba ha demostrado ser la más sensible a degradación del aislamiento ó
contaminación en el mismo.
2.5 Descarga parcial a la ranura
Un complemento importante de la medición de descargas parciales es la medición
de descarga parcial a la ranura. Se utiliza un vóltmetro o ampermetro sintonizado,
conectado a una impedancia de medición. La impedancia puede ser una sección
de ferrita en forma de “U” o “I” acoplada con una bobina de unas cuantas vueltas y
un capacitor.
La prueba de descarga a la ranura permite evaluar la integridad de la pintura o
cinta semiconductora en la parte activa del devanado mediante una bobina
recolectora de campo magnético. El objetivo de esta prueba es evaluar la
superficie equipotencial de contacto eléctrico entre el cuerpo de la bobina y la
laminación del estator.
La realización de esta prueba se justifica cuando la medición de descargas
parciales, utilizando el método aquí descrito, presenta un nivel superior a 10,000
pC a la tensión de 1.25 veces la tensión de fase a tierra; en caso contrario ésta se
considera opcional, ya que en base a la experiencia los valores esperados no son
significativos. Este efecto se manifiesta como pulsos asimétricos de DP, donde los
pulsos en el ciclo negativo son mayores a los del ciclo positivo. En las Figuras 2.6,
2.7. y 2.8., observamos el defecto en una bobina del estator, la caracterización de
la forma de onda que genera este tipo de descarga parcial, así como la imagen
registrada en la medición de una ranura en un generador eléctrico.
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
Figura 2.6. Defecto observado en las ranuras del estator [7].
Figura 2.7. Caracterización de la descarga parcial a la ranura [7].
Figura 2.8. Medición de una ranura del estator cuando se presenta descargas
parciales a la ranura [7].
Página 45
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
2.5.1 Resumen de la prueba
- Para efectuar la medición es necesario que una persona se coloque dentro del
estator con el equipo de medición. Debe entrar sin zapatos, sin objetos que se le
puedan caer dentro del estator. Posteriormente, cada fase se energiza con la
tensión o tensiones donde se registraron los valores más elevados de DP.
- El núcleo del estator siempre debe estar conectado a tierra, para que no
ocasione ningún problema sobre la persona que realiza el análisis. Recordar que
la superficie de los cabezales de los devanados se encuentra al nivel de la tensión
aplicada, por lo que no se debe tocar esta zona.
- Antes de efectuar una medición, se debe conocer el desplegado del devanado, el
desplegado se muestra en la Figura 2.9., también es necesario conocer lo
siguiente:

u, v y w salidas de línea

x, y y z conexiones del neutro

La tensión entre fases

La tensión entre bastones
- Viendo el estator de frente, en el lado excitación, se enumeran las ranuras. A la
ranura ubicada a las 12 hrs de un reloj imaginario, se le asigna el número 1. El
resto de las ranuras se enumeran en sentido de las manecillas del reloj. El
desplegado del estator del generador se muestra en la Figura 2.9.
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
Figura 2.9. Desplegado de las ranuras del devanado de un generador eléctrico [7].
El desplegado del devanado permite conocer a que fase pertenecen las bobinas
de la ranura a medir y a que fase pertenecen las bobinas adyacentes. Después se
energiza una fase y las otras dos se dejan conectadas a tierra. Con la impedancia
o sensor se recorren todas las ranuras que pertenecen a la fase energizada. Se
toman lecturas en el centro de las ranuras y en los extremos (lado turbina y lado
excitación)
- La prueba se realiza energizando la fase bajo prueba a la tensión de fase a
neutro de la maquina, con otras dos referidas a tierra.
- Se da un tiempo de 30 minutos antes de iniciar la medición, este tiempo de
estabilización permite una evaluación relativa entre los datos de prueba obtenidos
única y exclusivamente durante este ensayo. Si se desea tener una evaluación
cuantitativa para efectos
de análisis de tendencia se debe dar un tiempo de
estabilización de 2 horas.
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
- Se procede a registrar las actividades de descarga superficial en la región de
cada una de las ranuras que conforman la fase energizada mediante una bobina
recolectora de campo magnético sintonizada con un circuito de medición a 5 Mhz.
Debido a que la parte de mayor esfuerzo eléctrico y mecánico ocurre en cada
salida de ranura, es válido, en caso de que no se pueda recorrer la longitud total
de ranura, registrar solamente la actividad en estos casos extremos sobre una
superficie de contacto de 6 cm a 15 cm.
- Los resultados obtenidos se presentan por fase. Se deben graficar los valores
obtenidos en el centro de las ranuras, en el extremo lado turbina y en el extremo
lado excitación. Se pone especial atención a las ranuras que registran valores
elevados como se muestra en la Figura 2.10.
Figura 2.10. Graficas obtenidas en base a los valores registrados en una fase de un
generador eléctrico [7].
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
- De ser posible, se pueden retirar las cuñas de las ranuras que presentan los
valores más elevados de DP y realizar una inspección con y sin potencial aplicado.
Los valores elevados también se tienen que relacionar con posibles golpes. Se
debe relacionar el valor de DP a la ranura registrado con la tensión de operación
de la bobina.
2.5.2 Criterios de aceptación
Para este tipo de prueba se recomienda los siguientes criterios de evaluación
presentados en la Tabla 2.9 y 2.10.
Tabla 2.9. Valores de corriente en mA para diferentes materiales aislantes [7].
Tipo de aislamiento
Valor de aceptación
Mica Resina Epóxico
< 20 mA
Mica Resina Poliester
< 30 mA
Mica Asfaltado/Shellac
< 100 mA
Tabla 2.10. Criterio de evaluación para la prueba de descarga a la ranura [10].
Corriete [mA]
Criterio
5 a 15
Normal
40 a 60
Investigación
> 100
Remplazo de bobina
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
2.6 El CID
Dado que el núcleo del estator está muy ligado al devanado, se incluye el
diagnóstico del núcleo magnético del estator mediante la prueba de El CID (Core
Imperfection Detector). Esta prueba determina cortos circuitos entre laminaciones
del núcleo del estator mediante una bobina que produce un flujo magnético del 4
% del flujo nominal de la máquina. La prueba de El CID ha demostrado buena
sensibilidad para detectar laminaciones en corto en el núcleo del estator de
turbogeneradores. El objetivo de esta prueba es detectar los puntos calientes (Hot
spots) que se generan en el laminado del estator debido a cortocircuito
interlaminar [7].
El corto circuito entre laminaciones no es un proceso de envejecimiento natural,
ocurre principalmente durante trabajos de mantenimiento o por impacto del rotor
contra el estator del generador. Pero también puede resultar del deterioro de
cualquier otro componente del generador, por ejemplo: piezas del rotor flojas
pueden dañar el núcleo, la falla del aislamiento de los tornillos de apriete, la
sobreexcitación puede causar daño del aislamiento de las laminas y fundir las
laminaciones o también el aflojamiento de la presión del núcleo puede generar
vibración interlaminar y erosionar el barniz aislante.
2.6.1 Resumen de la prueba
- Se excita el núcleo magnético mediante una bobina de baja tensión al 4% del
flujo nominal de la máquina y se monitorean las corrientes interlaminares mediante
un sensor Chattock y un ampermetro digital. El flujo del 4% del flujo nominal no
genera puntos caliente en las zonas dañadas, pero las corrientes de falla son
detectables, por un medio electromagnético.
Página 50
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
- Las corrientes axiales en las laminaciones del estator son registradas por un
sensor denominado bobina de Chattock y enviadas a una unidad de
almacenamiento y análisis de señales.
- Cuando la bobina es colocada puenteando dos paquetes de laminaciones
registra una señal de tensión que es proporcional a las corrientes de eddy que
fluye entre las laminaciones.
- La bobina se recorre a lo largo de cada una de las ranuras, para verificar el
estado en que se encuentra el aislamiento de todos los paquetes de laminación.
2.6.2 Criterio de aceptación
El criterio de aceptación para considerar un núcleo magnético en buenas
condiciones es el presentado en la Tabla 2.11.
Tabla 2.11. Criterios de aceptación para la prueba El Cid [7].
Criterio
El Cid (mA)
Aceptación
< 100 mA
Mantenimiento < 200 mA
Reparación
> 200 mA
2.7 Resistencia de devanados
La prueba permite detectar fallas entre conexiones en el cobre de las barras y se
mide con una fuente de C.D. aplicando la tensión en los extremos de las
terminales del generador eléctrico [3]. Si los conductores de cobre del rotor o el
estator se encuentran rotos o agrietados, la resistencia entre las terminales del
devanado aumentará, debido a la reducción en la sección transversal por donde
circula la corriente. Existen diversas razones para que la resistencia en los
devanados aumente, a continuación se mencionan algunas:
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Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
- La vibración de la máquina puede provocar que las barras se fatiguen y se
produzcan grietas en los devanados.
- Eventos operativos como una sincronización puede ocasionar una alta fuerza
magnética en las bobinas de cobre, y se generen grietas o rupturas en los puntos
de conexión.
- Las conexiones entre las bobinas de cobre y los buses pueden estar mal
soldadas. Esto da lugar a un calentamiento que oxida la conexión, aumentando la
temperatura y la resistencia de conexión.
- Las bobinas y cables del estator pueden estar mal atornillados o soldados al bus
del sistema de alimentación.
- Puede haber espiras en cortocircuito en el devanado del rotor.
Corrección de la temperatura
Se debe tener en cuenta que la resistencia de devanados es un parámetro propio
del devanado, depende de la resistividad del cobre, longitud y sección transversal
del conductor y es afectada por la temperatura y se requiere corregirla. La
resistencia obtenida se debe comparar con la del fabricante y con mediciones
anteriores, esto indicará si el devanado ha sufrido cambios físicos o las uniones
soldadas han sido afectadas.
Corregir la resistencia por temperatura de acuerdo a la referencia de fábrica
mediante la ecuación (2.4):
(2.4)
= Resistencia de devanado corregida a una temperatura especifica
= Temperatura especificada en grados Celsius
= Resistencia medida del devanado de campo
Página 52
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator
= Temperatura del devanado al momento de efectuar la medición
= Constante del cobre (234,5).
2.7.1 Resumen de la prueba
- Verificar a detalle que las terminales del espécimen por probar estén limpias y
secas.
- Asegurar que las terminales del espécimen estén libres de cualquier objeto de
sujeción como tornillería, tuercas, trenzas de enlace, etc.
- Descargar la fase por probar durante 10 minutos antes de iniciar la prueba.
- En todas las mediciones se efectúan fase por fase, abriendo las terminales de
línea y neutro.
- Antes de realizar las mediciones se debe conocer la temperatura de los
devanados del estator.
2.7.2 Criterio de aceptación
Las diferencias entre la resistencia medida y la de fábrica, referidas a la misma
temperatura no deben variar más allá del
. La resistencia medida en cada
fase debe tener una diferencia máxima entre ellas de
[3].
Página 53
CAPITULO 3. PRUEBAS AL
ESTATOR DEL GENERADOR
ELÉCTRICO
Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico
3.1 Seguridad
La protección de los operadores y del personal que participa en las pruebas, está
garantizado conforme a las siguientes medidas preventivas:
- Pértiga de tierra: se coloca sobre la terminal de alta tensión de la fuente de C.A.
y debe de permanecer en tanto se realizan las actividades preliminares y se
retirara al momento de la aplicación de la tensión para volverse a colocar una vez
terminada la medición.
- Señalización: Instalar bandas de color y luces preventivas en torno al área de
pruebas, del generador y del equipo de alta tensión. Ninguna persona no
autorizada debe de penetrar dentro del área de trabajo durante el desarrollo de las
pruebas. Esto se muestra en la Figura 3.1.
- Responsabilidades: El técnico encargado de las pruebas está habilitado para
asegurar la protección del personal y verificar la correcta realización del diagrama,
así como la adecuada instalación de todos los dispositivos de seguridad.
Figura 3.1. Área de trabajo acordonada durante las pruebas al generador eléctrico.
Página 56
Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico
3.2 Preparación del objeto de prueba
- La máquina fue desconectada del bus de línea y el neutro abierto, de modo que
cada fase este completamente aislada. La desconexión se hizo en terminales para
evitar incluir cables y aislamiento del bus en el circuito de prueba.
- Se reviso que las terminales del devanado del estator estuvieran limpias y se
aseguro que no existiera alguna conexión adicional en terminales del estator que
pudiera manifestarse como objeto flotado durante la realización de las pruebas.
- Se aseguro que el devanado y núcleo del estator estuviera limpio y seco.
- Se pusieron en corto y a tierra las fases y la carcasa del generador que no se
van a probar al momento que se realiza la prueba.
- Aseguramos que la carcasa estuviera sólidamente conectada a tierra.
- Se removió cualquier objeto extraño del devanado y núcleo del estator.
- Se verificó que los electrodos de prueba y el cable de alta tensión conservaran
las distancias mínimas de seguridad con respecto a su entorno.
- Se verifico que la instrumentación y el diámetro del cableado fueron los
adecuados de acuerdo a los cálculos realizados previamente.
- Se asegurarse de que todo el equipo de prueba, medición y fuerza, y el objeto
bajo prueba estuvieran debidamente referidos a tierra.
- Se procuró que todas las conexiones a tierra formaran una estrella conectada a
tierra en un solo punto sobre la carcasa de la maquina, evitando toda formación de
espiras o lazos de tierra que pudieran ser indicios de inducción parásita.
- Se cortocircuitaron y mandaron a tierra los RTD’S y TC’S
- Se midió la humedad relativa y temperatura del ambiente y de devanados del
generador.
Página 57
Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico
3.3 Resistencia de aislamiento
Una vez realizada la preparación del generador eléctrico, se tomaron las lecturas
de la temperatura, la temperatura era de 26°C y la temperatura del devanado era
de 29°C. La temperatura del devanado se encontraba por encima del punto de
rocío para evitar condensación de la humedad en la superficie del aislamiento. Se
descargo la fase por probar durante 10 minutos antes de iniciar la prueba y se
realizaron las conexiones mostradas en el circuito de prueba.
Para realizar las mediciones se utilizó el medidor de resistencia de aislamiento de
la marco AVO mostrado en la figura 3.2.
Figura 3.2. Medidor de resistencia de aislamiento marca AVO (megger).
Las mediciones se efectuaron fase por fase conforme al circuito de pruebas. La
primera fase a probar fue la fase A, después la fase B y por último la fase C. Las
fases son aisladas entre sí mediante una lámina de fibra de vidrio en el neutro del
generador eléctrico. Las terminales del neutro se muestran en la Figura 3.3.
Página 58
Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico
Figura 3.3. Fase C del generador eléctrico aterrizada y se muestra la lamina aislando
las terminales del neutro.
Las fases que no eran probadas se aterrizaron sólidamente a tierra. La carcasa
del generador está sólidamente aterrizada también. Se muestra en la Figura 3.4, el
estator con lámparas que aumentan la temperatura para evitar el punto de roció.
Figura 3.4. Estator del generador eléctrico de la Central Termoeléctrica Francisco
Pérez Ríos.
Se aplicó una tensión de 5,000 V de corriente directa en base a la Tabla 2.2., para
este tipo de generador eléctrico. Cada fase fue probada durante un periodo de 10
min, registrando cada una de las lecturas como describe el procedimiento en
2.2.1. Los resultados obtenidos en la prueba son los mostrados en la Tabla 3.1.
Página 59
Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico
Tabla 3.1. Valores obtenidos de la prueba de resistencia de aislamiento en GΩ.
Tiempo
Fase A
Fase B
Fase C
[min]
[GΩ]
[GΩ]
[GΩ]
1/4
2.340
2.260
2.240
1/2
4.940
4.880
5.200
3/4
7.200
7.150
7.400
1
9.450
9.350
9.700
2
17.900
17.800
18.200
3
25.600
25.400
25.600
4
32.600
38.600
32.000
5
38.400
38.000
38.000
6
44.000
42.600
43.000
7
49.600
48.200
47.200
8
53.500
52.500
51.900
9
58.000
56.500
56.000
10
61.000
60.500
59.500
En todas las pruebas se conecto a tierra efectiva la terminal Ground (-) del
Megger, el generador eléctrico se encontraba abierto con el rotor extraído a
presión ambiente y con calefacción.
Página 60
Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico
3.4 Factor de disipación y capacitancia
Las mediciones se realizan fase por fase, una bajo tensión y las otras 2 referidas a
tierra mediante el circuito de prueba mostrado en el apéndice B. Antes de
comenzar la prueba se realizó un pre-esfuerzo eléctrico, mayor de 15 segundos a
la tensión de prueba de la máquina (12 kV) para estabilizar las mediciones. En la
Figura 3.5 se muestra el equipo que se utilizó para realizar la prueba y en la Figura
3.6 la conexión realizada en el neutro del generador.
Figura 3.5. Analizador de aislamiento 4100 de la marca Doble.
Figura 3.6. Conexión del gancho de prueba a la fase C del lado del neutro y la fase A
y B aterrizadas.
Página 61
Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico
Las mediciones se realizaron incrementando la tensión de prueba en pasos del
20% de la Vn, siendo Vn la tensión de línea a línea (20 kV), hasta el 60% de la
tensión nominal y otra mas al 100% de la tensión de línea a neutro (
). Los
valores medidos de capacitancia, watts y corriente obtenidos en cada paso de
tensión se registraron en la Tabla 3.2. En cada medición se registro la temperatura
ambiente, temperatura de devanados y humedad relativa. Para una buena
reproducibilidad de los resultados de prueba, cada secuencia de pruebas debe de
ser realizada aproximadamente con el mismo retardo de tiempo.
Tabla 3.2. Valores obtenidos de la prueba de factor de disipación y capacitancia.
Fase %Vn [kV] Prueba [kV]
A
B
C
I [mA]
P [W]
C [nF]
16.100
345.050
20
4
520.453
40
8
1049.965 102.787 347.730
100
11.5
1516.969 219.922 349.470
60
12
1574.649 239.199 349.710
20
4
518.898
40
8
1053.894 103.569 348.840
100
11.5
1516.869 222.972 350.220
60
12
1582.530 247.291 350.780
20
4
515.051
40
8
1044.683 101.674 345.700
100
11.5
1517.123 223.906 347.540
60
12
1559.414 242.462 347.640
16.682
15.223
344.520
341.370
Página 62
Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico
3.5 Descargas Parciales
Los instrumentos de prueba utilizados en la medición de las DP´s fueron el
detector de Descargas parciales Marca Power Diagnostix Systems Modelo ICM
Compact, Pre-amplificadores marca Power Diagnostix Systems Modelo RPA 1,
Acopladores capacitivos Marca Power Diagnostix Systems Modelo CC25 B/V, y
Cuadripolos Marca Power Diagnostix Systems Modelo CIL4.
Antes de iniciar la prueba debemos recordar que para obtener resultados
reproducibles en los ensayos de descargas parciales, es necesario un control
cuidadoso de los factores como la humedad y la contaminación sobre las
superficies de los equipos de medición y del generador eléctrico. Todo debe estar
limpio y seco. La humedad o contaminación sobre las superficies puede causar
descargas parciales o introducir errores en los resultados de las mediciones.
Antes de comenzar la prueba calibramos el ICM aplicando un pulso de 2,000 pC.
Se visualizo el pulso de calibración en la pantalla del instrumento de medición y se
observo si existían ruidos o interferencias que impidan la visualización del pulso
patrón sobre la pantalla del medidor como se muestra en la Figura 3.7. El nivel de
disturbio mínimo presente en el circuito de medición fue aceptable para la
realización de la medición de DP’s (Se registro un nivel de disturbio del 26%
menor al 50% que es el valor máximo).
Página 63
Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico
Figura 3.7. Calibración del instrumento de medición aplicando un pulso de 2,000 pC.
También se probó el circuito de medición en vacío con un capacitor libre de
descargas parciales como carga para garantizar que el circuito de medición no
contribuye en la aportación de la descarga parcial medida. Una vez finalizada la
calibración del sistema, se desconecto y retiro el calibrador, antes de comenzar la
prueba. Las mediciones se realizaron fase por fase, una bajo tensión y las otras 2
referidas a tierra, en base al circuito de medición mostrado en el apéndice C y
como se muestra en la Figura 3.8.
Página 64
Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico
Figura 3.8. Gancho de la fuente (M4100) conectado a la fase A del lado del neutro,
las fases B y C aterrizadas y aisladas entre sí.
Figura 3.9. Terminal de la fase A del lado del Bus de fase, se muestra el capacitor de
acoplamiento.
Página 65
Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico
Se registro el valor de la carga aparente máxima y mínima obtenida en cada
escalón de tensión, que fue de 1 kV. Posteriormente se decrementa la tensión
lentamente en pasos también de 1 kV hasta la extinción de la DP y se registro la
magnitud de la carga aparente máxima y mínima y la tensión de extinción de la DP
como se muestra en la Tabla 3.3. En cada medición se registro la temperatura
ambiente, temperatura de devanados, y humedad relativa y el tiempo de las
mediciones
Tabla 3.3. Mediciones de las descargas parciales a la fase A, B y C.
Tensión
[kV]
Fase A
Fase B
Fase C
Carga Aparente [nC]
Carga Aparente [nC]
Carga Aparente [nC]
Subiendo
Bajando
Subiendo
Bajando
Subiendo
Bajando
tensión
Tensión
tensión
Tensión
tensión
Tensión
3
3.780
4.070
7.500
1.500
2.600
2.530
4
6.100
5.700
11.600
2.000
3.440
2.870
5
5.590
6.160
13.300
2.170
4.760
3.180
6
7.700
6.000
10.200
2.500
6.770
3.100
7
8.040
6.500
7.800
2.300
8.100
3.300
8
8.350
6.500
6.400
2.400
6.640
2.940
9
7.100
5.840
5.970
2.500
8.230
2.920
10
7.360
6.200
4.510
2.460
9.710
3.200
11
7.100
5.750
5.210
4.970
6.440
5.340
11.5
7.950
6.250
5.500
5.240
6.500
5.260
Página 66
Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico
3.6 Descarga a la ranura
La prueba se realizó con el detector de descargas superficiales de la marca Adwel.
La tensión fue suministrada por el equipo de medición de factor de potencia de la
marca Doble M4100 y un resonador tipo C de la marca Doble para elevar la
tensión hasta el nivel requerido, el equipo de medición se muestra en la figura
3.10. La prueba se realizo comenzando con la fase A, después la fase B y
finalmente la fase C.
Se energizo la fase bajo prueba a la tensión de fase a neutro de la maquina (12
kV), con las otras dos fases referidas a tierra. Se acordó un tiempo de
estabilización de 30 minutos antes de iniciar la prueba, este tiempo de
estabilización permite una evaluación relativa entre los datos de prueba obtenidos
única y exclusivamente durante esta prueba. Como ya se menciono en 2.4 si se
desea tener una evaluación cuantitativa para efectos de análisis de tendencia se
debe dar un tiempo de estabilización mínimo de 2 horas por fase.
Figura 3.10. Instrumentación para realizar la prueba de descarga a la ranura.
Página 67
Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico
Antes de efectuar la prueba, se observo y revisó el desplegado del devanado del
generador eléctrico con el motivo de conocer a que ranuras pertenecen a cada
fase. El desplegado se muestra en la Figura 3.11. Al ubicar las ranuras que
conforman cada fase del generador eléctrico podemos empezar a aplicar la
tensión de prueba.
Figura 3.11. Desplegado del devanado del generador eléctrico (Unidad 3).
Se ubicó a que ranura pertenece la fase que estamos probando, comenzamos con
la fase U y la ranura 24. La tensión de prueba es 12 kV que es aproximadamente
la tensión nominal de la máquina dividida entre raíz de 3.
Página 68
Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico
Recordemos que se deben seguir todas las medidas de seguridad que fueron
descritas al principio del capítulo 3. Fue necesario que la persona que realizó la
prueba se colocara dentro del estator con el equipo de medición.
El núcleo del estator siempre debe estar conectado a tierra, para que no ocasione
ningún problema sobre la persona que realiza las mediciones. Recordar que la
superficie de los cabezales de los devanados se encuentra al nivel de la tensión
aplicada, por lo que no se debe tocar esta zona.
Se registraron las actividades de descargas superficiales en la región de cada una
de las ranuras que conforman la fase energizada mediante el detector de
descarga superficial de la marca Adwel, como se muestra en la Figura 3.12.
Figura 3.12. Medición de las descargas parciales en las ranuras del generador
eléctrico.
Debido a que la parte de mayor esfuerzo eléctrico y mecánico ocurre en cada
salida de ranura, es válido, en caso de que no se pueda recorrer la longitud total
de ranura, registrar solamente la actividad en los extremos sobre una superficie de
contacto de 6 cm a 15 cm. En la prueba se recolectaron los valores en las ranuras
Página 69
Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico
del lado turbina y lado excitación, los resultados obtenidos se presentan por fase
en la Tabla 3.2.
Tabla 3.4. Valores obtenidos de la prueba descarga a la ranura, en negritas se
muestra a que ranura pertenece a cada fase.
Fase A
Fase B
Número
Lado
Lado
Número
de
Excitación
Turbina
de
ranura
[mA]
[mA]
ranura
1
1
3.2
11
1.0
2
2
8
4.6
3
9
14
4
10
5
Fase C
Lado
Número
Lado
Lado
Turbina
de
Excitación
Turbina
[mA]
ranura
[mA]
[mA]
4.5
18.0
5.0
5.5
24.0
2.0
2.5
13.0
6.0
4.2
13.0
15
3.0
5.0
17.0
7.0
4.0
22.0
4.8
8
4.0
11.0
16.0
8.0
3.5
15.0
11
14
14
5.0
4.2
3.5
9.0
4.5
3.0
6
12
29
26
6.0
2.2
2.8
10.0
2.5
3.5
7
13
5.5
6.7
14.0
19.0
16.0
11.0
2.5
2.5
8
14
4.8
5
15.0
5.0
8.0
18.0
3.8
15.0
9
15
3.5
4.5
16.0
4.3
25.0
19.0
4.2
28.0
10
23
5.4
11
17.0
10.2
9.0
20.0
4.9
5.8
11
24
6.8
15
18.0
2.0
12.0
21.0
6.0
10.0
12
25
2.6
19
19.0
2.2
3.8
22.0
13.0
14.0
13
26
9
8
20.0
2.0
5.5
23.0
12.0
9.5
14
27
5.5
8.5
27.0
2.5
15.0
24.0
3.5
3.0
Número
Lado
Excitación
Página 70
Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico
3.7 El CID
El generador eléctrico bajo prueba es de 2 ramales por fase. Antes de iniciar la
prueba de El Cid debemos calcular la tensión de excitación que se hará circular
por el toroide para inducir la corriente necesaria para realizar la prueba.
Se
calcula con la ecuación
Donde,
Tensión nominal de la máquina
Factor de apilamiento del cobre (0.92)
Número de bobinas por fase (27 bobinas/3 fases)
De esta forma obtenemos la tensión de excitación que debe suministrar el
autotransformador variable para poder producir la corriente necesaria para realizar
la prueba. El autotransformador se muestra en la Figura 3.13.
Página 71
Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico
Figura 3.13. Autotransformador variable para inducir la tensión de prueba.
Debido a que la tensión de excitación es pequeña, la corriente que se induce en el
nucleo del estator también lo es. Por lo que no es necesario un cable especial, se
uso un cable calibre 10. El Cable se hace pasar por dentro del estator, formando
una bobina que permite inducir la corriente eléctrica en mA. La bobina se muestra
en la Figura 3.14.
Figura 3.14. Disposición del cable utilizado en la medición formando la bobina para
inducir la corriente en mA y registrar las mediciones.
Página 72
Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico
El instrumento de prueba es el detector de imperfecciones de la marca Adwell que
se muestra en la Figura 3.15.
Figura 3.15. Instrumento de medicion El CID de la marca Adwell
El equipo de medición es conectado y calibrado, como se muestra en la Figura
3.16. Se debe conocer la distancia entre ranuras, para ajustar el Chattock, ya que
se hace avanzar a lo largo de las ranuras de la máquina. El software de El Cid,
debe ser ajustado con los parámetros siguientes: número de ranuras (27), longitud
del estator (5,631 m) y tensión de prueba (27.8913 V).
Figura 3.16. Calibración de la bobina de Chattock también llamada “carro”.
Página 73
Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico
Una vez ingresados lo parámetros mencionados, se comienza la prueba
recorriendo ranura por ranura. El generador eléctrico tiene un total de 27 ranuras,
por lo que se realizan 27 recorridos a lo largo del estator. Esto se aprecia en la
Figura 3.17.
Figura 3.17. Medición en cada una de las ranuras del devanado (27 ranuras).
Al recorrer el “carro” a lo largo del estator observamos el registro de las
mediciones. Dichas mediciones se registran en la Lap top, como se muestra en la
Figura 3.18. Se debe de sincronizar el momento en que comienza la medición con
el momento en que se da “run” al instrumento de prueba, debido a que el software
registra las mediciones en base a la distancia. Está prueba debe ser realizada por
dos personas.
La persona encargada de realizar las mediciones debe ingresar sin objetos.
También se debe tener un pulso parejo al tomar las mediciones (recorrer el
“carro”) debido a que un movimiento brusco desalinea el instrumento de medición.
Registrando valores anormales como se muestra en la Figura 3.18.
Página 74
Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico
Figura 3.18. Registro de las mediciones en la prueba de El CID.
Se realizó la medición de las 27 ranuras, los valores registrados se muestran en la
Tabla 3.5. Pudimos identificar 2 parámetros mayores a los especificados en la
Tabla 2.11. Estos se detectaron en la ranura 5 y la ranura 8.
Tabla 3.5. Valores registrados en la prueba de El Cid.
Ranura
Corriente
[mA]
Ranura
Corriente
[mA]
1
2
-73
84
15
16
-41
39
3
4
-35
37
17
18
-29
-38
5
6
336
-34
19
20
38
-35
7
8
47
127
21
22
-40
51
9
10
-64
-43
23
24
79
41
11
12
-51
-42
25
26
36
41
13
94
27
60
14
-37
-
-
Página 75
Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico
3.8 Resistencia de devanados
Se verifico nuevamente, pero esta vez a detalle que las terminales del generador
por probar estuvieran limpias. Ya que si se encuentran sucias se introducen
errores en la medición. Se descargo la fase por probar durante 10 minutos antes
de iniciar la prueba. Las mediciones se efectuaron fase por fase, abriendo las
terminales de línea y neutro. Se midió nuevamente la temperatura en devanados
del estator, se registro una temperatura ambiente de 26 °C y en los devanados
29°C.
Se conecto el equipo de pruebas para la medición de la resistencia óhmica
Vanguard y se realizaron las conexiones mostradas en la Figura 3.19., y en la
Figura 3.20., se hicieron circular 10 A, colocando la perilla que controla la corriente
en la posición de 5 A y la perilla del multiplicador en la posición 2.
Figura 3.19. Equipo para la medición de resistencia de devanados de la marca
Vanguard.
Las conexiones deben de ser solidas, procurando sujetar la mayor superficie de
contacto con los caimanes de los cables de conexión, como se muestra en la
Figura 3.20. El cable rojo y negro se conecta al mismo punto, en este caso a la
salida del generador (Bus de fase) como se muestra en la Figura 3.21.
Página 76
Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico
Figura 3.20. Conexión en la salida del generador eléctrico (Bus de fase aislada).
Se conecta de la misma forma en el lado de neutro de la misma fase, como se
muestra en la Figura 3.21. Teniendo en cuenta que las fases están aisladas entre
sí.
Figura 3.21. Conexión al lado de neutro.
Se obtienen las mediciones de la fase A primero y se repite el procedimiento hasta
la fase C. En algunos casos la medición muestra valores que por inspección
notamos sospechosos, esto puede indicar un mal contacto de las pinzas de los
cables del instrumento o suciedad. Las pruebas deben ser verificadas, y en casos
realizadas hasta 3 veces para descartar que se pueda tratar de error en la
conexión o un falso contacto en el cable de pruebas.
Página 77
Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico
En este caso una de las fases (Fase B) nos daba un valor de corriente anormal
(6.8 A) lo cual indicaba un problema, al sujetar en otro punto de la terminal de fase
no sucedió nuevamente y nos arrojo el valor mostrado en la Tabla 3.6. Esto indica
que era un error debido a la calidad de conexión de las pinzas del instrumento de
prueba. Los valores obtenidos en la medición de Resistencia de devanados son
los mostrados en la Tabla 3.6.
Tabla 3.6. Valores obtenidos en la prueba resistencia de devanados.
Rt [mΩ]
A
B
Corriente
[A]
9.23
9.18
C
9.16
1.066
Fase
1.058
1.111
Página 78
CAPITULO 4. DIAGNÓSTICO AL
GENERADOR ELÉCTRICO
Capitulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico
4.1.1 Resistencia de aislamiento
Mediante la ecuación (2.2) realizamos la corrección por temperatura, para la
prueba de resistencia de aislamiento la temperatura del devanado es 29 °C, por lo
tanto el factor de corrección es:
La ecuación (2.1) nos da el valor corregido por temperatura, para el
obtenido.
Todas las mediciones realizadas, se corrigen de la misma forma, hasta generar la
tabla mostrada a continuación. Los valores corregidos de la prueba de resistencia
de aislamiento se muestran en la Tabla 4.1.
Tabla 4.1. Valor de la
en color verde
Tiempo [min] Fase A [GΩ] Fase B [GΩ] Fase C [GΩ]
1/4
1.0916
1.0543
1.0450
1/2
2.3046
2.2766
2.4259
3/4
3.3589
3.3356
3.4522
1
4.4086
4.3619
4.5252
2
8.3506
8.3040
8.4906
3
11.9428
11.8495
11.9428
4
15.2084
18.0075
14.9285
5
17.9142
17.7276
17.7276
6
20.5267
19.8736
20.0602
7
23.1392
22.4861
22.0196
8
24.9586
24.4921
24.2122
9
27.0580
26.3582
26.1249
10
28.4575
28.2242
27.7577
Página 80
Capitulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico
En base al procedimiento mostrado en 2.2.1, se grafican los resultados para
observar la tendencia de la resistencia de aislamiento como se muestra en la
Figura 4.1.
Resistencia al aislamiento
Resistencia [GΩ]
100.0000
10.0000
1.0000
1/4
1/2
3/4
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Tiempo (min)
FASE A
FASE B
FASE C
Figura 4.1. Grafica de resistencia de aislamiento contra tiempo
El índice de polarización se define normalmente como la razón entre el valor de la
resistencia de aislamiento tomada a los 10 minutos (
prueba y el valor tomado al minuto (
) de ser aplicada la
).
Página 81
Capitulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico
Los resultados obtenidos de la medición de la resistencia de aislamiento en la fase
A de
, fase B de
y fase C de
, en
comparación con la tabla de la norma IEEE std. 43-2000 (Tabla 2.4) son
satisfactorios al igual que para el criterio mínimo propuesto por la CFE.
La curva de la grafica muestra la relación de 60 segundos a 30 segundos que es
el índice de absorción, y la relación de 10 minutos a 1 minuto como índice de
polarización observamos que la pendiente obtenida muestra un crecimiento
gradual con una pendiente acorde a los criterios de la norma mostrados en la
Tabla 2.3, por lo que el devanado se encuentra limpio y sin suciedad. El valor de la
resistencia de aislamiento de la fase A, B y C (Marcados en verde) es mayor al
establecido en el criterio de aceptación mostrado en la Tabla 2.4, por lo que lo que
el resultado es satisfactorio.
Página 82
Capitulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico
4.1.2 Factor de disipación y capacitancia
Los valores obtenidos en la prueba son complementados en la Tabla 4.2., se
utilizo la ecuación (2.3) para determinar el valor de variación de capacitancia. El
(Amarillo) muestra en la fase A un valor de 0.500, en la fase B un valor de
0.502 y en la fase C 0.568, comparando con el criterio de aceptación en la Tabla
2.5, para el tipo de material del generador observamos que está dentro del criterio
de aceptación.
Tabla 4.2. Valores corregidos de la prueba de factor de disipación y capacitancia.
Fase
A
B
C
%Vn [kV]
Prueba [kV]
I [mA]
P [W]
C [nF]
20
4
520.453
16.100
345.050
40
8
1049.965 102.787 347.730
100
11.5
1516.969 219.922 349.470
60
12
1574.649 239.199 349.710
1.274
20
4
518.898
0.805
40
8
1053.894 103.569 348.840
100
11.5
1516.869 222.972 350.220
60
12
1582.530 247.291 350.780
1.307
20
4
515.051
0.739
40
8
1044.683 101.674 345.700
100
11.5
1517.123 223.906 347.540
60
12
1559.414 242.462 347.640
16.682
15.223
[%]
0.774
1.351
344.520
1.817
341.370
1.837
1.223
1.261
1.226
1.280
1.215
1.275
0.500
0.502
0.568
1.307
Página 83
Capitulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico
El
(Azul) muestra en la fase A un valor de 0.774<1 en base al criterio de
aceptación mostrado en la Tabla 4.2., de igual forma la fase B 0.805<1 y la fase C
0.739<1. El delta tan delta (Variación del factor de disipación) presenta un valor
máximo de variación de 0.56%, en la fase C, inferior al 2 % especificado por
norma (Tabla 4.2). Esto se muestra en la figura 4.2., se observa una grafica casi
uniforme.
3.000
F.D. %
2.000
Fase A
Fase B
1.000
Fase C
0.000
3
5
7
9
11
13
Tensión kV
Figura 4.2. F.D. contra tensión aplicada a la máquina.
Capacitancia [nF]
355.000
350.000
Fase A
Fase B
345.000
Fase C
340.000
3
5
7
9
11
13
Tensión [kV]
Figura 4.3. Capacitancia contra tensión aplicada a la máquina.
Página 84
Capitulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico
La Figura 4.3., muestra que la capacitancia presenta valores similares entre fases,
presentando una variación máxima de 1.83 % en la fase C. lo cual nos indica que
el devanado se encuentra en buenas condiciones, con pocos huecos en el
volumen de aislamiento.
Página 85
Capitulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico
4.1.3 Descargas Parciales
Las mediciones registradas nos muestran que los valores más altos obtenidos
fueron de 8.35 nC para la fase A, 13.3 nC para la fase B y 9.71 nC para la fase C.
Comparando los valores contra los mostrados en el criterio de aceptación en la
Tabla 2.7. Observamos que son menores al límite (30,000 pC) para un diagnóstico
aceptable. Los valores obtenidos a la tensión de línea son menores que los
obtenidos a otro nivel de tensión como se muestra en la Tabla 4.3., lo que indica
que puede deberse a puntos con mayor nivel de suciedad en el devanado.
Tabla 4.3. Mediciones de descargas parciales.
Tensión
[kV]
Fase A
Fase B
Fase C
Carga Aparente [nC]
Carga Aparente [nC]
Carga Aparente [nC]
Subiendo
Bajando
Subiendo
Bajando
Subiendo
Bajando
tensión
Tensión
tensión
Tensión
tensión
Tensión
3
3.780
4.070
7.500
1.500
2.600
2.530
4
6.100
5.700
11.600
2.000
3.440
2.870
5
5.590
6.160
13.300
2.170
4.760
3.180
6
7.700
6.000
10.200
2.500
6.770
3.100
7
8.040
6.500
7.800
2.300
8.100
3.300
8
8.350
6.500
6.400
2.400
6.640
2.940
9
7.100
5.840
5.970
2.500
8.230
2.920
10
7.360
6.200
4.510
2.460
9.710
3.200
11
7.100
5.750
5.210
4.970
6.440
5.340
11.5
7.950
6.250
5.500
5.240
6.500
5.260
La Figura 4.4 muestra la tendencia de la medición de las descargas parciales
contra la tensión aplicada, se observa que a la tensión de 5 kV en la fase B (rojo)
se eleva rápidamente y después decrece, siendo este valor mayor al obtenido al
aplicar 11.5 kV, síntoma común que existe suciedad en puntos del devanado.
Página 86
Capitulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico
14.000
12.000
Descarga [nC]
10.000
8.000
Fase A
6.000
Fase B
4.000
Fase C
2.000
0.000
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13
Tensión [kV]
Figura 4.4. Grafica de descargas parciales contra la tensión en aumento.
Página 87
Capitulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico
4.1.4 Descarga a la ranura
Los valores de descargas parciales en ranura registran un valor máximo de 29 mA
en la ranura 12 de la fase A en el lado excitación del generador como se presenta
en la Tabla 4.4. La medición de descarga a la ranura es influenciada por el
espacio llano en los ductos de ventilación de las bobinas, y por la posible
contaminación entre los mismos por lo que estos valores se consideran aceptables
en base al criterio de aceptación mostrado en la Tabla 2.10.
Tabla 4.4. Valores resaltados en amarillo de los puntos donde se registraron los
máximos en las mediciones del lado excitación y lado turbina.
Fase A
Fase B
Número
Lado
Lado
Número
de
Excitación
Turbina
de
ranura
[mA]
[mA]
ranura
1
1
3.2
11
1.0
2
2
8
4.6
3
9
14
4
10
5
Fase C
Lado
Número
Lado
Lado
Turbina
de
Excitación
Turbina
[mA]
ranura
[mA]
[mA]
4.5
18.0
5.0
5.5
24.0
2.0
2.5
13.0
6.0
4.2
13.0
15
3.0
5.0
17.0
7.0
4.0
22.0
4.8
8
4.0
11.0
16.0
8.0
3.5
15.0
11
14
14
5.0
4.2
3.5
9.0
4.5
3.0
6
12
29
26
6.0
2.2
2.8
10.0
2.5
3.5
7
13
5.5
6.7
14.0
19.0
16.0
11.0
2.5
2.5
8
14
4.8
5
15.0
5.0
8.0
18.0
3.8
15.0
9
15
3.5
4.5
16.0
4.3
25.0
19.0
4.2
28.0
10
23
5.4
11
17.0
10.2
9.0
20.0
4.9
5.8
11
24
6.8
15
18.0
2.0
12.0
21.0
6.0
10.0
12
25
2.6
19
19.0
2.2
3.8
22.0
13.0
14.0
13
26
9
8
20.0
2.0
5.5
23.0
12.0
9.5
14
27
5.5
8.5
27.0
2.5
15.0
24.0
3.5
3.0
Numero
Lado
Excitación
Página 88
Capitulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico
Lado Excitación
35
Corriente [mA]
30
25
20
Fase A
15
Fase B
10
Fase C
5
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14
Número de la medición
Figura 4.5. Grafica de los valores obtenidos, se muestran los valores más altos
registrados del lado excitación del generador eléctrico.
Lado Turbina
30
Corriente [mA]
25
20
15
Fase A
10
Fase B
Fase C
5
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14
Número de la medición
Figura 4.6. Grafica de los valores obtenidos, se muestran los valores más altos
registrados del lado turbina del generador eléctrico.
Página 89
Capitulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico
4.1.5 EL CID
Se registro un valor de 336 mA en la ranura 5 en el penúltimo paquete de
laminación y 127 mA en la ranura 8. Lo que indica un problema, ya que el criterio
de aceptación mostrado en la Tabla 2.11., el valor máximo es de 200 mA, esto
indica que es necesaria una reparación, los valores máximos registrados son
resaltados en la Tabla 4.5.
Tabla 4.5. Registro de las mediciones de la prueba El CID.
Ranura
Corriente
[mA]
Ranura
Corriente
[mA]
1
-73
15
-41
2
84
16
39
3
-35
17
-29
4
37
18
-38
5
336
19
38
6
-34
20
-35
7
47
21
-40
8
127
22
51
9
-64
23
79
10
-43
24
41
11
-51
25
36
12
-42
26
41
13
94
27
60
14
-37
La Figura 4.7 y 4.8 muestran con detalle el defecto encontrado en las ranuras, se
debe verificar a detalle las ranuras donde se detecto la falla para localizar el punto
en el que se encuentra el corto circuito interlaminar.
Página 90
Capitulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico
400
350
Corriente [mA]
300
250
200
150
CID
100
50
0
-50
-100
1
3
5
7
9
11 13 15 17 19 21 23 25 27
Número de Ranura
Figura 4.7. Se muestran los valores más altos obtenidos, en la ranura 5 y 8.
[mA]
[m]
Figura 4.8. Gráfico de la medición de la ranura 1 a la ranura 9, se muestra marcado
en un círculo el daño detectado en la ranura 5 y 8 del núcleo del estator.
Página 91
Capitulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico
4.1.6 Resistencia de devanados
Los valores obtenidos en la Tabla 3.6 fueron corregidos mediante la ecuación
(2.4), de igual forma los valores de cada fase probada, esto se muestra en la
Tabla 4.6.
Tabla 4.6. Valores corregidos de la prueba resistencia de devanados.
Fase Iprueba [mA] I prueba (%) Rt [mΩ] Tt [°C]
K
Ts [°C] Rs [mΩ]
A
5
87.7
1.14
26
234.5
75
1.354
B
5
87.8
1.16
26
234.5
75
1.378
C
5
87.7
1.18
26
234.5
75
1.402
Los resultados obtenidos después de la corrección muestran una variación
pequeña (menor a 0.048 mΩ entre el valor menor y mayor de la medición). Lo que
indica que los devanados se encuentran en buen estado.
Resistencia de Devanados
1.410
Resistencia [mΩ]
1.400
1.390
1.380
1.370
1.360
1.350
1.340
1.330
Series1
1
2
3
1.354
1.378
1.402
Figura 4.9. Grafica de los valores corregidos, se muestra una diferencia mínima
entre devanados.
Página 92
Capitulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico
La figura 4.9 permite visualizar de mejor forma la diferencia entre los valores
medidos, se observa que la variación en los valores es pequeña como ya se había
mencionado antes. La Tabla 4.8 muestra los valores obtenidos en la medición
realizada en el último diagnóstico realizado a la unidad 3 de la Central. En base a
el criterio de aceptación para la prueba de resistencia de devanados (2.7.2) La
diferencia entre la resistencia medida en el ultimo diagnóstico y los obtenidos en la
Tabla 4.7., referidas a la misma temperatura no varían más allá del
por lo
que satisface el criterio de aceptación.
Tabla 4.7. Comparación de los valores corregidos obtenidos de la medición y los
valores de la prueba anterior.
Rs Prueba
Fase
Rs [mΩ]
anterior
[mΩ]
Diferencia
promedio
A
1.354
1.378
1.740
B
1.378
1.401
1.655
C
1.402
1.437
2.500
Página 93
Capitulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico
4.2 Diagnóstico final al estator del generador eléctrico
El estator del generador eléctrico de la central Termoeléctrica Francisco Pérez fue
sometido a un diagnóstico fuera de línea en base al procedimiento de pruebas
mostrado en los capítulos anteriores. Los resultados mostrados en la Tabla 4.8
muestran que la prueba de resistencia de aislamiento e índice de polarización es
satisfactoria, ya que los valores de resistencia de aislamiento (Resistencia de
aislamiento a 1min) son mayores al valor mínimo de resistencia de aislamiento
mostrado en el criterio de aceptación (> 21 MΩ) y el valor de índice de polarización
es mayor al mínimo establecido (6.455 para la fase A).
El factor de disipación y capacitancia es satisfactorio también, indicando un nivel
bajo de perdidas eléctricas y cumpliendo con el criterio de aceptación para esta
prueba que espera un valor menor a 1. La prueba de descargas parciales muestra
un valor máximo de 13,300 pC menor a 30,000 pC para el criterio de aceptable.
Esto indica un degradamiento estable en los aislamientos del estator y un
contenido de descargas parciales aceptable aunque no excelente, no se descarta
la opción de suciedad en los devanados lo cual incrementa los valores de las
lecturas obtenidas. Los resultados obtenidos en la prueba de descarga a la ranura
son satisfactorios, el valor máximo obtenido en la medición se presenta en la fase
A con una magnitud de 29 mA menor a los 100mA que marca el criterio de
aceptación, por lo cual cumple.
Las mediciones realizadas con El CID muestran dos valores superiores al criterio
de aceptación para la prueba (mayores a 100mA), por lo cual se determina que es
necesaria realizar una inspección detallada del defecto que causa los valores de
336 mA para la ranura 5 y 127 para la ranura 8. La resistencia de devanados
muestra una variación menor al 3% entre las mediciones realizadas en el periodo
de prueba anterior, y también una variación menor al 3% entre fases, el
diagnóstico es satisfactorio para la prueba.
Página 94
Capitulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico
El
devanado
del
estator
se
encuentra
en
condiciones
aceptables
de
funcionamiento aunque no es aceptado para entrar en servicio hasta que la
reparación en la ranura 5 y 8 se realice y se aplique la prueba de El Cid
nuevamente y el resultado cumpla con el criterio de aceptación. Se recomienda
realizar un programa de limpieza a los cabezales y el aislamiento del estator. Se
deberá realizar el mismo procedimiento de pruebas en diagnósticos futuros.
Tabla 4.8. Concentrado de resultados, normas aplicables y criterios de evaluación
de las pruebas realizadas al estator del generador eléctrico.
Fases
Prueba
Resistencia de
aislamiento en MΩ
Indice de polarización
Factor de disipación al
0.2 Vn (Tanδ)
Factor de disipación al
0.6 Vn (Tanδ)
ΔTanδ
Capacitancia al 0.2 Vn
(nF)
Capacitancia al 0.6 Vn
(nF)
Norma
Aplicable
IEEE Std. 432000
IEEE Std.
286-2000
ΔC/C (%)
DP´s en la ranura (mA)
Resistencia de
devanados (mΩ)
El CID (mA)
Descargas Parciales
(pC)
IEC 602702000
IEEE Std.
1434
Proc.
K3332303
CFE
IEC 60270
A
B
C
4408
4361
4525
6.455
6.4706
6.134
0.774
0.805
0.739
1.274
1.307
1.307
0.5
0.502
0.568
345.05
344.52
341.37
349.71
350.78
347.64
1.351
1.817
1.837
29
25
28
1.354
1.378
1.402
336 en la ranura 5 y 127 en
la ranura 8
8,350
13,300
9,710
Criterio
de
Diagnó
evaluac stico
ión
> 21
Satisfactorio
MΩ
Satisfactorio
>2
<1
Referen
cia
<1
Referen
cia
Referen
cia
Referen
cia
< 100
mA
Satisfactorio
Satisfactorio
Satisfactorio
Satisfactorio
Satisfactorio
Satisfactorio
Satisfactorio
< ± 3%
Satisfactorio
> 100
mA
Reparación
<
30,000
pC
Aceptable
Página 95
Capitulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico
4.3 Costo de producción de la unidad 3 de la Central
Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos
Este cálculo muestra el costo de producción de la unidad 3 de la Central
Termoeléctrica. Con esto podemos observar cuánto dinero cuesta el que la unidad
este fuera de servicio, en este caso y gracias al diagnóstico, la unidad 3 salió 6
días fuera de servicio. El tiempo estimado que la unidad iba a estar fuera de
servicio si no se detectaba la falla era de de 14 días. En la tabla 4.9 se muestran
los costos incrementales a máxima eficiencia de unidades de la Central
Termoeléctrica.
Tabla 4.9. Costos incrementales a máxima eficiencia de las unidades de la Central
Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos
Número
Unidad
Tipo de
Planta
Potencia a
Costo
Max. Efi.
Incremental
(MW)
($/MWh)
135
TULU1
TM
330.00
1662.18
134
TULU2
TM
300.00
1660.75
137
TULU3
TM
322.80
1669.70
144
TULU4
TM
322.80
1723.57
140
TULU5
TM
300.00
1694.07
El costo de producción de un día en el país es de $437,455,678.00 pesos. El
costo de producción del país sin la unidad 3 operando es de $463,810,107.16
pesos El costo de producción de un día de la unidad en cuestión es de $26, 354,
429.16 pesos, si multiplicamos por los días que la máquina estuvo fuera de
servicio obtenemos un estimado de cuando dinero costo el tener la unidad 3 fuera.
Observamos que el diagnóstico logro reducir el costo que le genera al país cuando
existen fallas en las plantas generadores de energía eléctrica.
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Capitulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico
Conclusiones
El diagnóstico fuera de línea realizado al estator del generador eléctrico de la
Central Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos mediante las pruebas siguientes:
Resistencia de aislamiento e índice de polarización, Factor de disipación y
capacitancia, Descargas parciales, Descarga parcial a la ranura, El CID y
Resistencia de devanados, muestra que la adecuada selección y realización de
las pruebas permite obtener un diagnóstico preciso.
Mediante la aplicación de la prueba de El CID que mostró dos valores superiores
al criterio de aceptación para la prueba (mayores a 100mA). Que fueron
registrados en el extremo del lado turbina del estator del generador, en la ranura 5
y 8. Se dio a conocer el lugar donde se localizaba una falla. Se concluyo que la
falla detectada se produjo durante el mantenimiento realizado a la máquina meses
atrás, cuando el generador era armado. El rotor golpeo el estator y el equipo de
mantenimiento no se percato del daño ocurrido. Lo que provocó que se produjera
un contacto entre las láminas que conforman el estator. Este contacto entre
laminaciones origino un cortocircuito interlaminar que provocó puntos calientes en
2 puntos del estator lo que hizo que una de las protecciones del generador
operara.
La pronta detección de la falla redujo costos de mantenimiento, reparación, y el
tiempo que la máquina permaneció fuera de operación. El trabajo cumplió con el
propósito de un diagnóstico de esta clase, que es detectar defectos insipientes y
determinar el grado de deterioro del generador eléctrico. El deterioro observado
mediante las pruebas se observa estable en relación con el tiempo de operación y
tiempo de vida de la máquina.
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Capitulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico
Realizar este clase se pruebas nos muestra que la ingeniería eléctrica debe ser
aplicada desde el concepto para poder comprender de qué forma ocurren los
fenómenos que se presentan en las máquinas eléctricas. Lo que permite que los
métodos de detección de fallas sean precisos y confiables. Durante la realización
de las pruebas fue grato aplicar los principios de la ingeniería eléctrica, descubrir
que se cumplen y que todo está relacionado, desde las matemáticas pasando por
la física, el electromagnetismo y el análisis de circuitos eléctricos.
Con el trabajo aquí presentado se espera desarrollar un gusto por este campo de
la ingeniería eléctrica que es poco estudiado debido a la complejidad y también al
no siempre fácil acceso a los equipos para realizar dichas pruebas. Con esto se
prueba también que existe un enorme campo donde se puede innovar y realizar
mejoras a un gran número de sistemas. El ingeniero Mexicano tiene grandes
talentos y habilidades, solo es necesaria la motivación correcta y el amor por lo
que se hace para descubrirlas.
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Capitulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico
Referencias
[1] Esparza Saucedo Marcos, Ponce de León Viedas Eugenio, “Diagnóstico
integral del devanado del estator de generadores eléctricos”, Cigré, Junio 2001.
[2] Greg C. Stone, Edgard A. Boulter, Ian Culbert, Hussein Dhirani, Electrical
Insulation for Rotatoring Machines , USA: Mohamed E. El-Hawary, 2004.
[3] Guide for Test Procedures for Synchronous Machines, Part I Acceptance and
Performance Testing, IEEE Std 115™-2009, The Institute of Electrical and
Electronics Engineers, Inc. 3 Park Avenue, New York, NY 10016-5997, USA.
[4] IEEE Recommended Practice for Measurement of Power Factor Tip-Up of
Electric Machinery Stator Coil Insulation, IEEE Std 286™-2000(R2006), The
Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc. 3 Park Avenue, New York, NY
10016-5997, USA.
[5] IEEE Std 43-2000(R2006), IEEE Recommended Practice for Testing Insulation
Resistance of Rotating Machinery. The Institute of Electrical and Electronics
Engineers, Inc. 3 Park Avenue, New York, NY 10016-5997, USA.
[6] IEEE Trial-Use Guide to the Measurement of Partial Discharges in Rotating
Machinery, IEEE Std 1434-2000, The Institute of Electrical and Electronics
Engineers, Inc. 3 Park Avenue, New York, NY 10016-5997, USA.
[7] Instituto de Investigaciones Eléctricas, Curso de diagnóstico para generadores
eléctricos, Cuernavaca, Morelos, México, 2008.
[8] López Azamar José Ernesto, Teoría y Práctica de pruebas de diagnóstico de
equipo eléctrico primario (Generadores, Transformadores de potencia y Motores),
Irapuato: CFE-Subdirección de generación, 2006.
Página 99
Capitulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico
[9] Lopez Tagle Alfredo, Malpica Ríos Manuel, Manual de mantenimiento de
generadores, Subgerencia Regional de Generación H.E. Golfo, 2006.
[10] Salazar Godoy Armando, Diagnostico y evaluación del aislamiento eléctrico
de devanados de estator de maquinas eléctricas síncronas rotatorias mayores de
6.0 KV. Y 10 MVA., Procedimiento No. K3332301, 2005.
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Apéndice A. Circuito de prueba para la medición de resistencia
de aislamiento
Figura A.1. Circuito de prueba para la medición de resistencia de aislamiento.
Figura A.2. Probador de resistencia de aislamiento marca AVO Modelo BM 25,
Número de serie: 090101537.
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Apéndice B. Circuito de prueba para la medición del factor de
potencia y capacitancia
Figura B.1. Circuito de prueba para la medición de factor de disipación y
capacitancia.
Analizador de aislamientos Marca DOBLE M4000
Instrumento M4100 Marca DOBLE (Fuente)
Controlador M4150 Marca DOBLE
Transportador M4300 Marca DOBLE
Resonador Marca DOBLE tipo C
Figura B.2. Diagrama eléctrico del Resonador Marca Doble tipo C.
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Apéndice C. Circuito de prueba para la medición de las descargas
parciales
Figura C.1. Circuito de prueba para la calibración de el ICM antes de realizar la
prueba de descargas parciales.
Calibrador de descargas parciales Marca Power Diagnostic System, Modelo CAL1.
Cuadripolos Marca Power Diagnostic System, Modelo CIL4.
Pre-amplificador Marca Power Diagnostic System, Modelo RPA1.
Detector de descargas parciales Marca Power Diagnostic System, Modelo ICM
Compact.
Acopladores capacitivos Marca Power Diagnostic System, Modelo CC25 B/V.
Figura C.2. Circuito de prueba para la medición de la prueba de descargas
parciales.
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Apéndice D. Circuito de prueba para la medición de descargas a
la ranura
Figura D.1. Circuito de prueba para la medición de descarga parcial a la ranura.
Figura D.2. Detector de descarga superficial Marca ADWEL, Modelo PPM-97
Resonador Marca DOBLE tipo C.
Instrumento M4100 Marca DOBLE (Fuente).
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Apéndice E. Circuito de prueba para la medición de EL CID
Figura E.1. Circuito de prueba para la medición de EL CID
Figura E.2. Detector electromagnético de imperfecciones en el núcleo Marca Digital
El CID, Modelo 601.
Detectores del cabezal sensor (4 bobinas Chattock, tamaños miniatura y 7, 9 y 11
pulgadas).
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Apéndice F. Circuito de prueba para la medición de la resistencia
de devanados.
Figura F.1. Circuito de prueba para la medición de la resistencia de devanados.
Figura F.2. Puente de resistencia Ohmica Multi-amp, Marca Megger.
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