PRUEBAS DE CAMPO PARA SUBESTACIONES - RDALENZ

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRÉS FACULTAD DE INGENIERÍA CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA PROYECTO DE GRADO “PRUEBAS DE CAMPO PARA EL DIAGNÓSTICO DE EQUIPOS DE PATIO DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS” Postulante: Rolando Abraham Dalenz Quispe Tutor: Ing. Simón Samán Sigler La Paz – Bolivia 2018 RESUMEN TÍTULO: PRUEBAS DE CAMPO PARA EL DIAGNÓSTICO DE EQUIPOS DE PATIO DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS AUTOR: ROLANDO ABRAHAM DALENZ QUISPE CONTACTO: rolodalenz@gmail.com PALABRAS CLAVE: DEGRADACIÓN, DIAGNÓSTICO, ENSAYOS, ENVEJECIMIENTO, EQUIPOS DE PATIO, FALLAS, MANTENIMIENTO, PRUEBAS, SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DESCRIPCIÓN: El servicio de energía eléctrica se ha convertido en una necesidad fundamental de las personas y de la industria en general, es claro que esta situación incide en los intereses y economía nacionales, por tanto, las compañías de generación, transporte y distribución de energía eléctrica, bajo condiciones de operación y calidad establecidas por los entes reguladores, deben garantizar la máxima disponibilidad de este servicio. En este sentido, los complejos componentes y/o subsistemas pertenecientes a los sistemas eléctricos deben ser conservados de tal manera que puedan cumplir sus funciones esperadas. Las subestaciones eléctricas son componentes fundamentales de los sistemas eléctricos, pues constituyen nodos del sistema que permiten la transformación, maniobra, protección, medición, control y monitoreo de los parámetros eléctricos; entre los elementos instalados en las subestaciones, que permiten efectuar estas tareas, se tienen a los transformadores de potencia, interruptores de potencia, seccionadores, transformadores de instrumentación, pararrayos y equipos de compensación, los cuales se denominan usualmente equipos de patio. La disponibilidad del servicio de energía eléctrica de ciudades, barrios y/o industrias depende de la correcta operación e interacción de estos equipos. Asimismo, los equipos de patio están sometidos a una amplia variedad de esfuerzos a lo largo de su vida útil que provocan su deterioro y envejecimiento, reduciendo a futuro su capacidad de soporte, situación que incluso puede conllevar a la falla de los mismos. Con el propósito de mitigar y/o eliminar las consecuencias de las fallas, se han desarrollado diversas técnicas de mantenimiento y pruebas que permiten identificar la condición de estos equipos y efectuar acciones de reparación cuando corresponda. En este entendido, en el presente documento se desarrollan los conceptos teóricos y prácticos relacionados con la aplicación de las pruebas de campo y su interpretación en el diagnóstico de equipos de patio, entre ellos el estudio de las subestaciones, equipos de patio, aislamiento, degradación, envejecimiento, falla, mantenimiento y pruebas. La información presentada está fundamentada en la literatura técnica dispersa existente, incluyendo la normativa internacional, publicaciones de entidades especializadas, recomendaciones de fabricantes de equipos de potencia e instrumentos de prueba y experiencias prácticas de diversas compañías sobre casos de diagnóstico específicos. Por tanto, este documento puede ser utilizado como guía o referencia técnica por el personal de mantenimiento y por los nuevos profesionales y estudiantes interesados en esta temática. i ii AGRADECIMIENTOS En principio, debo agradecer a Dios, pues Él me permitió alcanzar esta meta. A mi esposa por su apoyo incondicional. A mi familia, en especial a mis padres por todo su esfuerzo y sacrificio. A mi tutor, Ing. Simón Samán, todo mi respeto y admiración, gracias por su guía, consejos, amistad y ayuda desinteresada. A mis compañeros de la Distribuidora de Electricidad La Paz S.A., por su amistad y colaboración en mi desarrollo profesional. A la entonces Transportadora de Electricidad S.A., pues fue ahí donde participé por primera vez en trabajos relacionados con el mantenimiento de subestaciones eléctricas. A mis profesores, amigos y compañeros de carrera. iii iv A MIS PADRES, ABRAHAM Y ALICIA “Estoy perdiendo la memoria, pero sí recuerdo dos cosas: soy un gran pecador y Cristo es un gran Salvador” John Newton v vi CONTENIDO RESUMEN i CONTENIDO vii ÍNDICE DE FIGURAS xiii ÍNDICE DE TABLAS xix CAPÍTULO I: GENERALID ADES 1.1 1.2 1.3 1.3.1 1.3.2 1.4 1.4.1 1.4.2 1.4.3 1.4.4 1.5 1 Introducción Descripción del problema Objetivos Objetivo general Objetivos específicos Justificación Justificación técnica Justificación económica Justificación académica Justificación teórica Alcance 1 2 3 3 3 4 4 4 5 5 5 CAPÍTULO II: SUBESTACIONES Y EQUIPOS DE PATIO 2.1 Introducción 2.2 Subestaciones eléctricas 2.2.1 Clasificación de las subestaciones eléctricas 2.2.2 Configuración de las subestaciones eléctricas 2.2.3 Estructura de una subestación eléctrica 2.3 Transformador de potencia 2.3.1 Clasificación de los transformadores 2.3.1.1 Autotransformador 2.3.1.2 Reactor 2.3.2 Componentes principales 2.3.2.1 Devanados 2.3.2.2 Núcleo 2.3.2.3 Aislamiento sólido 2.3.2.4 Aislamiento líquido 2.3.2.5 Bushings 2.3.2.6 Cambiador de tomas bajo carga (OLTC) 2.4 Interruptor de potencia 2.4.1 Clasificación de los interruptores 2.4.2 Componentes principales 2.4.2.1 Mecanismo de operación 2.4.2.1.1 Mecanismo de resorte 2.4.2.1.2 Mecanismo de operación neumático 2.4.2.1.3 Mecanismo de operación hidráulico 2.4.2.2 Cámara de interrupción 2.4.2.3 Contactos auxiliares y bobinas 2.4.2.4 Resistencia de pre-inserción 2.4.2.5 Capacitores equipotenciales 2.4.2.6 Capacitores en paralelo 2.4.2.7 Medio de interrupción y aislamiento interno 2.4.2.8 Aislador envolvente 2.4.3 Tiempos de operación 2.5 Transformadores de instrumentación 2.5.1 Componentes principales 2.6 Pararrayos 2.6.1 Clasificación de los pararrayos 2.6.2 Componentes de los pararrayos 2.6.2.1 Bloques de óxido metálico vii 9 9 9 12 13 16 18 18 21 21 22 22 24 25 27 29 32 34 35 37 40 40 42 42 42 45 45 45 46 46 47 47 49 52 57 59 60 61 2.6.2.2 2.6.2.3 2.7 2.8 Envolvente Dispositivo de alivio de presión Seccionadores Bancos de capacitores 62 63 64 65 CAPÍTULO III: AISLAMIENTO 69 3.1 Introducción 3.2 Aislamiento en equipos de potencia 3.3 Clasificación y aplicación de los materiales aislantes 3.3.1 Aislantes sólidos 3.3.2 Aislantes líquidos 3.3.3 Aislantes gaseosos 3.3.4 Temperatura de operación máxima 3.3.5 Materiales aislantes polares y no polares 3.4 Características y propiedades importantes de los aislantes 3.4.1 Modelo capacitivo del aislamiento 3.4.2 Polarización 3.4.2.1 Polarización atómica 3.4.2.2 Polarización iónica 3.4.2.3 Polarización molecular o de orientación dipolar 3.4.2.4 Polarización interfacial 3.4.3 Pérdidas dieléctricas 3.4.4 Factor de disipación 3.4.5 Factor de potencia 3.4.6 Resistencia de aislamiento 3.4.7 Rigidez dieléctrica 3.5 Causas de la degradación del aislamiento 3.5.1 Esfuerzos mecánicos 3.5.2 Esfuerzos eléctricos 3.5.3 Esfuerzos térmicos 3.5.3.1 Puntos calientes 3.5.4 Condiciones ambientales CAPÍTULO IV: DEGR ADACIÓN, ENVEJECIMIENTO Y FALLAS 4.1 Introducción 4.2 Vida útil de un equipo 4.3 Envejecimiento y degradación 4.4 Falla de los equipos de potencia 4.4.1 Probabilidad y patrones de falla 4.4.2 Investigación sobre fallas en equipos de potencia 4.4.2.1 Fallas en transformadores de potencia 4.4.2.2 Fallas en interruptores de potencia 4.4.2.3 Fallas en transformadores de instrumentación 4.4.2.4 Fallas en pararrayos 4.4.2.5 Fallas en seccionadores 4.4.2.6 Conclusión acerca de las investigaciones sobre fallas 4.4.3 Consecuencias de las fallas 4.4.3.1 Consecuencias en la seguridad y ambiente 4.4.3.2 Consecuencias operacionales 4.4.3.3 Consecuencias no operacionales 4.4.4 Proceso de envejecimiento y falla CAPÍTULO V: MANTENIMIENTO 69 69 71 71 73 74 77 77 78 78 80 81 81 81 82 83 83 85 85 86 86 87 88 89 90 91 93 93 93 95 98 100 102 103 105 106 107 108 109 109 110 110 110 110 113 5.1 Introducción 5.2 Objetivos del mantenimiento 5.3 Tipos de mantenimiento 5.3.1 Mantenimiento correctivo 5.3.2 Mantenimiento preventivo 5.3.3 Mantenimiento predictivo 5.3.3.1 Monitoreo en línea (on-line) 5.3.3.2 Pruebas fuera de línea (off-line) 5.3.3.3 Frecuencia del mantenimiento predictivo viii 113 113 117 117 118 119 119 120 121 5.3.4 5.3.5 5.4 5.5 Mantenimiento detectivo Mantenimiento centrado en la confiabilidad (RCM) Tareas del mantenimiento Costos asociados al mantenimiento e indisponibilidad CAPÍTULO VI: PRUEBAS 131 6.1 Introducción 6.2 Objetivo de las pruebas 6.3 Clasificación de las pruebas 6.4 Pruebas dieléctricas 6.4.1 Resistencia de aislamiento 6.4.1.1 Corriente de carga capacitiva 6.4.1.2 Corriente de absorción o polarización 6.4.1.3 Corriente de fuga volumétrica 6.4.1.4 Corriente de fuga superficial 6.4.1.5 Corriente total 6.4.1.6 Equipos de prueba para la medición de resistencia de aislamiento 6.4.1.7 Métodos para la medición de resistencia de aislamiento 6.4.1.7.1 Método de tiempo corto (prueba puntual) 6.4.1.7.2 Método tiempo versus resistencia 6.4.1.7.3 Método de variación de tensión por pasos 6.4.1.8 Factores que afectan la medición de la resistencia de aislamiento 6.4.1.9 Recomendaciones para la evaluación de resultados 6.4.2 Factor de potencia y/o factor de disipación 6.4.2.1 Capacitancia 6.4.2.2 Pérdidas dieléctricas 6.4.2.3 Equipos de prueba de factor de potencia 6.4.2.4 Modos de prueba 6.4.2.4.1 Modo GST 6.4.2.4.2 Modo GSTguard 6.4.2.4.3 Modo UST 6.4.2.4.4 Aplicación de los modos de prueba 6.4.2.5 Influencia de la temperatura y humedad en la medición del PF y/o DF 6.4.2.6 Prueba de factor de potencia por pasos (tip-up) 6.4.2.7 Pruebas de factor de potencia con variaciones de frecuencia 6.5 Pruebas eléctricas 6.5.1 Corriente de excitación 6.5.2 Curva de saturación 6.5.3 Reactancia de dispersión (impedancia de cortocircuito) 6.5.4 Relación de transformación y polaridad 6.5.5 Medición de resistencias bajas 6.5.5.1 Resistencia de devanados 6.5.5.2 Resistencia de contactos (estática) 6.5.6 Resistencia dinámica de contactos (DRM) 6.5.7 Tensión mínima de disparo 6.6 Pruebas mecánicas 6.6.1 Pruebas de tiempo y movimiento 6.6.1.1 Medición de tiempos de operación 6.6.1.2 Mediciones de movimiento 6.6.1.3 Corriente de bobinas 6.7 Pruebas físico-químicas 6.8 Pruebas no tradicionales 6.8.1 Análisis de la respuesta en frecuencia (FRA) 6.8.1.1 Principio de medición de SFRA 6.8.2 Medición de la resistencia dinámica en OLTCs 6.8.3 Análisis de vibraciones 6.8.4 Prueba de primer disparo (first trip) CAPÍTULO VII: DIAGNÓSTICO Y APLIC ACIÓN DE LAS PRUEBAS 7.1 7.2 7.3 123 124 127 129 Introducción Precauciones de seguridad en la ejecución de las pruebas Pruebas aplicables a transformadores de potencia ix 131 131 134 136 137 137 138 139 139 140 141 144 144 144 146 147 148 150 152 153 154 156 156 157 158 159 162 163 164 165 165 167 169 171 172 174 175 176 178 179 179 180 181 184 186 187 187 189 193 195 197 199 199 199 201 7.3.1 Resistencia de aislamiento 7.3.1.1 Procedimiento y diagramas de conexión 7.3.1.2 Análisis de resultados 7.3.2 Factor de potencia 7.3.2.1 Procedimiento y diagramas de conexión 7.3.2.2 Análisis de resultados 7.3.2.3 Factor de potencia del aceite 7.3.3 Corriente de excitación 7.3.3.1 Procedimiento y diagramas de conexión 7.3.3.2 Análisis de resultados 7.3.4 Relación de transformación 7.3.4.1 Procedimiento y diagramas de conexión 7.3.4.2 Análisis de resultados 7.3.5 Resistencia de devanados 7.3.5.1 Procedimiento y diagramas de conexión 7.3.5.2 Análisis de resultados 7.3.6 Reactancia de dispersión (impedancia de cortocircuito) 7.3.6.1 Procedimiento y diagramas de conexión 7.3.6.2 Análisis de resultados 7.3.7 Análisis de la respuesta en frecuencia (SFRA) 7.3.7.1 Procedimiento y diagramas de conexión 7.3.7.2 Análisis de resultados 7.4 Pruebas aplicables a bushings 7.4.1 Resistencia de aislamiento 7.4.1.1 Procedimiento y diagramas de conexión 7.4.1.2 Análisis de resultados 7.4.2 Factor de potencia y capacitancia 7.4.2.1 Procedimiento y diagramas de conexión 7.4.2.2 Análisis de resultados 7.4.3 Factor de potencia con variación de frecuencia 7.5 Pruebas aplicables al cambiador de tomas bajo carga (OLTC) 7.5.1 Medición de la resistencia dinámica (DRM) 7.5.1.1 Procedimiento y diagramas de conexión 7.5.1.2 Análisis de resultados 7.6 Pruebas aplicables a interruptores de potencia 7.6.1 Resistencia de aislamiento 7.6.1.1 Procedimiento y diagramas de conexión 7.6.1.2 Análisis de resultados 7.6.2 Factor de potencia 7.6.2.1 Procedimiento y diagramas de conexión 7.6.2.2 Análisis de resultados 7.6.3 Resistencia estática de contactos 7.6.3.1 Procedimiento y diagramas de conexión 7.6.3.2 Análisis de resultados 7.6.4 Resistencia dinámica de contactos (DRM) 7.6.4.1 Procedimiento y diagramas de conexión 7.6.4.2 Análisis de resultados 7.6.5 Pruebas de tiempo y movimiento 7.6.5.1 Procedimiento y diagramas de conexión 7.6.5.2 Análisis de resultados 7.7 Pruebas aplicables a transformadores de instrumentación 7.7.1 Resistencia de aislamiento 7.7.1.1 Procedimiento y diagramas de conexión 7.7.1.2 Análisis de resultados 7.7.2 Factor de potencia, capacitancia y corriente de excitación 7.7.2.1 Procedimiento y diagramas de conexión 7.7.2.2 Análisis de resultados 7.7.3 Relación de transformación 7.7.3.1 Procedimiento y diagramas de conexión 7.7.3.2 Análisis de resultados 7.7.4 Prueba de excitación y/o curva de saturación 7.7.4.1 Procedimiento y diagramas de conexión x 203 203 205 206 207 217 221 223 223 227 229 230 232 233 233 234 236 237 240 242 242 245 249 249 249 250 250 251 256 259 262 262 263 264 266 267 267 271 272 272 280 283 283 285 286 286 287 290 290 293 301 302 302 304 305 305 312 314 315 316 317 317 7.7.4.2 Análisis de resultados 7.8 Pruebas aplicables a seccionadores 7.8.1 Resistencia de aislamiento 7.8.1.1 Procedimiento y diagramas de conexión 7.8.1.2 Análisis de resultados 7.8.2 Resistencia de contactos 7.8.2.1 Procedimiento y diagramas de conexión 7.8.2.2 Análisis de resultados 7.9 Pruebas aplicables a pararrayos 7.9.1 Resistencia de aislamiento 7.9.1.1 Procedimiento y diagramas de conexión 7.9.1.2 Análisis de resultados 7.9.2 Pérdidas dieléctricas 7.9.2.1 Procedimiento y diagramas de conexión 7.9.2.2 Análisis de resultados 7.9.3 Monitoreo de la corriente de fuga 7.9.3.1 Análisis de resultados 7.10 Pruebas aplicables a bancos de capacitores 7.10.1 Prueba de factor de potencia (CapBank Test – M4140) 7.10.1.1 Procedimiento y diagramas de conexión 7.10.1.2 Análisis de resultados 7.11 Casos de estudio particulares 7.11.1 Caso 1: Transformador con contactos deteriorados en conmutador delta -estrella 7.11.2 Caso 2: Interruptor en aceite con contactos erosionados 7.11.3 Caso 3: Validación de la reparación de un interruptor en gas SF 6 CAPÍTULO VIII: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 8.1 8.2 Conclusiones Recomendaciones 318 319 319 319 320 320 320 321 322 322 322 323 324 325 327 329 332 334 334 335 337 339 339 344 346 349 349 352 GLOSARIO 355 ACRÓNIMOS Y ABREVIACIONES 361 BIBLIOGRAFÍA 363 APÉNDICE A: FRECUENCIA DE MANTENIMIENTO 369 APÉNDICE B: TABLAS COMPLEMENTARIAS 371 APÉNDICE C: COSTO ESTIMADO DE LAS PRUEBAS 385 xi xii ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2.1. Diagrama unifilar (esquemático) de un sistema eléctrico de potencia [48] 11 Figura 2.2. Tipos de subestaciones: a) Intemperie (AIS), b) Encapsulada (GIS) [1] 13 Figura 2.3. Diagrama unifilar básico de una subestación de distribución 16 Figura 2.4. Componentes principales de un transformador [84] 22 Figura 2.5. Configuración de un devanado tipo disco [47] 23 Figura 2.6. Configuración de un devanado tipo helicoidal [47] 24 Figura 2.7. Ensamblaje de devanados: a) Tipo disco, b) Tipo helicoidal [76] 24 Figura 2.8. Construcción del núcleo: a) Tipo núcleo, b) Tipo acorazado [47] 25 Figura 2.9. Detalle del aislamiento interno de un transformador [137] 26 Figura 2.10. Proceso de degradación de la celulosa [71] 27 Figura 2.11. Conexiones flexibles entre devanados y bushings [47] 29 Figura 2.12. Diagrama y circuito equivalente de un bushing capacitivo 30 Figura 2.13. Componentes de un bushing capacitivo [47] 31 Figura 2.14. OLTC y su circuito equivalente [73] 33 Figura 2.15. Interruptores de potencia de gas SF 6: a) Tanque vivo, b) Tanque muerto [101] 36 Figura 2.16. Componentes principales de un interruptor de tanque vivo 37 Figura 2.17. Componentes principales de un interruptor SF6 de tanque muerto 38 Figura 2.18. Componentes de un interruptor de gran volumen de aceite 38 Figura 2.19. Diseño de interruptores en gas SF6 con mando tripolar (a) y mando monopolar (b) [7] 39 Figura 2.20. Esquema de un mecanismo de operación de resorte [131] 41 Figura 2.21. Vista interna de una cámara de interrupción [12] 43 Figura 2.22. Proceso de interrupción del arco [101] 44 Figura 2.23. Definición de tiempos de operación según la norma IEC 62271 -100 (cierre) 48 Figura 2.24. Definición de tiempos de operación según la norma IEC 62271 -100 (apertura) 48 Figura 2.25. Descripción de las tareas y aplicación de los ITs [26] 49 Figura 2.26. Diagrama funcional de un transformador de instrumentación (IT) 50 Figura 2.27. Conexión de los ITs al sistema: a) VT (fase-tierra), b) VT (fase-fase), c) CT [26] 51 Figura 2.28. Características de diseño de los transformadores de instrumentación [26] 52 Figura 2.29. ITs convencionales: a) CT de tanque invertido, b) VT [14] 53 Figura 2.30. Circuito eléctrico de un CVT [26] 55 Figura 2.31. Componentes básicos de un CVT [26] 56 Figura 2.32. Tensiones y sobretensiones del sistema eléctrico contra su tiempo de duración [139] 57 Figura 2.33. Característica U-I de un pararrayos típico en un sistema de 420 kV [139] 59 Figura 2.34. Estructura de pararrayos de ZnO, con envolvente de porcelana (a) y polimérica (b) y (c) [142] 60 Figura 2.35. Comparación entre el diseño de pararrayos de SiC y ZnO 61 Figura 2.36. Bloques de óxido de zinc (ZnO) [139] 62 Figura 2.37. Sistema de alivio de presión en envolvente de porcelana (a) y polimérica (b) [26] 63 Figura 2.38. Seccionador con apertura rotatoria horizontal (a), de tres columnas (b) y tipo pantógrafo (c) [7] 64 Figura 2.39. Componentes de un capacitor de alta tensión [39] 66 Figura 2.40. Posibles arreglos de bancos de capacitores 67 Figura 3.1. Descripción gráfica del aislamiento de un bushing 70 Figura 3.2. Rigidez dieléctrica de diversos materiales aislantes [23] 75 Figura 3.3. Construcción básica de un capacitor de placas paralelas 78 Figura 3.4. Fenómeno de polarización atómica en un dieléctrico 81 Figura 3.5. Polarización iónica: a) Sin campo eléctrico, b) Bajo la aplicación de campo eléctrico 81 Figura 3.6. Polarización de un material polar, en ausencia (a) y presencia (b) de campo eléctrico 82 Figura 3.7. Molécula de agua ante la aplicación de campo eléctrico 82 Figura 3.8. Polarización interfacial entre las superficies de dos materiales heterogéneos 83 Figura 3.9. Efectos de la tensión AC en un material aislante: a) Ideal, b) Real 84 Figura 3.10. Fuerzas internas en los devanados de un transformador [137] 87 Figura 3.11. Falla por descarga superficial en un aislador [84] 88 Figura 4.1. Definición del ciclo de vida de un equipo [28] 94 Figura 4.2. Curva de la condición de un activo en su ciclo de vida [28] 99 Figura 4.3. Patrones de falla, edad (t) versus índice o probabilidad de falla λ(t) 101 Figura 4.4. Fallas con salidas forzosas y programadas, unidades con OLTC [27] 103 Figura 4.5. Origen de fallas en transformadores de potencia [61] 104 Figura 4.6. Fallas en interruptores de potencia [29] 105 Figura 4.7. Causa de fallas en pararrayos de carburo de silicio [46] 107 Figura 4.8. Dirección del campo magnético: a) Aislador soporte, b) Bushing [89] 108 xiii Figura 4.9. Falla de un transformador: a), b) Inicio y desarrollo, c) Explosión e incendio [122] Figura 5.1. Factores que afectan la disponibilidad Figura 5.2. Curva de frecuencia de falla Figura 5.3. Curva de la condición de un activo o curva P-F Figura 5.4. Curva P-F para distintos métodos de detección de falla Figura 5.5. Consecuencias de no ejecutar acciones detectivas Figura 5.6. Diagrama de flujo para la selección de la estrategia de mantenimiento [122] Figura 5.7. Tareas del mantenimiento (basado en la norma IEC 60300) Figura 5.8. Nivel óptimo de mantenimiento para la obtención de la máxima disponibilidad Figura 6.1. Proceso para la evaluación de las pruebas y acciones sobre la vida de los activos Figura 6.2. Circuito eléctrico equivalente del aislamiento ante la aplicación de voltaje DC Figura 6.3. Curva de corrientes en una prueba de resistencia de aislamiento [99] Figura 6.4. Principio de funcionamiento de un medidor de IR [6] Figura 6.5. Medidor de resistencia de aislamiento de Megger [105] Figura 6.6. Medición de IR en bushings, sin el uso del terminal de guarda [103] Figura 6.7. Medición de IR en bushings, usando el terminal de guarda [103] Figura 6.8. Curvas típicas de tiempo vs. resistencia de aislamiento Figura 6.9. Prueba de resistencia de aislamiento con variación de tensión Figura 6.10. Tendencia de resultados de IR: a) sin corregir, b) corregidos a 20°C [105] Figura 6.11. Circuito equivalente (a) y diagrama vectorial (b) del aislamiento, aplicando voltaje AC Figura 6.12. Equipos de prueba: a) CPC100+TD1 de Omicron [117], b) M4100 de Doble [42] Figura 6.13. Circuito básico para la medición del PF y capacitancia – Puente Schering Figura 6.14. Modo de prueba GST Figura 6.15. Modo de prueba GSTguard Figura 6.16. Modo de prueba UST Figura 6.17. Modo de prueba GST, para la medición de C1+C2+C3 Figura 6.18. Modo de prueba UST-R, para la medición de C1 Figura 6.19. Modo de prueba UST-B, para la medición de C2 Figura 6.20. Modo de prueba GSTg – R & B, para la medición de C3 Figura 6.21. Modo de prueba GSTg-R, para la medición de C2+C3 Figura 6.22. Corriente de excitación en un transformador con el secundario defectuoso Figura 6.23. Ejemplo de resultados de la prueba de saturación [21] Figura 6.24. Equipos para la prueba de CTs: a) CT Analyzer de Omicron [119], b) MRCT de Megger [106] Figura 6.25. Circuito equivalente del transformador en cortocircuito Figura 6.26. Instrumentos de prueba: a) UM5B de Unitronics [138], b) M4110 de Doble [41] Figura 6.27. Instrumento de medición de la relación de espiras TTR330 de Megger [77] Figura 6.28. Diagrama de operación básica de un medidor de baja resistencia Figura 6.29. Medidor de resistencia de contactos MOM200 de Megger [101] Figura 6.30. Circulación de corriente por los contactos principales (a) y contactos de arco (b) [10] Figura 6.31. Ejemplo de la medición de resistencia dinámica de contactos [123] Figura 6.32. Analizadores de CBs: a) TM1800 de Programma [123], b) CBA-32P de Zensol [145] Figura 6.33. Diagrama de movimiento y gráfico de temporización en una operación C -O [109] Figura 6.34. Instalación típica de un transductor rotativo [108] Figura 6.35. Proceso de operación de la bobina de apertura [53] Figura 6.36. Curva típica de la corriente de bobina [123] Figura 6.37. Modelo RLC del transformador a distintas frecuencias [17] Figura 6.38. Principio de operación de un analizador SFRA [17] Figura 6.39. Procesamiento de datos y parámetros medidos en la prueba SFRA [17] Figura 6.40. Respuesta típica de la prueba SFRA en devanados de alta tensión [19] Figura 6.41. a) FRAnalizer de Omicron [121], b) FRAX101 de Megger [107], c) M5300 de Doble [9] Figura 6.42. Comportamiento dinámico de un OLTC [120] Figura 6.43. Equipos de prueba: a) CPC 100 de Omicron [120], b) Tapscan ® DRM de MR [44] Figura 6.44. Señal de vibración característica registrada en una operación de cierre [101] Figura 6.45. Conexiones para la prueba de primer disparo [100] Figura 7.1. Conexión para la prueba de IR en transformadores: a) alta – tierra, b) baja – tierra Figura 7.2. Conexión para la prueba de IR en transformadores de dos devanados (alta - baja) Figura 7.3. Modelo dieléctrico de un transformador de dos devanados Figura 7.4. Circuito equivalente y conexión de los devanados en un transformador trifásico Figura 7.5. Circuito dieléctrico de un transformador de dos devanados Figura 7.6. Conexiones de la prueba de PF en transformadores de dos devanados (H energizado) Figura 7.7. Circuito equivalente de la prueba de PF, medición de “C HL+CH” (modo GST) Figura 7.8. Circuito equivalente de la prueba de PF, medición de “C H” (modo GSTg-R) xiv 111 115 118 121 122 124 126 128 129 133 140 141 142 142 143 143 145 146 147 151 154 155 157 157 158 159 160 160 161 161 166 167 168 169 170 172 173 175 176 177 179 182 182 184 185 187 189 190 192 192 193 194 196 198 204 204 206 207 208 208 209 209 Figura 7.9. Circuito equivalente de la prueba de PF, medición de “C HL” (UST-R, H energizado) Figura 7.10. Conexiones de la prueba de PF en transformadores de dos devanados (L energizado) Figura 7.11. Circuito equivalente de la prueba de PF, medición de “CHL+CL” (modo GST) Figura 7.12. Circuito equivalente de la prueba de PF, medición de “C L” (modo GSTg-R) Figura 7.13. Circuito equivalente de la prueba de PF, medición de “CHL” (UST-R, L energizado) Figura 7.14. Circuito dieléctrico de autotransformador con devanado terciario Figura 7.15. Prueba de PF en autotransformador monofásico, energizando alta/baja (a) y terciario (b) Figura 7.16. Prueba de PF en autotransformador trifásico, energizando alta/baja Figura 7.17. Prueba de PF en autotransformador trifásico, energizando terciario Figura 7.18. Circuito dieléctrico de un transformador con tres devanados Figura 7.19. Prueba de PF en transformadores de tres devanados, energizando alta Figura 7.20. Prueba de PF en transformadores de tres devanados, energizando baja Figura 7.21. Prueba de PF en transformadores de tres devanados, energizando terciario Figura 7.22. Circuito dieléctrico de un reactor de potencia Figura 7.23. Conexiones para la prueba de PF en reactores: a) monofásico, b) trifásico Figura 7.24. PF representativo (C H) de sistemas de aislamiento en buenas condiciones [9] Figura 7.25. Medición del factor de potencia del aceite aislante [42] Figura 7.26. Conexiones para la prueba de corriente de excitación (primario en delta) Figura 7.27. Conexiones para la prueba de corriente de excitación (primario en estrella) Figura 7.28. Conexiones para la prueba de corriente de excitación en autotransformadores Figura 7.29. Conexiones para la prueba de corriente de excitación en reactores Figura 7.30. Prueba de corriente de excitación en reactor trifásico (posición del tap vs. I exc) [18] Figura 7.31. Devanado de 115 kV, fase A: a) Carbonización, b) Detalle del cortocircuito [56] Figura 7.32. Conexión para la prueba de relación en transformadores trifásicos Figura 7.33. Conexión para la prueba de relación en autotransformadores trifásicos Figura 7.34. Patrón normal de los resultados de la relación de transformación [18] Figura 7.35. Patrón normal de la desviación en resultados de la relación de transformación [18] Figura 7.36. Conexión para la medición de resistencia de devanados Figura 7.37. Resultados de resistencia de devanados de un transformador trifásico [18] Figura 7.38. Conexiones del OLTC en mal estado, conexiones carbonizadas [18] Figura 7.39. Prueba de equivalente trifásico: a) Conexión delta -estrella, b) Conexión estrella-delta Figura 7.40. Prueba por fase: a) Conexión delta-estrella, b) Conexión estrella-delta Figura 7.41. Conexión del medidor de reactancia de dispersión M4110 de Doble [41] Figura 7.42. Vista superior del devanado dañado (deformación radial) [143] Figura 7.43. Prueba SFRA en devanados conectados en delta, en vacío (a) y en cortocircuito (b) Figura 7.44. Prueba SFRA en devanados conectados en estrella, en vacío (a) y en cortocircuito (b) Figura 7.45. Cableado correcto (a) e incorrecto (b) para la prueba SFRA [107] Figura 7.46. Diagnóstico según la influencia de la banda de frecuencia [107] Figura 7.47. Marcas de hundimiento en la unidad sospechosa [4] Figura 7.48. Respuestas de la unidad sospechosa (a) y su unidad hermana (b) [4] Figura 7.49. Desplazamiento de una columna del núcleo (a) y ruptura parcial de soportes (b) [4] Figura 7.50. Respuesta de los devanados LV después de un cortocircuito [2] Figura 7.51. Prueba de resistencia de aislamiento en bushings Figura 7.52. Prueba de PF en bushings instalados en transformador Figura 7.53. Prueba de PF en bushings, sección medida C1 Figura 7.54. Circuito equivalente de la prueba de PF para la medición de C1 Figura 7.55. Prueba de PF en bushings, sección medida C2 Figura 7.56. Circuito equivalente de la prueba de PF para la medición de C2 Figura 7.57. Prueba de “collar caliente” en bushings (con o sin toma capacitiva) Figura 7.58. Curvas típicas del PF y/o DF con variación de frecuencia en bushings nuevos [90] Figura 7.59. Respuesta dieléctrica de un bushing tipo RIP expuesto a la humedad [90] Figura 7.60. Inspección del bushing de reserva y constatación de la presencia de humedad [98] Figura 7.61. Resultados de prueba de DF con variación de frecuencia [98] Figura 7.62. Conexión del instrumento TapScan® DRM [44] Figura 7.63. Respuesta normal de la prueba en un OLTC en buenas condiciones [75] Figura 7.64. Parámetros característicos de la prueba DRM [17] Figura 7.65. Resultados de la prueba DRM (a) y contactos del ruptor, antes y después (b) [74] Figura 7.66. Prueba de IR en interruptores de aceite: a) Termina l 1–tierra, b) Terminal 2–tierra Figura 7.67. Prueba de IR en interruptores de aceite, verificación de la cámara (a) y del conjunto (b) Figura 7.68. Prueba de IR en interruptores con una cámara, medición de la cámara (a) y del soporte (b) Figura 7.69. Prueba de IR en interruptores de SF6 con una cámara, verificación del conjunto Figura 7.70. Prueba IR de interruptores en SF6 doble cámara, verificación de cámaras xv 209 210 211 211 211 213 213 213 214 214 215 215 215 217 217 218 222 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 238 241 243 243 244 246 247 247 248 248 250 251 252 252 253 253 255 259 260 261 261 263 264 265 265 268 268 269 269 270 Figura 7.71. Prueba de IR en interruptor doble cámara, medición del soporte (a) y del conjunto (b) Figura 7.72. Prueba IR en interruptores tanque muerto, entre polos (abierto) (a) y entre fases (cerrado) (b) Figura 7.73. Designación de los terminales de un interruptor de tanque muerto [16] Figura 7.74. Prueba de PF en interruptores de gran volumen de aceite Figura 7.75. Circuito dieléctrico de un interruptor SF 6 de tanque muerto Figura 7.76. Prueba de PF en interruptores de SF6 tipo tanque muerto – GST Figura 7.77. Prueba de PF en interruptores de SF6 tipo tanque muerto – UST Figura 7.78. Circuito dieléctrico de un interruptor SF 6 tanque vivo con una cámara de corte Figura 7.79. Prueba de PF en interruptores SF6 tanque vivo con una cámara de corte Figura 7.80. Circuito dieléctrico de un interruptor SF6 tanque vivo con dos cámaras de corte Figura 7.81. Prueba de PF en interruptores SF6 tanque vivo con dos cámaras de corte Figura 7.82. Inspección interna del polo sospechoso [86] Figura 7.83. Resistencia de contactos en interruptores de tanque vivo con una cámara Figura 7.84. Resistencia de contactos en interruptores de tanque vivo doble cámara Figura 7.85. Resistencia de contactos en interruptores de tanque muerto Figura 7.86. Medición de la resistencia de contactos utilizando la técnica DualGround [113] Figura 7.87. Conexión del analizador de interruptores EGIL y su accesorio SDRM [100] Figura 7.88. Interpretación de la curva DRM [5] Figura 7.89. Resultados de la prueba: a) Curva anormal, b) Curva esperada [112] Figura 7.90. Erosión de contactos de arco (a) y detalle del desgaste (b) [112] Figura 7.91. Diagrama de conexión básica para la prueba de tiempo/movimiento Figura 7.92. Instalación de un transductor lineal [146] Figura 7.93. Instalación de transductores rotativos [146] Figura 7.94. Curvas de tiempo y movimiento en la apertura de un interruptor de 4 cámaras [72] Figura 7.95. Gráficas de los tiempos de operación, apertura (a) y cierre (b) Figura 7.96. Ejemplo de curvas de tiempo y movimiento para una maniobra de apertura [72] Figura 7.97. Ejemplo de curvas de tiempo y movimiento para una maniobra de cierre [72] Figura 7.98. Diagnóstico basado en el comportamiento de la curva de desplazamiento [124] Figura 7.99. Sistema de amortiguamiento en malas condiciones [147] Figura 7.100. Prueba de resistencia de aislamiento en CTs: a) Alta-tierra, b) Alta-baja Figura 7.101. Prueba de resistencia de aislamiento en VTs: a) Alta-tierra, b) Alta-baja Figura 7.102. Prueba de resistencia de aislamiento en VTs sin neutro accesible (alta contra baja) Figura 7.103. Conexiones para la prueba de PF en CTs Figura 7.104. Conexiones para la prueba de PF en CTs con toma capacitiva Figura 7.105. Conexiones para la prueba de PF en VTs Figura 7.106. Conexiones para la prueba de PF en VTs sin acceso al neutro Figura 7.107. Conexiones para la prueba de PF en CVTs con dos secciones capacitivas Figura 7.108. Conexiones para la prueba de PF en CVTs con dos secciones capacitivas Figura 7.109. Conexiones para la prueba de relación de transformación: a) VTs, b) CTs Figura 7.110. Conexiones para la medición de relación, con aplicación de tensión, en CTs Figura 7.111. Conexiones para la medición de la curva de saturación Figura 7.112. Comparación de las curvas de magnetización Figura 7.113. Prueba de IR en seccionadores: a) Aislamiento global, b) Aisladores soporte Figura 7.114. Prueba de resistencia de contactos en seccionadores Figura 7.115. Conexión de la prueba de IR en pararrayos de un módulo (a) y varios módulos (b) Figura 7.116. Prueba de PF en pararrayos de un módulo (a) y dos módulos (b) Figura 7.117. Prueba de PF en pararrayos de tres m ódulos, módulo superior e intermedio (a) e inferior (b) Figura 7.118. Característica típica tensión-corriente de un pararrayos MO [141] Figura 7.119. Representación eléctrica de un pararrayos MO Figura 7.120. Característica de un pararrayos y su corriente de fuga [140] Figura 7.121. Funcionamiento del sensor para la determinación de armónicos del sistema [11] Figura 7.122. Esquema de un monitor de corriente de fuga [16] Figura 7.123. Monitor de corriente de fuga Excount II de ABB [11] Figura 7.124. Prueba de corriente de fuga resistiva en pararrayos MO [43] Figura 7.125. Principio de prueba de PF en grupos de capacitores en paralelo [87] Figura 7.126. Conexiones para la prueba de PF en grupos de capacitores en paralelo [87] Figura 7.127. Principio de prueba de PF en grupos de capacitores en serie [87] Figura 7.128. Conexiones para la prueba de PF en grupos de capacitores en serie [87] Figura 7.129. Prueba de PF de toda la cadena de capacitores de un grupo en serie [87] Figura 7.130. Banco de capacitores con fusibles externos [88] Figura 7.131. Resultados de PF y capacitancia del banco de capacitores [88] Figura 7.132. Contenido de gases disueltos en el aceite del Transformador A xvi 270 271 273 274 275 275 276 277 278 278 279 283 284 284 285 285 287 288 289 289 291 292 293 294 295 297 298 299 300 302 303 304 306 307 308 309 310 311 315 316 317 318 320 321 323 325 326 329 329 330 331 331 332 333 335 335 336 336 337 338 339 340 Figura 7.133. Resultados de la medición de resistencia de devanados en el secundario (04/2014) Figura 7.134. Resultados de las pruebas dieléctricas efectuadas al Transformador A Figura 7.135. Contactos del conmutador delta-estrella en mal estado Figura 7.136. Residuos de materiales metálicos fundidos sobre el núcleo del transformador Figura 7.137. Conexión en directo de devanados y bushings del Transformador A Figura 7.138. Resultados de la medición de resistencia de devanados en el secundario (05/2014) Figura 7.139. Extracto de los registros de pruebas realizadas al Interruptor A Figura 7.140. Vista de los contactos móviles del Interruptor A Figura 7.141. Mecanismo de operación, muelle defectuoso y muelle nuevo del Interruptor A Figura 7.142. Resultados gráficos de la prueba de tiempo, antes (a) y después (b) del ajuste NOTA: LAS FIGURAS SIN REFERENCIA FUERON ELABORADAS POR EL AUTOR. xvii 340 341 342 342 343 344 345 345 346 347 xviii ÍNDICE DE TABLAS Tabla 2.1. Clasificación de las subestaciones eléctricas Tabla 2.2. Tipos de configuración de una subestación y sus diferencias Tabla 2.3. Tipos y descripción de los transformadores Tabla 2.4. Clasificación de los interruptores Tabla 3.1. Clasificación de los materiales aislantes sólidos Tabla 3.2. Propiedades de algunos aislantes sólidos típicos Tabla 3.3. Propiedades dieléctricas y físicas de algunos aceites Tabla 3.4. Comparación entre los diferentes tipos de dieléctricos Tabla 3.5. Clasificación de los aislantes según su temperatura de operación máxima Tabla 4.1. Categorías de envejecimiento del equipo y su impacto Tabla 4.2. Tipos de degradación y su impacto en el envejecimiento Tabla 4.3. Fallas reportadas según el componente de origen Tabla 5.1. Tipos de mantenimiento Tabla 6.1. Clasificación y descripción de las pruebas Tabla 6.2. Evaluación de la tendencia de resistencia de aislamiento Tabla 6.3. Comparación entre PF y DF Tabla 6.4. Métodos de medición de la prueba SFRA Tabla 7.1. Técnicas de diagnóstico para la evaluación de transformadores Tabla 7.2. Prueba de PF en transformadores de dos devanados Tabla 7.3. Prueba de PF en transformadores de tres devanados Tabla 7.4. Diagnóstico basado en la prueba de PF en transformadores en aceite Tabla 7.5. Límites de PF en transformadores de potencia y distribución Tabla 7.6. Diagnóstico basado en la variación de corriente en transformadores Tabla 7.7. Resultados de la prueba de PF en un transformador de dos devanados Tabla 7.8. Tendencia de resultados de capacitancia y PF en C HT Tabla 7.9. Prueba de corriente de excitación en transformadores conectados en delta Tabla 7.10. Prueba de corriente de excitación en transformadores conectados en estrella Tabla 7.11. Patrones de respuesta esperado de la corriente de excitación Tabla 7.12. Prueba de relación de transformación (transformadores de dos devanados) Tabla 7.13. Prueba de relación para un autotransformador con devanado terciario Tabla 7.14. Prueba de reactancia de dispersión en autotransformador (H-L contra T) Tabla 7.15. Procedimiento de la prueba SFRA en transformadores de dos devanados Tabla 7.16. Valores límite de PF y/o DF según las normas IEC & IEEE (a 50/60Hz y 20°C) Tabla 7.17. Evaluación del factor de potencia y/o factor de disipación (C1 & overall) Tabla 7.18. Evaluación de la capacitancia Tabla 7.19. Prueba de C1 en bushings Y1, Y2 (devanado terciario) Tabla 7.20. Prueba de collar caliente en bushings Y1, Y2 (devanado terciario) Tabla 7.21. Tendencia de resultados de prueba de C2 Tabla 7.22. Resultados de la prueba de C1 a 60 Hz en bushing de reserva de 500 kV Tabla 7.23. Prueba de PF en interruptores de gran volumen de aceite Tabla 7.24. Prueba de PF en interruptores de SF6 tipo tanque muerto Tabla 7.25. Prueba de PF en interruptores de SF6 tipo tanque vivo (una cámara) Tabla 7.26. Prueba de PF en interruptores de SF6 tipo tanque vivo (una cámara) Tabla 7.27. Evaluación del aislamiento con base en el índice de pérdidas en el tanque Tabla 7.28. Resultados de la prueba de PF posterior al movimiento del interruptor Tabla 7.29. Comparación de resultados de PF en modo UST de tres interruptores Tabla 7.30. Ejemplo de los parámetros obtenidos en una prueba de tiempo y movimiento Tabla 7.31. Diagnóstico basado en la medición de tiempos Tabla 7.32. Procedimiento de pruebas Doble para VTs con neutro accesible Tabla 7.33. Procedimiento de pruebas Doble para VTs sin neutro accesible Tabla 7.34. Procedimiento de pruebas Doble para CVTs Tabla 7.35. Ejemplo de resultados de la prueba de PF y capacitancia de CTs Tabla 7.36. Prueba de IR en pararrayos de varios módulos Tabla 7.37. Resultados de la prueba de IR en pararrayos Tabla 7.38. Prueba de PF en pararrayos de 2 módulos Tabla 7.39. Prueba de PF en pararrayos de 3 módulos Tabla 7.40. Resultados de prueba de PF en pararrayos Tabla 7.41. Límites de variación de PF y capacitancia Tabla 7.42. Resultados de las pruebas realizadas antes y después del ajuste del muelle xix 12 14 19 35 71 72 74 76 77 96 97 106 117 134 149 152 191 202 212 216 219 219 220 220 221 225 226 227 231 232 241 244 256 256 257 257 258 258 260 274 276 277 279 281 282 282 294 297 309 310 311 314 323 324 326 327 328 337 347 TABLA A1. Matriz de frecuencia de mantenimiento TABLA A2. Frecuencia de inspecciones y pruebas en meses TABLA B1. Valores de resistencia de aislamiento – aparatos eléctricos y sistemas TABLA B2. Resistencia de aislamiento de transformadores – Pruebas de mantenimiento TABLA B3. Valores límite de factor de potencia de bushings según el fabricante TABLA B4. Tensión de prueba permisible en tomas capacitivas de bushings según el fabricante TABLA B5. Factores de corrección para la resistencia de aislamiento (20°C) TABLA B6. Datos sobre potencia de pérdida en interruptores en gas SF 6 tipo tanque muerto TABLA B7. Datos referenciales sobre valores de factor de potencia en VTs TABLA B8. Valores de resistencia de contactos en interruptores de potencia TABLA B9. Resistencia de contactos máxima en interruptores de aire y aceite TABLA B10. Factores de corrección por temperatura para la prueba de fa ctor de potencia (20°C) TABLA B11. Criterios para la evaluación de pruebas de campo aplicables a equipos de subestación xx 369 369 371 372 373 374 375 376 377 378 380 381 382 CAPÍTULO I: GENERALIDADES 1.1 Introducción El servicio de energía eléctrica se ha convertido en una necesidad fundamental de las personas y de la industria en general, es claro que esta situación incide en los intereses y economía nacionales, por tanto, las compañías de generación, transporte y distribución de energía eléctrica, bajo condiciones de operación y calidad establecidas por los entes reguladores, deben garantizar la máxima disponibilidad de este servicio. En este sentido, los complejos componentes y/o subsistemas pertenecientes a los sistemas eléctricos deben ser conservados de tal manera que puedan cumplir sus funciones esperadas. Las subestaciones eléctricas son componentes fundamentales de los sistemas eléctricos, pues constituyen nodos del sistema que permiten la transformación, maniobra, protección, medición, control y monitoreo de los parámetros eléctricos; entre los principales elementos instalados en las subestaciones, que permiten efectuar estas tareas, se tienen a los transformadores de potencia, interruptores de potencia, seccionadores, transformadores de instrumentación, pararrayos y equipos de compensación (reactores y capacitores), los cuales son denominados usualmente equipos de patio. La disponibilidad del servicio de energía eléctrica de ciudades, barrios y/o industrias depende de la correcta operación e interacción de estos equipos. Los equipos de patio están sometidos a diversos esfuerzos a lo largo de su vida útil, estos esfuerzos pueden conducir a la degradación, envejecimiento e inclusive a la falla de los equipos y sus componentes, por esta razón, es imprescindible contar con herramientas y técnicas que permitan estimar su grado de degradación y envejecimiento. La detección temprana de fallas incipientes o defectos en los equipos de patio genera varios beneficios, puesto que la falla de uno de estos equipos podría conducir a la indisponibilidad de toda la subestación, a la pérdida de la producción y/o sanciones por parte de entes reguladores, además de la posible afectación de equipos asociados e inclusive accidentes personales que podrían producirse en cercanías de la instalación. En este sentido, un programa de mantenimiento y pruebas comprende, entre sus objetivos más importantes, la identificación de los defectos y la provisión de las herramientas necesarias para corregirlos, esto con el fin de minimizar los riesgos para la vida del personal 1 y de los equipos en general, también, reducir los tiempos fuera de servicio de la instalación, es decir, reducir las consecuencias de las fallas. Las actividades desarrolladas para alcanzar estos objetivos básicamente incluyen inspecciones, pruebas, diagnóstico y reparaciones. Al mismo tiempo, las demandas de los sistemas eléctricos en los últimos años se han incrementado, principalmente por la exigencia de mayor disponibilidad de las instalaciones y equipos, que a su vez reducen los tiempos de mantenimiento y pruebas, por tal razón, la ejecución eficaz de las pruebas y el correcto diagnóstico de la condición de los equipos son factores primordiales en la gestión del mantenimiento. 1.2 Descripción del problema La indisponibilidad de los equipos de patio de una subestación, ya sea programada o forzosa, puede afectar a la disponibilidad y confiabilidad de la instalación y del sistema eléctrico al que está asociado. Si bien la indisponibilidad de un componente o instalación, puede ser generada por los requerimientos programados de mantenimiento, construcción y/o modificación, durante periodos controlados y previendo la operación del sistema en su conjunto, no sucede lo mismo con la indisponibilidad forzosa que podría presentarse ante la presencia de fallas en el sistema que generaría incluso la interrupción del servicio de energía eléctrica en ciudades, barrios y/o industrias. Asimismo, la manifestación de fallas en los componentes y/o subsistemas pertenecientes a los sistemas eléctricos, en particular subestaciones, podrían producir diversos daños de carácter material y personal, en el peor de los casos. En este sentido, las compañías de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, debido a las exigencias del mercado eléctrico y los requerimientos de los entes reguladores, deben garantizar la máxima disponibilidad del servicio eléctrico, al mismo tiempo, todos sus procesos deben ser efectuados cumpliendo las normas de seguridad respectivas. Al respecto, se han desarrollado diversas técnicas que permiten identificar la presencia de fallas potenciales en los subsistemas y/o componentes de los sistemas eléctricos, en particular de los equipos de patio de subestaciones eléctricas, asimismo, contribuyen en la determinación de la condición de los activos, permitiendo tomar acciones de tipo correctivo cuando se requiera; dichas técnicas incluyen básicamente: inspecciones, pruebas y monitoreo en línea, constituyendo la información base para el diagnóstico. 2 Por tanto, el conocimiento técnico relacionado con las pruebas y diagnóstico de los equipos de subestación es una necesidad fundamental del personal encargado de estas tareas en cualquier compañía eléctrica. Asimismo, el estudio de los conceptos teóricos relacionados con las subestaciones, equipos de patio, aislamiento, degradación, mantenimiento, pruebas, monitoreo y diagnóstico, contribuirá en la formación del personal de mantenimiento generando beneficios para estas compañías. Es preciso que el personal encargado de la ejecución de las pruebas y/o diagnóstico de los equipos de patio posea una clara comprensión y experiencia al respecto, sin embargo, muchas veces la información relacionada con estos tópicos es poco accesible y/o está dispersa. Por otro lado, la información teórica y práctica señalada es esencial para la formación de estudiantes y profesionales interesados en la temática del mantenimiento de equipos de subestación. 1.3 Objetivos 1.3.1 - Objetivo general Proporcionar los conocimientos teóricos y prácticos necesarios para la aplicación de las pruebas de campo y su interpretación en el diagnóstico de equipos de patio de subestaciones eléctricas con base en la literatura técnica dispersa existente, de manera que sirva como guía o referencia técnica para los ingenieros y personal técnico de mantenimiento, como también para la formación de nuevos profesionales y estudiantes interesados en esta temática. 1.3.2 - Objetivos específicos Describir los equipos de patio de subestaciones eléctricas, sus funciones y componentes. - Estudiar el aislamiento de los equipos eléctricos, sus propiedades y características, además de las causas de su degradación. - Explicar los conceptos de vida útil, degradación, envejecimiento y falla de los equipos de subestación, asimismo, identificar los componentes que son más propensos a falla y donde se deben enfocar los esfuerzos de los programas de mantenimiento y pruebas. 3 - Describir las técnicas de mantenimiento utilizadas en la industria y advertir la importancia de las pruebas y monitoreo. - Exponer los conceptos teóricos fundamentales para la comprensión de las pruebas de campo. - Identificar los procedimientos de seguridad previos a la ejecución de las pruebas de campo. - Explicar los procedimientos de las pruebas de campo más importantes que se realizan a los equipos de subestación. - Establecer los criterios para la interpretación y evaluación de los resultados de las pruebas para el diagnóstico de los equipos de patio, con base en la literatura técnica existente y en la normativa vigente. - Analizar algunos casos de estudio o ejemplos de falla y diagnóstico, según las diversas técnicas existentes. 1.4 1.4.1 Justificación Justificación técnica El principal objetivo del mantenimiento es la conservación de las funciones de los activos, para lograr este objetivo son necesarias diversas técnicas, tales como las inspecciones, pruebas y diagnóstico, las cuales permiten identificar la condición de dichos activos, de forma que puedan programarse las tareas correctivas necesarias para devolver las funciones a los activos en caso de encontrarse defectos o anormalidades. Todas estas tareas deben ser desempeñadas por el personal de mantenimiento, por tanto, es primordial para una compañía que su personal tenga formación específica sobre los procedimientos de las pruebas y el diagnóstico basado en las mismas. Al abordar estos aspectos el proyecto se justifica técnicamente. 1.4.2 Justificación económica Las fallas de los equipos de subestación representan grandes pérdidas económicas, no solamente por el costo del equipo mismo, que en el caso de transformadores podría inclusive representar la mitad del costo total de la instalación, sino también debido al hecho de indisponer la instalación o una parte de ella, de tal forma que no sea posible satisfacer las condiciones de disponibilidad y continuidad exigidas por los entes reguladores; en ese caso también deben asumirse las multas y/o sanciones impuestas por estas entidades. Los 4 programas de mantenimiento tienen entre sus objetivos disminuir la cantidad de fallas, incrementar la disponibilidad de la instalación y sus equipos, y principalmente conservar las funciones de los activos. En este sentido, el conocimiento sobre los procesos de mantenimiento, pruebas y diagnóstico son de vital importancia para el personal encargado de estas tareas, pues la formación del personal responsable del mantenimiento incide en la economía de las compañías eléctricas. 1.4.3 Justificación académica Es necesario que los estudiantes universitarios al terminar su carrera profesional estén familiarizados con la temática de mantenimiento, más aún los interesados en el área de potencia, puesto que muchas veces las compañías eléctricas requieren profesionales que previamente hayan trabajado en dicha área o al menos entiendan las labores a desempeñar en el mantenimiento de subestaciones eléctricas. En este sentido, al ser este documento elaborado dentro del ámbito universitario, se busca ofrecer a los estudiantes una guía práctica que los introduzca en esta temática, sin dejar de lado los aspectos básicos para la comprensión de las pruebas y diagnóstico, entre ellos el estudio de los equipos a ser probados, sus componentes y funciones, los esfuerzos a los cuales están sujetos y sus mecanismos de degradación y falla. Al incluir estos aspectos en el documento se busca contribuir no solamente a los profesionales sino también a los estudiantes interesados en esta área. 1.4.4 Justificación teórica Para comprender cabalmente las técnicas de diagnóstico es necesario obtener el conocimiento teórico de varios temas como ser la función de los equipos, su funcionamiento, sus componentes, los esfuerzos que reducen su vida útil y los fundamentos de cada prueba, al abordar estos tópicos el proyecto se justifica teóricamente, puesto que esta información a menudo es omitida en manuales y guías técnicas. 1.5 Alcance En el documento se presentan los conceptos básicos acerca de las subestaciones eléctricas, tales como sus elementos y algunas características de diseño. También, se describen los equipos de subestación más importantes, sus funciones y componentes. A continuación, se detallan los equipos de subestación a ser descritos en el documento: 5 - Transformadores de potencia - Interruptores de potencia - Transformadores de instrumentación (VTs, CTs y CVTs) - Pararrayos - Equipos de compensación (reactores1 y capacitores) - Seccionadores Los equipos de patio descritos en este documento corresponden a las subestaciones de tipo intemperie o aislados en aire, sin embargo, los principios desarrollados con relación a estos equipos pueden ser fácilmente extendidos al estudio de subestaciones de tipo encapsulado en gas SF6 (GIS). Asimismo, el presente documento desarrolla el estudio del aislamiento por su importancia en el desempeño de los equipos eléctricos en general, además, se describen los esfuerzos a los que están sujetos los sistemas de aislamiento, en particular de los equipos de potencia; de la misma manera se desarrollan los conceptos relacionados con la degradación, envejecimiento y falla de los equipos de patio, también, se analizan las técnicas de mantenimiento, con énfasis en el mantenimiento preventivo y predictivo, puesto que las pruebas son parte de estas estrategias de mantenimiento. También, se desarrollan los fundamentos de las pruebas, su aplicación y el diagnóstico basado en los resultados de las pruebas; se aborda el estudio de las siguientes pruebas: - Pruebas dieléctricas. - Resistencia de aislamiento, factor de potencia y/o factor de disipación, capacitancia y potencia de pérdidas. - Pruebas eléctricas. - Relación de transformación, resistencia de devanados, corriente de excitación, curva de saturación del núcleo, resistencia estática de contactos, resistencia dinámica de contactos y reactancia de dispersión. - Pruebas mecánicas. - Pruebas de tiempo y movimiento en interruptores. - Pruebas no tradicionales. - Análisis de la respuesta en frecuencia (SFRA), resistencia dinámica en cambiadores de toma (OLTCs) y medición de la corriente de fuga en pararrayos. 1 Debido a la semejanza existente entre transf ormadores y reactores de potencia, del tipo sumergido en aceite, ambos equipos se desarrollan en conjunto. 6 Además, con el propósito de efectuar el diagnóstico y evaluar los resultados de las pruebas, en el proyecto se presentan criterios basados en la normativa internacional, principalmente IEEE, IEC y NETA, y recomendaciones de entidades especializadas como el CIGRE y de fabricantes de equipos de potencia y equipos de prueba, tales como Doble, Omicron, Megger, ABB y TRENCH. Asimismo, se presentan algunos casos de estudio que permiten analizar los resultados obtenidos de las pruebas, mediante la aplicación de los criterios de evaluación estudiados. 7 8 CAPÍTULO II: SUBESTACIONES Y EQUIPOS DE PATIO 2.1 Introducción El presente capítulo contiene las bases para el estudio de las subestaciones eléctricas, se describen sus funciones, elementos y estructura, asimismo, se desarrollan las posibles configuraciones de una subestación, pues esta característica incide en la mantenibilidad y confiabilidad de la instalación. Al mismo tiempo, se realiza el estudio de los equipos de patio, puesto que los mismos están relacionados con las funciones principales de las subestaciones eléctricas, su desempeño y condición influyen en la disponibilidad de la instalación en su conjunto, por otro lado, son activos costosos – por ejemplo, el costo del transformador puede representar el 50% del costo total de la instalación – y están expuestos a diversos factores de degradación y envejecimiento, por lo tanto, son equipos que requieren un nivel de mantenimiento elevado en términos de calidad y no solo cantidad. Para entender el mantenimiento y las pruebas, es necesario conocer a los equipos, principalmente, sus funciones y componentes. 2.2 Subestaciones eléctricas Las subestaciones eléctricas son componentes esenciales para la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica dentro de los sistemas eléctricos de potencia, puesto que en estas instalaciones la tensión se transforma a los niveles requeridos por el sistema, ya sea elevando los niveles de tensión para disminuir las pérdidas en transmisión o disminuyendo la tensión a niveles seguros para la distribución y/o consumo de los usuarios (véase la Tabla 2.1), por otro lado, las subestaciones permiten dirigir el flujo de potencia y proteger los equipos e instalaciones asociadas. Asimismo, las subestaciones sirven como puntos de interconexión entre las plantas de generación, transformadores de potencia, líneas de transmisión y cargas, que son los elementos principales de los sistemas eléctricos de potencia. En este sentido, se puede definir una subestación eléctrica como una instalación que forma parte de un sistema eléctrico de potencia, constituyéndose en un nodo en el que convergen y se derivan circuitos para recibir, enviar y/o transformar la energía eléctrica a los diferentes niveles de tensión que requiera la red. 9 En resumen, entre las funciones principales de las subestaciones eléctricas se distinguen las siguientes: - Transformar los niveles de tensión. - Ser un punto de interconexión entre líneas. - Constituirse en una instalación física para la configuración de la red. - Servir como punto de monitoreo para los centros de control. - Disponer los medios para la protección de líneas y equipos. - Permitir la comunicación con otras subestaciones y centros de control. Por otro lado, desde el punto de vista del sistema de eléctrico de potencia y en relación con el diseño, una subestación debe contar con características tales como flexibilidad, confiabilidad y seguridad al menor costo posible, además, debe buscarse en el diseño la facilidad de extensión de la subestación, facilidad de mantenimiento y la simplicidad en los sistemas de control y protección, a continuación se describen las características más importantes [110]: - Flexibilidad. - Propiedad de la instalación para acomodarse a las diferentes condiciones que se puedan presentar en el sistema, especialmente por cambios operativos, por contingencias y/o mantenimiento. - Confiabilidad. - En el caso particular de las subestaciones, se define como la probabilidad de que una subestación pueda suministrar energía durante un periodo de tiempo dado, bajo la condición de que al menos un componente de la subestación esté fuera de servicio, es decir, que cuando ocurra una falla en un elemento de la subestación se pueda continuar con el suministro de energía después de efectuar una operación interna, mientras se efectúa la reparación de dicho elemento. Esto es aplicable también en el caso de mantenimiento programado. - Seguridad. - Propiedad de la instalación de dar continuidad de servicio sin interrupción alguna durante fallas de los equipos de potencia, se debe tomar en cuenta el comportamiento frente a fallas en interruptores y falla en barras, la seguridad implica confiabilidad. La Figura 2.1 presenta un sistema de potencia donde se advierten varios tipos de subestaciones, tal como se puede observar, las subestaciones eléctricas se encuentran en todos los procesos de generación, transporte y distribución de la energía eléctrica. 10 Figura 2.1. Diagrama unifilar (esquemático) de un sistema eléctrico de potencia [48] 11 2.2.1 Clasificación de las subestaciones eléctricas Las subestaciones eléctricas se pueden clasificar según su función, nivel de tensión o tipo constructivo, tal como se detalla en la Tabla 2.1. Tabla 2.1. Clasificación de las subestaciones eléctricas Clasificación De generación Son subestaciones que permiten la conexión de una central de generación al sistema, pudiendo ser subestaciones elevadoras, pues generalmente tienen el objetivo de elevar la tensión a niveles adecuados para la transmisión (e. g. subestaciones elevadoras de 10 kV a 69 kV) De transmisión o interconexión Son subestaciones que sirven para interconectar dos sistemas de alta tensión, pudiendo ser subestaciones elevadoras o reductoras según sea el caso (e. g. subestaciones elevadoras de 115 kV a 230 kV) De distribución Son subestaciones que tienen el objetivo de disminuir el nivel de tensión a niveles adecuados para la distribución, básicamente son subestaciones reductoras (e. g. subestaciones reductoras de 69 kV a 6,9 kV) De maniobra Son subestaciones que se encargan solamente de la conexión y desconexión de circuitos mediante equipos de maniobra (interruptores y seccionadores) Convertidoras Son subestaciones que tienen el objetivo de cambiar la f recuencia del sistema o el tipo de corriente, de alterna a continua o viceversa De media tensión Que operan con niveles de tensión mayores a 1 kV y menores a 69 kV De alta tensión Que operan con niveles de tensión comprendidos entre 69 kV y 230 kV De extra alta tensión Que operan con niveles de tensión iguales o mayores a 345 kV y menores a 765 kV De ultra alta tensión Que operan con niveles de tensión iguales o mayores a 1100 kV AIS (subestaciones aisladas en aire) Son subestaciones construidas a la intemperie o aire libre, en las cuales las barras y equipos electromecánicos se encuentran aislados por aire GIS (subestaciones aisladas en gas) Son subestaciones compactas que pueden ser instalados al exterior o interior, en las cuales las barras y equipos electromecánicos se encuentran encapsulados en gas aislante SF6 Por su f unción Por su nivel de tensión Por su tipo constructivo Descripción Fuente: Elaboración propia 12 En la Figura 2.2 se presentan los dos tipos principales de subestaciones, tipo convencional de instalación externa o al aire libre (AIS) y tipo encapsulado en gas SF6 (GIS), la utilización del gas SF6 se debe a sus excepcionales propiedades dieléctricas, facilitando así el diseño de instalaciones más compactas que requieren de menor espacio para su implementación, asimismo, la experiencia de la industria ha demostrado que estas instalaciones poseen elevada confiabilidad, superior al de las subestaciones convencionales, sin embargo, su costo de inversión sigue siendo superior. (a) (b) Figura 2.2. Tipos de subestaciones: a) Intemperie (AIS), b) Encapsulada (GIS) [1] 2.2.2 Configuración de las subestaciones eléctricas Si bien desde el punto de vista del mantenimiento, la configuración de una subestación y otros aspectos de diseño no pueden ser modificados, es importante describir las posibles configuraciones de una subestación, puesto que esta característica incide directamente en la mantenibilidad y confiabilidad de la instalación. Al respecto, se denomina configuración al arreglo de los equipos electromecánicos constitutivos de un patio de conexiones o pertenecientes a un mismo nivel de tensión de una subestación, de tal forma que su operación permita dar a la subestación diferentes grados de confiabilidad, seguridad y/o flexibilidad para el manejo, transformación y distribución de la energía eléctrica [110]. En la Tabla 2.2 se muestran los principales tipos de configuración de subestaciones eléctricas, sus diagramas unifilares y la relación que tienen con la mantenibilidad y la confiabilidad. 13 Tabla 2.2. Tipos de configuración de una subestación y sus diferencias Tipo Diagrama unifilar Descripción Ventajas Barra simple Todas las conexiones terminan en una barra común - Costo menor - Área de construcción pequeña - Fácilmente expandible - Operación simple - Simple para la aplicación de los relés de protección Barra simple seccionada Basado en la barra simple, la barra está dividida y conectada por un interruptor adicional, también conocido como esquema H - Operación f lexible - La barra puede ser seccionada para mantenimiento - Salida solamente de una parte de la subestación, en caso de f alla de interruptor o barra Barra simple con barra de transf erencia Una barra de transf erencia conectada a la barra principal, a través de un interruptor de transf erencia, los circuitos son conectados de f orma normal a la barra principal, pero pueden ser conectadas a la barra de transf erencia mediante seccionadores - Puede mantener el servicio y la protección durante las interrupciones - Razonable en costo - Área de construcción mediana - Fácilmente expandible 14 Desventajas Costo - Arreglo con una sola barra, con la menor conf iabilidad - Falla de un interruptor o barra genera la salida de toda la subestación - Las maniobras para mantenimiento pueden ser complicadas, requiriendo deshabilitar algunos esquemas de protección - Incremento del costo por la adición de un interruptor - La operación del interruptor de acople puede provocar la salida de circuitos que no tengan f alla 100% - Adición del interruptor de transf erencia y seccionadores, incrementando el costo - El sistema de protección puede complicarse - Falla en la barra causa la salida de toda la subestación 143% 122% Tabla 2.2. Tipos de configuración de una subestación y sus diferencias (continuación) Tipo Diagrama unifilar Descripción Ventajas Desventajas Costo Interruptor y medio Utiliza ramas que consisten de tres interruptores en serie, conectadas entre dos barras. En promedio 1,5 interruptores se conectan a cada circuito - Operación f lexible y alta conf iabilidad - Exclusión de barra o interruptor sin interrupción de servicio - Doble alimentación a cada circuito - Falla en barra no interrumpe el servicio de ningún circuito - Sistema de protección más complicado, operación del interruptor central por f alla en cualquiera de los dos circuitos asociados - Cada circuito debe tener su propia f uente de energía para protección 158% Barra doble con interruptor doble Cada circuito es conectado a dos barras. Se utilizan dos interruptores para conectar cada circuito - Costo muy elevado (dos interruptores por cada circuito) 214% Anillo Arreglo de interruptores en lazo cerrado con circuitos conectados entre interruptores. Solo un interruptor es requerido por circuito - Operación f lexible con muy alta conf iabilidad - Exclusión de barra o interruptor sin interrupción de servicio - Doble alimentación a cada circuito - Sin interrupción de servicio de ningún circuito por f alla en barra - Pérdida de un circuito por f alla en interruptor - Todas las maniobras pueden realizarse con interruptores - Operación f lexible - Alta conf iabilidad - Doble alimentación a cada circuito - Sin barra principal - Más barato que interruptor y medio - Exclusión de barra o interruptor sin interrupción de servicio - Durante la f alla, la división del anillo puede dejar combinaciones indeseables del circuito - Cada circuito debe tener su propia f uente de energía para protección 114% Fuente: Maintenance optimization for substations with aging equipment – H. Ge [54] 15 2.2.3 Estructura de una subestación eléctrica En general todas las subestaciones están constituidas por los mismos elementos, por ejemplo, el diagrama unifilar básico de una subestación de distribución se presenta en la Figura 2.3. Interruptor de potencia y seccionadores Transformador de potencia CT VT Pararrayos P M Puesta a tierra Interruptores de alimentadores Figura 2.3. Diagrama unifilar básico de una subestación de distribución Como se puede observar, una subestación eléctrica está constituida por varios elementos los cuales cumplen diversas funciones, el correcto desempeño de cada uno de ellos y su interacción garantizará el desempeño y disponibilidad requerida de la instalación. Estos dispositivos pueden clasificarse según su importancia en elementos principales y secundarios; los elementos principales son aquellos que están directamente relacionados con las funciones principales de la subestación, entre ellos se incluyen: - Elementos de transformación. - Son aquellos encargados de la transformación de los niveles de tensión y se caracterizan por la potencia que manejan, se tienen los transformadores y autotransformadores de potencia. - Elementos de transformación para medida y protección. - Son equipos que se encargan de la transformación de los niveles de tensión y corriente para los dispositivos de medición (M) y protección (P); esencialmente transformadores de corriente (CTs) y transformadores de potencial (VTs y CVTs). - Elementos de interrupción o corte y restablecimiento del flujo de corriente. - Son los encargados de la apertura y cierre de circuitos, tales como interruptores de potencia y seccionadores. 16 - Elementos de seccionamiento por seguridad. - Son seccionadores para la conexión y desconexión de la puesta a tierra. - Elementos de protección. - Aquellos equipos que se encargan de la protección de los elementos de la subestación causados por eventos anormales, se tienen los pararrayos e hilos de guarda, y por otra parte relés de protección en conjunto con los interruptores de potencia. - Elementos de compensación. - Son aquellos que tienen la función de compensar la potencia reactiva y corregir el factor de potencia en el sistema eléctrico, básicamente son los bancos de capacitores y reactores de potencia. - Elementos de control. - Son equipos y accesorios que generan y transmiten las órdenes de operación a los equipos de maniobra mediante el envío de señales, ya sean remotas o locales. Por su parte, los elementos secundarios son aquellos equipos asociados indirectamente con las funciones principales de una subestación, entre ellos se tienen: - Elementos de soporte. - Soporte de equipos principales y cables tales como estructuras metálicas, pórticos, etc. - Elementos de conexión. - Sirven básicamente para la conexión de cables y barras, los cuales constituyen nodos en la instalación, se pueden distinguir las barras rígidas, barras flexibles y conectores. - Elementos de servicios auxiliares. - Equipos y accesorios para el suministro constante de las tensiones de alimentación, comunicación, iluminación, etc., pueden mencionarse el banco de baterías, cargador de baterías, grupos de generación de emergencia, etc. - Cableado (de potencia y control). - Sistema de puesta a tierra. - Equipos de comunicación (telecomunicación y telemando). - Alumbrado. Los equipos de patio son los elementos electromecánicos de alta tensión utilizados para realizar la maniobra, protección y medida de los circuitos y barras de una subestación, además, este término incluye a los transformadores, a pesar de que los mismos estén ubicados en el patio de transformación. También, puede referirse a estos equipos como equipos de potencia o equipos de subestación, a continuación, se describen los mismos. 17 2.3 Transformador de potencia El transformador es uno de los equipos más importantes dentro de las subestaciones eléctricas, puesto que cumple con la función de elevar o disminuir los niveles de tensión a los requeridos por el sistema (función principal de cualquier subestación transformadora), además, desde el punto de vista económico, el transformador es uno de los activos más importantes, pues es el equipo con mayor costo de inversión dentro de una subestación. Los transformadores son equipos altamente confiables y nobles que pueden cumplir su servicio por mucho tiempo, cuando se realiza su adecuado mantenimiento. Por otro lado, las fallas de transformadores pueden tener graves consecuencias, con altos costos de reparación y prolongado tiempo de indisponibilidad. El transformador se define como un dispositivo eléctrico estático que consta de uno o más devanados, con o sin núcleo magnético, y permite introducir un acoplamiento mutuo entre circuitos eléctricos, su función es transformar la tensión y la corriente, según su relación nominal, dentro de sus límites de calidad establecidos, a la potencia nominal de la unidad, sin exceder los límites de temperatura establecidos por el diseño2. 2.3.1 Clasificación de los transformadores Los transformadores pueden clasificarse según su medio de aislación, construcción y tipo de aplicación, de acuerdo a lo presentado en la Tabla 2.3. Asimismo, los transformadores se pueden clasificar según el sistema de tensiones, pudiendo ser de tipo trifásico o monofásico. Debido al problema de transporte y peso de los transformadores trifásicos, en algunos casos, es preferible instalar transformadores monofásicos en configuración de banco trifásico, la potencia de los transformadores monofásicos es un tercio de la potencia del banco trifásico, además, el uso de transformadores monofásicos permite la instalación de una unidad de reserva, incrementando así la confiabilidad y mantenibilidad de la instalación. 2 Las f unciones deben ser def inidas por los usuarios de los activos considerando su propio contexto operacional, pudiendo distinguirse al respecto las f unciones primarias y secundarias de los activos, en este sentido, en el documento se presentan solamente las f unciones primarias de los equipos de subestación y sus componentes, las cuales son similares para la mayoría de las aplicaciones. Al respecto, en el acápite 5.2 se describen con mayor detalle estos conceptos. 18 Tabla 2.3. Tipos y descripción de los transformadores Clasificación Definición Transf ormador en el cual el núcleo y las bobinas están en un medio de composición aislante seco o gaseoso Transf ormador tipo seco Por el medio de aislación3 Transf ormadores aislados en aceite mineral Transf ormador con aislamiento líquido Transf ormadores aislados en aceite vegetal Transf ormadores en los cuales el núcleo y las bobinas están sumergidos en un líquido aislante Transf ormadores aislados con líquidos especiales (e. g. silicona) Por el tipo de aplicación Transf ormadores de distribución Utilizado para transf erir energía de un circuito de distribución primario hasta un circuito de distribución secundario o circuito de servicio al consumidor (usualmente entre 50 kVA y 500 kVA) Transf ormador de horno Transf ormador diseñado para ser conectado a un horno de arco eléctrico Transf ormador rectif icador Transf ormador que opera a la f recuencia f undamental del sistema y está diseñado para tener uno o más devanados secundarios conectados a los electrodos principales de un rectif icador Transf ormador de potencia Empleado para transf erir energía eléctrica en cualquier segmento del sistema entre el generador y los circuitos de distribución primaria Reactor Mecanismo electromagnético que tiene el propósito principal de introducir reactancia inductiva dentro del sistema 3 Los transf ormadores utilizados en sistemas de alta tensión, por lo general, son del tipo sumergido en aceite mineral, por otro lado, los transf ormadores con aislamiento seco están limitados a aplicaciones de media tensión. 19 Tabla 2.3. Tipos y descripción de los transformadores (continuación) Clasificación Definición Tipo núcleo Construcción del núcleo Por el tipo de construcción Construcción del tanque o método de conservación del líquido Transf ormador en el cual el núcleo f erromagnético está rodeado por los devanados, normalmente el núcleo está compuesto de columnas dispuestas de f orma paralela Tipo acorazado Transf ormador en el cual las láminas que constituyen el núcleo de hierro rodean las bobinas y usualmente encierran la mayor parte de ellas Conservador (sistema de tanque de expansión) Sistema en el cual el líquido del tanque principal está sellado con respecto a la atmósf era, sobre el intervalo de temperatura especif icado por medio de un tanque auxiliar, parcialmente lleno de líquido y conectado al tanque principal que permanece completamente lleno Sistema de tanque sellado Sistema de preservación de líquido, en el cual el interior del tanque está sellado con respecto a la atmósf era, por medio de un tanque o tanques auxiliares, utilizados para f ormar un sistema gas-líquido sellado con base en los principios del manómetro, el volumen del gas más el del líquido permanece constante dentro de cierto intervalo de temperatura Sistema de gas inerte a presión Sistema en el cual el interior del tanque está sellado con respecto a la atmósf era, sobre un intervalo de temperatura específ ico, por medio de la presión positiva de gas inerte que se mantiene desde una f uente separada y un sistema de válvula reductora Sistema diaf ragma Sistema en el cual el líquido en el tanque principal está completamente sellado con respecto a la atmósf era exterior y está conectado a un diaf ragma elástico contenido dentro de un tanque montado en la parte superior del transf ormador. Como el líquido se expande y se contrae dentro de un rango de temperatura específ ico el sistema permanece completamente sellado con una presión aproximadamente constante Fuente: Elaboración propia 20 2.3.1.1 Autotransformador Es posible obtener la acción transformadora por medio de un solo arrollamiento, provisto de tomas en distintas posiciones. Los transformadores que tienen un solo devanado se denominan autotransformadores, este único devanado es al mismo tiempo el primario y secundario del transformador. Un autotransformador es más barato, de menor tamaño y peso que un transformador de dos devanados de la misma potencia, ya que requiere de menor cantidad de material conductor y aislante, sin embargo, como la impedancia entre primario y secundario es menor que en un transformador convencional el nivel de cortocircuito que puede soportar un autotransformador es menor al que pudiese soportar un transformador de dos devanados de similares características, además, tanto el devanado de baja como el de alta deben soportar los mismos niveles de sobretensión. Desde el punto de vista constructivo un autotransformador es bastante similar a un transformador de dos devanados, por lo que el monitoreo y pruebas de diagnóstico que se aplica a los transformadores convencionales es aplicable a los autotransformadores. 2.3.1.2 Reactor Con más líneas aéreas de alta tensión, mayores distancias de transmisión y el crecimiento de la capacidad de la red eléctrica, los reactores juegan un rol importante en los sistemas eléctricos modernos. Dependiendo de su función, los reactores son conectados ya sea en serie o en paralelo con el sistema de potencia. En el caso de reactores shunt, estos son utilizados debido a los voltajes elevados y largas distancias de las líneas de transmisión, el espacio entre la línea de transmisión y la tierra naturalmente forma un capacitor en paralelo a las líneas de transmisión que causa el incremento de la tensión a lo largo de la línea, por lo tanto, se requiere de la compensación reactiva ante la capacitancia de la línea; por otro lado, los reactores en serie son utilizados principalmente para reducir las corrientes de cortocircuito a niveles consistentes con el nivel de soportabilidad de algunos equipos del sistema, principalmente transformadores e interruptores. En los sistemas de alta tensión generalmente se utilizan reactores sumergidos en aceite aislante, los elementos constructivos de estos reactores tales como: devanado, aislamiento, tanque, dispositivos de monitoreo y otros, son similares – prácticamente iguales – a los encontrados en transformadores de potencia aislados en aceite. 21 2.3.2 Componentes principales En la Figura 2.4 se presenta un transformador, señalando algunos de sus componentes más importantes. 1) 2) 3) 4) 5) Núcleo magnético Devanados Tanque Tanque de expansión Bushings 6) 7) 8) 9) 10) Cambiador de tomas bajo carga Motor de accionamiento Sistema de ref rigeración Dispositivo de monitoreo y control Relés de temperatura Figura 2.4. Componentes principales de un transformador [84] Los componentes principales de los transformadores y sus funciones se describen a continuación. 2.3.2.1 Devanados Los devanados juntamente con el núcleo constituyen la parte activa del transformador, estos son necesarios para cumplir con la función transformadora. Los devanados deben conducir la corriente eléctrica y están sujetos a esfuerzos mecánicos provocados por 22 cortocircuitos, sobretensiones o inclusive movimientos causados por el transporte. En ese sentido, la función de los devanados es conducir la corriente eléctrica sin presentar deformaciones, dentro de sus límites de diseño. Los devanados son diseñados y envueltos alrededor del núcleo de acuerdo con los niveles de tensión y relación de transformación. Una espira puede consistir de varias hebras de cobre o aluminio que son aisladas individualmente. La espira completa es usualmente envuelta en papel aislante (aislamiento sólido), las mismas componen los devanados, asimismo, es necesaria la disposición de aislamiento de papel o cartón entre los devanados primario y secundario. Soporte Espaciadores Interconexión interna Interconexión externa Cilindro aislante de celulosa Figura 2.5. Configuración de un devanado tipo disco [47] Existen dos formas básicas para la configuración de los devanados: tipo disco y tipo helicoidal. Los devanados tipo disco consisten de secciones paralelas de bobinas que son conectadas eléctricamente en serie, con espaciadores radiales y axiales que son ubicados entre cada sección para proveer aislamiento y permitir el flujo de aceite para la refrigeración de los conductores, la Figura 2.5 muestra la configuración de un devanado tipo disco. Por otro lado, los devanados tipo helicoidal, también llamado tipo espiral por su forma y la trayectoria que describe, está constituido por espaciadores radiales y axiales que son ubicados entre cada vuelta del devanado con propósitos de refrigeración y aislamiento, tal como muestra la Figura 2.6. 23 Columna del núcleo Cilindro aislante de celulosa Figura 2.6. Configuración de un devanado tipo helicoidal [47] La Figura 2.7 muestra el ensamblaje de dos devanados, uno de tipo disco y el otro helicoidal, nótese la cantidad de celulosa requerida para el aislamiento en ambos casos. (a) (b) Figura 2.7. Ensamblaje de devanados: a) Tipo disco, b) Tipo helicoidal [76] 2.3.2.2 Núcleo El núcleo es la parte del transformador en que el flujo magnético circula, el mismo provee un camino de baja reluctancia para el flujo magnético que enlaza los devanados primario y secundario. El núcleo por lo general es construido de láminas de acero dulce cubiertas de material aislante, antiguamente se utilizaba hierro, pero en los últimos años se han realizado 24 diversos estudios sobre la eficiencia de transformadores y es por esta razón que se busca optimizar estos diseños, por ejemplo, actualmente se utilizan materiales con mejores propiedades magnéticas, tales como el acero amorfo. Por otro lado, los núcleos se conectan a tierra para evitar que adquieran potenciales peligrosos y están fijados apropiadamente por estructuras de sujeción aislantes que pueden ser construidas de material epóxico, madera, cartón y otros. De forma simplificada se puede decir que la función del núcleo es conducir el flujo magnético con la menor cantidad de pérdidas posible. Los núcleos magnéticos son construidos de dos formas: tipo núcleo y tipo acorazado, tal como se presenta en la Tabla 2.3 y la Figura 2.8. (a) (b) Figura 2.8. Construcción del núcleo: a) Tipo núcleo, b) Tipo acorazado [47] 2.3.2.3 Aislamiento sólido Como se puede ver en el acápite 2.3.2.1, los devanados necesitan estar aislados entre sí mismos y de tierra, para este propósito, básicamente se utilizan dos materiales, celulosa (madera, cartón y papel) y aceite mineral (véase la Figura 2.7 y Figura 2.9). Desde el punto de vista de la vida del transformador, el aislamiento sólido y el aceite mineral son quizás las partes más importantes, pues estos componentes son los responsables de prevenir que el transformador se destruya a sí mismo y afecte a otros equipos asociados. Los sistemas de aislamiento del transformador constan de varios tipos de materiales de celulosa combinados con aceite mineral [89]. 25 Núcleo magnético de acero laminado Cilindro de papel de alta densidad Soporte de madera o papel de alta densidad Conductor de cobre Aislamiento de papel Cilindro de papel de alta densidad entre devanados Devanado de baja tensión Soporte de madera o papel de alta densidad Devanado de alta tensión Aislamiento de papel Aislamiento de celulosa gruesa entre fases Figura 2.9. Detalle del aislamiento interno de un transformador [137] Por tanto, la función del aislamiento sólido es proveer rigidez dieléctrica y mecánica a los devanados. El aislamiento sólido del transformador está formado por papel, el cual está compuesto por fibras de celulosa, esta última es un polímero formado, a su vez, por moléculas de glucosa, cuando la celulosa se degrada estas cadenas de glucosa se acortan y en consecuencia la rigidez mecánica disminuye [89]; el grado de polimerización es una propiedad que indica la condición y resistencia física del papel, mientras más largas sean las cadenas moleculares (polímeros), más resistente será el aislamiento, y viceversa. El papel nuevo tiene en promedio un grado de polimerización de 1100 a 1200, un grado de polimerización menor a 200 significa que el papel tiene una pobre rigidez mecánica y posiblemente no soporte un cortocircuito o cualquier otro esfuerzo mecánico, esta es la definición práctica del fin de la vida confiable del aislamiento sólido y consecuentemente el fin de la vida del transformador. El aislamiento sólido es el eslabón más débil del transformador, la degradación de la celulosa es irreversible y su reemplazo no es factible [89], por tanto, la condición del aislamiento sólido está relacionada directamente con la condición del transformador. 26 Los transformadores en operación están sujetos a diversos esfuerzos que apresuran el momento en que el grado de polimerización del aislamiento sólido llega a 200, las principales causas para el envejecimiento de la celulosa son: contenido de humedad, oxígeno, subproductos de la oxidación del aceite y calor. La Figura 2.10 muestra la degradación del aislamiento sólido, se observa como los enlaces entre las cadenas de celulosa se acortan, disminuyendo así su grado de polimerización, y de esta manera tornándose vulnerable a diversos esfuerzos mecánicos, tales como cortocircuitos y otros. Figura 2.10. Proceso de degradación de la celulosa [71] 2.3.2.4 Aislamiento líquido Como se mencionó, los dos materiales más utilizados como aislantes en los transformadores son la celulosa (aislamiento sólido) y aceite mineral (aislamiento líquido), el medio aislante más importante no es ni el líquido ni el sólido, sino la combinación de ambos materiales, la combinación del papel impregnado en aceite es un dieléctrico más fuerte que cada uno de los aislantes por separado, aproximadamente la rigidez dieléctrica de la combinación es 20% a 25% mayor de lo que se puede obtener de sumar la rigidez dieléctrica de ambos materiales [89]. El aislamiento líquido del transformador es aceite, más propiamente denominado aceite mineral aislante, es un aceite de origen mineral refinado de petróleo crudo que posee excelentes propiedades dieléctricas. La composición y distribución de los hidrocarburos presentes en el aceite, como también el peso molecular de sus componentes, determinan algunas propiedades físicas importantes como: viscosidad, calor específico, densidad relativa y coeficiente de expansión, tales propiedades físicas determinan cuán bien el aceite se moverá hasta un punto en el que pueda “recoger” el calor del núcleo y las bobinas, absorber el exceso de calor, transportar el calor hacia las partes más frías del transformador como el tanque y por último disipar el exceso de calor en la atmósfera [89]. 27 Al mismo tiempo, el aceite protege al papel de la acción del calor, el oxígeno y la humedad. El aceite extrae el calor del papel en las bobinas y en el núcleo a medida que este se origina. El aceite del transformador presenta un contenido de oxígeno y de humedad mucho menor en comparación con la atmósfera, de manera que forma una barrera efectiva contra los efectos dañinos del oxígeno y de la humedad [89]. Por último, el aceite puede probarse para determinar la condición del aceite mismo y para analizar la condición del aislamiento sólido, consecuentemente permite evaluar la condición del transformador; una de las pruebas de diagnóstico más importantes y determinantes para evaluar la condición del transformador es el análisis de gases disueltos (DGA). Por tanto, el aceite mineral aislante cumple cuatro funciones distintas en la operación del transformador [89]: - El aceite proporciona rigidez dieléctrica; actúa como un material aislante y dieléctrico. - El aceite se encarga de la transferencia de calor; actúa como medio de enfriamiento. - El aceite protege el aislamiento sólido; actúa como una barrera entre el papel y los efectos dañinos del oxígeno y la humedad. - El aceite puede probarse para conocer las condiciones internas del equipo; actúa como una herramienta de diagnóstico para la evaluación del aislamiento sólido. Debido al envejecimiento, el aceite pierde sus propiedades aislantes, refrigerantes y protectoras; el aceite envejece porque se oxida, los hidrocarburos en el aceite reaccionan con el oxígeno disuelto para formar derivados de la oxidación en el aceite, también llamados productos de la descomposición u oxidación. Además, cada uno de estos productos de descomposición actúa sobre los otros y sobre el aceite para formar lodos. Estos son menos solubles en el aceite y se separan de la solución para formar depósitos en el equipo e interferir con la transferencia de calor y la rigidez dieléctrica. Debido a su carácter polar, estos productos de la descomposición se forman primero dentro y sobre el aislamiento sólido; la celulosa también cuenta con características polares y presenta mayor afinidad con estos productos que los hidrocarburos que forman el aceite, los cuales no son polares. Los agentes que aceleran el envejecimiento del aceite son: contenido de oxígeno, calor, humedad, algunos metales que actúan como catalizadores y los esfuerzos eléctricos [89]. 28 El deterioro del aceite no necesariamente afecta las propiedades relacionadas con la transferencia de calor, sin embargo, su degradación físico-química incide significativamente en la condición del papel aislante y en consecuencia en la vida del transformador. La condición inadecuada del aceite puede ser provocada por contaminación o degradación físico-química. En este sentido, las acciones necesarias para evitar que el envejecimiento del aislamiento (sólido y líquido) del transformador se acelere, debido al deterioro del aceite, pueden ser la recuperación, re-acondicionamiento o reemplazo del aceite, según corresponda, estas técnicas pueden incluir el filtrado de partículas, procesos de deshidratación o secado, desgasificación u otras, las cuales tienen el propósito de recuperar las propiedades originales del aceite mineral. 2.3.2.5 Bushings Los bushings son dispositivos aislantes utilizados en transformadores sumergidos en aceite que tienen el objetivo de sellar y aislar de tierra los terminales de los devanados. A fin de aumentar la distancia o línea de fuga (creepage distance) entre el conductor y el tanque, se aumenta la distancia sobre la superficie exterior de porcelana con la adición de faldas o aleros. Las faldas también reducen la probabilidad de descargas por contorneo (flashover) a través de la superficie debido a la humedad o contaminación de partículas [89]. La Figura 2.11 muestra la conexión entre los devanados y bushings de un transformador. Figura 2.11. Conexiones flexibles entre devanados y bushings [47] 29 La función de los bushings es permitir que los conductores que entran y salen de los transformadores pasen sin peligro a través de las paredes o tapa del tanque, impidiendo que la corriente se derive a tierra, asimismo, los bushings deben ser componentes herméticamente sellados que eviten el ingreso de humedad al transformador. Dentro de los bushings el conductor a ser aislado se rodea de un material dieléctrico limpio y seco. Los transformadores con tensión nominal mayor a 15 kV típicamente tienen bushings capacitivos, tal como se presenta en la Figura 2.12. En los bushings capacitivos alrededor del conductor se enrollan capas alternadas de papel impregnado de aceite y papel metálico o papel de tinta conductora, las capas de papel metálico o de tinta conductora forman una serie de capacitores que igualan la distribución de tensión entre las capas exteriores e interiores, logrando un gradiente de tensión uniforme. Existen varios tipos de bushings capacitivos, los cuales se señalan a continuación: - OIP (Oil Impregnated Paper). - Papel impregnado en aceite, tecnología más común y utilizada en alta tensión. - RIP (Resin Impregnated Paper). - Papel impregnado en aceite, tecnología desarrollada en 1950, limitada para aplicaciones de hasta 69 kV. - ERIP (Epoxy Resin Impregnated Paper). - Papel impregnado en resina epoxy, una actualización del tipo RIP, de amplia aceptación para tensiones de hasta 765 kV. - RBP (Resin Bonded Paper). - Papel adherido con resina, tecnología utilizada en 1908 como el primer bushing con capacitancia graduada. Conductor central Toma/tap de prueba o de potencial Electrodo del tap (normalmente puesto a tierra) Conductor central Brida a tierra C1 Aislamiento principal C2 Aislamiento de la toma Figura 2.12. Diagrama y circuito equivalente de un bushing capacitivo 30 Los bushings capacitivos normalmente están dispuestos con una toma o tap capacitivo, de prueba o de potencial, que está permanentemente conectado a una capa capacitiva y que básicamente se emplea durante los ensayos, la sección capacitiva entre el terminal de alta tensión y la toma capacitiva es conocida como C1, que corresponde a la capacitancia total entre la toma y el terminal de alta tensión, por otro lado, la sección conformada entre la toma capacitiva y tierra se conoce como C2, en condiciones normales de operación esta capacitancia es cortocircuitada y conectada a tierra (véase la Figura 2.12). La diferencia principal entre los taps de prueba y de potencial básicamente es la tensión que puede aplicarse a los mismos, la toma de prueba está normalmente diseñada para soportar alrededor de 500 volts, mientras que la toma de tensión puede tener un rango normal de 2,5 kV a 5 kV. La Figura 2.13 muestra las partes constructivas de un bushing tipo capacitivo. 1) Empaques, sellos o juntas, son diseñados para evitar el ingreso de humedad. 2) Resortes o bobinas de compresión, que proveen una carga constante y unif orme a los sellos, con el objetivo de no tener variaciones sobre los esf uerzos mecánicos y asegurar que las juntas sean conf iables. 3) Visor del nivel de aceite, puede ser de tipo prismático que impide el deterioro del aceite a causa de los rayos ultravioletas. 4) Indicador de nivel de aceite (cuando corresponda) 5) Envolvente de porcelana, protege la parte interna y provee la distancia de f uga requerida entre tierra y el conductor. 6) Placa de características 7) Toma de prueba, (Vn ≤ 69 kV) terminal conectado a una capa condensativa para la medición de PF y capacitancia. 8) Toma de potencial, (Vn > 69 kV) además de ser una toma de prueba, también es un punto de derivación que puede utilizarse para el monitoreo de PF y capacitancia. 9) Brida de montaje, ensamblaje tubular de aluminio de alta resistencia. 10) Cuerpo capacitivo, hojas de aluminio envueltas de papel aislante de alta rigidez dieléctrica alrededor del conductor central. 11) Ensamblaje de porcelana inf erior, superf icie aislante conf ormada por un empaque en el extremo del bushing para la alineación y apriete sobre el tanque. 12) Empaque inf erior, tapa de caucho que provee un sello a prueba de f ugas entre la porcelana y el tanque. 13) Aceite seco y sin gases, espacio entre el interior del bushing y sus componentes exteriores que se llena de aceite. Figura 2.13. Componentes de un bushing capacitivo [47] 31 Los bushings para transformadores con menores tensiones de operación son construidos con una varilla de material conductor insertado en una envolvente de porcelana o resina sólida, en este caso la distribución de voltaje no es lineal, el gradiente de potencial es más alto en el extremo más cercano a los conductores externos, este tipo de bushing se conoce como “bulk bushing” y se constituye en el diseño más antiguo. Los bushings no solamente son requeridos por transformadores, sino también se utilizan en equipos tales como: interruptores de potencia de tanque muerto, reactores, capacitores de potencia y terminaciones de cables subterráneos, siendo estos aisladores necesarios para evitar el contacto de una parte energizada – que puede estar sumergido en aceite u otro medio, e. g. gas SF6 en el caso de interruptores – con la carcasa de un equipo o tierra. Por otro lado, es importante mencionar que los bushings también son conocidos como aisladores pasatapas, bujes, boquillas o bornas. 2.3.2.6 Cambiador de tomas bajo carga (OLTC) Los conmutadores o cambiadores de tomas son dispositivos electromecánicos utilizados para modificar los niveles de tensión de los transformadores por medio de la adición o sustracción de las espiras que componen los devanados; estos devanados están especialmente diseñados para permitir la regulación de tensión mediante tomas o taps instalados para este propósito. Existen dos tipos básicos de cambiadores de tomas, uno que solamente puede ser operado con el transformador fuera de servicio, denominado cambiador de tomas sin carga (DETC), y el segundo que permite cambiar la relación de transformación con el transformador en servicio, denominado cambiador de tomas bajo carga (OLTC). La función de un cambiador de tomas bajo carga (OLTC) es seleccionar una posición (toma) en el devanado del transformador sin interrumpir la corriente de carga. Los OLTCs son dispositivos con mecanismos de operación complejos, pueden fácilmente alcanzar las 100.000 operaciones en su ciclo de vida, dependiendo de la función y locación del transformador. La operación del OLTC es usualmente desempeñada por un sistema de control autónomo, sin embargo, puede ser operado remotamente desde una sala de control o localmente, en el transformador, desde el gabinete del OLTC. 32 Existen diferentes tipos de OLTC, sin embargo, en la mayoría de los casos constan de dos unidades. La primera unidad es el selector de tomas o llave selectora, que está situado directamente en el interior del tanque del transformador y pasa a la siguiente toma superior o inferior sin transportar corriente. La segunda unidad es el ruptor o llave de conmutación, que permite pasar de una toma a la siguiente mientras transporta la corriente de carga. Las resistencias de conmutación limitan la corriente de cortocircuito entre las tomas que, de otro modo, podría llegar a ser muy alta debido a la conmutación sin interrupción de los contactos; este proceso de conmutación dura entre 40 ms y 80 ms [117]. La Figura 2.14 presenta un OLTC y su circuito equivalente, nótese que la unidad ruptora está ubicada en la parte superior del OLTC, en un tanque separado, y la unidad selectora en la parte inferior, sumergida en el mismo tanque del transformador y en contacto con los devanados del transformador. Ruptor Ruptor Selector de toma Selector de toma Figura 2.14. OLTC y su circuito equivalente [73] 33 2.4 Interruptor de potencia Los interruptores de potencia son componentes primordiales para los sistemas eléctricos, puesto que permiten las operaciones de maniobra dentro del sistema y la protección de las instalaciones asociadas. Los interruptores son usados para la maniobra y protección de líneas de alta tensión, alimentadores, transformadores, generadores, reactores y bancos de capacitores; en la operación de subestaciones son necesarios para la maniobra en barras permitiendo transferir la carga de una barra a otra. El funcionamiento de los interruptores de potencia consiste en: - La separación física de dos puntos denominados contactos. - La extinción del arco, que consecuentemente se extingue al aprovechar la oportunidad del paso por cero de la corriente alterna (AC). La maniobra de apertura del interruptor en un circuito con flujo de corriente, involucra la necesidad de extinguir el arco eléctrico que aparece entre sus contactos. La extinción del arco, que debe hacerse en condiciones físicas y de tiempo severas, puede provocar fenómenos transitorios que se denominan sobretensiones de maniobra. En este sentido, la función del interruptor es ejecutar las maniobras de apertura y cierre en condiciones de operación normal y en condiciones de falla o cortocircuito. Al mismo tiempo, en relación con la función principal del interruptor deben distinguirse las siguientes funciones implícitas: - Comportarse como un excelente conductor cuando el interruptor está cerrado y como un excelente aislador cuando está abierto. - Cambiar de su posición cerrada a abierta, y viceversa, en un periodo de tiempo corto. - En el cierre, soportar las corrientes de toma de carga o de cortocircuito. - En la apertura, interrumpir las corrientes sin que se produzca ninguna falla interna. - No generar sobretensiones durante las maniobras. Si bien los interruptores son dispositivos de cierre y apertura de circuitos, los mismos no aíslan de manera visible las zonas de trabajo, los equipos encargados de realizar esta función son los seccionadores. 34 2.4.1 Clasificación de los interruptores Los interruptores se pueden clasificar de acuerdo a su nivel de tensión, ubicación en la instalación, características externas de diseño y según el medio usado para la interrupción de la corriente, en la Tabla 2.4 se describen los diferentes tipos de interruptores. Tabla 2.4. Clasificación de los interruptores Clasificación De baja tensión Según su nivel de tensión 1 kV a 52 kV De alta/extra alta tensión 66 kV a 765 kV > 765 kV De instalación exterior Utilizado en subestaciones tipo AIS, generalmente interruptores de alta tensión De instalación interior Pueden ser de caja moldeada, instalados en armarios o gabinetes (generalmente para media tensión), o interruptores de subestaciones tipo GIS Tanque vivo Según su diseño externo Según el medio de interrupción < 1 kV De media tensión De ultra alta tensión Según su ubicación Descripción Interruptor en el cual sus componentes internos están al potencial del sistema, requiere menos espacio para su instalación Tanque muerto El medio aislante tiene el mismo potencial de tierra, requiere de un tanque para la contención del medio de interrupción y bushings para la conexión de sus terminales De aire f orzado El medio de extinción del arco es el aire que es soplado por válvulas neumáticas De gran volumen de aceite (tanque muerto) La interrupción se realiza utilizando aceite aislante, el cual es contenido en un tanque al potencial de tierra, requiere bushings para la conexión de sus terminales De pequeño volumen de aceite (tanque vivo) Su medio de interrupción es aceite que es contenido en cámaras de interrupción al potencial del sistema, su parte activa está contenida en una envolvente aislante De vacío No puede haber ionización en el vacío, este diseño aprovecha este principio, por lo general su aplicación está limitada a media tensión De gas SF6 Aprovecha las cualidades aislantes del SF6 posibilitando diseños con menor requerimiento de espacio, actualmente es el más utilizado en aplicaciones de alta tensión Fuente: Elaboración propia 35 Las principales diferencias en el diseño de interruptores de potencia se presentan entre los interruptores de tanque vivo y tanque muerto. Las ventajas de los interruptores de tanque muerto sobre los de tanque vivo son las siguientes [23]: - Pueden instalarse transformadores de corriente tipo bushing, tanto en el lado de la línea como en el lado de carga del interruptor. - Su construcción ofrece mayor estabilidad ante eventos sísmicos. - Son ensamblados y ajustados desde fábrica. Por otra parte, los interruptores de tanque vivo comparados con los de tanque muerto, ofrecen las siguientes ventajas [23]: - Menor costo, puesto que no incluyen transformadores de corriente y son de menores dimensiones. - Requieren de menos cantidad de fluido para la interrupción. - Utilizan menos espacio en su instalación. La Figura 2.15 muestra los dos tipos de interruptores según su diseño externo. (a) (b) Figura 2.15. Interruptores de potencia de gas SF6: a) Tanque vivo, b) Tanque muerto [101] Según el medio de interrupción los últimos diseños de interruptores tienen la tendencia a utilizar el hexafluoruro de azufre (SF6) por sus propiedades aislantes y por su poder de extinción del arco, además, los interruptores en gas SF6 sufren menor desgaste en sus 36 contactos que los interruptores de aceite y aire, su principio de interrupción es el enfriamiento del arco por soplado de gas a alta presión. Asimismo, según el número de operaciones que pueden realizar los interruptores de potencia, se diferencian dos clases, las cuales son: - Clase M1 diseñados para 2.000 operaciones. - Clase M2 para requerimientos de servicio especiales (reactores y bancos de capacitores), diseñados para 10.000 operaciones. 2.4.2 Componentes principales La Figura 2.16 muestra el diseño básico de los interruptores de potencia de tanque vivo y sus componentes principales. Terminales de conexión Cámara de interrupción o de corte, contiene el medio de extinción y aislamiento interno (gas, aceite, vacío) Contactos principales y contactos de arco (móviles y fijos) Aislador envolvente Terminales de conexión Varilla de operación Aislador soporte Mecanismo de operación, bobinas de disparo y cierre, contactos auxiliares, almacenamiento de energía Figura 2.16. Componentes principales de un interruptor de tanque vivo 37 De la misma manera, la Figura 2.17 muestra los componentes principales de un interruptor aislado en gas SF6 de tanque muerto. Terminales Mecanismo de operación, bobinas de disparo y cierre, contactos auxiliares, almacenamiento de energía Bushings Aislamiento interno y medio de extinción del arco (gas SF6) Varilla de operación Contactos principales y contactos de arco (móviles y fijos) Soportes internos Figura 2.17. Componentes principales de un interruptor SF6 de tanque muerto También, la Figura 2.18 muestra los componentes principales de un interruptor de gran volumen de aceite, la diferencia principal entre estos dos tipos de interruptores de tanque muerto, además del medio de interrupción y/o extinción, es la disposición de sus componentes. Terminales Bushings Aislamiento interno y medio de extinción del arco (aceite) Varilla de operación (vertical) Contactos fijos Contactos móviles Figura 2.18. Componentes de un interruptor de gran volumen de aceite 38 En los interruptores se distingue una parte activa y una parte pasiva. La parte activa está constituida por las cámaras de interrupción que contienen los contactos fijos y el mecanismo de operación que soporta los contactos móviles. La parte pasiva está conformada por toda la estructura de soporte (interna y externa). Es importante aclarar que indiferentemente del tipo de interruptor, todos los diseños se basan en el principio de contactos móviles y contactos fijos. Los interruptores de potencia de tanque vivo normalmente tienen diseño modular, es decir, pueden tener varias cámaras de interrupción conectadas en serie, mientras mayor sea la tensión de operación y capacidad de interrupción, el interruptor requerirá de mayor número de cámaras de interrupción. Por ejemplo, la Figura 2.19 muestra dos tipos de interruptores de gas SF6, el primero (a) es un interruptor tripolar con un solo mecanismo de operación para las tres fases, cada polo tiene una cámara de corte, su tensión de operación varía entre 123 kV y 170 kV y tiene un poder de corte de 40 kA. La segunda figura (b) muestra un interruptor con dos cámaras de corte, tiene un mecanismo de operación por cada polo y tiene un rango de operación entre 420 kV a 550 kV con un corriente de cortocircuito máxima de 63 kA, además, está dispuesto con un resistor de pre-inserción y un capacitor equipotencial. (a) (b) Figura 2.19. Diseño de interruptores en gas SF6 con mando tripolar (a) y mando monopolar (b) [7] 39 2.4.2.1 Mecanismo de operación El mecanismo de operación es uno de los componentes más importantes en los interruptores de potencia, su función principal es proporcionar los medios (dinámicos) necesarios para la apertura y cierre de los contactos del interruptor. En principio esta función se ve sencilla, pero se debe considerar que cuando los interruptores se encuentran en servicio, permanecen en posición cerrada por largos periodos de tiempo y cuando se requiere que los mismos abran y cierren sus contactos deben hacerlo de forma confiable y sin retrasos. Una falla en el mecanismo de operación puede tener consecuencias muy serias, debido a esto, el mecanismo debe ser extremadamente confiable y consistente para cualquier condición de operación. Existen tres tipos básicos de mecanismos de accionamiento, los cuales son: de resorte, neumáticos e hidráulicos o una combinación de ellos, pero lo que es común en ellos, es que todos almacenan energía potencial en algún medio elástico, el cual es cargado por medio de una fuente de baja potencia por un periodo de tiempo determinado [23]; cada uno de los diferentes tipos de mecanismos tiene sus desafíos particulares, los cuales pueden afectar su confiabilidad esperada. Asimismo, todos los mecanismos de operación tienen en común los siguientes componentes [70]: - Dispositivos de amplificación y transducción (bobinas, electroválvulas y trinquetes de accionamiento). - Dispositivos de potencia (pistones, resortes). - Dispositivos de recuperación de energía (engranajes, compresores, bombas). - Dispositivos de almacenamiento de energía (tanques presurizados, resortes). Los tres tipos de mecanismo de operación se describen a continuación. 2.4.2.1.1 Mecanismo de resorte Este tipo de mecanismo es comúnmente encontrado en interruptores de alta tensión y extra alta tensión y prácticamente en la mayoría de las aplicaciones de media tensión. Este mecanismo originalmente era utilizado en interruptores de pequeño volumen de aceite y fue adaptado posteriormente a los de gas SF6; debido a sus ventajas y facilidades actualmente es el preferido en la industria. Los componentes principales de un mecanismo tipo resorte o muelle se presentan en la Figura 2.20. 40 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. Bobina y trinquete de cierre Disco de leva Engranaje conectado a la varilla de operación Varilla de acoplamiento Biela de conexión del resorte de cierre Biela de conexión del resorte de apertura Resorte de cierre Mecanismo de carga o tensado manual Engranaje de carga Eje de carga Biela Amortiguador (de cierre) Eje de operación Amortiguador (de apertura) Bobina y trinquete de disparo Estructura de soporte del mecanismo Resorte de apertura Figura 2.20. Esquema de un mecanismo de operación de resorte [131] El funcionamiento de este tipo de mecanismo consiste en el almacenamiento de energía potencial, esta energía es utilizada para la apertura y cierre de los contactos del interruptor. Básicamente, sus componentes consisten en un motor y una rueda dentada de carga, una leva de cierre, resortes de cierre, resortes de apertura y el varillaje. El motor y la rueda dentada cargan automáticamente los resortes de cierre, lo cual genera la secuencia de cierre de contactos. Los resortes cargados son mantenidos en esa posición por un trinquete que evita la rotación de la leva de cierre. Para liberar la energía de los resortes se opera una bobina o solenoide de cierre o una palanca de carga manual. Después de la activación de la bobina de cierre se libera un trinquete de cierre secundario, mientras que el seguro primario gira hacia abajo debido a la fuerza ejercida por los resortes de cierre cargados, permitiendo la rotación de la leva de cierre que está conectada a las varillas de operación. Conforme la leva gira, se acciona el varillaje que a su vez gira la flecha principal de operación, provocando el movimiento de los contactos que están conectados a la flecha por medio de varillas o barras aislantes. El movimiento del varillaje carga el trinquete de disparo, este trinquete mantiene al interruptor en posición cerrada, además de cerrar los contactos, los resortes de cierre proporcionan, a su vez, energía suficiente para cargar los resortes de apertura [23]. 41 2.4.2.1.2 Mecanismo de operación neumático El mecanismo de operación neumático opera con aire comprimido, que es alimentado directamente al interruptor desde un tanque de aire comprimido, utilizado como medio de almacenamiento de energía. Las válvulas, accionadas por las bobinas del interruptor permiten la compresión (para el cierre) o la liberación (para la apertura) del aire a la atmósfera. Los mandos neumáticos han sido usados extensivamente desde las primeras aplicaciones de los interruptores aislados en SF6 debido a su simplicidad, la disponibilidad ilimitada de su medio de accionamiento y la herencia tecnológica que viene desde los antiguos interruptores de soplado de aire [70]. 2.4.2.1.3 Mecanismo de operación hidráulico En el mecanismo del tipo hidráulico la energía es almacenada en un acumulador de nitrógeno y el fluido hidráulico se vuelve un eslabón operado por fluido interconectado entre el acumulador y el sistema de varillaje. El fluido hidráulico es presurizado por un compresor de nitrógeno, un pistón hidráulico transmite la energía a los contactos del interruptor. El pistón está sujeto al sistema de presión para el cierre y en la apertura esta presión es liberada. El sistema es recargado por una bomba hidráulica accionada por un motor eléctrico. Los mandos o accionamientos hidráulicos se caracterizan por usar fluidos como medio de accionamiento los cuales son incompresibles, permiten manejar mayores presiones, lo que a su vez reduce el área de los dispositivos que generan la fuerza de accionamiento y consecuentemente lleva a la reducción del tamaño del mecanismo. Además, el fluido hidráulico permite la auto-lubricación de componentes, reduciendo el desgaste y la incidencia de corrosión [70]. En los últimos años este mecanismo gradualmente está siendo reemplazado por el mecanismo de resorte e hidráulico-resorte. 2.4.2.2 Cámara de interrupción Las cámaras de interrupción o de corte de los interruptores de gas SF6 normalmente tienen dos sistemas de contactos, los contactos principales y los contactos de arco. Los contactos principales se encargan de conducir la corriente en condiciones normales de operación, cuando el interruptor está cerrado, y los contactos de arco, como su nombre sugiere, tienen 42 el propósito de conducir la corriente cuando el interruptor conduce corrientes de arco, ya sea en el cierre o la apertura de sus contactos, también se encargan de proteger los contactos principales que no están diseñados para soportar los esfuerzos provocados por el arco (véase la Figura 2.21). El arco es producido en el instante en que los contactos son separados, la extinción del arco se realiza en el siguiente paso por cero de la corriente. Debido a los altos esfuerzos a los que se somete un interruptor en su maniobra es que se presentan dos soluciones: mediante el cierre sincronizado y controlado, o mediante múltiples cámaras de corte por fase, usando el principio del divisor de tensión, cuando así se requiera. Contacto fijo Contacto de arco fijo Boquilla Contacto de arco móvil Contacto móvil Contactos principales Volumen de soplado Figura 2.21. Vista interna de una cámara de interrupción [12] El proceso de interrupción se presenta en la Figura 2.22. En principio el interruptor está cerrado, en (a) la corriente fluye por los contactos principales, en (b) empieza la apertura del interruptor, los contactos móviles del contacto principal son separados, este movimiento es provocado por el mecanismo de operación, en ese instante aún se produce la circulación normal de la corriente, no se produce el arco, y la corriente circula a través de los contactos de arco. Durante la separación, las partes móviles ejercen presión sobre el gas contenido en la parte inferior de la cámara, la presión generada se incrementa abriendo la válvula de 43 la parte superior de la cámara. El gas comprimido fluye de la parte inferior a la parte superior de la cámara. Posteriormente, en (c) se produce la apertura de los contactos de arco, la corriente se mantiene fluyendo debido al arco generado entre los contactos (de arco) fijos y móviles. El gas empieza a extinguir el arco cuando los contactos móviles descienden, interrumpiendo la corriente en su siguiente paso por cero. El gas no puede filtrarse de la boquilla mientras exista algún tipo de bloqueo provocado por los contactos. Finalmente, en (d) el interruptor de potencia se encuentra en la posición abierta, el arco es extinguido a causa de la circulación de gas SF6 a alta presión, la cámara inferior alcanza su volumen mínimo y su presión máxima, y la válvula que anteriormente estaba bloqueada despide el gas a alta presión disminuyendo las altas temperaturas del arco y llenando la cámara con gas SF6 que actúa como medio de interrupción y de aislamiento. La limpieza de la cámara del arco es posible por el ingreso de gas nuevo, por último, la cámara está dispuesta para un nuevo ciclo de operación. (a) (b) (c) (d) Figura 2.22. Proceso de interrupción del arco [101] El diseño de interruptores en gas SF6 ha mostrado un desarrollo importante en cuanto a las cámaras de interrupción, existiendo los interruptores de primera, segunda y tercera generación, la diferencia principal fue el desarrollo de la interrupción por auto-soplado (autopuffer), que aprovecha la energía térmica liberada por el arco para calentar el gas e 44 incrementar su presión. En interruptores con auto-soplado, el arco se forma a través de los contactos de arco, que están localizados dentro de la cámara de corte, y el gas calentado a alta presión es liberado a lo largo del arco después de que el contacto móvil se separa de la cámara de interrupción, a diferencia de los interruptores de tipo soplado (puffer) que requieren un pistón y una bomba para incrementar la presión de gas. 2.4.2.3 Contactos auxiliares y bobinas Las bobinas electromagnéticas tienen la función de controlar la operación de los interruptores, son elementos rápidos que son alimentados por las señales enviadas por los relés de protección. Las bobinas son una causa común de problemas, puesto que pueden atorarse en una posición incorrecta e incluso quemarse. Los contactos auxiliares son los contactos que tienen una posición opuesta a los contactos principales del interruptor, una tarea importante de los contactos auxiliares es desconectar la bobina después de su operación, esta bobina es desconectada para evitar que se dañe, pues estos elementos están diseñados para ser energizados solo de forma temporal. 2.4.2.4 Resistencia de pre-inserción Es utilizada usualmente en interruptores con voltajes mayores a 420 kV, su función es suprimir las sobretensiones transitorias provocadas por la maniobra de interruptores, debido principalmente a la conexión y desconexión de bancos de capacitores y reconexión de líneas de transmisión sin carga. El cierre del interruptor es realizado mediante la pre-inserción de una resistencia al circuito de potencia, que se conecta en paralelo con los contactos principales, antes de que los contactos sean cerrados, este dispositivo se cierra entre 8 a 12 milisegundos antes de los contactos principales, además, este dispositivo también suministra la limitación de las corrientes de energización, con la pre-inserción de la resistencia las oscilaciones transitorias son reducidas en magnitud. 2.4.2.5 Capacitores equipotenciales Estos capacitores son utilizados con el fin de igualar la distribución de tensión en los contactos del polo del interruptor. Por lo general, son utilizados en interruptores de dos o más cámaras de interrupción. Los capacitores son conectados en paralelo con cada polo, 45 y usualmente son diseñados como varias unidades capacitivas conectadas en serie, el valor de capacitancia de cada unidad está en el rango de algunos picofaradios. 2.4.2.6 Capacitores en paralelo Estos capacitores se utilizan en paralelo con el propósito de incrementar la capacidad de cortocircuito de los interruptores. Debido a la capacitancia adicional se incrementa el tiempo de retraso de la tensión transitoria de recuperación (TRV), su uso es especialmente ventajoso en la respuesta frente a fallas en líneas cortas. Capacitores conectados entre fase y tierra tienen un efecto similar, por lo general son empleados en interruptores de tanque muerto. 2.4.2.7 Medio de interrupción y aislamiento interno En los interruptores de gas SF6 las funciones de aislación (aislamiento interno) y extinción del arco son desempeñadas por el hexafluoruro de azufre (SF6), el mismo es un gas inerte y pesado, tiene excelentes propiedades dieléctricas y extintoras. Su rigidez dieléctrica se incrementa cuando el gas se somete a mayor presión, además, es un gas electronegativo, es decir, que los electrones libres son atraídos y atrapados por este gas, consecuentemente su rigidez dieléctrica es muy alta. El arco puede originar una cantidad considerable de productos de descomposición; cuando se requiera retirar de servicio el gas SF6, el mismo debe ser reciclado o eliminado. Por otro lado, el aceite mineral también puede ser utilizado como medio de extinción del arco y aislamiento interno. En interruptores la propiedad más importante del aceite mineral es la extinción del arco eléctrico, además, el aceite aislante usado en interruptores debe tener una viscosidad ligeramente mayor que el aceite empleado en transformadores, esto con el propósito de soportar una mayor temperatura de inflamación. La función del aceite en un interruptor es aislar las partes vivas de tierra y producir hidrógeno para la extinción del arco. Las principales desventajas de los aceites usados en interruptores son la presencia de carbonización como consecuencia de la extinción del arco, con lo que se disminuye la rigidez dieléctrica y se incrementa el riesgo inherente de incendio [23]. Asimismo, los interruptores tienen componentes aislantes internos que permiten la operación segura de los contactos, principalmente las varillas de operación y otros elementos estructurales de soporte. 46 2.4.2.8 Aislador envolvente El aislador envolvente constituye el aislamiento externo del interruptor (en particular de tanque vivo), por lo general está construido de porcelana y es empleado en diversos equipos de subestación, tales como: transformadores de instrumentación, pararrayos, bushings y otros. Una característica importante de la envolvente es la resistencia mecánica que debe ser determinada considerando la aplicación y esfuerzos a los cuales estará sujeta, por ejemplo, la presión interna y esfuerzos mecánicos sobre envolventes de interruptores de potencia y pararrayos son más elevados que en otros equipos. Otro objetivo importante, desde el punto de vista del diseño, es especificar adecuadamente la distancia de fuga (creepage distance) del aislador, lo que evita que se presenten descargas superficiales causadas por factores ambientales como el grado de contaminación y humedad. En este sentido, puede decirse que la función de la envolvente (aislamiento externo) es proteger y aislar la parte activa de los equipos contra los agentes externos y poseer una distancia de fuga adecuada que impida el flujo de descargas superficiales, al mismo tiempo debe actuar como soporte mecánico de la parte activa del equipo. En el caso particular de interruptores, la envolvente debe soportar altos niveles de presión provocados por el medio de extinción y estreses mecánicos generados en las maniobras. La envolvente de un interruptor de potencia de tanque vivo tiene la función de proteger y aislar la parte activa del ambiente exterior y evitar fugas del medio de extinción y aislamiento interno (aceite, gas SF6 o aire). 2.4.3 Tiempos de operación El comportamiento del interruptor en el cierre muestra varios procesos, los cuales básicamente son la orden de cierre, el flujo de corriente que circula por el primer polo, que constituye el tiempo de conexión, y finalmente el cierre, cuando los contactos de todos los polos se han tocado, estos eventos están claramente definidos por un tiempo determinado, el cual no debería discrepar entre operaciones y en el transcurso del tiempo. La definición de tiempos de cierre según la norma IEC 62271-100 se muestra en la Figura 2.23. Asimismo, ante una orden de apertura existe un proceso similar, empezando por la orden de cierre, debida a una señal de control o protección (causada por la operación de un relé), la separación de los contactos de arco y la extinción del arco. La definición de tiempos de apertura según la norma IEC 62271-100 se presenta en la Figura 2.23. 47 Movimiento de los contactos POSICIÓN ABIERTA POSICIÓN CERRADA Flujo de corriente Tiempo de conexión Tiempo de prearco Tiempo de cierre Tiempo Inicio del flujo de corriente en el primer polo Toque de contactos en todos los polos Energización de la bobina de cierre Figura 2.23. Definición de tiempos de operación según la norma IEC 62271-100 (cierre)4 POSICIÓN CERRADA Movimiento de los contactos POSICIÓN ABIERTA Flujo de corriente Tiempo de apertura Tiempo de interrupción Tiempo Tiempo de arqueo Finalización de la extinción del arco en todos los polos Separación de los contactos de arco en todos los polos Energización de la bobina de disparo Figura 2.24. Definición de tiempos de operación según la norma IEC 62271-100 (apertura) 4 Estas def iniciones no incluyen el cierre mediante resistencias de pre-inserción, en ese caso, existirá un leve retraso en el establecimiento de la corriente nominal. 48 2.5 Transformadores de instrumentación Es evidente que los niveles de tensión y corriente de los sistemas eléctricos de media tensión y alta tensión no pueden ser medidos directamente, por tanto, estas señales deben transformarse a niveles más bajos y seguros para que puedan ser evaluadas, ya sea para el monitoreo o protección de los distintos equipos del sistema o para la medición de la energía eléctrica consumida, justamente los transformadores de instrumentación (ITs) se encargan de transformar estas señales. Las distintas aplicaciones de los ITs en los sistemas de potencia y subestaciones se representan en la Figura 2.25. Equipos de patio: - Alta tensión - Alta corriente - Corriente y tensión combinados Aplicación en el sistema de potencia: - Relés de protección - Vatímetros - Medidores tarifarios - Control - Registro de eventos - Localización de fallas Cableado y señales del secundario: - Baja tensión - Baja corriente - Señales ópticas Figura 2.25. Descripción de las tareas y aplicación de los ITs [26] Entre las tareas principales que deben efectuar los distintos tipos de transformadores de instrumentación pueden distinguirse las siguientes: - Transformar los elevados valores de tensión y/o corriente del primario en señales de medida de baja tensión y/o corriente, que puedan ser manejadas fácilmente y que proporcionen una imagen real de la señal primaria. - Proveer el aislamiento necesario entre los circuitos de protección y medición, conectados a los devanados secundarios, de la elevada tensión primaria. 49 - Tomar la señal de medida de la alta tensión de la línea o barra para virtualmente conectarla al potencial de tierra. - Ofrecer la posibilidad de estandarizar los valores de tensión y corriente. Asimismo, pueden diferenciarse dos funciones principales en común en todos los transformadores de instrumentación los cuales son: la función sensitiva y la función aislante; la Figura 2.26 muestra el esquema funcional respectivo. La función aislante provee el aislamiento entre los elementos energizados del sistema de alta tensión y los elementos conectados al secundario del IT, normalmente ubicados en la sala de control, esta función es desempeñada por medio del aislamiento interno y externo del transformador, el aislamiento interno consiste de un sistema papel-aceite, gas SF6, o resina, y el aislamiento externo está constituido por una envolvente de porcelana o polimérica. También, es importante señalar que los devanados secundarios deben estar sólidamente puestos a tierra en un extremo, con el fin de proveer una referencia para la medición, como también prevenir cualquier fuga de corriente o sobretensión que dañe el aislamiento secundario. Por otro lado, la función sensitiva es provista por el circuito electromagnético, compuesto por los devanados y núcleos magnéticos. Función aislante Barra de alta tensión Alta tensión Función sensitiva Transformador de instrumentación (IT) Salida secundaria Baja tensión Tierra Figura 2.26. Diagrama funcional de un transformador de instrumentación (IT) Básicamente pueden distinguirse tres tipos de ITs de tipo convencional, los cuales son: - Transformador de corriente o intensidad (CTs) - Transformador de potencial (o voltaje) inductivo (MVTs o simplemente VTs) - Transformador de potencial (o voltaje) capacitivo (CVTs) 50 Los valores de tensión y corriente, en magnitud y fase, observados en los devanados secundarios son proporcionales a los valores de tensión y/o corriente presentes en el devanado primario, sin embargo, al igual que en cualquier otra máquina existe cierto grado de error en estas mediciones, esto se debe a que cada material magnético requiere cierta cantidad de energía para producir el flujo magnético que induce la tensión en el secundario. El devanado primario de los CTs se conecta en serie con el conductor de línea (véase la Figura 2.27). Los CTs operan con el secundario bajo condiciones de baja impedancia, la impedancia de los instrumentos conectados al secundario se denomina burden o prestancia. En general, el burden tiene valores muy bajos, menores a los 100 VA. La relación de transformación de un CT es escogida en función de la corriente del secundario, que normalmente puede ser 1 ampere o 5 amperes, y la corriente nominal primaria. Por otro lado, los VTs se conectan en paralelo con el sistema, ya sea fase-tierra o fase-fase (véase la Figura 2.27), y operan bajo condiciones de vacío. Bajo condiciones normales de operación del sistema, la tensión es prácticamente constante, y la excitación magnética es también constante y varía sobre un rango determinado. En contraste, la excitación magnética de CTs varía significativamente, sobre un amplio rango de corrientes, desde la corriente nominal del sistema hasta corrientes elevadas provocadas por las condiciones de falla del sistema; en general la relación de transformación de VTs depende de la tensión secundaria, que está en el orden de los 100 volts, y el voltaje del sistema. (a) (b) (c) Figura 2.27. Conexión de los ITs al sistema: a) VT (fase-tierra), b) VT (fase-fase), c) CT [26] 51 2.5.1 Componentes principales Los componentes en común de los ITs y los elementos encargados de realizar la función sensitiva y función aislante se presentan de forma esquemática en la Figura 2.28. Características Principales: Componentes Comunes: Partes Auxiliares: A) Función sensitiva B) Función de aislación B1) Aislamiento externo B2) Aislamiento interno (f luido-gas-sólido) 1) 2) 3) 4) a) Visor de llenado b) Dispositivo de expansión c) Estructura soporte Conexiones primarias Empaque, sellos Tanque Caja de terminales (secundarios) Figura 2.28. Características de diseño de los transformadores de instrumentación [26] Al igual que en transformadores de potencia, los ITs requieren de una parte activa, compuesta por los devanados y núcleo(s) magnético(s) para desempeñar su función sensitiva. En CTs el devanado primario está constituido por un solo conductor en serie con el conductor de alta tensión, básicamente existen dos tipos de diseño, uno es el diseño de tanque invertido, tal como muestra la Figura 2.29 (a), que tiene los núcleos magnéticos en la parte superior del tanque que están ubicados alrededor del conductor de alta tensión, el segundo diseño está constituido por un conductor primario que desciende hasta la parte inferior del CT, de tal forma que los núcleos se instalan alrededor de este y cerca de los devanados secundarios. 52 En el caso de VTs, el devanado primario está constituido por una gran cantidad de espiras, el núcleo está ubicado en la parte inferior del VT, donde se arrollan los devanados secundarios. Existen varios tipos constructivos de VTs (en cascada, de tanque muerto, con y sin neutro accesible y otros), pero el diseño por lo general es bastante similar al observado en la Figura 2.29 (b). 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. Compensador de volumen de aceite Indicador de volumen de aceite Terminal primario Núcleos y devanados secundarios Conductor primario Conductores secundarios Aislador (porcelana o silicona) Borna capacitiva Conexión de tierra ref orzada Toma de muestra de aceite Toma de medida tangente delta Terminal de puesta a tierra Caja de terminales secundarios 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. (a) Indicador de nivel de aceite Terminal primario Compensador de volumen de aceite Borna capacitiva Aislamiento papel-aceite Aislador (porcelana o silicona) Devanados primarios Devanados secundarios Núcleo Toma de medida tangente delta Caja de terminales secundarios Toma de muestra de aceite Terminal de puesta a tierra (b) Figura 2.29. ITs convencionales: a) CT de tanque invertido, b) VT [14] 53 De forma particular, los núcleos de CTs, tanto de medida como de protección, se construyen de chapa magnética de alta permeabilidad. Cabe diferenciar que cuando un núcleo está destinado para medición se utiliza una chapa de rápida saturación, mientras que, si está destinado para protección, la chapa a utilizar será de saturación lenta. Cuando se utiliza una chapa de alta permeabilidad y de rápida saturación en los CTs de medición se garantiza una buena precisión para corrientes primarias no superiores al 120% de la corriente nominal primaria, mientras que las sobrecorrientes y cortocircuitos no se transfieren al secundario debido a la rápida saturación del núcleo. Cuando se elige una chapa con permeabilidad relativamente elevada y saturación lenta para transformadores de protección, se garantiza que la relación de transformación se mantenga para valores de corriente primaria muchas veces superior a la nominal, por lo general 20 veces, con lo que pueden obtenerse valores proporcionales a las corrientes de sobrecarga y cortocircuito en los devanados secundarios, y así poder accionar los relés de protección. Por otro lado, el aislamiento interno está usualmente integrado dentro de la parte activa de los ITs, en los CTs está situado entre el devanado primario y secundario, en los VTs el aislamiento interno forma parte del devanado primario (aislación entre espiras) y en CVTs este forma parte de las unidades capacitivas o divisor capacitivo. El aislamiento interno de los ITs generalmente es una combinación de aceite y papel, el aceite para ITs tiene propiedades similares al aceite mineral utilizado en transformadores de potencia, el uso de papel kraft impregnado con aceite mineral que envuelve los devanados de los ITs es el método tradicional. El espacio remanente entre el aislamiento interno y externo es llenado con aceite, existen diferentes soluciones para permitir la expansión del aceite, por ejemplo: respiración libre, aceite a presión (herméticamente sellado) o expansión por medio de componentes flexibles como membranas de material elástico. En CTs de tipo tanque bajo el aceite es parcialmente remplazado por arena de cuarzo eléctricamente inerte que provee mayor resistencia mecánica al conductor primario ante esfuerzos de cortocircuito. El aislamiento externo o envolvente conforma el sistema de contención del aceite, que usualmente está unido a un tanque de metal en la parte inferior, asimismo, la envolvente debe soportar el peso del conductor primario y los componentes de la parte superior del IT que están al potencial de línea. El aislador envolvente puede ser construido de porcelana o materiales poliméricos, ya sea resina moldeada o fibra epóxica. 54 Por otro lado, es importante señalar que los transformadores de tensión capacitivo (CVTs) tienen la misma función que los transformadores de tensión tipo inductivo, sin embargo, los mismos operan bajo el principio del divisor de tensión capacitivo5; un divisor de tensión capacitivo es frecuentemente construido por varios elementos capacitivos que permiten una distribución de tensión uniforme. Los CVTs están compuestos de cuatro componentes principales, tal como se puede apreciar en la Figura 2.30, los cuales son: divisor de tensión capacitivo (C1 y C2), reactor de compensación (L), transformador intermedio (IVT) con su devanado secundario (S), circuitos auxiliares para limitar la ferroresonancia (F) y para desempeñarse adecuadamente ante transitorios (T). Figura 2.30. Circuito eléctrico de un CVT [26] El divisor de tensión capacitivo tiene un punto de derivación para la entrada de tensión Ui a la unidad electromagnética, que usualmente está en el rango de 10 kV a 20 kV (fasetierra), si el IVT fuese conectado directamente al potencial Ui el ángulo de desfase de la tensión medida cambiaría drásticamente con la variación del burden, sin embargo, la inductancia del reactor (L) actúa como un compensador que disminuye el error a valores aceptables para la tensión de entrada Ue del IVT. 5 El principio del divisor de tensión capacitivo es aplicable a capacitores en serie, en tal caso, la 𝐶 tensión en C2 (con dos capacitores C1 y C2 en serie) estará dada por: 𝑉2 = 1 𝑉1 55 𝐶2 El divisor de tensión capacitivo se instala dentro de la envolvente de porcelana, todos los demás componentes se sitúan en un tanque, construido de acero o aluminio, al potencial de tierra, que está relleno de aceite aislante, tal como muestra la Figura 2.31. Aislador envolvente Divisor de tensión capacitivo L IVT Unidad electromagnética Figura 2.31. Componentes básicos de un CVT [26] El transformador intermedio IVT tiene las mismas características que un VT inductivo, pero con una relación de transformación menor. El divisor de tensión y la unidad electromagnética, en conjunto, cumplen con la función sensitiva y de aislación del CVT. Además, las unidades capacitivas de los CVTs pueden ser utilizadas para filtrar señales de comunicación desde trampas de onda conectadas a las líneas de alta tensión, para esta aplicación, se recurre a un interruptor de tierra (N) en paralelo con una bobina (bobina de drenaje), correspondiente a la impedancia característica del cable de onda portadora, que se conecta entre C2 y tierra, esta llave debe estar cerrada durante el mantenimiento o cuando el equipo de onda portadora está fuera de servicio. 56 2.6 Pararrayos Los sistemas de potencia están sujetos a sobretensiones transitorias causadas por descargas atmosféricas y maniobras dentro del mismo sistema, estas sobretensiones deben ser limitadas, puesto que pueden dañar equipos importantes del sistema (e. g. transformadores, reactores, interruptores, etc.). Los pararrayos, también llamados apartarrayos o mejor denominados descargadores de sobretensión, son dispositivos de protección que se encargan de limitar dichas sobretensiones, los mismos proporcionan una trayectoria de baja impedancia a tierra para las corrientes provenientes de descargas atmosféricas o de tensiones transitorias de maniobra, devolviendo al sistema a sus condiciones normales de funcionamiento transcurrido el evento. MAGNITUD DE LA SOBRETENSIÓN (p. u.) Posible nivel de tensión sin pararrayos Soportabilidad del equipo (BIL) Tensión limitada por el pararrayos Soportabilidad del pararrayos a la frecuencia del sistema Tensión resultante en el sistema Sobretensiones de frente rápido (sobretensiones atmosféricas) (μs) Sobretensiones de frente lento (sobretensiones de maniobra) (ms) Sobretensiones temporarias (s) Tensión máxima del sistema (continuo) DURACIÓN DE LA SOBRETENSIÓN Figura 2.32. Tensiones y sobretensiones del sistema eléctrico contra su tiempo de duración [139] En este sentido, los pararrayos constituyen elementos indispensables en la coordinación de aislamiento para los sistemas eléctricos de potencia, esto se muestra claramente en la Figura 2.32, en la cual se observa que el pararrayos limita las sobretensiones que superan un nivel de tensión definido, principalmente sobretensiones transitorias (atmosféricas y de maniobra), protegiendo de esta manera a los equipos asociados (e. g. transformadores) 57 contra las sobretensiones que, de otra manera, podrían superar su nivel básico de aislamiento (BIL), por otro lado, ante sobretensiones temporarias (a la frecuencia del sistema) los pararrayos no deben operar y su aislamiento debe soportar dichos esfuerzos. Entonces, puede decirse que la función principal de un pararrayos es proteger a los equipos de subestación contra las tensiones excesivas que pueden presentarse en los sistemas eléctricos (sobretensiones atmosféricas y de maniobra), mediante la conducción de las corrientes asociadas a las sobretensiones hacia tierra, transcurrido el evento el pararrayos debe volver a sus condiciones de operación normal, es decir, comportarse como un aislador. A fin de cumplir su función primaria el pararrayos debe tener las siguientes características: - Comportarse como un aislador mientras la tensión aplicada no exceda de cierto valor predeterminado. - Convertirse en conductor al alcanzar la tensión predeterminada y conducir a tierra la corriente producida por la sobretensión. - Una vez desaparecida la sobretensión, y restablecida la tensión nominal, el dispositivo de protección debe ser capaz de conducir a tierra la corriente asociada a la subsiguiente sobretensión. En la actualidad los pararrayos son fabricados con componentes resistivos de óxido de zinc (ZnO) sin gaps y están permanentemente conectados entre fase y tierra. La utilización de estos componentes permite que este tipo de pararrayos tengan una característica voltajecorriente extremadamente no lineal, a diferencia de los antiguos diseños de carburo de silicio (SiC), construidos por una serie de elementos no lineales de SiC y gaps que requieren una tensión determinada (tensión de cebado) para la activación de los gaps, permitiendo así la conducción de la corriente asociada a la sobretensión. En el caso de los pararrayos de óxido de zinc (ZnO), o también denominados pararrayos de óxido metálico (MO), debido a su conexión permanente entre fase y tierra, existe una pequeña corriente de fuga, en el orden de los miliamperes, que fluye a través de sus elementos. Al respecto, en la Figura 2.33 se presenta la curva característica tensióncorriente de un pararrayos de óxido metálico típico, conectado entre fase y tierra en un sistema sólidamente aterrizado de 420 kV. 58 VALOR PICO DE VOLTAJE [kV] 10 kA voltaje residual = nivel básico de impulso = 806 kV Valor pico del voltaje máximo: √2𝑈𝑟 = √2 ∗ 336 = 475 kV Valor pico del voltaje de operación continuo: √2𝑈𝐶 = √2 ∗ 268 = 379 kV Valor pico del voltaje fase-tierra: √2𝑈𝑆/√3 = √2 ∗ 242 = 343 kV Corriente de descarga nominal = 10 kA Corriente de fuga 𝑖𝑟𝑒𝑠 = 55𝜇𝐴 VALOR PICO DE CORRIENTE [A] Figura 2.33. Característica U-I de un pararrayos típico en un sistema de 420 kV [139] El voltaje máximo o máxima tensión asignada (𝑈𝑟 ) del pararrayos no es igual a la máxima tensión de operación continua 𝑈𝑐 o MCOV (maximum continuous operating voltage), sino que corresponde a una tensión que solo puede admitirse temporalmente por algunos segundos, 10 segundos o 100 segundos dependiendo del diseño; esta condición de operación se limita debido a la elevada corriente resistiva de fuga que provoca, la cual puede alcanzar los 300 microamperes, produciendo en consecuencia un calentamiento excesivo de los componentes activos y, en el caso de ser permanente, podría incluso conducir a la falla térmica del pararrayos. Por otro lado, los pararrayos usualmente están adaptados con anillos equipotenciales en su extremo superior, los cuales permiten una distribución de tensión uniforme y asegura que los elementos internos no sean sometidos a esfuerzos mayores a los especificados. 2.6.1 Clasificación de los pararrayos De acuerdo con la norma IEEE C62.1 los pararrayos se clasifican en tres clases: clase estación (3 kV a 684 kV), clase intermedia (3 kV a 120 kV) y clase distribución (1 kV a 30 kV), esta clasificación se basa en la aplicación y los tipos de prueba a los cuales son 59 sometidos los pararrayos en su fabricación. Los pararrayos de clase estación son más robustos que los de clase intermedia y distribución, su nivel de corriente de descarga es mucho mayor que en otros tipos de pararrayos (20 kA), su uso es recomendado para subestaciones con capacidades mayores a 10 MVA o cuando se tiene instalado un banco de capacitores en derivación, además, son los únicos aptos para operar en sistemas con tensiones superiores a 150 kV. Por otro lado, como se indica en el acápite 2.6, según su construcción, inicialmente los pararrayos se fabricaban con dispositivos de cebado o gaps y resistencias no lineales de carburo de silicio (SiC), actualmente se utilizan los pararrayos de óxido metálico u óxido de zinc (ZnO), comúnmente se los denomina pararrayos MO (metal oxide) o MOV (metal oxide varistor). 2.6.2 Componentes de los pararrayos La Figura 2.34 muestra la estructura de los diferentes tipos de pararrayos de óxido metálico, se observa que los componentes activos en todos los diseños son similares (bloques de óxido metálico y electrodos de conexión), no obstante, el resto de los elementos asociados varían según cada diseño, nótese la ausencia del dispositivo de alivio de presión en pararrayos con envolvente polimérica. (a) 1) 2) 3) 4) 5) (b) Bloques de ZnO Electrodo f inal Soporte mecánico Envolvente (porcelana o polimérico) Electrodo metálico (c) 6) 7) 8) 9) 10) Interf az Tapa Resorte Espacio de gas Sistema de alivio de presión Figura 2.34. Estructura de pararrayos de ZnO, con envolvente de porcelana (a) y polimérica (b) y (c) [142] 60 Por otro lado, la Figura 2.35 muestra las diferencias entre los pararrayos de carburo de silicio (SiC) y los pararrayos de óxido metálico (ZnO), se observa que la diferencia constructiva más importante entre los dos diseños es la ausencia de gaps en los pararrayos de óxido metálico. Resistores en paralelo Gaps o explosores de extinción Elementos no lineales Pararrayos de ZnO (diseño actual) Pararrayos de SiC (diseño antiguo) Figura 2.35. Comparación entre el diseño de pararrayos de SiC y ZnO En general, en los pararrayos puede diferenciarse una parte activa y una parte pasiva, la parte activa está compuesta por la columna de resistores no lineales de óxido de zinc (o carburo de silicio en los pararrayos valvulares), los cuales cumplen con la característica eléctrica (tensión versus corriente) del pararrayos, mientras que la parte pasiva está constituida por el aislador envolvente, que se encarga de proveer el aislamiento y soporte mecánico de los componentes activos. 2.6.2.1 Bloques de óxido metálico Un resistor no lineal de óxido de zinc físicamente es un bloque de alta densidad construido de forma cilíndrica, tal como se presenta en la Figura 2.36, estos bloques consisten básicamente de 90% de óxido de zinc y 10% de otros óxidos metálicos (aditivos). Los bloques de óxido de zinc poseen características no lineales, por tanto, son los elementos que determinan la característica tensión-corriente del pararrayos, el aluminio es utilizado usualmente en las superficies externas de los bloques para mejorar la conducción de corriente y asegurar un buen contacto para la conexión en serie de los bloques de óxido metálico. 61 Figura 2.36. Bloques de óxido de zinc (ZnO) [139] La función principal de los resistores no lineales es conducir la corriente cuando el nivel de tensión alcance un valor predeterminado y comportarse como un aislante en condiciones normales de operación. Los bloques de óxido metálico son prácticamente iguales en pararrayos con envolvente polimérica y de porcelana, a diferencia de los demás componentes internos que pueden variar según el tipo de envolvente. 2.6.2.2 Envolvente En los pararrayos, al igual que en interruptores de tanque vivo y transformadores de instrumentación (véase el acápite 2.4.2.8), la envolvente cumple con la función de proteger la parte activa, aislar los componentes internos de los agentes externos y tener una línea de fuga adecuada que impida el flujo de corrientes superficiales. Las envolventes de pararrayos tradicionalmente son construidas de porcelana, pero los avances en la tecnología actualmente promueven el uso de aisladores poliméricos. Existen tres razones principales para la utilización de los materiales poliméricos en comparación con envolventes de porcelana, las cuales son: - Mejor comportamiento ante la polución. - Mayor capacidad de cortocircuito y en consecuencia mayor seguridad para los equipos y personas. - Son constituidos por materiales maleables y más livianos. 62 2.6.2.3 Dispositivo de alivio de presión Al presentarse una sobretensión los pararrayos conducen corrientes elevadas a través de sus componentes activos, sin embargo, cuando una corriente sobrepasa la capacidad de disipación de energía del pararrayos la presión interna del equipo se incrementa hasta ser liberada y conducir dicha corriente por el exterior, en este caso el pararrayos incluso puede llegar a “sacrificarse” para proteger a los equipos asociados, esta tarea se realiza por medio del dispositivo de alivio de presión. En los pararrayos con envolvente de porcelana el proceso de extinción del arco se describe en la Figura 2.37 (a), en (1) la corriente circula por los elementos resistivos de MO, en (2) ante la presencia de un cortocircuito la presión interna del pararrayos se incrementa hasta que las placas de alivio de presión se abren y el gas comienza a ser expulsado por los conductos de alivio de presión, finalmente en (3) las corrientes de gas se encuentran y el arco interno se extingue de forma segura hacia el exterior. 1 2 3 (a) (b) Figura 2.37. Sistema de alivio de presión en envolvente de porcelana (a) y polimérica (b) [26] El comportamiento de un pararrayos con envolvente polimérica es similar y se muestra en la Figura 2.37 (b), en principio (1) el pararrayos soporta el cortocircuito y el gas comienza a ser expulsado a través de la envolvente de silicona, en (2) las corrientes de gas desencadenan una descarga disruptiva externa y el arco es extinguido de forma segura en el exterior. En algunos casos cuando la energía disipada es demasiado elevada los pararrayos con envolvente de porcelana pueden llegar a tener una falla violenta, esto no ocurre con los pararrayos poliméricos. 63 2.7 Seccionadores Un seccionador es un dispositivo de maniobra que provee, en su posición abierta, una distancia de aislamiento en aire visible y segura. Los seccionadores pueden encontrarse en distintos diseños y su selección depende principalmente del nivel de tensión y el espacio disponible en la subestación, los diseños más comunes son seccionadores de apertura horizontal, de apertura horizontal rotatoria y tipo pantógrafo, tal como se puede observar en la Figura 2.38. (a) 1) 2) 3) 4) 5) (b) Base rotatoria Estructura soporte Aislador soporte tipo columna Cabeza rotatoria (a), aislador rotatorio (b) y (c) Contacto principal (a) y (b), pantógraf o (c) (c) 6) 7) 8) 9) Terminal de alta tensión Mecanismo de operación Seccionador de puesta a tierra Contacto f ijo Figura 2.38. Seccionador con apertura rotatoria horizontal (a), de tres columnas (b) y tipo pantógrafo (c) [7] Los seccionadores tienen la función de abrir y cerrar circuitos sin carga o con flujo de corrientes mínimas, además, deben ser capaces de conducir corrientes bajo condiciones normales de operación y cortocircuitos durante un tiempo específico. Los componentes principales y comunes en los seccionadores se muestran en la Figura 2.38, se observan como elementos comunes en todos los diseños la estructura soporte aislante, los contactos principales y el mecanismo de operación (motorizado y/o manual). 64 2.8 Bancos de capacitores En los sistemas eléctricos la mayoría de las cargas son inductivas, principalmente cargas industriales tales como: motores, hornos de inducción, equipos de soldadura, perforadoras, etc.; mientras mayor sea el consumo de potencia reactiva de una instalación, mayor potencia aparente y corriente consume, por tanto, un indicador de la eficiencia en el consumo de energía eléctrica en una instalación o sistema es el factor de potencia6. La potencia reactiva consumida por estas cargas constituye una limitación en la capacidad de generadores, transformadores, líneas de transmisión y redes de distribución, por esta razón, en los sistemas eléctricos se busca incrementar el valor del factor de potencia mediante la compensación de potencia reactiva. El principal método para la corrección del factor de potencia y/o compensación de potencia reactiva en sistemas eléctricos es la instalación de bancos de capacitores shunt o en derivación, como consecuencia del uso de capacitores shunt se puede mejorar el aprovechamiento de la potencia de transformadores. Por otro lado, para incrementar la potencia en líneas de transmisión es posible la compensación de potencia reactiva mediante el uso de bancos de capacitores en serie. En este sentido, la función de los bancos de capacitores en los sistemas eléctricos es la compensación de potencia reactiva, corrección del factor de potencia y/o mejoramiento del perfil de tensiones. Por otra parte, los capacitores básicamente se pueden clasificar en dos tipos, los de alta tensión con voltajes mayores a 1000 V y los de baja tensión con niveles de operación menores a 1000 V. Los capacitores de potencia o de alta tensión están disponibles en tensiones comprendidas entre 2,4 kV y 25 kV, las técnicas de fabricación modernas continuamente permiten disminuir las dimensiones y aumentar la capacidad (kVAR) de los diseños nuevos. Los capacitores de alta tensión por lo general se encuentran sumergidos en líquidos dieléctricos contenidos en tanques pequeños herméticamente sellados, sus dos terminales salen al exterior a través de dos bushings de porcelana cuyo tamaño depende del nivel de tensión 6 En este caso, el f actor de potencia está ref erido a un circuito o sistema, su interpretación es dif erente del f actor de potencia o f actor de disipación de un material aislante a ser descrito en los capítulos siguientes. 65 del sistema al que se conectan, para su protección se utilizan fusibles internos o externos, asimismo, internamente los capacitores son fabricados con capas dieléctricas, típicamente constituidos por dos capas de plástico entre dos capas de aluminio, tal como muestra la Figura 2.39. Bushings Elemento capacitivo Aislamiento del contenedor Capas de plástico Contenedor de acero inoxidable Láminas de aluminio - Resistores de descarga Fusibles internos o externos Figura 2.39. Componentes de un capacitor de alta tensión [39] Los bancos de capacitores, somo su nombre sugiere, son agrupaciones de capacitores empleadas en instalaciones de alta tensión, generalmente se conectan en estrella con neutro flotante a fin de evitar la circulación de armónicos de corriente a través de sí mismos. Los armónicos de corriente generan magnitudes de corriente superiores a la corriente nominal del banco, las cuales pueden incluso dañar los capacitores, sin embargo, los bancos conectados en estrella con neutro puesto a tierra son menos costosos que los bancos con neutro flotante, debido a que el neutro no debe ser aislado de tierra, además, las tensiones de recuperación (TRV) que se presentan en los interruptores de potencia son mayores cuando el banco de capacitores tiene el neutro flotante, por tanto, para bancos de elevada potencia reactiva y tensión es más conveniente la configuración con neutro puesto a tierra debido al costo del interruptor asociado. Los bancos de capacitores pueden estar constituidos por grupos de capacitores conectados en paralelo y/o serie, tal como se presenta en la Figura 2.40, normalmente un grupo de capacitores consiste de cuatro a veinte capacitores montados en paralelo en un mismo rack (a), sin embargo, un grupo puede ser conectado a otros grupos, formando múltiples grupos 66 en paralelo en diferentes racks (b), o los grupos pueden ser conectados en serie (c), asimismo, otra opción es la conexión en serie (cadena) de capacitores y conectados posteriormente en paralelo (d). (a) (b) (c) (d) Donde: a) Grupo en paralelo b) Múltiples grupos en paralelo c) Grupos paralelo en serie d) Grupos serie (cadena) en paralelo Figura 2.40. Posibles arreglos de bancos de capacitores 67 68 CAPÍTULO III: AISLAMIENTO 3.1 Introducción Siempre que exista una diferencia de potencial entre dos conductores es necesario mantener entre ellos una distancia segura de aislamiento que impida el flujo de corrientes eléctricas indeseables, este distanciamiento se logra utilizando diversos tipos de materiales aislantes que pueden ser sólidos, líquidos, gaseosos o una combinación de los mismos. Como se estudió en el anterior capítulo todos los equipos de potencia tienen en común el aislamiento, pudiéndose señalar incluso que cerca del 50% de sus elementos constructivos son materiales aislantes. Una falla en el sistema de aislamiento generalmente conduce a la falla completa del equipo, por tanto, la condición de un equipo eléctrico está ligada directamente a la condición de su aislamiento. Además, el aislamiento está constantemente sometido a diversos esfuerzos a lo largo de su vida útil, entre ellos: polución, humedad, corrosión, vibración, temperatura, sobretensiones, cortocircuitos y muchos otros factores que contribuyen en su degradación y falla. Entonces, el estudio del aislamiento de los equipos de potencia y su degradación es necesario para la comprensión adecuada del mantenimiento y las pruebas. Por tanto, este capítulo describe los diferentes materiales aislantes y sus propiedades. 3.2 Aislamiento en equipos de potencia Según el IEEE [60], el aislamiento se define como la separación entre superficies conductoras por medio de una sustancia dieléctrica o espacio de aire que permanentemente ofrece una alta resistencia al paso de corriente y a las descargas disruptivas. Se considera que un objeto está aislado cuando se impide la circulación de corrientes indeseables, permitiendo de esta forma que el equipo efectúe sus tareas de manera segura dentro de sus condiciones de operación. Como se mencionó, la razón principal para el uso de materiales aislantes o dieléctricos es la necesidad de separar eléctricamente elementos que se encuentran a distinto potencial; los equipos de potencia, en particular, requieren de sistemas de aislamiento altamente eficientes debido a los elevados niveles de tensión a los cuales están sujetos. Debido al 69 nivel de tensión de los equipos de potencia, el aislamiento juega un rol primordial en su desempeño, por lo general, una falla en el sistema de aislamiento tiene como consecuencia la falla del equipo mismo. A su vez, el objetivo de todo diseñador es diseñar un sistema de aislamiento eficiente y económico que limite o prevenga las descargas parciales. El factor principal que determina el nivel de aislamiento requerido por un equipo es la tensión de operación, sin embargo, también deben considerarse otros factores secundarios, tales como la corriente y frecuencia. Los materiales aislantes no conducen porque sus capas de valencia están llenas, o casi llenas, y por tanto sus electrones se encuentran estrechamente ligados, sin embargo, cuando se aplica una tensión suficientemente elevada, la fuerza es tan grande que los electrones son literalmente arrancados de sus átomos, causando que el aislante se rompa y que haya conducción. En el aire se puede ver esto como un arco o descarga parcial, comúnmente denominada efecto corona, mientras que en los materiales sólidos es usual que el aislante resulte quemado y/o destrozado. Al mismo tiempo, puede decirse que mientras los componentes activos (conductores, devanados, contactos, núcleo magnético, etc.) de cualquier equipo juegan un rol favorable, relacionado directamente con su función principal, los materiales aislantes son de alguna manera un mal necesario. Por ejemplo, en la Figura 3.1 se puede observar de forma esquemática un bushing y su estructura aislante, en este caso se requiere aislar el conductor del tanque puesto a tierra. Pared o tanque (puesto a tierra) Ambiente interno, aislamiento secundario (aceite, gas, vacío) Brida Conductor Aislamiento principal (sólido, líquido o una combinación de los mismos) Ambiente externo (aire) Figura 3.1. Descripción gráfica del aislamiento de un bushing 70 3.3 Clasificación y aplicación de los materiales aislantes Los materiales aislantes pueden presentarse en distintos estados o naturaleza, ya sean sólidos, líquidos o gaseosos, y hasta el vacío puede actuar como dieléctrico. Al mismo tiempo, los dieléctricos pueden clasificarse por su temperatura de operación y según la característica polar de sus moléculas, los mismos se describen a continuación. 3.3.1 Aislantes sólidos Los aislantes sólidos son empleados en todo tipo de equipos eléctricos, además de cumplir con la función de aislación, los aislantes sólidos tienen la función de sujeción de conductores y otros componentes en equipos de potencia, así como la protección de los componentes internos de los equipos. Un aislante sólido debe cumplir con las siguientes características: - Alta resistencia de aislamiento y bajas pérdidas dieléctricas. - Alta rigidez dieléctrica. - Buenas propiedades mecánicas (e. g. tenacidad, elasticidad, etc.). - Sus propiedades no deben ser afectadas por los elementos químicos de su entorno. - No deben ser higroscópicos, ya que la humedad afecta considerablemente sus propiedades. Los materiales aislantes sólidos pueden ser clasificados de manera general en tres grupos: materiales orgánicos, materiales inorgánicos y polímeros sintéticos; algunos de estos materiales se detallan en la Tabla 3.1. Tabla 3.1. Clasificación de los materiales aislantes sólidos Polímeros sintéticos Materiales orgánicos Materiales inorgánicos Termoplásticos Termoestables Ámbar Asbestos Polietileno Baquelita Algodón Porcelana Polipropileno Epoxy Papel Vidrio Perspex Cartón Mica Poliestireno Goma PVC Madera Fuente: High voltage engineering – M. Naidu [95] 71 Los aislantes orgánicos son aquellos que tienen origen vegetal o animal, los mismos son buenos aislantes y de fácil aplicación, sin embargo, sus propiedades mecánicas y eléctricas se deterioran rápidamente cuando su temperatura de operación excede los 100°C. Por esta razón, generalmente se encuentran impregnados con aceite, por ejemplo, puede mencionarse al aislamiento sólido de transformadores (papel, cartón, madera, etc.). Los materiales inorgánicos, a diferencia de los orgánicos, no muestran una reducción apreciable de sus propiedades hasta los 250°C. Los materiales inorgánicos más importantes en la aplicación de equipos de potencia son la porcelana y el vidrio; la porcelana es ampliamente aplicada en la fabricación de bushings, aisladores soporte y aisladores envolvente, esto debido a su alta resistencia ante efectos ambientales y excelente desempeño ante variaciones de temperatura y presión. Tabla 3.2. Propiedades de algunos aislantes sólidos típicos tan δ (%) Rigidez dieléctrica (kV/mm) 5,5 – 7 0,3 - Máquinas rotatorias (>20 kV), junto con materiales epóxicos Papel - 0,2 – 0,5 - Impregnado con aceite, en transf ormadores de alta tensión Vidrio 4,5 – 7 0,1 – 1 10 – 50 Cadena de aisladores Porcelana 6 0,03 – 0,3 20 – 40 Bushings, aisladores tipo envolvente Polietileno 2,3 0,01 – 0,1 30 – 40 Cables subterráneos XLPE para media y alta tensión PVC 5,5 >1 11 – 30 En cables de baja tensión PTFE (Tef lón) 2 0,02 19 Epoxy 4 - 18 3–6 - - Material Mica Silicona Constante dieléctrica (𝝐𝒓 ) Aplicación Aplicaciones de alta temperatura, en cámaras de extinción de interruptores Soporte de componentes internos en transf ormadores Aisladores tipo envolvente Fuente: High voltage engineering practice and theory – K. Holtzhausen [84] Los materiales poliméricos, o polímeros sintéticos, poseen excelentes propiedades aislantes y pueden ser fácilmente fabricados para la aplicación en equipos de potencia. Estos materiales son muy flexibles y ligeros, los mismos pueden ser moldeados en el proceso de fabricación. Al igual que la porcelana, también son utilizados como aislamiento 72 externo en pararrayos, transformadores de instrumentación y otros, otra de sus propiedades importantes es su baja higroscopicidad. En la Tabla 3.2 se muestran las propiedades dieléctricas de algunos aislantes sólidos. 3.3.2 Aislantes líquidos Los aislantes líquidos, debido a sus propiedades inherentes, son ampliamente utilizados en los sistemas de aislamiento de los equipos de potencia. Los líquidos son mucho más densos que los gases, por lo que, los aislantes líquidos son utilizados para llenar el volumen interno de los equipos y simultáneamente sirven como medio para la disipación de c alor por convección; por ejemplo, el aceite es cerca de 10 veces más eficiente que el aire y/o nitrógeno en su función de disipación de calor, su densidad está en el orden de 103 veces la densidad de los gases. Además, los aislantes líquidos poseen alta rigidez dieléctrica, su rigidez está en el orden de 200 kV/cm. Los dieléctricos líquidos son usados principalmente para impregnar aislantes sólidos en transformadores, capacitores, bushings y cables subterráneos de alta tensión, también son utilizados para llenar tanques de transformadores e interruptores de potencia. Además, los aislantes líquidos también son utilizados como medio de interrupción del arco en interruptores de potencia. Los aceites minerales derivados del petróleo son los líquidos aislantes más comúnmente utilizados, sin embargo, en aplicaciones de alta temperatura, es utilizada la silicona (líquida) o una mezcla de aceite-silicona. En las últimas décadas, ciertos esteres y aceites vegetales también han demostrado tener buenas propiedades para su uso comercial, actualmente muchos fabricantes ofrecen transformadores con este tipo de aislamiento. Por otra parte, el uso de aceites sintéticos, más conocidos como askareles, ha sido prohibido por su alto contenido de bifenilos policlorados (PCBs), ya que se ha demostrado que son compuestos dañinos para la salud y el medio ambiente, actualmente existen compañías dedicadas a la destrucción y/o descontaminación de materiales contaminados con PCBs. De la misma manera, existe un método ANSI para determinar el grado de contaminación con PCBs en aceites aislantes, el método normalizado es el ASTM D4059. Los líquidos dieléctricos derivados de petróleo son una mezcla de hidrocarburos y son compuestos no polares, cuando se usan con propósitos de aislamiento en equipos de potencia deben estar libres de humedad, productos de oxidación y otros contaminantes. 73 Uno de los factores más importantes que afecta la rigidez dieléctrica de los aislantes líquidos es la presencia de agua suspendida, sin embargo, en el caso de transformadores, la presencia de agua, inclusive en cantidades mínimas, es bastante peligrosa no solamente por la disminución de la rigidez dieléctrica del aceite, sino por sus efectos sobre la rigidez mecánica del papel, principalmente por la reducción del grado de polimerización (véase el acápite 2.3.2.3). La Tabla 3.3 muestra las propiedades dieléctricas de algunos aceites minerales utilizados en equipos de potencia. Tabla 3.3. Propiedades dieléctricas y físicas de algunos aceites Aceite Aceite Propiedad Aceite (cable) Silicona (transformador) (capacitor) Permitividad 2,2 – 2,3 2,1 2,3 – 2,6 2,7 – 3,0 relativa (50 Hz) Rigidez 12 kV/mm 18 kV/mm 25 kV/mm 35 kV/mm dieléctrica (20°C) tan δ (50 Hz) 10-3 2,5x10-4 2x10-3 10-3 Gravedad específ ica (20°C) 0,89 0,89 0,93 1,0 – 1,1 Fuente: High voltage engineering – C. Wadhwa [20] De los aislantes líquidos mostrados en la Tabla 3.3, el aceite de transformador es el más barato y utilizado. El aceite utilizado en capacitores es similar, pero es sometido a un alto grado de purificación antes de su uso, por otro lado, algunos tipos de aceite son aplicados en cables de potencia con el propósito de impregnar el papel aislante y mejorar su capacidad de transferencia de calor. 3.3.3 Aislantes gaseosos Los aislantes gaseosos tienen varias aplicaciones en los sistemas de potencia, se utilizan para proveer un medio de aislamiento en diversos equipos de potencia y subestaciones tipo GIS. Los gases son utilizados en interruptores de potencia como medio de interrupción del arco y para proveer aislamiento entre los contactos del interruptor y otros elementos de sujeción. Los gases comúnmente utilizados en aplicaciones de potencia son: aire, oxígeno (O2), hidrógeno (H2), nitrógeno (N2), dióxido de carbono (CO2), gases electronegativos como el hexafluoruro de azufre (SF6) y otros. Asimismo, los gases aislantes se emplean para ocupar espacios con dieléctrico homogéneo que no podrían ser llenados por dieléctricos líquidos o sólidos, además, los gases constituyen un medio para la disipación de calor y extinción del arco. 74 Las características más importantes que se buscan en los aislantes gaseosos, para aplicaciones de alta tensión son: - Alta rigidez dieléctrica. - Estabilidad térmica e inactividad química. - No inflamables y con temperatura de condensación baja. - Habilidad de extinción del arco, para lo cual los gases deben tener una baja temperatura de disociación, alta capacidad de disipación de energía (producida por el arco) y no deben producir partículas conductivas, tales como carbón, durante el arqueo. - Alta conductividad térmica, necesaria para contribuir en el enfriamiento de los conductores inmersos en gas y apoyar en el proceso de extinción del arco. La propiedad más importante de los aislantes gaseosos es su rigidez dieléctrica, esta propiedad permite disminuir las distancias de aislamiento entre partes energizadas. En la Figura 3.2 se efectúa una comparación entre la rigidez dieléctrica de los gases y otros aislantes líquidos y sólidos. Figura 3.2. Rigidez dieléctrica de diversos materiales aislantes [23] 75 Asimismo, otra propiedad fundamental de los gases está descrita por la Ley de Paschen (véase la Figura 3.2), la cual establece básicamente que, a altas presiones, la rigidez dieléctrica de un gas es una función (generalmente no lineal) de la presión y la longitud de separación entre electrodos a distinto potencial. El gas más común y barato es el aire, generalmente se lo utiliza como medio de aislación en interruptores de media tensión, se debe aclarar que el aire que se utiliza en estas aplicaciones debe ser seco y comprimido a alta presión. Por otro lado, el gas SF6 es considerado como el mejor medio aislante gaseoso, es utilizado en una gran variedad de equipos eléctricos debido a las ventajas que tiene sobre otros medios, tales como el aire y el aceite; sus características físicas han extendido su uso en equipos de maniobra. Asimismo, los beneficios de su uso incluyen simplicidad en el diseño, alta confiabilidad y mayor rigidez dieléctrica que permite mayor compactibilidad en los equipos, además, este gas combina sus propiedades dieléctricas con sus excelentes propiedades térmicas. En resumen, la Tabla 3.4 muestra un análisis comparativo entre los distintos tipos de materiales aislantes. Tabla 3.4. Comparación entre los diferentes tipos de dieléctricos Aire SF6 Sólidos Líquidos Constante dieléctrica 1 1 3-6 2-4 Rigidez dieléctrica (kV/cm) 30 (a 1 bar) 120 (a 4 bar) 200 - 400 240 - Puede f luir - Auto-regenerativo - Abundante - Puede f luir - Auto-regenerativo - Alta rigidez dieléctrica - Excelente extintor de arco en interruptores de potencia - Puede soportar conductores - Alta rigidez dieléctrica - Algunos tipos pueden ser moldeados (epoxy) - Puede f luir - Puede regenerarse o reemplazarse - Puede ser usado como medio de enf riamiento - Baja rigidez dieléctrica - Baja constante dieléctrica - Causa problemas cuando se usa en serie con un aislante sólido o líquido - Los productos de descomposición se consideran tóxicos - La envolvente debe soportar altas presiones y temperaturas - No autoregenerativo - No puede llenar espacios pequeños - Absorbe humedad - Se ve af ectado por impurezas Ventajas Desventajas Fuente: High voltage engineering practice and theory – K. Holtzhausen [84] 76 3.3.4 Temperatura de operación máxima Otro aspecto importante para la aplicación de los materiales aislantes es su temperatura de operación. Los materiales aislantes y equipos eléctricos fallan por diversas causas, una de las más importantes es el envejecimiento térmico (véase el acápite 3.5.3). Entonces, es importante diferenciar los niveles de temperatura que puede soportar un material aislante y así aplicarlo de manera adecuada, por otro lado, se debe señalar que los equipos eléctricos generalmente operan por debajo de su nivel de temperatura máximo, de esta forma se permite prolongar su vida útil. El IEEE clasifica los materiales aislantes según su temperatura máxima, tal como se presenta en la Tabla 3.5. Tabla 3.5. Clasificación de los aislantes según su temperatura de operación máxima Clase térmica Temperatura de operación máxima (°C) Y 90 A 105 E 120 B 130 F 155 H 180 C > 180 Fuente: IEEE 100 [60] 3.3.5 Materiales aislantes polares y no polares Un aislante polar está caracterizado por un desequilibrio permanente de las cargas eléctricas a nivel molecular, al interior de una molécula se genera un torque eléctrico debido a la existencia de dipolos, los mismos poseen dos centros simultáneos de distribución de carga eléctrica, uno positivo y otro negativo, que en presencia de un campo eléctrico externo tienden a girar, orientándose de manera que pierden su rigidez dieléctrica, por ejemplo, se pueden señalar a la molécula de agua y la celulosa. En algunos aislantes polares a ciertas temperaturas y frecuencias existe una libre rotación de los dipolos, en consecuencia, estos materiales tienen mayores pérdidas dieléctricas. Por otro lado, en los aislantes no polares no existe desequilibrio permanente de carga, ya que sus moléculas no pueden ser distorsionadas ante la aplicación de un campo eléctrico, por tanto, no existe la tendencia de giro y tiene menores pérdidas dieléctricas; cualquier variación del factor de pérdidas de un material no polar se produce de forma lenta y 77 progresiva, por ejemplo, se puede citar al aceite mineral, al igual que la mayoría de los hidrocarburos. 3.4 Características y propiedades importantes de los aislantes Los aislantes en general deben tener ciertas características y propiedades que permitan asegurar su correcto desempeño, esencialmente se distinguen las propiedades dieléctricas, propiedades mecánicas y propiedades físico-químicas. Estas propiedades, por lo general, también se constituyen en los parámetros para la evaluación de su condición. En sitio, prácticamente, solo es posible evaluar las propiedades dieléctricas, las propiedades mecánicas y físico-químicas generalmente son evaluadas en laboratorio. Al mismo tiempo, el estudio del modelo capacitivo del aislamiento y la polarización es fundamental para la comprensión de las características dieléctricas. A continuación, se desarrollan estos conceptos. 3.4.1 Modelo capacitivo del aislamiento Es evidente que un capacitor tiene las mismas características que el aislamiento de un equipo eléctrico, pues físicamente un capacitor también consiste de dos electrodos conductivos, a diferente potencial, y separados cierta distancia por un medio dieléctrico. Un capacitor en su forma más simple está construido por dos placas paralelas, tal como se muestra en la Figura 3.3. Terminal a potencial V1 Dieléctrico Placas conductoras Terminal a potencial V2 Figura 3.3. Construcción básica de un capacitor de placas paralelas Por definición, la carga eléctrica (Q) que aparece en las placas del condensador es directamente proporcional al potencial aplicado en bornes (V), la constante de proporcionalidad es justamente la capacitancia (C), es decir: 78 𝑄 = 𝐶𝑉 Físicamente, la capacitancia depende de tres variables básicas, que son: la sección (A), la distancia entre placas (d) y el medio dieléctrico, representado por la permitividad (𝜖). La capacitancia de un capacitor de placas paralelas se define como: 𝐶 =𝜖 𝐴 𝑑 Donde 𝜖 es la constante dieléctrica o permitividad absoluta del material, la permitividad representa la cantidad de energía electrostática que puede ser almacenada por unidad de volumen y por unidad de gradiente de potencial. La permitividad depende del tipo de material aislante y generalmente se expresa como un producto de la permitividad relativa por la permitividad del vacío, tal como se muestra a continuación. 𝜖 = 𝜖𝑟 𝜖 𝑜 A su vez, la constante dieléctrica relativa de un aislante puede definirse como la relación entre la capacitancia de un capacitor construido con un material dieléctrico determinado y la que tendría este mismo capacitor, siendo el dieléctrico reemplazado por el vacío. Es decir: 𝜖𝑟 = 𝐶 𝜖(𝐴/𝑑) = 𝜖𝑜 (𝐴/𝑑) 𝐶𝑜 Un aislante con alta permitividad permite mayor flujo eléctrico a través de sí mismo, que un aislante con menor permitividad, bajo condiciones físicas idénticas. Es notoria la influencia de agua en un aislante, la constante dieléctrica del agua es 81, generalmente cuando un aislante está mojado su constante dieléctrica aumenta junto con su capacitancia, incrementándose las pérdidas dieléctricas, puesto que el agua es un material polar, siendo este un material de pésima calidad, es más, debido a la presencia de agua se presentan otros efectos negativos como la disminución de la rigidez dieléctrica. Entonces, es importante que un material aislante sea lo más homogéneo posible, esto con el propósito de asegurar una permitividad constante a lo largo del material y de esta manera garantizar que el gradiente de potencial sea uniforme. Al mismo tiempo, en un material homogéneo no deberán existir huecos o espacios de aire, de tal forma que se reduzcan al mínimo las descargas parciales. 79 En un capacitor o aislante perfecto, las pérdidas dieléctricas y conductivas son nulas. Es evidente que no existen los aislantes perfectos, por lo que siempre existirán pérdidas de potencia en un dieléctrico real, es decir, siempre habrá un pequeño flujo de corriente de fuga por algún componente conductivo del aislante. 3.4.2 Polarización Los dieléctricos son sustancias en las que todas las partículas están fuertemente ligadas a sus moléculas y átomos. A diferencia de los conductores, en los materiales aislantes los electrones no son libres de moverse cuando están bajo la influencia de un campo eléctrico externo, no obstante, las fuerzas producidas por este campo originan desplazamientos relativos de las cargas de signo opuesto cuya extensión depende de la mayor o menor fuerza con que estén unidas. Este desplazamiento de cargas, producido por el efecto de un campo externo, se conoce como polarización. El comportamiento de un material aislante, respecto a la polarización, puede ser entendida de forma similar al análisis del modelo capacitivo. Al aplicar un campo eléctrico al capacitor los átomos y moléculas del dieléctrico adquieren un momento dipolar que resulta en la creación de carga negativa próxima a la placa positiva y carga positiva próxima a la placa negativa. Independientemente de la naturaleza de un material dieléctrico, sea polar o no polar, el efecto neto en presencia de un campo eléctrico es la polarización. Las moléculas y átomos se distribuyen de tal forma que se comportan como dipolos distribuidos a lo largo del material, este efecto es más pronunciado ante variaciones de frecuencia y temperatura. A su vez, la creación de estos dipolos en el aislante requiere cierta cantidad de energía que es absorbida de los terminales del capacitor generando las pérdidas por polarización, estas pérdidas son generadas debido a los efectos de suspensión y rotación de estos dipolos. Asimismo, la polarización eléctrica de los materiales no tiene origen en una única fuente de polarización, sino en diferentes tipos o mecanismo de polarización, el efecto total será la suma de todos los efectos generados por estos mecanismos. A continuación, se describen los diferentes tipos de polarización. 80 3.4.2.1 Polarización atómica Cuando se aplica un campo eléctrico a un átomo este se distorsiona, los electrones se concentran cerca del extremo positivo del campo, generando la distorsión en la órbita de los electrones y provocando la separación relativa del núcleo. El átomo actúa como un dipolo temporal inducido. Este fenómeno es completamente reversible, es decir, al dejar de aplicar el campo eléctrico el átomo vuelve a su condición original. + + + + + + V Órbita del electrón - + E - + Núcleo - - - - - - Figura 3.4. Fenómeno de polarización atómica en un dieléctrico 3.4.2.2 Polarización iónica Cuando a un material iónico se le aplica un campo eléctrico, las uniones entre iones se deforman elásticamente (véase la Figura 3.5). Por tanto, la carga se redistribuye dentro del material. Los cationes o aniones se acercan o alejan dependiendo de la dirección del campo, estos dipolos pueden modificar las dimensiones generales del material. _ + + E=0 δ- δ+ E (a) (b) Figura 3.5. Polarización iónica: a) Sin campo eléctrico, b) Bajo la aplicación de campo eléctrico 3.4.2.3 Polarización molecular o de orientación dipolar Algunos materiales contienen dipolos naturales, al aplicarles un campo eléctrico los dipolos giran hasta alinearse con el campo aplicado, tal como se muestra en la Figura 3.6. 81 - + + + + + + + + + + + E=0 E (b) (a) Figura 3.6. Polarización de un material polar, en ausencia (a) y presencia (b) de campo eléctrico Un dipolo típico es una molécula de agua, igual a la mostrada en la Figura 3.7, cuando el campo eléctrico cambia de polaridad, la orientación de la molécula de agua cambia 180°, es decir, la molécula cambia de polaridad en razón de la frecuencia del voltaje aplicado. + + + + + + + + + + + H O2 + _ H + - E Figura 3.7. Molécula de agua ante la aplicación de campo eléctrico 3.4.2.4 Polarización interfacial Debido a la presencia de impurezas en los materiales aislantes se pueden desarrollar cargas eléctricas en las interfaces, cuando se tienen dos materiales de distinta naturaleza en contacto; estas cargas se mueven sobre la superficie cuando el material se coloca en un campo eléctrico. La polarización interfacial se manifiesta en los materiales heterogéneos por aplicación de un campo eléctrico alterno, o en general por variación de campo eléctrico. La presencia de humedad, por su alta conductividad, produce un efecto interfacial importante. Este fenómeno genera calentamiento de la aislación con absorción de potencia activa por parte del dieléctrico. La representación más clara de polarización interfacial es la que se manifiesta entre las superficies de papel y aceite. 82 + + + + + - - + + + + + + + + + + - - + ++ + + + + + ++ + - - -- ---- -- - E=0 E (a) (b) + + + + + + + + + + + Figura 3.8. Polarización interfacial entre las superficies de dos materiales heterogéneos 3.4.3 Pérdidas dieléctricas Todos los aislantes sólidos y líquidos tienen cierta cantidad de pérdidas medibles, puesto que no existen los aislantes perfectos. Las pérdidas son usualmente muy pequeñas en los materiales aislantes típicamente utilizados en equipos de potencia. En aislantes gaseosos, como el aire, la medición de las pérdidas dieléctricas no es posible, ya que las pérdidas deberían medirse en el proceso de ionización. Las pérdidas dieléctricas, que corresponden a la pérdida de potencia en sus componentes resistivos o de fuga, producen calor en el aislamiento durante el funcionamiento de los equipos, el calor junto con la humedad y otros factores, causa el deterioro del aislamiento. Además, las pérdidas dieléctricas se incrementan con la temperatura, humedad y descargas parciales, a su vez, pérdidas excesivas son el resultado del deterioro de la aislación o de la contaminación del aislamiento con un dieléctrico pobre como el agua. Cuando las pérdidas dieléctricas se incrementan, la temperatura de la aislación también se incrementa resultando a su vez en mayores pérdidas dieléctricas, este fenómeno es auto perpetuado y continúa hasta la falla del aislamiento. Básicamente, las pérdidas dieléctricas en un aislante son producto de tres causas principales: - Movimiento de partículas conductoras. - Movimiento de iones y electrones. - Efectos de la polarización. 3.4.4 Factor de disipación Al circular una corriente de fuga por un material aislante, se generan pérdidas por calentamiento o por efecto Joule, el factor de disipación, también denominado tangente 83 delta o factor de pérdidas, establece un criterio para determinar estas pérdidas de potencia en los dieléctricos. El diagrama vectorial de un material aislante, bajo la aplicación de tensión alterna, se muestra en la Figura 3.9. 𝐼𝑇 𝐼𝐶 𝐼𝑇 𝛿 90° (a) 𝑉 𝜑 𝐼𝑅 (b) 𝑉 Figura 3.9. Efectos de la tensión AC en un material aislante: a) Ideal, b) Real Donde: 𝑉: 𝐼𝑇: Voltaje AC aplicado al dieléctrico Corriente de fuga total que atraviesa el dieléctrico 𝐼𝐶: Componente capacitivo de la corriente de fuga 𝛿: Ángulo de pérdidas dieléctricas 𝐼𝑅 : 𝜑: Componente resistivo de la corriente de fuga Ángulo de fase El factor de disipación es una propiedad inherente de los materiales aislantes que se define como la tangente del ángulo de pérdidas, es decir, la tangente del ángulo entre el vector de la corriente total y el vector de la corriente capacitiva o como la cotangente del ángulo de fase (𝜑). En el caso ideal, cuando las pérdidas dieléctricas sean nulas, es decir, en el caso más favorable para un dieléctrico, el ángulo de pérdidas debería ser cero (𝛿 = 0°), en consecuencia, el factor de disipación ideal también sería cero (tan 𝛿 = 0), sin embargo, en realidad siempre existirá cierta cantidad de pérdidas en todo material dieléctrico, debido a la corriente de fuga conductiva que circula a través del aislamiento, entonces, el ángulo de pérdidas y el factor de disipación siempre será mayor a cero, entonces, una característica de un buen aislante es un factor de disipación lo más bajo posible. 84 3.4.5 Factor de potencia El factor de potencia del aislamiento está definido como la relación entre la potencia activa o potencia de pérdida (watts) y la potencia aparente aplicada (volt-amperes), o el coseno del ángulo de fase (𝜑) entre la corriente total y la tensión aplicada. Al igual que el factor de disipación, el factor de potencia es una medida de la calidad del aislamiento y representa la energía disipada en el componente resistivo de la corriente de fuga. A menudo el factor de potencia es utilizado en lugar del factor de disipación para expresar la calidad de un material aislante. Idealmente en un aislante perfecto no deberían existir pérdidas, en tal condición el ángulo de fase debería ser 90° (𝜑 = 90°), de tal forma que el factor de potencia sería cero (cos 𝜑 = 0), entonces, en un aislante de buena calidad el factor de potencia deberá ser muy próximo a cero. 3.4.6 Resistencia de aislamiento La resistencia de aislamiento es la resistencia al paso de corriente de fuga que presenta cualquier material aislante. La resistencia de aislamiento es una propiedad medible solamente en corriente continua (DC). La medición de la resistencia de aislamiento se basa simplemente en aplicar la ley de Ohm a un material aislante (𝑅 = 𝑉/𝐼). A pesar de que esta propiedad se entiende fácilmente por la aplicación de la ley de Ohm, en realidad, por el aislamiento circula una corriente con un comportamiento más complejo, esta corriente consiste de dos componentes principales (estos conceptos se desarrollan con mayor detalle en el acápite 6.4.1): - La corriente volumétrica, que fluye al interior del aislamiento, la misma está compuesta por la corriente de carga capacitiva, corriente de absorción dieléctrica y corriente de conducción irreversible. - La corriente superficial, comúnmente llamada corriente de fuga superficial. La corriente que circula por un aislante ideal debería ser cero, o lo que es lo mismo, la resistencia debería ser infinita. Entonces, un buen aislante será aquel que presente un valor de resistencia de aislamiento los más elevado posible. 85 3.4.7 Rigidez dieléctrica Un campo eléctrico da lugar a pequeños desplazamientos de las cargas ligadas en las moléculas del dieléctrico. Si el campo eléctrico es muy intenso, puede arrancar a los electrones de las moléculas, que se aceleraran bajo la acción del campo eléctrico. El dieléctrico puede convertirse en conductor, dando lugar a corrientes elevadas. Este fenómeno se conoce como ruptura dieléctrica (o se dice que ha tenido lugar una descarga eléctrica). La rigidez dieléctrica se define como el máximo gradiente de potencial que puede soportar un material sin que se produzca la ruptura dieléctrica. La rigidez dieléctrica se expresa como la tensión de ruptura o tensión disruptiva dividida por la distancia entre electrodos, es decir: 𝜀 = (𝑉/𝑑)𝑚𝑎𝑥 Además, la rigidez dieléctrica es una propiedad que depende de varios factores, tales como: distancia de separación entre electrodos, distribución del campo eléctrico aplicado, frecuencia, duración de la tensión aplicada, temperatura, contenido de humedad, etc. Del mismo modo, la rigidez dieléctrica puede ser afectada por defectos en los materiales (grietas, cavidades o huecos) y principalmente presencia de partículas conductivas. El fenómeno de ruptura dieléctrica es diferente según el tipo de material aislante, en materiales sólidos se produce como un paso permanente de corriente, en los dieléctricos líquidos y gaseosos el material se “auto regenera” hasta que otro proceso de ruptura ocurra. En particular, las características de ruptura en gases se representan por la curva de Paschen, en la cual la tensión de ruptura se grafica como una función de la presión y la distancia entre electrodos. 3.5 Causas de la degradación del aislamiento El aislamiento de los equipos de potencia es fabricado de diversos materiales, los cuales son seleccionados para soportar los esfuerzos eléctricos, mecánicos, térmicos y ambientales a los cuales será sometido el equipo a lo largo de su vida útil. Por tanto, la vida del aislamiento y en consecuencia la vida de un equipo eléctrico depende de la condición de sus componentes individuales, su interacción y contribución sobre la integridad mecánica y eléctrica del sistema. Asimismo, cabe señalar que la condición y degradación del aislamiento ha sido relacionada históricamente solo con los esfuerzos térmicos, sin 86 embargo, debido a la diversidad de equipos y condiciones de operación, existen otros factores a considerar. A continuación, se describen las principales causas para la degradación y eventual falla del aislamiento. 3.5.1 Esfuerzos mecánicos Los esfuerzos mecánicos pueden ser provocados por transitorios de corriente, por ejemplo, la corriente magnetizante de energización en transformadores (inrush), pues esta corriente puede llegar a ser 10 veces mayor que la corriente nominal, asimismo, la fuerza magnética producida es proporcional al cuadrado de la corriente transitoria, por tanto, el esfuerzo mecánico al que es sometido un equipo puede llegar a ser 100 veces el esfuerzo que soporta en condiciones normales, en el caso de devanados de transformadores se generan esfuerzos axiales y radiales, tal como muestra la Figura 3.10. Figura 3.10. Fuerzas internas en los devanados de un transformador [137] Al mismo tiempo, fallas externas (e. g. contactos accidentales en las redes o líneas eléctricas adyacentes) y los consiguientes cortocircuitos, producen la circulación de altas intensidades de corriente por los conductores de los equipos de subestación, los cuales afectan la integridad de los sistemas de aislamiento. La causa principal de falla de un equipo de potencia como resultado de un cortocircuito no es atribuible solamente al daño térmico directo sobre el aislamiento, sino también a los esfuerzos mecánicos que se producen en sus conductores. Además, el aislamiento está sometido a las vibraciones mecánicas como la expansión y contracción a la frecuencia nominal del sistema, por ejemplo, cuando la corriente es aplicada, las espiras de un devanado de transformador tienden a torcerse, este esfuerzo puede dañar a la celulosa, mucho más si el aislante sólido se encuentra deteriorado. 87 3.5.2 Esfuerzos eléctricos Los equipos de potencia están permanentemente expuestos a esfuerzos eléctricos por su propia naturaleza. La ruptura del aislamiento puede ocurrir cuando la tensión aplicada supera su rigidez dieléctrica, a nivel atómico los electrones se separan del núcleo y en consecuencia se presenta la ruptura física del material, esto puede suceder durante una descarga atmosférica o debido a un transitorio de tensión generado en el sistema eléctrico, por ejemplo, en la Figura 3.11 se presenta un aislador con rastros de descarga superficial. Figura 3.11. Falla por descarga superficial en un aislador [84] Por otro lado, descargas parciales en forma de efecto corona pueden presentarse al exterior de envolventes y cadenas de aisladores; cuando la tensión crítica de flameo es alcanzada, este fenómeno causa la ionización del aire y en consecuencia su ruptura. El efecto corona, por sí mismo, no es dañino para el aislamiento, pero las descargas producen ozono que acelera la oxidación de algunos materiales orgánicos en la superficie de los aislantes, además, otros subproductos de la ionización del aire, tales como el óxido nitroso en combinación con la humedad también se constituyen en factores degradantes de la aislación; por otra parte, los huecos en el interior de los materiales aislantes y/o en la superficie entre dos aislantes provocan la aparición de descargas parciales por la no uniformidad del material, una descarga parcial daña lentamente el aislamiento y eventualmente provoca su degradación. Los esfuerzos eléctricos son más significativos en equipos de alta tensión y/o equipos expuestos a transitorios de voltaje. 88 3.5.3 Esfuerzos térmicos La temperatura a la que un aislamiento opera determina su tiempo de vida, los esfuerzos térmicos son reconocidos como la principal causa para la degradación del aislamiento. La aislación generalmente no falla por alcanzar un valor de temperatura crítico, pero sí por el deterioro gradual en el transcurso del tiempo mientras opera a una temperatura mayor a la especificada. La relación entre el tiempo y la temperatura determina el ritmo al cual la rigidez mecánica de materiales aislantes orgánicos decrece. Posteriormente, una falla eléctrica puede ocurrir debido a la degradación mecánica de los materiales aislantes. Los mecanismos de envejecimiento térmico incluyen: - Pérdida de componentes volátiles del aislamiento, en consecuencia, el material se torna frágil. - Oxidación que conduce a la degradación molecular del aislante, volviendo al material quebradizo. - Degradación por hidrólisis, la humedad reacciona con el aislamiento bajo la influencia de calor, presión y otros factores que causan su deterioro molecular. - Ruptura química de los componentes bajo la formación de productos de descomposición que aportan en la degradación, e. g. ácidos, etc. Asimismo, las propiedades dieléctricas y mecánicas de los materiales aislantes pueden ser influenciadas de distintas maneras y en distintos grados en función de la temperatura y otros esfuerzos térmicos. Los esfuerzos térmicos progresivamente disminuyen la rigidez mecánica, conduciendo finalmente, ante cualquier esfuerzo mecánico, a la ruptura del material aislante y la consecuente descarga eléctrica. La operación de algunos equipos, en particular del transformador, se limita hasta cierto nivel de temperatura debido a los efectos que tiene la temperatura sobre su vida útil. La tasa de degradación del aislamiento, bajo esfuerzos térmicos, aumenta rápidamente con el incremento de temperatura. En este sentido, históricamente se ha relacionado la vida de los materiales aislantes con su temperatura de operación, esta relación está expresada por la ley de Arrhenius-Dakin como: 𝐿𝐻 = 𝐴 𝑒 −𝐸/𝑅𝑇 89 Donde: 𝐿𝐻 : 𝐴: Vida en horas (o tasa de reacción específica) Frecuencia de encuentros moleculares 𝐸: Energía de activación (constante para cada reacción) 𝑇: Temperatura absoluta (K) 𝑅: Constante universal de los gases Básicamente, la relación de Arrhenius-Dakin 7 expresa que mientras mayor sea la temperatura de operación, la vida del aislamiento se reduce más rápidamente. Se puede indicar, de modo aproximado, que la vida de un material aislante disminuirá a la mitad por cada 10°C de incremento sobre su temperatura máxima de operación [122]. En resumen, el tiempo de vida de un material aislante no solamente depende de los materiales utilizados en su construcción, sino también de la efectividad del soporte físico de los aislantes y la severidad de los esfuerzos que tienden a desestabilizarlo. Si bien partes de la estructura aislante pueden haberse vuelto quebradizas bajo la influencia de altas temperaturas, la operación exitosa del equipo podría continuar por años si el aislamiento no es perturbado. 3.5.3.1 Puntos calientes El valor del coeficiente de temperatura de la resistencia térmica de un material aislante es negativo y relativamente alto, en consecuencia, inclusive un incremento mínimo en la temperatura puede provocar una disminución grande de la resistencia de aislamiento. A su vez, la distribución de corrientes sobre un aislador no es uniforme, por tanto, la parte más débil del aislamiento debe conducir más corriente y en consecuencia soportar mayores esfuerzos térmicos; el aislador y las estructuras adyacentes deben disipar el calor tan pronto como sea producido para que la temperatura permanezca estable. Si el calor no es disipado pronto las partes más débiles del aislador se calentarán hasta que ocurra una falla por calentamiento. 7 La ley de Arrhenius-Dakin asume que el envejecimiento debido a esf uerzos operacionales y de distinta naturaleza a la térmica (eléctrica, mecánica y ambiental), tienen poca inf luencia en la vida útil del aislamiento, siendo los esf uerzos térmicos la razón principal para el envejecimiento. 90 3.5.4 Condiciones ambientales Diversos factores ambientales degradan progresivamente los sistemas de aislamiento, por ejemplo: humedad, contaminación, salinidad, polvo, etc. La humedad es conductiva porque contiene impurezas, cuando un aislador absorbe o está cargado de humedad se deterioran sus propiedades aislantes, además, la humedad penetra las grietas y poros del aislamiento externo, especialmente aislamiento envejecido, de tal forma que provee un camino de baja resistencia para las corrientes superficiales, produciéndose en consecuencia descargas eléctricas. Por otro lado, los vapores químicos como ácidos y productos alcalinos, derivados de la industria, atacan directa y permanentemente las superficies aislantes. También, la suciedad y polvo en combinación con humedad pueden crear caminos conductivos y propiciar corrientes de fuga y la consecuente degradación de la aislación y al mismo tiempo la reducción de la habilidad de disipar calor. Entonces, la vida útil de un equipo de potencia es dependiente de diversos agentes de envejecimiento ambientales tales como: oxígeno, humedad, polución, suciedad y otros productos químicos del interior del mismo equipo. En síntesis, el aislamiento de los equipos de potencia se degrada por tres factores principales, los cuales son: esfuerzos térmicos, eléctricos y mecánicos que, a su vez, son intensificados por las condiciones ambientales. A continuación, se sintetizan las causas y proceso de falla de los materiales aislantes [67]: a) Incremento de pérdidas dieléctricas que causan la inestabilidad térmica del material sólido aislante. b) Aparición de descargas parciales en burbujas de aire al interior de aislamientos sólidos e interfaces (superficies de separación) entre aislamientos de distinta naturaleza o estado, tales como: líquido-sólido, líquido-gas, etc. c) Envejecimiento debido a esfuerzos eléctricos, mecánicos y térmicos que ocasionan (a) y (b). d) Contaminación externa depositada que conlleva a la reducción de la capacidad dieléctrica superficial (reducción de la distancia de fuga). e) Cambios químicos a largo plazo debido a la incompatibilidad de materiales y también a (c), que generan productos de descomposición perjudiciales. 91 92 CAPÍTULO IV: DEGRADACIÓN, ENVEJECIMIENTO Y FALLAS 4.1 Introducción Los procesos de degradación y envejecimiento en los diferentes componentes de los equipos eléctricos están determinados por la naturaleza de los materiales con que están fabricados, el tipo de acción que desempeñan y el tipo de esfuerzos a los cuales están sometidos, al mismo tiempo, anomalías en el proceso de diseño y fabricación de los componentes o la inadecuada selección de materiales pueden incidir en la aparición temprana de estos procesos [70], asimismo, todos los equipos están sometidos a una amplia variedad de esfuerzos después de ser puestos en servicio, los cuales causan el deterioro del equipo, reduciendo a futuro su capacidad de soporte. Por tanto, el estudio de los fenómenos de degradación y envejecimiento en equipos de potencia son necesarios para comprender las técnicas de diagnóstico aplicables a estos equipos. En este sentido, a continuación, se describen varios conceptos importantes tales como la vida útil, degradación, envejecimiento y falla de los equipos de potencia, asimismo, se consideran algunas investigaciones sobre la falla de equipos de potencia desarrolladas por diferentes entidades a nivel internacional. 4.2 Vida útil de un equipo Es necesario tener un concepto claro sobre la vida útil de un equipo y cuál es el periodo de vida en el cual se encuentra, de esta manera realizar la planificación adecuada del mantenimiento, considerando que uno de los objetivos principales del mantenimiento es prolongar la vida útil de los equipos. Al respecto, el grupo de trabajo 13.08 del CIGRE [30] describe el ciclo de vida8 completo de un equipo y la relación que tiene con el mantenimiento y pruebas, desde su fabricación, puesta en servicio, a lo largo de su vida útil, hasta que presenta una falla (falla funcional) y debe ser reparado o desechado, dependiendo esta decisión del tipo de equipo y si su reparación es factible, según el diagrama presentado en la Figura 4.1. 8 Si bien este estudio está ref erido al ciclo de vida de interruptores de potencia, es claro que todos los equipos de potencia tienen un comportamiento similar; considerando la disposición de cada equipo para su extensión de vida. 93 La vida útil se define como el periodo en el que un activo o sistema mantiene una confiabilidad constante y relativamente alta (comparada con otros periodos de vida), en la Figura 4.1 la vida útil comprende todo el periodo de servicio (PoS). t = tC t = t0 t = tend PbM (B) PoE PbM (A) PoS Figura 4.1. Definición del ciclo de vida de un equipo [28] Donde: t0: Inicio de la vida del activo – etapa de pruebas de rutina en fábrica tC : Conclusión de la etapa de comisionamiento – tiempo de puesta en servicio tend: Final del ciclo de vida, reciclaje de ciertos componentes (como reserva para otros equipos) y desechando el resto del equipo PoE: Periodo de montaje PbM 9: Periodo entre mantenimientos PoS: Periodo de servicio – pudiendo extenderse después de una reparación intensa o reacondicionamiento hasta tend Acciones en el ciclo de vida: ∇ ● Mantenimiento nivel A (inspecciones con el equipo en servicio) Mantenimiento nivel B (pruebas con el equipo en servicio o con tiempos fuera de servicio planificados y cortos) ∗ Mantenimiento nivel C (reparaciones intensas con periodos de tiempo fuera de servicio largos, pudiendo ser una opción el reemplazo del equipo) Al respecto, se ha demostrado que los equipos de potencia son altamente confiables y tienen una vida útil prolongada; la experiencia a nivel mundial señala que la vida útil de interruptores de potencia está entre 25 y 40 años [30], de transformadores de potencia 9 Los periodos entre mantenimientos no necesariamente deben ser idénticos, por ejemplo, en un programa de mantenimiento predictivo la f recuencia de las pruebas varía de acuerdo al periodo de desarrollo de la f alla (intervalo P-F), véase el acápite 5.3.3.3. 94 próxima a los 40 años [122], de transformadores de instrumentación cerca de los 25 años [31] y de pararrayos entre 25 y 30 años [139], sin embargo, equipos con mayor y menor tiempo de vida útil pueden ser fácilmente identificados. Asimismo, debe señalarse que mientras un equipo eléctrico envejece su aislamiento pierde sus características mecánicas y eléctricas, hasta caer fuera de los criterios de diseño, al ocurrir esto, el aislamiento pierde su capacidad para soportar los esfuerzos operacionales, disminuyendo así su confiabilidad. En algún momento, la confiabilidad disminuye tanto que se debe programar un reemplazo planificado antes de esperar a que el equipo falle y cause la indisponibilidad del servicio [89]. Uno de los aspectos más importantes en el ciclo de vida de un equipo es la decisión sobre el instante en que el equipo deja de ser confiable para su funcionamiento y el momento conveniente para sacarlo de servicio antes de que falle, siendo una opción la operación hacia falla, viable en algunos casos, siempre y cuando sea debidamente justificada. Es claro que un activo llega al final de su vida operacional confiable antes de que finalmente falle y deje de cumplir su función requerida. Por tanto, se necesitan criterios y técnicas que permitan identificar la condición de un equipo, principalmente la condición de su aislamiento, y contribuyan en la toma de decisiones sobre el final de su vida útil. 4.3 Envejecimiento y degradación En la industria eléctrica la mayoría de los equipos operan bajo servicio continuo, cualquier activo físico o componente que cumple una determinada función está sujeto a una amplia variedad de esfuerzos durante su operación. Los esfuerzos físicos (térmicos, mecánicos y eléctricos) van deteriorando al equipo de forma gradual, hasta un punto de falla debido a la degradación normal, y por otra parte debido al deterioro causado por eventos anormales, tales como cortocircuitos y sobretensiones, que muchas veces pueden ser bruscos y tener mayores efectos sobre la condición del activo, este proceso se denomina “proceso de envejecimiento”. El envejecimiento de los equipos eléctricos puede clasificarse en cuatro tipos, los cuales se describen en la Tabla 4.1. 95 Tabla 4.1. Categorías de envejecimiento del equipo y su impacto Categoría Significado e impacto Edad cronológica (EC) Degradación a partir de la construcción. Todos los materiales se deterioran durante el transcurso del tiempo debido a causas naturales asociadas directamente a su edad. Estrés acumulativo en servicio (EAS) Ef ectos acumulativos en el tiempo desde que la unidad es energizada debido a esf uerzos que debe soportar cuando se encuentra en operación, sean estos mecánicos, eléctricos o térmicos. Estrés debido a eventos anormales (EEA) Los impactos acumulativos causados por acontecimientos severos que están f uera de las condiciones normales de operación. Por ejemplo, golpes generados por un transporte def iciente, corrientes de cortocircuito superiores a las de diseño, etc. Obsolescencia técnica Los equipos de control, protección y comunicación, principalmente, envejecen al volverse obsoletos e incompatibles en su relación con sistemas y equipos nuevos. Fuente: Maintenance optimization for substations with aging equipment – H. Ge [54] El envejecimiento es el resultado de varios procesos naturales en el transcurso del tiempo, tal como se presenta en la Tabla 4.2, en la cual se señalan los tipos de degradación y su efecto en el envejecimiento de los equipos de subestación. También, la degradación puede clasificarse según la naturaleza de sus causas, pudiendo ser ambientales u operacionales. El envejecimiento por causas ambientales se desarrolla continuamente en el medio donde se encuentra el activo, sea que esté o no en operación; por ejemplo, algunos agentes ambientales que aportan en la degradación de los equipos de potencia son: temperatura, vibración, radiación, humedad, clima y polución. Los pararrayos, bushings y por lo general el aislamiento externo de varios equipos de subestación, son elementos que deben soportar los esfuerzos provocados por agentes ambientales, tales como depósitos naturales del rocío del alba, niebla con salitre en áreas costeras, humedad, contaminación urbana y contaminación industrial (e. g. industria cementera), etc., estos eventos tienen como consecuencia descargas parciales, arcos sobre las superficies contaminadas, pérdida de energía y subestaciones ruidosas. Por otro lado, se puede citar a los interruptores como equipos que envejecen principalmente por causas operacionales, puesto que las operaciones de apertura y cierre desgastan sus elementos mecánicos y eléctricos, por ejemplo, es por esta razón que los interruptores de potencia para bancos de capacitores son más robustos, pues están diseñados para soportar mayores esfuerzos y mayor cantidad de operaciones a lo largo de su vida útil. 96 Tabla 4.2. Tipos de degradación y su impacto en el envejecimiento Tipo de degradación Causados por EC EAS Descripción EEA Corrosión X X X Descomposición química o una combinación entre oxígeno y otros elementos ambientales que af ectan gradualmente los materiales al punto de perder sus cualidades mecánicas y eléctricas Deterioro del dieléctrico X X X Mecanismos que conllevan la pérdida de la resistencia dieléctrica ante cualquier esf uerzo Encogimiento y endurecimiento X Desgaste mecánico Ingreso o absorción de humedad X X Los sellos y/o empaques de goma, papel y materiales sintéticos se endurecen y encogen con la edad, perdiendo su habilidad de soportar presión e impedir el ingreso de humedad X Los componentes mecánicos pierden su tolerancia y disminuyen su capacidad de mantener unidas o acopladas piezas que originalmente estaban correctamente unidas X El agua es gradualmente absorbida por los materiales, deteriorando así sus propiedades (resistentes) mecánicas y dieléctricas Fuente: Maintenance optimization for substations with aging equipment – H. Ge [54] Entonces, el envejecimiento y/o degradación de los equipos eléctricos, no están asociados solamente a su edad, sino también a todos los eventos normales y anormales que suceden en cada equipo cuando se encuentra en operación o fuera de servicio. Al respecto, la norma NFPA 70B señala que la degradación del equipo eléctrico es normal, pero la falla de los equipos puede evitarse. Tan pronto como el equipo nuevo es instalado, el proceso de envejecimiento empieza, sin control, el proceso de degradación puede causar el funcionamiento defectuoso o la falla (funcional) del activo [63].10 Por tanto, deben emplearse técnicas que permitan controlar e identificar el grado de deterioro de los equipos y así conservar las funciones para las cuales fueron originalmente diseñados e instalados. 10 Debe aclararse que, si bien existen muchos modos de f alla que pueden ser detectados mediante inspecciones, pruebas y/o monitoreo, existen otros modos de f alla que no pueden detectarse o al menos su detección solo es posible poco tiempo antes de que se presenten, siendo esta una de las razones para la implementación de los sistemas de protección, pues estos sistemas también tienen la f unción de aislar los componentes en f alla y así disminuir las consecuencias de las f allas. 97 4.4 Falla de los equipos de potencia El efecto principal de la degradación y envejecimiento de un equipo, o parte del mismo, es que en algún momento el equipo dejará de cumplir las funciones por las cuales fue instalado, siendo este evento conocido como falla; la norma IEEE 493 [62] define una falla como la terminación de la habilidad de un componente o sistema para desempeñar su función requerida. Sin embargo, el concepto de falla no necesariamente implica la falla física (e. g. desgaste, fractura, ruptura, etc.) del equipo o componente, pues este concepto está estrechamente relacionado con la definición de sus funciones11. Por otro lado, el CIGRE en la referencia [33] define una falla como cualquier situación que requiera retirar del servicio un equipo para su investigación, reparación o reemplazo. Asimismo, las fallas se distinguen en mayores y menores, una falla mayor o falla funcional será la que causa la cesación de una o más de las funciones fundamentales del activo, o que resultará en la indisponibilidad de la función requerida, y una falla menor, falla potencial o defecto, será cualquier inconformidad con la condición normal que requiera alguna acción investigativa o correctiva. El modelo básico de falla12 propuesto por el grupo de trabajo 12.18 del CIGRE [28], señala que hay un número de parámetros o funciones clave que determinan el desempeño del activo, por ejemplo, pueden citarse la rigidez dieléctrica y la resistencia mecánica, y que una falla ocurre cuando la capacidad resistente (soportabilidad) del equipo, respecto a una de estas propiedades clave, es excedida por los esfuerzos operacionales (solicitaciones), tal como se puede observar en la Figura 4.2. Las capacidades resistentes a los diversos esfuerzos decrecen de forma natural en el transcurso del tiempo, debido a diversos factores en el proceso de envejecimiento, tales como la edad cronológica, esfuerzos operacionales y eventos anormales. También, pueden distinguirse los procesos reversibles (defectos o fallas potenciales) y los procesos irreversibles (fallas funcionales). Idealmente, la presencia de defectos o fallas potenciales puede ser detectada, antes de que evolucionen en fallas funcionales, mediante inspecciones, técnicas de monitoreo y pruebas de diagnóstico. 11 12 En el acápite 5.2 se describe con mayor detalle el concepto de f unción. El modelo es para transf ormadores, pero se considera aplicable a cualquier equipo de potencia. 98 Condición Esfuerzos/estrés Margen de seguridad Nivel crítico Extensión de la vida Contaminación, envejecimiento Acción correctiva Condición normal Condición defectuosa Hacia falla En falla Tiempo Figura 4.2. Curva de la condición de un activo en su ciclo de vida [28] Es poco práctico cuantificar la soportabilidad y los esfuerzos operacionales de los equipos, sin embargo, puede realizarse una valoración cualitativa de su salud, normalmente denominada condición. A continuación, se presenta la clasificación de la posible condición (señalada en la Figura 4.2) y la acción requerida en cada caso: - Condición normal. - Estado de un equipo nuevo o envejecido normalmente en servicio 13 . No existen problemas obvios, ni evidencias de degradación, no se requieren acciones correctivas. - Condición defectuosa. - Estado anormal, atribuido principalmente a fenómenos reversibles que no hayan afectado permanentemente las propiedades resistentes de los materiales. Sin impacto significativo en la confiabilidad a corto plazo, pero la vida del activo podría verse negativamente afectada en el largo plazo a menos que se efectúen acciones correctivas. - Hacia falla. - Estado o condición de un equipo que ha experimentado procesos irreversibles en alguna de sus propiedades fundamentales, lo cual compromete su expectativa de vida a corto plazo. Puede permanecer en servicio, pero es probable que se reduzca la confiabilidad, además, puede o no ser posible mejorar su condición mediante acciones correctivas. 13 La condición de envejecimiento normal es aceptable, pero no necesariamente libre de def ectos. 99 - En falla. - Condición en la que un activo no puede permanecer en servicio, son necesarias acciones correctivas antes de devolverlo al servicio, podría ser más costo-efectivo el reemplazo del equipo completo. La operación de un equipo en la condición “hacia falla” puede ser aceptada, siempre y cuando sea una decisión fundamentada, considerando que las reparaciones y mejoras en el diseño original o reacondicionamiento no necesariamente mejoran la confiabilidad. Asimismo, existen equipos que pueden repararse (e. g. transformadores e interruptores), pues están conformados por subsistemas que pueden ser separados para su reparación o reemplazo, mientras que existen equipos sin elementos desacoplables y que están permanentemente sellados (e. g. ITs y pararrayos), siendo más costo-efectivo el reemplazo del equipo completo en vez de su reacondicionamiento o reparación. Las tareas de reacondicionamiento o renovación se realizan a fin de extender la vida útil de los equipos, estas tareas implican reparaciones internas intensivas que requieren al equipo fuera de servicio durante periodos de tiempo prolongados, la ejecución de tareas de reacondicionamiento dependerá de los costos y la logística para la reparación, requerimientos legales y ambientales, mantenibilidad del equipo y consideraciones sobre la confiabilidad, ya que un equipo reparado, posiblemente con técnicas de ingeniería nuevas y diferentes a las de fábrica, tendrá una disminución en su nivel de confiabilidad y posiblemente se pierdan las garantías de fábrica. 4.4.1 Probabilidad y patrones de falla El análisis de la confiabilidad de cualquier activo se fundamenta en diversos parámetros probabilísticos relacionados con la incidencia de fallas. Para el estudio de la confiabilidad se requiere una población representativa del activo particular a ser analizado, este análisis recurre a modelos matemáticos y probabilísticos, entre ellos las funciones de densidad de falla, distribución acumulativa de falla e índice de falla o función de riesgo. Puede decirse que la curva más importante es el índice de falla, pues esta curva representa el patrón o característica de falla de un activo a lo largo de su vida e indica el tipo de mantenimiento que el activo requiere. Para mayor información sobre estos métodos probabilísticos puede recurrirse a la referencia [62]. Los patrones de falla o característica de falla representan el desarrollo y probabilidad de falla de un activo en el transcurso del tiempo, siendo que las fallas pueden ocurrir de manera 100 progresiva o imprevista; los principales patrones de falla como función del índice de falla se presentan en la Figura 4.3. λ(t) λ(t) CURVA DE LA BAÑERA CONSTANTE (SUPERVIVENCIA EXPONENCIAL) t t (a) λ(t) (b) λ(t) CURVA DE DESGASTE CONSTANTE CON MORTALIDAD INFANTIL INVERSA t t (c) λ(t) (d) λ(t) INCREMENTO GRADUAL MORTALIDAD INFANTIL t t (e) (f) Figura 4.3. Patrones de falla, edad (t) versus índice o probabilidad de falla λ(t) Si bien el pensamiento clásico sostiene que la probabilidad de falla de un activo está relacionada directamente con su edad y que todos los activos se comportan de acuerdo con el patrón de la curva de la bañera, no todos los activos tienen el mismo comportamiento, estudios recientes sobre frecuencia y probabilidad de falla de equipos de potencia muestran que los mismos pueden tener un comportamiento diferente, los patrones de falla dependen de diversos factores y son distintos según el tipo de equipo. A continuación, se explican los patrones de falla mostrados: a) Curva de la bañera. - El índice de falla es relativamente alto en el periodo de puesta en servicio, se reduce a un nivel constante a lo largo de su vida y finalmente se incrementa cuando el activo se degrada en función de su edad. b) Curva constante. - El índice de falla es prácticamente invariable a lo largo de la vida del equipo, la falla ocurre de forma aleatoria y no se puede predecir mediante análisis probabilísticos. 101 c) Curva de desgaste. - Este patrón de falla es reconocido durante el envejecimiento, resulta de distintos procesos de degradación como: corrosión, fricción y edad. El índice de falla en principio es constante y se incrementa en función de la edad del equipo. d) Constante con mortalidad inversa. - Esta curva muestra un incremento rápido del índice de falla, desde un valor bajo al inicio de su vida debido a la condición nueva del equipo hasta presentar un nivel constante de índice de falla. e) Curva con incremento gradual. - Este patrón de falla muestra un índice de falla directamente proporcional a la edad del activo. f) Mortalidad infantil. - Este tipo de característica es considerada alta en la etapa de puesta en servicio. El índice de falla es relativamente alto al principio debido a los defectos en la fabricación y componentes, bajo control de calidad, etc. Los patrones que muestran un incremento del índice de fallas o reducción de la confiabilidad en función de la edad son las curvas de la columna izquierda de la Figura 4.3, las mismas pueden ser pronosticadas y por tanto prevenidas por tareas de mantenimiento preventivo y predictivo. Los otros tipos de patrones de falla, los de la columna derecha de la Figura 4.3, no tienen relación directa con la edad del activo, en este caso la edad no es la variable más relevante para la determinación de la confiabilidad, las fallas relacionadas con este tipo de comportamiento no pueden ser pronosticadas, por tanto, para prevenir estas fallas se debe implementar un plan de mantenimiento correctivo para minimizar las consecuencias de las fallas. Por otro lado, a pesar de los esfuerzos por determinar el comportamiento y tiempo de falla de los activos debe considerarse que estos métodos solamente son probabilísticos y por tal razón, es mejor considerar que una falla puede ocurrir en cualquier momento, al respecto, debe señalarse lo siguiente: “ante la ausencia de cualquier evidencia en contra, es más conservador desarrollar estrategias de mantenimiento que suponen que cualquier falla puede ocurrir en cualquier momento (es decir aleatoriamente) y no suponer que solamente ocurrirá después de un cierto período de tiempo en servicio” [80]. 4.4.2 Investigación sobre fallas en equipos de potencia La información respecto a la experiencia en la gestión de equipos de potencia en servicio, principalmente aquella relacionada con los defectos y fallas producidas en operación, es beneficiosa para los fabricantes de los equipos de potencia, puesto que contribuye en el 102 mejoramiento del diseño. Además, esta información contribuye significativamente a las compañías eléctricas, durante la adquisición de equipos nuevos y en la organización del mantenimiento, básicamente esta información permite identificar las áreas donde deben enfocarse las actividades del mantenimiento. En ese sentido, el CIGRE ha sido una de las principales instituciones dedicadas a la recolección, análisis y publicación de datos confiables sobre fallas en equipos de potencia. A continuación, se presentan algunas investigaciones sobre las fallas en equipos de potencia. 4.4.2.1 Fallas en transformadores de potencia El grupo de trabajo 12.05 del CIGRE realizó una encuesta a nivel internacional en 13 países, durante la década comprendida entre 1968 y 1978, acerca de las fallas presentadas en transformadores de potencia, el cual, entre sus conclusiones más importantes, expuso que el componente donde se originaron mayor cantidad de fallas fue el cambiador de tomas (41%), seguido de los devanados (19%) y bushings (12%), tal como señala la Figura 4.4; para mayor detalle véase la referencia [27]. Tanque/fluido13% Bushings 12% Circuito magnético 3% Accesorios 12% Devanados 19% Cambiador de tomas 41% Figura 4.4. Fallas con salidas forzosas y programadas, unidades con OLTC [27] De forma similar, el estudio realizado por el Subcomité de Confiabilidad de Sistemas de Potencia del IEEE publicado el año 1979, presentado con mayor detalle en la referencia [61], señala que el elemento más propenso a fallar en transformadores es el sistema de 103 aislamiento, observándose que el 29% de las fallas registradas en este estudio fueron originadas en el aislamiento de devanados y 14% en los bushings (véase la Figura 4.5). Perturbaciones por sobretensiones transitorias 14% Falla de aislación en los devanados 29% Otros 19% Falla de aislación en los bushings 14% Conexiones sueltas 7% Avería de relés, dispositivos auxiliares o de control 5% Otras fallas de aislación 5% Desgaste o deformaciones en partes estructurales 7% Figura 4.5. Origen de fallas en transformadores de potencia [61] En este sentido, la gestión de transformadores debe orientarse en varios componentes y subsistemas del transformador, principalmente en los cambiadores de tomas, devanados y bushings. Los devanados fallan principalmente porque el aislamiento sólido se degrada (véase el acápite 2.3.2.3), mientras que las fallas en cambiadores de toma son provocadas por el movimiento de sus contactos y su des-alineamiento, diseño defectuoso, excesivo número de tomas, fallas mecánicas y desgaste de sus contactos debido a las altas temperaturas de los arcos provocados en su propia operación. Por otro lado, los bushings son componentes sujetos a elevados esfuerzos dieléctricos y térmicos, los cuales fallan cuando la corriente encuentra un camino a tierra a través de la superficie externa del aislamiento y cuando la corriente encuentra un camino interno a tierra debido a la falla de una de sus láminas capacitivas, el primer modo de falla ocurre debido a la contaminación causada por factores ambientales, el segundo modo de falla se debe a algún tipo de fatiga eléctrica o mecánica de los materiales [89]. Asimismo, la industria manifiesta que alrededor del 90% de las fallas prevenibles en bushings son causadas por 104 el ingreso de humedad a través de sellos en mal estado. Las descargas superficiales son causadas por depósitos de suciedad, particularmente en áreas con alto contenido de contaminantes (e. g. sales y arenas conductivas), los cuales contribuyen a los esfuerzos eléctricos debido a la inadecuada distribución de campo eléctrico. 4.4.2.2 Fallas en interruptores de potencia En relación con las fallas en interruptores, el grupo de trabajo 13.06 del CIGRE, en la referencia [29], realizó dos encuestas a nivel mundial al respecto, con la participación de 20 países, la segunda publicada el año 1994. Entre las conclusiones más importantes de este estudio se identificó que el 44,0% de las fallas mayores y el 39,4% de las fallas menores estuvieron relacionadas con el mecanismo de operación de los interruptores, la Figura 4.6 muestra estos resultados y las diferencias con la primera encuesta realizada. 39,60% Integridad del sistema de gas SF6 (*) 2a encuesta (fallas menores) 7,20% 1a encuesta (fallas menores) 10,20% 11,70% 24,50% 19,10% Eléctricas (circuito auxiliar y de control) 2a encuesta (fallas mayores) 0,90% 2,70% 13,90% 10,60% Eléctricas (circuito principal) 1a encuesta (fallas mayores) 9,90% 85,60% Mecánicas (en otros elementos) 10,40% 70,30% 39,40% Mecánicas (mecanismo de operación)(*) 44% 0% 20% 40% 60% 80% 100% Figura 4.6. Fallas en interruptores de potencia14 [29] Asimismo, en este estudio se observó que el 7,2% de las fallas mayores y 39,6% de las fallas menores fueron originadas por fugas de gas SF 6 o defectos de ajuste del sistema de 14 (*) Los modos de f alla indicados no f ueron especif icados en la primera encuesta del CIGRE. 105 gas, este índice disminuyó en el transcurso del tiempo por la mejora en el diseño y en este caso en particular por la disminución de componentes, además, el 13,9% de las fallas reportadas fueron originadas en el circuito principal, básicamente fueron problemas asociados con la cámara de interrupción, contactos (principales y de arco) y aislamiento, también, se identificaron fallas eléctricas del circuito de control y circuito auxiliar. Al respecto, se observa que las fallas se produjeron principalmente en elementos dinámicos, por tanto, las pruebas y diagnóstico deben enfocarse en el sistema dinámico de los interruptores, sin dejar de lado la evaluación de la condición de los contactos principales, contactos de arco y del sistema dieléctrico. 4.4.2.3 Fallas en transformadores de instrumentación El grupo de trabajo A3.06 del CIGRE, en la referencia [35], durante los años 2004 al 2007 efectuó una encuesta a nivel mundial sobre las fallas en servicio de equipos de alta tensión con voltajes superiores a 60 kV, esta encuesta se basó en la información provista por compañías de 24 países; en esta encuesta se incluyeron datos de 500.000 transformadores de instrumentación (ITs), siendo parte de los resultados de este estudio los presentados en la Tabla 4.3, la cual muestra el porcentaje de fallas mayores según el componente de origen de la falla; como se puede observar el mayor número de fallas reportadas fueron originadas en el aislamiento interno, asimismo, puede apreciarse que las fallas en su mayoría se manifestaron en alguna parte del sistema aislante. Tabla 4.3. Fallas reportadas según el componente de origen Componente de origen Aislamiento principal interno (aceite, papel, SF6, resina, etc.) Fallas mayores (%) 39 Devanados secundarios 8 Tanque y terminales primarias 8 Aislador envolvente (porcelana, resina, etc.) 6 Sellos (empaques, o-rings) 6 Capacitores en CVTs 6 Fuente: CIGRE [35] Estudios anteriores del CIGRE [32], señalan que la mayoría de las fallas en ITs están asociadas al diseño y a los esfuerzos provocados por transitorios de tensión, y en el caso particular de VTs se reportaron fallas por ferroresonancia. Es evidente que estos fenómenos inciden directamente sobre el aislamiento y las características magnéticas. 106 4.4.2.4 Fallas en pararrayos Existen ligeras diferencias entre los diversos estudios sobre fallas en pararrayos, debido a la variedad de sistemas, la frecuencia de descargas atmosféricas, tipo de aplicación y otros factores, sin embargo, los resultados en la mayoría de estos estudios muestran un patrón de fallas similar, observándose que la penetración de humedad y la contaminación son las principales causas de falla. 100% 80% 60% 40% 20% 0% Ingreso de humedad (85,6%) Sobretensiones (5,9%) Contaminación Aplicación errónea (4,5%) (2,5%) Desconocido (1,5%) Figura 4.7. Causa de fallas en pararrayos de carburo de silicio [46] De acuerdo a un estudio publicado por el IEEE [46] sobre 250 fallas en pararrayos de carburo de silicio de un sistema de potencia, se verificó que la principal causa de falla en pararrayos es el ingreso de humedad, y en menor proporción fallas causadas por sobretensiones, contaminación y aplicación errónea (véase la Figura 4.7). Estudios similares sobre fallas revelaron que en su mayoría los pararrayos de carburo de silicio con más de 13 años en servicio presentan varios problemas asociados al ingreso de humedad y envejecimiento, el riesgo de falla en estos pararrayos es considerable. En consecuencia, la industria recomienda reemplazar los pararrayos de SiC que tengan más de 13 años en servicio por pararrayos de óxido metálico [83]. En pararrayos de óxido metálico también es evidente que la principal causa de falla es el ingreso de humedad. El ingreso de humedad degrada los elementos no lineales y a su vez destruye las propiedades aislantes asociadas a los mismos, eventualmente conduciendo a la falla de los resistores y en consecuencia a la falla del pararrayos mismo. Si bien los esfuerzos externos no son parte de este proceso, hay evidencias del incremento de fallas asociadas a sobretensiones temporarias. Asimismo, la presencia de contaminantes externos contribuye en la degradación del pararrayos, puesto que puede provocar tres efectos principales, los cuales son: riesgo de descargas superficiales, riesgo de descargas 107 parciales internas en conjunto con la degradación de los bloques de óxido de zinc y calentamiento de la parte activa del pararrayos, al mismo tiempo la contaminación (sales, elementos metálicos, etc.) presente en ambientes tales como cementeras, áreas costeras, mineras, etc., podría crear una trayectoria conductiva, generando así esfuerzos adicionales debido a la inadecuada distribución de campo eléctrico sobre el pararrayos. Un análisis completo sobre los factores de envejecimiento en pararrayos puede encontrarse en la referencia [36]. 4.4.2.5 Fallas en seccionadores La experiencia muestra que los seccionadores tienen un bajo índice de falla, puesto que la mayoría de sus componentes son mecánicos y son relativamente simples de reparar, al mismo tiempo, se observa que el índice de falla en aisladores soporte también es bajo comparado con equipos construidos de forma similar, tales como: bushings, transformadores de instrumentación, interruptores de tanque vivo, etc. Campo magnético Campo magnético (a) (b) Figura 4.8. Dirección del campo magnético: a) Aislador soporte, b) Bushing [89] La razón del bajo índice de falla puede deberse a que los aisladores soporte son sometidos a esfuerzos menores, por ejemplo, en la referencia [89] se menciona que una de las razones para la falla en bushings es la contaminación por partículas metálicas, ya que el campo magnético se establece alrededor de la estructura aislante y atrae las partículas metálicas, sin embargo, no ocurre lo mismo en aisladores soporte debido a la dirección del campo magnético (véase la Figura 4.8). De todas maneras, es importante conocer la condición de los soportes aislantes, puesto que estos tienen la función de aislar de tierra los contactos que se encuentran al potencial del sistema. También, es esencial conocer la condición de los contactos, puesto que varios defectos, tales como el des-alineamiento, el desgaste, mal ajuste y otros, pueden provocar el sobrecalentamiento y falla del circuito eléctrico. 108 4.4.2.6 Conclusión acerca de las investigaciones sobre fallas La mayoría de los estudios sobre fallas en equipos de patio presentan una característica en común, la cual es el alto índice de fallas registradas en algún componente aislante, asimismo, debe considerarse que en dispositivos tales como interruptores de potencia de tanque vivo, transformadores de instrumentación, pararrayos, seccionadores y bushings, se tienen características constructivas similares en el diseño del aislamiento externo o envolvente, estando estos componentes sujetos a estreses similares. Por tanto, debe considerarse como factor principal en el diagnóstico la determinación de la condición del aislamiento de los equipos de subestación, en las distintas etapas de su vida operativa y así poder efectuar las acciones necesarias para conservar el activo en condiciones adecuadas para su funcionamiento. Así también, un porcentaje importante de fallas en transformadores e interruptores de potencia es causado por algún tipo de desgaste y envejecimiento de sus componentes mecánicos. Entonces, también es necesario evaluar los parámetros mecánicos de estos equipos, principalmente el OLTC en transformadores y el mecanismo de operación y otros elementos dinámicos en interruptores de potencia. También, debe tenerse presente que las técnicas de diagnóstico están evolucionando constantemente, siendo posible en la actualidad diagnosticar modos de falla que hace algunas décadas no podían detectarse. 4.4.3 Consecuencias de las fallas Las fallas pueden tener graves consecuencias sobre los activos, personal, procesos o sobre la misma compañía propietaria de tales activos, puesto que una falla no significa solamente la pérdida de la función de un activo, sino que puede implicar la indisponibilidad de las funciones de toda la instalación, además, puede tener efectos directos como pérdidas de producción y daño colateral a personas y otros equipos asociados, y por otro lado consecuencias indirectas, tales como efectos en la opinión pública e inclusive sobre la confianza del personal. Las consecuencias de las fallas pueden clasificarse en: consecuencias sobre la seguridad y ambiente, consecuencias operacionales y consecuencias no operacionales, las cuales se describen con mayor detalle a continuación. 109 4.4.3.1 Consecuencias en la seguridad y ambiente Las fallas tienen consecuencias en la seguridad cuando directa o indirectamente pueden herir o provocar la muerte de una persona, ya sean trabajadores, clientes o personas externas. Por otro lado, una falla puede tener consecuencias ambientales, cuando exista el riesgo de infringir normas ambientales nacionales o internacionales, que al mismo tiempo podría tener graves impactos en la sociedad. 4.4.3.2 Consecuencias operacionales Son fallas que tienen efectos perjudiciales directos en la capacidad de operación o producción de un sistema. Las interrupciones prolongadas de servicio de energía eléctrica tienen costos elevados debido a la energía no vendida, ya sea a una compañía de transmisión o distribución de energía eléctrica, en el caso de empresas de generación, o a consumidores industriales en el caso de compañías distribuidoras, además de pérdidas económicas causadas por multas por parte de entidades reguladoras, en razón de la indisponibilidad de servicio. 4.4.3.3 Consecuencias no operacionales Cuando una falla no tiene efectos perjudiciales directos sobre la seguridad, ambiente, sociedad o capacidad operacional. Las únicas consecuencias asociadas a estas fallas son los costos directos relacionados con la reparación, reacondicionamiento o reemplazo de un activo, que pueden ser actividades planificadas. 4.4.4 Proceso de envejecimiento y falla En la Figura 4.9, a modo de ejemplo, se muestra el proceso de envejecimiento y falla de un transformador, este caso se presenta en la referencia [122]. El transformador analizado falló como consecuencia de una descarga de alta intensidad, la cual inició probablemente debido a la presencia de descargas parciales, convirtiéndose en una descarga de baja intensidad entre espiras, siendo esta condición relativamente difícil de identificar. Posteriormente, este defecto continuó dañando el aislamiento, por el incremento de temperatura principalmente, al grado de manifestar una descarga de alta intensidad entre fase y tierra, teniendo finalmente graves consecuencias. Nótese el progreso de una falla incipiente desarrollada al punto de generar una falla funcional, asimismo, durante alguna etapa esta condición podría haber sido detectada por la aplicación de técnicas de diagnóstico. 110 1. Inicio probable 3. Tercer escenario Al OLTC Cortocircuito espira-espira (22V) Muy bajo impacto en servicio Devanado 2. Segundo escenario Movimiento del devanado Cortocircuito entre bobinas (330 V). Impacto significativo en operación 4. Cuarto escenario Al OLTC Devanado - Iniciado por el cortocircuito - Causa el sobrecalentamiento en devanados - El conductor y material aislante se deterioran, se genera el movimiento del devanado y se incrementan los esfuerzos eléctricos Cambiador de tomas Falla a tierra sobre la pared del tanque 1 2 3 4 5 Núcleo (superior) 6 7 Núcleo (inferior) Devanado Inicio de la falla Burbujas de gas Nivel normal de aceite Nivel superior del tanque Presión de aceite sobre los empaques Ruptura del tanque Explosión e incendio Devanados Figura 4.9. Falla de un transformador: a), b) Inicio y desarrollo, c) Explosión e incendio [122] 111 112 CAPÍTULO V: MANTENIMIENTO 5.1 Introducción Los equipos de subestación demandan altos niveles de mantenimiento, no solamente en términos de cantidad sino calidad, que garanticen la disponibilidad de los mismos y la disponibilidad de la instalación en su conjunto, en razón de las exigencias del mercado, de entidades reguladoras y las impuestas por la misma empresa que las emplea. También, se observa que en las últimas décadas se produjeron cambios regulatorios en la estructura política y económica del mercado eléctrico, que obligan a los operadores del sistema eléctrico de potencia (generadoras, transmisoras y distribuidoras) a asegurar alta disponibilidad y confiabilidad del servicio de energía eléctrica y simultáneamente reducir sus propios costos operacionales. Estos requerimientos pueden ser alcanzados por la optimización de las actividades de mantenimiento y la aplicación de sistemas más confiables. Como se estudió en el capítulo anterior, los equipos eléctricos de potencia son susceptibles a diversos mecanismos de degradación, envejecimiento y posterior falla, el propósito general de un programa de mantenimiento es disminuirlos, eliminarlos y/o mitigar sus efectos. En este sentido, a lo largo de la historia se han desarrollado varias técnicas y/o filosofías de mantenimiento, tales como la correctiva, preventiva, predictiva, detectiva y otros procesos más sofisticados como el RCM. Este capítulo desarrolla los conceptos necesarios para la comprensión de los diferentes tipos de mantenimiento. 5.2 Objetivos del mantenimiento El mantenimiento, según la definición del IEEE, es la combinación de todas las acciones técnicas y administrativas correspondientes, destinadas a conservar un elemento, o restaurarlo, a un estado en el que pueda realizar sus funciones requeridas. Asimismo, al analizar la definición moderna de mantenimiento, se verifica que la misión de este es “garantizar” la disponibilidad de la función de los equipos e instalaciones , de tal modo que permita atender a un proceso de producción o de servicio con calidad, confiabilidad, seguridad, preservación del medio ambiente y costo adecuado [40]. 113 Por tanto, la conservación de las funciones de los equipos o activos constituye el parámetro que define las acciones a desempeñar por el mantenimiento, entendiéndose una función como cualquier tarea, acción o actividad que debe llevarse a cabo para lograr un resultado deseado, además, puede definirse una función como una tarea, acción o actividad expresada como una combinación de verbo y sustantivo (por ejemplo, función del freno: detener el vehículo) para lograr un resultado definido, siendo estas funciones definidas por los usuarios de los equipos, de acuerdo al contexto operacional propio de cada equipo. Por su parte, las funciones de un equipo o sistema pueden ser clasificadas como primarias o secundarias. Las funciones primarias comprenden el motivo por el cual el objeto existe y son normalmente definidas por el nombre del objeto, siendo importante que en la descripción de las funciones primarias sean incluidos: patrones de desempeño deseado y/o esperado, patrones de cualidad establecidos por el cliente y patrones de seguridad y preservación del medio ambiente. Por el lado de las funciones secundarias, estas son menos obvias que las primarias, sin embargo, estas funciones son indispensables a la hora de aumentar el valor agregado del equipo, contribuyendo con su calidad; como ejemplo de funciones secundarias se tienen la apariencia, la higiene, el soporte, las mediciones, etc., sin olvidar, claro está, que existen otras funciones secundarias ejercidas por aditamentos del sistema, como dispositivos de protección y control (instrumentación) [40]. Al respecto, no se debe confundir que el mantenimiento se ocupa de preservar las funciones de los activos y no así de la preservación de los activos físicos. Todavía existe el pensamiento de que el mantenimiento busca “cuidar los activos”, este pensamiento ha inducido a los estrategas de mantenimiento a creer que el mantenimiento persigue preservar la confiabilidad inherente o la capacidad de diseño de cualquier activo, de hecho, esto no es así. Al adquirir mejor comprensión del papel que juegan los activos en un negocio, se comienza a apreciar que todo activo físico es puesto en servicio porque alguien desea que haga algo, o sea, que cumpla una función específica (reiterando que esta función es definida por los usuarios del activo) [80]. En este sentido, J. Moubray expresa lo siguiente: “el estado en el cual deseamos conservar un activo, debe ser aquél en el cual continúe haciendo lo que quienes lo utilizan desean que haga”, esto a su vez implica que se debe prestar atención en mantener lo que el activo hace más que en lo que el activo es, entonces, se hace evidente que antes de pensar en el 114 mantenimiento se debe tener una comprensión totalmente clara respecto a las funciones de cada activo [80]. Al mismo tiempo, entre los objetivos principales del mantenimiento está la optimización de la disponibilidad de los equipos e instalaciones a un costo mínimo; según el IEEE [62] la disponibilidad es la habilidad de un ítem, bajo los aspectos combinados de confiabilidad, facilidad de mantenimiento y soporte de mantenimiento15 para realizar su función requerida en un instante de tiempo establecido o durante un período de tiempo establecido, entonces, se hace evidente que la disponibilidad depende de la confiabilidad y la mantenibilidad, tal como se indica en la Figura 5.1. CONFIABILIDAD MANTENIBILIDAD DISPONIBILIDAD Figura 5.1. Factores que afectan la disponibilidad Por su parte, la confiabilidad se define como la capacidad de un componente o sistema para realizar sus funciones requeridas en las condiciones establecidas durante un período de tiempo determinado. La confiabilidad es un término utilizado para indicar la probabilidad de éxito que tiene un activo en desempeñar una función requerida. Así también, la mantenibilidad se define como la capacidad de un ítem, bajo determinadas condiciones de uso, para ser conservado o reparado a un estado en el que pueda realizar sus funciones requeridas, cuando el mantenimiento se realiza en condiciones especificadas, según los procedimientos y recursos establecidos. A menudo, confiabilidad y disponibilidad elevadas van de la mano, pero no son términos que puedan utilizarse indistintamente; la confiabilidad consiste en la probabilidad de que un equipo efectúe sus funciones satisfactoriamente durante el tiempo que dure su misión 15 La f acilidad y soporte de mantenimiento, o logística de mantenimiento como la denominan algunos autores, son conceptos implícitos dentro de la mantenibilidad. 115 especificada, sin presentar anomalías, mientras que la disponibilidad es el grado de funcionalidad y accesibilidad que presenta un sistema o componente cuando se lo necesita, la disponibilidad generalmente se refiere a la cualidad o estado de un activo de estar inmediatamente listo para cumplir su función. En general, contar con una planta o proceso confiable puede ser la variable más crítica, sin embargo, al producirse una falla, el factor más importante llega a ser que los equipos y los procesos se reactiven y operen lo más pronto posible para reducir al mínimo el tiempo de inactividad. En ese sentido, la mantenibilidad expresa la facilidad con la que puede mantenerse un equipo o sistema, dicha facilidad se refiere tanto al tiempo, formación necesaria del personal y medios requeridos para la realización de las tareas de mantenimiento, como al costo asociado y la carga de trabajo que represente la reparación. Además, la disponibilidad históricamente ha sido considerada una medida del desempeño de los sistemas eléctricos en muchos países, pues este parámetro considera las interrupciones planificadas e imprevistas de circuitos. Las interrupciones no planificadas tienen relación directa con la frecuencia de falla y las acciones asociadas al mantenimiento como reparación y reemplazo. Las prácticas de mantenimiento que reducen el número y la duración de interrupciones programadas y no programadas también impactan en la disponibilidad, estas incluyen: - Las prácticas de mantenimiento predictivo, en especial las de monitoreo en línea y utilización de técnicas no invasivas, e. g. termografía, de forma que reducen las interrupciones por mantenimiento de rutina. - Acciones de mantenimiento por circuito o ramal, que reducen la cantidad de interrupciones por circuito, dependiendo de la flexibilidad en la configuración de la subestación. Por otro lado, el mantenimiento no tiene como único objetivo la disponibilidad, pues debe considerar otros factores tales como la calidad, efectividad del negocio, riesgo, seguridad, cuidado del medio ambiente, uso eficiente de la energía, confianza del personal y otros. Finalmente, debe señalarse que la disponibilidad, confiabilidad y mantenibilidad son parámetros bastante útiles en la evaluación del mantenimiento y en la toma de decisiones en los programas de mantenimiento. Para mayor detalle acerca de estos indicadores, denominados de “clase mundial”, puede acudirse a las referencias [40] y [62]. 116 5.3 Tipos de mantenimiento Como se presenta en la Tabla 5.1 las técnicas básicas de mantenimiento son la correctiva, preventiva, predictiva y detectiva, si bien existen muchas otras “técnicas” o procesos de mantenimiento, estos se basan en la aplicación de las técnicas básicas señaladas. Tabla 5.1. Tipos de mantenimiento Tipo Descripción Mantenimiento correctivo Tareas ejecutadas sobre un activo después de haberse producido su f alla, implica la restitución o reparación del equipo Mantenimiento preventivo Intervenciones realizadas de f orma periódica en un equipo o instalación, incluyendo pruebas (que por lo general requieren retirar al equipo de servicio), reemplazos, ajustes, lubricación, limpieza y otros, muchas veces, sin importar su condición Mantenimiento predictivo Actividades de análisis de parámetros, realizadas con f recuencias variables, incluyendo tareas tales como pruebas del aislamiento, análisis de vibraciones, monitoreo de parámetros eléctricos, medición de bajas resistencias, ultrasonido, termograf ía, análisis del aceite, etc., que permiten inf erir el momento aproximado en el que un elemento entrará en f alla Mantenimiento detectivo Acciones que tienen el propósito de detectar la presencia de f allas ocultas en equipos de protección y respaldo Fuente: Elaboración propia A continuación, se desarrollan los principales tipos de mantenimiento y una descripción básica del RCM por considerarse importante para la industria eléctrica. 5.3.1 Mantenimiento correctivo También denominado mantenimiento reactivo, es aquel trabajo que involucra una cantidad determinada de tareas de reparación no programadas con el objetivo de restaurar la función de un activo una vez ocurrida una falla funcional. Las causas que pueden originar la falla funcional o paro imprevisto se deben a desperfectos no detectados durante las inspecciones predictivas, errores operacionales, ausencia de tareas de mantenimiento y/o requerimiento de la producción, que generan políticas como “reparar cuando falle” [80]. Existen desventajas cuando se opera un equipo hasta la condición de falla, puesto que en la mayoría de los casos los costos por impacto total son mayores comparados a los costos que hubiese representado la ejecución de tareas de mantenimiento adecuadas que mitiguen o eliminen las fallas, sin embargo, existen aplicaciones donde el impacto de falla 117 no es tan significativo, en comparación con la implementación de una acción preventiva o predictiva, por lo que siempre deberá realizarse un análisis antes de optar por este criterio, dicho análisis debe considerar las consecuencias de las fallas, por ejemplo, tiempos de reparación, daño a equipos adyacentes, penalidades y multas debidas al incumplimiento de niveles de calidad y/o disponibilidad, costos asociados, etc. 5.3.2 Mantenimiento preventivo El mantenimiento preventivo o mantenimiento basado en el tiempo consiste en tareas planificadas de restauración, reemplazo, inspecciones, revisiones y pruebas a intervalos fijos, está basado en un índice de fallas estadístico o histórico, donde muchas veces el cambio de un componente o de un equipo debe ser realizado en un tiempo determinado y prácticamente sin que importe su condición real. La Figura 5.2 muestra una curva clásica FRECUENCIA DE FALLA de la frecuencia de falla en función a la edad de un activo. Vida promedio del activo Periodo de tiempo en el que se incrementan los defectos provocados por la edad EDAD t1 t2 Figura 5.2. Curva de frecuencia de falla El mantenimiento preventivo tiene la desventaja de reemplazar un activo, o una parte del mismo, en un instante en el cual el activo pudiese encontrarse completamente funcional, por ejemplo, cuando un elemento empieza a mostrar desgaste en t1, si la política de mantenimiento definiese su reemplazo en t1 significaría un costo injustificado en caso de que el activo fuese capaz de cumplir su función hasta el instante t2; en los casos donde se tenga muchos equipos de las mismas características y con la misma política de mantenimiento estas tareas pueden volverse insostenibles, principalmente por el costo. Por otra parte, una de las ventajas del mantenimiento preventivo es que al realizar pruebas a intervalos constantes se obtiene un registro, lo que en conjunto formará el historial del activo, mismo que analizado y controlado, servirá para detectar problemas que se pueden 118 corregir antes de que evolucionen en fallas funcionales, contribuyendo así al mantenimiento predictivo [80]. La aparición de una tendencia en el transcurso del tiempo puede indicar la presencia de una falla potencial, como consecuencia se deberán realizar inspecciones y/o pruebas a intervalos menores. 5.3.3 Mantenimiento predictivo Este mantenimiento, también conocido como sintomático o basado en la condición, incluye las ventajas de los dos tipos de mantenimiento anteriores, usa el análisis y el control de las inspecciones, pruebas periódicas e historial de los activos. A fin de realizar tareas basadas en la condición es necesario que existan condiciones físicas identificables que anticipen la ocurrencia de una falla, entonces, el mantenimiento predictivo utiliza pruebas de diagnóstico y técnicas de monitoreo para determinar la condición del activo, esto permite efectuar la planeación de los trabajos necesarios y de manera oportuna, para mantener el equipo en condiciones óptimas de operación. El mantenimiento predictivo puede reducir la cantidad de fallas por las siguientes razones: - Predice las fallas futuras basándose en la valoración de la condición. - Toma acciones para corregir los defectos identificados y así evitar fallas futuras. A su vez, se debe señalar que en el caso de ser técnicamente factible tanto una tarea de restauración o reemplazo a intervalos fijos (preventiva), como una tarea basada en la condición (predictiva), esta última es generalmente más económica y efectiva a lo largo de la vida del activo [80], sin embargo, cuando no sea factible realizar tareas predictivas al menos deben realizarse tareas preventivas. Como se mencionó, el mantenimiento predictivo puede ser efectuado mediante pruebas de diagnóstico en campo o técnicas off-line y técnicas de monitoreo en línea (on-line), ambas técnicas se describen a continuación: 5.3.3.1 Monitoreo en línea (on-line) El monitoreo en línea consiste en la medición de parámetros, que pueden ser eléctricos, mecánicos, térmicos, etc., que sirven para el diagnóstico de los equipos mientras los mismos continúan en servicio. El CIGRE, en la referencia [28], expresa al respecto que el monitoreo en línea debe ser ejecutado tan frecuentemente como sea posible, o sea, tan pronto como un ciclo de medición termina el siguiente ciclo debe comenzar. Un periodo o 119 ciclo normalmente permite varias mediciones por día, además, el monitoreo continuo es un proceso automatizado que incluye lecturas repetitivas de sensores que en algunos casos tienen alguna función de alarma o disparo. Entre las técnicas de monitoreo en línea para equipos de potencia existentes se pueden mencionar: monitoreo de descargas parciales, medición de factor de potencia en bushings, monitoreo de gases disueltos en el aceite, monitoreo de la corriente de fuga en pararrayos, monitoreo de parámetros eléctricos mediante sistemas SCADA, etc. 5.3.3.2 Pruebas fuera de línea (off-line) Las pruebas off-line son empleadas para determinar diversos parámetros para la evaluación de los equipos, estas pruebas pueden o no requerir retirar a los equipos de servicio, a diferencia del monitoreo en línea donde la adquisición de datos es continua. Además, comparado con el monitoreo en línea, las pruebas de diagnóstico off-line tienen un costo de capital menor. Se diferencian dos tipos de pruebas off-line, las pruebas invasivas y las no invasivas. Las pruebas invasivas, requieren necesariamente que el equipo bajo prueba esté fuera de servicio, por ejemplo, se pueden mencionar las pruebas Doble, medición de resistencia de aislamiento, medición de resistencia de contactos, respuesta en frecuencia (FRA), etc. Por otro lado, las técnicas no invasivas pueden ejecutarse con el equipo en servicio, por ejemplo, se puede mencionar la termografía, análisis de gases disueltos (DGA) y medición de descargas parciales por el método acústico. Recientemente se ha observado que existe un mayor interés en la incorporación de técnicas de monitoreo en línea, principalmente por la reducción de los tiempos de parada por mantenimiento, sin embargo, la aplicación del monitoreo en línea puede ser compleja debido al costo de inversión que representa, si bien los costos de los instrumentos de monitoreo han disminuido en el transcurso del tiempo no podrían, por ejemplo, ser implementados en todo el parque de transformadores de una compañía, sino solamente en algunos equipos críticos del sistema. Al mismo tiempo, aunque existen muchas técnicas de monitoreo es imposible detectar todos los modos de falla mediante la aplicación de estas técnicas solamente, siendo necesaria la utilización de las técnicas de monitoreo en línea, inspecciones y pruebas en campo en conjunto, para obtener un diagnóstico lo más confiable posible. 120 5.3.3.3 Frecuencia del mantenimiento predictivo Cuando se discute acerca de la frecuencia con que deben ser realizadas las tareas predictivas frecuentemente se oyen las siguientes aseveraciones [80]: - No falla con frecuencia, por lo tanto, no es necesario chequearlo con frecuencia. - Debemos chequear elementos críticos con mayor frecuencia que los elementos menos críticos de la planta. Estas aseveraciones son incorrectas, puesto que la frecuencia de cualquier forma de mantenimiento predictivo se basa en el hecho de que la mayoría de las fallas no ocurren repentinamente, al contrario, ocurre que en muchos casos es posible detectar una falla antes de que ocurra, es decir, antes de convertirse en una falla funcional, la Figura 5.3 describe este proceso [80]. CONDICIÓN Punto donde la falla empieza (no necesariamente vinculado a la edad) Punto donde se puede detectar la falla (potencial) P Punto donde se presenta la falla (funcional) Intervalo P-F F TIEMPO Figura 5.3. Curva de la condición de un activo o curva P-F La curva de desarrollo de falla, o también denominada curva P-F, muestra cómo se inicia una falla y se desarrolla, debido al envejecimiento y/o deterioro, hasta un punto en el cual puede ser detectada, este punto “P” se denomina falla potencial, a partir de este punto, si la falla no es detectada y no se toman las acciones adecuadas para su reparación, el deterioro continúa – a veces a un ritmo acelerado – hasta alcanzar el punto “F” de falla funcional. La cantidad de tiempo (o el número de ciclos de esfuerzo) transcurrido entre el punto en que aparece una falla potencial y el punto en el cual se transforma en una falla funcional se conoce como intervalo P-F (también conocido como “tiempo de demora hasta la falla” que es la duración del período de desarrollo de la falla); el intervalo P-F rige la 121 frecuencia con que debe ser realizada una tarea predictiva [80]. La medición más frecuente del intervalo P-F es por tiempo transcurrido, para diferentes modos de falla este intervalo puede variar desde fracciones de segundos hasta varios años. En este sentido, el intervalo de ejecución de la tarea predictiva debe ser ligeramente inferior al intervalo P-F, si se desea detectar la falla potencial antes de que se convierta en una falla funcional. Por ejemplo, en la Figura 5.4, para el agarrotamiento de un rodamiento por desgaste normal, puede observarse que el punto P donde se puede detectar la falla varía con respecto a la técnica de inspección o prueba que se utilice; resulta evidente que cada prueba o técnica dentro del mantenimiento predictivo tendrá un intervalo P-F distinto, por tanto, existen pruebas más sensibles que otras para diagnosticar un mismo modo de falla. Puede detectarse con análisis de aceite. Intervalo P-F: 1 – 6 meses Puede detectarse con análisis de vibraciones. Intervalo P-F: 1 – 9 meses Ruido audible. Intervalo P-F: 1 – 4 meses CONDICIÓN Punto donde la falla empieza a ocurrir P1 Calor al tacto. Intervalo P-F: 1 – 5 días P2 P3 P4 Primer intervalo P1-F F Punto en que se produce la falla (funcional) TIEMPO Figura 5.4. Curva P-F para distintos métodos de detección de falla Asimismo, el tiempo necesario para responder a cualquier falla potencial que se descubra influye en los intervalos de las tareas correctivas, en general, estas respuestas implican alguna o todas las acciones siguientes [80]: - Actuar para evitar las consecuencias de la falla. - Planificar una acción correctiva tal que pueda ser ejecutada sin afectar la producción u otras tareas de mantenimiento. - Planificar los recursos necesarios para corregir la falla. 122 El tiempo necesario para tales respuestas también es variable, pueden ser horas (e. g. hasta el fin de un ciclo de trabajo), minutos (e. g. para evacuar personas de un edificio que se está derrumbando) o aún segundos (e. g. para detener una máquina o un proceso que está saliendo de control) y hasta semanas o meses (e. g. hasta programar una parada general) [80]. La determinación de la frecuencia con la que deben realizarse las inspecciones y pruebas a los equipos de subestación es una tarea compleja que requiere el análisis del contexto operacional propio de cada subestación, equipo y/o componente, este análisis idealmente, debe ser efectuado en el marco de un programa de mantenimiento basado en la confiabilidad (véase el acápite 5.3.5), si bien la aplicación de un programa de estas características es bastante recomendable, no siempre es aplicado por todas las compañías eléctricas, en ese caso es necesario contar con un programa basado en el tiempo y/o la condición que permita determinar la frecuencia de las pruebas, en este sentido, NETA en la referencia [13] recomienda las frecuencias de mantenimiento detalladas en la TABLA A1 y TABLA A2 del Apéndice A. 5.3.4 Mantenimiento detectivo La mayor parte de lo escrito hasta ahora sobre estrategias de mantenimiento en general, hace referencia a tres tipos de mantenimiento: predictivo, preventivo y correctivo. Sin embargo, hay toda una familia de tareas de mantenimiento que no está incluida en ninguna de las tres categorías mencionadas, por ejemplo, cuando se acciona una alarma de incendio de tanto en tanto, no se verifica si está fallando, tampoco se la está restaurando, reemplazando o reparando, simplemente se está verificando si aún funciona [80]. Las tareas diseñadas para verificar si algo aún funciona se conocen como “pruebas funcionales” o “tareas de búsqueda de fallas” y el conjunto de estas tareas se denomina mantenimiento detectivo. El mantenimiento detectivo, solamente se aplica en la búsqueda fallas ocultas o no evidentes, las cuales afectan principalmente a dispositivos de protección. Un hecho alarmante es que la mayoría de los planes de mantenimiento tradicionales solamente proveen atención a la tercera parte de los dispositivos de protección (y generalmente a intervalos inadecuados). Las personas que operan y mantienen una planta cubierta por estos planes de mantenimiento tradicionales tienen conciencia de que existe otro tercio de estos dispositivos a los cuales no le prestan atención, mientras es normal que nadie sepa que el tercer tercio existe. Esta falta de atención y de conocimiento significa que 123 la mayoría de los elementos de protección en las industrias – el último recurso de protección cuando todo lo demás falla – reciben pobre mantenimiento o ningún mantenimiento [80]. Algunos autores señalan que si la industria toma en serio los temas de seguridad e integridad ambiental, entonces toda la cuestión del mantenimiento detectivo (búsqueda de fallas) debe recibir prioridad en términos de urgencia, a medida que más profesionales toman conciencia de la importancia de esta área descuidada del mantenimiento, tienden a convertirse en un argumento estratégico de envergadura que en la próxima década superará a lo que el mantenimiento predictivo fue en los últimos diez años [80]. La Figura 5.5 muestra la importancia del mantenimiento detectivo para cualquier función de un activo (A) y la función de su protección (B), en la primera gráfica se puede observar que cuando la protección no tiene averías y puede ejecutar las acciones de protección, aunque ocurra la falla funcional (del activo) esta no tendrá consecuencias severas debido a la protección; caso contrario como muestra el segundo gráfico la avería de la protección conllevaría a una falla múltiple con mayores consecuencias [80]. A B Función protegida Falla Función oculta OK A B Función protegida Falla Función oculta Avería de la protección (no detectada) FALLA MÚLTIPLE Figura 5.5. Consecuencias de no ejecutar acciones detectivas 5.3.5 Mantenimiento centrado en la confiabilidad (RCM) Una técnica que ha tenido mucha aceptación en la industria eléctrica es el mantenimiento centrado en la confiabilidad o RCM por sus siglas en inglés (Reliability Centered Maintenance), la cual es un proceso que se originó en la industria aeronáutica. La aplicación 124 de los criterios del RCM en la aviación permitió bajar la incidencia de los accidentes graves con fatalidades a dos por cada millón de despegues [80]. Posteriormente, en la década de los ochenta el RCM comenzó a incidir en la industria en general; J. Moubray y sus asociados fueron pioneros en elaborar una rigurosa metodología para la aplicación de esta técnica en la industria y comenzaron a trabajar en los sectores de la minería y manufactura. J. Moubray define el RCM como: “un proceso utilizado para determinar los requerimientos de mantenimiento de cualquier activo físico en su propio contexto operacional” [80]. Este proceso se basa en seleccionar mantenimiento solo donde las consecuencias de las fallas así lo requieren, para esto se requiere hacer un estudio exhaustivo de todas las funciones, fallas, modos y consecuencias de fallas, para luego decidir dónde y qué tipo de mantenimiento hacer. El RCM establece un orden de prioridades, según la seguridad, ambiente, producción y costos de reparación, esto ha hecho del RCM una herramienta muy valiosa en las industrias que requieren elevados niveles de seguridad, generando a cambio de los esfuerzos, gratos resultados. Además, el RCM actualmente es una práctica recomendada por el Energy Power Research Institute (EPRI) para sistemas eléctricos. La norma IEEE 902-1998, identifica los siguientes lineamientos filosóficos importantes entorno al RCM: - El RCM es organizado, simple, documentado y con alto sentido común. - El enfoque del RCM es analizar y realizar cambios en el mantenimiento actual, programando actividades en orden, para mejorar su aplicabilidad y costo– efectividad. - Las evaluaciones del RCM determinan los requerimientos de mantenimiento de cada equipo, basándose en la función del sistema y cómo aporta cada equipo a cumplir dicha función. Un programa de mantenimiento con base en el RCM provee fundamentos técnicos para las actividades de mantenimiento predictivo, preventivo y correctivo, de tal forma que el programa de mantenimiento no se basa solamente en los requerimientos regulatorios y las recomendaciones de los fabricantes. - El RCM dirige los recursos destinados al mantenimiento preventivo hacia la optimización del mantenimiento de las funciones críticas del sistema y los activos más importantes. El RCM destaca al mantenimiento predictivo sobre el mantenimiento preventivo. 125 El proceso que se debe seguir para aplicar el RCM es el siguiente: - Definir el sistema, sus funciones y requerimientos de desempeño. - Determinar las fallas funcionales. - Identificar los modos de falla asociados con las fallas funcionales (causas de falla). - Describir los efectos de cada modo de falla. - Identificar las consecuencias de cada modo de falla. - Determinar las acciones para evitar o minimizar las consecuencias de las fallas. - Definir las acciones en caso de no encontrar ninguna tarea para evitar o minimizar las consecuencias de las fallas. Una consideración antes de pensar en la implementación de esta técnica en una organización o proceso es si la misma anteriormente ha sido capaz de desarrollar de forma adecuada los tipos de mantenimiento básico, puesto que el RCM requiere de un conocimiento avanzado sobre las estrategias básicas de mantenimiento. En relación al RCM, en la referencia [122] se recomienda utilizar el diagrama de flujo de la Figura 5.6 como punto de inicio para la selección de la estrategia de mantenimiento adecuada para un determinado sistema o componente. ¿Cuando ocurre una falla, ésta tiene un impacto directo y adverso sobre el ambiente, salud y/o seguridad? No ¿La falla tendrá un efecto directo y adverso sobre la función del activo? Sí Sí ¿Hay un método efectivo para realizar tareas basadas en la condición? Sí ¿La falla resultará en pérdidas económicas altas? No Sí Desarrollar y programar las tareas para monitorear la condición No No No ¿Hay un método efectivo para realizar tareas basadas en el tiempo? Sí No Sí Desempeñar tareas basadas en la condición Desarrollar y desempeñar tareas basadas en el tiempo Rediseñar el sistema, aceptar la falla y/o riesgos Operación hacia falla Figura 5.6. Diagrama de flujo para la selección de la estrategia de mantenimiento [122] 126 5.4 Tareas del mantenimiento Un programa de mantenimiento adecuado que logre disminuir los efectos de la degradación y envejecimiento puede conseguirse por simples precauciones que se resumen en cuatro reglas básicas [122]: - Conservar los equipos secos. - Conservar los equipos limpios. - Conservar los equipos con refrigeración adecuada. - Mantener sus componentes y piezas bien ajustadas. Al mismo tiempo, el mantenimiento debe identificar los defectos y fallas en el sistema y sus componentes, además de proveer los medios para corregir estos defectos, encargándose de minimizar las consecuencias de las fallas. Por tanto, dentro de un programa de mantenimiento una tarea principal es la evaluación de la condición de los activos, esto es posible mediante tres actividades que son: inspecciones, pruebas y/o monitoreo, y diagnóstico. Estas actividades requieren, en algunos casos, retirar al equipo de servicio, pero ninguna de ellas requiere desmantelar el equipo, estas tareas deben ser aplicadas de forma coordinada y cuidadosa, de tal forma que se usen los resultados de las inspecciones, pruebas y diagnóstico para identificar la condición global de cada equipo y su desempeño. Las inspecciones involucran tareas de evaluación pasiva de la condición de los equipos o sistemas, que se basan en observaciones visuales o auditivas, que no requieren sacar a los equipos de servicio. Las inspecciones incluyen el registro de datos o mediciones tales como temperatura, tensión, corriente, presión (e. g. de gas SF6), número de operaciones, verificación de la posición de los taps (en transformadores), etc. Por otro lado, las pruebas son actividades realizadas sobre los equipos con el objetivo de evaluar algún parámetro o característica que indique su condición o verifique su desempeño esperado, estas tareas son más exhaustivas y en conjunto pueden proveer datos concluyentes para la evaluación del estado de los equipos, las pruebas requieren de un conocimiento amplio de las técnicas de prueba, las unidades bajo prueba y los mismos dispositivos de prueba; en los siguientes capítulos se hará un análisis más detallado de las pruebas aplicables a equipos de potencia. 127 El diagnóstico es el resultado de las investigaciones basadas en las inspecciones y pruebas, que miden las características y parámetros directamente relacionados con las funciones de los equipos. Tales investigaciones proveen los medios para evaluar la condición de los equipos, su desempeño, el comportamiento de sus subsistemas o el riesgo inminente de falla. Después de realizar el diagnóstico y encontrar un defecto o después de ocurrida una falla, deben ejecutarse ciertas acciones para recuperar las funciones de los activos, la Figura 5.7 muestra las tareas que deben realizarse en consecuencia. MANTENIMIENTO Mantenimiento Preventivo Basado en la condición Supervisión del estado e inspección Prueba funcional Si no es OK Si no es OK Mantenimiento Correctivo Predeterminado Mantenimiento inmediato Mantenimiento retrasado Limpieza, lubricación, ajuste, calibración, reparación, reacondicionamiento o renovación, reemplazo Figura 5.7. Tareas del mantenimiento (basado en la norma IEC 60300)16 Se observa que después de realizar el diagnóstico de un activo y encontrar una falla potencial o después de ocurrida una falla funcional, las tareas que se realizan para eliminar las fallas y/o disminuir las consecuencias de las mismas son: limpieza, lubricación, ajuste, calibración, reparación, renovación o reacondicionamiento y reemplazo. 16 Algunos autores solamente dif erencian entre dos tipos de mantenimiento, el correctivo y el preventivo, no obstante, dentro del mantenimiento preventivo se distinguen las tareas predictivas, las tareas “puramente” preventivas y las tareas detectivas (pruebas f uncionales). 128 5.5 Costos asociados al mantenimiento e indisponibilidad17 Los costos directos e indirectos asociados al mantenimiento de un activo incluyen costos de mano de obra, equipos e instrumentos varios, piezas de repuesto, servicios contratados, prestaciones, formación del personal, etc., asimismo, el costo de la indisponibilidad está representado principalmente por los costos asociados a la pérdida de producción (para las compañías de servicio eléctrica la venta de energía), costo de la mano de obra no utilizada, penalidades establecidas por entes reguladores, multas contractuales, etc. Al respecto, la Figura 5.8 presenta el rango de operación óptimo, obtenido a través de un nivel adecuado de mantenimiento y disponibilidad aceptable, considerando los costos que representa la ejecución de tareas preventivas y predictivas, y los costos asociados a la indisponibilidad, a la izquierda de este rango se observan los costos combinados que indican insuficiente mantenimiento, debido a la elevada indisponibilidad obtenida y el costo que representa, a la derecha se presentan los costos combinados del sobre-mantenimiento. Costo El nivel más alto de disponibilidad se obtiene para el rango óptimo de operación, tomando en cuenta los costos directos e indirectos relacionados con una falla (e.g. reparación, renovación, pérdida) Costo total Costo de actividades preventivas y predictivas Rango de operación óptimo Costos directos e indirectos por indisponibilidad Vida del activo y disponibilidad Nivel insuficiente de mantenimiento Nivel óptimo de Sobremantenimiento mantenimiento Figura 5.8. Nivel óptimo de mantenimiento para la obtención de la máxima disponibilidad 17 En relación a los costos que representan las pruebas de campo, en el Apéndice C se presenta a modo de ejemplo el cálculo de los costos estimados para la ejecución de pruebas eléctricas, dieléctricas y respuesta en f recuencia (SFRA) a un transf ormador. 129 Se debe considerar que el mantenimiento solo puede garantizar la disponibilidad del equipo hasta cierto punto, en ese punto, el costo de mantenimiento para evitar la falta de disponibilidad del equipo se vuelve mayor que las pérdidas debido a la reducción de la producción, es decir, el costo del mantenimiento preventivo y predictivo se incrementan más rápido que los beneficios asociados a la disponibilidad que podría obtenerse. Asimismo, durante la selección del tipo de mantenimiento se debe considerar que la mejor estrategia no es necesariamente la que maximiza la vida útil del activo, sino la que permite una vida económica óptima con una disponibilidad aceptable. 130 CAPÍTULO VI: PRUEBAS 6.1 Introducción La razón principal para la aplicación de las pruebas o ensayos consiste en determinar la condición en la que se encuentran los activos, mediante la evaluación de sus parámetros característicos, y así efectuar el diagnóstico de su condición, permitiendo establecer las acciones requeridas para lograr su desempeño óptimo. Existe una gran variedad de técnicas de diagnóstico que permiten identificar los posibles problemas y/o defectos de los equipos de subestación, al mismo tiempo, es evidente que cada técnica es sensible a cierto tipo de problemas, por tanto, una verificación lo más completa y confiable posible requiere de diversas técnicas de monitoreo y pruebas, incluidas las inspecciones. Para comprender claramente las pruebas, en los capítulos previos se estudiaron los equipos de patio, aislamiento, procesos de degradación y envejecimiento, esfuerzos operacionales y algunos conceptos básicos del mantenimiento. En este entendido, el presente capítulo describe las diversas pruebas de campo aplicables a los equipos de subestación. 6.2 Objetivo de las pruebas Las pruebas deben ser efectuadas en distintas etapas en la vida de un equipo (véase la Figura 4.1). Las etapas en las que se desarrollan las pruebas son: - En varios escenarios durante el proceso de fabricación. - En la aceptación final de fábrica. - En campo, durante la aceptación y puesta en servicio. - Como parte del mantenimiento de rutina y diagnóstico. - Después de ciertos eventos del sistema (e. g. cortocircuitos). - Posterior a una reparación, para validar las correcciones. - Para determinar el fin de la vida de un equipo y retirarlo de servicio, si corresponde. Los fabricantes ejecutan pruebas antes de que los equipos salgan de fábrica, estas pruebas son conocidas como pruebas de fábrica. Las pruebas de fábrica tienen el objetivo de 131 verificar las características de un equipo según las especificaciones de compra, como la capacidad de carga, soportabilidad dieléctrica, futuras características de operación, etc. Al mismo tiempo, estos ensayos son parte de un programa de calidad interno de cada fabricante, mediante estas pruebas los criterios de fabricación, las especificaciones de las normas y los requerimientos específicos del comprador deben ser enteramente satisfechos; las pruebas de fábrica se pueden clasificar en: - Pruebas de rutina, requeridas por todos los equipos de forma individual. - Pruebas tipo, realizadas en equipos representativos de una población, con el fin de demostrar que tales equipos cumplen con los requerimientos especiales no cubiertos por las pruebas de rutina. - Pruebas especiales, estas pruebas, como su nombre sugiere, son especiales y diferentes de las pruebas de rutina y tipo, las mismas se realizan en conformidad entre el fabricante y el comprador. Por otro lado, las pruebas de campo tienen el objetivo principal de monitorear la condición los equipos y evaluar su vida remanente. Se requiere un claro juicio de ingeniería para discernir si esta vida remanente estimada garantiza el funcionamiento libre de fallas [89]. Además, es posible que después de una prueba con resultados satisfactorios se piense que el estado del equipo es bueno, no obstante, esto no es necesariamente cierto, debido a la gran cantidad de modos de falla existentes, por lo que es necesario realizar una serie de pruebas que en conjunto provean de mejores criterios para determinar la condición real del equipo. Por estas razones, el ingeniero de la planta y el técnico ejecutor de las pruebas deben determinar finalmente la condición del equipo, con base en su experiencia y el conocimiento de las características propias de cada equipo [89]. Asimismo, las pruebas de campo deben realizarse como parte de un programa de mantenimiento bien diseñado y ejecutado. Los datos obtenidos de las pruebas, que nunca se evalúan o no se incorporan en el programa de mantenimiento, representan tanto una pérdida de dinero como de oportunidades. En cambio, si se incorporan en un programa de mantenimiento adecuado se mejora la operación y los resultados en un enfoque más efectivo desde el punto de vista de los costos para cumplir las necesidades del mantenimiento [89]. 132 Los resultados de las pruebas, inspecciones y monitoreo, y el diagnóstico respectivo, siempre deben considerarse en los programas de mantenimiento; básicamente este proceso debe iniciarse con la ejecución de pruebas, la evaluación de las mismas con base en registros y/o comparaciones y finalmente, como consecuencia del diagnóstico, deben ejecutarse las tareas de mantenimiento requeridas por los equipos, las cuales influirán en su vida útil, este proceso se sintetiza en la Figura 6.1. Verificar la correcta ejecución de las pruebas y diagnóstico en campo e identificar señales de alarma Evaluar las tendencias históricas de variables y compararlas con otras unidades, evaluación integral Revalidar los resultados mediante otras técnicas, en caso de ser necesario, y determinar el diagnóstico final Efectuar acciones de mantenimiento sobre la vida del activo Figura 6.1. Proceso para la evaluación de las pruebas y acciones sobre la vida de los activos Esencialmente, las pruebas de campo se realizan a lo largo de la vida de los equipos con los siguientes propósitos: - Comprobar la integridad de un equipo en el momento de su aceptación en campo. - Confirmar que el equipo se encuentra en condiciones adecuadas para su energización y puesta en servicio. - Verificar la integridad de la unidad a intervalos periódicos de tiempo y graficar cualquier cambio, de esta manera hacer el seguimiento adecuado de la condición del activo. - Comprobar o descartar la presencia de defectos identificados en las pruebas y monitoreo. - Determinar la naturaleza y extensión del daño cuando falle un equipo. - Validar las reparaciones exitosas en campo. 133 6.3 Clasificación de las pruebas A continuación, en la Tabla 6.1, se describen los distintos tipos de prueba. Tabla 6.1. Clasificación y descripción de las pruebas Clasificación Pruebas de f ábrica Tienen el propósito de verif icar la calidad de f abricación y los materiales utilizados en la construcción de un equipo nuevo, además, garantizar que se cumplen las especif icaciones del comprador. Estas pruebas se dividen en pruebas de rutina, pruebas tipo y pruebas especiales. Pruebas de campo Tienen el propósito de evaluar la condición del equipo en su lugar de operación permanente. Además, sirven para garantizar que el equipo comprado cumpla con las características deseadas y que no suf rió daños en el transporte. Básicamente se dividen en pruebas de comisionamiento y pruebas de mantenimiento/diagnóstico. Pruebas de aceptación en campo Son las pruebas que verif ican la correcta operación y la integridad de los equipos después de ser transportados y ensamblados en sitio. El f abricante, en conjunto con el usuario, está a cargo de la verif icación de los resultados de las pruebas de f ábrica, cuando corresponda. Según el lugar donde se realizan Según el momento en que se realizan (en campo) Descripción Pruebas de comisionamiento Las pruebas de comisionamiento sirven para conf irmar la integridad de un equipo y/o instalación en un sistema de potencia antes de su energización. Pruebas de primera vez (f irst time check) Independientemente de los intervalos de mantenimiento, una primera prueba de las instalaciones y/o equipos debe ser llevada a cabo antes que termine la garantía extendida por el f abricante, usualmente en un periodo menor a 1 año. Pruebas de mantenimiento Pruebas que son conducidas para determinar y verif icar la condición de operación de los equipos (en servicio) y comprobar que están libres de anormalidades. Se dividen en pruebas de mantenimiento preventivo y predictivo. Pruebas de diagnóstico Pruebas comparativas de los parámetros característicos de los equipos, para verif icar su desempeño y f unciones, por medio de la medición de uno o más de estos parámetros. Estas pruebas normalmente no son programadas a intervalos de tiempo constantes. Pruebas de oportunidad Actividades que se realizan de acuerdo a la oportunidad, en general producto de la indisponibilidad de la instalación generada por operaciones o solicitudes externas. Pruebas f orenses Pruebas realizadas después de acontecida una f alla, conducidas con el f in de identif icar las causas de f alla. 134 Tabla 6.1. Clasificación y descripción de las pruebas (continuación) Clasificación Según el parámetro a evaluar Según los esf uerzos generados por la prueba Descripción Pruebas dieléctricas Estas pruebas se realizan para evaluar la condición dieléctrica o del aislamiento de los equipos, entre estas pruebas se tiene principalmente la resistencia de aislamiento y f actor de potencia/disipación. En general, todos los equipos de potencia requieren la evaluación de estos parámetros, puesto que la condición del aislamiento es crucial en su desempeño y conf iabilidad. Pruebas eléctricas 18 Se ef ectúan para verif icar algún parámetro eléctrico del equipo, e. g. resistencia de devanados, relación de transf ormación, polaridad, resistencia de contactos, etc. Pruebas mecánicas Existen equipos que contienen dif erentes elementos mecánicos y móviles, estos elementos se desgastan con el tiempo y operación, su condición se evalúa por medio de estas pruebas, son especialmente necesarias para la evaluación de interruptores de potencia e incluyen básicamente las pruebas de tiempo y movimiento. Pruebas f ísicoquímicas Estas pruebas permiten evaluar las características f ísico/químicas de los materiales, normalmente se realizan en laboratorios especializados y se conducen bajo condiciones de temperatura y humedad controladas, e. g. pruebas al aceite como contenido de humedad, densidad, color, acidez, etc. Pruebas destructivas Los esf uerzos generados por estas pruebas pueden provocar la f alla del espécimen de prueba, su evaluación se basa en la observación del comportamiento ante estos esf uerzos, la evaluación del resultado es del tipo pasa o no pasa, e. g. prueba de alto potencial (hi-pot). Pruebas no destructivas Estas pruebas no utilizan señales dañinas para la evaluación de los equipos, su voltaje de prueba no supera de ninguna manera la tensión nominal del equipo. Fuente: Elaboración propia Como puede observarse existe una gran variedad de pruebas clasificadas desde distintos puntos de vista. Las pruebas de fábrica, además de ser de utilidad para el fabricante, pueden utilizarse con propósitos de diagnóstico, porque sirven de referencia para las pruebas de campo futuras, además, permiten verificar que los equipos salidos de fábrica lleguen a su destino en las mismas condiciones y que no sufrieron daño en el transporte, esto en conjunto con las pruebas de aceptación en campo. 18 La designación de pruebas eléctricas también puede hacer ref erencia a cualquier prueba que involucre la aplicación de señales eléctricas. 135 A su vez, las pruebas de comisionamiento permiten tener la certeza de que los equipos nuevos están en óptimas condiciones para su energización, y al mismo tiempo, desde el punto de vista del diagnóstico, también generan datos de referencia para las pruebas futuras, estos valores establecen una “huella digital” para cada equipo. Es recomendable que los instrumentos de prueba utilizados en esta etapa sean los mismos a utilizar en el mantenimiento posterior. Por otro lado, las pruebas de mantenimiento y diagnóstico permiten evaluar los parámetros característicos de los equipos de forma programada o cuando sean requeridos según las necesidades u oportunidades del programa de mantenimiento, por ejemplo, después de obtener resultados anormales en una prueba se deben ejecutar pruebas a intervalos más cortos y usando además otras técnicas de diagnóstico, con el fin de confirmar la presencia de un defecto o falla e identificar las causas de los resultados anormales. Las recomendaciones del fabricante descritos en el manual de instrucciones de cada equipo deben incluirse en los procedimientos de pruebas cuando aplique. A continuación, se presentan las pruebas de campo más importantes que se aplican en el diagnóstico de equipos de patio ordenadas según el tipo de parámetro a medir, entre ellas las pruebas dieléctricas, pruebas eléctricas, pruebas mecánicas y una breve descripción de las pruebas físico-químicas. Además, se observa que otras técnicas no tradicionales, tales como el análisis de respuesta en frecuencia (SFRA), la espectroscopia dieléctrica, la prueba de primer disparo, el análisis de vibraciones, la resistencia dinámica en cambiadores de tomas (OLTCs) y otras, actualmente están teniendo un gran impacto en la industria, por esta razón, también se abordarán las técnicas no tradicionales más importantes. 6.4 Pruebas dieléctricas Una falla en el sistema de aislamiento de un equipo eléctrico puede conducir a la falla completa del mismo, consecuentemente, la valoración de los parámetros dieléctricos de los equipos de subestación es fundamental para conocer su condición. Las pruebas dieléctricas más importantes y comunes que se realizan en la mayoría de los equipos de potencia, y que se desarrollan a continuación, son: - Resistencia de aislamiento - Factor de potencia/factor de disipación 136 6.4.1 Resistencia de aislamiento La resistencia de aislamiento, IR por sus siglas en inglés (insulation resistance), es un indicador de la condición del sistema aislante de los equipos eléctricos, es una técnica tradicional ampliamente utilizada, debido principalmente a su simplicidad. De acuerdo a lo indicado por Megger, esta prueba tiene las siguientes ventajas [99]: - Valiosa para evaluar la calidad de una reparación, antes de que un equipo se vuelva a poner en operación. - Medición no destructiva, cuantitativa, pero con mayores ventajas al utilizarse de manera comparativa en un mismo equipo a intervalos de tiempo regulares. Idealmente, un material aislante no debería permitir la conducción de ningún tipo de corriente eléctrica, sin embargo, siempre existirá un pequeño flujo de corriente que circula por el aislante, lo que equivale a decir que todo aislamiento tiene un determinado valor de resistencia, esta resistencia (de aislamiento) básicamente puede ser medida por un instrumento que aplica tensión continua (DC) al objeto de prueba y mide la corriente de fuga que circula por el mismo, el dispositivo de prueba calcula la resistencia mediante la ley de Ohm. La corriente que circula por el aislamiento tiene dos componentes principales, la corriente volumétrica, que a su vez está compuesta por la corriente de carga capacitiva, la corriente de absorción y la corriente de conducción o corriente de fuga volumétrica, y por otro lado la corriente de fuga superficial. Los componentes de la corriente de fuga se describen a continuación. 6.4.1.1 Corriente de carga capacitiva Uno de los fenómenos que ocurren al aplicarse tensión continua a un material aislante es la carga capacitiva, puesto que todo aislamiento es semejante a un capacitor. La tensión no puede cambiar instantáneamente, pues existe una diferencia de tiempo entre el instante de aplicación de la tensión hasta que el capacitor se cargue y alcance su tensión plena. Por tanto, existe una corriente de carga que empieza en un valor elevado proporcional a la tensión aplicada y se anula o estabiliza cuando el capacitor se carga. La corriente de carga capacitiva es una función del tiempo y decrece mientras el tiempo transcurre, la siguiente ecuación expresa su comportamiento: 137 𝑖𝐶 = Donde: 𝑉: Tensión aplicada 𝐶: Capacitancia 𝑅: 𝑡: 𝑉 −𝑡⁄𝑅𝐶 𝑒 𝑅 Resistencia del capacitor Tiempo de carga La medición de la resistencia de aislamiento debe realizarse cuando la corriente de carga capacitiva se anule. Debe tomarse en cuenta que los equipos o unidades grandes, con mayor capacitancia, tomarán más tiempo para cargarse. 6.4.1.2 Corriente de absorción o polarización La corriente de absorción es resultado del proceso de polarización del material aislante, es decir, la orientación de las cargas en el sentido del campo eléctrico. Esta orientación de carga eléctrica se produce en distintos elementos del material aislante, según sea su naturaleza y calidad. Este proceso de orientación de cargas requiere cierto consumo de energía, que es proporcionado justamente por una corriente que se denomina corriente de absorción. Básicamente, el comportamiento de la corriente de absorción puede ser descrita por la siguiente ecuación: 𝑖𝐴 = 𝑉 ∙ 𝐶 ∙ 𝐷 ∙ 𝑡 −𝑛 Donde: 𝑉: 𝐶: 𝐷: Tensión aplicada Capacitancia del espécimen Factor de proporcionalidad de la tensión aplicada (depende del tipo de aislación, condición y temperatura) 𝑡: 𝑛: Tiempo de aplicación de la tensión Constante que depende del dieléctrico 138 La magnitud de esta corriente decrece exponencialmente desde un valor alto a un valor cercano a cero, mientras se reduce el desplazamiento interno de cargas. Dependiendo del tipo y volumen del aislamiento, esta corriente tarda desde unos cuantos minutos hasta varias horas en alcanzar su valor mínimo. Para cuestiones prácticas en la medición de resistencia de aislamiento en equipos como transformadores de potencia y generadores, esta corriente se considera despreciable después de 10 minutos. En interruptores, se alcanza un valor despreciable en aproximadamente 1 minuto [23]. 6.4.1.3 Corriente de fuga volumétrica La corriente de fuga volumétrica, o corriente de conducción, es la corriente que fluye a través del aislamiento mismo y es la corriente de mayor importancia para la evaluación de la condición del aislamiento. Asimismo, esta corriente representa las pérdidas (no reversibles) que se manifiestan en el aislamiento en forma de calor. Esta corriente es prácticamente constante, su valor es independiente del tiempo y solo depende del estado de humedad o del grado de deterioro del dieléctrico. La siguiente ecuación define el comportamiento de esta corriente: 𝑖𝐺 = Donde: 𝑉: 𝑅: 𝑉 𝑅 Tensión aplicada Resistencia de aislamiento final (condición estable) El comportamiento normal del valor de resistencia de aislamiento en un equipo se inicia con un valor bajo, que tiende a incrementarse en función del tiempo para después permanecer constante, este incremento se debe a que las corrientes capacitiva y de absorción tienden a cero [23]. 6.4.1.4 Corriente de fuga superficial Es la corriente que fluye como consecuencia de la conductividad de la superficie del aislamiento, existen varios fenómenos que provocan que la superficie se vuelva conductiva, las más importantes son la humedad y contaminación en general. Esta corriente no determina la condición real del aislamiento, pues es resultado de las condiciones 139 ambientales y contaminación, que en algunos casos podría afectar al aislamiento, principalmente por la disminución de la distancia de fuga y la consecuente circulación de corrientes superficiales, pero que en la mayoría de los casos puede resolverse limpiando la superficie del aislante. Esta corriente es esencialmente resistiva y de comportamiento similar a la corriente de fuga volumétrica, razón por la cual algunos autores solamente utilizan el término “corriente de fuga” para representar ambas corrientes. 6.4.1.5 Corriente total La corriente total que fluye por el aislamiento ante la aplicación de un campo eléctrico DC es la suma de todas las corrientes antes expuestas, tal como se puede observar en el circuito equivalente de la Figura 6.2. IT IF IC IG IA RA V RS C R CA Figura 6.2. Circuito eléctrico equivalente del aislamiento ante la aplicación de voltaje DC Donde: 𝐼𝑇: Corriente de fuga total 𝐼𝐹: Corriente de fuga superficial 𝐼𝐺 : Corriente de fuga volumétrica 𝐼𝐶: 𝐼𝐴 : Corriente de carga capacitiva Corriente de absorción o polarización Asimismo, la Figura 6.3 muestra el comportamiento de las corrientes durante la prueba de resistencia de aislamiento. Debido a que la corriente total depende del tiempo de aplicación del voltaje, una lectura válida de la resistencia de aislamiento, calculada mediante la ley de Ohm (𝑅 = 𝑉/𝐼), será posible solamente cuando la corriente se estabilice, es decir, cuando la corriente medida sea básicamente la corriente de fuga y los efectos de las corrientes de carga y absorción se anulen. 140 Corriente de carga capacitiva CORRIENTE (μA) Corriente total Corriente de fuga Corriente de absorción TIEMPO (s) Figura 6.3. Curva de corrientes en una prueba de resistencia de aislamiento [99] 6.4.1.6 Equipos de prueba para la medición de resistencia de aislamiento Existen diversos fabricantes de equipos para la medición de resistencia de aislamiento, uno de los más reconocidos es Megger, razón por la cual usualmente estos equipos se denominan como “megger de aislación”. Además, es común designar a estos equipos como megóhmetros, puesto que los valores de resistencia de aislamiento son bastante altos, generalmente en el orden de los megaohms. En diseños antiguos, instrumentos manuales o motorizados, el equipo consistía básicamente de dos bobinas cruzadas, montadas juntas en un sistema móvil común formando un ángulo conveniente de 60° a 80°, con una aguja indicadora acoplada que tenía libertar de girar en un campo producido por un imán permanente. En estos diseños el movimiento de la aguja indicadora dependía de las corrientes que circulaban por el objeto de prueba y las bobinas correspondientes, esta corriente era generada por una fuente DC accionada ya sea de forma manual o por un motor. El diseño original de un instrumento de medición de resistencia de aislamiento se presenta en la Figura 6.4. 141 Figura 6.4. Principio de funcionamiento de un medidor de IR [6] En la actualidad la mayoría de los instrumentos de prueba son electrónicos, pero funcionan bajo el mismo principio que los equipos manuales y motorizados. Estos equipos muestran los resultados de la prueba directamente en una pantalla, además, muchos tienen la opción de guardar datos, variar los niveles de tensión de prueba, e inclusive existen equipos dispuestos con agujas indicadoras, debido a la utilidad que tiene la aguja para detectar la presencia de algunos defectos o anormalidades del sistema aislante. Un instrumento de estas características se muestra en la Figura 6.5. Figura 6.5. Medidor de resistencia de aislamiento de Megger [105] Todos los megóhmetros están dispuestos con un terminal de línea (L) o positivo (+) y un terminal de tierra (E) o negativo (-), además, los instrumentos con voltaje mayor a 1000 V están dispuestos con un tercer terminal denominado “guard” (G). La conexión de los cables de línea y tierra se realiza directamente entre los terminales del equipo o sección aislante que se desea medir. Con los materiales aislantes modernos hay poca, si alguna, diferencia en la lectura obtenida, independientemente de la manera en que se conecten los cables de prueba a las terminales y tierra o masa de los equipos bajo prueba [105]. 142 Por otra parte, el propósito del terminal de guarda (G) es desviar las corrientes extrañas de la medición; el principal factor que afecta las mediciones es la corriente de fuga superficial, mediante el uso del terminal de guarda esta corriente es ignorada. El uso de este terminal es importante en componentes que tienen una superficie amplia que puede estar expuesta a la contaminación y humedad, se recomienda el uso del cable de guarda principalmente en la medición de resistencia de aislamiento en bushings, transformadores e interruptores de tanque muerto. Por ejemplo, la Figura 6.6 muestra la medición de resistencia de aislamiento en un bushing sin el uso del terminal de guarda, como se puede observar la corriente de fuga superficial recorre toda la superficie aislante y toda la corriente vuelve al instrumento por el terminal de tierra (E). Corriente conductiva (a través del bushing) Corriente de fuga superficial Figura 6.6. Medición de IR en bushings, sin el uso del terminal de guarda [103] En cambio, en la Figura 6.7 la medición se realiza con el cable de guarda, en este caso la corriente de fuga superficial circula solamente por el terminal de guarda y retorna a la fuente sin ser medida. Corriente de fuga superficial (no se mide) Corriente conductiva (a través del bushing) Corriente de fuga superficial Figura 6.7. Medición de IR en bushings, usando el terminal de guarda [103] 143 Por otro lado, la tensión de prueba debe ser la más alta permitida por el instrumento, sin que se supere el voltaje nominal del equipo bajo prueba, normalmente la tensión de prueba para equipos de potencia varía entre 5 kV y 10 kV. 6.4.1.7 Métodos para la medición de resistencia de aislamiento La medición de la corriente y resistencia de aislamiento puede ser realizada mediante el método de tiempo corto, método tiempo-resistencia y el método de variación de tensión por pasos, los cuales se describen a continuación. 6.4.1.7.1 Método de tiempo corto (prueba puntual) Esta prueba es una medida simple del valor de la resistencia de aislamiento en un instante determinado, usualmente a los 60 segundos, esta es una medida que se realiza mientras la curva de corriente aún se estabiliza. La lectura de un valor puntual no permite una valoración precisa de la condición del aislamiento, sin embargo, la comparación de este valor con valores previos resulta bastante provechosa. Una tendencia descendente continua indica el deterioro del sistema aislante, incluso podría revelar alguna falla potencial (véase la Figura 6.10). Para la interpretación de los resultados, con fines comparativos, los valores deben ser corregidos a 20°C, considerando también las condiciones ambientales en el momento de la ejecución de las pruebas. 6.4.1.7.2 Método tiempo versus resistencia Un aislante en buenas condiciones muestra un incremento continuo del valor de resistencia de aislamiento mientras la tensión es aplicada, por otro lado, un aislamiento contaminado con humedad y/o suciedad muestra valores relativamente bajos sostenidos en el tiempo (véase la Figura 6.8). Asimismo, en un aislamiento en buenas condiciones, el efecto de la corriente de absorción disminuye mientras se incrementa el tiempo, por el contrario, en un aislamiento en malas condiciones el efecto es perpetuado por la alta corriente de fuga. Por tanto, también es posible evaluar la condición del aislamiento por medio de la relación resistencia-tiempo, este método es independiente de la temperatura y tamaño del equipo. 144 MEGAOHMS Aislamiento posiblemente en buen estado Humedad y suciedad pueden estar presentes 0 TIEMPO 10 min Figura 6.8. Curvas típicas de tiempo vs. resistencia de aislamiento La relación entre las medidas de resistencia de aislamiento a los 60 segundos y 30 segundos se denomina índice de absorción dieléctrica o DAR por sus siglas en inglés (dielectric absorption ratio), es decir: 𝐷𝐴𝑅 = 𝑅 60𝑠 𝑅 30𝑠 A su vez, otro método utilizado para el diagnóstico del aislamiento es el índice de polarización, o PI por sus siglas en inglés (polarization index), que es la relación entre la resistencia medida a los 10 minutos y la medida al primer minuto de prueba, es decir: 𝑃𝐼 = 𝑅10𝑚𝑖𝑛 𝑅1𝑚𝑖𝑛 Por lo general, el índice de polarización y el índice de absorción son pruebas que se aplican en la evaluación de sistemas con aislamiento seco (principalmente motores), debido a la mejor interpretación de estos resultados en comparación con aislamientos líquidos y gaseosos. Esto se debe a la disposición no homogénea de los fluidos aislantes en combinación con aislantes sólidos y otros materiales, que provoca un fenómeno de polarización, en especial de polarización interfacial, relativamente más complejo; por lo que la aplicación de los índices de absorción y polarización en el diagnóstico de equipos de subestación es todavía un tema bastante discutido. 145 6.4.1.7.3 Método de variación de tensión por pasos Puesto que un aislamiento bueno es básicamente resistivo, un incremento en el voltaje de prueba conducirá a un incremento en la corriente mientras la resistencia permanece constante, entonces, la desviación de la resistencia respecto de la tensión de prueba podría indicar un defecto en el aislamiento. Asimismo, con tensiones de prueba bajos, 500 V o 1000 V, es posible que algunos defectos no se observen, pero conforme se eleva el voltaje se llega a un punto donde ocurre la ionización dentro de grietas u otras cavidades, lo que resulta en un incremento de la corriente, y por tanto en la reducción de la resistencia de aislamiento. Nótese que no es necesario llegar al voltaje de diseño del aislamiento para que estos defectos se hagan visibles, puesto que solamente se busca la ionización. La prueba con variación de tensión sigue este principio y puede emplearse útilmente con voltajes de 2500 V o más. Un procedimiento común es incrementar el voltaje en cinco pasos iguales en incrementos de un minuto y registrar la resistencia de aislamiento final correspondiente a cada nivel de tensión de prueba, tal como muestra la Figura 6.9. Cualquier reducción marcada o inusual de resistencia es una indicación de debilidad. Los equipos modernos permiten que esas lecturas se capturen automáticamente [105]. Es recomendable realizar esta prueba en el caso de haber obtenido resultados anormales en la prueba de tiempo corto. 1000 Aislamiento en buen estado 500 IR (MΩ) 250 100 Aislamiento defectuoso 50 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 Tensión de prueba (kV) Figura 6.9. Prueba de resistencia de aislamiento con variación de tensión 146 6.4.1.8 Factores que afectan la medición de la resistencia de aislamiento Para la evaluación adecuada de los resultados de las pruebas de resistencia de aislamiento de un equipo o espécimen, es necesario que los resultados entre una y otra prueba sean comparables, no obstante, la resistencia de aislamiento es una función que depende de distintas variables, principalmente temperatura, humedad y contaminación. (a) (b) Figura 6.10. Tendencia de resultados de IR: a) sin corregir, b) corregidos a 20°C [105] Por tanto, todas las medidas de resistencia de aislamiento deben ser corregidas a una temperatura estándar, para equipos de potencia la corrección se realiza a 20°C. La Figura 6.10 muestra como ejemplo la tendencia de los resultados de una prueba, en (a) se presenta la tendencia sin corrección, en cambio en (b) se observan los resultados corregidos a 20°C. Para corregir los resultados de una prueba se debe recurrir a las tablas y curvas de corrección por temperatura extendidas por fabricantes de equipo y normas aplicables. Los factores de corrección recomendados por NETA [13] se muestran en la TABLA B5 del Apéndice B. La resistencia de aislamiento se corrige a 20°C según la siguiente ecuación: 𝑅 20°𝐶 = 𝐾 ⋅ 𝑅𝑇 Donde: 𝑅20°𝐶: Resistencia de aislamiento corregida a 20°C 𝑅 𝑇: Resistencia de aislamiento a una temperatura T diferente de 20°C 𝐾: Factor de corrección 147 A su vez, debido a que muchos materiales aislantes son higroscópicos, estos absorben la humedad del ambiente, afectando en consecuencia los resultados de la prueba de resistencia de aislamiento, este efecto se agrava cuando las superficies aislantes están contaminadas. Para obtener resultados confiables los efectos de la humedad y otros factores ambientales, como partículas conductivas sobre las superficies aislantes, deben ser reducidos al mínimo, la recomendación para evitar estos efectos es limpiar y secar las superficies aislantes, y en otros casos conectar un cable de guarda que permita excluir la corriente de fuga superficial de la medición. También, se recomienda que esta prueba no se realice cuando exista una humedad relativa superior al 75% en el ambiente. 6.4.1.9 Recomendaciones para la evaluación de resultados Con el propósito de determinar si el aislamiento está o no en buenas condiciones pueden considerarse los siguientes aspectos: - Como regla práctica, se considera aceptable un valor de resistencia de aislamiento mínimo de 1 MΩ por cada 1000 V de tensión nominal del equipo bajo prueba. Este criterio se basa en la experiencia más que en las características del aislamiento, asimismo, la resistencia de aislamiento nunca debería ser inferior a 1 MΩ. - Información del fabricante, cuando esté disponible. - Comparación con valores obtenidos en las pruebas de aceptación y comisionamiento. - Comparación con valores previos de pruebas de rutina. - Comparación con valores de unidades similares. Además, con respecto al comportamiento de la aguja indicadora durante la prueba, se observa que [99]: - Una buena aislación se caracteriza por el movimiento brusco de la aguja hacia el fondo inferior de la escala, seguida de un gradual movimiento de ascenso hacia el fondo superior de la escala hasta alcanzar el verdadero valor de resistencia de aislación. - Un gradual incremento del valor medido es causado por el efecto de la absorción dieléctrica, puede tomar horas y hasta días antes de que se complete la electrificación y la aguja deje de ascender. 148 - Ligera oscilación hacia el fondo inferior de la escala indica presencia de corrientes de fuga a través de la superficie de una aislación sucia. Además, como se indicó en un principio, esta prueba tiene mayores ventajas al utilizarse de manera comparativa en un mismo equipo a intervalos de tiempo regulares, es decir, mediante el análisis de su tendencia. En este sentido, la Tabla 6.2 muestra los lineamientos generales que pueden ser empleados para evaluar la tendencia marcada por la prueba de resistencia de aislamiento y las acciones a realizar como respuesta. Tabla 6.2. Evaluación de la tendencia de resistencia de aislamiento Tendencia y resultados ¿Qué hacer? a) Valores de IR buenos a altos (normales) y sostenidos en el tiempo (tendencia constante) No requiere ninguna acción b) Valores de IR buenos a altos, pero con tendencia sostenida hacia valores bajos Investigar las causas de la tendencia a la baja, y reparar c) Valores de IR bajos, pero sostenidos en el tiempo (tendencia constante) Probablemente la condición sea correcta, sin embargo, deben revisarse las causas de los valores bajos d) Valores de IR demasiado bajos como para considerarse inseguros Limpiar, secar o buscar la manera de corregir las lecturas antes de poner el equipo en servicio e) Valores de IR buenos o altos, anteriormente con resultados sostenidos en el tiempo, pero con bajas súbitas Realizar pruebas a intervalos menores, hasta determinar la causa de los valores bajos, y reparar; o hasta que los valores se estabilicen en niveles más bajos, pero seguro para la operación; o hasta que los valores sean tan bajos que sean inseguros para que el equipo continúe en servicio Fuente: A Stitch In Time – MEGGER [99] 149 6.4.2 Factor de potencia y/o factor de disipación Las pruebas de factor de potencia (PF) y/o factor de disipación (DF), son efectuadas normalmente en campo, ya sea para la aceptación de los equipos de potencia, en la etapa de comisionamiento, o como parte de las pruebas de rutina dentro de los programas de mantenimiento. Además, a pesar de no ser una prueba obligatoria para los fabricantes, en el caso de que el comprador de un equipo de potencia solicite esta prueba en fábrica, también puede ser realizada como prueba especial. Para el comprador los resultados de una prueba de PF en fábrica llegan a ser muy valiosos, puesto que los resultados de las pruebas ejecutadas en campo se podrán comparar con las realizadas en fábrica. Los resultados de la prueba de PF se expresa en términos relativos (como una relación), que es independiente del área y/o volumen del aislamiento y que varía solamente por la temperatura, humedad, partículas conductivas e ionización, por tanto, las mediciones de PF son más fáciles de interpretar que los resultados obtenidos en la prueba de resistencia de aislamiento, que adicionalmente depende del área y espesor del aislamiento, es más, al ser estas pruebas realizadas en corriente alterna (AC), a la frecuencia industrial, son independientes del tiempo de aplicación de la tensión de prueba, a diferencia de la prueba de resistencia de aislamiento. Asimismo, las pruebas de factor de potencia detectan la presencia de aislantes en mal estado incluso cuando pudiesen estar en serie con una sección aislante en buenas condiciones. Las pruebas de PF y/o DF no ejercen sobreesfuerzos dañinos sobre el aislamiento y permiten analizar el proceso de degradación que sufre el equipo a lo largo de su vida, mediante el registro histórico y la evolución de los resultados de la prueba en el transcurso del tiempo, y mediante la comparación con resultados de pruebas anteriores (pruebas de aceptación en fábrica y/o campo) o pruebas efectuadas en equipos similares. Por tanto, la prueba de factor de potencia es el principal criterio para la evaluación de la condición del aislamiento de los equipos de potencia. Cuando se aplica tensión alterna (AC) sobre un dieléctrico, se producen fenómenos diferentes a los observados en el análisis de la resistencia de aislamiento en corriente continua, esto debido a la variación permanente de la tensión. La polarización no se produce de la misma manera, sino que se hace incipiente y alternada, dando como resultado mayores pérdidas dieléctricas que las presentadas en corriente directa (DC). El espécimen de prueba ante la aplicación de voltaje AC se representa por un capacitor, considerando el 150 fenómeno de la alternancia de la tensión, en paralelo con una resistencia en paralelo que está relacionada con las pérdidas del dieléctrico, tal como se muestra en la Figura 6.11. 𝐼𝑇 𝑉 𝐼𝐶 𝐶𝑃 𝑅𝑃 𝐼𝑇 𝐼𝑅 𝐼𝐶 𝛿 𝜑 𝐼𝑅 (a) (b) 𝑉 Figura 6.11. Circuito equivalente19 (a) y diagrama vectorial (b) del aislamiento, aplicando voltaje AC Donde: 𝑉: 𝐼𝑇: Tensión AC de prueba Corriente de fuga total 𝐼𝐶: Componente capacitivo de la corriente de fuga 𝑅𝑃: Resistencia en paralelo 𝐼𝑅 : Componente resistivo de la corriente de fuga 𝐶𝑃: Capacitancia en paralelo 𝛿: 𝜑: Ángulo de pérdidas dieléctricas Ángulo de fase En general, los equipos de prueba miden de forma precisa la magnitud y desfase de las tensiones y corrientes, pero la capacitancia, factor de disipación, factor de potencia y pérdidas de potencia se calculan internamente y se muestran en la pantalla del equipo. El factor de disipación y factor de potencia se pueden determinar mediante las siguientes relaciones: 19 El aislamiento también puede ser representado por un circuito en serie (C S y RS), en ese caso el f actor de disipación estaría dado por: tan 𝛿 = 𝑅𝑆 𝜔𝐶𝑆 151 𝐷𝐹 = tan 𝛿 = 𝐼𝑅 1 = 𝐼𝐶 𝑅 𝑃 𝜔𝐶𝑃 𝑃𝐹 = cos 𝜑 = 𝐼𝑅 𝐼𝑇 Por otra parte, se han utilizado indistintamente los términos de factor de potencia (PF) y factor de disipación (DF), la razón es porque ambos valores son numéricamente equivalentes hasta un valor de 10%, que es el rango típico de PF y DF en los materiales aislantes, además, ambos valores representan la calidad o la condición del aislamiento, la Tabla 6.3 muestra comparativamente tales valores, una ventaja de utilizar el PF es que el máximo valor que puede alcanzar es 1 o 100%, en cambio, el DF puede conducir a valores que tienden a infinito. Tabla 6.3. Comparación entre PF y DF θ δ cos θ tan δ PF (%) DF (%) 90 0 0 0 0 0 89,7 0,3 0,0051 0,0051 0,5 0,5 87,1 2,9 0,0501 0,0501 5,0 5,0 84,3 5,7 0,1000 0,1005 10,0 10,1 81,4 8,6 0,1501 0,1518 15,0 15,2 80,0 10,0 0,1736 0,1763 17,4 17,6 72,6 17,4 0,2984 0,3126 29,8 31,3 55,8 34,2 0,5621 0,6796 56,2 68,0 15,0 75,0 0,9659 3,7321 96,6 373,2 0 90 1 ∞ 100 ∞ Fuente: Elaboración propia Cabe mencionar que la tensión de prueba de ninguna manera debe sobrepasar la tensión nominal del espécimen bajo prueba, puesto que el factor de potencia es un ensayo no destructivo. Normalmente en equipos de potencia la prueba de PF se realiza a 10 kV, sin embargo, de manera general se recomienda que la tensión de prueba máxima no supere el 80% de la tensión nominal (fase-tierra) del equipo o componente. 6.4.2.1 Capacitancia Cualquier aislamiento puede ser representado por un capacitor, por tanto, es natural que el circuito dieléctrico de cualquier equipo de potencia sea representado por capacitores según sus diferentes secciones aislantes o capacitivas, por tanto, una propiedad que se mide en 152 conjunto con la prueba de factor de potencia es la capacitancia. A partir del circuito equivalente del aislamiento (Figura 6.11) y determinada la corriente capacitiva puede calcularse la capacitancia como: 𝐼𝐶 = 𝑉 𝐼𝐶 = 𝜔𝐶𝑉 → 𝐶 = 𝑋𝐶 2𝜋𝑓𝑉 A la frecuencia de 60 Hz, tensión de prueba de 10 kV y corriente medida en miliamperes, se obtiene la siguiente fórmula simple para el cálculo de la capacitancia: 𝐶 = 265 𝐼𝐶 [𝑝𝐹] De forma similar, en el caso de tener una frecuencia de operación de 50 Hz se cumplirá la siguiente relación: 𝐶 = 318 𝐼𝐶 [𝑝𝐹] El valor de la capacitancia es dependiente de la geometría del espécimen y no se esperan cambios con la edad, pero debido a los esfuerzos, principalmente mecánicos, pueden ocurrir deformaciones y/o movimientos en algunos componentes de los equipos, que hagan variar el valor de capacitancia. Las variaciones de capacitancia entre una prueba y los valores de fábrica, u otros resultados de prueba previos, pueden revelar problemas físicos en la estructura del sistema de aislamiento de los equipos de potencia. 6.4.2.2 Pérdidas dieléctricas Como se mencionó, todos los aislantes sólidos y líquidos tienen cierta cantidad de pérdidas de potencia medibles, esta medición se realiza junto con la prueba de PF y capacitancia. Al conocer las corrientes que circulan por el aislamiento, según el circuito equivalente del aislamiento (Figura 6.11), es posible determinar la potencia de pérdidas como: 𝑃 = 𝑉𝐼𝑅 = 𝑉𝐼𝐶 tan 𝛿 → 𝑃 = 𝜔𝐶 tan 𝛿 𝑉 2 Un incremento en el valor de la potencia de pérdidas indica contaminación del sistema de aislamiento y puede revelar problemas debido a la humedad, polución y suciedad. Esta prueba es especialmente útil para la evaluación de la condición de pararrayos, puesto que permite descubrir defectos causados por el ingreso de humedad. Otras causas para el incremento de las pérdidas dieléctricas son: mala conexión o pérdida de distancias mínimas 153 en uniones, ionización de aislantes sólidos provocada por descargas parciales y carbonización debido al paso de un arco eléctrico. 6.4.2.3 Equipos de prueba de factor de potencia La medición del factor de potencia, capacitancia, pérdidas dieléctricas y corriente de fuga, usualmente se efectúa mediante alguno de los diversos equipos de prueba disponibles en el mercado, pueden citarse por ejemplo el M4100 de Doble, CPC100+TD1 de Omicron, Delta 4000 de Megger, etc., algunos de estos equipos se muestran en la Figura 6.12. A menudo este conjunto de pruebas también se denomina como Pruebas Doble, en referencia a Doble Engineering Co., pionera en la fabricación de equipos para la medición del factor de potencia. (a) (b) Figura 6.12. Equipos de prueba: a) CPC100+TD1 de Omicron [117], b) M4100 de Doble [42] Estos equipos de prueba son generalmente fabricados para su aplicación en campo, los mismos pueden variar en tamaño, circuito interno, tensión de prueba y procedimientos de operación, sin embargo, todos los equipos de prueba están basados en el mismo principio de funcionamiento, que corresponde al puente Schering (véase la Figura 6.13). El circuito de un puente Schering consiste de tres componentes principales: - La capacitancia desconocida 𝐶𝑋, que representa al espécimen bajo prueba, esta capacitancia está en paralelo con su resistencia correspondiente 𝑅 𝑋. Un capacitor patrón 𝐶𝑆 de alta tensión, que puede considerarse sin pérdidas debido al empleo de aire a alta presión como dieléctrico. Normalmente esta capacitancia tiene un valor de entre 100 pF a 10 nF. 154 - Elementos varios, un reóstato de precisión 𝑅 3, una resistencia fija usualmente de 1000 Ω, un capacitor regulable 𝐶4 de precisión y un voltímetro 𝑉 (también es posible utilizar un galvanómetro). Espécimen bajo prueba a RX 2500 V CS 220 V 50 Hz CX b R4 d V R3 C4 c Figura 6.13. Circuito básico para la medición del PF y capacitancia – Puente Schering La medición se realiza mediante la variación de 𝑅 3 y 𝐶4, hasta lograr el equilibrio del puente, es decir, cuando la tensión que marca el voltímetro sea cero, en esta condición la capacitancia 𝐶𝑋 puede ser determinada por comparación con la capacitancia de valor conocido 𝐶𝑆. Analizando las impedancias en la condición de equilibrio puede deducirse que: 𝑍𝑎𝑏 𝑍𝑎𝑑 = 𝑍𝑏𝑐 𝑍𝑑𝑐 De donde: 𝐶𝑋 = ( 𝑅4 𝐶𝑆 )∙ ( ) 𝑅3 1 + (𝑅 4 ∙ 𝐶4 ∙ 𝜔) 2 1 + (𝑅 4 ∙ 𝐶4 ∙ 𝜔) 2 𝑅3 ) 𝑅𝑋 = ( ) ∙ ( (𝑅4 ∙ 𝐶4 ∙ 𝐶𝑆 ∙ 𝜔) 2 𝑅4 Finalmente, el factor de disipación o tangente delta puede ser calculado como: 𝐷𝐹 = tan 𝛿 = 155 1 𝑅𝑋 ⋅ 𝜔 ⋅ 𝐶𝑋 6.4.2.4 Modos de prueba Una característica importante en común de los equipos de prueba, indiferentemente de su marca o año de fabricación, es que todos permiten la selección de tres modos de prueba básicos, los cuales son: - GST (Grounded Specimen Test) - GSTguard (Grounded Specimen Test with Guard) - UST (Ungrounded Specimen Test) Estas configuraciones permiten la medición de distintas secciones del sistema de aislamiento de un equipo de forma separada. La selección de un modo de prueba se realiza directamente en el equipo, es decir, no se realiza físicamente, sino que el equipo mismo cambia las conexiones de manera interna. Por otro lado, los equipos de prueba típicamente están equipados con tres conductores: un cable de alta tensión para energizar el equipo bajo prueba (cable negro), cables de medición para las señales de entrada (cable rojo y/o azul) y un cable para la conexión de la puesta a tierra (cable verde), que conducen las corrientes eléctricas que fluyen por las diferentes secciones capacitivas que modelan el sistema de aislamiento de un equipo. El cableado externo del equipo bajo prueba puede variar en función de la sección de aislamiento que se desea probar, siendo que la selección adecuada del modo de prueba y la correcta instalación de los cables de prueba facilitan la medición de la sección seleccionada. A continuación, se describen tales modos de prueba. 6.4.2.4.1 Modo GST En el modo de prueba GST, o espécimen de prueba puesto a tierra, toda la corriente que circula entre la fuente AC y tierra es medida. El modo GST es utilizado cuando una terminal del aislamiento a ser medido está permanentemente conectada a tierra, por ejemplo, el tanque del transformador, la brida de un bushing, etc. Asimismo, en el modo GST se conecta el cable (o cables) de baja tensión directamente a tierra, es decir, este modo permite la medición de cualquier terminal, normalmente no puesta a tierra, conectarse a tierra mediante el cable de baja tensión (véase la Figura 6.14). Usualmente este modo de prueba también se denomina “overall test” porque mide la corriente global o total que circula por el aislamiento de la unidad bajo prueba. 156 I1 + I2 Cable HV Medidor I&W I1 Cable LV I2 Figura 6.14. Modo de prueba GST 6.4.2.4.2 Modo GSTguard El modo de prueba GSTguard (GSTg), o espécimen de prueba puesto a tierra con guarda, básicamente es el mismo que el modo GST con la diferencia de que el cable de baja tensión se conecta al terminal de guarda, de tal forma que no se mide la corriente que circula por la sección de aislamiento conectada entre el cable de alta tensión y el cable de baja tensión. Toda la corriente que fluye por el aislamiento conectado entre el cable de alta tensión y tierra es medida. La Figura 6.15 muestra la conexión y el flujo de corrientes del modo de prueba GSTg. I1 + I2 Cable HV I1 Cable LV Medidor I&W I2 Guard Figura 6.15. Modo de prueba GSTguard 157 El modo GSTguard es utilizado para separar una sección de aislamiento y probarla sin medir la corriente que fluye por la sección de aislamiento conectada al cable de baja tensión. En otras palabras, la corriente que circula por el cable de baja tensión se “guarda” sin medirse. 6.4.2.4.3 Modo UST En el modo de prueba UST, o espécimen de prueba no puesto a tierra, únicamente se mide la corriente que fluye desde la fuente, a través del cable de alta tensión, la sección de aislamiento que se desea medir y el cable de baja tensión. Cualquier corriente que fluya por un elemento puesto a tierra no es medido, ya que existe una conexión a tierra del retorno de la fuente AC, de tal manera que todas las corrientes que fluyen por tierra son eliminadas de la lectura. La Figura 6.16 describe la conexión y el flujo de corrientes del modo de prueba UST. I1 + I2 Cable HV Medidor I&W Guard I1 Cable LV I2 Figura 6.16. Modo de prueba UST En el modo UST solamente se miden los parámetros del aislamiento entre las dos terminales no puestas a tierra del equipo, es decir la corriente que fluye entre el cable negro y el cable rojo, razón por la cual el cable rojo usualmente es conocido como cable UST, la tierra se considera conectada al terminal de guarda, porque ninguna conexión a tierra se mide. Entonces, el modo UST se utiliza para separar una sección individual de aislamiento y probarla sin medir otras secciones de aislamiento. 158 6.4.2.4.4 Aplicación de los modos de prueba En dispositivos eléctricos, tales como transformadores de potencia, transformadores de instrumentación, interruptores de potencia, pararrayos y bushings, existen muchas separaciones de aislamiento que deben ser verificadas individualmente. Estas secciones aislantes o capacitivas son probadas mediante una combinación de pruebas según los modos UST, GST y GSTguard descritos anteriormente. A continuación, se realiza el análisis de los modos de prueba en un equipo con un circuito dieléctrico relativamente complejo de tres secciones capacitivas (C1, C2 y C3) mediante el uso de los dos cables de baja tensión (rojo y azul), esto con el fin de comprender cabalmente todos los modos de prueba. En el ejemplo de la Figura 6.17 la sección de aislamiento C3 se considera sólidamente aterrizada. La primera medición que se debe realizar es GST (véase la Figura 6.17), mediante esta medición se obtiene una respuesta global sobre la condición del aislamiento (overall test), el valor de corriente, capacitancia (y factor de potencia) de esta medida corresponde a la suma de las capacitancias de cada sección aislante. Cable HV C1 Cable LV (Red) C2 C3 Cable LV (Blue) Figura 6.17. Modo de prueba GST, para la medición de C1+C2+C3 Ahora, para conocer las corrientes y parámetros de las secciones capacitivas C1 y C2 se procede a la selección del modo UST, ya sea UST-Red (Figura 6.18) para la medición de C1, o UST-Blue (Figura 6.19) para la medición de C2. 159 Cable HV C1 C2 Cable LV (Red) Cable LV (Blue) C3 Guard Figura 6.18. Modo de prueba UST-R, para la medición de C1 Adviértase que en el modo UST se selecciona una sola sección capacitiva de la cual se obtienen todas sus medidas (PF, capacitancia, corriente y potencia de pérdidas), en cambio el otro cable de baja tensión, que se encuentra conectado a la sección capacitiva que no se desea medir, se pone a tierra internamente en el equipo y se “guarda” sin medirse. Cable HV C1 C2 C3 Guard Cable LV (Red) Cable LV (Blue) Figura 6.19. Modo de prueba UST-B, para la medición de C2 La última sección capacitiva C3 se mide con el modo GSTguard, en la mayoría de los equipos de prueba es posible la selección del modo de prueba GSTguard Red & Blue, es decir, poniendo a guarda los dos cables de baja tensión (rojo y azul), y midiendo todo lo que está puesto a tierra, en este caso la sección C3 (véase la Figura 6.20). 160 Cable HV C1 C2 C3 Guard Cable LV (Red) Cable LV (Blue) Figura 6.20. Modo de prueba GSTg – R & B, para la medición de C3 Existe una alternativa para determinar C3, la misma consiste en emplear simplemente los resultados de las pruebas de los modos GST y UST, puesto que C3 puede calcularse como la diferencia entre la capacitancia total del modo GST (C1+C2+C3) y la capacitancia de los modos UST (C1 y C2). Normalmente, ambos resultados son determinados con el fin de comparar y verificar las pruebas. Además, otra variación del modo GSTguard es la selección de un solo cable a guarda, por ejemplo, GSTguard-Red (Figura 6.21), en este caso toda la corriente que circula por las secciones capacitivas puestas a tierra se miden (C2+C3), pero la corriente del cable de baja tensión rojo se “guarda” sin medirse, o sea, no se mide C1. Cable HV C1 C2 C3 Guard Cable LV (Red) Cable LV (Blue) Figura 6.21. Modo de prueba GSTg-R, para la medición de C2+C3 161 Por tanto, se observa que la correcta utilización de los modos UST, GST y GSTguard, en conjunto, facilita la ejecución de las pruebas, puesto que en muchos casos permite probar los equipos sin la necesidad de recableado. 6.4.2.5 Influencia de la temperatura y humedad en la medición del PF y/o DF Es fundamental comprender que los cambios en la calidad y/o integridad del aislamiento se reflejan en variaciones de algunas características dieléctricas básicas, tales como la capacitancia, pérdidas dieléctricas, factor de potencia y/o factor de disipación. Por tanto, mediante la medición de estas características en el tiempo, los cambios en la integridad del aislamiento pueden ser valorados. Desafortunadamente, existen otros factores que influyen en la variación de los resultados de las pruebas de factor de potencia. Asimismo, las pruebas no siempre pueden ser realizadas bajo condiciones deseables, ya que muchos equipos son instalados en la intemperie, donde las condiciones ambientales difieren entre pruebas. Dos variables primordiales a tomar en cuenta y que no pueden ser controladas fácilmente son la humedad y la temperatura. Además, la corriente de fuga superficial también puede influir bastante en los resultados de la prueba de PF, para minimizar el efecto de la corriente de fuga superficial, antes de realizar la prueba se deben limpiar y secar las superficies externas de los aislantes. Así también, las pruebas realizadas durante periodos de alta humedad o precipitación deben efectuarse con bastante cuidado, de lo contrario, realizar una evaluación de la condición del aislamiento será una tarea muy difícil, lo recomendable es esperar que las condiciones ambientales mejoren. Asimismo, el efecto de la temperatura sobre las mediciones de factor de potencia es considerable. La magnitud del factor de potencia registrado en un espécimen bajo prueba varía directamente con la temperatura, entonces, con el propósito de obtener resultados comparables, es necesaria la normalización de los resultados a una temperatura base común. La práctica común es corregir los valores medidos de factor de potencia a un valor basado en una temperatura de 20°C. Un factor de potencia corregido a 20°C se calcula como: 𝑃𝐹20°𝐶 = 162 𝑃𝐹𝑇 𝐾 Donde: 𝑃𝐹20°𝐶 : Factor de potencia corregido a 20°C 𝐾: 𝑃𝐹𝑇: Factor de corrección Factor de potencia a una temperatura T diferente de 20°C Cuando se ejecutan pruebas a temperaturas cercanas al punto de congelación, el factor de corrección es bastante elevado, produciendo un resultado corregido poco confiable, en tal caso la prueba debería repetirse a una temperatura más elevada y próxima a los 20°C. Igualmente, si el equipo bajo prueba está funcionando a temperaturas demasiado elevadas y la prueba se efectúa sin esperar que se alcance una temperatura adecuada próxima a 20°C, el valor de factor de potencia corregido también será erróneo, la prueba debería repetirse después que el equipo se haya enfriado. Existen diversas curvas y tablas para la corrección por temperatura para los distintos equipos bajo prueba, generalmente el fabricante del equipo de potencia suministra las curvas de corrección por temperatura. Es necesario aclarar que a pesar de que los factores de corrección por temperatura ayudan a normalizar los resultados de una prueba de PF, los mismos no toman en cuenta información crítica como el envejecimiento, calidad y tipo de material aislante, condiciones de operación o los registros históricos del equipo; al respecto, el IEEE establece lo siguiente: “la experiencia ha demostrado que la variación del factor de potencia con la temperatura es substancial y errática, de tal forma que no existe una sola curva de corrección de temperatura que se ajuste a todos los casos” [65]. Por tanto, lo más recomendable es remitirse a las tablas y/o curvas de corrección de temperatura actualizadas de cada fabricante y realizar las pruebas con una temperatura lo más próxima a los 20°C. La TABLA B10 del Apéndice B muestra los factores de corrección por temperatura recomendados por Doble. 6.4.2.6 Prueba de factor de potencia por pasos (tip-up) Una variación de la prueba de factor de potencia que aporta bastante en la determinación de la causa de resultados de PF altos es la prueba de factor de potencia por pasos o tipup, este ensayo consiste en incrementar el valor de tensión de prueba desde cero hasta el valor máximo en varios pasos iguales, por ejemplo, para una prueba con tensión máxima de 10 kV es posible realizar la prueba en pasos de 2 kV, es decir, a los 2 kV, 4 kV, 6 kV, 163 8 kV y 10 kV. La mayoría de los equipos de prueba actuales permite la variación automática de las tensiones para la prueba de tensión por pasos. Si el factor de potencia no varía con el cambio de tensión de prueba, significa que la humedad es la posible causa del elevado de factor de potencia. Por otro lado, si el factor de potencia aumenta al aumentar la tensión aplicada, las causas para el alto valor de PF pueden ser: ionización por presencia de descargas parciales, carbonización de uniones, cortocircuitos, etc. 6.4.2.7 Pruebas de factor de potencia con variaciones de frecuencia La medición del factor de potencia y capacitancia se constituyen en técnicas bastante utilizadas para la evaluación de los sistemas de aislamiento desde hace muchas décadas, esta prueba usualmente se realiza a la frecuencia del sistema (50/60 Hz), sin embargo, en los últimos años el desarrollo de la electrónica ha permitido el empleo de equipos capaces de medir el factor de potencia en un amplio rango de frecuencias. El rango de frecuencias en la mayoría de los instrumentos de prueba varía entre 15 Hz y 600 Hz, mientras la tensión de prueba usualmente se limita a 2 kV. Esta prueba es especialmente útil para la limitación de los efectos de la interferencia electromagnética cuando existen bahías de la subestación que continúan en operación, lo que en algunos casos puede conducir a resultados erróneos en pruebas efectuadas a la frecuencia del sistema. A su vez, la variación de frecuencia en la prueba de factor de potencia ha demostrado ser muy valiosa para la detección de humedad en los equipos de potencia, principalmente en bushings, puesto que el efecto de polarización es más pronunciado con la variación de frecuencia, principalmente en materiales polares, esencialmente agua. Asimismo, mediante la variación de frecuencia pueden obtenerse curvas características propias de cada equipo que pueden ser comparadas con pruebas posteriores o curvas de equipos similares. 164 6.5 Pruebas eléctricas La valoración de los parámetros eléctricos permite verificar la correcta operación y desempeño de los equipos. Además, tales parámetros son sensibles a distintas fallas y/o defectos que las pruebas dieléctricas, aunque también pueden confirmar los resultados de estas pruebas, por ejemplo, después de obtener valores de capacitancia anormales en transformadores, la prueba de reactancia de dispersión puede confirmar la presencia de algún defecto en los devanados. Las pruebas eléctricas más importantes se describen a continuación. 6.5.1 Corriente de excitación La corriente de excitación es la corriente que fluye cuando los devanados de un transformador son energizados bajo condiciones de vacío, sin carga en su secundario. Esta corriente proporciona la energía necesaria para crear el flujo magnético en el núcleo de hierro. La prueba de corriente de excitación o magnetización es aplicable a transformadores, es una prueba bastante utilizada para detectar problemas como defectos en la estructura del núcleo magnético, movimiento en los devanados, fallas en la aislación espira-espira y problemas en los cambiadores de toma. Debe recordarse que en un circuito magnético el flujo es directamente proporcional a la fuerza magnetomotriz e inversamente proporcional a la reluctancia, es decir: 𝜙= Donde: 𝜙: 𝑁 ∙𝑖 ℛ Flujo magnético del núcleo 𝑁: Número de espiras o vueltas del devanado ℛ: Reluctancia magnética del núcleo 𝑖: Corriente que circula por el devanado Al existir problemas en la estructura del núcleo, la reluctancia del circuito magnético cambia, de tal forma que afecta la corriente requerida para crear el flujo magnético que circula por el núcleo, de la misma forma, si existiese alguna variación del número de espiras la corriente debería aumentar para crear el mismo flujo magnético, entonces, los cambios en la 165 corriente de excitación revelan problemas, ya sea en los devanados o en el núcleo magnético. Esta prueba usualmente se ejecuta en cada fase del devanado de alta tensión, en el extremo de baja tensión los terminales se dejan flotantes, con excepción del neutro que se conecta a tierra. Las pruebas deben ser realizadas con la mayor tensión de prueba posible, sin exceder el rango de tensión del devanado a probarse. Con el propósito de obtener resultados comparables las pruebas deben realizarse con la misma tensión de prueba y aplicando las mismas conexiones. Esta prueba es una extensión natural de la prueba de factor de potencia, por tanto, emplea el mismo equipo de prueba, el modo de prueba utilizado es UST. La tensión generada por los equipos de prueba de factor de potencia se utiliza para alimentar el devanado bajo prueba, y el cable de baja tensión es empleado para conducir la corriente del devanado y medir la corriente de excitación. Por ejemplo, en la Figura 6.22 se muestra la conexión de un equipo de prueba en el modo UST para la medición de corriente de excitación de un transformador monofásico, nótese que en el caso de un cortocircuito entre espiras del devanado secundario existirá una pequeña corriente de falla (IF ) que a su vez crea un flujo magnético (ΦF ) en el secundario; este flujo debe ser compensado (Φmag+ΦF ), la única forma de obtener este flujo es mediante un incremento de la corriente de excitación generada en el primario, que en este caso se mide cuando circula por el cable rojo. Cualquier defecto en los devanados o en el núcleo tendrá un efecto similar sobre la corriente de excitación. Iexc = Imag + IF Φmag + ΦF’ Cable HV ΦF Guard IF Cable LV (Red) Notas: a) UST-R; medición de “Iexc = Imag + IF” Figura 6.22. Corriente de excitación en un transformador con el secundario defectuoso 166 6.5.2 Curva de saturación Las características de un transformador de corriente (CT) pueden representarse de forma gráfica por la relación existente entre el voltaje y la corriente en los devanados secundarios, mientras el devanado primario se encuentra en vacío. Estas características son normalmente representadas en una curva logarítmica y dependen de la frecuencia y de la forma de onda de la tensión aplicada, esta curva es conocida como curva de saturación, excitación o magnetización. Codo de saturación – Punto de transición entre la zona de operación normal y la región de saturación BURDEN NOMINAL DEL CT “L400” ZONA DE SATURACIÓN Zona de operación normal con una relación lineal entre la tensión y la corriente Figura 6.23. Ejemplo de resultados de la prueba de saturación [21] La curva de saturación permite comprobar que el CT no está saturado y que opera dentro de sus parámetros nominales. La saturación del núcleo puede ser provocada por alguna de las siguientes condiciones: - Carga o burden superior a la nominal. - Corrientes elevadas que fluyan por el CT (corrientes de falla). - Devanados secundarios abiertos, mientras circula corriente por el primario. - Corriente DC que fluya por cualquier devanado. La curva de saturación se obtiene aplicando tensión alterna (AC) al devanado secundario, mientras el devanado primario queda abierto, e incrementando el voltaje en varios pasos 167 hasta alcanzar el punto de saturación, entonces, el voltaje se reduce lentamente a cero con el propósito de desmagnetizar el núcleo, la corriente se registra para cada paso de tensión. Los resultados son trazados en una curva logarítmica, tal como se muestra en la Figura 6.23, las lecturas cercanas al codo de saturación20 son especialmente importantes y deben ser graficadas para compararlas con otras curvas. Además, el valor del codo de saturación, o punto de inflexión, es necesario para limitar el valor de tensión a aplicar en la medición de la relación de transformación. Esta prueba básicamente requiere la utilización de una fuente variable para la aplicación de tensión en el devanado secundario, un voltímetro para medir la tensión y un amperímetro para medir la corriente generada, asimismo, esta prueba puede ser realizada mediante la aplicación de corriente primaria, no obstante, en la actualidad este método no es el preferido debido al tamaño, costo y disponibilidad de los equipos de prueba. Los instrumentos de prueba actuales permiten obtener varios parámetros de los CTs, además de la curva de saturación, entre ellos la relación de transformación, resistencia de devanados y burden, por ejemplo, la Figura 6.24 muestra el CT Analyzer de Omicron y el MRCT de Megger. (a) (b) Figura 6.24. Equipos para la prueba de CTs: a) CT Analyzer de Omicron [119], b) MRCT de Megger [106] 20 De acuerdo con la norma IEC 60044-1, el punto de inf lexión es def inido como el punto en la curva donde un incremento de tensión de 10% incrementa la corriente un 50% . La norma IEEE C57.13 def ine el punto de inf lexión ANSI 45° como el punto en el cual la tangente de la curva f orma un ángulo de 45°. 168 6.5.3 Reactancia de dispersión (impedancia de cortocircuito) La medición de la reactancia de dispersión es una prueba que permite verificar el estado físico del transformador, mediante la variación de la reactancia en el canal de dispersión, esta variación está especialmente ligada al flujo magnético y puede generarse por cambios físicos o modificaciones en el circuito magnético. A través de la variación de su magnitud es posible detectar problemas asociados a cortocircuitos entre espiras, espiras abiertas, problemas en el núcleo, etc., sin embargo, es especialmente sensible a cambios físicos en la geometría del transformador, que son comúnmente derivados de [22]: - Deformaciones en devanados o desplazamiento de los mismos. - Pérdida de apriete en la sujeción mecánica del conjunto núcleo-bobinas. En condiciones de vacío, la corriente de excitación en el devanado energizado crea un flujo de magnetización, el cual está casi enteramente confinado al núcleo, en cambio, con la carga presente la corriente primaria se incrementa y la corriente en el secundario crea un flujo neto en el núcleo (el cual se opone al flujo magnetizante) lo suficientemente grande para balancear la tensión aplicada al primario. Al mismo tiempo, la acción combinada de ambas corrientes presenta un flujo en el espacio de permeabilidad (aceite, papel, etc.) que incluye los espacios entre los devanados, dentro de los devanados y entre los devanados y el tanque (o pantalla del tanque). El flujo que no es confinado al núcleo, para toda la longitud de su camino, se define como el flujo de dispersión y constituye una pérdida de energía [22]. Ik Rk Xk Vk Figura 6.25. Circuito equivalente del transformador en cortocircuito La prueba para medición de la reactancia de dispersión, que está asociada directamente con el flujo de dispersión, se lleva a cabo energizando a tensión reducida, el devanado de alta tensión del transformador y manteniendo en cortocircuito el devanado de baja tensión, 169 con ello se mide la impedancia (resistencia y reactancia) que resultan del flujo magnético que circula por las trayectorias de fuga o dispersión (véase la Figura 6.25). La reactancia de fuga es sensible a cambios geométricos en la trayectoria del flujo de dispersión, no es sensible a la temperatura y no es influenciada por la presencia de contaminación en los aislamientos [22]. Por otro lado, la reactancia de dispersión es una prueba complementaria a la medición de la corriente de excitación, puesto que ambas pruebas dependen del valor de la reluctancia magnética que encuentren a su paso, ya sea la reluctancia del núcleo o la reluctancia del canal de fuga o dispersión según corresponda, siendo la corriente de excitación una prueba más sensible a los problemas asociados con el núcleo y la reactancia de dispersión más sensible a defectos en los devanados. La medición de la impedancia de cortocircuito puede ser efectuada de forma manual mediante el método voltímetro-amperímetro, que realiza la medición de la tensión y corriente primaria con el secundario en cortocircuito, mientras se calcula el valor de la impedancia; la fuente debe ser variable, usualmente con una tensión de 280 volts, sin embargo, la prueba no se ve afectada por el nivel de tensión de la fuente, sino que depende en cierto grado de la corriente suministrada, el voltaje de la fuente es ajustado en función de la corriente, que debe estar en el orden de 0,5% a 1,0% de la corriente nominal del devanado. También, es posible realizar esta medición con un instrumento de prueba automático, en el cual se ingresan los datos de la impedancia de cortocircuito y/o el valor de referencia de las pruebas de aceptación; el instrumento determina directamente la variación de la impedancia respecto a los valores de referencia. En el mercado existe una gran variedad de instrumentos de prueba, en la Figura 6.26 se presentan dos ejemplos. (a) (b) Figura 6.26. Instrumentos de prueba: a) UM5B de Unitronics [138], b) M4110 de Doble [41] 170 6.5.4 Relación de transformación y polaridad La relación de transformación es la relación entre los valores eficaces (rms) de las tensiones en los devanados de alta y baja de un transformador bajo condiciones específicas de carga. A su vez, la relación de espiras es la relación entre el número de vueltas o espiras de los devanados de alta y baja de un transformador. Para propósitos prácticos, cuando el transformador se encuentra en vacío, ambas relaciones se consideran iguales. Es decir: 𝑟= Donde: 𝑁𝑃 𝑉𝑃 = 𝑁𝑆 𝑉𝑆 𝑟: Relación de transformación o relación de espiras 𝑁𝑆: Número de espiras o vueltas del secundario 𝑁𝑃: 𝑉𝑃 : 𝑉𝑆 : Número de espiras o vueltas del primario Voltaje primario Voltaje secundario La relación de transformación es un parámetro que no debe cambiar en el tiempo, puesto que el número de espiras no cambia, sin embargo, cuando se evidencian variaciones de los valores de relación respecto a valores previos pueden identificarse problemas en los devanados, tales como cortocircuitos o circuitos abiertos principalmente. Por otro lado, la polaridad se refiere a la dirección instantánea de la corriente en el devanado primario respecto de la corriente en el devanado secundario, la cual está definida por el sentido de arrollamiento de los conductores en cada devanado. La polaridad debe ser verificada para conectar correctamente transformadores en paralelo. La polaridad en transformadores trifásicos cuando se verifica fase a fase, no es diferente a la polaridad en transformadores monofásicos, sin embargo, la polaridad por sí sola no puede describir la relación entre los devanados primarios y secundarios, pues deben considerarse también el desplazamiento angular y la secuencia de fase. La polaridad y grupo vectorial de un transformador es determinada por las conexiones internas de los devanados y está indicada por las marcas o diagrama vectorial en su placa característica. Además, en transformadores de instrumentación la verificación de polaridad es importante, porque las señales en los devanados secundarios no deben variar respecto de las señales 171 en los devanados primarios, esto con el fin de evitar la incorrecta medición o actuación de los equipos de medida o protección asociados. En el mercado existe una gran variedad de instrumentos para la prueba de relación de transformación, comúnmente denominados TTR (transformer turn ratio). Estos instrumentos permiten la medición de la relación de transformación y polaridad, su funcionamiento se basa en la aplicación de tensión en el lado primario del transformador y la medición de la tensión inducida en el secundario, mientras el transformador está en vacío o sin carga; en general, los instrumentos de prueba utilizan una tensión máxima de 100 V, por ejemplo, la Figura 6.27 muestra el medidor de relación TTR330 de Megger. También es posible utilizar los equipos de medición de factor de potencia para efectuar esta prueba, la utilización de estos instrumentos tiene la ventaja de poder realizar la prueba con tensiones de hasta 10 kV, lo que hace a este método más sensible. Figura 6.27. Instrumento de medición de la relación de espiras TTR330 de Megger [77] La prueba de polaridad y relación (TTR) puede ser realizada mediante los mismos instrumentos de prueba en transformadores de potencia, distribución y de potencial, sin embargo, para transformadores de corriente estos instrumentos por lo general no son aplicables. Para el caso de transformadores de corriente se requieren instrumentos con mayor precisión para la medición de la relación. 6.5.5 Medición de resistencias bajas La operación de los equipos eléctricos depende del flujo controlado de corriente eléctrica dentro de los parámetros de diseño de los componentes conductores de cada equipo. Al mismo tiempo, la ley de Ohm establece que para una fuente especifica de energía, operando en AC o DC, la magnitud de consumo de corriente dependerá de la resistencia 172 del circuito, siendo la resistencia la propiedad de un elemento o circuito que determina, para una corriente dada, la tasa a la cual la energía eléctrica se convierte en calor de acuerdo con la fórmula 𝑃 = 𝐼2 𝑅. La medición de (baja) resistencia indicará cuanta degradación existe, o se está creando dentro de un aparato eléctrico. Los cambios en el valor de un elemento de resistencia baja son una de las mejores y más rápidos indicadores de degradación entre dos puntos de contacto [104]. Estos elementos incluyen principalmente contactos de interruptores y seccionadores y devanados de transformadores. Una medición de baja resistencia es típicamente una medición por debajo de 1 ohm, a este nivel es importante emplear equipos de prueba que minimicen los errores introducidos por la resistencia de los cables de prueba y/o resistencia de contacto entre el instrumento de prueba y el material que se está probando. Además, a este nivel, las tensiones permanentes a través del aparato bajo medición pueden causar errores que necesitan ser identificados [104]. En general, la medición de resistencia baja ayuda a identificar elementos de resistencia que se hayan incrementado por encima de los valores aceptables debido al aflojamiento de piezas, desgaste, corrosión, sobrecalentamiento, etc. La prueba de cuatro hilos es el método más preciso cuando se miden resistencias por debajo de 10 ohms (Ω), pues este método elimina los errores debido a las resistencias de los cables de prueba y contacto, este es el método de prueba asociado con los óhmetros de baja resistencia. Las mediciones de cuatro hilos de DC usan dos cables de prueba de corriente y dos de potencial (véase la Figura 6.28). Fuente de corriente DC Circuito de medida (R=V/I) Voltímetro DC C1 P1 P2 C2 Resistencia medida Figura 6.28. Diagrama de operación básica de un medidor de baja resistencia 173 6.5.5.1 Resistencia de devanados Esta prueba mide la resistencia en corriente directa de los conductores y devanados de transformadores y se realiza mediante un micro-óhmetro o puente Kelvin. El valor de la resistencia de devanados no debería cambiar en el transcurso del tiempo, sin embargo, pueden presentarse variaciones de la resistencia en caso de espiras cortocircuitadas, uniones débiles, falsos contactos y cambios físicos en los devanados, lo que hace a esta prueba adecuada para revelar problemas serios relacionados con el circuito eléctrico de transformadores. La medición de la resistencia de devanados es una tarea relativamente compleja, ya que la resistencia es un parámetro dependiente de la temperatura, y al mismo tiempo la temperatura depende del estado de carga del transformador y otros factores, tales como la temperatura ambiente. Además, otro de los factores a considerar en la medición de la resistencia es la inductancia propia de los devanados, no obstante, los equipos de prueba actuales permiten mitigar estos efectos. El procedimiento de medición requiere des-energizar al transformador y esperar a que este se enfríe, en campo no es posible que las medidas se realicen a la misma temperatura, por lo que normalmente los valores de resistencia deben ser corregidos a una temperatura base común de 75°C o 85°C mediante la siguiente fórmula: 𝐶𝐹 + 𝐶𝑇 ) 𝑅𝐶 = 𝑅𝑀 ( 𝐶𝐹 + 𝑊𝑇 Donde: 𝑅 𝐶: Resistencia corregida 𝑅𝑀: Resistencia medida 𝐶𝑇: Temperatura de corrección (75°C o 85°C) 𝐶𝐹: 𝑊𝑇: Factor de corrección igual a 234,5°C (cobre), o 225°C (aluminio) Temperatura del devanado al instante de la medición (°C) Determinar la temperatura del devanado en el instante de la prueba es bastante complejo cuando la medición se realiza en campo, pero normalmente no es necesaria, puesto que por lo general las resistencias son comparadas entre devanados de cada fase, o con unidades hermanas que normalmente están a la misma temperatura. 174 6.5.5.2 Resistencia de contactos (estática) Los contactos eléctricos son elementos esenciales de los interruptores y otros equipos de maniobra. Los interruptores se componen de un contacto fijo y un contacto móvil que, al estar en posición cerrada, permiten el flujo de la corriente a través del interruptor. La corriente debe fluir sin sobrecalentar los contactos, ya que esto puede contribuir en su degradación [23]. La forma habitual en que opera un interruptor, durante el cierre y/o apertura, puede influir en el valor de la resistencia de contacto. La resistencia de contactos puede variar por diversas razones, principalmente debido a que el interruptor permanece cerrado por períodos prolongados de tiempo o debido a operaciones frecuentes de apertura y cierre. Los contactos que permanecen cerrados por largos períodos de tiempo están sujetos a procesos de oxidación que incrementan la resistencia de contacto. En interruptores aislados en gas SF6 la oxidación se presenta debido a la reacción del gas con los materiales de los contactos, formando una capa aislante que reduce el área de contacto e incrementa la resistencia. Los contactos que operan frecuentemente son afectados por la erosión y por la temperatura del arco, además del desgaste y deslizamiento entre ellos [23]. Figura 6.29. Medidor de resistencia de contactos MOM200 de Megger [101] Existe una gran variedad de equipos disponibles en el mercado para la medición de la resistencia de contactos, por ejemplo, el medidor de resistencia de contactos MOM200 de Programma, actualmente parte de Megger, presentado en la Figura 6.29. 175 Debe aclararse que en interruptores esta prueba solamente mide la resistencia de los contactos principales, ya que se realiza con el interruptor en la posición cerrada. Por otro lado, los seccionadores son equipos que permanecen estáticos durante largos periodos de tiempo y deben ser capaces de conducir las corrientes de operación normal, sobrecarga y cortocircuito, por tanto, la verificación de la condición de sus contactos es importante en su mantenimiento, siendo la medición de la resistencia de contactos la técnica utilizada para este fin. 6.5.6 Resistencia dinámica de contactos (DRM) La mayoría de los interruptores de gas SF6 son diseñados con dos sistemas de contactos, los contactos de corriente principales y los contactos de arco. El sistema de contactos de corriente principales conduce la corriente cuando el interruptor está en la posición cerrada (Figura 6.30 a). Durante la operación de apertura, los contactos de corriente se separan primero, entonces, la corriente es conducida a través de los contactos de arco (Figura 6.30 b), los cuales se separan algunos milisegundos después; el arco, que se forma después de la separación de los contactos de arco, es extinguido en el siguiente cruce por cero de la corriente. (a) (b) Figura 6.30. Circulación de corriente por los contactos principales (a) y contactos de arco (b) [10] Los interruptores sufren desgaste en sus contactos de arco debido a la operación normal, así como en la interrupción de corrientes de cortocircuito. Si los contactos de arco se encuentran erosionados o tienen algún tipo de defecto el interruptor se vuelve poco confiable muy pronto. Las superficies del contacto principal se pueden deteriorar por la 176 formación del arco, lo que produce una mayor resistencia, calor excesivo y en el peor de los casos, una explosión [109]. La condición de los contactos principales se determina mediante la prueba de resistencia estática de contactos, sin embargo, esta prueba ofrece poca o ninguna información acerca de la condición de los contactos de arco. El método adecuado para determinar la condición de los contactos, como prueba periódica, es la medición de la resistencia dinámica de contactos (DRM). Esta prueba se realiza mediante la inyección de corriente DC a través del interruptor y el monitoreo simultáneo de la caída de tensión, como también del flujo de corriente, durante la operación del interruptor. El analizador de interruptores mediante la medición de estos parámetros puede calcular y graficar la resistencia en función del tiempo. Si la prueba de movimiento se realiza simultáneamente es posible tomar la lectura en cada punto de la posición de los contactos, este método permite la medición confiable de la longitud del contacto de arco. La prueba DRM puede revelar el desgaste y envejecimiento de los contactos de arco, así como la longitud del contacto de arco., la respuesta típica de la prueba de resistencia dinámica se presenta en la Figura 6.31. Por lo general, los instrumentos de prueba de tiempo y movimiento también permiten obtener esta curva. Curva de resistencia proporcional a la caída de tensión en el interruptor [500 μΩ/div] Inicio del movimiento Desplazamiento cuando los contactos de arco están abiertos Desplazamiento en la apertura de los contactos principales Longitud del contacto de arco Contactos principales abiertos, la caída de tensión aumenta abruptamente Curva de desplazamiento [10mm/div] Pequeños incrementos en la resistencia del circuito principal cuando se mueven los contactos Se abren los contactos de arco, cae la corriente y la resistencia crece hasta el infinito Curva de corriente [100 A/div] Figura 6.31. Ejemplo de la medición de resistencia dinámica de contactos [123] 177 6.5.7 Tensión mínima de disparo El mecanismo de operación, incluyendo el circuito de control, debe ser diseñado para una tensión de control nominal, pero además debe tener la capacidad de operar en un rango de tensiones específico y así adaptarse a las variaciones del voltaje de alimentación. Según el IEC el rango de tensiones de operación debe ser: - Tensión mínima (circuito de cierre): 85% de la tensión nominal - Tensión máxima (circuito de cierre): 110% de la tensión nominal - Tensión mínima (circuito de disparo): 70% de la tensión nominal - Tensión máxima (circuito de disparo): 110% de la tensión nominal Es importante verificar el desempeño que tendrá un interruptor al realizar las operaciones, de cierre y apertura bajo las condiciones más desfavorables de alimentación del circuito de mando, es decir, probar las tensiones mínimas de operación. En esta prueba se determina el voltaje mínimo al que el interruptor puede operar, es una medición de la fuerza necesaria para mover la armadura de la bobina; en esta prueba no interesan los parámetros de temporización de contactos, solo importa si el interruptor opera o no. Se comienza con un voltaje bajo, enviando un pulso de control al interruptor, si el mismo no opera se incrementa el voltaje en, por ejemplo, 5 volts y se intenta nuevamente, y se repite el procedimiento hasta que el interruptor actúe; una vez que el interruptor ha operado, se debe registrar el voltaje para el que ocurrió la operación. La próxima vez que se hagan tareas de mantenimiento se podrán comparar los resultados con los antiguos valores de prueba para determinar la presencia de cambios [101]. Por otro lado, en las subestaciones pueden producirse tensiones inducidas de valor reducido, entre tierra y circuitos de baja tensión (e. g. bobinas de operación) que están asociadas a las sobretensiones que se presentan en la instalación. Es importante verificar que una tensión de estas características no sea capaz de energizar las bobinas de operación del interruptor. En este sentido, también es importante probar la operación del interruptor con tensiones reducidas, normalmente de 30 volts. Si el interruptor opera con tensiones inferiores a 30 volts deben cambiarse las bobinas de operación. Debido a su sencillez existen varios métodos para realizar esta prueba; en general la mayoría de los analizadores de interruptores actuales incluyen esta función. 178 6.6 Pruebas mecánicas La mayoría de los equipos de patio están constituidos por componentes estáticos, sin embargo, existen equipos que tienen elementos dinámicos, los cuales están sujetos a distintos esfuerzos en su ciclo de vida, principalmente esfuerzos mecánicos. El interruptor de potencia es el equipo más expuesto a estos esfuerzos y la medición de sus parámetros mecánicos, mediante las técnicas presentadas a continuación, es fundamental para la evaluación de su condición. 6.6.1 Pruebas de tiempo y movimiento El conjunto de pruebas de tiempo y movimiento se realiza en interruptores de media y alta tensión, usualmente en interruptores con voltajes superiores a 34 kV, para corroborar su desempeño mecánico y/o detectar problemas en el mecanismo de operación. Este conjunto de pruebas, además de la resistencia dinámica (DRM), puede ser efectuado por medio de un analizador de interruptores, mecánico o electrónico. Actualmente, los analizadores de tiempo y movimiento electrónicos han reemplazado a los antiguos instrumentos mecánicos, por ejemplo, la Figura 6.32 muestra dos instrumentos de prueba modernos. (a) (b) Figura 6.32. Analizadores de CBs: a) TM1800 de Programma [123], b) CBA-32P de Zensol [145] La información, de los parámetros de tiempo y movimiento, provista por estos instrumentos es presentada de forma gráfica, aunque también puede ser presentada como resultados numéricos, algunos equipos inclusive pueden realizar una valoración de la condición mecánica del interruptor de manera casi automática. Básicamente, el análisis de dichos gráficos permite evaluar la condición mecánica y eléctrica de los interruptores. Por lo general, la evaluación se realiza con base en la huella digital de cada interruptor. 179 6.6.1.1 Medición de tiempos de operación Esta prueba se basa en las definiciones de tiempo de operación, de apertura y cierre, establecidos por el IEC (véase el acápite 2.4.3). Donde: - El tiempo de apertura es el intervalo de tiempo desde el instante en que el dispositivo de liberación (bobina de disparo, por ejemplo) es activado, hasta el instante en que los contactos de arco se han separado en todos los polos. - El tiempo de cierre es el intervalo de tiempo desde el instante en que el dispositivo de cierre (bobina de cierre, por ejemplo) es activado, hasta el instante en que los contactos de arco se tocan en todos los polos. El propósito principal de esta medición es verificar que los tiempos de apertura y cierre estén dentro los límites especificados por el fabricante. Tiempos fuera de las especificaciones del fabricante, especialmente en la maniobra de corrientes de cortocircuito, producen el incremento del tiempo de arqueo, que tiene como resultado un excesivo desgaste de los contactos (en el mejor escenario) y puede inclusive provocar alguna condición de emergencia en el equipo, como la fundición de los contactos; si los contactos se funden el interruptor requerirá el reemplazo de sus contactos y en otros casos el reemplazo de todo el interruptor. Así también, tiempos de operación de cierre y apertura aceptables, como un todo, requieren la correcta sincronización entre fases y entre contactos (en serie) de una misma fase, esto en caso de interruptores con múltiples cámaras por fase. El sincronismo dentro de una fase es esencial cuando se tienen varios contactos conectados en serie, puesto que el interruptor, en ese caso, opera como un divisor de tensión cuando abre el circuito. Si las diferencias de tiempo entre las operaciones de los contactos son muy largas, pueden presentarse voltajes excesivos en alguna de las cámaras, dando como resultado una descarga disruptiva, con la posibilidad de dañar seriamente la cámara de interrupción. También, la prueba de tiempos incluye la medición del tiempo de actuación de las resistencias de pre-inserción, que es simultáneamente efectuada con la medición de los tiempos de operación de los contactos principales. Asimismo, esta prueba considera la operación de los contactos auxiliares tipo “a” y “b”; un contacto “a” (NO) tiene el mismo estado de los contactos principales, el mismo se cierra 180 cuando los contactos principales se cierran, y se abre cuando los contactos principales se abren. Por otro lado, un contacto “b” (NC) tiene el estado opuesto del contacto principal, se cierra cuando el contacto principal se abre y se abre cuando el contacto principal se cierra. Además de las operaciones de cierre y apertura, que deben realizarse dentro de los límites operativos del interruptor, existen otras combinaciones básicas, o ciclos de operación21, que también pueden ser verificados a fin de garantizar la operatividad del interruptor ante distintas condiciones de falla, las más comunes son las siguientes [145]: - “Trip free” (C-O), la cual simula una apertura provocada por un cortocircuito luego de una operación de cierre. El interruptor debe abrirse instantáneamente. - “Re-cierre” (O-C), simula un cierre rápido para reestablecer la corriente, después de un cortocircuito que tendría que ser despejado. - “Re-cierre – abierto” (O-0,3s-C-O), el cual simula un re-cierre con un cortocircuito permanente, el interruptor debe ser capaz de abrir el circuito nuevamente. - (C-O)-15s-(C-O)-15s-(C-O), simula un cierre múltiple después de una apertura por cortocircuito, con el propósito de re-establecer la energía, esperando que el cortocircuito desaparezca. Este ciclo se usa frecuentemente en aplicaciones de media tensión. Para la ejecución de la prueba el analizador debe inyectar una corriente a la bobina de cierre o de disparo y detectar el flujo de corriente en los contactos principales del interruptor, generado por otra fuente del analizador (distinta a la anterior), y así medir el tiempo transcurrido entre la orden de cierre o disparo y la señal de corriente en los contactos principales del interruptor. 6.6.1.2 Mediciones de movimiento Un interruptor de alta tensión se diseña para interrumpir una corriente de cortocircuito específica y debe operar a una velocidad específica a fin de acumular una cantidad suficiente de flujo de enfriamiento de aire, aceite o gas (dependiendo del tipo de interruptor). Este flujo enfría el arco eléctrico al grado de interrumpir la corriente en el siguiente cruce 21 Es una práctica común en algunas compañías realizar las pruebas de tiempo y movimiento solamente para las operaciones de cierre y apertura, a f in de evitar sobreesf uerzos a los que normalmente no serán sometidos los interruptores. 181 por cero, es importante que la interrupción de corriente sea de tal manera que el arco no se re-encienda de nuevo antes de que el contacto del interruptor ingrese en la llamada zona de amortiguación [109]. La distancia total en la cual el arco eléctrico se extingue se conoce como la zona de arco. A partir de la curva de desplazamiento es posible determinar las curvas de velocidad y aceleración a fin de revelar inclusive pequeñas variaciones que podrían haber ocurrido en los componentes mecánicos (véase la Figura 6.33). Sobre-recorrido Penetración de contactos Recorrido POSICIÓN Cerrado Cierre de contacto Zona de arqueo Puntos de cálculo de velocidad Abierto Zona de amortiguación TIEMPO Figura 6.33. Diagrama de movimiento y gráfico de temporización en una operación C-O [109] El movimiento del recorrido de los contactos es capturado mediante la conexión de un transductor de desplazamiento sobre el mecanismo de operación, estos transductores pueden ser de tipo lineal o rotativo, por ejemplo, la Figura 6.34 muestra la conexión típica de un transductor rotativo. Figura 6.34. Instalación típica de un transductor rotativo [108] 182 La velocidad22 se calcula entre dos puntos en la curva de desplazamiento. El punto superior se define como la distancia en longitud, grados o porcentaje de movimiento desde la posición del interruptor cerrado, o el punto de cierre de contactos o de separación de contactos. El tiempo que transcurre entre estos dos puntos varía entre 10 y 20 milisegundos, lo que corresponde a 1 o 2 cruces por cero [109]. También, la curva de velocidad instantánea puede ser calculada como la derivada de la curva del desplazamiento, esta curva permite obtener la velocidad como una función del tiempo, permitiendo adquirir información más completa sobre el comportamiento dinámico del interruptor. Así también, la curva de aceleración se obtiene como la derivada de la curva de velocidad. El sistema de amortiguamiento de los mecanismos de operación es utilizado para atenuar los elevados esfuerzos mecánicos producidos en la apertura y cierre de los interruptores, si el dispositivo de amortiguamiento no funciona correctamente, las poderosas tensiones mecánicas que se generan en las operaciones pueden acortar la vida útil del interruptor y/o causar daños severos. La amortiguación comúnmente se mide de forma similar a la velocidad, en las operaciones de apertura, midiendo el tiempo transcurrido en el cambio de posición entre dos puntos sobre la posición abierta del interruptor Asimismo, otros parámetros importantes de la curva de movimiento o desplazamiento que deben analizarse, en las operaciones de apertura y/o cierre, son las siguientes [146]: - Recorrido (stroke). - También denominado carrera, es la distancia total recorrida entre dos puntos de reposo; algunos autores definen el “stroke” de un interruptor como la distancia máxima recorrida por los contactos durante una operación, es decir el recorrido más el sobre-recorrido. - Sobre-recorrido (overtravel). - Es la distancia recorrida por la varilla de accionamiento desde su posición máxima de desplazamiento, hasta la posición extrema de su punto de reposo. - Penetración de contactos. - Es la distancia medida en la operación de cierre, entre el punto donde se tocan los contactos y la posición final de reposo del contacto móvil. Durante la operación de cierre, la penetración de contactos es calculada como 22 La velocidad debe ser determinada entre dos puntos específ icos def inidos por el f abricante del interruptor, esto con f ines comparativos. 183 la diferencia en recorrido desde el instante en el que el primer contacto toca al contacto fijo y a la posición estable del interruptor cerrado. - Rebote (rebound). - Es la distancia recorrida por la varilla de accionamiento de forma posterior y en dirección opuesta al sobre-recorrido, puede contener varios pulsos antes de ser amortiguado, el cual es un comportamiento no deseado. 6.6.1.3 Corriente de bobinas En principio, es importante entender el comportamiento físico del circuito de mando del interruptor, que está constituido básicamente por las bobinas de operación, armaduras o núcleo móvil, los trinquetes y los contactos auxiliares. (a) (d) (b) (e) (c) (f ) Figura 6.35. Proceso de operación de la bobina de apertura [53] La Figura 6.35 muestra el comportamiento del sistema de control en una operación de apertura. Se observa que para empezar la operación debe energizarse la bobina de apertura por medio de una fuente externa, en ese instante comienza la circulación de corriente (a), casi instantáneamente ocurre el movimiento de la armadura (b), después, la armadura golpea el trinquete (c) y se produce la liberación del resorte de apertura y simultáneamente ocurre la apertura del contacto principal (d), que produce la operación de los contactos auxiliares (e), finalmente todos los componentes quedan en reposo (f). 184 Aunque la corriente sea un parámetro eléctrico, el análisis del comportamiento de la corriente de bobinas constituye una herramienta poderosa para la evaluación mecánica y eléctrica del circuito de control del interruptor. Además, esta medición se realiza en conjunto con las pruebas de tiempo y movimiento, permitiendo así un análisis completo del interruptor. La prueba consiste en la medición de la corriente DC que circula por la bobina, mientras se aplica la tensión en la bobina de cierre o disparo. La curva de corriente muestra inicialmente una transición recta cuya velocidad de subida depende de las características eléctricas de la bobina y del voltaje aplicado. Cuando se empieza a mover la armadura y activa el trinquete, la relación eléctrica cambia y la corriente de la bobina cae. El valor del primer pico de corriente (inferior) se relaciona con la corriente de la bobina totalmente saturada (corriente máxima), y esta relación provee información sobre la tensión de disparo. Si la bobina alcanzara su corriente máxima antes de que la armadura y el trinquete empezaran a moverse, el interruptor no dispararía; sin embargo, debe notarse que la relación entre los dos picos de corriente puede variar, en particular con la temperatura. Las corrientes de armadura se pueden medir en forma rutinaria para detectar posibles problemas mecánicos y/o eléctricos en las bobinas de actuación mucho antes de que emerjan como fallas reales [123]. La Figura 6.36 muestra una curva típica de la corriente de bobina en la operación de disparo. 1 Energización de la bobina de operación 2-5 Recorrido de la armadura 3-4 Operación del trinquete por el movimiento de la armadura 4-5 La armadura completa su recorrido 5 Final del movimiento de la armadura 6 Corriente proporcional a la resistencia DC de la bobina 7 Apertura de los contactos auxiliares 8 Disminución de la corriente Figura 6.36. Curva típica de la corriente de bobina [123] 185 6.7 Pruebas físico-químicas23 El aceite mineral aislante es un componente fundamental del sistema de aislamiento de los equipos de potencia, principalmente de transformadores de potencia, ITs e interruptores en aceite, la condición de este componente debe ser comprobada mediante la medición de sus características básicas, las cuales inciden directamente en las propiedades del equipo mismo. La descripción de estas propiedades y los límites recomendados para aceites nuevos y en servicio se describen en la norma IEEE C57.106 y en las correspondientes normas IEC. A continuación, se señalan las técnicas básicas que permiten verificar los parámetros físico-químicos del aceite y su respectivo método de medición. - Rigidez dieléctrica (ASTM D 877 y/o ASTM D 1816) - Acidez o número de neutralización (ANSI/ASTM D 974) - Densidad relativa o gravedad específica (ANSI/ASTM D 1298) - Tensión interfacial (ANSI/ASTM D 971 o ANSI/ASTM D 2285) - Color (ANSI/ASTM D 1500) - Condición visual (ASTM D 1524) - Contenido de humedad en el aceite (ASTM D 1533) Asimismo, los esfuerzos térmicos y eléctricos que soportan los transformadores tienen como consecuencia la generación de gases combustibles disueltos en el aceite, la presencia y cantidad de estos gases individuales, extraídos del aceite y luego analizados, revelan la condición del transformador, esta técnica, que puede ser definida como una prueba térmica, es conocida como análisis de gases disueltos (DGA por sus siglas en inglés), la medición de la cantidad de gases se realiza mediante la cromatografía y su valoración depende del método a emplear, siendo la medición del contenido de gases individuales y totales, con base en las normas IEC 60599 e IEEE C57.104, uno de los principales métodos de evaluación. Por otro lado, la medición del contenido de furanos en el aceite, mediante el método ASTM D 5837, es necesaria para evaluar la condición del papel y estimar la vida remanente del transformador, puesto que los furanos son compuestos que se forman por la degradación del papel aislante. 23 Para mayor detalle respecto a las pruebas descritas en este acápite se recomienda acudir a las normas señaladas y las ref erencias [89] y [133]. 186 6.8 Pruebas no tradicionales Además de las pruebas estudiadas previamente existen otras técnicas, relativamente nuevas, que se han desarrollado aprovechando el progreso de la electrónica. Actualmente estas técnicas contribuyen en el diagnóstico, aunque la normativa, en algunos casos, todavía no ha establecido lineamientos claros para su evaluación. A continuación, se presentan las técnicas más importantes. 6.8.1 Análisis de la respuesta en frecuencia (FRA) El análisis de la respuesta en frecuencia (FRA) es una técnica de diagnóstico avanzada y no destructiva, utilizada para verificar la correcta posición de la parte activa (devanados y núcleo) de los transformadores mediante la comparación con datos referenciales de la misma unidad o unidades similares. El objetivo de la técnica FRA es identificar los desplazamientos físicos que ocurren en transformadores, ya sean provocados por la edad o después de un evento particular (e. g. reacondicionamiento, reparación, accidentes, transporte, cortocircuito, inspección de calidad, etc.). La prueba FRA permite identificar problemas físicos en el transformador sin la necesidad de efectuar inspecciones internas costosas que también requerirían tiempos fuera de servicio prolongados. Asimismo, esta prueba puede ser corroborada mediante la utilización de otras técnicas, tales como la Núcleo Tanque medición de capacitancia, corriente de excitación y reactancia de dispersión. Figura 6.37. Modelo RLC del transformador a distintas frecuencias [17] Los transformadores de potencia pueden modelarse como una red eléctrica compleja de capacitancias, inductancias y resistencias (véase la Figura 6.37). Esta red RLC compleja está constituida por distintos elementos pasivos, que básicamente están conformados por 187 la resistencia e inductancia de los devanados y la capacitancia de las capas de aislamiento entre devanados, entre espiras, entre devanados y núcleo, entre núcleo y tanque, entre tanque y devanados, etc. Cada transformador, o malla eléctrica RLC, tiene una respuesta exclusiva en frecuencia, que habitualmente se denomina huella digital. Las diferencias entre una huella y el resultado de una medición posterior son una indicación de variaciones posicionales y eléctricas de los componentes internos. Cada banda de frecuencia está relacionada con un tipo específico de componente. Existen dos métodos para la determinación de la respuesta en frecuencia de transformadores, el método impulsivo y el barrido de frecuencia (SFRA), los cuales se describen a continuación. - Método impulsivo (LVI). - Esta técnica fue la primera en desarrollarse, se basa en la aplicación de una señal de impulso en cada fase del devanado de alta y baja, con los devanados opuestos abiertos o en cortocircuito. Las señales de impulso, en función del tiempo, de entrada y salida se registran, luego, los resultados de las señales son transformadas al dominio de la frecuencia mediante la transformada de Fourier. El voltaje de entrada y el voltaje de salida son calculados a distintas frecuencias. - Método de barrido de frecuencia (SFRA). - Esta técnica se basa en la aplicación de una señal sinusoidal, usualmente con una tensión de pico de 10 volts de frecuencia variable, en cada fase de los devanados de alta y baja con los demás devanados en cortocircuito o en vacío. El voltaje de entrada y el voltaje de salida son medidos a distintas frecuencias. Una de las ventajas del método impulsivo es que requiere menor tiempo de ejecución que el método de barrido de frecuencia, no obstante, son muchas más las ventajas que ofrece el método de barrido sobre el método impulsivo, básicamente [2]: - Una relación de señal a ruido muy alta, esto resulta de utilizar la función de filtro del instrumento de prueba para remover el ruido de banda ancha. - Se puede escanear un gran número de frecuencias. - A bajas frecuencias es posible utilizar una resolución de frecuencias más fina. De forma alternativa, la resolución de frecuencia se puede adaptar al ancho de la banda utilizada. - Se requiere solamente un componente de medición. 188 El método de barrido de frecuencia (SFRA) ha demostrado tener mejor reproducibilidad que el método impulsivo, teniendo la misma sensibilidad. Además, se constituye en el método más sencillo de interpretar y con el transcurso del tiempo ha logrado obtener mayor número de usuarios, actualmente es el método preferido como ensayo de campo. 6.8.1.1 Principio de medición de SFRA En la prueba SFRA la señal de voltaje es inyectada por medio de un cable coaxial, a uno de los terminales del transformador, y es medida en el mismo punto con un cable coaxial diferente. La señal transferida a un segundo terminal (usualmente al final del mismo devanado) es medido con un tercer cable coaxial. Todas las pantallas de los cables deben ser conectadas a tierra con la menor distancia posible, puesto que la medición y su reproducibilidad, especialmente a altas frecuencias, pueden ser afectadas. La impedancia de entrada de los instrumentos de prueba tiene un valor igual a la impedancia de onda de los cables (e. g. 50 ohms), esto con el propósito de minimizar la distorsión de la señal debido a la reflexión de los terminales de los cables (véase la Figura 6.38). Cables de tierra Cable de medición Cable de alimentación RED COMPLEJA RLC Cable de medición Figura 6.38. Principio de operación de un analizador SFRA [17] La relación entre las dos señales medidas proporciona la respuesta requerida de la red compleja. Esta relación es la función de transferencia del transformador, de la cual puede 189 obtenerse su magnitud y ángulo. Para distintas frecuencias la malla RLC ofrece distintas impedancias, la función de transferencia es una medida de la impedancia efectiva de la malla RLC a distintas frecuencias. Todo cambio geométrico de los componentes RLC provoca la variación de la función de transferencia a una frecuencia específica. Señal de salida Señal de entrada (onda sinusoidal de frecuencia variable) Magnitud Ángulo Figura 6.39. Procesamiento de datos y parámetros medidos en la prueba SFRA [17] Normalmente la prueba se realiza en el rango de frecuencias de 20 Hz a 2 MHz, además, las mediciones de barrido de frecuencia se efectúan utilizando para la frecuencia una escala logarítmica a intervalos espaciados uniformemente. Es decir, el espacio entre mediciones sucesivas debe tener un porcentaje consistente del 2% o menor a través de todo el rango de la frecuencia. La prueba registra la magnitud de la respuesta en una escala de decibeles (dB) para cada punto medido. El voltaje de entrada medido U1, y el voltaje de salida medido U2, se combinan para dar la lectura en decibeles según [2]: 𝑀𝑎𝑔𝑛𝑖𝑡𝑢𝑑 = 20 log ( 𝑈2 ) [𝑑𝐵] 𝑈1 Así también, la prueba debe registrar el desfase o ángulo, en grados, para cada punto medido. El proceso de medición y obtención de los parámetros de la prueba SFRA se sintetiza en la Figura 6.39. Nótese que los resultados de la prueba no son valores absolutos, sino que son representaciones gráficas de la función de transferencia. 190 Usualmente la prueba se realiza en un mismo devanado, final con final, con el devanado opuesto abierto o en cortocircuito, sin embargo, también es posible realizar la prueba entre devanados, por ejemplo, energizando un devanado de alta y midiendo la señal generada en el devanado de baja. Las pruebas entre devanados son utilizadas con menor frecuencia, puesto que existen métodos relativamente más sencillos para detectar el mismo tipo de falla. Las características de estos métodos de prueba se presentan en la Tabla 6.4, donde VR corresponde a la señal de referencia y VM a la señal medida. Tabla 6.4. Métodos de medición de la prueba SFRA Tipo de prueba Final con f inal (abierto o en vacío) Parámetro medido @ 50 Hz Abierto Evalúa las características del devanado y el núcleo Similar a la prueba de corriente de excitación Cortocircuito Evalúa las características del devanado Similar a la prueba de reactancia de f uga Evalúa la capacitancia entre devanados Similar a la prueba de capacitancia Evalúa la inductancia de ambos devanados Similar a la prueba de relación de espiras Circuito VR VM VR Final con f inal (en cortocircuito) VM Capacitivo entre devanados VR VM VR VM Inductivo entre devanados Fuente: MEGGER [107] La respuesta típica de la prueba SFRA (magnitud), según la forma de conexión del devanado de alta tensión, se presenta en la Figura 6.40. La mayoría de las curvas empiezan en -30 dB y -50 dB y son inicialmente de tipo inductivas, puesto que el efecto capacitivo a estas frecuencias no es pronunciado. Los devanados de alta tensión tienen una longitud mucho mayor que los devanados de baja, lo cual incrementa la complejidad de su circuito. 191 Las mediciones de devanados de alta tensión generalmente producen resonancias mucho más marcadas que los devanados de baja tensión. Figura 6.40. Respuesta típica de la prueba SFRA en devanados de alta tensión [19] En el mercado existe una gran variedad de instrumentos disponibles para la ejecución de la prueba SFRA en campo, por ejemplo, la Figura 6.41 presenta algunos analizadores de la respuesta en frecuencia. (a) (b) (c) Figura 6.41. a) FRAnalizer de Omicron [121], b) FRAX101 de Megger [107], c) M5300 de Doble [9] 192 6.8.2 Medición de la resistencia dinámica en OLTCs La medición de resistencia dinámica (DRM) es un nuevo método que puede realizarse en campo como medición complementaria para analizar el proceso de conmutación de cambiadores de tomas bajo carga (OLTC) en transformadores de potencia, usando este método de prueba pueden detectarse fallas sin la necesidad de abrir el compartimiento del OLTC [120]. Figura 6.42. Comportamiento dinámico de un OLTC [120] El análisis del proceso de conmutación es necesario para la comprensión de esta prueba, este proceso se presenta en la Figura 6.42, en principio (1) la corriente circula normalmente por los conductores, en esta posición la corriente permanece constante, al empezar la conmutación los contactos del ruptor se mueven (de izquierda a derecha en el gráfico) hasta alcanzar la primera resistencia de transición, al incrementarse la resistencia del circuito la corriente disminuye. Luego, los contactos se conectan a las tomas a través de las dos resistencias de transición (2), incrementando momentáneamente la corriente, en razón de la disminución de resistencia (dos resistencias en paralelo). El movimiento continúa y los contactos solamente tocan la segunda resistencia de transición (3), disminuyendo nuevamente la corriente. Finalmente, en (4) la corriente empieza a incrementarse, hasta 193 alcanzar su valor nominal constante, puesto que la corriente ahora circula solamente a través de los conductores, pero en una posición inferior. La medición de resistencia dinámica (DRM) es en realidad la medida del cambio de la corriente de prueba durante la transición entre tomas, la corriente se representa como la variación de la resistencia en el circuito durante el cambio de posición, pues la corriente es inversa a la resistencia total del circuito (resistencia del devanado más resistencia de contactos del OLTC). Los problemas de conmutación del ruptor pueden ser encontrados mediante el análisis de algunas características claves del proceso de conmutación. Para la medida dinámica de resistencia, la corriente de prueba debe ser lo más baja posible, de lo contrario no se podrían detectar las interrupciones breves o el rebote de los contactos del interruptor de derivación. En este caso, el arco iniciado produce el efecto de cortocircuitar internamente los contactos abiertos [117]. La prueba requiere una fuente para la inyección de corriente DC y un instrumento de medición especializado para monitorear esta corriente. Esta medición se efectúa por el método de los cuatro hilos, puesto que los cables de conexión no deben influir en la medición. Actualmente existe una gran variedad de instrumentos de prueba disponibles en el mercado, algunos de estos instrumentos son exclusivamente utilizados para el diagnóstico de OLTCs, por ejemplo, el Tapscan de MR (principal fabricante de OLTCs a nivel mundial) y DV Power, que además mide otros parámetros, tales como la corriente del motor (Figura 6.43b). Así también, existen otros equipos multifuncionales, como el CPC100 (Figura 6.43a) en conjunto con el SB1 de Omicron, que permite la medición de la resistencia en todas las posiciones del cambiador de forma casi automática y sin necesidad de re-cableado. (a) (b) Figura 6.43. Equipos de prueba: a) CPC 100 de Omicron [120], b) Tapscan® DRM de MR [44] 194 6.8.3 Análisis de vibraciones El análisis de vibraciones se basa en el principio de que todo movimiento mecánico en un equipo produce algún tipo de sonido y/o vibración. Esta vibración puede ser detectada, medida y comparada con resultados previos, de tal forma que la condición del equipo en cuestión pueda ser evaluada. Se requiere un nivel de referencia previamente medido para analizar las pruebas de vibración. Todas las mediciones subsiguientes en el equipo a probar deben utilizar los resultados de esta prueba como referencia, a fin de determinar niveles de vibración fuera de lo normal, que revelen la presencia de defectos mecánicos. El análisis de vibraciones es un método no invasivo que utiliza un sensor de aceleración sin partes móviles. El interruptor puede permanecer en servicio durante la prueba, sin embargo, para la medición se requiere una operación de apertura-cierre. La primera operación puede ser diferente comparada con la segunda y la tercera debido a la corrosión y otros problemas por el contacto entre piezas metálicas, siendo el análisis de vibraciones un método útil para la captura del primer disparo luego de un periodo prolongado de tiempo sin operaciones. El análisis compara la serie de mediciones tomadas en el tiempo con una referencia tomada previamente. El método de vibraciones puede detectar fallas que son difíciles de detectar con métodos convencionales, pero si se dispone de datos convencionales tales como tiempo de contactos, curva de trayectoria y corriente de bobinas, además de datos de vibraciones previos, es posible realizar una evaluación del estado más precisa. Los datos de vibraciones deben almacenarse junto con resultados de pruebas convencionales [109]. Esta prueba es utilizada en la evaluación de interruptores desde hace aproximadamente 20 años. Al principio, el método se estableció en el mercado escandinavo. La prueba de vibraciones se puede realizar de manera segura para el personal técnico, ya que ambos extremos del interruptor se pueden conectar a tierra durante la prueba, además, requiere de menor cantidad de actividades de trepado, pues no se requiere acceso al sistema de contactos del interruptor y el sensor de aceleración se puede montar fácilmente sobre el interruptor [109]. Para efectuar la prueba uno o más acelerómetros deben estar fijados en los polos del interruptor y/o en el mecanismo de operación. Las señales de vibración tomadas por el sensor son enviadas al analizador de interruptores (e. g. TM1800 de Programma) donde son registradas en la operación del interruptor y posteriormente pueden ser analizadas. Por ejemplo, la Figura 6.44 muestra la curva característica de una operación de cierre. 195 Figura 6.44. Señal de vibración característica registrada en una operación de cierre [101] Las características más importantes de la curva de vibración son: a) Impulso para energizar la bobina de cierre. b) La armadura de la bobina de cierre es accionada. c) El trinquete de operación es liberado y las levas empiezan el movimiento. d) El incremento de fricción, debido a la mayor cantidad de levas y elementos en movimiento, se presenta en forma de vibraciones. e) El amortiguamiento empieza. f) La varilla de operación empieza el movimiento hasta que ocurre el sobre-recorrido y se engancha en el trinquete. g) El movimiento de la varilla de operación y de los contactos principales termina. h) Los discos de leva, y demás elementos mecánicos, llegan a su posición normal cerrada (h, i, j). Si bien existen compañías que recomiendan el uso de esta prueba en el diagnóstico de interruptores, en muchas otras no ha sido aceptada, debido principalmente a que las señales de vibración son relativamente difíciles de analizar y su aporte en el diagnóstico no es tan significativo. 196 6.8.4 Prueba de primer disparo (first trip) Una de las pruebas más importantes para el diagnóstico de interruptores es la medición de los tiempos de operación de los contactos principales, los resultados de esta medición proporcionan información directa sobre el tiempo de apertura del interruptor. El proceso general para realizar esta prueba comprende las siguientes acciones: - Apertura del interruptor - Desconexión del interruptor del sistema por medio de los seccionadores - Puesta a tierra del interruptor - Ejecución de la prueba de tiempos en el interruptor Esta prueba no necesariamente muestra el comportamiento real del interruptor, considerando que un interruptor permanece en servicio sin realizar ninguna operación por muchos meses, incluso años, antes de que sea sacado de servicio con el fin de realizarle una serie de pruebas, incluidas las pruebas de tiempo y movimiento; en este periodo el interruptor podría sufrir distintos tipos de envejecimiento, tales como la mala lubricación o corrosión en sus componentes móviles, rodamientos, levas, etc., estos problemas pueden, y en su mayoría son, atenuados en el primer disparo. El problema con el procedimiento tradicional de pruebas es que el interruptor es operado antes de la ejecución de las mismas, esta operación pudiese haber ocultado problemas de corrosión, lubricación y/o tiempos de disparo por encima del límite aceptable, luego las pruebas de rutina darían resultados aparentemente normales, dando por hecho de que el interruptor se encuentra en buenas condiciones, algunos meses después la corrosión puede retornar y entonces una falla podría ocurrir y el interruptor no sería apto para realizar la apertura en el tiempo adecuado. Entonces, la captura del primer disparo es muy importante, puesto que puede revelar problemas que podrían estar escondidos en las pruebas de tiempo rutinarias. La medición y conexión del instrumento de prueba debe realizarse mientras el interruptor continúa en servicio. La forma de medir la corriente de forma segura es por medio de pinzas de corriente conectadas a las bobinas de disparo. Asimismo, la conexión de pinzas de corriente a los secundarios de los CTs hará posible la verificación de las corrientes de línea, desde su valor nominal hasta que son interrumpidas, también puede verificarse la sincronización de los tiempos de apertura en las tres fases; todas las conexiones se realizan dentro de las cajas 197 de mando. En la Figura 6.45 se observa la conexión típica de la pinza para la medición de la corriente de las bobinas de disparo (a) y de las corrientes del sistema en los CTs (b). Las señales de corriente pueden ser observadas en un analizador de interruptores que disponga esta función. (a) (b) Figura 6.45. Conexiones para la prueba de primer disparo [100] 198 CAPÍTULO VII: DIAGNÓSTICO Y APLICACIÓN DE LAS PRUEBAS 7.1 Introducción Este capítulo describe la aplicación de las pruebas en el diagnóstico de equipos de subestación; en principio, se indican las precauciones a considerar en la ejecución de las pruebas y posteriormente se describen las pruebas requeridas por los distintos equipos de patio, sus procedimientos y la interpretación de resultados. Usualmente los manuales de los instrumentos de prueba incluyen el procedimiento de las pruebas, el cómo realizar las conexiones y los pasos para su ejecución, no obstante, por lo general no explican en detalle por qué medir uno u otro parámetro y menos aún su significado, es por esta razón que este capítulo también incluye la descripción de los procedimientos de las pruebas. Así también, otro asunto importante – quizá más importante incluso que la ejecución de la prueba en sí – es la interpretación de los resultados. Debe considerarse que los registros de los resultados de las pruebas deben incluir [89]: - Alcance de las pruebas. - Equipo probado y fecha de las pruebas. - Resultados de las pruebas. - Interpretación y recomendaciones basadas en las pruebas. Para la interpretación adecuada de los resultados debe considerarse la evidencia objetiva de la aplicabilidad y efectividad de los criterios a emplearse [67]. En este sentido, los criterios presentados en este documento están basados en la normativa internacional vigente, principalmente IEEE, IEC y/o NETA; y cuando no exista normativa específica para la evaluación de un parámetro se recurrirá a las recomendaciones de la industria en general, entre ellas las recomendaciones de los fabricantes de instrumentos de prueba, fabricantes de equipos de potencia y entidades especializadas en el tema, principalmente CIGRE. También, se presentarán algunos ejemplos de diagnóstico basados en las pruebas de campo, de tal forma que permitan verificar la efectividad de las pruebas. 7.2 Precauciones de seguridad en la ejecución de las pruebas Los trabajos realizados en instalaciones eléctricas requieren de extremo cuidado, más aún al tratarse de actividades desarrolladas en ambientes donde puedan existir líneas y barras 199 de alta tensión energizadas, cada equipo debe ser tratado con respeto y debe ser manipulado solamente cuando se confirme que está sólidamente puesto a tierra; siempre deben respetarse los códigos de seguridad nacionales, internacionales y las mejores prácticas de seguridad de cada compañía propietaria de los equipos de potencia. Las instalaciones eléctricas, especialmente las instalaciones de alta tensión, tienen riesgos inherentes asociados a los siguientes fenómenos [84]: - Acoplamiento capacitivo e inductivo. - Formación de arco eléctrico en el aire, al vencer la capacidad de ruptura del dieléctrico cuando se sobrepasan las distancias mínimas de seguridad de barras y líneas energizadas. - Corrientes de fuga superficial sobre aislantes contaminados o húmedos. - Incrementos del potencial de tierra (picos) debido a transitorios de voltaje del sistema (sobretensiones) o corrientes de falla; potenciales de paso y de contacto. Las reglas y prácticas de seguridad tienen como propósito controlar los riesgos inherentes descritos y así proteger la vida de las personas, proteger los activos de la compañía y proteger la producción, en este caso la disponibilidad del servicio de energía eléctrica; siendo la protección de la vida humana el factor más importante. A continuación, se presentan algunos lineamientos de seguridad que deben considerarse en la ejecución de las pruebas de campo [89]: - El personal que ejecuta las pruebas requiere adiestramiento y atención especial para asegurar la protección de los activos, instrumentos de prueba y principalmente su propia seguridad y la de sus compañeros. - Los ingenieros y técnicos encargados de la ejecución de las pruebas deben conocer y observar las normas de seguridad apropiadas en todo momento. Las normas de seguridad de la planta, así como las regulaciones nacionales e internacionales deberán consultarse cuando se trabaje cerca de equipos energizados. - Las pruebas de campo en general requieren que los equipos a probar sean desenergizados, el equipo a ser probado debe desconectarse del sistema de potencia de acuerdo con los procedimientos operativos establecidos. Deben utilizarse las técnicas de puesta a tierra para evitar lesiones al personal o daños a los equipos. El personal debe ser adiestrado para tratar todo equipo no puesto a tierra como si 200 estuviese energizado. Nunca se debe confiar en la palabra de otro sobre que un equipo está puesto a tierra o des-energizado, siempre debe ser confirmado personalmente. - Los dispositivos de prueba utilizados en la actualidad son altamente complejos, las tensiones de prueba generadas por estos equipos representan un peligro, tanto para el equipo bajo prueba como para el personal ejecutante, por tanto, debe restringirse su uso a personal debidamente adiestrado. - Deben seguirse los procedimientos de bloqueo y señalización de acuerdo con las regulaciones nacionales y de la propia empresa. Deben tomarse precauciones para prevenir que el personal toque los terminales de los equipos bajo prueba. Cuando sea posible, un observador debería colocarse para avisar al personal que se acerque sobre el peligro potencial, esta persona debe disponer de los medios para desconectar la fuente de energía. - Normalmente las pruebas se realizan cerca de líneas y equipos energizados, por tanto, es importante colocar barreras de seguridad temporales para mantener al personal a una distancia segura del área de pruebas y de elementos energizados cuando se requiera. - Los interruptores tienen elementos mecánicos (e. g. resortes) que almacenan altas cantidades de energía potencial para su operación, para evitar cualquier daño al personal estos elementos deben ser descargados antes de su manipulación. 7.3 Pruebas aplicables a transformadores de potencia Los transformadores en servicio están continuamente sometidos a diversos esfuerzos eléctricos, térmicos y mecánicos, además, las condiciones ambientales, en especial en ambientes contaminados o con altas temperaturas, combinados con condiciones de carga elevadas, añaden mayores solicitaciones al equipo, asimismo, los transformadores de potencia son equipos altamente confiables, pues son construidos mediante técnicas que permiten mantenerlos, idealmente, libres de humedad y oxígeno, y con gradientes de temperatura uniforme, evitando así puntos calientes en su estructura, sin embargo, después de varios años en servicio, la humedad, oxígeno y temperatura, factores dominantes en la degradación del aislamiento, pueden afectar la condición del transformador. Los principales problemas que se pueden presentar en los transformadores son el deterioro de la celulosa, movimiento del núcleo y devanados, desgaste de los contactos del cambiador de tomas, ingreso de humedad en bushings, aflojamiento de conexiones y otros. 201 Las fallas en transformadores pueden representar costos elevados de reparación y tiempos prolongados de indisponibilidad, en el caso de compañías de distribución, por ejemplo, la carga de un transformador en falla podría ser transferida a otras unidades, sin embargo, estas unidades podrían ser operadas en condición de sobrecarga, en algunos casos solamente durante ciertos periodos de tiempo, poniendo en riesgo la continuidad del suministro de energía eléctrica. PRUEBAS ELÉCTRICAS BÁSICAS TIPO DE PROBLEMA Tabla 7.1. Técnicas de diagnóstico para la evaluación de transformadores Integridad del circuito magnético Aislamiento del circuito magnético Geometría de los devanados Continuidad de devanados/bushings/OLTC Aislamiento de devanados/bushings Aislamiento del devanado entre espiras ● Relación de transf ormación ● Resistencia de devanados ● Corriente de excitación ● Capacitancia, PF/DF ● ● ● ● Reactancia de f uga ● Resistencia de aislamiento Análisis de la respuesta en f recuencia (FRA) PRUEBAS ELÉCTRICAS AVANZADAS ● ● ● ● ● Respuesta en f recuencia de las pérdidas Polarización/despolarización ● Espectroscopia en el dominio de la f recuencia ● Voltaje de recuperación ● Detección de PD por el método eléctrico ● ● Detección de PD por el método acústico ● ● Detección de PD por el método UHF ● ● Análisis de gases disueltos (DGA) ● ● ● ● ● ● ● ● Fuente: Guide for Transformer Maintenance – CIGRE [34] En este sentido, la valoración de la condición de los subsistemas del transformador es necesaria para garantizar su operación adecuada y libre de fallas. Las propiedades básicas a evaluar y que determinan la funcionalidad del transformador incluyen [68]: - Capacidad electromagnética e integridad bajo condiciones de sobrecarga y sobreexcitación sin sobrecalentamiento. - Soportabilidad de esfuerzos operativos, considerando el nivel de deterioro. - Integridad del circuito de corriente. 202 - Soportabilidad de esfuerzos mecánicos ante condiciones de falla (cortocircuito o impactos físicos). Existen varias técnicas empleadas para la evaluación de la condición de transformadores, y sus subsistemas. El CIGRE clasifica los posibles problemas que pueden presentarse en la operación del transformador, además de las técnicas requeridas para identificar cada tipo de defecto, tal como se presenta en la Tabla 7.1. A continuación, se describen las pruebas de campo más importantes para la evaluación de la condición de transformadores. 7.3.1 Resistencia de aislamiento La prueba de resistencia de aislamiento comprende la medición de la resistencia del aislamiento sólido y del aislamiento líquido del transformador. La prueba de resistencia de aislamiento no es conclusiva por sí misma, pero provee información valiosa sobre la condición del aislamiento, principalmente sobre el contenido de humedad y carbonización; esta prueba es de gran utilidad para dar una idea rápida y confiable de las condiciones del aislamiento global del transformador bajo prueba. Es recomendable realizar esta prueba antes de energizar los equipos, un transformador que no cumpla con los límites aceptables debe ser investigado de forma rigurosa. 7.3.1.1 Procedimiento y diagramas de conexión Normalmente la prueba de resistencia de aislamiento en transformadores se efectúa con el método de tiempo corto. Esta prueba por lo general se realiza a 5 kV, la tensión de prueba no debe exceder el voltaje nominal del equipo, puesto que no es una prueba destructiva. En algunos casos, principalmente como prueba de aceptación, también debe determinarse el índice de polarización. La prueba debe ser ejecutada con un instrumento que tenga una capacidad de medición superior a 20.000 megaohms. Además, la medición de resistencia de aislamiento se realiza entre cada devanado y tierra, y entre devanados. Los terminales de cada devanado, monofásico o trifásico, siempre deben estar cortocircuitados, ya que podrían generarse tensiones peligrosas en devanados con terminales abiertas. En el caso de transformadores con dos devanados, para la medición de resistencia de aislamiento entre devanados y tierra, la conexión se realiza como se muestra en la Figura 7.1. 203 H1 H3 H2 H1 H3 H2 E G L E G L MΩ X1 X2 X3 MΩ X1 X0 X2 X3 (a) X0 (b) Figura 7.1. Conexión para la prueba de IR en transformadores: a) alta – tierra, b) baja – tierra Asimismo, para la medición de la resistencia de aislamiento entre devanados la conexión se efectúa tal como muestra la Figura 7.2. H1 H3 H2 E G L MΩ X1 X2 X3 X0 Figura 7.2. Conexión para la prueba de IR en transformadores de dos devanados (alta - baja) Las pruebas en transformadores con tres devanados se realizan de forma similar, considerando que al haber tres devanados debe verificarse el aislamiento entre devanados de alta contra baja, alta contra terciario, baja contra terciario, y entre cada devanado y tierra. De igual manera, para probar el aislamiento de autotransformadores debe considerarse que el devanado primario y secundario es el mismo, en ese caso todos los terminales de alta y baja deben estar cortocircuitados, debe probarse el aislamiento entre el devanado de alta/baja contra tierra. En caso de que el autotransformador cuente con devanado terciario, 204 también debe probarse el aislamiento entre el devanado de alta/baja y el devanado terciario. En el caso de reactores la prueba es similar, pero más simple, puesto que solo debe probarse el aislamiento entre alta y tierra. Todos los resultados deben ser corregidos a 20°C con el propósito de obtener valores comparables (véase la TABLA B5 del Apéndice B). También, puede utilizarse el terminal de guarda en las mediciones, esto para evitar que el flujo de corrientes superficiales afecte las mediciones y se puedan obtener lecturas más precisas (véase el acápite 6.4.1.6). 7.3.1.2 Análisis de resultados Los resultados de la prueba de resistencia de aislamiento deben ser comparados con valores de pruebas anteriores realizadas en la misma unidad. Al respecto, la norma IEEE 62 indica que no pueden proporcionarse valores de resistencia de aislamiento específicos para la aceptación, no obstante, pueden compararse los resultados con valores de referencia obtenidos previamente en el historial de pruebas y así establecer una tendencia, sin embargo, para realizar una evaluación cuantitativa, puede recurrirse a los valores de aceptación mínimos recomendados por NETA [13], los mismos son presentados en la TABLA B2 del Apéndice B. Por su parte, el CIGRE en [34] establece que transformadores con tensión nominal mayor a 69 kV deben tener una resistencia de aislamiento mayor a 1 gigaohm (GΩ) corregido a 20°C y transformadores con tensión nominal menor a 69 kV deben presentar como mínimo una resistencia de aislamiento de 500 megaohms (MΩ) corregido a 20°C, resultados inferiores a estos límites deben ser investigados. Por otro lado, la norma IEEE 62 indica que para transformadores de potencia el índice de polarización debe estar entre 1,1 y 1,3. En general, un valor alto del índice de polarización indica que el sistema de aislamiento está en buenas condiciones y un índice de polarización menor a 1 revela una condición defectuosa del aislamiento que requiere de acciones correctivas. A pesar de que este criterio es ampliamente aceptado, el CIGRE en la referencia [34] indica que debido al complejo sistema de aislamiento papel-aceite en transformadores los valores del índice de polarización – y del índice de absorción – a menudo suelen ser mal interpretados. 205 7.3.2 Factor de potencia La prueba de factor de potencia en transformadores es la técnica más apropiada y comprensible para detectar la degradación del aislamiento, normalmente generada por la humedad, carbonización y otras formas de contaminación. Es una práctica común efectuar la prueba de factor de potencia del aislamiento sólido de los devanados en conjunto con las pruebas de bushings y aceite, pero también estas pruebas deben realizarse por separado, esto con el fin de mejorar la sensibilidad de las pruebas e identificar los componentes deteriorados. También, debe hacerse un análisis de la capacitancia del aislamiento en conjunto con cada medición de factor de potencia, puesto que esta prueba puede revelar problemas físicos en los devanados. La prueba de factor de potencia se realiza en transformadores para determinar la condición del aislamiento entre devanados, entre devanados y núcleo, y entre devanados y tanque u otros componentes puestos a tierra. Estas secciones de aislamiento son las que modelan el circuito dieléctrico del transformador, tal como se presenta en la Figura 7.3. El aislamiento compuesto entre el devanado de alta y tierra se denomina CH , el aislamiento entre devanados CHL y el aislamiento entre el devanado de baja y tierra CL. Devanado de baja (L) Devanado de alta (H) CH CHL CL Columna del núcleo Tanque del transformador Figura 7.3. Modelo dieléctrico de un transformador de dos devanados Este modelo puede ser aplicado tanto en transformadores monofásicos como en trifásicos, puesto que para la prueba se requiere cortocircuitar todos los devanados y ninguno debe dejarse abierto, tal como se muestra en la Figura 7.4. Así también, el modelo puede ser 206 aplicado en autotransformadores y reactores, la diferencia radica principalmente en la cantidad de devanados, ya que la cantidad de devanados implica mayor o menor número de secciones aislantes a evaluar. Devanado de alta (H) H1 Devanado de baja (L) X1 CHL X0 H2 H3 X3 X2 CL CH Tanque y núcleo Figura 7.4. Circuito equivalente y conexión de los devanados en un transformador trifásico Los valores de factor de potencia, registrados mediante las pruebas de rutina, suministran información interesante y de mucho valor sobre la condición general del aislamiento a tierra y entre devanados del transformador. Estos valores también proveen un indicativo muy valioso sobre el secado del transformador, ellos son útiles para detectar condiciones indeseables de funcionamiento y peligros de falla derivados de la humedad, carbonización del aislamiento, bushings, contaminación de aceite por materiales disueltos o partículas conductivas, núcleos aislados o inadecuadamente puestos a tierra, etc. [89]. 7.3.2.1 Procedimiento y diagramas de conexión Esta prueba consiste en la determinación del factor de disipación/potencia y capacitancia de cada sección aislante del transformador, por ejemplo, CH , CL y CHL en transformadores de dos devanados. De cierta manera, la dificultad de la prueba puede incrementarse al existir más secciones aislantes, por ejemplo, en transformadores de tres devanados, sin embargo, en reactores y autotransformadores sin terciario la prueba se simplifica bastante, puesto que la dificultad y tiempo de la prueba depende, en parte, del número de devanados que tenga el transformador. Una regla importante para la ejecución de la prueba de PF en transformadores indica que siempre deben cortocircuitarse los terminales de cada devanado, caso contrario podrían generarse tensiones peligrosas en los devanados con terminales abiertas. 207 La tensión de prueba recomendada es 10 kV, siempre y cuando esta tensión no supere la tensión nominal del devanado. En cuanto a la tensión de prueba existen algunas restricciones en caso de probar transformadores sin aceite, es decir, con el líquido aislante extraído, en este caso la prueba normalmente debe realizarse con una tensión máxima del 10% del voltaje nominal. Asimismo, es posible realizar pruebas con variaciones de tensión por pasos (tip-up) con el propósito de identificar algunos defectos. CHL H L CH CL Figura 7.5. Circuito dieléctrico de un transformador de dos devanados En el caso de transformadores de dos devanados, monofásicos o trifásicos, el circuito dieléctrico equivalente se muestra en la Figura 7.5, se observan tres secciones aislantes a evaluar CH , CL y CHL. Al mismo tiempo, el diagrama de conexión del equipo, energizado por el lado de alta, se muestra en la Figura 7.6, mediante este arreglo pueden medirse las secciones CH y CHL. H1 H3 H2 Cable HV tanδ Cable LV (R) X1 X2 X3 X0 Figura 7.6. Conexiones de la prueba de PF en transformadores de dos devanados (H energizado) 208 CHL H Cable HV L ICHL CH CL ICH Cable LV (Red) Notas: a) GST; sección medida “CHL+CH” Figura 7.7. Circuito equivalente de la prueba de PF, medición de “CHL+CH ” (modo GST) CHL H Cable HV ICHL CH Guard L CL ICH Cable LV (Red) Notas: a) GSTg-R; sección medida “CH” Figura 7.8. Circuito equivalente de la prueba de PF, medición de “CH ” (modo GSTg-R) CHL H Cable HV ICHL CH Guard L ICH CL Cable LV (Red) Notas: a) UST-R; sección medida “CHL” Figura 7.9. Circuito equivalente de la prueba de PF, medición de “CHL” (UST-R, H energizado) 209 Pueden medirse tres secciones aislantes mediante el arreglo de la Figura 7.6. Al seleccionar el modo GST es posible medir el aislamiento total (overall) entre el devanado de alta y tierra, que está compuesto por las capacitancias CH +CHL, el circuito equivalente para esta prueba se muestra en la Figura 7.7. También, es posible medir la sección de aislamiento CH al seleccionar el modo GSTguard, guardando la corriente que circula por el cable rojo ICHL y midiendo solamente la corriente recogida por tierra ICH (véase la Figura 7.8). Además, el aislamiento entre devanados CHL puede ser obtenida al ejecutar la prueba en el modo UST, en este caso solo se mide la corriente que circula entre los devanados de alta y baja ICHL, tal como muestra la Figura 7.9. Además, es posible realizar otro conjunto de pruebas cambiando la posición de los cables de prueba, energizando por el lado de baja tensión, tal como se observa en la Figura 7.10. Con esta configuración pueden medirse las secciones CL y CHL, mediante la ejecución de tres pruebas. En el modo GST se obtienen los resultados del aislamiento total (overall) entre el devanado de baja y tierra CL+CHL, ya que todo lo que se conecta a tierra es medido (véase la Figura 7.11). Al seleccionar el modo GSTguard solamente se mide la sección conectada a tierra CL, mientras que la corriente que circula por el cable rojo ICHL es guardada (véase la Figura 7.12). Por último, para medir la sección de aislamiento entre devanados CHL también es posible efectuar la prueba en el modo UST, midiendo de esta manera solamente la corriente ICHL, como se muestra en la Figura 7.13. H1 H3 H2 Cable HV tanδ Cable LV (R) X1 X2 X3 X0 Figura 7.10. Conexiones de la prueba de PF en transformadores de dos devanados (L energizado) 210 CHL H Cable HV L ICHL ICL CH CL Cable LV (Red) Notas: a) GST; sección medida “CHL+CL” Figura 7.11. Circuito equivalente de la prueba de PF, medición de “CHL+CL” (modo GST) CHL H Cable HV L ICHL ICL CH Guard CL Cable LV (Red) Notas: a) GSTg-R; sección medida “CL” Figura 7.12. Circuito equivalente de la prueba de PF, medición de “CL” (modo GSTg-R) CHL H Cable HV L ICHL CH Guard ICL CL Cable LV (Red) Notas: a) UST-R; sección medida “CHL” Figura 7.13. Circuito equivalente de la prueba de PF, medición de “CHL” (UST-R, L energizado) 211 En resumen, mediante las dos conexiones mencionadas, es decir, energizando el devanado de alta y energizando el devanado de baja, es posible realizar seis pruebas que, en conjunto, permiten la evaluación completa del aislamiento en transformadores de dos devanados. Además, es posible calcular los valores de CHL mediante un cálculo simple, pues es la diferencia entre los resultados de la prueba en modo GST y los resultados de la prueba en modo GSTg, esta prueba es suplementaria, pero permite verificar los valores determinados en las otras pruebas. La Tabla 7.2 sintetiza este procedimiento. Modo de prueba Mide Tierra Guard Cable HV Cable LV (Red) Observaciones N° Sección probada Tabla 7.2. Prueba de PF en transformadores de dos devanados Configuración de los cables de prueba Cableado del transformador 1 CH +CHL GST - Red - H L L a tierra 2 CH GSTg-R - - Red H L L a guarda 3 CHL UST-R Red - - H L - 4 CHL - Prueba 1 - Prueba 2 - - Prueba suplementaria 5 CL+CHL GST - Red - L H H a tierra 6 CL GSTg-R - - Red L H H a guarda 7 CHL UST-R Red - - L H - 8 CHL - Prueba 5 - Prueba 6 - Prueba suplementaria Fuente: DELTA 4000, reference manual – MEGGER [102] Para la prueba de autotransformadores con devanado terciario el procedimiento de prueba es prácticamente el mismo que en transformadores con dos devanados, puesto que estos autotransformadores también consisten de dos devanados, nótese que el devanado de alta y baja en un autotransformador es uno solo y el devanado terciario correspondería al segundo devanado, además, el circuito dieléctrico de un autotransformador con devanado terciario es el mismo que el circuito dieléctrico de un transformador con dos devanados (véase la Figura 7.14). 212 CHT H/L T CH CT Figura 7.14. Circuito dieléctrico de autotransformador con devanado terciario De la misma forma que en transformadores con dos devanados, los autotransformadores tienen dos configuraciones para la prueba, energizando por el devanado de alta/baja (a) y por el devanado terciario (b), como se observa en la Figura 7.15. H Cable HV tanδ Cable LV (R) X H N Cable HV Y1 tanδ Y2 Cable LV (R) (a) X N Y1 Y2 (b) Figura 7.15. Prueba de PF en autotransformador monofásico, energizando alta/baja (a) y terciario (b) Así también, la conexión de autotransformadores trifásicos con devanado terciario se realiza de forma similar, tal como se muestra en la Figura 7.16 y Figura 7.17. Cable HV H1 H2 H3 H0 Y1 Y2 Y3 tanδ Cable LV (R) X1 X2 X3 Figura 7.16. Prueba de PF en autotransformador trifásico, energizando alta/baja 213 H1 Cable LV (R) Cable HV tanδ H2 H3 H0 Y1 Y2 Y3 X1 X2 X3 Figura 7.17. Prueba de PF en autotransformador trifásico, energizando terciario Por otra parte, el circuito dieléctrico de un transformador de tres devanados, monofásico o trifásico, se muestra en la Figura 7.18, como se puede observar en este caso existen más secciones aislantes por probar, no obstante, el procedimiento es similar. CHT CHL H CLT L CH T CL CT Figura 7.18. Circuito dieléctrico de un transformador con tres devanados Deben cortocircuitarse todos los devanados y la prueba se realiza energizando primero el devanado de alta (H), básicamente para la medición de CH , luego energizando el devanado de baja (L) para medir CL y finalmente energizando T para medir CT, esto en el modo GSTguard, guardando las corrientes de los cables rojo y azul. Mediante la variación de los modos de prueba es posible medir las secciones de aislamiento restantes, las pruebas realizadas en modo GST permiten la medición del aislamiento total (overall) entre cada terminal y tierra, y el modo UST permite probar la sección comprendida entre devanados. El uso de los dos cables de baja tensión del instrumento de prueba permite ejecutar las pruebas de manera más eficiente y rápida. Los diagramas de conexión se muestran a continuación: 214 H1 Cable HV H2 H3 Y1 Y2 tanδ Y3 Cable LV (B) Cable LV (R) X1 X2 X3 X0 Figura 7.19. Prueba de PF en transformadores de tres devanados, energizando alta H1 Cable LV (R) H2 H3 Y1 Y2 tanδ Y3 Cable LV (B) Cable HV X1 X2 X3 X0 Figura 7.20. Prueba de PF en transformadores de tres devanados, energizando baja H1 Cable LV (R) Cable HV H2 H3 Y1 Y2 tanδ Y3 Cable LV (B) X1 X2 X3 X0 Figura 7.21. Prueba de PF en transformadores de tres devanados, energizando terciario 215 A su vez, la Tabla 7.3 resume el procedimiento de prueba en transformadores con tres devanados. Configuración de los cables de prueba Cableado del transformador Modo de prueba Mide Tierra Guard Cable HV Cable Cable LV LV (Red) (Blue) Observaciones N° Sección probada Tabla 7.3. Prueba de PF en transformadores de tres devanados 1 CH +CHL GSTg-B - Red Blue H L T L a tierra T a guarda 2 CH GSTg-R&B - - Red & Blue H L T L&T a guarda 3 CHL UST-R Red Blue - H L T T a tierra 4 CHL - - - - Prueba suplementaria 5 CL+CLT GSTg-R - Blue Red L H T T a tierra H a guarda 6 CL GSTg-R&B - - Red & Blue L H T H&T a guarda 7 CLT UST-B Blue Red - L H T H a tierra 8 CLT - - - - Prueba suplementaria 9 CT+CHT GSTg-B - Red Blue T H L H a tierra L a guarda 10 CT GSTg-R&B - - Red & Blue T H L H&L a guarda 11 CHT UST-R Red Blue - T H L L a tierra 12 CHT - - - - Prueba suplementaria Prueba 1 - Prueba 2 Prueba 5 - Prueba 6 Prueba 9 - Prueba 10 Fuente: DELTA 4000, reference manual – MEGGER [102] Por último, en el caso de reactores de potencia, trifásicos o monofásicos, sumergidos en aceite, la prueba de factor de potencia es relativamente más sencilla que en otros equipos, puesto que los reactores solamente cuentan con un devanado (reactores monofásicos) o tres devanados conectados internamente (reactores trifásicos), en los cuales solamente se mide el aislamiento de alta contra tierra, esto se puede observar en su circuito dieléctrico (Figura 7.22). En el caso de autotransformadores con un solo devanado se tendrá el mismo circuito dieléctrico y procedimiento de prueba. 216 H CH Figura 7.22. Circuito dieléctrico de un reactor de potencia Las conexiones que deben realizarse en los reactores de potencia se muestran en la Figura 7.23. El modo de prueba es GST, puesto que solamente se puede medir el aislamiento total (overall) y así obtener CH . Cable HV H Cable HV N H1 H2 H3 H0 tanδ tanδ (a) (b) Figura 7.23. Conexiones para la prueba de PF en reactores: a) monofásico, b) trifásico 7.3.2.2 Análisis de resultados Por lo general, no existen límites establecidos por norma para la valoración del factor de potencia en equipos eléctricos, este no es el caso de transformadores sumergidos en aceite. Sin embargo, uno de los métodos más empleados para evaluar los resultados de prueba es la comparación en el tiempo, es decir, el análisis de la tendencia. Una evaluación significativa deberá incluir la comparación con resultados de prueba previos del mismo equipo, cuando sea posible. Además, estas comparaciones pueden incluir resultados de pruebas realizadas en fábrica o de aceptación en campo y comparaciones de resultados de prueba de equipos o componentes similares. La norma IEEE 62, respecto a los valores límite establece que, en el caso de transformadores y reactores sumergidos en aceite nuevos, el factor de potencia no debe exceder el 0,5% corregido a 20°C. Deberá haber una justificación razonable por parte del fabricante en caso de obtener valores que superen este límite. Si los altos valores de factor 217 de potencia son causados por las propiedades inherentes de los materiales, su reemplazo debe ser encarado porque otros defectos podrían ocultarse. No es aconsejable energizar un transformador que tenga un PF mayor a 0,5% sin antes haber realizado una inspección interna completa, haber consultado con el fabricante y/o haber efectuado un proceso de secado o tomado otras acciones correctivas. Los valores de factor de potencia registrados en las pruebas de mantenimiento rutinario proveen información respecto de la condición general del aislamiento contra tierra y el aislamiento entre devanados de transformadores y reactores. Estos valores proveen información valiosa para la detección de condiciones de operación indeseables y el riesgo de falla provocado por la humedad, carbonización del aislamiento, bushings defectuosos, contaminación del aceite por materiales disueltos o partículas conductivas, núcleos inadecuadamente puestos a tierra, etc. La norma IEEE 62 indica que el PF para la mayoría de los transformadores en servicio debe estar por debajo de 0,5% (20°C), sin embargo, valores de PF entre 0,5% y 1% (20°C) pueden ser aceptables, y los valores de PF mayores a 1% (20°C) deben ser investigados. También, deben considerarse los límites de factor de potencia recomendados por la industria en general; varios criterios ampliamente utilizados en la industria surgen a partir de las recomendaciones de los fabricantes de instrumentos de prueba, por ejemplo, en la Figura 7.24 se presentan los resultados de uno de los estudios más relevantes realizados PORCENTAJE ACUMULATIVO TOTAL CANTIDAD DE TRANSFORMADORES por Doble al respecto. %PF CORREGIDO A 20°C Figura 7.24. PF representativo (CH ) de sistemas de aislamiento en buenas condiciones [9] 218 Dicho estudio realizado por Doble sobre el factor de potencia del aislamiento entre el devanado de alta y tierra en 760 transformadores sumergidos en aceite tuvo como resultado la distribución mostrada en la Figura 7.24, el 95% de la población presentó un valor de factor de potencia menor a 0,7%. En este sentido, para la evaluación de los resultados de factor de potencia en transformadores sumergidos en aceite, Doble recomienda el lineamiento general mostrado en la Tabla 7.4. Tabla 7.4. Diagnóstico basado en la prueba de PF en transformadores en aceite PF (20°C) Posible condición del aislamiento ≤ 0,5% Bueno > 0,5% pero ≤ 0,7% Deterioro (normal) > 0,7% pero ≤ 1% (& incrementos) Investigar > 1% Deterioro excesivo Fuente: Doble Engineering Co. Asimismo, según el tipo de transformador, ya sea de potencia o distribución, Doble establece los límites mostrados en la Tabla 7.5. Tabla 7.5. Límites de PF en transformadores de potencia y distribución Rango Tipo PF a 20°C (nuevo) PF a 20°C (usado) < 500 kVA Distribución 1,0% 2,0% ≥ 500 kVA Potencia 0,5% 1,0% Fuente: Doble Engineering Co. Por su parte, Megger indica que el sistema de aislamiento global (overall) de un transformador de potencia moderno nuevo del tipo sumergido en aceite, y de voltaje mayor o igual a 115 kV, debe tener un factor de potencia de entre 0,25% y 1% corregido a 20°C; y transformadores con más de 15 años de servicio pueden presentar un valor de factor potencia de entre 0,75% y 1,5%, resultados que excedan estos límites deben ser investigados. Además de registrar y analizar los resultados de factor de potencia, también deben registrarse la corriente, potencia de pérdidas y capacitancia. Las variaciones de capacitancia pueden revelar cambios en la geometría entre devanados, y entre devanados y tierra, debido al paso de corrientes elevadas o daño mecánico y cambios en la posición del núcleo causados por los esfuerzos mecánicos. 219 La industria en general recomienda que variaciones en la capacitancia o en la corriente, iguales o mayores a ±5%, sean investigadas. A su vez, Doble recomienda realizar la evaluación de la condición del aislamiento con base en la variación de corriente según el lineamiento presentado en la Tabla 7.6. Tabla 7.6. Diagnóstico basado en la variación de corriente en transformadores Variación 0% a 3% 3% a 5% 5% a 10% > 10% Posible condición del aislamiento Bueno Dudoso Investigar Malo Fuente: Doble Engineering Co. Por otra parte, la prueba de factor de potencia por pasos (tip-up) es realizada mediante la aplicación de voltaje en pasos iguales desde cero a la máxima tensión permitida. Esta prueba se realiza en las secciones de aislamiento que hayan tenido resultados de factor de potencia elevados. Si la humedad u otros contaminantes polares son la causa del alto factor de potencia, los resultados serán prácticamente iguales al aplicar los saltos de tensión. Si el factor de potencia se incrementa con la tensión es probable que la contaminación iónica y/o carbonización del aceite o devanados sean la causa de los valores elevados. Así también, es recomendable realizar la prueba con variación de frecuencia, ya que permite identificar principalmente problemas asociados con el contenido de humedad. Ejemplo 1.- En la Tabla 7.7 se presenta el caso de un transformador trifásico de dos devanados, el cual corresponde a un estudio realizado por Doble. Tabla 7.7. Resultados de la prueba de PF en un transformador de dos devanados PF PF Sección Tensión Corriente Pérdidas Factor de Capacitancia N° medido corregido medida (kV) (mA) (W) corrección (pF) (%) (%) 1 CH +CHL 10 35,96 0,903 - 1,01 - 9540 2 CH 10 12,22 0,353 0,29 1,01 0,29 3243 3 CHL (UST) 10 23,72 0,554 0,23 1,01 0,23 6293 4 CHL - 23,74 0,55 0,23 1,01 0,23 6297 5 CL+CHL 8 94,39 7,359 - 1,01 - 25038 6 CL 8 70,67 6,838 0,97 1,01 0,96 18744 7 CHL (UST) 8 23,72 0,581 0,24 1,01 0,24 6293 8 CHL - 23,72 0,521 0,22 1,01 0,22 6294 Fuente: Doble Engineering Co. 220 En este caso, se puede observar que el aislamiento entre el devanado de baja y tierra (CL) tiene algún defecto, se debe notar que los resultados de la prueba de la sección CL están altamente influenciados por la conexión del núcleo a tierra, lo que llevó a pensar que el defecto estaba relacionado con este elemento; justamente, al realizar la inspección interna del transformador se corroboró que la causa de los elevados valores de PF, capacitancia y corriente fue la conexión deteriorada de la puesta a tierra del núcleo. Ejemplo 2.- Otro caso, también presentado por Doble, se muestra en la Tabla 7.8, esta tabla revela la tendencia de resultados de factor de potencia y capacitancia de un autotransformador trifásico de tres devanados, se observa un incremento anormal de la capacitancia CHT mayor al 5%. Con el propósito de identificar la causa de este valor elevado de capacitancia se procedió a realizar la prueba de corriente de excitación, cuyos resultados también fueron cuestionables, mediante estas pruebas y la inspección interna del autotransformador se pudo verificar que la causa de los valores anormales fue el desplazamiento del devanado, originada por la circulación de una corriente de cortocircuito. Tabla 7.8. Tendencia de resultados de capacitancia y PF en CHT Fecha de ensayo PF a 20°C (%) Capacitancia (pF) 1965 0,20 2,650 1968 0,29 2,756 1974 0,29 3,710 1982 0,32 5,100 Fuente: Doble Engineering Co. 7.3.2.3 Factor de potencia del aceite Esta prueba generalmente se realiza en laboratorio, pero también es posible ejecutarla en campo mediante el uso de un módulo externo o complemento disponible en la mayoría de los instrumentos de prueba de factor de potencia, básicamente estos dispositivos son celdas capacitivas que utilizan el aislante líquido como medio dieléctrico. El esquema de conexión para la prueba de factor de potencia del aceite se muestra en la Figura 7.25. Para efectuar esta prueba es necesaria una muestra de aceite mineral. El procedimiento de toma de muestra de aceite debe ser efectuado según las normas correspondientes (IEC 60567, ASTM D923 y/o ASTM D3613) con el objetivo de asegurar que la muestra sea representativa del aceite contenido en el equipo. 221 El aceite nuevo, limpio y seco presenta un valor bastante pequeño de factor de potencia. La contaminación del aceite por causa de la humedad o por muchos otros contaminantes aumentará el factor de potencia del líquido, el envejecimiento y la oxidación del aceite también elevarán los valores del factor de potencia del líquido. Por lo tanto, esta es una prueba de gran utilidad, ya que casi cualquier cosa “mala” que le ocurra al aceite aislante hará que aumente el factor de potencia [89]. Figura 7.25. Medición del factor de potencia del aceite aislante [42] La ejecución de esta prueba en campo se realiza bajo condiciones no controlables de temperatura y humedad, donde se obtiene una primera impresión sobre la condición de un aislante líquido, pero en laboratorio normalmente la prueba se realiza a 25°C y 100°C, en estas condiciones, principalmente con la prueba a 100°C se logra una mejor evaluación de la condición del aceite. Para la evaluación de resultados, Doble indica que el límite del factor de potencia del aceite aislante de un equipo en servicio debe ser menor a 0,5% a 25°C, si el factor de potencia es mayor a 0,5% y menor a 1,0% se requiere de una investigación futura. Si el factor de potencia es mayor a 1,0% a 25°C, el aceite puede causar la falla del transformador, el reemplazo o la recuperación del aceite es requerida inmediatamente. Sobre el 2%, el aceite debe ser removido de servicio y reemplazado porque la falla del equipo es inminente, el aceite en esta condición no puede ser recuperado. Esta prueba debe ser complementada en laboratorio, en conjunto con las pruebas físico-químicas y el análisis de gases disueltos. 222 7.3.3 Corriente de excitación El propósito de esta prueba es detectar espiras cortocircuitadas, conexiones eléctricas pobres, de-laminaciones del núcleo, cortocircuitos entre láminas del núcleo, problemas en los cambiadores de tomas y otros defectos en núcleos y devanados. Estas condiciones tienen como resultado un cambio en la reluctancia efectiva del circuito magnético o en el número de espiras del transformador que afecta la corriente requerida para establecer el flujo magnético a través del núcleo. Esta prueba se realiza en transformadores, autotransformadores y reactores. La prueba de corriente de excitación puede ser realizada en campo con el mismo instrumento de prueba utilizado para la medición de factor de potencia. 7.3.3.1 Procedimiento y diagramas de conexión El procedimiento consiste en energizar un terminal del devanado bajo prueba, con el instrumento de prueba en el modo UST, y recoger la corriente por el terminal opuesto del mismo devanado, este proceso debe realizarse individualmente para cada devanado. Los devanados restantes deben estar abiertos o en vacío (con excepción de los terminales del devanado bajo prueba). Debe aclararse que esta es la única prueba que requiere que los terminales estén abiertos. Además, es importante efectuar esta prueba antes de cualquier prueba en corriente directa (DC), puesto que una prueba en DC puede provocar cierta cantidad de magnetismo residual en el núcleo, que a su vez distorsionaría los resultados de corriente de excitación. En resumen, antes de efectuar la prueba de corriente de excitación, debe considerarse lo siguiente: - Se deben desconectar todas las cargas y des-energizar el transformador. - Es recomendable que la tensión de prueba sea aplicada en los devanados de alta tensión. De esta manera, la corriente de excitación requerida será reducida y los defectos en los devanados de baja tensión serán detectados igualmente. - Debe tenerse bastante precaución en la vecindad del transformador, puesto que durante la prueba pueden inducirse tensiones elevadas en los devanados con terminales abiertos. - Los terminales de los devanados, que en condiciones normales de servicio estén puestos a tierra, se deben conectar a tierra durante la prueba, con excepción del devanado particular a ser energizado en la prueba. 223 Los fabricantes de equipo recomiendan que esta prueba se realice con una tensión de al menos 10% del voltaje nominal, en campo normalmente la prueba se realiza a 10 kV o a la mayor tensión permitida por el instrumento de prueba, sin superar la tensión nominal del devanado. La tensión de prueba debe ser la misma en pruebas posteriores, esto con el fin de que los resultados sean comparables. Además, la prueba de corriente de excitación debe ser efectuada variando las posiciones del cambiador de tomas, en transformadores con OLTC (cambiador de tomas bajo carga) la prueba debe realizarse en todas las posiciones del cambiador, o en las posiciones extremas y en la posición central (neutra), también, en una posición por encima y otra por debajo de la posición central. Es recomendable que la prueba se realice solamente en la posición de toma encontrada del DETC (cambiador de tomas sin carga), cuando aplique. La Figura 7.26 muestra el diagrama de conexión para la prueba de corriente de excitación de un transformador con dos devanados, con el primario conectado en delta, en este caso el cable de alta tensión energiza el terminal H1 y recoge la señal de corriente por el terminal H2. El terminal H3 debe estar conectado a tierra, caso contrario también se mediría la corriente de excitación que circula por la rama en paralelo a H1-H2. Además, cuando el transformador tenga los devanados del lado secundario conectados en estrella, todos los terminales del secundario (X1, X2 y X3) deben estar abiertos (sin carga), con excepción del terminal X0 que se conecta a tierra. El modo de prueba en todas las mediciones es UST. H1 Cable LV (R) H2 H3 I1-2 tanδ Cable HV X1 X2 X3 X0 Figura 7.26. Conexiones para la prueba de corriente de excitación (primario en delta) 224 Para determinar las corrientes de excitación de los devanados restantes se procede según lo indicado en la Tabla 7.9. Tabla 7.9. Prueba de corriente de excitación en transformadores conectados en delta N° Cable HV (energizar) Cable LV (rojo) Tierra Flotante Modo de prueba Corriente medida 1 H1 H2 H3, X0 X1, X2, X3 UST IH1-H2 2 H2 H3 H1, X0 X1, X2, X3 UST IH2-H3 3 H3 H1 H2, X0 X1, X2, X3 UST IH3-H1 Fuente: Elaboración propia De la misma manera, la Figura 7.27 muestra el diagrama de conexión para la prueba de un transformador con el primario conectado en estrella, en este caso el cable de alta tensión del instrumento de prueba se conecta al terminal H1 del transformador, y la corriente se recoge por el terminal H0 a través del cable de baja tensión (rojo). Si el lado secundario está conectado en delta todos los terminales (X1, X2, X3) se dejan abiertos (en vacío). Todas las mediciones se realizan con el instrumento de prueba en el modo UST. H1 Cable LV (R) H3 H2 H0 I1 tanδ Cable HV X1 X2 X3 Figura 7.27. Conexiones para la prueba de corriente de excitación (primario en estrella) Asimismo, para la medición de la corriente de excitación en los devanados restantes se procede tal como se indica en la Tabla 7.10. 225 Tabla 7.10. Prueba de corriente de excitación en transformadores conectados en estrella N° Cable HV (energizar) Cable LV (rojo) Tierra Flotante Modo de prueba Corriente medida 1 H1 H0 - H2, H3, X1, X2, X3 UST IH1-H0 2 H2 H0 - H1, H3, X1, X2, X3 UST IH2-H0 3 H3 H0 - H1, H2, X1, X2, X3 UST IH3-H0 Fuente: Elaboración propia El procedimiento de prueba en transformadores con tres devanados es prácticamente el mismo, puesto que las mediciones se realizan en cada fase. Sin embargo, es necesario prestar atención a la conexión, delta o estrella, del secundario y terciario, y efectuar las conexiones según corresponda, todos los terminales deben dejarse abiertos, con excepción del terminal neutro de devanados conectados en estrella. En autotransformadores ocurre lo mismo, normalmente el devanado primario-secundario se conecta en estrella, debe energizarse el terminal de alta tensión y recoger la corriente por el terminal del neutro, tal como se observa en la Figura 7.28. H1 H2 H3 H0 Cable HV Y1 I1 Y2 Cable LV (R) Y3 X1 X2 tanδ X3 Figura 7.28. Conexiones para la prueba de corriente de excitación en autotransformadores Para la medición de la corriente de excitación en reactores el procedimiento es más simple, debido al hecho de que los devanados se conectan en estrella, debe energizarse el terminal de alta tensión correspondiente y recoger la corriente por el terminal del neutro, tal como muestra la Figura 7.29. 226 H Cable HV tanδ H1 N H3 H0 Cable HV tanδ Iexc Cable LV (R) H2 Cable LV (R) (a) I1 (b) Figura 7.29. Conexiones para la prueba de corriente de excitación en reactores 7.3.3.2 Análisis de resultados Los resultados deben ser comparados con registros de ensayos previos efectuados en la misma unidad, en pruebas de fábrica y/o pruebas de aceptación en campo. Además, los resultados pueden ser comparados con pruebas realizadas en unidades similares. Tabla 7.11. Patrones de respuesta esperado de la corriente de excitación24 Conexión y tipo de transformador Cable HV (energizar) Cable LV-R (mide) Terminales flotantes Corriente de excitación medida Patrón de corriente normal Monof ásico H1 H2 H2 H1 X1, X2 X1, X2 IH1-H2 IH2-H1 IH1-H2 ≈ IH2-H1 Trif ásico Tipo núcleo Conexión Y 3 columnas H1 H2 H3 H0 H0 H0 H2, H3, X1, X2, X3 H1, H3, X1, X2, X3 H1, H2, X1, X2, X3 IH1-H0 IH2-H0 IH3-H0 (IH1-H0 ≈ IH3-H1) > IH2-H0 Trif ásico Tipo acorazado Conexión Y 3 columnas H1 H2 H3 H0 H0 H0 H2, H3, X1, X2, X3 H1, H3, X1, X2, X3 H1, H2, X1, X2, X3 IH1-H0 IH2-H0 IH3-H0 (IH1-H0 ≈ IH3-H1) > IH2-H0 Trif ásico Tipo núcleo Conexión Y 5 columnas H1 H2 H3 H0 H0 H0 H2, H3, X1, X2, X3 H1, H3, X1, X2, X3 H1, H2, X1, X2, X3 IH1-H0 IH2-H0 IH3-H0 IH1-H0 ≈ IH3-H1 ≈ IH2-H0 Trif ásico Tipo acorazado Conexión Y 7 columnas H1 H2 H3 H0 H0 H0 H2, H3, X1, X2, X3 H1, H3, X1, X2, X3 H1, H2, X1, X2, X3 IH1-H0 IH2-H0 IH3-H0 (IH1-H0 ≈ IH3-H1) > IH2-H0 Fuente: ABB Transformer Service Handbook [9] 24 Si el secundario está conectado en estrella, el terminal del neutro X0 debe conectarse a tierra. 227 En el caso de transformadores o reactores trifásicos deben analizarse los resultados de cada fase. Esencialmente, debe confirmarse el patrón de respuesta esperado, en la Tabla 7.11 se presentan distintos patrones según el tipo y conexión del transformador. En transformadores trifásicos, estrella-delta o delta-estrella, la corriente de excitación en las fases externas será mayor que en la fase intermedia, normalmente la corriente en la fase intermedia tiene un valor de entre 50% a 70% de la corriente en las fases externas, mientras que las dos corrientes mayores son muy próximas. En general, la industria recomienda que, si la corriente de excitación es inferior a 50 mA, la diferencia entre las dos corrientes mayores debe ser inferior al 10%. Si la corriente de excitación es superior a 50 mA, la diferencia debe ser inferior al 5%. Si existe un problema interno, estas diferencias serán mayores, en ese caso otras pruebas también indicarán anomalías, y se debería considerar una inspección interna del equipo. Ejemplo 1.- En el caso presentado en la Figura 7.30, se observa el comportamiento normal de los resultados de la prueba de corriente de excitación en todas las posiciones del cambiador de tomas bajo carga (OLTC) de un autotransformador trifásico, nótese que el patrón esperado se cumple en todas las posiciones del cambiador, la corriente de excitación es aproximadamente el mismo en las fases A y C, y entre el 50% y 70% de esta corriente en la fase B. CORRIENTE DE EXCITACIÓN. A (ROJO), B (AMARILLO) Y C (AZUL) POSICIÓN DEL OLTC Figura 7.30. Prueba de corriente de excitación en reactor trifásico (posición del tap vs. I exc ) [18] Ejemplo 2.- En la referencia [56] se presenta el caso de un transformador elevador con tensiones de 11,5 kV/150 kV y potencia nominal de 148 MVA; se evidenció un problema por la operación del relé de protección diferencial del grupo generador/transformador y del 228 relé Bucholz. Con el fin de identificar la causa de la falla se realizaron las pruebas de PF y capacitancia, TTR, corriente de excitación, resistencia de bobinados e impedancia de cortocircuito, sin embargo, los resultados fueron similares a resultados previos, solamente en la prueba de corriente de excitación de la fase A la protección interna del equipo de prueba impedía elevar la tensión por encima de 800 V. Después de efectuar análisis de gases disueltos (DGA) en el aceite se pudo hacer un diagnóstico contundente, en razón de la alta presencia de gases combustibles, principalmente acetileno, que indicaba la falla interna del transformador. El equipo fue retirado de servicio y posteriormente se realizó la inspección interna del mismo. Al desmontar el devanado de la fase A, se encontró que había un par de espiras en cortocircuito, tal como se muestra en la Figura 7.31. (a) (b) Figura 7.31. Devanado de 115 kV, fase A: a) Carbonización, b) Detalle del cortocircuito [56] 7.3.4 Relación de transformación La relación de transformación y polaridad, además del grupo vectorial, deben ser verificados antes de la energización de transformadores en las pruebas de aceptación y comisionamiento. La relación de transformación debe ser verificada durante las pruebas de rutina, puesto que algunos defectos en los devanados, como espiras cortocircuitadas, malas conexiones, circuitos abiertos, fallas de aislamiento mayores y otros, pueden ser revelados por esta prueba. Además, con el fin de descubrir fallas es recomendable realizar las mediciones de relación en todas las posiciones del cambiador de tomas. También, en caso de que el transformador haya sido modificado o reparado en campo, o haya ocurrido una falla, que hubiese sacado la unidad de servicio, una prueba de relación permite verificar exitosamente la integridad de los devanados del transformador. 229 La prueba de relación de transformación provee la siguiente información: - Determinación de la relación de transformación y polaridad de transformadores y autotransformadores monofásicos y trifásicos. - Confirmación de la relación de transformación, polaridad y grupo vectorial de la placa de características. - Determinación de la relación y polaridad en transformadores que no tengan datos referenciales. Esta prueba incluye todas las posiciones del cambiador de tomas sin cargas (DETC) y del cambiador de tomas bajo carga (OLTC). - Identificación de problemas en devanados, tales como circuitos abiertos y cortocircuitos entre espiras. Deben registrarse los valores de la placa característica de los equipos a fin de poder comparar los resultados. 7.3.4.1 Procedimiento y diagramas de conexión El método de prueba básicamente consiste en la aplicación de una fuente conectada a cada fase del devanado de alta tensión, con todos los demás terminales abiertos. La fuente de tensión energiza el devanado de alta tensión, mientras que el voltaje es medido en el devanado de baja tensión correspondiente. Luego, el instrumento de prueba puede calcular la relación entre estas dos tensiones, al mismo tiempo que verifica la polaridad de los devanados, las lecturas que realiza el instrumento por lo general incluyen la magnitud y el ángulo de las tensiones. Cable HV H1 H2 H3 VP tanδ VS Cable LV (R) X1 X2 X3 X0 Figura 7.32. Conexión para la prueba de relación en transformadores trifásicos 230 El diagrama de conexión para un transformador de dos devanados, efectuando el ensayo mediante un instrumento de prueba de factor de potencia, se muestra en la Figura 7.32. El terminal H1 se alimenta por el cable de alta tensión del instrumento y la tensión secundaria (inducida) en el terminal X1 se mide por medio del cable de baja tensión rojo. El procedimiento de medición de las relaciones de transformación restantes es similar y se sintetiza en la Tabla 7.12. En transformadores de tres devanados el procedimiento es equivalente, la diferencia es que existen más relaciones por medir. Tabla 7.12. Prueba de relación de transformación (transformadores de dos devanados) N° Cable HV (energizar) Cable LV (rojo) Tensión de entrada Tensión medida Fase medida 1 H1 H0 VH1-H2 VX1-X0 A 2 H2 H0 VH2-H3 VX2-X0 B 3 H3 H0 VH3-H1 VX3-X0 C Fuente: Elaboración propia Asimismo, la medición de la relación en autotransformadores también es parecida, incluso si se trata de autotransformadores con devanado terciario, en ese caso también debe probarse la relación entre las fases de alta y las fases del terciario. Por ejemplo, la Figura 7.33 presenta el diagrama de conexión en autotransformadores de tres devanados, en este caso se muestra la medición de la relación entre primario y secundario de la fase A. H1 Cable HV H2 H3 H0 Y1 tanδ VP Y2 Y3 VS Cable LV (R) X1 X2 X3 Figura 7.33. Conexión para la prueba de relación en autotransformadores trifásicos El procedimiento de medición en autotransformadores con devanado terciario se sintetiza en la Tabla 7.13. 231 Tabla 7.13. Prueba de relación para un autotransformador con devanado terciario N° Cable HV (energizar) Cable LV (rojo) Tensión de entrada Tensión medida Fase medida 1 H1 X1 VH1-H0 VX1-H0 A 2 H2 X2 VH2-H0 VX2-H0 B 3 H3 X3 VH3-H0 VX3-H0 C 4 H1 Y1 VH1-H0 VY1-Y2 A 5 H2 Y2 VH2-H0 VY2-Y3 B 6 H3 Y3 VH3-H0 VY3-Y1 C Fuente: Elaboración propia 7.3.4.2 Análisis de resultados Puesto que los resultados de relación y polaridad son absolutos, los mismos pueden ser comparados directamente con los valores de la placa de características. Según las recomendaciones de la norma IEEE 62, la diferencia entre la relación medida y la relación de la placa de características debe ser inferior a ± 0,5% en todos los devanados y posiciones del cambiador de tomas. Para transformadores trifásicos conectados en estrella, esta tolerancia se aplica a la tensión entre fase y neutro. Si el voltaje fase-neutro no está indicado explícitamente en la placa de características, puede calcularse al dividir la tensión fase-fase entre 1,73. Normalmente, las mediciones realizadas entre pruebas de rutina suelen ser ligeramente diferentes. Si la diferencia entre mediciones supera el 0,5% debe buscarse la causa de estos valores. Ejemplo 1.- En la Figura 7.34 se presenta un ejemplo del patrón normal de los resultados RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN de relación en un transformador trifásico. POSICIÓN DEL OLTC Figura 7.34. Patrón normal de los resultados de la relación de transformación [18] 232 Asimismo, la Figura 7.35 muestra el comportamiento normal de la desviación en los DESVIACIÓN EN LA RELACIÓN [%] resultados de la prueba en función de la posición del cambiador de tomas. POSICIÓN DEL OLTC Figura 7.35. Patrón normal de la desviación en resultados de la relación de transformación [18] 7.3.5 Resistencia de devanados Esta prueba es utilizada para conocer el valor de la resistencia óhmica de los devanados de transformadores, es una prueba muy valiosa para detectar defectos en conexiones de bushings, conexiones en cambiadores de tomas y conexiones de devanados. Además, permite descubrir devanados en cortocircuito, circuitos abiertos, uniones deficientes, defectos en conmutadores y otros. 7.3.5.1 Procedimiento y diagramas de conexión Uno de los problemas asociados con la medición de la resistencia de devanados en corriente directa es la inductancia propia del circuito. La inductancia debe ser cargada y estabilizada antes de realizar la medición, esto con el fin de obtener resultados precisos. Existe una amplia variedad de instrumentos de medición de baja resistencia disponible específicamente para realizar esta prueba, es importante mencionar que los instrumentos de medición de resistencia estática de contactos (e. g. de interruptores, seccionadores y otros) por lo general no pueden emplearse para realizar esta prueba, puesto que los mismos no consideran el efecto de la inductancia. Normalmente, la resistencia de devanados de alta tensión está en el orden de hasta algunos ohms (Ω) y la resistencia de devanados de baja tensión está en el orden de los miliohms (mΩ). 233 La prueba de resistencia de devanados requiere que el transformador esté des-energizado, la medición se realiza en cada fase de todos los devanados, la resistencia se mide por el método de los cuatro hilos. Algunos fabricantes de transformadores recomiendan que la corriente aplicada no debe superar el 10% de la corriente nominal del devanado, puesto que podrían generarse lecturas erróneas debido al calentamiento de devanados, además, una corriente alta provocaría un esfuerzo térmico innecesario. La conexión típica para la prueba se presenta en la Figura 7.36. H1 H2 H3 IDC mΩ + - X1 X2 X3 X0 Figura 7.36. Conexión para la medición de resistencia de devanados En transformadores trifásicos, las mediciones se realizan sobre devanados individuales (fase a neutro), siempre que sea posible. En conexiones en delta siempre habrá dos devanados (en serie), que están en paralelo con el devanado bajo prueba. Por esta razón, se deben realizar tres mediciones en el devanado en delta para obtener resultados más precisos [89]. 7.3.5.2 Análisis de resultados La interpretación de resultados puede realizarse con base en la comparación con los valores registrados en fábrica, valores de pruebas previas realizadas en campo y entre resultados de fases similares. Cuando se desea comparar la resistencia con los valores de fábrica o con resultados de pruebas anteriores debe realizarse la corrección por temperatura, normalmente a 75°C. Para realizar esta corrección puede tomarse como referencia la temperatura indicada por el relé de temperatura o por un termómetro que 234 puede instalarse en la pared del tanque del transformador. En pruebas efectuadas en campo por lo general la corrección por temperatura no es necesaria, puesto que la comparación se realiza directamente entre fases. Es recomendable, realizar la prueba de resistencia de devanados en todas las posiciones del cambiador de tomas, cuando sea posible, puesto que la prueba también permite revelar problemas en contactos del cambiador de tomas. La norma IEEE 62 establece que la variación entre lecturas de fases similares, transformadores idénticos, o mediciones previas no debe exceder el ±5%. A su vez, la industria en general sugiere que las variaciones entre valores comparativos no excedan el 2%. De forma similar, ABB indica que la diferencia entre resultados de fases similares no debe superar el 2%, y que la variación entre los resultados y valores de prueba previos, de fábrica, no debe exceder el 5%; los resultados que superen los límites recomendados deben ser investigados. Ejemplo 1.- La Figura 7.37 muestra los resultados de la prueba de resistencia de devanados efectuada en todas las posiciones del cambiador de tomas, en este caso se observan valores bastante elevados en las posiciones 4L y 14R. POSICIÓN DEL OLTC Figura 7.37. Resultados de resistencia de devanados de un transformador trifásico [18] Al realizar la inspección interna del transformador se pudo constatar que la causa de los elevados valores de resistencia era el mal estado de las conexiones del OLTC, tal como muestra la Figura 7.38. 235 Figura 7.38. Conexiones del OLTC en mal estado, conexiones carbonizadas [18] 7.3.6 Reactancia de dispersión (impedancia de cortocircuito) La impedancia de cortocircuito es una medición realizada en fábrica, que posteriormente también puede realizarse en campo, en la etapa de comisionamiento y como parte del programa de mantenimiento. La reactancia de dispersión es la parte compleja de esta impedancia, ambos valores son prácticamente iguales. El propósito de esta medición es detectar el movimiento de devanados, que usualmente es provocado por fallas del sistema, principalmente cortocircuitos, o daños mecánicos producidos durante el transporte y reubicación del transformador. La experiencia ha demostrado que un transformador con devanados parcialmente deformados puede continuar en servicio por mucho tiempo, no obstante, la confiabilidad de la unidad se ve reducida. La deformación de devanados es una falla irreversible, y el reemplazo del devanado dañado puede ser el único remedio. El costo de reparación puede ser comparable con el costo de una unidad nueva. Por tanto, el diagnóstico para la detección de estos defectos debe ser lo más preciso posible, en este sentido, existen varias técnicas útiles para la detección de deformaciones en devanados, entre ellas se pueden mencionar las siguientes, en orden de sensibilidad: - Análisis del barrido en frecuencia (SFRA) - Medición de la reactancia de dispersión - Medición de la capacitancia La técnica SFRA (descrita en el acápite 7.3.7) tiene inherentemente muy buenas posibilidades de búsqueda. Sin embargo, la relativa sofisticación de los instrumentos de 236 prueba necesarios y la experiencia exigida por estas mediciones, todavía no permiten que se conviertan en “herramientas familiares” en muchas algunas compañías de electricidad. A su vez, la medición de la reactancia de dispersión es la más sencilla de estas pruebas. Durante las pruebas de rutina de investigación del transformador, es muy útil realizar tanto la prueba de reactancia de dispersión como la de capacitancia [3]. 7.3.6.1 Procedimiento y diagramas de conexión La reactancia de dispersión de una unidad trifásica, puede ser medida usando dos métodos, ya sea por su equivalente trifásico o por fase, utilizando una fuente por fase. En la prueba del equivalente trifásico, se ejecutan tres pruebas conectando la fuente de tensión y los cables de medición desde la interface de reactancia de dispersión a cada par de terminales de línea del transformador. Los tres terminales del devanado en oposición son conectadas juntos en cortocircuito por medio de un puente (véase la Figura 7.39). H1 H1 H3 H2 H2 H3 H0 Zcc Zcc X1 X2 X3 X1 X0 (a) X2 X3 (b) Figura 7.39. Prueba de equivalente trifásico: a) Conexión delta-estrella, b) Conexión estrella-delta En el segundo método (prueba por fase) se ejecuta una prueba por cada fase, conectando los terminales de prueba (de voltaje y medición) de la interface de reactancia de dispersión a las terminales de línea o al neutro de los devanados en estrella y zig/zag o a un par de los terminales de línea en el devanado en delta. Las terminales en el devanado en oposición se deben unir entre sí en cortocircuito por medio de un puente (véase la Figura 7.40). Debe notarse que esta técnica de medición de cuatro hilos se realiza para evitar caídas de tensión 237 que causen errores en las lecturas. La conexión para las pruebas en transformadores de más devanados y transformadores monofásicos se realiza de forma similar. H1 H1 H3 H2 H2 H3 H0 Zcc Zcc X1 X2 X3 X1 X0 (a) X2 X3 (b) Figura 7.40. Prueba por fase: a) Conexión delta-estrella, b) Conexión estrella-delta Por ejemplo, la Figura 7.41 muestra la conexión del medidor de reactancia de dispersión M4110 de Doble, adviértase que en realidad se trata de un módulo externo del medidor de factor de potencia M4100. Figura 7.41. Conexión del medidor de reactancia de dispersión M4110 de Doble [41] 238 Normalmente el tipo de prueba a ejecutar en campo es la prueba por fase, no obstante, también pueden realizarse las pruebas de equivalente trifásico. Para la selección del tipo adecuado de prueba debe considerarse lo siguiente [3]: - En un transformador trifásico reconstruido o durante las pruebas iniciales de un transformador usado, se deben realizar las pruebas del equivalente trifásico y las pruebas por fase. Esto nos permite la comparación de los valores de placa entre las fases y nos proporciona la referencia inicial o “benchmark” para las pruebas futuras. En una unidad monofásica solamente una prueba puede ser realizada. Para realizar la comparación las pruebas deben realizarse con el OLTC en la misma posición que se indica en los datos de placa. - Una vez que los resultados de prueba han sido verificados con los datos de placa, las pruebas de seguimiento pueden incluir únicamente las pruebas por fase. El realizar más pruebas de búsqueda permite la comparación no solo con los resultados de prueba previos sino también entre las fases. - Las pruebas iniciales deben ser realizadas en todas las posiciones del cambiador de derivaciones des-energizado. Esta medición es bastante útil, ya que, a lo largo de la vida en servicio, el transformador puede ser energizado en todas las posiciones del DETC y cuando las unidades salen fuera de línea, el personal de servicio puede hacer la prueba solamente en la posición en la cual se encuentra el transformador en servicio. Si esta posición no fue medida originalmente, se pierde la oportunidad de comparar las dos pruebas. En la actualidad existen instrumentos de prueba con frecuencia variable, las mediciones preferentemente deberán ser realizadas con estos instrumentos. Es importante mencionar que al realizar pruebas a distintas frecuencias se logra aún mayor sensibilidad a los defectos en devanados, puesto que algunos de estos defectos podrían estar escondidos en pruebas realizadas a la frecuencia del sistema. Por otro lado, aunque es posible hacer la prueba sin ninguna información de la placa del transformador o los datos iniciales (benchmark), el valor de impedancia (%) y el valor de reactancia (%) no podrán ser calculados. La información de placa del transformador incluye la siguiente información, la cual deberá ser proporcionada al programa de cálculo antes de efectuar la prueba [3]: 239 - Impedancia en porcentaje (%) - La potencia base para esta impedancia (en kVA) - El voltaje base (fase-fase) para esta impedancia (en kV) Si se tiene disponible los valores de pruebas anteriores, la siguiente información inicial también debe ser proporcionada al programa de cálculo [3]: - Impedancia inicial en porcentaje - Reactancia inicial en porcentaje 7.3.6.2 Análisis de resultados La norma IEEE 62 establece que cambios inferiores al ±2% de la reactancia de dispersión usualmente no se consideran significantes, variaciones superiores al ±3% de la reactancia sí son considerables. Por su parte, el CIGRE en la referencia [34], recomienda que resultados con una variación superior al ±1% sean investigados con otras técnicas de diagnóstico como el SFRA. La industria en general indica que los cambios que exceden el ±3% del valor medido son significantes y deben de ser investigados. Por ejemplo, si la reactancia de dispersión cambia de 7,5% a 8,2%, este cambio debe considerarse como significante ya que el cambio de reactancia es de 9,3% de su valor original, 7,5% [3]. Los resultados de la prueba del equivalente trifásico deben ser comparados con los valores de placa o con pruebas anteriores. Los resultados de la prueba por fase deben ser comparados entre las fases y con pruebas anteriores. El análisis debe ser realizado considerando la reactancia de dispersión y los resultados de otras pruebas, especialmente las de capacitancia. Si más de una característica proporciona evidencia de cambios, se debe investigar la fuente que provoca el cambio. Por ejemplo, la combinación de un cambio de 2% en la reactancia de dispersión más un cambio de 10% en la capacitancia puede requerir una investigación más profunda para establecer la razón del porqué de estos dos cambios simultáneos [3]. Ejemplo 1.- En la referencia [143] se presenta el caso de un autotransformador trifásico de 200 MVA, 330/110/35 kV con cambiador de tomas (OLTC) en el devanado de 110 kV. Este autotransformador estuvo en servicio por más de 34 años y el problema fue detectado por 240 la medición de la reactancia de dispersión en un mantenimiento de rutina, empleando el instrumento de prueba M4110 de Doble; los resultados de la prueba se presentan en la Tabla 7.14. Tabla 7.14. Prueba de reactancia de dispersión en autotransformador (H-L contra T)25 Circuito de prueba Fase XS (medido) [Ω] ZS (placa) [Ω] Diferencia (%) A 13,54 14,54 -6,87 B 14,24 14,54 -2,06 C 14,27 14,54 -1,85 Devanado común (H-L) contra terciario (T) Fuente: ZTZ – V. Zokolov [143] Se sospechaba de un desplazamiento crítico en el devanado común de la fase A, nótese que el resultado discrepa más del 3% aceptable. Este diagnóstico se confirmó luego de haber realizado la inspección interna de la unidad (véase la Figura 7.42). Efectivamente, la razón de la elevada diferencia entre el valor medido y el valor de placa fue la deformación radial del devanado común. Figura 7.42. Vista superior del devanado dañado (deformación radial) [143] 25 Aunque en este estudio se evaluaron los valores absolutos de la impedancia y reac tancia, es más común trabajar con los valores en porcentaje. 241 7.3.7 Análisis de la respuesta en frecuencia (SFRA) El SFRA es una técnica que actualmente está siendo utilizada por muchas compañías para detectar problemas físicos en devanados y núcleos, que pueden producirse durante el transporte o como consecuencia de elevados esfuerzos mecánicos provocados por cortocircuitos. Si estas fallas no se detectan a tiempo, los problemas pueden evolucionar y terminar en fallas térmicas o dieléctricas, que inclusive podrían conducir a la falla total del transformador. Mediante el SFRA es posible detectar un amplio rango de problemas, incluyendo deformaciones y desplazamiento de devanados, espiras cortocircuitadas o abiertas, estructuras de soporte flojas o rotas, problemas en la conexión del núcleo a tierra, colapso parcial de devanados y otros. Debe considerarse que muchos de estos problemas son difíciles o imposibles de detectar con otras técnicas de prueba. También, es recomendable realizar esta prueba en unidades nuevas antes de su transporte en fábrica y después de su instalación en sitio, con el fin de establecer una referencia futura para su comparación. 7.3.7.1 Procedimiento y diagramas de conexión La prueba debe realizarse con el transformador des-energizado, todos los terminales deben estar desconectados de las barras. Generalmente, las mediciones se efectúan entre el principio y final de cada devanado, por ejemplo, el terminal H1 y el terminal H2 (para un devanado conectado en delta) o H0 (para un devanado conectado en estrella). Además, es importante registrar toda la información relevante para la prueba, como la posición del OLTC, nivel de aceite y terminales a tierra o cortocircuitados. En caso de contar con resultados de prueba previos debe repetirse el procedimiento, tomando nota de la posición del cambiador de tomas, terminales en cortocircuito o conectados a tierra, y cualquier otro detalle importante para la prueba. La Figura 7.43 muestra la conexión típica para la prueba SFRA en devanados conectados en delta, de la misma manera, la Figura 7.44 presenta la conexión de la prueba SFRA para devanados conectados en estrella. Nótese que para devanados (secundarios) conectados en estrella la prueba en cortocircuito no requiere que el terminal del neutro esté cortocircuitado, sino que normalmente se conecte a tierra. 242 H1 H3 H2 H1 F R M X1 X2 X3 H3 H2 F R M SFRA X1 X0 Notas: a) Final con final (abierto) b) F=fuente, R=referencia, M=medición X2 X3 SFRA X0 Notas: a) Final con final (cortocircuitado) b) F=fuente, R=referencia, M=medición (a) (b) Figura 7.43. Prueba SFRA en devanados conectados en delta, en vacío (a) y en cortocircuito (b) H1 H3 H2 H1 F R M X1 X2 X3 H3 H2 F R M SFRA X0 X1 Notas: a) Final con final (abierto) b) F=fuente, R=referencia, M=medición X2 X3 SFRA X0 Notas: a) Final con final (cortocircuitado) b) F=fuente, R=referencia, M=medición (a) (b) Figura 7.44. Prueba SFRA en devanados conectados en estrella, en vacío (a) y en cortocircuito (b) El procedimiento de la prueba SFRA para un transformador de dos devanados se sintetiza en la Tabla 7.15. 243 Tabla 7.15. Procedimiento de la prueba SFRA en transformadores de dos devanados Conexión de los devanados Tipo de prueba Final-f inal (abierto), prueba de devanados HV, terminales LV f lotantes Final-f inal (abierto), prueba de devanados LV, terminales HV f lotantes Final-f inal (cortocircuito), los terminales de LV se cortocircuitan (X1, X2 y X3) N° Trifásico deltaestrella Trifásico estrelladelta Trifásico deltadelta Trifásico estrellaestrella 1 H1-H3 H1-H0 H1-H3 H1-H0 2 H2-H1 H2-H0 H2-H1 H2-H0 3 H3-H2 H3-H0 H3-H2 H3-H0 4 X1-X0 X1-X2 X1-X2 X1-X0 5 X2-X0 X2-X3 X2-X3 X2-X0 6 X3-X0 X3-X1 X3-X1 X3-X0 7 H1-H3 H1-H0 H1-H3 H1-H0 8 H2-H1 H2-H0 H2-H1 H2-H0 9 H3-H2 H3-H0 H3-H2 H3-H0 Monofásico H1-H2(H0) X1-X2(X0) H1-H2(H0) [X1-X2(X0) en corto] Fuente: Doble Engineering Co. El procedimiento de prueba, final con final, para transformadores de tres devanados y autotransformadores, tiene las mismas características que las presentadas para transformadores de dos devanados. El procedimiento específico para la prueba de estos equipos puede encontrarse en la referencia [2], además del procedimiento de prueba entre devanados, que también es similar. (a) (b) Figura 7.45. Cableado correcto (a) e incorrecto (b) para la prueba SFRA [107] Las conexiones entre el dispositivo de medición y los terminales del transformador, así como la técnica de puesta a tierra y las conexiones de cortocircuito, tienen una influencia 244 crucial en la reproducibilidad de la prueba. Por tanto, es importante que el conexionado se realice con la menor distancia (onda) posible y que se efectúe según las especificaciones del fabricante del equipo de prueba (véase la Figura 7.45). 7.3.7.2 Análisis de resultados Actualmente el análisis de los resultados, por lo general, se hace en forma cualitativa. La principal justificación de este procedimiento es que las variaciones de las ondas al ser comparadas con otras pruebas anteriores o con otras pruebas de otras fases entre sí o con otras unidades hermanas, son lo suficientemente claras para permitir esta evaluación cualitativa, variaciones pequeñas son consideradas no importantes desde el punto de vista de problemas graves del transformador [2]. Asimismo, la respuesta en frecuencia puede ser analizada según alguno o varios de los siguientes indicadores [85]: - Valores iniciales de la respuesta en decibeles, típicamente en el rango de -30 dB a -50 dB para devanados de alta tensión y entre -5 dB y -15 dB en devanados de baja tensión. - Respuesta normal esperada según la configuración del devanado, ya sea delta o estrella, prestando atención a los puntos de resonancia. - Comparación de la respuesta con la huella digital. - Comparación de la respuesta entre distintas fases del mismo transformador. - Comparación de la respuesta entre unidades hermanas. Para la comparación de las respuestas con registros previos de una misma unidad puede seguirse el lineamiento basado en las variaciones de la huella sobre las distintas bandas de frecuencia. Al respecto Doble señala que las respuestas serán distorsionadas en el rango de bajas frecuencias (<5 kHz) si existen problemas en el núcleo. Así también, variaciones de la respuesta en el rango de altas frecuencias (>10 kHz) indican problemas en los devanados. Las variaciones menores a 3 decibeles comparadas con la huella digital se consideran normales y dentro de las tolerancias. Variaciones superiores a ±3 dB, entre 5 Hz y 2 kHz, pueden indicar espiras en cortocircuito, circuitos abiertos, magnetismo residual o movimiento del núcleo. Variaciones mayores a ±3 dB, entre 50 Hz y 20 kHz, revelan movimiento masivo de un devanado respecto a otros. Asimismo, variaciones mayores a ±3 dB, entre 500 Hz y 2 MHz, pueden revelar deformaciones de devanados. 245 Entre 25 Hz y 10 MHz, los cambios superiores a ±3 dB pueden indicar problemas asociados con las conexiones de devanados y/o defectos en la conexión de los cables de prueba. En resumen, los problemas que pueden revelarse con la prueba SFRA se presentan en distintos rangos o bandas de frecuencia, tal como se muestra en la Figura 7.46. Influencia de la estructura de devanados Influencia del núcleo Interacción entre devanados Influencia de las conexiones Figura 7.46. Diagnóstico según la influencia de la banda de frecuencia [107] Ejemplo 1.- La evaluación del transporte de transformadores se ha convertido en una de las aplicaciones más importantes de la técnica SFRA. Esto resulta razonable debido a la habilidad del SFRA para proveer información profunda sobre movimientos en el núcleo, devanados y estructuras de sujeción, todos estos componentes son susceptibles a dañarse en el transporte. Por ejemplo, el caso de un lote de transformadores que fue transportado desde Europa hacia África, presentado en la referencia [4], mostró lecturas sospechosas del registrador de impactos en una unidad y además se observaron abolladuras en la cuba del transformador; la Figura 7.47 muestra dos fotografías de esta unidad. No se habían realizado pruebas SFRA antes de embarcar la unidad, no obstante, sí fue posible realizar comparaciones entre las respuestas de unidades similares. 246 Figura 7.47. Marcas de hundimiento en la unidad sospechosa [4] Las mediciones realizadas se muestran en la Figura 7.48, es evidente que, en la región influenciada por el núcleo, en la banda de frecuencia de 100Hz a 50kHz, de la unidad sospechosa se presentó algún evento, en contraste con su unidad hermana, en la cual se observa que los trazos de las fases laterales (rojo y azul) son prácticamente idénticas y la respuesta de la fase central (verde) muestra un comportamiento dentro del límite esperado. La conclusión fue que ciertamente existía un problema en el núcleo, posiblemente el movimiento del mismo, obviamente provocado por un transporte deficiente. (a) (b) Figura 7.48. Respuestas de la unidad sospechosa (a) y su unidad hermana (b) [4] Al respecto, basándose en los resultados y en las lecturas del registrador de impactos, se decidió desencubar el transformador para realizar la respectiva inspección interna. Se confirmó el diagnóstico basado en los resultados de la prueba SFRA, puesto que una de las columnas laterales estaba desplazada hacia un extremo, asimismo, se evidenció una barra de soporte doblada y el soporte de madera superior estaba parcialmente roto, tal como muestra la Figura 7.49. Finalmente, el transformador fue devuelto al fabricante para su reparación. 247 (a) (b) Figura 7.49. Desplazamiento de una columna del núcleo (a) y ruptura parcial de soportes (b) [4] Ejemplo 2.- Es recomendable realizar la prueba SFRA en unidades que hayan soportado algún sobreesfuerzo provocado por eventos del sistema, por ejemplo, la Figura 7.50 muestra la respuesta de los devanados de baja tensión de un transformador conectado en estrella que soportó un cortocircuito; en el rango de bajas frecuencias la respuesta es normal, no obstante, a altas y medias frecuencias se observan varias distorsiones de la curva, lo cual indica claramente alguna distorsión o movimiento en el devanado X1-X0. Figura 7.50. Respuesta de los devanados LV después de un cortocircuito [2] 248 7.4 Pruebas aplicables a bushings Los bushings son elementos críticos de los transformadores de potencia, interruptores de potencia y otros dispositivos eléctricos. Más del 10% de todas las averías de transformadores se deben a bushings defectuosos (véase el acápite 4.4.2.1). Aunque el precio de un bushing es bajo comparado con el costo de un transformador completo, la falla de un bushing puede conducir a la falla total de un transformador. Por tanto, el diagnóstico de bushings es primordial dentro de un programa de mantenimiento. El método más preciso para la detección de fallas en bushings es la medición del factor de potencia en conjunto con las mediciones de capacitancia, potencia de pérdidas y corriente de fuga. Asimismo, la medición del factor de potencia mediante el barrido de frecuencia en los últimos años ha demostrado ser un método muy valioso, principalmente para la detección de humedad, puesto que el ingreso de humedad es una de las causas principales para el deterioro. A su vez, la prueba de resistencia de aislamiento todavía continúa siendo un método ampliamente utilizado para verificar la condición del aislamiento. A continuación, se describe la aplicación de las técnicas mencionadas. 7.4.1 Resistencia de aislamiento La prueba de resistencia de aislamiento no permite la evaluación temprana de contaminación o humedad en bushings, sin embargo, cuando el deterioro de un bushing puede ser detectado por la prueba de resistencia de aislamiento normalmente se trata de un escenario avanzado de deterioro que requiere atención inmediata. Esta prueba debe realizarse de forma rutinaria y como prueba de diagnóstico. 7.4.1.1 Procedimiento y diagramas de conexión Normalmente, la resistencia que se mide es la comprendida entre el terminal del bushing y la brida (conectada a tierra). Tal como muestra el diagrama de conexión de la Figura 7.51, esta medida representa la condición global del aislamiento (la prueba es la misma tanto para bushings capacitivos como no capacitivos). En el caso de presentarse valores de resistencia elevados es recomendable medir separadamente la resistencia entre el terminal de alta tensión y el tap capacitivo, en bushings con toma capacitiva. En este caso el terminal de línea (L) o positivo se conecta al conductor principal del bushing y el terminal de tierra (E) o negativo a la toma capacitiva, la 249 tensión de prueba no debe superar los 500 V. Asimismo, para evitar el flujo de corrientes superficiales puede utilizarse el terminal de guarda (G) conectada a una banda semiconductora que envuelva un faldón de la porcelana (tal como se muestra en el acápite 6.4.1.6). La resistencia de aislamiento se mide por el método de corta duración a 1 minuto de prueba. Toma capacitiva E G L MΩ Figura 7.51. Prueba de resistencia de aislamiento en bushings 7.4.1.2 Análisis de resultados Para evaluar los resultados de la prueba de resistencia de aislamiento es recomendable comparar las lecturas con resultados previos y analizar la tendencia, si estos datos no están disponibles es posible comparar los resultados con los obtenidos en las fases restantes, pues es común que se instalen tres (3) bushings idénticos en cada devanado. Asimismo, para una evaluación cuantitativa puede recurrirse a los valores límite recomendados por NETA (véase la TABLA B1 del Apéndice B). Como una regla práctica, en la referencia [134] se establece que cualquier bushing con una resistencia de aislamiento menor a 20.000 megaohms presenta un resultado cuestionable y requiere investigarse. 7.4.2 Factor de potencia y capacitancia La prueba del factor de potencia y capacitancia es el procedimiento de prueba en campo más eficaz que se conoce para la detección temprana de contaminación y deterioro de bushings. 250 El factor de potencia y la capacitancia deben medirse por primera vez durante la instalación de los bushings y también un año después de su instalación (o antes que expire la garantía de fábrica). Tras estas medidas, el factor de potencia o disipación y la capacitancia del bushing deben medirse a intervalos periódicos, habitualmente de 3 a 5 años, o según las mejores prácticas de cada compañía. 7.4.2.1 Procedimiento y diagramas de conexión En campo los bushings normalmente se encuentran instalados sobre los equipos de potencia y a la intemperie, por tanto, antes de realizar las pruebas en estos dispositivos se requiere: - Limpiar y secar la superficie de los bushings antes del ensayo. - Mantener los devanados del transformador en cortocircuito. - Poner a tierra los devanados opuestos por seguridad (aplica a todas las pruebas de bushings). - Abrir solamente la tapa de la toma del bushing bajo ensayo, la tapa debe cerrarse antes de ensayar otro bushing. La Figura 7.52 muestra el diagrama de conexión para la prueba de factor de potencia en bushings instalados en transformadores. H1 Cable HV H3 H2 Toma capacitiva tanδ Cable LV (R) X1 X2 X3 X0 Figura 7.52. Prueba de PF en bushings instalados en transformador 251 En general todos los bushings con tensión superior a 15 kV son del tipo capacitivo, la toma capacitiva, de prueba o potencial, permite la evaluación de la condición del aislamiento en bushings instalados en equipos de potencia. La sección C1 corresponde al aislamiento entre el conductor central o portador de corriente y el tap capacitivo, es decir, el aislamiento principal del bushing; para probar esta sección se utiliza el modo UST según la conexión mostrada en la Figura 7.53. Cable HV tanδ Toma capacitiva C1 Cable LV (R) Notas: a) UST-R; sección medida “C1” C2 Figura 7.53. Prueba de PF en bushings, sección medida C1 Asimismo, la Figura 7.54 muestra el circuito equivalente de la prueba de PF en el modo UST-R (rojo) para la medición de C1. Cable HV I1+I2 Toma capacitiva Guard I1 Cable LV (Red) I2 C2 C1 I2 Conductor central Notas: a) UST-R; sección medida “C1” Figura 7.54. Circuito equivalente de la prueba de PF para la medición de C1 252 Por otro lado, la sección C2 corresponde al aislamiento del tap, que es el aislamiento entre la lámina capacitiva (conectada a la toma) y la brida del bushing, relleno de líquido o compuesto entre el núcleo y tierra, y la porción de porcelana cercana a la brida. El diagrama de conexión para la prueba de la sección C2 se muestra en la Figura 7.55. Cable LV (R) Toma capacitiva C1 tanδ Cable HV Notas: a) GSTg-R; sección medida “C2” C2 Figura 7.55. Prueba de PF en bushings, sección medida C2 De igual manera, la Figura 7.56 muestra el circuito equivalente de la prueba de PF en el modo GSTg-R (guardando rojo) para la medición de C2. Cable HV Guard I1+I2 Toma capacitiva C2 C1 I2 Cable LV (Red) I2 I1 Conductor central Notas: a) GSTg-R; sección medida “C2” Figura 7.56. Circuito equivalente de la prueba de PF para la medición de C2 Debe tenerse especial cuidado con la tensión de prueba aplicada a la toma capacitiva, una tensión excesiva, podría perforar el aislamiento y dejar al bushing inutilizable. Si no se 253 dispone de información absoluta sobre los límites de tensión aplicables a la toma capacitiva, la prueba debe ejecutarse con un voltaje máximo de 500 V. En la TABLA B4 del Apéndice B se presentan como referencia los límites máximos de tensión de prueba de algunos fabricantes de bushings. La prueba de factor de potencia por pasos (tip-up) debe realizarse cuando se sospeche de algún defecto, esta prueba es muy útil para detectar la presencia de ionización y descargas parciales en la estructura aislante. La sección que se mide es C1 en el modo UST, la prueba se efectúa a 2 kV y 10 kV, en casos donde la tensión nominal del bushing sea inferior a 10 kV las pruebas deben ejecutarse a 2 kV y la tensión aplicable entre fase y tierra. También es posible ejecutar la prueba C1 inversa, es decir con el cable de alta tensión conectado a la toma capacitiva y el cable de baja tensión conectado al conductor central del bushing, esta prueba no es usual, pero puede utilizarse en bushings que hayan mostrado resultados anormales con el método UST convencional. Debe tenerse especial cuidado de no exceder la tensión nominal del tap. En algunos casos es posible determinar la condición general del aislamiento con el ensayo “overall”, en modo GST. Este ensayo mide la calidad del aislamiento entre el conductor portador de corriente o central y la brida de montaje del bushing. Esta prueba se realiza en bushings que se han retirado de equipos, bushings conectados a equipos por los que no circula corriente, bushings de repuesto o bushings que se han aislado de devanados e interruptores. La prueba se efectúa energizando el conductor central del bushing y poniendo a tierra la brida. Otro ensayo ampliamente utilizado es la prueba de collar caliente (hot collar test), esta prueba es empleada para detectar defectos localizados (contaminación o burbujas) en bushings no capacitivos, sin embargo, actualmente se efectúa tanto en bushings capacitivos como en bushings no capacitivos. La prueba de collar caliente mide el estado de una determinada sección pequeña de aislamiento del bushing entre una zona de la cubierta superior de porcelana y el conductor central. La prueba se efectúa energizando uno o varios electrodos (bandas semiconductoras de neopreno) situados alrededor de la porcelana del bushing, con el conductor central del bushing puesto a tierra. Esta prueba se utiliza como complemento de las pruebas anteriores. Se utiliza también para probar bushings de equipos en los cuales no es posible aplicar las pruebas anteriores o resultan poco prácticas (e. g. bushings aislados en SF6). 254 La prueba de collar caliente es eficaz para localizar grietas en la porcelana, deterioro o contaminación del aislamiento en la sección superior del bushing, bajo nivel de compuesto (aceite, resina, papel o una mezcla de los mismos) o líquido y cavidades en el compuesto. Se recomienda que en bushings de 15 kV o menos, se realice una sola prueba con el electrodo ubicado en el faldón superior, en bushings con tensión mayor a 15 kV el electrodo debe ser ubicado en varias posiciones (cada tres faldones) de tal forma de obtener lecturas más precisas. El diagrama de conexión de la prueba de collar caliente se muestra en la Figura 7.57, en el modo GSTg la sección que se mide corresponde al aislamiento entre la porcelana y la brida puesta a tierra, en el modo UST la sección que se mide es la comprendida entre la porcelana y el conductor central del bushing. Cable HV Cable LV (R) tanδ Toma capacitiva C1 C2 Notas: a) GSTg-R; sección medida “porcelana-brida (tierra)” b) UST-R; sección medida “porcelana-conductor central” Figura 7.57. Prueba de “collar caliente” en bushings (con o sin toma capacitiva) Dado que normalmente se registran corrientes y pérdidas dieléctricas bajas en las pruebas de collar caliente, pequeños cambios en cualquiera de los valores pueden resultar en cambios engañosos en los factores de potencia calculados. Debido a esto es recomendable que las pruebas de collar caliente se evalúen por comparación de las corrientes de fuga y potencia de pérdidas [89]. 255 7.4.2.2 Análisis de resultados Los resultados de capacitancia y factor de potencia/disipación de bushings deben ser comparados con los valores de placa de características, pruebas anteriores de la misma unidad y/o pruebas realizadas en unidades hermanas. Asimismo, para la mayoría de los bushings capacitivos modernos el factor de potencia del aislamiento principal (C1 & overall) está por debajo de 0,5% corregido a 20°C. La normativa vigente establece los valores de PF que se muestran en la Tabla 7.16, no obstante, existen varias excepciones debido a la gran variedad de diseños y antigüedad de bushings, por ejemplo, pueden observarse algunos valores aceptables para bushings de distintas marcas en la TABLA B3. Tabla 7.16. Valores límite de PF y/o DF según las normas IEC & IEEE (a 50/60Hz y 20°C) Tipo RIP OIP RBP Aislamiento Papel impregnado con resina Papel impregnado con aceite Papel con ligante de resina < 0,7% < 0,7% < 1,5% < 0,85% < 0,5% < 2% 0,3% – 0,4% 0,2% – 0,4% 0,5% – 0,6% DF, tan δ (IEC 60137) PF, cos φ (IEEE C57.19.01) Valores típicos de PF/DF en bushings nuevos Fuente: Guide for transformer maintenance – CIGRE [34] Para la evaluación del factor de potencia la norma IEEE 62 indica que cualquier valor de PF superior a 1% en bushings capacitivos, requiere investigación inmediata, sin embargo, debido a los diferentes tipos de bushings, con distintos valores de PF, la industria sugiere los límites presentados en la Tabla 7.17, el PF de referencia es el valor de placa o el valor de PF determinado en las pruebas de aceptación. Tabla 7.17. Evaluación del factor de potencia y/o factor de disipación (C1 & overall) Factor de potencia medido Evaluación < 2 veces el PF de ref erencia Aceptable < 3 veces el PF de ref erencia Requiere investigación > 3 veces el PF de ref erencia Inaceptable Fuente: OMICRON [117] Por otro lado, los valores de factor de potencia de C2 deben estar alrededor de 1,0% en bushings capacitivos con aislamiento de papel y aceite, y alrededor de 2,0% para bushings llenos de compuesto, cualquier variación elevada debe ser investigada. Cualquier defecto 256 en la sección de aislamiento compuesta entre la toma y la brida del bushing puede ser detectado por la medición de C2, principalmente fugas o contaminación del aceite o compuesto aplicado como relleno entre el núcleo capacitivo y las paredes del bushing. La capacitancia no debería cambiar en el tiempo, puesto que representa la condición física del bushing, cambios drásticos en los valores de capacitancia revelan algún daño en las láminas capacitivas, cortocircuitos y/o rupturas. Para la evaluación de la capacitancia la industria recomienda los límites presentados en la Tabla 7.18. En general un cambio superior al ± 10% sobre el valor de placa requiere investigación inmediata y si se confirma que el bushing está en malas condiciones debe ser retirado de servicio. Tabla 7.18. Evaluación de la capacitancia Variación de la capacitancia Evaluación ΔC < 5% Aceptable 5% < ΔC < 10% Requiere investigación ΔC > 10% Inaceptable Fuente: OMICRON [117] A su vez, la prueba de collar caliente es evaluada con base en los miliamperes (mA) o miliwatts (mW) de pérdida, los resultados deben ser comparados con valores de bushings similares, y con los registros históricos propios de cada bushing. Como regla general se consideran aceptables pérdidas de hasta 0,100 watts a 10 kV y 6 miliwatts a 2,5 kV. Un incremento de las pérdidas indica la contaminación del aislamiento, a su vez, la reducción de la corriente indica bajo nivel de líquido o compuesto. Ejemplo 1.- En la referencia [56] se presenta el caso de un autotransformador de la fase de reserva de un banco de 500/150/31,5 kV, el mismo fue sujeto a una prueba de rutina (quinquenal), que además era requerida porque el autotransformador de reserva iba a rotar, los resultados de las pruebas en los bushings de 31,5 kV se presentan en la Tabla 7.19. Tabla 7.19. Prueba de C1 en bushings Y1, Y2 (devanado terciario) Bushings C1 Reserva A B C Y1 (30kV) 331 pF 330,10 pF 336 pF 329,9 pF 335 pF 335 pF 335 pF 333,7 pF Y2 (30kV) 334 pF 807,00 pF 337 pF 334,50 pF 335 pF 334,1 pF 331 pF 327,40 pF Fuente: Proceso de diagnóstico para detección de falla en transformadores – H. Yamada [56] 257 El valor de la capacitancia C1 medida era demasiado alto, tenía una diferencia mucho mayor al 10% máximo (807 pF) respecto del valor de placa (334 pF), de igual manera este resultado comparado con los resultados de las pruebas de C1 en los bushings de los autotransformadores de las fases A, B y C presentó una diferencia notable que confirmó que el bushing se encontraba en malas condiciones. Asimismo, la prueba de collar caliente, cuyos resultados se presentan en la Tabla 7.20, confirmó que el bushing Y2 del devanado terciario estaba en mal estado, las pérdidas de potencia eran demasiado elevadas al igual que la capacitancia medida, nótese la diferencia con las otras fases. Una inspección más detallada del visor de nivel de aceite del bushing de 31,5 kV reveló la presencia de humedad. Se procedió a reemplazar el bushing obteniendo posteriormente resultados aceptables. Si el autotransformador de la fase de reserva hubiese entrado en servicio el bushing Y2 eventualmente habría fallado, posiblemente dañando la unidad. Tabla 7.20. Prueba de collar caliente en bushings Y1, Y2 (devanado terciario) Bushings Hot collar Reserva A B C Y1 (30kV) 0,008 W 18,33 pF 0,01 W 16,96 pF 0,007 W 19,56 pF 0,01 W 17,23 pF Y2 (30kV) 0,039 W 21,96 pF 0,014 W 16,94 pF 0,008 W 18,70 pF 0,011 W 16,11 pF Fuente: Proceso de diagnóstico para detección de falla en transformadores – H. Yamada [56] Ejemplo 2.- Otro caso de estudio presentado por Doble, cuyos resultados se resumen en la Tabla 7.21, muestra la tendencia de resultados de la medición de capacitancia y factor de potencia en C2. Esta tendencia muestra un proceso de envejecimiento normal excepto en la última prueba que después de una inspección más detallada reveló la pérdida de aceite del bushing. Tabla 7.21. Tendencia de resultados de prueba de C2 Fecha de ensayo Capacitancia (pF) PF/DF (%) 01/04/1996 466,2 0,35 26/04/2000 462,5 0,75 10/10/2002 466,9 1,24 27/10/2002 471,2 1,20 03/05/2004 402,3 0,60 Fuente: Doble Engineering Co. 258 Estos resultados podrían haber conducido a un mal diagnóstico si no se hubiese prestado atención a los valores de la tendencia, puesto que un factor de potencia de 0,6% podría interpretarse como un resultado aceptable, pero incoherente con la tendencia. Además, se observa que la capacitancia disminuyó más del 10% aceptable. 7.4.3 Factor de potencia con variación de frecuencia La medición del factor de potencia con variación de frecuencia, habitualmente entre 15 Hz y 400 Hz, se constituye en un aporte importante para el diagnóstico de bushings, este método ha demostrado ser bastante eficaz en la determinación del nivel de degradación del sistema aislante de bushings, provocado principalmente por el ingreso de humedad. Varios estudios han demostrado la validez de este método para la determinación del deterioro en bushings. Uno de los estudios acerca del barrido de frecuencia aplicado al diagnóstico de bushings, desarrollado en [90], muestra las curvas típicas de respuesta dieléctrica de distintos tipos de bushings nuevos (véase la Figura 7.58); las curvas muestran una respuesta del factor de potencia o tangente delta que tiende a incrementarse en función del incremento de frecuencia, nótese que los valores de PF a la frecuencia del sistema cumplen los límites establecidos por las normas. Figura 7.58. Curvas típicas del PF y/o DF con variación de frecuencia en bushings nuevos [90] Estos ensayos deben realizarse con las mismas conexiones e instrumentos de prueba (cuando sea posible) que los utilizados en las pruebas a frecuencia industrial, sin embargo, la tensión máxima recomendada es 2 kV. Estas mediciones permiten obtener una referencia particular de cada bushing que puede ser comparada posteriormente, asimismo, es posible 259 comparar las curvas de bushings similares (unidades hermanas). Para la evaluación de resultados, al respecto, la industria recomienda una variación máxima de 1% de los valores de factor de potencia, capacitancia y pérdidas medidos. Ejemplo 1.- El estudio de la referencia [90] presenta el caso de un bushing que fue retirado de servicio y almacenado sin ninguna protección (con fines de investigación), tal como se observa en la Figura 7.59. Se realizaron las pruebas de factor de potencia con variación de frecuencia al instante de ser removido de servicio, después de 3 meses y después de 6 meses. El extremo no protegido (que se conecta al devanado del transformador) absorbió la humedad durante meses y la variación de factor de potencia puede ser claramente observada. El contenido de humedad incrementa el factor de potencia particularmente a bajas frecuencias. Después de 6 meses Después de 3 meses Después de ser removido Figura 7.59. Respuesta dieléctrica de un bushing tipo RIP expuesto a la humedad [90] Ejemplo 2.- En la referencia [97] se presenta el caso de un banco de autotransformadores instalados en una subestación de 500 kV, los bushings probados mostraron resultados aceptables en todas las fases, con excepción de la fase de reserva que, a pesar de haber sido almacenada adecuadamente, mostró un elevado factor de disipación, tal como muestra la Tabla 7.22. Tabla 7.22. Resultados de la prueba de C1 a 60 Hz en bushing de reserva de 500 kV Medida Factor de disipación Capacitancia Bushing H1 antes del secado 1,3227% 409,7116 pF Bushing H1 después del secado 0,3353% 421,9776 pF Fuente: Diagnóstico de buchas de alta tensão – M. Paulino [98] 260 Después de observarse los resultados se procedió a retirar el bushing de su sitio de almacenamiento constatando una fuerte presencia de humedad, tal como se observa en la Figura 7.60, nótese la condensación de humedad en el extremo inferior del bushing. Figura 7.60. Inspección del bushing de reserva y constatación de la presencia de humedad [98] Posteriormente se realizó el secado manual del bushing y su ensayo, los resultados de las pruebas antes y después del secado se presentan en la Tabla 7.22. Asimismo, la Figura 7.61 muestra las curvas de la prueba de factor de potencia antes (azul) y después (amarillo) del secado del bushing de reserva, así como de los bushings de las fases B (verde) y C (rojo). Los resultados obtenidos después del secado muestran una variación inferior al 1% máximo aceptable. Figura 7.61. Resultados de prueba de DF con variación de frecuencia [98] 261 7.5 Pruebas aplicables al cambiador de tomas bajo carga (OLTC) El cambiador de tomas bajo carga (OLTC) es el único componente con partes móviles en el transformador, por esta razón, está sometido a mayores esfuerzos en su vida útil. Diversas investigaciones a nivel mundial han demostrado que el OLTC es uno de los componentes del transformador más propensos a falla, por ejemplo, el CIGRE en la referencia [27] indica que alrededor del 41% de las fallas en transformadores está asociado a problemas en el OLTC. Entonces, es importante que el diagnóstico de los OLTCs sea incluido en los programas de mantenimiento y pruebas. Si bien la inspección visual puede ser empleada para detectar la degradación de las partes accesibles del OLTC a intervalos regulares, muchas partes mecánicas no son fácilmente accesibles para su inspección, además, por lo general estas inspecciones requieren de altos periodos de indisponibilidad incluyendo el periodo de espera tras el llenado de aceite. En este sentido, lo más recomendable es realizar pruebas adicionales para establecer la condición del OLTC. Actualmente existen varias técnicas de diagnóstico para determinar la condición de los cambiadores de tomas, las cuales pueden dividirse en [111]: - Análisis del aceite y aislamiento que incluye el análisis de gases disueltos (DGA) y conteo de partículas. - Análisis de los contactos del cambiador, la medición de la resistencia de devanados (estática), medición de la resistencia dinámica y cálculo de la resistencia dinámica. - Análisis mecánico, mediante el método vibro-acústico y la medición de la corriente de carga del motor. La medición de la resistencia dinámica, que se describe a continuación, en los últimos años ha demostrado ser una herramienta muy valiosa para el diagnóstico de OLTCs. 7.5.1 Medición de la resistencia dinámica (DRM) La medición de la resistencia dinámica, al igual que la resistencia estática, es capaz de detectar irregularidades en los contactos del OLTC. La principal diferencia entre la medición de la resistencia dinámica y resistencia estática es que la primera se realiza mientras el cambiador de tomas es operado, es decir, la corriente es registrada constantemente mientras se conmutan las posiciones del cambiador. Además, a diferencia de la medición 262 de resistencia estática esta prueba no requiere descargar la energía almacenada. La principal ventaja de esta prueba es la detección de problemas en la transición de una posición de toma a la siguiente tales como [34]: - Problemas de contactos en el ruptor - Resortes u otros elementos mecánicos dañados o rotos - Resistencias de transición dañadas - Disminución de presión en los contactos - Tiempo de conmutación inadecuado Además, la medición dinámica puede detectar problemas en los contactos del selector de tomas o el sincronismo entre el movimiento del ruptor y el selector de tomas, este último representado por un circuito abierto momentáneo durante la secuencia del cambio de tomas. 7.5.1.1 Procedimiento y diagramas de conexión Algunos autores señalan que la medición de la resistencia dinámica debe limitarse al control de calidad de OLTCs en el comisionamiento o después de una revisión, o para asegurar que el OLTC en prueba se encuentra en buenas condiciones luego del disparo del interruptor asociado al transformador, pues esta prueba debe realizar en campo con los terminales desconectados, sin embargo, actualmente esta prueba puede ser utilizada de manera rutinaria, para identificar defectos o fallas incipientes en OLTCs. Figura 7.62. Conexión del instrumento TapScan® DRM [44] 263 La conexión del transformador y del equipo de prueba se realiza por el método de los cuatro hilos, probando cada fase a la vez, mientras el cambiador de tomas es activado. Es recomendable que la prueba se realice desde la posición del cambiador más baja a la más alta y viceversa, ya que algunos problemas podrían esconderse al efectuar la prueba en un solo sentido, por ejemplo, la Figura 7.62 muestra la conexión típica de un instrumento de prueba. 7.5.1.2 Análisis de resultados Esta prueba requiere analizar la corriente que circula por el cambiador de tomas, junto con la secuencia de tiempo y el valor de las resistencias de transición. La respuesta típica de corriente de un OLTC en buenas condiciones se presenta en la Figura 7.63. La interpretación de los resultados requiere de experiencia y habilidad. El CIGRE en la referencia [34] indica que se puede realizar un análisis básico de forma comparativa, analizando la forma de la curva obtenida entre cada transición de tomas, entre fases y mediante la comparación con la huella digital y/o pruebas anteriores. RESISTENCIA DE DEVANADOS RESISTENCIA DE TRANSICIÓN Figura 7.63. Respuesta normal de la prueba en un OLTC en buenas condiciones [75] Además de la representación gráfica de la corriente, también son útiles las medidas tabuladas de los parámetros de ondulación, pendiente y tiempo de transición (véase la Figura 7.64); puesto que son parámetros importantes que permiten identificar problemas en la conmutación, el cual debería ser un proceso sin rebotes ni interrupciones; los instrumentos de prueba actuales incluyen una función de registro de estos parámetros. Si el proceso de conmutación se interrumpe, aunque solo sea durante un breve espacio de tiempo, la ondulación (Imáx – Imín) y la pendiente de la variación de corriente (di/dt) aumentan [117]. 264 PENDIENTE ONDULACIÓN Figura 7.64. Parámetros característicos de la prueba DRM [17] Ejemplo 1.- En la referencia [74] se presenta el caso de un OLTC que mostraba claros indicios de envejecimiento, debido al esfuerzo térmico, nótese que la gráfica de corriente (Figura 7.65a) muestra un comportamiento bastante errático (gráfica superior). Basados en este diagnóstico se decidió realizar la inspección interna del OLTC, evidenciándose que los contactos del ruptor estaban en malas condiciones, nótese la suciedad de los contactos (Figura 7.65b). Después de realizar la inspección se procedió a la limpieza intensiva de los contactos, dejándolos en buenas condiciones (Figura 7.65b). Se volvió a realizar la prueba antes de poner en servicio la unidad, obteniéndose resultados aceptables (Figura 7.65a inferior), nótese en este caso la uniformidad de la gráfica. (a) (b) Figura 7.65. Resultados de la prueba DRM (a) y contactos del ruptor, antes y después (b) [74] 265 7.6 Pruebas aplicables a interruptores de potencia Usualmente los interruptores de potencia son equipos altamente confiables, sin embargo, se debe estar consciente de que la falla de un interruptor puede tener consecuencias catastróficas; el personal puede sufrir graves lesiones, daños físicos e incendios pueden ser extremos y el impacto económico causado por la salida no planificada de la instalación puede ser devastadora. Por tanto, los programas de mantenimiento y pruebas deben conservar los interruptores en condiciones óptimas, de tal forma que permitan su operación continua y segura. Estudios realizados por el CIGRE sobre fallas en interruptores (véase el acápite 4.4.2.2) revelaron que el 70% de las fallas en interruptores son causadas por problemas mecánicos, esto podría parecer sorprendente, debido al hecho de que un interruptor que está en servicio por 30 años solamente debe operar alrededor de algunos minutos, sin embargo, debe considerarse lo que ocurriría en caso de la operación de un interruptor que tenga elementos corroídos o con lubricación defectuosa, evidentemente la falla sería inminente. Como respuesta a este estudio en las últimas décadas se han desarrollado diversas técnicas que permiten evaluar la condición del sistema mecánico de los interruptores. Al mismo tiempo, es necesario asegurar el correcto desempeño del sistema de aislamiento de los interruptores de potencia mediante técnicas que permitan evaluar su condición dieléctrica, principalmente del medio de extinción del arco. Tradicionalmente las técnicas empleadas son la prueba de resistencia de aislamiento y prueba de factor de potencia. A su vez, el circuito eléctrico del interruptor también puede ser afectado por los esfuerzos operativos, en este caso el parámetro a evaluar es la resistencia de los contactos. En resumen, las técnicas requeridas para la evaluación completa de la condición de interruptores de potencia incluyen: - Pruebas dieléctricas, mediante la medición de resistencia de aislamiento y factor de disipación. - Pruebas eléctricas, básicamente la medición de resistencia estática de contactos, resistencia dinámica de contactos (DRM) y voltaje mínimo de disparo. - Pruebas mecánicas, que incluyen la medición de los parámetros de tiempo y movimiento. 266 - Evaluación del fluido aislante, mediante pruebas físico-químicas y eléctricas, y análisis de gases disueltos en el caso de interruptores aislados en aceite. - Determinación de la pureza y contenido de humedad, en interruptores aislados en gas SF6. - Termografía, que permite detectar la presencia de puntos calientes, principalmente en contactos defectuosos y componentes internos del interruptor. - Inspecciones de rutina, externas e internas, que deben ser desempeñadas según las recomendaciones del fabricante, normalmente cada 6 a 12 meses en equipos recientemente instalados (nuevos), y no más de 2 años entre inspecciones externas o 4 años entre inspecciones internas de equipos en servicio (antiguos) [135], y/o las mejores prácticas aplicadas por cada empresa. A continuación, se describen las pruebas dieléctricas, eléctricas y mecánicas aplicadas en la evaluación de la condición de interruptores de potencia. 7.6.1 Resistencia de aislamiento La prueba de resistencia de aislamiento permite evaluar la condición general del aislamiento de los interruptores de potencia, sin embargo, no indica la calidad del aislamiento primario del interruptor (básicamente aceite o gas SF6). Esta prueba permite detectar problemas graves en el aislamiento del interruptor. En los interruptores de gran volumen de aceite se observa que el deterioro del aceite se verá reflejado en la disminución de la resistencia de aislamiento. Asimismo, esta prueba es útil para la detección de problemas en los bushings, varilla de operación y los soportes internos. De forma similar, la prueba de resistencia de aislamiento se aplica a interruptores aislados en gas SF6 (de tanque vivo y tanque muerto) con el fin de detectar anomalías en sus componentes (e. g. bushings, envolvente, soportes, varilla de operación, etc.), en muchos casos se recomienda solamente realizar la prueba de corta duración a 1 minuto. 7.6.1.1 Procedimiento y diagramas de conexión Para la evaluación de interruptores de gran volumen de aceite, debe medirse la resistencia de aislamiento comprendido entre cada terminal y tierra, que incluye el aislamiento de los bushing, soportes y medio de extinción, tal como se muestra en la Figura 7.66, esta prueba se realiza con el interruptor en la posición abierta. 267 (1) (2) (1) E G (2) L E MΩ G L MΩ (a) (b) Figura 7.66. Prueba de IR en interruptores de aceite: a) Terminal 1–tierra, b) Terminal 2–tierra La Figura 7.67, muestra en (a) el diagrama de conexión para la medición del aislamiento comprendido entre contactos, con el interruptor en la posición abierta, que básicamente es el aislamiento de la cámara de extinción. En (b) el interruptor está cerrado, en esta posición es posible efectuar la medición de todo el conjunto, es decir, el aislamiento de bushings, varilla de operación, soportes y medio de extinción. (1) (1) (2) E G (2) E L G L MΩ MΩ (a) (b) Figura 7.67. Prueba de IR en interruptores de aceite, verificación de la cámara (a) y del conjunto (b) Usualmente estas pruebas se efectúan sin el uso del terminal de guarda, sin embargo, mediante el terminal de guarda se mejora la precisión de la prueba, puesto que las corrientes de fuga superficial, principalmente las que circulan por la superficie de los bushings no se miden. En equipos más sofisticados es posible determinar las corrientes de fuga superficial y conductiva, y así identificar claramente si la presencia de humedad y contaminantes son la causa de los valores bajos de resistencia de aislamiento. 268 Las conexiones para la medición de resistencia de aislamiento en interruptores de gas SF6 con una cámara de interrupción se efectúan tal como muestra la Figura 7.68, en ambos casos (a) y (b) el interruptor debe estar abierto, en (a) la medición permite evaluar el aislamiento de la cámara de extinción y en (b) el aislamiento del soporte aislante en conjunto con la varilla de operación. E G L E MΩ G L MΩ (a) (b) Figura 7.68. Prueba de IR en interruptores con una cámara, medición de la cámara (a) y del soporte (b) Una prueba adicional es la que se efectúa con el interruptor cerrado, tal como muestra la Figura 7.69, esta prueba permite conocer la condición del conjunto cámara-soporte. En interruptores tripolares el procedimiento es el mismo para cada fase. E G L MΩ Figura 7.69. Prueba de IR en interruptores de SF6 con una cámara, verificación del conjunto 269 De forma similar, para la medición de resistencia de aislamiento en interruptores de gas SF6, con dos cámaras de corte, los diagramas de conexión se muestran en la Figura 7.70, estas pruebas permiten la evaluación del aislamiento de cada cámara de corte. Ambas pruebas se realizan con el interruptor en la posición abierta. (1) (2) (1) E G (2) L E MΩ G L MΩ (a) (b) Figura 7.70. Prueba IR de interruptores en SF6 doble cámara, verificación de cámaras Para la medición de la resistencia de aislamiento del soporte se procede como indica el primer diagrama (a) de la Figura 7.71, esta prueba requiere que el interruptor esté abierto. La prueba restante (b) sirve para determinar la condición del aislamiento del conjunto cámaras-soporte, en este caso el interruptor debe estar cerrado. (1) (2) (1) E G (2) L E MΩ G L MΩ (a) (b) Figura 7.71. Prueba de IR en interruptor doble cámara, medición del soporte (a) y del conjunto (b) 270 Para efectuar la prueba de resistencia de aislamiento en interruptores de gas SF6 de tanque muerto se procede de la misma manera que en interruptores de gran volumen de aceite. Además, en interruptores tripolares, que es la configuración más común en interruptores de tanque muerto, debe verificarse la resistencia de aislamiento entre polos y fases, según el siguiente procedimiento (véase la Figura 7.72): a) Interruptor en la posición abierta. - Conectar el cable de alta tensión (L) al polo 1. Conectar el terminal de tierra (E) a todos los polos restantes. Repetir el proceso para los polos 2 a 6, de la misma manera. b) Interruptor en la posición cerrada. - Conectar el cable de alta tensión (L) a la fase R con las fases S y T conectadas al terminal de tierra (E). Repetir esta prueba para verificar el aislamiento entre la fase R a S, fase S a T, y fase T a R. 5 E G 3 L 1 MΩ 6 5 4 E 2 G 3 L 1 MΩ (a) 6 4 2 (b) Figura 7.72. Prueba IR en interruptores tanque muerto, entre polos (abierto) (a) y entre fases (cerrado) (b) 7.6.1.2 Análisis de resultados La evaluación debe basarse en la comparación de pruebas anteriores de la misma unidad y/o pruebas efectuadas en equipos similares, el análisis de la tendencia permite verificar cualquier cambio que indique algún defecto en el sistema de aislamiento. A su vez, los valores mínimos recomendados por NETA [13], según el nivel de tensión del equipo, se muestran en la TABLA B1 del Apéndice B, resultados inferiores de resistencia de aislamiento deben ser investigados. En el caso de interruptores aislados en aceite, la experiencia muestra que el valor de resistencia de aislamiento mínimo debe estar alrededor de 10.000 megaohms a 20°C; resultados superiores implican la operación confiable de la unidad y sus componentes, 271 interruptores con superficies aislantes secas y limpias, que tengan resultados inferiores a este límite usualmente presentan deterioro interno, debido a la presencia de humedad o elementos carbonizados, es recomendable ejecutar la prueba de factor de potencia y rigidez dieléctrica al aceite para verificar su condición y efectuar las acciones correctivas que correspondan, en caso de que los resultados persistan debe realizarse una inspección interna. En interruptores aislados en gas SF6 resultados anormales pueden indicar el deterioro de bushings, barras de operación, soportes o aislador envolvente. 7.6.2 Factor de potencia Los interruptores están diseñados conforme a los requerimientos particulares del sistema de potencia en los cuales deben ser aplicados, básicamente el nivel de tensión del sistema determina el nivel de aislamiento requerido por el interruptor. Para la construcción de interruptores se emplean diferentes materiales aislantes, el aislamiento principal de los interruptores es su medio de extinción. Por lo general, los interruptores de alta tensión en la actualidad emplean gas SF6 como aislamiento y medio de interrupción, no obstante, aún existen interruptores en operación con aislamiento de aceite, aire seco y cámaras de vacío conectadas en serie. Las pruebas de factor de potencia y/o factor de disipación permiten evaluar todas las secciones de aislamiento de los interruptores, básicamente el aislamiento principal (aceite, gas SF6 y otros), soportes (internos y/o externos), varilla de operación, bushings, envolvente de porcelana, y otros componentes adicionales, tales como capacitores equipotenciales. La prueba de factor de potencia en bushings se explicada en detalle en el acápite 7.4.2. 7.6.2.1 Procedimiento y diagramas de conexión Debido a los diferentes tipos, configuraciones, principios de operación y construcción interna, así como los diferentes métodos de interrupción y medios de extinción del arco, la ejecución e interpretación de la prueba de factor de disipación en interruptores de potencia no es una tarea sencilla. En general, cualquier procedimiento deberá incluir las siguientes características: - Comprobar todos los componentes aislantes, incluyendo bushings, ensamblajes de interrupción, varillas de operación, medio de aislación e interrupción, y capacitores equipotenciales. 272 - Dividir el espécimen en sus componentes principales. - Incrementar la sensibilidad para determinar la condición de cada componente y asistir en la localización de contaminación y deterioro. La tensión de prueba normalmente es 10 kV para interruptores con tensión nominal mayor o igual a 15 kV. En interruptores con voltajes inferiores a 15 kV la tensión de prueba no debe sobrepasar la tensión fase-tierra. En interruptores de tanque muerto, ya sean de aceite o gas SF6, la designación de terminales es importante para describir correctamente el procedimiento de las pruebas, puesto que, en su mayoría, los interruptores de tanque muerto son tripolares. La designación tradicional de los terminales se muestra en la Figura 7.73. 5 6 3 4 1 2 Figura 7.73. Designación de los terminales de un interruptor de tanque muerto [16] Para probar interruptores de gran volumen de aceite existen seis pruebas “overall” que se realizan con el interruptor en la posición abierta, cada polo se prueba individualmente en el modo GST. Los mayores contribuyentes de pérdida, en la prueba con el interruptor abierto, son el bushing (conectado al cable de alta tensión), la guía de la varilla de operación, la parte superior de la varilla y los contactos de interrupción, y en menor medida el revestimiento del tanque y el aceite. El diagrama de conexión para esta prueba se muestra en la Figura 7.74 (a). 273 (1) (2) (1) (2) Cable HV Cable HV tanδ tanδ Notas: a) GST; prueba con el interruptor abierto (overall test) Notas: a) GST; prueba con el interruptor cerrado (overall test) (a) (b) Figura 7.74. Prueba de PF en interruptores de gran volumen de aceite Además de este conjunto de pruebas existen tres pruebas “overall” adicionales con el interruptor en la posición cerrada, tal como se muestra en la Figura 7.74 (b). En ese caso los mayores contribuyentes de pérdida son los dos bushings de la fase probada, el aceite, los contactos de interrupción, la varilla de operación, el revestimiento del tanque y los aisladores soporte internos. Los elementos con menor influencia sobre los resultados son el ensamblaje de los contactos y la guía de la varilla de operación. En ambas pruebas deben obtenerse los valores de corriente, factor de disipación y potencia de pérdidas. Tabla 7.23. Prueba de PF en interruptores de gran volumen de aceite Cableado del interruptor Posición del interruptor Modo de prueba 1 Abierto GST HV (energizar) 1 2 Abierto GST 3 Abierto 4 Abierto 5 N° Observaciones LV (Red) - Terminal 2 f lotante 2 - Terminal 1 f lotante GST 3 - Terminal 4 f lotante GST 4 - Terminal 3 f lotante Abierto GST 5 - Terminal 6 f lotante 6 Abierto GST 6 - Terminal 5 f lotante 7 Cerrado GST 1o2 - - 8 Cerrado GST 3o4 - - 9 Cerrado GST 5o6 - - Fuente: Doble Engineering Co. [69] 274 El procedimiento de la prueba de factor de disipación, o pruebas Doble, en interruptores de gran volumen de aceite se resume en la Tabla 7.23. Las pruebas en interruptores de potencia de tanque muerto aislados en gas SF6 son similares, pero con algunas características distintas debido a su diseño, en principio la Figura 7.75 muestra el circuito dieléctrico equivalente de un interruptor de tanque muerto de gas SF6, que permite identificar los componentes aislantes involucrados en la prueba. Terminal 1, 3, 5 Terminal 2, 4, 6 CB1 CB2 R CG1 CS1 CS2 CE1 Figura 7.75. Circuito dieléctrico de un interruptor SF6 de tanque muerto Donde, CB1 & CB2 representan a los bushings, R a la varilla de operación, CE1 al medio de extinción, la cámara de interrupción y sus componentes aislantes, CS1 & CS2 los aisladores soporte y CG1 al capacitor equipotencial (cuando aplica). El primer conjunto de pruebas se ejecuta en el modo GST según el diagrama de conexión mostrado en la Figura 7.76, las secciones aislantes que se miden con esta prueba básicamente son: bushings, aisladores soporte y varilla de operación. (1) (2) Cable HV tanδ Notas: a) GST; sección medida “terminal-tierra” (overall test) Figura 7.76. Prueba de PF en interruptores de SF6 tipo tanque muerto – GST 275 Un segundo conjunto de pruebas se realiza según el diagrama mostrado en la Figura 7.77, esta prueba se ejecuta en el modo UST y mide todo el aislamiento comprendido entre terminales, que corresponde principalmente al gas SF6 y los capacitores equipotenciales (cuando aplique). (1) (2) Cable HV Cable LV (R) tanδ Notas: a) UST-R; sección medida “aislamiento entre terminales” Figura 7.77. Prueba de PF en interruptores de SF6 tipo tanque muerto – UST Además, con el fin de identificar algún defecto, principalmente en los aisladores soporte, es posible efectuar un conjunto de pruebas suplementarias en modo GST con el interruptor cerrado. La Tabla 7.24 resume el procedimiento de prueba en interruptores de gas SF 6 de tanque muerto. Tabla 7.24. Prueba de PF en interruptores de SF6 tipo tanque muerto Cableado del interruptor HV LV (Red) (energizar) 1 - N° Posición del interruptor Modo de prueba 1 Abierto GST 2 Abierto GST 2 - Terminal 1 f lotante 3 Abierto GST 3 - Terminal 4 f lotante 4 Abierto GST 4 - Terminal 3 f lotante 5 Abierto GST 5 - Terminal 6 f lotante 6 Abierto GST 6 - Terminal 5 f lotante 7 Abierto UST 1 2 - 8 Abierto UST 3 4 - 9 Abierto UST 5 6 - 10 Cerrado GST 1o2 - 11 Cerrado GST 3o4 - 12 Cerrado GST 5o6 - Fuente: Doble Engineering Co. [69] 276 Observaciones Terminal 2 f lotante Pruebas suplementarias La prueba incluye la medición de corriente de fuga, potencia de pérdida y capacitancia. Si la corriente fuese inferior a 300 microamperes el factor de potencia no podría medirse. Por otro lado, los interruptores de gas SF6 de tanque vivo tienen una construcción distinta a los de tanque muerto, se observan dos tipos principales de interruptores de tanque vivo, los interruptores con una sola cámara de corte o tipo “I” y los interruptores con dos cámaras de corte o tipo “T”. C1 CS R Figura 7.78. Circuito dieléctrico de un interruptor SF6 tanque vivo con una cámara de corte Los componentes aislantes de un interruptor tipo “I” se muestran en el circuito dieléctrico equivalente de la Figura 7.78, se observa que los componentes principales son la cámara de corte (C1), que incluye el gas SF6 y el aislador envolvente, y el soporte aislante (CS) en paralelo con la varilla de operación (R). En estos interruptores se aplican dos pruebas, la primera en el modo UST que mide el aislamiento de la cámara de interrupción y la segunda en modo GSTguard para verificar el aislamiento del soporte. El diagrama de conexión es el mismo en ambos casos, tal como se presenta en la Figura 7.79. El procedimiento de prueba se resume en la Tabla 7.25, este procedimiento es el mismo para probar los interruptores de las fases restantes. Tabla 7.25. Prueba de PF en interruptores de SF 6 tipo tanque vivo (una cámara) Cableado del interruptor HV LV (Red) (energizar) N° Posición del interruptor Modo de prueba 1 Abierto UST-R B A - 2 Abierto GSTg-R B - Terminal A puesto a guarda Fuente: Doble Engineering Co. [69] 277 Observaciones A Cable LV (R) B Cable HV tanδ Notas: a) UST-R; sección medida “cámara de corte” b) GSTg-R; sección medida “aislador soporte” Figura 7.79. Prueba de PF en interruptores SF6 tanque vivo con una cámara de corte Por otro lado, los interruptores de tanque vivo con dos cámaras de corte incluyen usualmente, además de la segunda cámara de interrupción, capacitores de equipotencial. El circuito equivalente de un interruptor de tanque vivo tipo “T” se muestra en la Figura 7.80. Donde C1 & C2 representan al aislamiento de la cámara de corte, esencialmente el gas SF6 y el aislamiento de la envolvente de porcelana, CG1 & CG2 a los capacitores equipotenciales de cada cámara, CS al soporte aislante y R a la varilla de operación. C1 CG1 C2 R CS CG2 Figura 7.80. Circuito dieléctrico de un interruptor SF6 tanque vivo con dos cámaras de corte Para la prueba de factor de potencia en interruptores de doble cámara se utilizan los dos cables de baja tensión (rojo y azul), en el modo UST se verifican las cámaras de interrupción y en el modo GSTguard el soporte aislante. 278 A C B (1) Cable LV (B) (2) Cable LV (R) Cable HV tanδ Notas: a) UST-B; sección medida “cámara (1)” b) UST-R; sección medida “cámara (2)” c) GSTg-R&B; sección medida “soporte” Figura 7.81. Prueba de PF en interruptores SF6 tanque vivo con dos cámaras de corte El procedimiento de prueba de factor de potencia en interruptores aislados en gas SF6 de dos cámaras se resume en la Tabla 7.26. Tabla 7.26. Prueba de PF en interruptores de SF6 tipo tanque vivo (una cámara) N° Posición del interruptor Modo de prueba 1 Abierto 2 3 Cableado del interruptor Observaciones HV (energizar) LV (Red) LV (Blue) UST-R B A C Terminal C a guarda Abierto UST-B B A C Terminal A a guarda Abierto GSTg - R&B B A C Terminales A & C puestos a guarda Fuente: Doble Engineering Co. [69] En el caso de interruptores, de tanque vivo o tanque muerto, que tengan capacitores equipotenciales, conectados en paralelo a las cámaras de corte de forma externa, es posible medirlos de forma individual para verificar su condición. También, vale la pena resaltar que en interruptores de tanque muerto con encapsulamiento trifásico los terminales de los polos que no estén bajo ensayo deben permanecer flotantes. En los otros tipos de interruptores, inclusive en interruptores de media tensión, el procedimiento es similar al explicado anteriormente, dependiendo principalmente de su tipo constructivo, ya sean de tanque vivo o tanque muerto. 279 7.6.2.2 Análisis de resultados Los resultados de la prueba incluyen los valores de corriente, capacitancia, potencia de pérdida y factor de potencia si corresponde, la medición de factor de potencia solo se realiza en caso de que la corriente supere los 300 microamperes. Además, si el interruptor cuenta con capacitores equipotenciales es posible evaluar el factor de potencia y la capacitancia de estos componentes. La experiencia ha demostrado que estos valores no requieren corrección por temperatura. Debe aclararse que en interruptores que tengan resistores de pre-inserción estos componentes no inciden significativamente sobre las pruebas. Para la evaluación de las pérdidas dieléctricas y factor de potencia, en pruebas iniciales, es recomendable comparar los resultados con los valores de fábrica y de pruebas realizadas en unidades similares, asimismo, pueden compararse los resultados de pérdidas y corriente de todas las fases. En interruptores de tanque muerto deben compararse los resultados de pruebas similares, es decir, los resultados de las pruebas con interruptor abierto y cerrado en modo GST y resultados de las pruebas en modo UST. También, es recomendable comparar los resultados con los datos recopilados por Doble en su manual de referencias, según el tipo y modelo del interruptor. Por ejemplo, la TABLA B6 del Apéndice B muestra los datos recopilados sobre la potencia de pérdida de interruptores tipo tanque muerto aislados en gas SF6. Los resultados de pruebas posteriores deben compararse con los datos de ensayos previos realizados en la misma unidad. Cuando se tengan valores anormales los mismos pueden compararse con las especificaciones del fabricante y con los valores recopilados equipos similares. De forma similar, para la evaluación de la capacitancia se recomienda comparar los resultados de pruebas posteriores con los valores de la prueba inicial, o pruebas previas realizadas a la misma unidad. Doble establece que si la diferencia entre la capacitancia medida y el valor de referencia está por debajo del ±5% el aislamiento está en buenas condiciones, si esta diferencia está entre 5% a 10% el aislamiento posiblemente se encuentra deteriorado, diferencias mayores al 10% deben ser investigados inmediatamente. Las variaciones, incremento o disminución, de la capacitancia pueden revelar problemas físicos en el aislamiento. Valores altos de pérdidas dieléctricas y factor de potencia en interruptores aislados en gas SF6 usualmente indican que existen depósitos de subproductos de gas SF6, originados por la interrupción del arco, sobre las superficies aislantes. Asimismo, experiencias de algunas 280 empresas indican que la prueba de PF con saltos de tensión (tip-up) también provee información importante sobre la condición del aislamiento, en general deben realizarse dos mediciones, una a 2 kV y otra a 10 kV, ambos valores deberían ser similares, sin embargo, si el valor de PF a 2 kV es superior al valor de PF a 10 kV es probable que exista contaminación interna; caso contrario, si el PF a 10 kV es superior es posible que exista algún defecto o contaminación en el aislamiento externo del interruptor. Para la evaluación de interruptores de gran volumen de aceite, se requiere calcular el índice de pérdidas en el tanque TLI (tank losses index), este valor puede ser positivo o negativo, y se calcula como la diferencia entre las pérdidas en la prueba con interruptor cerrado y la suma de las pérdidas en las pruebas con el interruptor abierto. Por ejemplo, para la fase R, en relación con la Tabla 7.23, el TLI estará dado por la siguiente ecuación: 𝑇𝐿𝐼 = 𝑃𝑟𝑢𝑒𝑏𝑎 7 – (𝑃𝑟𝑢𝑒𝑏𝑎 1 + 𝑃𝑟𝑢𝑒𝑏𝑎 2) La evaluación de la condición de interruptores de gran volumen de aceite con base en el índice de pérdidas del tanque se sintetiza en la Tabla 7.27. Tabla 7.27. Evaluación del aislamiento con base en el índice de pérdidas en el tanque TLI – Índice de pérdidas en el tanque (W) Menor a -0,20 W Entre -0,10 W y -0,20 W Entre -0,10 W y +0,05 W Entre +0,05 W y +0,10 W Mayor a +0,10 W Investigar inmediatamente Volver a realizar el ensayo sobre una base más f recuente Normal para muchos tipos de interruptores Volver a realizar el ensayo sobre una base más f recuente Investigar inmediatamente El ensamblaje guía de la varilla de operación, el conjunto de contactos y la porción superior de la varilla de operación La varilla de operación, el aceite del tanque, el revestimiento del tanque y el aislamiento que soporta los contactos auxiliares Fuente: Doble Engineering Co. [69] Ejemplo 1.- La Tabla 7.28 presenta el caso de un interruptor de tanque muerto aislado en gas SF6 estudiado por Doble, este caso muestra los efectos producidos por una descarga interna. El interruptor fue fabricado el año 1996 y tuvo que moverse a otra ubicación cercana en la misma subestación en conjunto con dos interruptores idénticos. Las pruebas previas a la energización mostraron un valor anormalmente alto de la potencia de pérdida y factor de potencia del polo 2. 281 Tabla 7.28. Resultados de la prueba de PF posterior al movimiento del interruptor Bushing Modo de prueba Corriente (μA) Potencia de pérdida (W) PF (%) 1 GST 727 0,018 0,25 2 GST 531 0,028 0,53 3 GST 724 0,017 0,23 4 GST 528 0,011 0,21 5 GST 732 0,013 0,18 6 GST 528 0,008 0,15 1–2 UST 20 0,008 N/A 3–4 UST 16 0,001 N/A 5–6 UST 20 0,000 N/A Fuente: Evaluating dielectric condition in SF6 CBs – L. Nowak [86] Asimismo, la comparación de los resultados de la prueba en modo UST entre los tres interruptores confirmó que el aislamiento del interruptor en cuestión tenía algún defecto, dicha comparación se presenta en la Tabla 7.29. Tabla 7.29. Comparación de resultados de PF en modo UST de tres interruptores Interruptor 1 2 3 Bushing Modo de prueba Potencia de pérdida (W) PF (%) UST Corriente (μA) 20 1–2 0,008 N/A 3–4 UST 16 0,001 N/A 5–6 UST 20 0,000 N/A 1–2 UST 21 0,001 N/A 3–4 UST 18 0,001 N/A 5–6 UST 20 0,001 N/A 1–2 UST 21 0,001 N/A 3–4 UST 17 0,001 N/A 5–6 UST 20 0,001 N/A Fuente: Evaluating dielectric condition in SF6 CBs – L. Nowak [86] Posteriormente, el interruptor fue inspeccionado internamente y se descubrieron claras señales de descarga interna, el daño del polo puede observarse en la Figura 7.82. Tras evidenciarse la falla, el polo fue reemplazado por uno nuevo, obteniéndose después resultados aceptables para su energización. Para este diagnóstico fue especialmente útil la comparación entre resultados de pruebas efectuadas en equipos idénticos, además, es evidente que la prueba en modo UST fue más sensible para la detección de falla en la cámara de interrupción. 282 Figura 7.82. Inspección interna del polo sospechoso [86] 7.6.3 Resistencia estática de contactos Los contactos fijos y móviles son construidos con materiales que proveen alta resistencia contra los esfuerzos producidos por los arcos, sin embargo, si los contactos no son mantenidos regularmente su habilidad de conducir corriente y soportar estos esfuerzos podría reducirse. Una manera de evaluar la condición de los contactos principales del interruptor consiste en la aplicación de corriente directa y la medición de la caída de tensión en los contactos, con el interruptor en la posición cerrada. Cualquier incremento anormal de la resistencia de contactos puede ser una indicación de presencia de contaminantes sobre los contactos, tales como subproductos originados en la interrupción, desgaste de contactos, cables con conexión floja, uniones sueltas o conexión defectuosa con bushings, los cuales pueden provocar el deterioro y sobrecalentamiento de puntos localizados. 7.6.3.1 Procedimiento y diagramas de conexión Antes de la prueba los contactos del interruptor deben cerrarse, de ninguna manera deben abrirse en el transcurso de la prueba, puesto que la corriente podría dañar al equipo de prueba. La corriente de inyección debe tener un valor elevado, con el fin de obtener una lectura confiable. Una lectura errónea debido al uso de niveles de corriente bajos puede deberse al efecto que tienen algunas grasas conductivas y/o contactos desgastados sobre la linealidad de la resistencia. Para la medición de resistencia de contactos en equipos de alta 283 tensión el IEEE establece como mínimo la inyección de 100 amperes, al mismo tiempo, el IEC recomienda la aplicación de una corriente de al menos 50 amperes. IDC + - μΩ Figura 7.83. Resistencia de contactos en interruptores de tanque vivo con una cámara El diagrama de conexión para la medición de resistencia de contactos en interruptores de tanque vivo con una cámara de interrupción se muestra en la Figura 7.83. A su vez, la Figura 7.84 muestra los diagramas de conexión para la prueba de resistencia de contactos en interruptores de doble cámara. El primero (a) para probar cada cámara individualmente y el segundo (b) para probar las dos cámaras en conjunto. (1) (2) (1) (2) IDC + - IDC + μΩ - (a) μΩ (b) Figura 7.84. Resistencia de contactos en interruptores de tanque vivo doble cámara De la misma forma, la Figura 7.85 muestra el diagrama de conexión para la medición de resistencia de contactos en interruptores de tanque muerto. 284 IDC (1) (2) + - μΩ Figura 7.85. Resistencia de contactos en interruptores de tanque muerto Actualmente, existen equipos capaces de realizar la prueba de resistencia de contactos con ambos extremos conectados a tierra. En ese caso, la corriente generada tiene dos caminos de retorno a la fuente y esta no es igual a la corriente que circula por la unidad de prueba. Si se mide la corriente que circula a tierra, la corriente a través de la unidad de prueba es la corriente generada menos la corriente que circula por tierra. La caída de tensión se mide de la misma manera que en el método tradicional (véase la Figura 7.86). Figura 7.86. Medición de la resistencia de contactos utilizando la técnica DualGround [113] 7.6.3.2 Análisis de resultados Los resultados de la prueba no deben superar los valores proporcionados por el fabricante, si estos datos no están disponibles la comparación debe realizarse entre polos adyacentes o interruptores similares, NETA recomienda investigar valores con una desviación mayor al 50% de diferencia sobre el valor inferior. Además, estos resultados no deben superar los valores registrados en las pruebas de comisionamiento. 285 Los valores de resistencia varían de acuerdo al tipo y diseño del equipo, sin embargo, en interruptores aislados en gas SF6 modernos, con contactos principales bañados en plata, la resistencia de contactos típicamente está en el rango de 10 a 100 microohms. Asimismo, pueden considerarse como referencia los valores presentados en la TABLA B8 del Apéndice B, donde se observan las resistencias de distintos interruptores según su marca y modelo. Así también, la TABLA B9 del Apéndice B presenta los límites máximos de resistencia en interruptores de aire y aceite. 7.6.4 Resistencia dinámica de contactos (DRM) Debido a la erosión, que es provocada por la cantidad de interrupciones y en especial por el nivel de la corriente interrumpida, los contactos de arco pueden disminuir su longitud al extremo de que la operación segura del interruptor no pueda ser garantizada. Entonces, no debe permitirse que la longitud de contactos sea inferior al mínimo establecido por el fabricante, en caso de presentarse esta condición deberá programarse una reparación. La medición de la resistencia dinámica de contactos (DRM) es una técnica bastante utilizada en la actualidad, mediante esta prueba es posible verificar la condición de los contactos en el proceso dinámico, asimismo, es una prueba que en conjunto con la resistencia estática permiten conocer el estado interno del interruptor sin la necesidad de efectuar inspecciones internas, siendo una de sus principales ventajas la posibilidad de determinar la longitud de los contactos de arco. Normalmente la prueba se realiza solamente en la operación de apertura, puesto que la medición de resistencia dinámica en el cierre, aunque posible, es poco práctica por dos razones principales, la variación abrupta de la resistencia desde un valor infinito (contactos abiertos) hasta un valor bastante pequeño de la resistencia de contactos es difícil de medir, haciendo el nivel de la resistencia de contactos de arco difícil de detectar, y la corriente transitoria DC al instante del toque de los contactos de arco genera un nivel de ruido indeseable, haciendo las mediciones poco confiables. 7.6.4.1 Procedimiento y diagramas de conexión La prueba de resistencia dinámica precisa la inyección de corriente DC de al menos 100 amperes, con el propósito de disminuir el nivel de interferencia a través del interruptor durante la operación de apertura, es decir, la medición se realiza en el proceso dinámico 286 de la separación de los contactos. Debe registrarse la caída de tensión entre los contactos del interruptor y la curva de desplazamiento, cuando sea posible, de forma simultánea. Las conexiones del analizador de interruptores, para la medición de resistencia dinámica, se realizan de acuerdo a las instrucciones del fabricante del equipo de prueba, el instrumento debe contar con un accesorio capaz de inyectar la corriente y al mismo tiempo monitorear la caída de tensión entre bornes del interruptor, esta tarea se realiza normalmente de la misma manera que la medición de resistencia estática, es decir, por el método de los cuatro hilos, por ejemplo, la Figura 7.87 muestra las conexiones para la prueba DRM con un analizador de la compañía Megger. Figura 7.87. Conexión del analizador de interruptores EGIL y su accesorio SDRM [100] La resistencia de contactos (principales y de arco) es graficada, ya sea en una pantalla propia del instrumento o en un computador personal conectado al analizador. El analizador debe disponer de un software capaz de calcular y graficar la resistencia instantánea (VDC /IDC ) en el proceso dinámico. 7.6.4.2 Análisis de resultados Los resultados de la prueba básicamente son gráficas de la resistencia dinámica, que pueden analizarse en conjunto con las curvas de desplazamiento y tiempo (véase la Figura 6.31 y Figura 7.88). Es importante que el software del analizador facilite el análisis de las curvas y que permita tomar todas las mediciones necesarias del gráfico. El software debe 287 ser capaz de enfocar claramente las porciones a analizar de la curva y también permitir la superposición de gráficas que sirvan para comparar la condición del interruptor entre mediciones. La experiencia indica que pueden descubrirse defectos al ampliar las gráficas incluso si no existen referencias. TIEMPO CURVA DE DESPLAZAMIENTO Longitud de los contactos de arco RESISTENCIA Inicio del movimiento Separación de los contactos principales Separación de los contactos de arco Figura 7.88. Interpretación de la curva DRM [5] Además de la información crucial sobre la condición de los contactos, los defectos que pueden ser detectados por el análisis de la gráfica de la resistencia dinámica incluyen: contactos desalineados, suciedad en los contactos principales y de arco, erosión de los contactos de arco, condición de las conexiones mecánicas (eslabones) del mecanismo de operación, condición del sistema de amortiguamiento, desplazamiento y velocidad de contactos, e integridad mecánica de varios componentes [112]. El análisis de los resultados es de tipo cualitativo, por comparación entre las curvas obtenidas y la curva de la huella digital. Cuando las curvas discrepan bastante o no cumplen con los tiempos y longitud de contactos definidos por el fabricante, es necesaria una inspección interna, normalmente esta prueba permite encontrar defectos graves y que solamente pueden ser corregidos por una reparación intensiva, reemplazando o puliendo 288 los contactos en algunos casos; a diferencia de la prueba de resistencia estática, en la cual algunos defectos pueden solucionarse con la limpieza de los contactos. Existe un método alternativo para la medición de la resistencia dinámica, la cual, a diferencia del método tradicional, efectúa la prueba a una velocidad reducida, de 0,002 m/s comparado con 0,2 m/s del método tradicional; bajo esta condición el análisis podría resultar más sencillo, para mayor detalle de esta técnica puede recurrirse a la referencia [92]. Ejemplo 126.- En la referencia [112] se presenta el caso de un interruptor que estuvo en servicio por doce años. La curva DRM obtenida del mencionado interruptor se presenta en la Figura 7.89 (a), al mismo tiempo se presenta una respuesta normal de un interruptor en buenas condiciones en la Figura 7.89 (b). (a) (b) Figura 7.89. Resultados de la prueba: a) Curva anormal, b) Curva esperada [112] Claramente se observa un comportamiento anormal de los contactos, al realizar la inspección interna se evidenció que los contactos de arco y principales estaban erosionados y desgastados (véase la Figura 7.90). (a) (b) Figura 7.90. Erosión de contactos de arco (a) y detalle del desgaste (b) [112] 26 En este estudio en particular las mediciones se realizaron en operaciones de cierre-apertura. 289 7.6.5 Pruebas de tiempo y movimiento La medición de los tiempos de operación y los parámetros de movimiento, curva de desplazamiento y velocidad, han demostrado ser las técnicas más efectivas para la identificación de problemas y defectos en interruptores asociados principalmente a su comportamiento mecánico; estas mediciones deben realizarse en conjunto para lograr un mejor diagnóstico, ya que su análisis por separado, si bien es posible, ofrece menos cualidades para el diagnóstico de la condición de interruptores. Algunos de los defectos más importantes que pueden detectarse con las pruebas de tiempo y movimiento son aquellos asociados con la condición del sistema de almacenamiento de energía potencial, básicamente resortes o válvulas. Asimismo, estas pruebas son bastante útiles para identificar defectos en el sistema de amortiguamiento, tales como pérdida de fluido del mecanismo amortiguador y otros. La efectividad de esta prueba radica en que permite monitorear dinámicamente toda la acción de cierre o apertura desde que se genera el pulso de activación, hasta el consecuente cambio de posición física de los contactos del interruptor. Las curvas obtenidas para la velocidad y desplazamiento de los contactos pueden analizarse en conjunto con las curvas de corriente de bobinas y de resistencia dinámica para obtener un diagnóstico más completo de la condición del mecanismo, de los contactos de arco y del sistema de control del interruptor. Asimismo, la medición, visualización y análisis del comportamiento de la corriente de la bobina durante la totalidad de la operación de cierre o apertura del interruptor se constituye en una herramienta muy valiosa para determinar la condición integral del conjunto sistema de control bobina – trinquete – contacto auxiliar [70]. Por otro lado, es necesario que el personal a cargo de la ejecución de las pruebas y diagnóstico conozca el interruptor bajo prueba, pues existe una gran variedad de diseños y tipos de interruptores, los cuales tienen muchas características particulares que deben ser consideradas, además, el personal que realiza las prueba debe estar entrenado en el uso del analizador de interruptores y conocer el significado de los parámetros a medir. 7.6.5.1 Procedimiento y diagramas de conexión Las conexiones para la prueba dependen del tipo específico del analizador de interruptores que se disponga, es necesario recurrir al instructivo proporcionado por el fabricante para 290 poder efectuar esta prueba, no obstante, se observan algunas características en común en la mayoría de los analizadores, las cuales se señalan a continuación: - Disponen canales de mando para el accionamiento de las bobinas de control, estos canales en muchos casos también sirven para la medición de la corriente de bobina. - Tienen canales para la medición de las señales de cierre y apertura del interruptor, mediante una fuente que aplica tensión al circuito principal del interruptor. - Cuentan con canales de entrada para la medición de las señales de movimiento proporcionadas por transductores. La Figura 7.91 presenta el esquema básico de conexión de un analizador de tiempo y movimiento en un interruptor con una cámara de corte, también existen analizadores que permiten efectuar la prueba con ambos extremos de la cámara de interrupción conectados a tierra. Circuito de mando cierre/apertura en el tablero de control Transductor de movimiento Canales de medición de las señales de tiempo 52CS _____ C 52CS _____ T Canales de entrada de las señales medidas por el transductor de movimiento Canales de mando y medición de las señales de cierre/apertura Figura 7.91. Diagrama de conexión básica para la prueba de tiempo/movimiento El propósito del transductor es reproducir el movimiento exacto del contacto móvil en la cámara del interruptor, la cual es usualmente inaccesible porque este conjunto está montado dentro de un contenedor cerrado. La selección del tipo correcto de transductor y 291 la ubicación del mismo en el interruptor es esencial, si bien existen fabricantes que incluyen la información de la correcta ubicación de estos sensores otros no lo hacen, en este sentido, es necesario solicitar esta información al fabricante del interruptor y/o analizador. Aunque el desplazamiento final del contacto móvil es siempre lineal, el movimiento inicial generado por el mecanismo de mando no siempre es así. El movimiento generado por el mecanismo de mando podría ser rotativo, el cual se debe traducir a un movimiento lineal por medio de un juego de palancas y varillas conectoras. Cuando el movimiento lineal del contacto es accesible indirectamente, por ejemplo, a través de una varilla de conexión, un transductor lineal puede reproducir de manera precisa este movimiento sujetándolo a la varilla en cuestión [146]. La Figura 7.92 muestra la instalación típica de un transductor lineal en un interruptor con mecanismo de operación hidráulico, nótese que en este tipo de interruptor el pistón está conectado directamente a la varilla de operación. Figura 7.92. Instalación de un transductor lineal [146] Por otra parte, cuando solamente se tiene acceso al movimiento del mando del contacto móvil mediante una pieza rotativa, este movimiento debe ser transformado por palancas y 292 varillas de diferentes tamaños y mediante el uso de transductores rotativos. Al respecto, la Figura 7.93 presenta la instalación de transductores rotativos en un interruptor tripolar con mando tipo resorte. Figura 7.93. Instalación de transductores rotativos [146] La energía almacenada en el mecanismo de operación es bastante alta, razón por la cual solo personal debidamente entrenado deberá realizar las conexiones, asimismo, antes de una inspección interna todos los resortes deberán estar descargados. Algunas compañías recomiendan que, durante los programas de mantenimiento rutinario, las pruebas se realicen solamente para las operaciones de cierre y apertura, el motivo principal para no ejecutar pruebas con secuencias de operación distintas es evitar sobreesfuerzos innecesarios para los interruptores, siendo las operaciones de cierre y apertura suficientes para proveer información precisa sobre la condición del equipo. 7.6.5.2 Análisis de resultados Los resultados de estas pruebas normalmente se representan de manera gráfica, dicho gráfico incluye básicamente: trazas de tiempo de cada fase y de cada cámara de contactos en caso de interruptores con varias cámaras en serie, tiempos de operación de contactos auxiliares, curvas de desplazamiento de cada fase, corriente de bobina y curvas de velocidad, tal como se puede observar en la Figura 7.94. 293 DESPLAZAMIENTO/ CORRIENTE CURVAS DE DESPLAZAMIENTO DE CONTACTOS CORRIENTE DE BOBINA TIEMPOS DE OPERACIÓN Cámaras 1, 2, 3 y 4 FASE C FASE B FASE A TIEMPO Figura 7.94. Curvas de tiempo y movimiento en la apertura de un interruptor de 4 cámaras [72] Así también, pueden obtenerse resultados numéricos a partir del análisis de los gráficos, los cuales incluyen el tiempo de apertura, tiempo de cierre, diferencia de tiempos entre fases y entre cámaras (para el análisis de la simultaneidad), tiempos de cierre y apertura de contactos auxiliares, recorrido, sobre-recorrido, velocidad, penetración de contactos, rebote y valor pico de la corriente de bobinas. Estos resultados normalmente son provistos por el software del analizador de interruptores de forma automática, por ejemplo, la Tabla 7.30 presenta los resultados típicos de una operación de cierre. Tabla 7.30. Ejemplo de los parámetros obtenidos en una prueba de tiempo y movimiento Parámetros Valor Unidad Penetración A 42,0 mm ms Penetración B 40,0 mm 31,7 ms Penetración C 43,4 mm 1,3 ms Sobre-recorrido 10,9 mm 30,8 ms Tiempo cierre a AUXa2 33,4 ms 1,0 ms Dif erencia P-a AUXa2 1,7 ms 31,7 ms Tiempo apertura b AUXb2 6,6 ms Dif erencia A-B-C 0,9 ms Dif erencia P-b AUXb2 -22,9 ms Velocidad cierre 3,90 m/s Pico de corriente (bobina) 2,5 A Recorrido 120,0 mm Tiempo cierre A Rebote A Tiempo cierre B Rebote B Tiempo cierre C Rebote C Tiempo cierre Valor Unidad 31,2 ms 2,1 Parámetros Fuente: Programma 294 Para el análisis de los tiempos de operación deben identificarse los parámetros más importantes, que son el tiempo de apertura, tiempo de cierre, diferencia de tiempos entre fases y tiempo de los contactos auxiliares. La Figura 7.95 muestra las gráficas de tiempo típicas de las operaciones de apertura y cierre, donde to es el tiempo de apertura y tc el tiempo de cierre, también, se observan las diferencias de tiempos de operación entre polos, o discrepancia entre polos, representados por td. to tc td td A A B B C C a a b b (a) (b) Figura 7.95. Gráficas de los tiempos de operación, apertura (a) y cierre (b) El criterio para determinar si el mecanismo de operación de un interruptor está en buenas condiciones, requiere tomar como referencia los tiempos proporcionados por el fabricante. El tiempo proporcionado por el fabricante está en función de las normas sobre las que fue fabricado el interruptor y sobre la especificación de compra del usuario [23]. El tiempo de apertura es quizás el parámetro más importante a evaluar, puesto que define el tiempo de extinción del arco; debiendo considerarse que uno de los objetivos en la apertura es la reducción de la duración de las corrientes de cortocircuito. El tiempo de apertura es definido por el usuario, por lo general el tiempo especificado es equivalente a los 2 ciclos, es decir, para un sistema de 50 Hz el tiempo será de 40 ms, y para un sistema de 60 Hz será 33,33 ms; esto con el propósito de limitar los sobreesfuerzos provocados por la tensión transitoria de restablecimiento (TRV) y así evitar el re-encendido del arco. La duración de la interrupción de la corriente se cuenta comenzando desde el instante en que la bobina del mecanismo principal se energiza hasta el final de la interrupción de la corriente en el contacto principal, incluyendo la duración del arco. Una apertura inapropiada puede causar grandes riesgos de diferente naturaleza para tiempos de apertura más largos o más cortos. En general, e independientemente del tipo de interruptor, una apertura con un tiempo más largo, puede ser ocasionada por una velocidad más lenta de transición, la 295 duración del arco puede tener una mayor duración y puede ocurrir un desgaste prematuro de los contactos [145]. Por otro lado, un tiempo de apertura más corto, puede conllevar a la extinción de una corriente de cortocircuito más elevada que podría superar la capacidad de ruptura del interruptor. Durante el cierre, especialmente en condiciones de cortocircuito, las fuerzas opuestas son considerables. En el caso de los contactos de movimiento lento, los pre-arcos tienen una mayor duración, lo que ocasiona un mayor deterioro de los contactos. Si no se respeta el tiempo de cierre, esto comprometerá la garantía relativa de su capacidad de cierre. Este tiempo es suministrado usualmente por el diseñador de los interruptores [145]. La correcta sincronización de contactos entre polos de un interruptor, y entre contactos en un mismo polo, asegura el correcto desempeño del interruptor. Según la norma IEC 62271100 la discrepancia máxima permitida entre polos en una operación de apertura es de 1/6 ciclo, esto para evitar los transitorios de alta tensión, de otra manera se obtendría el doble del valor nominal de tensión (TRV) del primer polo abierto en el último polo a abrirse. De la misma manera, en la operación de cierre la máxima discrepancia permitida es de 1/4 ciclo; y la máxima discrepancia de tiempo entre operaciones en los contactos de un mismo polo es de 1/8 ciclo, esto con el fin de evitar sobretensiones peligrosas sobre una sola cámara de interrupción e impedir el deterioro de los capacitores en paralelo. No existen límites generalizados para la relación de tiempos entre contactos principales y auxiliares, pero es importante comprender y verificar su operación. El propósito de los contactos auxiliares es cerrar y abrir un circuito con base en el estado o posición de los contactos principales, este circuito puede habilitar una bobina de cierre cuando el interruptor deba realizar una operación de cierre y luego abrir el circuito inmediatamente después del inicio de la operación, evitando de esa manera quemar la bobina. El contacto “a” se debe cerrar antes de que el contacto principal se cierre. El contacto “b” se debe abrir cuando el mecanismo de operación ha liberado su energía almacenada para cerrar el interruptor. El fabricante del interruptor podrá proveer información más detallada sobre este ciclo [109]. Cuando se obtienen resultados anormales, las causas pueden ser de distinta índole. Puede realizarse un diagnóstico básico de la condición del interruptor en función de los parámetros que tengan un comportamiento anormal, según lo indicado en la Tabla 7.31. Este diagnóstico debe ser complementado por el análisis de la curva de desplazamiento, velocidad y corriente de bobinas. 296 Tabla 7.31. Diagnóstico basado en la medición de tiempos Tiempo de cierre Tiempo de apertura Tiempo de amortiguamiento Carga del motor Causa posible para la condición de falla Rápido/ lento Normal Normal Normal Cambio en las características del sistema de cierre. Trinquete atorado. Rápido Normal Normal Normal Lento Normal Normal Normal Normal Lento Normal Normal Rápido Lento Lento Lento Normal/ lento Normal/ lento Normal/ lento Normal/ lento Normal Rápido Normal Normal Normal Normal Rápido Rápido Normal Normal Lento Lento Def ectos en el sistema de resortes de carga para el cierre. Cambio en las características del sistema de cierre. Trinquete atorado. Los resortes de apertura no ejercen la f uerza suf iciente. Ruptura de resortes. Incremento de la f ricción a través de todo el interruptor (e. g. corrosión). Def ectos del sistema de soplado en la cámara de interrupción o baja presión de gas SF6. Amortiguador de apertura dañado. Falta de aceite. Amortiguador de apertura dañado. Incremento de f ricción en el amortiguador. Fuente: Megger – Programma [101] Es necesario aclarar que tiempos de operación dentro de los límites normales no garantizan que el interruptor está en buenas condiciones, varios tipos de fallas importantes pueden desarrollarse sin afectar a los tiempos de operación, por lo que, es necesario también analizar todos los parámetros obtenidos de la curva de desplazamiento; véase por ejemplo DESPLAZAMIENTO la Figura 7.96, la cual presenta la curva típica de una operación de apertura. Penetración Carrera Rebote Tiempo contacto auxiliar Sobre-recorrido TIEMPO Figura 7.96. Ejemplo de curvas de tiempo y movimiento para una maniobra de apertura [72] 297 La Figura 7.96 muestra claramente la relación que existe entre el movimiento físico de los contactos del interruptor y la curva de desplazamiento. Nótese que el análisis de los parámetros de movimiento permitirá descubrir muchos defectos relacionados con el movimiento de los contactos, tales como el ajuste inapropiado de resortes, contactos gastados, funcionamiento incorrecto de amortiguadores, velocidad incorrecta a través de la zona de arqueo, excesiva fricción en los contactos, fricción por desgaste, lubricación inadecuada, etc. El comportamiento de la curva de desplazamiento en una operación de cierre, tal como muestra la Figura 7.97, tiene características similares. Sobre-recorrido Penetración Rebote Carrera Tiempo contacto auxiliar Figura 7.97. Ejemplo de curvas de tiempo y movimiento para una maniobra de cierre [72] El análisis de resultados deberá ser de carácter cualitativo, mediante la comparación de curvas obtenidas entre pruebas, y cuantitativo a través de la comparación de los parámetros de velocidad, recorrido, sobre-recorrido, penetración de contactos (en el cierre) y rebote, entre los datos suministrados por el fabricante y los obtenidos en las pruebas, estos parámetros no deberían cambiar más allá del límite establecido por el fabricante. Es importante no solo observar la amplitud de estos parámetros, sino también su duración, por ejemplo, es común presentar el rebote en función de su tiempo de duración que debe ser mínimo, idealmente no debería existir rebote. 298 El sobre-recorrido indica la posición de los contactos principales del interruptor en el tiempo, la excesiva oscilación al final de la curva revela un sistema de amortiguamiento defectuoso. El propósito del sistema de amortiguamiento es evitar cualquier daño a los componentes mecánicos, mediante la disminución del movimiento de los contactos después de haber llegado a su posición final. El recorrido o carrera muestra la diferencia entre la posición inicial y final de los contactos principales en el tiempo. Si el recorrido varía de una medición a otra, es posible que la energía almacenada no sea suficiente para completar el movimiento, o que la energía consumida se haya incrementado debido al aumento de la fricción. De igual manera la mala penetración de contactos puede indicar problemas de des-alineamiento o fricción excesiva. Cuando existe un retraso en la curva de desplazamiento, entre una medición y otra, es posible que se deba a un cambio en el balance de energía. Esto significa que durante la última medición la energía almacenada fue mayor o que el movimiento de los contactos posiblemente haya consumido menos energía. Se requiere verificar este comportamiento en conjunto con los tiempos de operación. La Figura 7.98 muestra por ejemplo cuatro curvas con distinto comportamiento a partir de una operación de apertura, las curvas trazadas con líneas discontinuas presentan un comportamiento normal, mientras que las curvas trazadas con líneas continuas indican un desempeño anormal. La primera curva (a) muestra un retraso en el mecanismo de liberación, posiblemente causado por la mala lubricación de los trinquetes; la segunda curva (b) presenta una velocidad de contacto baja, por ejemplo, debido a la reducida energía del mecanismo de operación; en (c) se presenta un caso de pobre amortiguación, causado por un defecto en los amortiguadores y por último en (d) se presenta un recorrido demasiado bajo en la posición abierta causado por un ensamblaje incorrecto. POSICIÓN TIEMPO (a) (b) (c) (d) Figura 7.98. Diagnóstico basado en el comportamiento de la curva de desplazamiento [124] 299 Así también, debe considerarse el comportamiento de la corriente de bobina y el voltaje de alimentación. El análisis de la corriente se realiza básicamente de forma cualitativa, por comparación con curvas obtenidas previamente y mediante la medición de algunos parámetros como el valor pico de corriente y el tiempo de energización de la bobina; es importante observar el primer pico de corriente, puesto que es un valor proporcional a la energía requerida para mover la armadura desde su posición inicial, una variación de este parámetro puede revelar problemas de corrosión, desgaste y/o fricción en la armadura de la bobina o en el trinquete de operación. Otra herramienta necesaria para efectuar un diagnóstico correcto es el software del analizador, el cual debe permitir la superposición de curvas y el análisis de las mismas por medio de alguna función de enfoque o “zoom”, esto con el propósito de que las comparaciones entre curvas sean lo más precisas posible. Ejemplo 1.- En la referencia [147] se presenta el caso de un interruptor de tanque muerto con un sistema de amortiguamiento en malas condiciones, la Figura 7.99 muestra un rebote demasiado elevado, era notoria la falta de amortiguamiento al final de la carrera, pues la energía no era absorbida adecuadamente. Después de encontrar y reparar el defecto, el interruptor se volvió a poner en servicio. Figura 7.99. Sistema de amortiguamiento en malas condiciones [147] 300 7.7 Pruebas aplicables a transformadores de instrumentación Los transformadores de instrumentación (ITs) juegan un rol importante en la medición y protección de los sistemas eléctricos, su desempeño incide directamente en el correcto funcionamiento de los esquemas de protección y en los sistemas de medición. Al igual que los demás equipos de subestación, los ITs están sometidos a diversos esfuerzos a lo largo de su vida útil que pueden producir cambios en sus propiedades físicas y químicas. Una de las propiedades principales de los ITs, y que debe evaluarse, es la calidad de su aislamiento. El deterioro normal del aislamiento puede desarrollarse durante años sin presentar defectos considerables, sin embargo, algunas condiciones indeseables, como los transitorios de voltaje, pueden acelerar el proceso de envejecimiento. Algunos estudios muestran que las fallas provocadas por defectos en el aislamiento pueden ocurrir de forma catastrófica, en especial en transformadores de corriente (CTs). La falla de CTs, en particular, puede tener graves consecuencias, como la interrupción inmediata del suministro de energía, pues los CTs se conectan en serie con el sistema de potencia. La condición del aislamiento puede ser verificada mediante la prueba de resistencia de aislamiento y la medición del factor de potencia; en el caso de transformadores de voltaje capacitivo (CVTs) la prueba de capacitancia es primordial para determinar la condición de sus unidades capacitivas. Asimismo, el análisis de gases disueltos (DGA) ha demostrado ser útil para determinar la condición del sistema papel/aceite de los transformadores de instrumentación, principalmente CTs. Por otro lado, también deben verificarse los parámetros eléctricos de los ITs, puesto que estos parámetros permiten verificar la funcionalidad de los mismos. Las pruebas eléctricas que se efectúan normalmente son: - Corriente de excitación (VTs) - Relación de transformación - Polaridad - Curva de saturación (CTs) - Resistencia óhmica de devanados Además, es común que las compañías eléctricas realicen inspecciones termográficas en todas sus instalaciones, esta prueba permite detectar puntos calientes y conexiones defectuosas en los ITs. A continuación, se describen las pruebas más importantes para el diagnóstico de transformadores de instrumentación. 301 7.7.1 Resistencia de aislamiento La prueba de resistencia de aislamiento en transformadores de instrumentación, con sistemas de aislamiento papel/aceite, se realiza bajo los mismos principios que la prueba en transformadores de potencia. El objetivo principal de esta prueba es determinar la condición del aislamiento entre los devanados primario y secundario contra tierra y entre devanados. Esta prueba permite detectar la presencia de humedad, carbonización y otras formas de contaminación en el aislamiento. 7.7.1.1 Procedimiento y diagramas de conexión La prueba debe efectuarse con el método de corta duración a 1 minuto de prueba, aunque en algunos casos también es recomendable realizar la medición a 10 minutos y calcular el índice de polarización. Esta prueba de ninguna manera es destructiva, nunca se debe superar el nivel de tensión nominal de la sección a probar. El aislamiento principal, comprendido entre alta y tierra y/o entre alta y baja, puede medirse con los instrumentos de prueba usuales, efectuando la prueba con un voltaje de 5 kV o superior; en cambio, la medición de la resistencia de aislamiento entre secundario y tierra y el aislamiento entre devanados secundarios se realiza normalmente con una tensión de 500 V, puesto que el aislamiento del devanado secundario no está diseñado para soportar voltajes elevados, es recomendable probar esta sección con un instrumento de menor tensión, e. g. 1000 V. P1 P2 P1 1S1 1S2 1S3 2S1 2S2 2S3 E G P2 1S1 1S2 1S3 L MΩ 2S1 2S2 2S3 (a) E G L MΩ (b) Figura 7.100. Prueba de resistencia de aislamiento en CTs: a) Alta-tierra, b) Alta-baja 302 Los diagramas de conexión para la prueba de CTs se muestran en la Figura 7.100. La conexión mostrada en (a) permite verificar el aislamiento entre alta y tierra, mientras que la conexión (b) permite medir el aislamiento entre alta y baja. Normalmente, los CTs cuentan con una pantalla conectada a tierra entre los devanados primario y secundario, de forma que solamente se puede medir el aislamiento entre alta y tierra. Por lo que la prueba de resistencia de aislamiento por lo general se realiza según el diagrama mostrado en (a). Además de estas pruebas es posible medir el aislamiento entre baja y tierra, y entre devanados de baja, al desconectar los devanados secundarios de tierra y conectar los terminales del instrumento de prueba entre cada devanado y tierra, y entre devanados. La medición de resistencia de aislamiento en VTs se realiza según los diagramas mostrados en la Figura 7.101; estas conexiones son aplicables a VTs con neutro accesible (H0). El primer diagrama (a) corresponde a la conexión para la prueba del aislamiento entre alta y tierra, el segundo (b) corresponde a la prueba del aislamiento entre alta y baja. También, es posible verificar el aislamiento entre devanados de baja, y entre baja y tierra, de forma similar al procedimiento en CTs, la tensión de prueba no debe exceder los 500 V. H1 H1 X1 X2 X3 Y1 Y2 Y3 H0 E G L MΩ H0 (a) X1 X2 X3 Y1 Y2 Y3 E G L MΩ (b) Figura 7.101. Prueba de resistencia de aislamiento en VTs: a) Alta-tierra, b) Alta-baja Para la medición de resistencia de aislamiento de VTs sin acceso al neutro el procedimiento consiste en energizar el terminal de alta del transformador y recoger la corriente por los devanados secundarios, es decir, solamente puede medirse el aislamiento entre alta y baja, no así el aislamiento entre alta y tierra, la Figura 7.102 presenta el diagrama respectivo. 303 H1 X1 X2 X3 Y1 Y2 Y3 E G L MΩ Figura 7.102. Prueba de resistencia de aislamiento en VTs sin neutro accesible (alta contra baja) Por otro lado, la medición de resistencia de aislamiento en CVTs, aunque posible, no es tan común de realizar como la medición de capacitancia, debido a esto es recomendable solamente efectuar la medición entre alta y tierra y así tener un valor de referencia para pruebas posteriores [24]. Existen autores que recomiendan no realizar la prueba de resistencia de aislamiento en CVTs, pues al aplicar tensión directa durante el ensayo se puede almacenar energía eléctrica en la unidad capacitiva. 7.7.1.2 Análisis de resultados Por lo general, la evaluación de resultados debe ser efectuada basándose en la tendencia de los resultados de las pruebas. Para que el análisis comparativo sea efectivo todas las pruebas deben realizarse con el mismo voltaje, normalmente 5 kV, y en lo posible bajo las mismas condiciones, las lecturas deben corregirse a 20 °C. Cuando no sea posible comparar los resultados con mediciones anteriores, puede aplicarse el criterio de evaluación recomendado por NETA [13], el cual se presenta en la TABLA B2. Así también, el CIGRE en la referencia [26] señala que el valor de la resistencia de aislamiento de la sección principal en CTs, alta contra tierra o alta contra baja, no debe ser inferior a 50 gigaohms. En el caso de VTs y CVTs la medición presenta algunas dificultades que están en función de su tipo constructivo, lo mejor en este caso es analizar la tendencia de los resultados, efectuando siempre las mismas conexiones entre pruebas. Los resultados anormales de la prueba de resistencia de aislamiento deben ser investigados. 304 7.7.2 Factor de potencia, capacitancia y corriente de excitación Al igual que en transformadores de potencia la medición del factor de potencia es el ensayo más sensible a los defectos presentes en el sistema de aislamiento de ITs. Esta prueba permite verificar la calidad del sistema de aislamiento y detectar problemas producidos por la humedad, suciedad, carbonización y otros tipos de contaminación presentes en el sistema aceite/papel y en la envolvente. También, en conjunto con esta prueba debe medirse la capacitancia que es necesaria para verificar la condición física del aislamiento. En adición a la prueba de factor de potencia y capacitancia, la medición de la corriente de excitación aportará más parámetros de evaluación para la detección de problemas presentes en los devanados y núcleo principalmente. La prueba de factor de potencia permite evaluar el aislamiento compuesto entre devanados y entre devanados y tierra de VTs y CTs. En cambio, en la evaluación de CVTs la prueba se enfoca en la determinación de la condición de los divisores capacitivos. En general, no es posible probar el aislamiento entre baja y tierra, puesto que el devanado secundario es de aislamiento reducido. 7.7.2.1 Procedimiento y diagramas de conexión La prueba consiste en determinar el factor de potencia y capacitancia de cada sección de aislamiento. Normalmente, en los ITs solamente es posible medir el aislamiento entre el devanado de alta y tierra (CH ), y entre devanados de alta y baja (CHL), puesto que no deben aplicarse tensiones elevadas a los terminales secundarios. Además, en el caso de ITs con más de un devanado secundario, que es el diseño normal en ITs empleados en sistemas de alta tensión, es posible determinar de forma separada el factor de potencia y capacitancia del aislamiento comprendido entre el devanado de alta y cada devanado de baja (CHX, CHY, etc.). La tensión de prueba usualmente es 10 kV, este voltaje no debe superar de ninguna manera la tensión nominal del objeto de prueba. También, es posible realizar la prueba con variación de tensión por pasos (tip-up), a 2 kV y 10 kV, con el fin de identificar otros defectos como ionización y huecos en la estructura aislante. La Figura 7.103 muestra los diagramas de conexión para la prueba de CTs, con la primera conexión (a) se verifica la condición global del aislamiento mediante la prueba en modo GST (overall test), la sección medida corresponde al aislamiento entre alta y tierra más el aislamiento entre alta y baja (CH +CHL). El segundo diagrama, Figura 7.103 (b), muestra la 305 conexión para la prueba en modo GSTguard, guardando las corrientes de los cables rojo y azul, la cual permite la medición del aislamiento entre alta y tierra CH . Con el mismo cableado, pero en modo UST, puede medirse el aislamiento entre el devanado de alta y cada devanado de baja tensión, CHX y CHY, según corresponda. Nótese que los terminales de los devanados secundarios siempre deben estar cortocircuitados, caso contrario podrían producirse sobretensiones dañinas para el aislamiento secundario y peligrosas para el personal a cargo del mantenimiento. P2 P1 P2 P1 Cable HV Cable HV CHX 1S1 1S2 1S3 CHY 2S1 2S2 2S3 CH tanδ CHX 1S1 1S2 1S3 CHY 2S1 2S2 2S3 CH tanδ LV (R) LV (B) Notas: a) GSTg-R&B; sección medida “CH” b) UST-R; sección medida “CHX” c) UST-B; sección medida “CHY” Notas: a) GST (overall); sección medida “CH+CHL” (a) (b) Figura 7.103. Conexiones para la prueba de PF en CTs Además, en el caso de CTs dispuestos con toma capacitiva es posible determinar la condición del aislamiento entre el conductor central y la toma capacitiva a través de la medición de C1, al igual que en bushings. La Figura 7.104 (a) muestra el diagrama de conexión para la medición de C1. Así también, es posible determinar la condición del aislamiento entre la toma y tierra, mediante la medición de C2, tal como muestra la Figura 7.104 (b). Básicamente, la toma capacitiva permite evaluar la condición del aislante de porcelana, las láminas capacitivas y el compuesto o aceite entre capas y porcelana. Es importante señalar que la tensión de prueba aplicada en la toma capacitiva no debe exceder los 500 V, pues este terminal no está diseñado para soportar niveles de tensión elevados. 306 P2 P1 Toma capacitiva C1 C2 CHX 1S1 1S2 1S3 CHY 2S1 2S2 2S3 CH P2 P1 Toma capacitiva Cable HV C1 tanδ C2 Cable LV (R) CHX 1S1 1S2 1S3 CHY 2S1 2S2 2S3 CH Cable HV Cable LV (R) tanδ Notas: a) GSTg-R; sección medida “C2” Notas: a) UST-R; sección medida “C1” (a) (b) Figura 7.104. Conexiones para la prueba de PF en CTs con toma capacitiva En CTs dispuestos con una pantalla intermedia conectada a tierra, entre los devanados de alta y baja, solo será posible realizar la medición del aislamiento entre alta y tierra CH , esta prueba se efectúa en el modo GST (overall), tal como indica la Figura 7.103 (a). Por otro lado, en el caso de VTs, pueden distinguirse básicamente dos diseños, aquellos que tienen acceso al neutro, denominado H0, y aquellos con neutro inaccesible. Por lo general, se realizan seis pruebas en VTs con neutro accesible, incluyendo la medición de la corriente de excitación; en cambio, en VTs sin acceso al neutro solo es posible realizar dos pruebas. El terminal H0 normalmente está conectado a tierra mediante un bushing con aislamiento reducido. Para la ejecución de las pruebas es posible desconectar el terminal H0 de tierra y cortocircuitar el devanado primario del transformador, de esta manera se facilita la medición de todas las secciones aislantes. En caso de transformadores con neutro inaccesible no es posible medir todos los parámetros, puesto que uno de los extremos del devanado primario siempre estará conectado a tierra. La Figura 7.105 muestra los diagramas de conexión para la prueba de VTs con neutro accesible; mediante el primer diagrama (a) es posible medir el aislamiento total (overall) del VT, el modo de prueba es GST y la sección medida corresponde al aislamiento entre alta y 307 tierra más el aislamiento entre alta y baja (CH +CHL). El segundo diagrama (b) muestra la conexión para evaluar el aislamiento entre alta y tierra CH , esto con el equipo en modo GSTguard, con ambos cables de baja tensión a guarda. Así también, esta conexión permite evaluar la condición del aislamiento entre alta y baja. Para medir la sección comprendida entre el devanado de alta y el primer devanado de baja CHX debe efectuarse la prueba en el modo UST-R, de igual manera, para la medición de CHY se procede a realizar la prueba en el modo UST-B. H1 H1 Cable HV Cable HV CH H0 CHX CHY X1 X2 X3 Y1 Y2 Y3 tanδ CH H0 CHX CHY X1 X2 X3 Y1 LV Y2 Red Y3 tanδ LV Blue Notas: a) GSTg-R&B; sección medida “CH” b) UST-R; sección medida “CHX” c) UST-B; sección medida “CHY” (b) Notas: a) GST (overall); sección medida “CH+CHL” (a) Figura 7.105. Conexiones para la prueba de PF en VTs El procedimiento de prueba recomendado por Doble para la prueba de VTs con neutro accesible se sintetiza en la Tabla 7.32, las pruebas 4 y 5 corresponden a la medición de la corriente de excitación, las mismas se realizan en el modo UST energizando el terminal de alta (H1) y recogiendo la corriente por el terminal del neutro (H0), también, es recomendable efectuar la prueba en el sentido contrario, es decir, energizando el terminal de acceso al neutro (H0) y recogiendo por el terminal de alta tensión (H1), esto con el fin de identificar anormalidades en los resultados de la prueba. Además, es recomendable realizar el ensayo en el modo GST (overall) con una tensión de prueba de 2 kV y comparar los resultados con los obtenidos a 10 kV. Debe aclararse que la tensión de prueba no debe superar de ninguna manera la tensión nominal de la sección a probarse. 308 Tabla 7.32. Procedimiento de pruebas Doble para VTs con neutro accesible N° Modo de prueba Energizar A tierra A guarda UST Descripción 1 GST H1, H0 X1, Y1 - - Overall 2 GSTg H1 X1, Y1 H0 - - 3 GSTg H0 X1, Y1 H1 - - 4 UST H1 X1, Y1 - H0 Excitación H1 a H0 5 UST H0 X1, Y1 - H1 Excitación H0 a H1 Fuente: Doble Engineering Co. [125] Por su parte, la prueba de VTs sin neutro accesible solamente consta de la medición del aislamiento entre alta y baja, con el instrumento de prueba en el modo UST, tal como muestra la Figura 7.106; mientras que con la misma configuración, pero en el modo GSTg es posible medir la corriente de excitación; el procedimiento de prueba se presenta en la Tabla 7.33; debido a que la prueba solamente permite determinar el aislamiento entre alta y baja, es posible que defectos en el aislamiento entre alta y tierra queden escondidos. H1 Cable HV CH H0 CHX CHY X1 X2 X3 Y1 Y2 Y3 tanδ Cable LV (R) Notas: a) UST-R; sección medida “CHL” b) GSTg-R; corriente de excitación Figura 7.106. Conexiones para la prueba de PF en VTs sin acceso al neutro Nótese que para la prueba de VTs los terminales de baja tensión no se cortocircuitan, puesto que la tensión del secundario es baja, en cambio, si los terminales se conectasen en cortocircuito la elevada corriente podría dañar los devanados. Asimismo, uno de los 309 extremos de cada devanado siempre debe estar conectado a tierra, a fin de evitar diferencias de tensión entre devanados. Después de la prueba los terminales secundarios que no se utilicen deben quedar abiertos y puestos a tierra en uno de sus extremos. Tabla 7.33. Procedimiento de pruebas Doble para VTs sin neutro accesible Modo de Energizar A tierra A guarda UST Mide prueba Aislamiento entre alta UST H1 H0 X1, Y1 y baja Corriente de GSTg H1 H0 X1, Y1 excitación N° 1 2 Fuente: CFE [25] Por su parte la prueba de CVTs consiste en la medición de capacitancia y factor de potencia de las secciones capacitivas C1 y C2. La medición de estos parámetros es posible debido a que los CVTs, en general, tienen dos llaves de puesta a tierra, una para la onda portadora o carrier (S1) y otra que es la llave de potencial (S2) que permite separar la unidad electromagnética del acoplamiento capacitivo; además, el terminal de onda portadora o carrier (F) también puede desconectarse del CVT, pudiendo energizarse el equipo por este terminal, en ese caso la tensión de prueba no debe superar los 2 kV, ya que este terminal es de aislamiento reducido; otros elementos que deben considerarse en la prueba son la bobina de drenaje (L1) y la bobina de choque (L2). Los diagramas de conexión para la prueba en CVTs con una sola sección capacitiva se presentan en la Figura 7.107. Cable HV C1 tanδ C2 Al F carrier S1 Cable HV C1 L1 tanδ C2 Al IVT Al IVT Al F carrier L2 S1 S2 L1 L2 S2 (a) (b) Figura 7.107. Conexiones para la prueba de PF en CVTs con dos secciones capacitivas 310 La prueba de la primera sección capacitiva C 1 se realiza como indica la Figura 7.107 (a), mientras que para la medición de C 2, se debe proceder según lo indicado en la Figura 7.107 (b), energizando el terminal de onda portadora o carrier. Cable LV C1-2 C1-2 Cable HV C1-1 C2 Al F carrier S1 L1 tanδ Cable HV tanδ C1-1 C2 Al F carrier Al IVT S1 L2 S2 L1 Al IVT L2 S2 (a) (b) Figura 7.108. Conexiones para la prueba de PF en CVTs con dos secciones capacitivas Además, debe considerarse la cantidad de módulos capacitivos en CVTs, en el caso de tener más de un módulo las pruebas se realizan energizando el equipo desde el acople entre capacitores, por ejemplo, para la medición de CVTs de dos módulos se procede según la conexión indicada en la Figura 7.108 (a), para la medición de la sección superior C 1-2 se realiza la prueba en modo UST, mientras que para la medición de la sección inferior C 1-1 se selecciona el modo GSTg, también es posible efectuar esta medición en modo GST, pero con el cable de bajo voltaje (rojo) desconectado. Tabla 7.34. Procedimiento de pruebas Doble para CVTs Cn Modo de prueba UST C1 GST H1 F, S1 (carrier) Cerrado 10 kV C2 GST F (carrier) - Cerrado 2 kV Mide F, S1 (carrier) Llave de potencial a tierra (S2) Abierto Voltaje de prueba 10 kV Energizar A tierra H1 En caso de CVTs con múltiples secciones capacitivas (C 1 = C1-1 + C1-2 +….) C1-1 GST Punto medio F, S1 (carrier) Cerrado 10 kV C1-2 UST Punto medio F, S1 (carrier) Cerrado 10 kV - F (carrier) abierto Fuente: Doble Engineering Co. [125] 311 Asimismo, para la medición de C 2 debe energizarse el equipo, con un voltaje máximo de 2 kV, desde el terminal del carrier en modo GST, de la misma manera que en CVTs de un solo módulo, tal como se presenta en la Figura 7.108 (b). El procedimiento de pruebas recomendado por Doble para CVTs se detalla en la Tabla 7.34. El procedimiento de prueba para ITs combinados y VTs tipo cascada no se desarrolla en este documento, puesto que estos equipos no son de uso común, no obstante, información sobre su procedimiento de prueba puede encontrarse en la referencia [125]. 7.7.2.2 Análisis de resultados Las pruebas de factor de potencia deben realizarse bajo las mismas condiciones entre una medición y la siguiente (e. g. tensión de prueba, conexiones, temperatura, humedad). En el caso de ITs nuevos el CIGRE [26] indica que el valor de la tangente delta o factor de potencia es aproximadamente 0,3% en CTs, ligeramente superior a 0,3% en VTs y mucho menor a 0,3% en CVTs; valores de factor de potencia superiores a 1% indican una pobre condición del sistema aislante, ITs con valores de factor de potencia superior al 1% no deberían energizarse. Asimismo, los valores de factor de potencia en ITs nuevos deben compararse con los valores de fábrica, cuando sea posible. Así también, algunos estudios, tales como la referencia [26], han demostrado que el factor de potencia de ITs en servicio con sistemas de aislamiento en buenas condiciones es inferior a 0,3%. Por su parte, el lineamiento general indicado por Doble [51], en el caso de VTs, es que el valor de factor de potencia no debería superar el 1%, también, es recomendable recurrir a los valores tabulados en el manual de referencias de Doble (véase, por ejemplo, la TABLA B7 del Apéndice B); resultados anormales deben ser investigados. Para la evaluación de la capacitancia de unidades nuevas se recomienda comparar los resultados con VTs similares y con el manual de referencias de Doble. El valor de capacitancia en pruebas posteriores debe compararse con los resultados de las pruebas iniciales, cuando la diferencia es inferior al 5% se considera que el aislamiento está en buenas condiciones, diferencias entre el 5% y 10% indican degradación del sistema aislante, y diferencias mayores al 10% deben ser investigadas. Asimismo, respecto a los resultados de la prueba de corriente de excitación Doble recomienda comparar las mediciones de las corrientes en ambas direcciones, el error máximo aceptable es del 10%, también es recomendable la comparación con resultados de unidades similares y con los valores del manual de referencias de Doble; los resultados de 312 pruebas posteriores deben ser comparados con los obtenidos en las pruebas iniciales, resultados anormales de la corriente de excitación en VTs deben ser investigados. Para la evaluación de CVTs es necesario determinar los valores de capacitancia y factor de potencia de cada sección capacitiva, en pruebas iniciales los resultados deben ser comparados con los valores de placa, los valores obtenidos podrían diferir un poco de los datos de placa, pero deben ser la referencia para pruebas futuras. Algunos fabricantes, como TRENCH [132], indican que un incremento superior al ± 1% sobre el valor de referencia obtenido en las pruebas de comisionamiento se considera significante y deben realizarse investigaciones para determinar la causa de la variación. Valores elevados de factor de disipación y variaciones de la capacitancia, en CTs y VTs, están relacionados con defectos del sistema aislante, principalmente defectos en el sistema papel/aceite, pero también en la envolvente de porcelana. Actualmente existen compañías que aplican y recomiendan efectuar el análisis de gases disueltos en el aceite, en particular en el diagnóstico de CTs, la misma permite identificar defectos en el aislamiento producidos por eventos térmicos o eléctricos, como la degradación de la celulosa o presencia de descargas internas. Por otro lado, las variaciones en el valor de la capacitancia de CVTs tienen influencia directa sobre la relación de transformación y en la sintonía entre la columna capacitiva y la unidad electromagnética. Una de las posibles consecuencias de la variación en el valor de la capacitancia es la alteración del nivel de tensión de salida del CVT, que puede ser superior o inferior al valor esperado, dependiendo de la localización de los elementos capacitivos dañados, es decir, depende de la porción de capacitancia C 1 o C2. Variaciones del valor de capacitancia pueden ser provocadas por envejecimiento, condiciones ambientales extremas, capacitancias parásitas, fuerzas mecánicas actuando sobre los elementos capacitivos y fallas dieléctricas en los elementos capacitivos [91]. Ejemplo 1.- En la Tabla 7.35 se expone el caso de un CT, presentado en la referencia [130], que presentaba un factor de potencia de 0,47%, elevado en comparación con unidades similares y superior al 0,3% recomendado por el CIGRE, además, el error con respecto al valor de referencia también era superior comparado con otras unidades. Después de haber efectuado el análisis de gases disueltos en el aceite del CT, el cual reveló un contenido elevado de CO y CO2, se decidió monitorear el equipo con periodos de prueba más cortos, considerando que los valores a pesar de ser sospechosos no eran críticos. En este caso en 313 particular, luego de haber realizado el monitoreo durante un periodo de tiempo pertinente, no se advirtieron variaciones significativas en los valores observados previamente, por lo que se decidió mantener al equipo en operación. Tabla 7.35. Ejemplo de resultados de la prueba de PF y capacitancia de CTs Prueba a 10 kV Referencia a 10 kV No de unidad Fase Presión de N2 C [pF] PF [%] C [pF] PF [%] 1 A 0,8 1,124 0,29 1,117 0,28 2 B 0,2 1,133 0,47 1,124 0,29 3 C 0,4 1,143 0,26 1,133 0,3 Fuente: POWERGRID [130] 7.7.3 Relación de transformación La relación de transformación es uno de los parámetros más importantes a evaluar en los transformadores de instrumentación (ITs), pues está directamente relacionado con su función principal, la cual es transformar el nivel de tensión o corriente del sistema a valores manejables para los equipos de medición y protección. La medición de la relación de transformación es una técnica bastante efectiva para detectar espiras cortocircuitadas en transformadores de instrumentación, incluyendo CVTs, además, esta prueba permite identificar otros tipos de defectos en devanados, tales como malas conexiones, circuitos abiertos y fallas en el aislamiento. En algunos casos una relación de transformación incorrecta provocaría la apertura inmediata del interruptor asociado al esquema de protección. Por tal razón, la relación de transformación, además de utilizarse como diagnóstico, debe ser verificada siempre en la etapa de comisionamiento. Asimismo, la verificación de la polaridad debe realizarse en conjunto con la medición de la relación. Por lo general los instrumentos de prueba actuales están diseñados para realizar ambas mediciones de forma simultánea. La verificación de la polaridad siempre debe realizarse, aun cuando el resto de las pruebas hayan resultado satisfactorias, puesto que un error en la polaridad, puede originar malas lecturas de potencia y energía en los dispositivos de medición, y en el peor de los casos la operación incorrecta del esquema de protección, inclusive la apertura inmediata del interruptor asociado al esquema. Los valores de la placa de características deben registrarse a fin de comparar los resultados y comprobar la precisión de los transformadores, siendo esta comparación especialmente útil para verificar la clase de precisión en CTs. 314 7.7.3.1 Procedimiento y diagramas de conexión La medición de la relación en transformadores de tensión capacitivos e inductivos se realiza en vacío aplicando voltaje en el devanado primario y midiendo el voltaje inducido en cada devanado secundario, de forma análoga a la prueba de relación en transformadores de potencia (véase la Figura 7.109 a). En el caso de transformadores de corriente la medición de la relación normalmente se efectúa mediante el método de inyección de corriente en el devanado primario, midiendo la corriente producida en los devanados secundarios (véase la Figura 7.109 b). A IP a P1 1S1 IS 1S2 2S1 VP n VM N n n P2 2S2 Nota: a) VP es la tensión de prueba y VM la tensión medida. Nota: a) IP es la corriente inyectada en el primario, IS es la corriente producida en el secundario. (a) (b) Figura 7.109. Conexiones para la prueba de relación de transformación: a) VTs, b) CTs El método preferido para la medición de la relación de CTs es la inyección de corriente en el devanado primario, sin embargo, en determinados GIS o bushings de transformadores de potencia en los que no se puede acceder a la ruta de corriente primaria el único método para determinar la relación es mediante la aplicación de tensión en los devanados secundarios y midiendo la tensión en la barra o conductores primarios (en el caso de CTs de bushings de transformadores, midiendo la tensión entre sus terminales), tal como muestra la Figura 7.110. Con este método debe tenerse cuidado con la tensión a aplicar, puesto que, si el voltaje se aproxima o supera la tensión del punto de inflexión del transformador, los resultados de la medida dejan de ser correctos debido a la saturación del transformador. Si se supera ampliamente el punto de inflexión el transformador puede llegar a dañarse. Por tanto, previamente debe conocerse o medirse la tensión del punto de inflexión (valor obtenido de la curva de saturación) [118]. 315 P1 1S1 1S2 n 2S1 VM VP P2 2S2 Nota: a) VP es la tensión de prueba y VM la tensión medida. Figura 7.110. Conexiones para la medición de relación, con aplicación de tensión, en CTs 7.7.3.2 Análisis de resultados El CIGRE en la referencia [26] señala que los resultados de la medición de relación de transformación en VTs, inductivos y capacitivos, que excedan el error especificado en su placa de características, tomando en cuenta el error propio del instrumento de prueba, deben ser investigados. En el caso de CVTs una desviación de los resultados de más de 2% puede revelar la presencia de un elemento capacitivo defectuoso. El error en la prueba de relación de CTs debe ser evaluado por comparación con su clase de precisión. Cabe aclarar que la exactitud del instrumento de prueba también influye en este ensayo y que los instrumentos de prueba que se basan en el método de inyección de corriente primaria no son aptos para probar núcleos de medición, puesto que la precisión de este tipo de núcleos es bastante superior al de núcleos de protección. A su vez, las normas IEEE C57.13 e IEC 60044 son los estándares que definen la clase de precisión de los ITs y, en consecuencia, los límites de error para la prueba de relación. Es importante señalar que la norma IEC 60044-1 establece que, para CTs de relación múltiple con tomas en el devanado secundario, el requisito de precisión está referido a la relación de transformación máxima, a menos que se especifique lo contrario, por tanto, la precisión de la placa de características no necesariamente aplica a todas las relaciones de transformación, pudiendo ser el error en las relaciones restantes ligeramente superior. Por otro lado, los instrumentos de prueba actuales en conjunto con la medición de relación de transformación permiten la comprobación de la polaridad, cuando la prueba de polaridad muestre un resultado incorrecto es probable que existan conexiones invertidas. 316 7.7.4 Prueba de excitación y/o curva de saturación Esta prueba es aplicable a CTs y tiene dos propósitos principales, permite verificar que no existan espiras cortocircuitadas y permite comparar la curva de saturación con la obtenida en fábrica o en la puesta en servicio. La curva de saturación provee información valiosa acerca de la condición del núcleo del transformador, además, permite conocer el valor de la tensión de saturación que es necesario para la prueba de relación, pues cuando se supera esta tensión, el núcleo se satura e incluso podría llegar a dañarse si es que esta tensión se supera ampliamente. 7.7.4.1 Procedimiento y diagramas de conexión Para obtener la curva de saturación y la tensión de saturación se debe elevar la tensión aplicada al devanado secundario bajo prueba en varios pasos hasta alcanzar el codo de saturación y de la misma manera disminuir lentamente el voltaje, mientras se registran los valores de tensión y corriente, hasta llegar a cero y así desmagnetizar el núcleo, en esta prueba el primario debe mantenerse en vacío, además, es recomendable que uno de sus terminales se conecte a tierra por seguridad. Los instrumentos de prueba actuales realizan estas tareas de forma automática, siendo capaces de suministrar la tensión variable y registrar los valores de tensión y corriente; la conexión de un equipo de tales características se muestra en la Figura 7.111. A IS 1S1 VS P1 V 1S2 2S1 2S2 P2 Figura 7.111. Conexiones para la medición de la curva de saturación Esta prueba también puede ser efectuada por la inyección de corriente primaria a partir de una fuente de alta corriente, trazando la corriente de excitación versus la tensión del secundario en circuito abierto. La corriente primaria debe ser divida por la relación de transformación con el propósito de obtener valores comparables con los datos suministrados por el fabricante. 317 7.7.4.2 Análisis de resultados De acuerdo con la norma IEEE C57.13 cualquier desviación substancial de la curva de excitación o saturación con respecto a las curvas obtenidas en la puesta en servicio, o que hayan sido suministradas por el fabricante, deben ser investigadas. Cabe aclarar que esta prueba es bastante efectiva para detectar problemas relacionados con el núcleo magnético. Ejemplo 1.- En la referencia [49] se presenta el caso de dos transformadores del mismo tipo y clase que fueron investigados. Las pruebas revelaron que uno de ellos tenía un error de relación y ángulo bastante elevado en comparación con el segundo, por lo que se asumió que el error podía haber sido causado por algún defecto en el núcleo. Un incremento del error de relación y desplazamiento es el resultado de una excesiva corriente de magnetización, es decir, cualquier incremento en las pérdidas en el núcleo tendrá como consecuencia un incremento del error de relación y ángulo. La verificación de la curva de excitación en ambos transformadores, tal como muestra la Figura 7.112 confirmó que el problema estaba relacionado con la condición del núcleo. Tensión secundaria (RMS) CURVAS DE EXCITACIÓN (DE ACUERDO CON IEC 60044-1) Datos medidos Referencia Medición con tensión limitada Codo de saturación (IEC) Corriente (RMS) Figura 7.112. Comparación de las curvas de magnetización 318 7.8 Pruebas aplicables a seccionadores Los seccionadores son dispositivos relativamente simples en su operación, sin embargo, al igual que los demás equipos de subestación están sometidos a diversos esfuerzos en su vida útil y requieren de mantenimiento adecuado que permita conservar sus funciones. Si bien algunos problemas, tales como el des-alineamiento de los contactos, pueden ser identificados mediante inspecciones visuales, siempre será necesaria la verificación de la condición completa de los seccionadores, por tanto, la aplicación de las pruebas es necesaria para verificar el correcto funcionamiento de estos equipos. Básicamente existen dos pruebas aplicables a seccionadores, las cuales son la medición de la resistencia de aislamiento y la medición de la resistencia de contactos. Asimismo, la termografía es una herramienta muy valiosa para identificar problemas en los contactos y conexiones en seccionadores. A continuación, se presentan las pruebas de campo aplicables en la evaluación de la condición de seccionadores. 7.8.1 Resistencia de aislamiento La prueba de resistencia de aislamiento permite verificar la condición de los aisladores soporte de forma individual y entre contactos en la posición cerrada y tierra, es decir, la condición global del aislamiento. Esta prueba permite detectar defectos o fisuras en el sistema de aislamiento, también, permite evaluar la degradación del aislamiento mediante el análisis de la tendencia. 7.8.1.1 Procedimiento y diagramas de conexión Esta prueba usualmente se ejecuta con el seccionador en la posición cerrada, verificando así la condición de todo el sistema aislante, la conexión para esta prueba se presenta en la Figura 7.113 (a). También, es habitual probar cada columna aislante por separado, esta prueba se efectúa con el seccionador en la posición abierta; la Figura 7.113 (b) indica la conexión para la comprobación de la columna aislante de la derecha, de la misma manera conectando el terminal positivo del instrumento de prueba en el otro soporte se podrá medir la resistencia de aislamiento de esa columna. 319 E G L E G MΩ L MΩ (a) (b) Figura 7.113. Prueba de IR en seccionadores: a) Aislamiento global, b) Aisladores soporte 7.8.1.2 Análisis de resultados Los resultados deben compararse con pruebas anteriores efectuadas en la misma unidad y con pruebas efectuadas en seccionadores de similares características, unidades hermanas de cada fase. Asimismo, pueden utilizarse los valores límite sugeridos por NETA [13] (véase la TABLA B1 del Apéndice B) para una evaluación cuantitativa, resultados que superen estos valores límite deben ser investigados, resultados bajos de resistencia de aislamiento revelan el deterioro de las columnas aislantes. 7.8.2 Resistencia de contactos El objeto de realizar esta prueba es verificar que se tenga un valor de resistencia eléctrica adecuado entre los contactos del seccionador que permita la circulación segura de la corriente sin sobrecalentar los contactos. Cualquier defecto en las conexiones, principalmente conexiones flojas y desgaste de los contactos, tendrá como consecuencia el incremento de la resistencia. 7.8.2.1 Procedimiento y diagramas de conexión Antes de la prueba deben limpiarse los contactos principales del seccionador para asegurar una buena conducción, a fin de obtener el valor real de la resistencia eléctrica con el equipo de prueba. El seccionador debe estar en la posición cerrada y los cables para medición de tensión del instrumento deben estar bien ajustados para evitar errores en la medición, es 320 posible mover estos cables a una ubicación más cercana del contacto principal con el objetivo de garantizar una buena conexión y confirmar los resultados. El equipo de prueba se conecta tal como se muestra en la Figura 7.114. IDC + - μΩ Figura 7.114. Prueba de resistencia de contactos en seccionadores 7.8.2.2 Análisis de resultados Los resultados generalmente se comparan con los valores indicados por el fabricante, como referencia, un valor de resistencia de contactos alrededor de 100 microohms se considera aceptable. A su vez, NETA [13] recomienda investigar valores con una desviación mayor al 50% de diferencia sobre el valor inferior, entre resultados de polos adyacentes o seccionadores similares, valores elevados de la resistencia de contactos revelan contactos defectuosos, gastados y/o flojos. Cuando se presenten valores altos de la resistencia de contactos es necesario realizar la limpieza de los contactos y así eliminar los residuos de suciedad de las conexiones, o efectuar el ajuste de las conexiones cuando corresponda, después de realizar las reparaciones es necesario volver a efectuar las mediciones. 321 7.9 Pruebas aplicables a pararrayos La importancia de la aplicación de pruebas en pararrayos radica en la importancia de su función, la cual es proteger a las instalaciones y equipos contra las sobretensiones, por ejemplo, algunos estudios señalan que las sobretensiones son una causa importante para las fallas en transformadores, debido principalmente a la operación y/o aplicación inadecuada de pararrayos, al respecto, se debe señalar que los descargadores envejecidos pueden ofrecer una protección reducida contra las sobretensiones. Por tanto, la operación adecuada de los pararrayos es necesaria para garantizar la protección de las instalaciones y equipos asociados. En la actualidad existen varios métodos que son utilizados para el diagnóstico de pararrayos, estos métodos básicamente se dividen en los siguientes: - Técnicas de mantenimiento fuera de línea (off-line), tradicionalmente la medición de resistencia de aislamiento y pérdidas dieléctricas. - Técnicas de monitoreo en línea (on-line), básicamente el monitoreo de la corriente de fuga resistiva y del componente de tercer armónico de la corriente de fuga total. La realización de las pruebas off-line en conjunto con el monitoreo en línea, y otras técnicas como la termografía, permite una evaluación precisa de la condición de los pararrayos. A continuación, se describen las técnicas más importantes para el diagnóstico de pararrayos. 7.9.1 Resistencia de aislamiento Esta prueba es usualmente ejecutada como parte del mantenimiento de rutina, a pesar de que esta prueba no verifica la característica de comportamiento del pararrayos es una prueba típica que sirve para la detección de problemas en el sistema de aislamiento, permitiendo identificar defectos graves, tales como continuidad en los elementos resistivos o excesiva degradación del aislamiento interno y/o externo. 7.9.1.1 Procedimiento y diagramas de conexión Para la prueba de pararrayos con un solo módulo la conexión del megóhmetro debe ser realizada entre el terminal de alta tensión y tierra, tal como se muestra en el diagrama de la Figura 7.115 (a). 322 A A B C B E G E L G L MΩ MΩ D (a) (b) Figura 7.115. Conexión de la prueba de IR en pararrayos de un módulo (a) y varios módulos (b) En el caso de pararrayos con más de un módulo se recomienda usar el cable de guarda para excluir las corrientes que circulen por los módulos que no quieran medirse. De la misma manera, las secciones que deseen medirse deben conectarse entre el terminal de línea y tierra. La Figura 7.115 (b) muestra las conexiones para la prueba de pararrayos con más de un módulo. La Tabla 7.36 presenta las conexiones que deben realizarse para medir todas las secciones del pararrayos, este procedimiento puede ser aplicado a pararrayos de más módulos. Tabla 7.36. Prueba de IR en pararrayos de varios módulos Conexiones de prueba Line (L) Guard (G) Earth (E) Sección probada 1 A - D RAD 2 A - B RAB 3 B A C RBC 4 C B D RCD Prueba Fuente: CFE [22] 7.9.1.2 Análisis de resultados Los resultados de la prueba son característicos de cada tipo de pararrayos, algunas unidades pueden tener una resistencia tan alta como 10.000 megaohms y otros en cambio pueden tener una resistencia de hasta 500 megaohms solamente. 323 La evaluación de los resultados debe basarse en comparaciones con resultados de pruebas anteriores o resultados de pruebas efectuadas en equipos similares, por ejemplo, entre pararrayos de iguales características (marca, tipo, tensión) que se conectan en cada fase del sistema. En caso de desviaciones elevadas en los resultados, se requiere investigar las causas posibles. NETA [13] recomienda investigar resultados que difieran en 50% o más entre mediciones realizadas en equipos similares. También, puede recurrirse a las recomendaciones de NETA [13] sobre los límites de resistencia mínima de aislamiento (véase la TABLA B1 del Apéndice B). Ejemplo 1.- En la referencia [122] se presenta el caso de tres pararrayos de similares características, cuyos resultados de resistencia de aislamiento fueron bastante elevados, tal como se observan en la Tabla 7.37, sin embargo, el pararrayos de la fase 3 tenía un valor demasiado elevado de resistencia de aislamiento, lo que indica la presencia de algún defecto en sus componentes internos, posiblemente la ruptura de algún bloque de óxido metálico; en este caso en particular el valor de 8.000 MΩ revela una condición aceptable de los pararrayos, a diferencia del valor de resistencia de aislamiento de 50.000 MΩ del pararrayos de la fase 3 que debe ser investigado. Tabla 7.37. Resultados de la prueba de IR en pararrayos Prueba Resistencia de aislamiento a 1 minuto (MΩ) Fase 1 Fase 2 Fase 3 8.000 8.000 50.000 1 Fuente: Electrical Power Equipment Maintenance and Testing – P. Gill [122] 7.9.2 Pérdidas dieléctricas La medición de las pérdidas dieléctricas constituye el mejor método preventivo para la detección de posibles problemas causados por el ingreso de humedad u otros defectos en el aislamiento y los bloques de óxido de zinc (en pararrayos de ZnO). La prueba consiste en identificar variaciones en la potencia de pérdidas entre pruebas. No es necesaria la medición del factor de disipación, puesto que la corriente de fuga es bastante pequeña, tampoco se requiere corrección por temperatura. Además, es aconsejable medir la corriente de fuga y realizar las comparaciones correspondientes. 324 7.9.2.1 Procedimiento y diagramas de conexión Los pararrayos pueden estar constituidos por varias secciones o módulos, la cantidad de módulos depende del tipo de aplicación y nivel de tensión especificado para el descargador. La prueba consiste en medir las pérdidas dieléctricas en cada módulo, es importante resaltar esto, puesto que si se realiza la prueba de dos o más secciones en conjunto un módulo defectuoso podría pasar desapercibido. Se recomienda utilizar una tensión de prueba de 10 kV, para equipos con tensión nominal mayor a 12 kV, si la unidad cuenta con contador de descargas debe instalarse un puente desde la parte inferior del pararrayos a tierra, puenteando el contador. Para la prueba de pararrayos de una sola sección se utiliza el modo GST, de tal forma que toda la corriente que circula por el pararrayos se mide por tierra y se calculan los watts de pérdida. El diagrama de conexión se muestra en la Figura 7.116 (a), nótese que en el modo GST solo se requiere utilizar el cable de alta tensión, puesto que la corriente circula por el equipo hacia tierra retorna directamente al instrumento de prueba. A Cable LV (R) A Cable HV B tanδ B C Notas: a) GST (overall); sección medida “CAB” (a) Cable HV tanδ Notas: a) UST-R; sección medida “CAB” b) GSTg-R; sección medida “CBC” (b) Figura 7.116. Prueba de PF en pararrayos de un módulo (a) y dos módulos (b) Para la prueba de pararrayos de dos módulos el cableado debe ser realizado según la Figura 7.116 (b), para la medición de la sección superior se selecciona el modo UST y para medir la sección inferior se aplica el modo GSTguard. 325 En la Tabla 7.38 se presentan las conexiones y los modos de prueba necesarios para el ensayo de pararrayos de dos módulos. Cableado del pararrayos Observaciones Configuración de los cables de prueba Modo de prueba N° Sección probada Tabla 7.38. Prueba de PF en pararrayos de 2 módulos Mide 1 CAB UST-R Red - - B A Terminal C a tierra 2 CBC GSTg-R - - Red B A Terminal A a guarda Tierra Guard HV LV (Red) Fuente: DELTA 4000, reference manual – MEGGER [102] Por otro lado, a continuación, se muestran los diagramas de conexión para la prueba de pararrayos de tres módulos, nótese que la prueba en este caso requiere de dos cables de baja tensión (rojo y azul), la medición de la sección superior se efectúa en el modo UST-R (Figura 7.117a), la sección intermedia con el modo UST-B (Figura 7.117a) y la medición de la sección inferior se efectúa según la Figura 7.117b, en el modo GSTguard. A B Cable LV (R) A Cable HV B tanδ Cable LV (B) C D C Notas: a) UST-R; mide “CAB” b) UST-B; mide “CBC” D (a) Cable LV (R) tanδ Cable HV Notas: a) GSTg-R; mide “CCD” (b) Figura 7.117. Prueba de PF en pararrayos de tres módulos, módulo superior e intermedio (a) e inferior (b) 326 Por su parte, la Tabla 7.39 resume el procedimiento de prueba de pararrayos de tres módulos. Modo de prueba Mide 1 CAB UST-R Red Blue - B A C 2 CBC UST-B Blue Red - B A C 3 CCD GSTg-R - - Red C B - N° Configuración de los cables de prueba Cableado del pararrayos Tierra Guard HV LV (Red) LV (Blue) Observaciones Sección probada Tabla 7.39. Prueba de PF en pararrayos de 3 módulos Terminal D a tierra Terminal D a tierra Terminal B a guarda Fuente: DELTA 4000, reference manual – MEGGER [102] 7.9.2.2 Análisis de resultados No existen valores máximos normalizados de los watts de pérdida para la aceptación de pararrayos, esto debido a las diferencias constructivas, materiales y técnicas propias de cada fabricante, sin embargo, la compañía de ingeniería Doble ha publicado información estadística sobre pruebas en equipos de potencia de diferentes marcas y tipos, este manual de referencia puede servir como base para la evaluación de los resultados. Al mismo tiempo, es recomendable registrar los resultados de las pruebas y compararlos con resultados de pruebas previas del mismo equipo, cabe recordar que las pruebas deben ser efectuadas bajo las mismas condiciones de temperatura y tensión. Además, si los datos de pruebas de fábrica están disponibles es aconsejable compararlos con los resultados de las pruebas realizadas en campo. Si estos datos no están disponibles los resultados entre dos o más equipos similares pueden compararse. Un incremento de los watts de pérdida, comparado con resultados de ensayos previos o resultados de pruebas efectuadas a pararrayos similares, puede revelar humedad y contaminación por depósitos salinos y pre-ionización de elementos activos o presencia de descargas parciales. En pararrayos de carburo de silicio, adicionalmente, esta prueba puede revelar corrosión en los explosores. 327 Por otro lado, pérdidas dieléctricas más bajas de lo normal pueden revelar discontinuidad en la configuración eléctrica de los elementos activos en pararrayos de óxido metálico. En pararrayos de carburo de silicio pueden revelar rotura de los resistores en paralelo, mal contacto o circuitos abiertos entre elementos activos, además, en ambos casos puede indicar daños físicos causados por la manipulación inadecuada, por ejemplo, en el transporte. Asimismo, cambios en la corriente de fuga pueden indicar daños mecánicos internos en el pararrayos. Ejemplo 1.- En el caso presentado en la Tabla 7.40 se observa que la potencia de pérdidas en el pararrayos de la fase 2 es bastante elevada en comparación con las otras fases, a pesar de esto el encargado de realizar el diagnóstico determinó que el pararrayos estaba en buenas condiciones y el mismo fue puesto en servicio. Tabla 7.40. Resultados de prueba de PF en pararrayos Pararrayos Corriente (μA) Pérdidas (W) Resultado Fase 1 210 0,08 Bueno (G) Fase 2 180 0,34 Bueno (G) Fase 3 210 0,05 Bueno (G) Fuente: Doble Engineering Co. El elevado valor de pérdidas pone en evidencia la presencia de algún defecto en el pararrayos de la segunda fase, posiblemente deterioro del sistema aislante causado por el ingreso de humedad. Poco tiempo después de que el pararrayos fue puesto en servicio el mismo falló. 328 7.9.3 Monitoreo de la corriente de fuga A diferencia de la corriente de fuga medida conjuntamente con la prueba de factor de potencia/disipación, los pararrayos de óxido metálico conducen de forma continua, en condiciones normales de operación (60% a 80% de la tensión máxima asignada 𝑈𝑟 ), un pequeño flujo de corriente de fuga, típicamente en el rango de 0,2 mA a 3 mA. Esta corriente de fuga es esencialmente capacitiva, con un componente resistivo en el rango de 5% a 20% de la corriente total, siendo el componente resistivo de la corriente dependiente de la tensión y temperatura, al igual que la característica tensión-corriente del pararrayos, tal como se puede observar en la Figura 7.118. Figura 7.118. Característica típica tensión-corriente de un pararrayos MO [141] Asimismo, un pararrayos de óxido metálico puede ser representado por el circuito eléctrico equivalente mostrado en la Figura 7.119, en la cual una resistencia no lineal o varistor se encuentra en paralelo con un capacitor. La componente capacitiva de la corriente de fuga es generada por la permitividad de los bloques de óxido metálico, por las capacitancias internas y por las capacitancias parásitas (cuando aplica). IT IC IR Figura 7.119. Representación eléctrica de un pararrayos MO 329 Un incremento muy alto en la corriente de fuga resistiva es necesario para producir un cambio notable de la corriente de fuga total. Por tanto, la medición de la corriente de fuga total no es adecuada para ser utilizada con propósitos de diagnóstico, sin embargo, puede ser utilizada con otros propósitos de mantenimiento, por ejemplo, la estimación del grado de polución en la superficie aislante y la necesidad asociada de limpieza de la envolvente aislante. En cambio, la medición de la componente de fuga resistiva es un indicador sensible a cualquier cambio en la característica tensión-corriente del pararrayos. Asimismo, debido a la característica no lineal tensión-corriente de un pararrayos de óxido metálico se presenta en la corriente de fuga total cierto contenido de armónicos cuando el pararrayos es energizado con una tensión sinusoidal. El contenido de armónicos depende del grado de no linealidad, que es una función de la tensión y temperatura. El contenido de tercer armónico típicamente está entre un 10% a 40% de la corriente resistiva de fuga, esta corriente también puede ser utilizada como parámetro de diagnóstico. Figura 7.120. Característica de un pararrayos y su corriente de fuga [140] La Figura 7.120 muestra la razón del porqué la componente de corriente de tercer armónico puede ser usada como medio de diagnóstico, esta corriente tiene una dependencia de la tensión muy similar a la corriente resistiva de fuga, sin embargo, la amplitud de la corriente es extremadamente baja, por ejemplo, cuando la corriente de fuga total tiene un pico de 330 1,4 mA y la componente resistiva un valor de 230 μA, la corriente de tercer armónico tiene un valor pico menor a 50 μA. Actualmente la medición de la corriente de fuga resistiva y la componente de tercer armónico constituyen el método más preciso para la evaluación de la condición de pararrayos de óxido de zinc. Campo eléctrico sobre el pararrayos Sensor de campo Figura 7.121. Funcionamiento del sensor para la determinación de armónicos del sistema [11] Para la medición de la corriente de tercer armónico debe considerarse el contenido de armónicos del sistema. La presencia de armónicos en la tensión del sistema puede generar armónicos de tercer orden en el componente capacitivo de la corriente de fuga, en adición al tercer armónico del componente resistivo. Estas dos componentes no pueden ser separadas si solamente se mide la corriente de tercer armónico total. Por tanto, debe emplearse algún método para medir de forma separada la corriente capacitiva de tercer orden. Un método bastante empleado consiste en la instalación de un sensor de campo eléctrico (véase la Figura 7.121) en el cual se induce una corriente que es equivalente a la corriente capacitiva de tercer orden generada por el sistema eléctrico. Sensor de campo CT con núcleo toroidal Monitor de corriente de fuga Figura 7.122. Esquema de un monitor de corriente de fuga [16] 331 Luego, las medidas son analizadas por medio de la transformada de Fourier para determinar la magnitud y fase de la corriente resistiva (fundamental) y la componente armónica de tercer orden. Los equipos de monitoreo están constituidos básicamente por un transformador de corriente, que se encarga de la medición de la corriente de fuga, por el sensor de campo para la determinación de armónicos del sistema y el monitor propiamente dicho, que calcula mediante su electrónica los parámetros de diagnóstico (véase la Figura 7.122). En la Figura 7.123 se presenta un monitor de corriente de fuga moderno. En su mayoría estos dispositivos están dispuestos con un contador de descargas que también en cierto grado indican el estrés al cual está sometido el pararrayos, sin embargo, prácticamente no ofrecen una ventaja significativa para el diagnóstico. Figura 7.123. Monitor de corriente de fuga Excount II de ABB [11] Para mayor detalle sobre los métodos de medición y el cálculo de la corriente de fuga resistiva y el armónico de tercer orden se recomienda recurrir a la referencia [78]. 7.9.3.1 Análisis de resultados Antes de la evaluación las lecturas deben ser corregidas a un nivel estándar, temperatura de 20°C y tensión de operación (U/Ur) del 70%, estos factores de corrección son facilitados por los fabricantes. Los equipos de monitoreo corrigen continuamente los valores y de esta forma permiten la evaluación directa de los parámetros. La industria recomienda realizar el análisis de la tendencia en el tiempo. Si es posible deben compararse los resultados con los registros de fábrica o mediciones en campo del equipo nuevo. Si la corriente de fuga resistiva se incrementa entre 300% a 400% se confirma el envejecimiento severo del pararrayos, sin embargo, muchas veces la decisión depende de 332 la experiencia y criterios propios de cada compañía, de tal forma que en algunos casos incluso un incremento superior a 200% de la corriente resistiva puede conducir a los usuarios a reemplazar el equipo. Los valores máximos recomendados por los fabricantes normalmente son proporcionados junto con las curvas de corrección por temperatura y tensión de operación (U/Ur). También, pueden compararse las lecturas de pararrayos idénticos dispuestos en cada fase del sistema. Si la corriente de fuga resistiva tiene valores demasiado altos, tanto así que pueden considerarse irreales (e. g. valores en el rango de los miliamperes), debe verificarse el cableado del equipo, puesto que la circulación de corriente podría inducir tensiones en el sistema de tierra provocando una medición incorrecta de la corriente de fuga. Es recomendable que ante la sospecha de falla inminente del pararrayos se realice una nueva medición para garantizar que la tendencia es correcta, tras confirmarse el diagnóstico el equipo debe reemplazarse. Ejemplo 1.- En la referencia [43] se presenta el caso de 18 pararrayos de una subestación de 110 kV, medidos en 2007, los cuales mostraron los resultados de la Figura 7.124. Corriente de fuga resistiva en porcentaje según el límite máximo recomendado PARARRAYOS Figura 7.124. Prueba de corriente de fuga resistiva en pararrayos MO [43] Este gráfico muestra la distribución de los pararrayos respecto de la máxima corriente resistiva de fuga recomendada por los fabricantes. Dos de los pararrayos presentaron lecturas bastante altas, 230% y 400% sobre el valor máximo recomendado (bahía A, fases L1 y L3). Los pararrayos fueron reemplazados y analizados en laboratorio, se descubrió que el ingreso de humedad fue la causante del calentamiento interno de los pararrayos y del incremento de la corriente de fuga resistiva. 333 7.10 Pruebas aplicables a bancos de capacitores A menudo, el mantenimiento de bancos de capacitores se limita a las tareas correctivas, es decir, reparar cuando falle, en algunos casos esta filosofía puede ser adecuada, puesto que mediante un control periódico e inspecciones visuales es posible detectar defectos en los capacitores, requiriendo en consecuencia el cambio de fusibles en capacitores con fusibles externos o el reemplazo de las unidades defectuosas en capacitores con fusibles internos, usualmente este es el procedimiento de mantenimiento en bancos de capacitores con pocas unidades, sin embargo, cuando una compañía cuenta con varios bancos de capacitores, que a su vez están compuestos por muchas unidades, este tipo de mantenimiento es insuficiente para conservar la función de estos activos. Ante esta necesidad se han desarrollado técnicas de mantenimiento que permiten evaluar la condición de los capacitores, una de ellas es la aplicación de la termografía, pues esta técnica permite detectar unidades sobrecalentadas y conexiones en mal estado. También, existen otras técnicas, tales como la medición de factor de potencia y capacitancia y el monitoreo de la corriente de descarga. A continuación, se presenta el método de medición de factor de potencia y capacitancia desarrollado por Doble Engineering Co. 7.10.1 Prueba de factor de potencia (CapBank Test – M4140) La medición tradicional de factor de potencia en bancos de capacitores, que consiste en la medición individual de cada unidad, es un proceso largo y tedioso, sin embargo, mediante la utilización del instrumento M4000 de Doble, esta tarea se simplifica considerablemente, puesto que los resultados de la prueba ayudan en la gestión de bancos de capacitores y en la evaluación de la condición de cada unidad de forma comprensible. Esta prueba se denomina CapBank Test o M4140, la misma no requiere desconectar las unidades capacitivas durante la prueba y la medición de los parámetros requiere alrededor de 30 segundos por cada unidad. El sistema de prueba consiste de un instrumento M4100, encargado de medir los parámetros eléctricos (tensión, corriente, potencia, factor de potencia y capacitancia), un instrumento M4110 (normalmente utilizado para la prueba de reactancia de dispersión) usado como fuente para la prueba y los accesorios denominados M4140 (medidor de corriente tipo pinza, software, cables de conexión y nota de aplicación). 334 7.10.1.1 Procedimiento y diagramas de conexión Las conexiones de la prueba dependen de la configuración del banco de capacitores, para la prueba de capacitores conectados como grupos en paralelo, múltiples grupos en paralelo o grupos paralelo en serie (tal como se presentan en el acápite 2.8), debe aplicarse la tensión de prueba en el grupo y medir la corriente de cada capacitor individualmente mediante la pinza, tal como se muestra en la Figura 7.125 y Figura 7.126. Debe moverse el cable de corriente y conectar la pinza de una unidad a la siguiente hasta terminar el rack. El mismo proceso aplica a cada rack del banco de capacitores. El grupo completo puede probarse si se mueve la pinza a la ubicación del cable de retorno a la fuente (cable negro). Figura 7.125. Principio de prueba de PF en grupos de capacitores en paralelo [87] Figura 7.126. Conexiones para la prueba de PF en grupos de capacitores en paralelo [87] El principio de la prueba y el diagrama de conexiones para la prueba de capacitores conectados como grupos en serie se muestran en la Figura 7.127 y Figura 7.128 respectivamente. Nótese que el cable de alimentación (cable rojo) se conecta en el extremo inferior aislado de tierra (normalmente conectado a la barra de neutro), el cable de retorno 335 a la fuente (cable negro) es conectado a tierra en el extremo superior y los cables de medición de voltaje son conectados entre los terminales de la unidad probada. Para probar los demás capacitores, deben moverse los cables de tensión al siguiente capacitor hasta terminar la cadena. Asimismo, para probar el capacitor de la siguiente cadena deben moverse tanto los cables de tensión como el cable de corriente y la pinza, hasta terminar todas las cadenas. Antes de pasar al siguiente grupo debe reducirse el voltaje de prueba a cero y posteriormente trasladar todos los cables. Figura 7.127. Principio de prueba de PF en grupos de capacitores en serie [87] Figura 7.128. Conexiones para la prueba de PF en grupos de capacitores en serie [87] Para probar toda la serie o cadena de capacitores el cable de tensión debe conectarse entre los extremos de la cadena, tal como muestra la Figura 7.129. 336 Figura 7.129. Prueba de PF de toda la cadena de capacitores de un grupo en serie [87] El modo de prueba en ambos casos es UST-B, puesto que la corriente medida corresponde a la que circula por la pinza. La tensión de prueba recomendada corresponde al máximo voltaje que puede entregar la fuente (M4110), que está alrededor de 290 V. La tensión debe reducirse en caso de que la protección del equipo dispare debido al alto valor de capacitancia del grupo (>220 μF). 7.10.1.2 Análisis de resultados La prueba de factor de potencia es el método más efectivo para la detección temprana de contaminación, descargas parciales y deterioro. Por otro lado, cortocircuitos en las láminas capacitivas o secciones del capacitor resultan en el incremento de la capacitancia y corriente, la disminución de la capacitancia y corriente de carga indica la discontinuidad de las láminas capacitivas o falta de fluido aislante. La variación de capacitancia es un indicativo de deformación o daño interno del capacitor. Tabla 7.41. Límites de variación de PF y capacitancia Condición Normal Alerta Grave Límite Dentro de ± 3% Entre ± 3% y ± 5% Problema típico - Deterioro interno o montaje/conexión incorrectos ≥ ± 5% Daño interno Acción - Inspección Reemplazar la unidad dañada Fuente: Testing capacitor banks using the M4000 test instrument – L. Pong [87] 337 En general, el valor de la capacitancia debe estar alrededor de ± 5% del valor de placa y el factor de potencia entre ± 3%. Estos límites deben ser utilizados en conjunto con datos anteriores y comparados con unidades similares, es recomendable que los valores sean analizados en conjunto para observar cualquier resultado anormal e identificar las unidades defectuosas. Los valores límite y las acciones a tomar recomendados por Doble se resumen en la Tabla 7.41. Ejemplo 1.- En la referencia [88] se presenta el caso de un banco de capacitores de 90 MVAR, 230 kV con fusibles externos y 450 unidades capacitivas en configuración de grupos paralelos en serie tal como muestra la Figura 7.130, se generaron múltiples alarmas antes de la ejecución de los ensayos. Arreglo físico del grupo de capacitores en paralelo Representación trifásica Figura 7.130. Banco de capacitores con fusibles externos [88] Cada fase del banco tiene 10 grupos y a su vez cada grupo 15 capacitores conectados en paralelo y montados en un mismo rack, de los 150 capacitores se observaron 20 que presentaron resultados anormales, tal como muestra la Figura 7.131. Los resultados de este estudio son presentados con mayor detalle en la referencia [88]. La unidad B4-9 mostró una disminución de capacitancia con un alto factor de potencia, el cual es un problema típico causado por la separación de láminas, debido al bajo contenido de aceite. El capacitor B3-8 mostró un incremento de capacitancia del 58%, resultado que reveló que más de la mitad de sus elementos internos estaban en cortocircuito, ambas unidades fueron reemplazadas; otros seis capacitores exhibieron la elevación de capacitancia en menor medida, los mismos fueron monitoreados con mayor frecuencia. 338 Figura 7.131. Resultados de PF y capacitancia del banco de capacitores [88] 7.11 Casos de estudio particulares A continuación, se presentan tres casos de estudio particulares registrados en una compañía del sector eléctrico boliviano. 7.11.1 Caso 1: Transformador con contactos deteriorados en conmutador delta-estrella El transformador de potencia, denominado para este análisis Transformador A, tiene las siguientes características básicas: - Año de fabricación: 1996 - Potencia nominal: 12/16 MVA - Clase de refrigeración: ONAN/ONAF - Tensión primaria: 115.000 V - Tensión secundaria: 7.330 V - Grupo de conexión: Dd0 Es importante señalar que el transformador referido cuenta con un conmutador deltaestrella en el secundario, el cual permite cambiar la relación de transformación, permitiendo obtener una tensión secundaria de 12.700 volts con una configuración en estrella en el secundario, correspondiendo al grupo de conexión Dyn5. 339 Durante el monitoreo de la operación del Transformador A, observado en el sistema SCADA de la compañía propietaria del activo y efectuado en los meses de marzo y abril de 2014, se advirtió que la tensión secundaria del transformador presentaba valores anormales en la fase X1, diferente a las tensiones medidas en las fases restantes, situación que alertó sobre un posible problema en uno de los equipos de la bahía de transformación. Al respecto, luego de haberse verificado en campo el desbalance de tensiones y descartada la presencia de fallas en equipos auxiliares de control y medición, se programaron las inspecciones y pruebas respectivas al Transformador A. Los resultados del análisis de gases disueltos en el aceite (DGA), presentados en la Figura 7.132, revelaron concentraciones elevadas de gases, típicamente generadas por fallas térmicas con temperaturas superiores a 700°C. Figura 7.132. Contenido de gases disueltos en el aceite del Transformador A Asimismo, los resultados de las pruebas eléctricas, en particular los valores de resistencia de devanados en el secundario mostrados en la Figura 7.133, advirtieron la presencia de defectos en el devanado de la fase X1, posiblemente conexiones defectuosas; nótese que estos resultados superan el límite señalado por la norma IEEE 62 (véase el acápite 7.3.5). Figura 7.133. Resultados de la medición de resistencia de devanados en el secundario (04/2014) 340 Por otro lado, se realizó la inspección termográfica de la bahía de transformación, incluidos los equipos de medición, cuyos resultados no presentaron ninguna anomalía, así también, los resultados de las pruebas dieléctricas, presentados en la Figura 7.134, permitieron descartar problemas en el sistema de aislamiento del transformador referido. Figura 7.134. Resultados de las pruebas dieléctricas efectuadas al Transformador A Posteriormente, al haberse corroborado la existencia de algún defecto en el devanado X1 del Transformador A, se programó la inspección interna del equipo, la cual fue realizada a finales de abril de 2014. Durante esta inspección se evidenció el deterioro de los contactos fijos y móviles del conmutador de conexiones sin carga delta-estrella instalado en el secundario del transformador, asimismo, se evidenció que los contactos móviles correspondientes a la fase X1 presentaban mayor erosión, tal como se puede observar en la Figura 7.135. Además, se encontraron residuos de materiales metálicos fundidos sobre el núcleo del transformador, tal como se presenta en la Figura 7.136, los cuales fueron producidos por la degradación de los contactos y la elevada temperatura asociada a la circulación de corriente eléctrica por los mismos. 341 Erosión en contactos de la f ase X1 Figura 7.135. Contactos del conmutador delta-estrella en mal estado Figura 7.136. Residuos de materiales metálicos fundidos sobre el núcleo del transformador 342 La información obtenida de las pruebas e inspecciones realizadas al Transformador A permitió identificar los defectos existentes en los contactos fijos y móviles del cambiador de conexiones delta-estrella, que provocaron el desbalance de tensiones observado en el sistema SCADA, consecuentemente se decidió conectar los devanados del secundario del transformador y los bushings respectivos en forma directa y permanente, en configuración delta, tal como se presenta en la Figura 7.137, evitando así la conexión con los contactos móviles del conmutador delta-estrella y la circulación de corriente por los componentes defectuosos. Conexiones directas y permanentes en delta Figura 7.137. Conexión en directo de devanados y bushings del Transformador A Luego de haber efectuado el cambio de conexiones en el conmutador delta-estrella, se realizaron las pruebas eléctricas al Transformador A, cuyos resultados fueron satisfactorios para su operación, asimismo, se realizó el filtrado del aceite dieléctrico, a fin de extraer la humedad absorbida durante el desmontaje y posterior montaje de la unidad. Los resultados de la medición de la resistencia de devanados en el secundario del Transformador A, posterior a la reparación, se muestran en la Figura 7.138. 343 Figura 7.138. Resultados de la medición de resistencia de devanados en el secundario (05/2014) Finalmente, en mayo de 2014, se realizaron las pruebas eléctricas, dieléctricas y análisis de la respuesta en frecuencia al Transformador A, obteniendo resultados satisfactorios que permitieron devolver al servicio la unidad. 7.11.2 Caso 2: Interruptor en aceite con contactos erosionados27 A continuación, se presenta el caso de un interruptor en aceite, tipo tanque muerto de media tensión, denominado Interruptor A, el cual constituye el equipo de protección y maniobra de cabecera de uno de los alimentadores en media tensión de una compañía de distribución, mismo que tiene las siguientes características básicas: - Tensión nominal: 6.900 V - Corriente nominal: 1.200 A - Corriente de cortocircuito: 21 kA En enero de 2012, se produjo una falla en la red de distribución, provocada por un contacto accidental entre fases B y C, produciéndose en consecuencia la apertura del Interruptor A, sin embargo, cuando se intentó realizar el cierre remoto del interruptor el mismo no permitió la operación. Posteriormente, cuando se procedió a probar el interruptor se verificó la falla del equipo, al encontrarse el polo de la fase C abierto durante la medición de resistencia de 27 Si bien, este análisis concierne a un interruptor de media tensión es f ácilmente aplicable a interruptores de alta tensión, en particular de tanque muerto aislados en aceite, puesto que son equipos bastante similares. 344 contactos, aunque la posición mecánica indicaba lo contrario, tal como se observa en el extracto de los registros de pruebas del Interruptor A, presentado en la Figura 7.139. Figura 7.139. Extracto de los registros de pruebas realizadas al Interruptor A Además, después de haber realizado las pruebas respectivas al Interruptor A se programó y efectuó la inspección interna del equipo, evidenciándose la erosión de los contactos móviles y fijos del interruptor, tal como muestra la Figura 7.140. Contacto móvil del polo C que presentaba mayor erosión Figura 7.140. Vista de los contactos móviles del Interruptor A Después de haber identificado el problema en el Interruptor A se reemplazó el conjunto de contactos fijos y móviles del polo C y se limpiaron los contactos de los polos restantes, asimismo, se realizaron las pruebas respectivas, obteniéndose resultados aceptables, tal como muestran los registros de prueba presentados en la Figura 7.139. 345 7.11.3 Caso 3: Validación de la reparación de un interruptor en gas SF6 El presente caso corresponde a un interruptor con aislamiento en gas SF6, denominado para este análisis Interruptor A, que requirió una reparación después de haber sufrido una falla provocada por la ruptura de su muelle de cierre. A continuación, se señalan las características más importantes del Interruptor A: - Medio de interrupción: SF6 - Corriente nominal: 1.600 A - Frecuencia nominal: 50 Hz - Tensión nominal: 115 kV - Corriente de cortocircuito: 20 kA - Número de contactos/fase: 1 - Tipo de mando: Monopolar En la Figura 7.141 puede observarse el muelle de cierre que sufrió la ruptura y el muelle de repuesto que fue instalado posteriormente. Muelle de cierre Muelle def ectuoso Muelle nuevo Figura 7.141. Mecanismo de operación, muelle defectuoso y muelle nuevo del Interruptor A 346 Después del reemplazo del muelle de cierre del mecanismo de operación del Interruptor A, con el propósito de verificar la correcta reparación del mecanismo e instalación del muelle nuevo, se procedió a realizar las pruebas mecánicas durante la operación de cierre, los resultados de estas pruebas se presentan en la Tabla 7.42. Tabla 7.42. Resultados de las pruebas realizadas antes y después del ajuste del muelle Descripción Antes Después Corriente de bobina CIERRE 4,760 A 4,800 A Tiempo de circulación corriente bobina CIERRE 49,00 ms 49,00 ms Tiempo de cierre f ase A 75,40 ms 76,40 ms Tiempo de cierre f ase B 79,60 ms 78,00 ms Tiempo de cierre f ase C 96,00 ms 82,80 ms Dispersión de polos en el CIERRE 20,60 ms 6,40 ms Tiempo de cierre 96,00 ms 82,80 ms Rebote de contactos en CIERRE f ase A 0,400 ms 0,400 ms Rebote de contactos en CIERRE f ase B 0,000 ms 0,000 ms Rebote de contactos en CIERRE f ase C 0,000 ms 0,000 ms Tiempo de cierre AUX1 74,00 ms 74,60 ms Estos resultados mostraron que el tiempo de dispersión o discrepancia era mucho mayor al recomendado, que corresponde a 1/4 ciclo o 5 milisegundos para un sistema de 50 Hz, en este sentido, se efectuó el reajuste del muelle de cierre y a su conclusión se realizaron las pruebas respectivas, cuyos resultados también se muestran en la Tabla 7.42. (a) (b) Figura 7.142. Resultados gráficos de la prueba de tiempo, antes (a) y después (b) del ajuste 347 Las pruebas realizadas después del reajuste del muelle de cierre, tal como se presenta en la Tabla 7.42 y Figura 7.142, mostraron la disminución de la discrepancia de tiempo entre polos durante el cierre a un valor aceptable, si bien no se alcanzaron los 5 milisegundos, el tiempo de 6,4 milisegundos obtenidos es inferior a los 10 milisegundos que recomienda el fabricante. Finalmente, después de haber concluido las pruebas, incluidas las pruebas eléctricas y dieléctricas, se pudo volver a energizar el Interruptor A y consecuentemente la línea de transmisión en 115 kV asociada. 348 CAPÍTULO VIII: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 8.1 Conclusiones El presente documento desarrolla las bases teóricas y prácticas para la aplicación de las pruebas de campo y su interpretación en el diagnóstico de equipos de patio de subestaciones eléctricas. La información proporcionada está basada en la literatura técnica dispersa existente, incluyendo recomendaciones de fabricantes de equipos de potencia e instrumentos de prueba, publicaciones de entidades especializadas, experiencias prácticas de diversas compañías acerca de casos específicos y de acuerdo a la normativa internacional. En este sentido, el presente documento puede ser utilizado como guía o referencia técnica por el personal técnico de mantenimiento y por los nuevos profesionales y estudiantes interesados en esta temática. Es evidente que para comprender las pruebas que se realizan a los equipos de patio deben conocerse primeramente los conceptos relacionados con las funciones y características principales de tales equipos. Por tanto, en el Capítulo II se describen los equipos de patio, incluyendo transformadores de potencia, interruptores de potencia, transformadores de instrumentación, pararrayos, seccionadores y bancos de capacitores, observándose que en todos estos equipos se diferencian básicamente una función de transformación, maniobra, protección y/o compensación, según corresponda, y la función de aislamiento. Del mismo modo, se observa, desde el punto de vista constructivo, dos componentes o subsistemas fundamentales en común, la parte activa y la parte pasiva. La parte activa es necesaria para desempeñar la función de transformación, maniobra, protección y/o compensación, mientras que la parte pasiva está constituida básicamente por el sistema de aislamiento. Entre las características fundamentales de los equipos eléctricos se observa la utilización de algún método que permite la separación física y eléctrica de componentes a distinto nivel de tensión, que precisamente corresponde al sistema de aislamiento, en este entendido, en el Capítulo III se desarrollan las propiedades, clasificación, aplicación y degradación de los materiales aislantes, advirtiéndose que los aislantes pueden presentarse en estado sólido, líquido o gaseoso, e inclusive el vacío puede actuar como dieléctrico, también, los aislantes se distinguen según su temperatura de operación máxima y la característica polar de sus moléculas. Asimismo, se advierte que la condición del aislamiento incide directamente en la condición global de los equipos eléctricos en general y especialmente de los equipos de 349 potencia, debido a los elevados gradientes de tensión que deben soportar, observándose que, entre los esfuerzos eléctricos, mecánicos, térmicos y ambientales, las solicitaciones térmicas son las que mayor influencia tienen sobre la vida útil de los sistemas de aislamiento. Se observa, en el Capítulo IV, que los equipos de potencia tienen una vida útil prolongada, sin embargo, su degradación y envejecimiento es un proceso normal, puesto que todos los equipos están sometidos a diversas solicitaciones o esfuerzos en el transcurso de su vida operativa y una falla ocurre cuando la capacidad resistente del equipo con respecto a una de sus propiedades clave es excedida. También, se advierte que en la mayoría de los equipos de potencia la falla es ocasionada en algún componente aislante, y en el caso de equipos que contienen componentes dinámicos las fallas pueden ser provocadas por los esfuerzos mecánicos. En este sentido, se hace notoria la necesidad de criterios y técnicas que revelen la condición de los equipos de potencia, principalmente referidos a la condición de su aislamiento, los cuales permitan tomar la decisión sobre el final de su vida útil confiable antes de que se produzca una falla. El mantenimiento, como se señala en el Capítulo V, tiene por objeto conservar, o restaurar, un activo a una condición en la que pueda desempeñar sus funciones requeridas, aclarando que la preservación de la confiabilidad inherente de diseño no es uno de sus propósitos. En este sentido, la evaluación de la condición de los activos dentro del mantenimiento es una tarea fundamental, esto es posible mediante inspecciones, pruebas y/o monitoreo, y diagnóstico. Asimismo, pueden distinguirse tres filosofías de mantenimiento básicas (correctivo, preventivo y predictivo), la selección y/o empleo de estas técnicas depende de cada activo y de las funciones definidas por el usuario. El diagnóstico es el resultado de las investigaciones basadas en las inspecciones y pruebas (usualmente tareas efectuadas dentro del mantenimiento preventivo y predictivo), que miden las características y parámetros directamente relacionados con las funciones de los equipos. Existe una gran variedad de pruebas, las cuales se desarrollan en el Capítulo VI, que permiten identificar la presencia de defectos o fallas potenciales en los equipos de potencia, estos ensayos evidentemente son sensibles a un modo de falla determinado y no podría realizarse un diagnóstico pleno con base en los resultados de una sola prueba, al contrario, estos ensayos se complementan. En este sentido, considerando la importancia que tiene el estudio de las pruebas para comprender su aplicación en el diagnóstico, en el Capítulo VI 350 se desarrollan sus conceptos fundamentales, distinguiéndose en este documento las pruebas eléctricas, dieléctricas, mecánicas y pruebas no tradicionales. Debido a los riesgos inherentes que tienen las instalaciones de alta tensión, inclusive cuando los equipos de potencia a ser probados están des-energizados, es una prioridad cumplir las normas de seguridad establecidas en cada país y compañía eléctrica, a efectos de evitar accidentes personales o daños materiales que puedan presentarse al no respetar tales procedimientos. La ejecución de la mayoría de las pruebas de campo descritas requiere des-energizar los equipos bajo prueba, sin embargo, muchas veces es inevitable que existan barras y líneas de alta tensión energizadas en la misma instalación. En consecuencia, en este documento (en el acápite 7.2 del Capítulo VII) se proporcionan algunas recomendaciones importantes que deben cumplirse durante la ejecución de los ensayos en campo, entre ellas el correcto empleo de la puesta a tierra de protección. El personal encargado de la ejecución de las pruebas debe estar entrenado para tratar todo equipo no puesto a tierra como si estuviese energizado, siempre debe confirmarse personalmente la instalación de la puesta a tierra de protección. La aplicación de las pruebas de campo descritas se desarrolla con detalle en el Capítulo VII, incluyéndose los procedimientos de prueba y las conexiones a realizar para cada equipo de subestación de acuerdo al ensayo, esto con el propósito de incluir en el documento la aplicación práctica, de tal manera que sea de utilidad para el personal que ejecuta las pruebas. Asimismo, los criterios presentados para la interpretación y evaluación de los resultados de las pruebas se fundamentan en las recomendaciones de la industria en general, entre ellas las recomendaciones de los fabricantes de equipos de potencia e instrumentos de prueba (ABB, TRENCH, Doble, Megger, Omicron, Programma, etc.), y lo advertido por la normativa internacional (ANSI, IEC, NETA y otros) y otras instituciones especializadas en esta temática (IEEE y CIGRE). En general, se observa que la comparación con resultados de prueba previos obtenidos de la misma unidad permite identificar variaciones del parámetro medido, asimismo, pueden compararse resultados de pruebas de equipos similares, esto con el fin de determinar anormalidades en la condición del equipo bajo prueba; la TABLA B11 del Apéndice B presenta un resumen de los criterios señalados. Asimismo, en el Capítulo VII se describen algunos ejemplos y casos de estudio que demuestran la aplicabilidad de las pruebas y permiten verificar los criterios de evaluación presentados. 351 8.2 Recomendaciones Se advierte que ninguna prueba es concluyente por sí misma, al contrario, la mayoría de las pruebas son indicativas de un determinado modo de falla, por tanto, la aplicación de los ensayos debe considerar la mayor cantidad de resultados de pruebas antes de diagnosticar un equipo y tomar una decisión sobre el fin de su vida útil, pues un mal diagnóstico podría suponer el fin de la vida útil de un activo cuando este pudiese estar en condiciones adecuadas para su operación, o en el peor de los casos admitiría la energización de un equipo que se encuentra en una condición hacia falla, situación que pudiese comprometer no solamente al activo sino a su entorno. Actualmente existen métodos que permiten el monitoreo en línea de los parámetros característicos de los equipos de potencia que pueden ser empleados para evaluar su condición de manera constante. Si bien el monitoreo en línea brinda datos fiables para la evaluación de la condición, esto no implica que puedan prescindirse de las pruebas de campo, por el contrario, el monitoreo en línea en conjunto con las pruebas de campo permiten una mejor evaluación de la condición de los activos, asimismo, existen otras técnicas no detalladas en este documento, tales como la termografía, medición de descargas parciales, espectroscopia dieléctrica, polarización y despolarización, vibraciones, pruebas físico-químicas, análisis de gases disueltos (DGA), pureza de gas SF6 y otras, que se complementan con las pruebas dieléctricas, eléctricas y mecánicas y pruebas no tradicionales descritas; las técnicas mencionadas deben estudiarse a fin de obtener una visión más amplia y así poder realizar un diagnóstico más confiable. La tendencia de los resultados de las pruebas, en muchos casos, es más importante que los resultados puntuales, es decir, los parámetros medidos en un instante de tiempo que aportan en la identificación de la condición del equipo, según los límites de los diversos criterios estudiados. La evaluación de la tendencia debe ser efectuada en función del conocimiento y experiencia que tengan los encargados del diagnóstico. Ante un resultado que indique un elevado deterioro del equipo es aconsejable realizar una nueva prueba tan pronto como sea posible. Las pruebas desarrolladas dentro de programas de mantenimiento preventivo, ejecutadas a intervalos de tiempo constante, deben también ser flexibles, optando en ese caso por una filosofía de mantenimiento predictiva, es decir, al observarse resultados de prueba anormales que sugieran la existencia de defectos es mejor realizar un seguimiento del parámetro medido con intervalos de tiempo menores. 352 Los resultados de las pruebas siempre deben ser incorporados en los programas de mantenimiento, traduciéndose estos resultados en acciones sobre el ciclo de vida del activo, estas acciones pueden incluir ajustes, reparaciones, renovación, reacondicionamiento, o incluso el reemplazo del equipo mismo. Tal como se indica en la referencia [89], los datos obtenidos de las pruebas, que nunca se evalúan o no se incorporan en el programa de mantenimiento, representan tanto una pérdida de dinero como de oportunidades, en cambio, si se incorporan en un programa de mantenimiento adecuado se mejora la operación y los resultados en un enfoque más efectivo desde el punto de vista de los costos para cumplir las necesidades del mantenimiento. La evaluación de la condición de los equipos en general debe ser efectuada considerando sus propias características y/o particularidades, por ejemplo, los criterios de evaluación del factor de potencia o disipación deben considerar la fecha de fabricación de los equipos, puesto que con los años los diseños se han optimizado y, por ejemplo, un equipo fabricado hace 30 años no es igual a uno fabricado en la actualidad, aún si este fuese construido con características de operación similares. Como se indicó anteriormente, el diagnóstico debe tomar en cuenta todo el historial de datos para confirmar si los valores obtenidos de la prueba son normales o no para cada caso en particular, básicamente cualquier evaluación debe considerar toda la información disponible del activo y de resultados similares que se hayan presentado en otros equipos, entre ellos, historial completo del equipo, información del fabricante, casos de estudio, reportes de fallas en equipos similares, comportamiento de equipos del mismo lote o modelo, etc. Cuando ocurra una falla debe buscarse toda la información perteneciente al activo que sufrió la falla, empezando por las inspecciones y pruebas ejecutadas en campo, analizando su historial completo y cualquier otra información útil que permita identificar la causa de la falla, por ejemplo, es importante revisar la información proporcionada por los relés de protección, cuando aplique, a fin de tomar la mejor decisión sobre el final de la vida útil del equipo, además, evitar que fallas similares vuelvan a ocurrir en el mismo equipo o en otros de características semejantes. 353 354 GLOSARIO Aislamiento. - Material o una combinación de materiales no conductores aptos para proveer aislación eléctrica entre dos elementos a distinta tensión. Aislamiento externo. - Partes y superf icies de aislamiento sólido del equipo en contacto con el aire, que están sujetos a esf uerzos dieléctricos, condiciones atmosf éricas y a otras condiciones externas tales como contaminación, humedad, depósitos sólidos, etc. Aislamiento interno. - Partes internas sólidas, líquidas o gaseosas del aislamiento del equipo, que se protegen contra las condiciones atmosf éricas y otras condiciones externas. Arco. - Descarga luminosa continua de electricidad a través de un medio aislante, usualmente acompañado por la volatilización parcial de los electrodos. Bushing (buchas, bujes, pasamuros, pasatapas). - Estructura aislante que incluye un conductor central o que provee un paso central para un conductor; apto para montarse en una barrera conductora o de otro tipo, con el propósito de aislar el conductor de la barrera y conducir corriente de un extremo a otro del mismo. Capacitancia. - Propiedad de un sistema de conductores y dieléctricos que permite el almacenamiento de energía eléctrica cuando existe una dif erencia de potencial entre conductores. Este valor es expresado como la relación entre la cantidad de carga eléctrica y la dif erencia de potencial presente entre conductores. El valor de la capacitancia es siempre positivo. Celulosa. - Sustancia sólida, blanca, amorf a, inodora y sin sabor, e insoluble en agua, alcohol y éter, que constituye la membrana celular de muchos hongos y vegetales; se emplea en la f abricación de papel, tejidos, explosivos, barnices, etc. Comisionamiento. - (1) Es el proceso sistemático, mediante pruebas individuales y pruebas f uncionales (equipos conectados al sistema de potencia) que demuestran que un componente o conjunto de equipos es aceptable para su puesta en servicio. (2) Proceso por el cual un equipo, instalación o planta (que está instalada, o está completa o casi terminada) es probada para verif icar si f unciona de acuerdo a sus objetivos de diseño o especif icaciones. Condición (de un equipo). - (1) Aptitud de un equipo para su operación continua en un ambiente establecido, que puede ser determinado por la evaluación de los resultados de inspecciones y pruebas. (2) Expresión que representa la salud de un equipo, tomando en cuenta su estado de envejecimiento y cualquier def ecto o f alla inherente. Nota: La condición de un equipo está normalmente asociada a su conf iabilidad esperada. Conf iabilidad. - La capacidad de un componente o sistema para desempeñar sus f unciones requeridas en las condiciones establecidas durante un período de tiempo determinado Contaminación (polución). - Degradación que suf re el medio ambiente por las sustancias perjudiciales que se vierten en él. Nota: Los aislantes pueden ser contaminados por humedad extrema, sequedad, aceite o grasa, polvo y partículas conductivas, polvo y partículas no conductivas y químicos industriales. Contexto operacional. - Se ref iere a todos los elementos que condicionan el f uncionamiento de un activo, entre ellos se tienen los f actores climáticos, normas , procedimientos, tipo de proceso, estándares de calidad, medio ambiente, riesgos a la seguridad y límites de uso. 355 Coordinación de aislamiento. - Es el proceso de correlacionar las características de soportabilidad del aislamiento de equipos eléctricos con las sobretensiones esperadas y con las características de los dispositivos ante sobretensiones. Cromatograf ía. - Método de análisis que permite la separación de gases o líquidos de una mezcla por adsorción selectiva, produciendo manchas dif erentemente coloreadas en el medio adsorbente; está basado en la dif erente velocidad con la que se mueve cada f luido a través de una sustancia porosa. Descarga parcial. - Descarga eléctrica intermitente, de alta f recuencia, que se localiza en una porción de un sistema de aislamiento sometido a un gradiente de tensión, que resulta de una ionización gaseosa transitoria que ocurre cuando el gradiente de tensión excede su val or crítico. Las descargas por ef ecto corona y descargas superf iciales también son una manif estación de descargas parciales. Diagnóstico (diagnosis). - (1) Resultado de las investigaciones basadas en las inspecciones y pruebas, que miden las características y parámetros directamente relacionados con las f unciones de los equipos. (2) Conclusión o conclusiones resultado de tareas, pruebas, inspecciones u otra inf ormación. (3) Evaluación cognitiva del estado de un sistema. Dieléctrico. - Un medio en el cual es posible mantener un campo eléctrico con un reducido suministro de energía proveniente de f uentes externas. La energía requerida para producir el campo eléctrico es recuperable en su totalidad o de manera parcial. El vacío, al igual que cualq uier material aislante, es un dieléctrico. Disponibilidad. - Es la habilidad de un sistema o componente del mismo, bajo los aspectos combinados de conf iabilidad y mantenibilidad, de desempeñar sus f unciones requeridas bajo determinadas condiciones, en un momento determinado o durante un intervalo de tiempo específ ico. Distancia de f uga. - También denominada línea de f uga, es la distancia entre las partes metálicas superior e inf erior, medida a lo largo de la superf icie de un aislador (envolvente, soporte o bushing). Empaquetadura. – Se denomina junta mecánica, junta de estanqueidad, empaque o empaquetadura a componentes f abricados de material adaptable que sirven para sellar uniones de las caras mecanizadas de los elementos de cierre de las cajas de transmi siones y genéricamente cualquier elemento hidráulico y/o neumático, que llevan lubricante o f luidos en su interior. Envejecimiento. - (1) Proceso f ísico que involucra la modif icación de las características f ísicas y/o químicas de un material. (2) El cambio irreversible (usualmente degradación) que toma lugar con el tiempo. Equipos de patio. - Elementos electromecánicos de alta tensión utilizados para realizar la maniobra, protección y medida de los circuitos y barras de una subestación, incluyendo transf ormadores, pertenecientes al patio de transf ormación. Factor de potencia (de un aislante). - La relación entre la potencia activa o potencia de pérdida (watts) y la potencia aparente aplicada (volt-amperes), o el coseno del ángulo de f ase (φ) entre la corriente total y la tensión aplicada. Es una medida de la calidad del aislamiento y representa la energía disipada en el componente resistivo de la corriente de f uga. A menudo el f actor de potencia es utilizado en lugar del f actor de disipación, o tangente de delta (δ), para expresar la calidad de un material aislante. Falla. - (1) Terminación de la habilidad de un componente o sistema para desempeñar su f unción requerida. (2) Cualquier situación que requiera que el equipo sea retirado del servicio para su investigación, reparación o reemplazo. 356 Ferroresonancia. - Fenómeno usualmente caracterizado por sobretensiones y f ormas de onda bastante irregulares asociadas con la excitación de uno o más inductores saturables a través de una capacitancia en serie con el inductor. Fin de la vida. - El punto en el cual un equipo no puede permanecer en servicio debido a una f alla, siendo su reparación antieconómica o por la que su conf iabilidad no sea aceptable. Función. - (1) El propósito(s) específ ico para el cual está destinad o un ítem. (2) Una tarea, acción, o actividad expresada como una combinación de verbos (e. g. detener el vehículo) para lograr un resultado def inido. Gap. - Disposición de dos electrodos conductores separados por un hueco, normalmente lleno de gas, diseñado para permitir la circulación de corriente cuando la tensión de ruptura entre electrodos es superada, f ormándose el arco por la ionización del gas y reduciendo así la resistencia eléctrica. Grado de polimerización (DP). - Representa el número de monómeros β de glucosa, C6H10O5, presentes en la molécula de la celulosa del papel. El valor del DP está críticamente relacionado con la rigidez mecánica del papel. Durante la f abricación de un transf ormador, el DP del papel se encuentra entre 1000 y 1300, el secad o del transf ormador lo reduce a 950 y el envejecimiento en servicio lo reduce mucho más. A un DP entre 950 y 500, la rigidez mecánica es constante, pero en el margen de 500-200 la rigidez mecánica decrece en proporción directa al DP. Para un DP de 150 la rigidez mecánica se reduce a 20% de su valor inicial y debajo de este valor el papel no tiene rigidez mecánica alguna, por lo que en la industria se considera que debajo de un DP = 200, el papel pierde todas sus propiedades mecánicas y el equipo es susceptible a daños. Hidrólisis. - Es una reacción entre iones de agua y ciertos compuestos (polímeros) que resulta en la descomposición y cambio de las propiedades eléctricas y mecánicas de un material aislante. Higroscopicidad. - Es la capacidad de absorción de humedad de los materiales. Índice de f alla (λ). - Representa la probabilidad de f alla de una población de componentes sujetos a f alla en f unción del tiempo. Inspección. - (1) Tarea de revisión rutinaria de un equipo (activo) mediante el uso de los sentidos (vista, oído, olfato y tacto) y la ejecución de mediciones simples con el equipo en operación. (2) Investigación periódica visual de las principales características del equipo en servicio, sin desmontarlo. Esta investigación incluye generalmente medición de tensión, corriente, presión, nivel de f luidos, hermeticidad, contaminación de partes aislantes, etc., pero acciones tales como lubricación, limpieza, lavado, etc., que pueden llevarse a cabo con el equipo en servicio pueden ser incluidas. Mantenibilidad. - Aptitud de un elemento en determinadas condiciones de uso, para ser conservado o restaurado a un estado en el que puede realizar sus f unciones requeridas, cuando el mantenimiento se realiza bajo condiciones dadas y usando los procedimientos y recursos indicados. Mantenimiento. - Combinación de todas las acciones técnicas y administrativas correspondientes, destinadas a conservar un elemento, o restaurarlo, a un estado en el que puede realizar sus f unciones requeridas. Material aislante. - (1) Material de baja conductividad eléctrica y alta rigidez dieléctrica, por lo general se utiliza para sostener y/o proporcionar separación dieléctrica para los conductores. (2) Un material que no permite la circulación de corriente bajo condiciones normales de operaci ón. Modo de f alla. - Descripción de una f alla que ilustra lo realmente acontecido cuando sucedió dicha f alla. 357 Monitoreo de la condición (monitoreo en línea). - Es la recolección, medición, registro y análisis de datos f recuentemente adquiridos de un activo , permitiendo obtener inf ormación importante sobre su estado. Estos datos pueden ser casi de cualquier tipo, pero comúnmente incluye medidas como temperatura, vibración, voltaje o corriente. Patio de transf ormadores. - Área de la subestación en donde se ub ican los transf ormadores de potencia. Generalmente entre patios o bahías de dif erente nivel de tensión. Pirólisis. - Es la descomposición química de materia orgánica y todo tipo de materiales, excepto metales y vidrios, causada por el calentamiento a altas temperaturas en ausencia de oxígeno (y de cualquier halógeno). Polaridad. - Designación de la dirección relativa instantánea de las corrientes que entran en los terminales primarios y que salen de los terminales secundarios durante cada semiciclo. Polarización. - (1) Campo vectorial que expresa la densidad de los momentos eléctricos dipolares (producto de la carga eléctrica por la distancia entre las cargas del dipolo) permanentes o inducidos en un material dieléctrico. Al acercarse un cuerpo cargado a un dieléctrico, cuyas moléculas están distribuidas al azar las cargas del cuerpo harán que las moléculas del dieléctrico se alineen, quedando el dieléctrico polarizado. Si bien la carga neta es nula, en el dieléctrico se tendrá carga negativa en un extremo y carga positiva en el otro extremo. (2) Alineación de los dipolos al aplicarse campo eléctrico. Polimerización. - La combinación de moléculas iguales o distintas para f ormar un producto más complejo y de mayor peso molecular, con eliminación de agua, alcohol o similar (polimerización por condensación) o sin dicha eliminación (polimerización por adición). Polímero. - (1) Un compuesto de alto peso molecular derivado ya sea por la adición de muchas moléculas, como polietileno, o por la condensación de muchas moléculas con la eliminación de agua, alcohol o similares, como el nilón. (2) Sustancia química que resulta de un proceso de polimerización. Prueba (ensayo). - (1) Acción o conjunto de acciones realizadas sobre una unidad particular bajo prueba para evaluar un parámetro o característica. (2) Actividad del mantenimiento que asegura que los equipos operen bajo los estándares de diseño y que se encuentren en condiciones adecuadas para su uso. Pruebas de aceptación. - Pruebas que demuestran el grado de cumplimiento de un equipo o dispositivo con los requerimientos del comprador. Pruebas de campo. - Son las pruebas realizadas posteriormente a la etapa de montaje de un equipo, cuando el equipo a probar está instalado en su posición de operación continua, ta mbién denominadas pruebas en sitio. Pruebas de diagnóstico. - Procedimientos que son realizados en sitio sobre un equipo completo o parte del mismo con el propósito de determinar su aptitud de operación. Nota: Los parámetros medidos dif ieren de equipo a eq uipo y pueden incluir cantidades eléctricas, mecánicas, químicas, térmicas, etc. La interpretación de los resultados usualmente se basa en un cambio en las características medidas y/o la comparación con criterios pre-establecidos. Las pruebas son normalmente conducidas f uera de los intervalos regulares basados en la experiencia de los usuarios y/o recomendaciones de los f abricantes. Además, estas pruebas pueden ser ejecutadas en equipos def ectuosos con el propósito de determinar la ubicación y/o causa de f alla. Pruebas de mantenimiento predictivo. - Pruebas que normalmente se realizan cuando la unidad bajo prueba se encuentra en servicio y consiste en la obtención de muestras de los parámetros f uncionales del equipo para ef ectuar su evaluación. 358 Pruebas de mantenimiento preventivo. - También conocidas como pruebas de rutina, estas pruebas se realizan de acuerdo a un cronograma de mantenimiento, pues son tareas programadas, no obstante, también sirven para determinar la condición de los activos. Pruebas Doble. - Conjunto de pruebas desarrolladas por la compañía Doble Engineering Co. ef ectuadas con el propósito de evaluar el sistema de aislamiento de los equipos de subestación, incluidas la medición de f actor de potencia, capacitancia, pérdidas dieléctricas y corriente de f uga. Esta designación se debe a que la compañía Doble f ue la pionera en la f abricación del instrumento de pruebas de f actor de potencia. Reacondicionamiento. - Reajuste y/o recalibración de equipos o instrumentos para llevarlos a un nivel operacional casi nuevo u original. Los productos reacondicionados son de un modelo posterior y usualmente están en mejores condiciones que los artículos restaurados. Resina epoxi. - Es un polímero termoestable que se endurece cuando se mezcla con un agente catalizador y tiene excelentes propiedades dieléctricas. Las resinas epoxi más comunes son producto de una reacción entre epiclorohidrina y bisf enol. Restauración. - Reparación intensiva y/o renovación de equipos envejecidos o dañados para llevarlos a una condición viable o mejor. Los productos restaurados son de un modelo antiguo y usualmente están en peores condiciones que los reacondicionados. Sistema de aislamiento. - Conjunto global de materiales aislantes utilizados en la construcción de un equipo o componente eléctrico con la f inalidad de interactuar entre sí para of recer una barrera de aislamiento entre sus partes conductoras y entre las mismas y la masa puesta a tierra. Solicitación. - Esf uerzo o estrés que puede presentarse en la vida operativa de un equipo o componente que, en el caso de superar la capacidad resistente del equipo, respecto de una propiedad f undamental (e. g. rigidez dieléctrica, resistencia mecánica, resistencia térmica, etc.), podría conducir a la f alla del mismo. Soportabilidad. - Capacidad resistente, de un equipo o componente, def inida por una propiedad f ísica específ ica (e. g. rigidez dieléctrica, resistencia mecánica, resistencia térmica, etc.). Subestación eléctrica. - (1) Instalación que f orma parte de un sistema eléctrico de po tencia y que se constituye en un nodo en el que convergen y se derivan circuitos para recibir, enviar y/o transf ormar la energía eléctrica a los dif erentes niveles de tensión que requiera la red. (2) Conjunto de equipos que incluyen interruptores, seccionadores, barras, y transf ormadores, destinados a la maniobra de circuitos de potencia y/o a la transf ormación de la potencia de un sistema desde un determinado nivel de tensión a otro. Técnica de diagnóstico. - Todo tipo de inspección, medición y/o monitoreo , sin acciones de desmontaje, incluyendo acciones con el equipo en servicio, que permiten advertir la condición del equipo y/o detectar anormalidades o f inalmente para determinar la programación óptima de una revisión exhaustiva. Trinquete. - Es un mecanismo que permite a un engranaje girar en un sentido, pero le impide hacerlo en el sentido contrario, puesto que lo traba con dientes en f orma de sierra. Permite que los mecanismos no se rompan al girar en el sentido contrario al def inido. Vida útil. - (1) Periodo en el que un activo o sistema mantiene una conf iabilidad constante y relativamente alta (comparada con otros periodos de vida). (2) Periodo de tiempo estimado que un activo puede tener, cumpliendo correctamente con la f unción para la cual f ue construido. 359 360 ACRÓNIMOS Y ABREVIACIONES A Ampere ABB Asea Brown Boveri AC Alternating Current (corriente alterna) AIS Air Insulated Substation (subestación aislada en aire) ANSI American National Standards Institute (Instituto Nacional Americano de Estándares) ASTM American Society f or Testing and Materials (Asociación Americana de Ensayo y Materiales) BIL Basic Insulation Level (nivel básico de aislamiento al impulso) CIGRE Concejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas CO Monóxido de carbono CO2 Dióxido de carbono CT Current transf ormer (transf ormador de corriente) CVT Capacitive voltage transf ormer (transf ormador de tensión capacitivo) DC Direct Current (corriente directa o continua) DF Dissipation Factor (f actor de disipación) DGA Dissolved Gases Analysis (análisis de gases disueltos) DP Degree of Polymerization (grado de polimerización) FRA Frequency Response Analysis (análisis de la respuesta en f recuencia) GIS Gas Insulated Substation (subestación aislada en gas) GST Grounded Specimen Test (prueba de espécimen puesto a tierra) GSTg Grounded Specimen Test whit Guard (prueba de espécimen puesto a tierra con guarda) H Hidrógeno HV High Voltage (alta tensión) IEC International Electrotechnical Commission (Comisión Electrot écnica Internacional) IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers (Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos) IR Insulation Resistance (resistencia de aislamiento) Iexc Corriente de excitación IT Instrument Transf ormer (transf ormador de instrumentación) IVT Intermediate Voltage Transf ormer (transf ormador de tensión intermedio ) kA kiloampere kV kilovolt LV Low Voltage (baja tensión) mA miliampere MO Metal Oxide (óxido metálico) MOV Metal Oxide Varistor (varistor de óxido metálico) 361 ms milisegundos MVT Magnetic Voltage Transf ormer (Transf ormador de tensión magnético o inductivo) N Nitrógeno NETA InterNational Electrical Testing Association (Asociación Internacional de Pruebas Eléctricas) NFPA National Fire Protection Association (Asociación Nacional de Protección contra el Fuego) OIP Oil Impregnated Paper (papel impregnado con aceite) ONAF Oil Natural Air Forced (aceite natural aire f orzado) ONAN Oil Natural Air Natural (aceite natural aire natural) pF picof arads PF Power Factor (f actor de potencia) PVC Polyvinyl Chloride (policloruro de vinilo) RBP Resin Bounded Paper (papel compuesto con resina) RCM Reliability Centered Maintenance (mantenimiento centrado en la conf iabilidad ) RIP Resin Impregnated Paper (papel impregnado con resina) SCADA Supervisory Control And Data Adquisition (supervisión, control y adquisición de datos) SF6 Hexaf luoruro de azuf re SFRA Sweep Frequency Response Analysis (análisis de la respuesta con barrido de f recuencia) SiC Carburo de silicio TRV Transient Recovery Voltage (tensión transitoria de recuperación) UST Ungrounded Specimen Test (prueba de espécimen no puesto a tierra) V Volt VA Volt-ampere VT Voltage Transf ormer (transf ormador de tensión o potencial) Ω Ohm ZnO Óxido de zinc 362 BIBLIOGRAFÍA [1] [2] [3] [4] [5] [6] [7] [8] [9] [10] [11] [12] [13] [14] [15] [16] [17] [18] [19] [20] [21] [22] [23] [24] [25] [26] [27] [28] [29] A. 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Vanin – ZTZ Service Company; “Experience with detection and identif ication of winding buckling in power transf ormers” [144] Vanguard Instruments Company; “Vanguard CT-8000 Analizador digital de interruptores de potencia; Instrucciones de operación”; Junio 2007 [145] ZENSOL Automation Inc.; “Analizador de Interruptores CBA-32P, CBA-32D, MICRO CBA32P. Nota de aplicación AN-2S: Mediciones del desplazamiento en interruptores”; www.zensol.com [146] ZENSOL Automation Inc.; “Analizador de Interruptores CBA-32P, CBA-32D, MICRO CBA32P. Nota de aplicación AN-1E: Pruebas de tiempo de interruptores”; www.zensol.com [147] ZENSOL Automation Inc.; “Analizador de Interruptores CBA-32P, CBA-32D, MICRO CBA32P. Nota de aplicación AN-5S: Pruebas de tiempo de interruptores, ejemplos de localización de averías”; www.zensol.com 367 368 APÉNDICE A: FRECUENCIA DE MANTENIMIENTO NETA reconoce que el programa de mantenimiento ideal está basado en la conf iabilidad, es único para cada planta y para cada equipo. En ausencia de esta inf ormación y en respuesta a las solicitudes de un cronograma de mantenimiento, el Consejo de Revisión de Normas de NETA presenta el siguiente cronograma y calendario de mantenimiento basado en el tiempo. Se debe determinar la condición específ ica, la criticidad y la confiabilidad para aplicar correctamente la matriz. La aplicación de la matriz, junto con la culminación de los d atos y las tendencias de pruebas históricas, debe proporcionar un programa de mantenimiento preventivo de calidad. TABLA A1. MATRIZ DE FRECUENCIA DE MANTENIMIENTO REQUERIMIENTO DE CONFIABILIDAD DEL EQUIPO CONDICIÓN DEL EQUIPO MALO REGULAR BUENO BAJA 1,0 2,0 2,5 MEDIA 0,50 1,0 1,5 ALTA 0,25 0,50 0,75 Fuente: NETA [13] TABLA A2. FRECUENCIA DE INSPECCIONES Y PRUEBAS EN MESES (Multiplicar los valores por el valor correspondiente de la matriz de frecuencia de mantenimiento) Visual Visual & mecánica Visual & mecánica & eléctrica 1 12 24 - - 12 2 Interruptor de potencia en gas SF 6 1 12 12 3 Interruptor de potencia en aceite 1 12 12 - - 12 4 Transf ormadores de instrumentación 12 12 36 5 Cambiador de tomas bajo carga (OLTC) 1 12 24 - - 12 6 Pararrayos de media y alta tensión 2 12 24 7 Reactores sumergidos en aceite 1 12 24 - - 12 1 12 12 EQUIPO 1 Transf ormador sumergido en aceite 1.1 Muestra de aceite 3.1 Muestra de aceite 5.1 Muestra de aceite 7.1 Muestra de aceite 8 Capacitores Fuente: NETA [13] 369 Notas: 1) La matriz presentada en la TABLA A1 debe ser utilizada junto con la TABLA A2. La aplicación de la matriz se reconoce solo como una guía. 2) La TABLA A2 es un resumen del Apéndice B de la ref erencia [13] publicada por NETA. 3) Las f recuencias recomendadas para la ejecución de las pruebas eléctricas, dieléctricas y mecánicas aplicables a los equipos de patio de subestaciones eléctricas estudiadas en el presente documento corresponden a la columna de pruebas e inspecciones “Visual & mecánica & eléctrica” de la TABLA A2. 4) Para mayor inf ormación respecto a las f recuencias y pruebas específ icas correspondientes a la TABLA A2 se recomienda recurrir a la ref erencia [13] publicada por NETA. 370 APÉNDICE B: TABLAS COMPLEMENTARIAS TABLA B1. Valores de resistencia de aislamiento – aparatos eléctricos y sistemas (TABLA 100.1 ANSI/NETA MTS-2011) Fuente: NETA [13] Notas: 1) Véase la TABLA B5 (TABLA 100.14 ANSI/NETA MTS-2011) para las correcciones de temperatura. 2) Los resultados de la prueba son dependientes de la temperatura del material aislante y la humedad del ambiente al instante de realizar la prueba. 3) Los valores de resistencia de aislamiento pueden ser utilizados para establecer un patrón de tendencia. Desviaciones sobre la inf ormación base permiten la evaluación del aislamiento. 371 TABLA B2. Resistencia de aislamiento de transf ormadores – Pruebas de mantenimiento (TABLA 100.5 ANSI/NETA MTS-2011) Fuente: NETA [13] Notas: 1) Véase la TABLA B5 (TABLA 100.14 ANSI/NETA MTS-2011) para las correcciones de temperatura. 2) Cuando la resistencia de aislamiento depende del voltaje nominal (kV) y la capacidad del devanado (kVA), los valores ob tenidos deben ser comparados con los datos de ref erencia publicados por los f abricantes. 372 TABLA B3. Valores límite de f actor de potencia de bushings según el f abricante Fuente: U. S. Department of the Interior – Bureau of Reclamation [134] 373 TABLA B4. Tensión de prueba permisible en tomas capacitivas de bushings según el f abricante Fuente: U. S. Department of the Interior – Bureau of Reclamation [134] 374 TABLA B5. Factores de corrección para la resistencia de aislamiento (20°C) (TABLA 100.14 ANSI/NETA MTS-2011) Fuente: NETA [13] Notas: 375 TABLA B6. Datos sobre potencia de pérdida en interruptores en gas SF 6 tipo tanque muerto (MANUAL DE REFERENCIAS DE DOBLE) Fuente: Doble Engineering Co. [50] 376 TABLA B7. Datos ref erenciales sobre valores de f actor de potencia en VTs (MANUAL DE REFERENCIAS DE DOBLE) Fuente: Doble Engineering Co. [51] 377 TABLA B8. Valores de resistencia de contactos en interruptores de potencia (COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD) Fuente: CFE [23] 378 TABLA B8. Valores de resistencia de contactos en interruptores de potencia (continuación) Fuente: CFE [23] 379 TABLA B9. Resistencia de contactos máxima en interruptores de aire y aceite Fuente: U. S. Department of the Interior – Bureau of Reclamation [135] 380 TABLA B10. Factores de corrección por temperatura para la prueba de f actor de potencia (20°C) Fuente: Doble Engineering Co. [42] 381 TABLA B11. Criterios para la evaluación de pruebas de campo aplicables a equipos de subestación Equipo o componente Prueba Transformadores, autotransformadores y reactores Resistencia de aislamiento 2 Factor de potencia/disipación 2 Capacitancia Corriente de fuga Corriente de excitación 3 Relación de transformación Resistencia de devanados Reactancia de dispersión Bushings Resistencia de aislamiento 2 Factor de potencia/disipación 2 Capacitancia Corriente de fuga Potencia de pérdidas Fuente: Elaboración propia Límites recomendados Valor Variación1 > 1 GΩ > 500 MΩ > 5 GΩ ≤ 0,5% ≤ 1% ≤ 0,7% ≤ 1,5% < ±5% < ±5% < ±10% < ±5% ≤ ±0,5% ≤ ±5% ≤ ±2% ≤ ±5% ≤ ±3% ≤ ±1% > 100 GΩ > 20 GΩ ≤ 1% ≤ 0,7% ≤ 0,85% ≤ 0,7% ≤ 0,5% ≤ 1,5% ≤ 2% < 300% ≤ 1% ≤ 2% ≤ 1% ≤ ±10% ≤ ±10% ≤ 0,1 W ≤ 0,6 mW 382 Observaciones Transformadores con Vn > 69 kV Transformadores con Vn ≤ 69 kV Devanados con Vn > 5 kV Transformadores nuevos Transformadores en servicio Transformadores en servicio Transformadores con edad > 15 años Entre corrientes similares, si Iexc < 50 mA Entre corrientes similares, si Iexc ≥ 50 mA Entre fases similares Respecto a pruebas previas Equipos con Vn > 34,5 kV Aislamiento C1 & overall Aislamiento C1 & overall de bushings RIP Aislamiento C1 & overall de bushings RIP Aislamiento C1 & overall de bushings OIP Aislamiento C1 & overall de bushings OIP Aislamiento C1 & overall de bushings RBP Aislamiento C1 & overall de bushings RBP Respecto a pruebas previas Aislamiento C2 de bushings RIP y OIP Aislamiento C2 de bushings RBP Prueba con barrido de frecuencia 4 Respecto al valor de placa Collar caliente a 10 kV Collar caliente a 2,5 kV Referencia CIGRE [34] CIGRE [34] NETA [13] IEEE [59] IEEE [59] DOBLE [42] MEGGER [102] DOBLE [42] DOBLE [42] DOBLE [42] DOBLE [42] IEEE [59] IEEE [59] ABB [9] ABB [9] IEEE [59] CIGRE [34] NETA [13] [134] IEEE [59] IEC [34] IEEE [34] IEC [34] IEEE [34] IEC [34] IEEE [34] OMICRON [117] DOBLE DOBLE OMICRON [90] OMICRON [117] DOBLE DOBLE DOBLE TABLA B11. Criterios para la evaluación de pruebas de campo aplicables a equipos de patio (continuación) Equipo o componente Prueba Interruptores de potencia Resistencia de aislamiento Capacitancia Corriente de fuga Índice de pérdidas en el tanque (TLI)5 Resistencia de contactos Tiempo de apertura Discrepancia entre polos Transformadores de instrumentación Resistencia de aislamiento Factor de potencia/disipación Capacitancia Seccionadores Pararrayos Corriente de fuga Corriente de excitación 6 Relación de transformación 7 Resistencia de aislamiento Resistencia de contactos Resistencia de aislamiento Monitoreo de corriente de fuga Límites recomendados Valor Variación1 > 100 GΩ ≤ ±10% ≤ ±10% < -0,20 W < +0,10 W ≤ ±50% > 10 μΩ < 100 μΩ 2 ciclos 1/6 ciclo 1/4 ciclo > 5 GΩ > 50 GΩ ≤ 0,3% 0,3% < 1% < 1% ≤ ±10% ≤ ±1% ≤ ±10% ≤ ±10% ≤ 2% > 100 GΩ ≤ ±50% ≤ ±50% ≤ 300% Observaciones Equipos con Vn > 34,5 kV Interruptores en gas SF6 Interruptores en gas SF6 Interruptores de tanque muerto en aceite Interruptores de tanque muerto en aceite Entre fases, respecto al valor inferior Valores típicos entre 10 μΩ y 100 μΩ Valores típicos entre 10 μΩ y 100 μΩ Según especificación del equipo Según especificación del equipo (apertura) Según especificación del equipo (cierre) Devanados con Vn > 5 kV Entre devanado de alta y tierra (o baja) ITs nuevos ITs en servicio en buenas condiciones ITs con PF mayor no deberían energizarse VTs en servicio CVTs, respecto a pruebas iniciales Entre Iexc medidas entre H1-H0 y viceversa CVTs, defecto en unidades capacitivas Equipos con Vn > 34,5 kV Entre fases, respecto al valor inferior Entre equipos similares Entre equipos similares y/o tendencia Referencia NETA [13] DOBLE [86][50] DOBLE [86][50] DOBLE [86][50] DOBLE [86][50] NETA [13] CFE [22] CFE [22] IEC [146] IEC [146] IEC [146] NETA [13] CIGRE [26] CIGRE [26] CIGRE [26] CIGRE [26] DOBLE [125] DOBLE [51] TRENCH [132] DOBLE [51] DOBLE [51] CIGRE [26] NETA [13] NETA [13] NETA [13] DOBLE [43] Fuente: Elaboración propia NOTAS: 1) Variación respecto a resultados de pruebas previas, de unidades similares o fases distintas, placa de características y/o rep ortes de fábrica (según corresponda). 2) Valores corregidos a 20°C. 3) Verificar el patrón de respuesta, en general, dos corrientes similares y una inferior en el orden de 50% a 70% de la Iexc may or. 4) La comparación de la prueba de PF/DF con barrido de frecuencia se reali za entre valores puntuales de las curvas obtenidas. 5) Variación en watts respecto a valores medidos previamente, se debe analizar la tendencia. 6) La prueba de corriente de excitación sólo es posible en VTs con neutro accesible, entre terminales de alta H1 y neutro H0. 7) La relación de ITs debe evaluarse por comparación con los valores de placa y clase de precisión. 8) Los criterios presentados son referenciales, el diagnóstico debe ser realizado con base en toda la información disponible del activo bajo estudio. 383 384 APÉNDICE C: COSTO ESTIMADO DE LAS PRUEBAS El costo que puede representar la ejecución de las pruebas de campo para el diagnóstico de equipos de subestación depende de varios f actores, entre ellos, los costos directos asociados a la mano de obra y equipos necesarios para la prueba, además de los gastos relacionados con el pago de bienes muebles e inmuebles y servicios, y otros gastos indirectos (no considerados para este ejemplo). Al respecto, en las siguientes tablas se presenta el cálculo de los costos requeridos para la realización de las pruebas eléctricas, dieléctricas y análisis de la respuesta en f recuencia (SFRA) de un transf ormador de potencia. A. COSTO ESTIMADO POR USO DE EQUIPOS E INSTRUMENTOS DE PRUEBA N° Descripción Precio original [USD] 1 Analizador de respuesta en frecuencia Instrumento multifuncional para 2 pruebas eléctricas y dieléctricas 3 Medidor de relación de transformación 4 Megóhmetro 5 Termohigrómetro Depreciación anual [%] Costo por servicio 1 [USD/servicio] 6.000,00 200,00 Costo anual [USD/año] 30.000,00 20% 90.000,00 20% 18.000,00 600,00 10.000,00 6.000,00 500,00 20% 20% 20% 2.000,00 1.200,00 100,00 66,67 40,00 3,33 B. COSTO ESTIMADO DE MANO DE OBRA N° Descripción Ingeniero encargado de la ejecución, supervisión y diagnóstico 2 2 Técnico encargado de la ejecución 2 3 Técnico ayudante 2 1 Costo anual [USD] Costo por día [USD/día] Costo unitario [USD/h] 17.500,00 70,00 8,75 12.500,00 5.000,00 50,00 20,00 6,25 2,50 C. COSTO ESTIMADO DE VEHÍCULOS Precio original Depreciación [USD] anual [%] 30.000,00 20% Costo anual Costo unitario [USD/año] [USD/h] 6.000,00 3,00 D. COSTO ESTIMADO DE BIENES MOVILIARIOS Precio original Depreciación N° Descripción [USD] anual [%] 1 Computadora portátil 1.500,00 100% 2 Muebles 2.000,00 30% Costo anual Costo unitario [USD/año] [USD/h] 1.500,00 0,75 600,00 0,30 N° 1 Camioneta Descripción E. COSTO ESTIMADO DE BIENES INMOVILIARIOS Costo por mes N° Descripción [USD/mes] 1 Oficina 1.500,00 Costo diario Costo unitario [USD/día] [USD/h] 72,00 9,00 NOTAS: 1) Para los cálculos se estimó la ejecución de cinco (5) servicios cada dos (2) meses o treinta (30) por año. 2) Para los cálculos se consideraron 250 días laborales al año y 8 horas al día. 385 N° 1 2 3 4 5 N° 1 2 3 1. COSTO DE EQUIPOS E INSTRUMENTOS PARA LA PRUEBA DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA Costo por Cantidad Costo Descripción servicio [servicios] [USD] [USD/servicio] Analizador de respuesta en frecuencia 1 200,00 200,00 Instrumento multifuncional para pruebas eléctricas y 1 600,00 600,00 dieléctricas Medidor de relación de transformación 1 66,67 66,67 Megóhmetro 1 40,00 40,00 Termohigrómetro 1 3,33 3,33 SUBTOTAL: 710,00 2. COSTO DE MANO DE OBRA PARA LA PRUEBA DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA Costo unitario Descripción Cantidad Tiempo [h] [USD/h] Ingeniero encargado de la ejecución, 1 16,00 8,75 supervisión y diagnóstico Técnico encargado de la ejecución 1 8,00 6,25 Técnico ayudante 2 8,00 2,50 SUBTOTAL: 3. COSTO DE VEHÍCULOS PARA LA PRUEBA DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA Costo unitario N° Descripción Cantidad Tiempo [h] [USD/h] 1 Camioneta 1 8,00 3,00 SUBTOTAL: Costo [USD] 140,00 50,00 40,00 230,00 Costo [USD] 24,00 24,00 4. COSTO DE BIENES MOVILIARIOS PARA LA PRUEBA DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA Costo unitario Costo N° Descripción Cantidad Tiempo [h] [USD/h] [USD] 1 Computadora portátil 1 12,00 0,50 6,00 2 Muebles 1 8,00 0,30 2,40 SUBTOTAL: 8,40 5. COSTO DE BIENES INMOVILIARIOS PARA LA PRUEBA DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA Costo unitario Costo N° Descripción Cantidad Tiempo [h] [USD/h] [USD] 1 Oficina 1 16,00 9,00 144,00 SUBTOTAL: 144,00 N° 1 2 3 4 5 6. RESUMEN DE COSTOS PARA LAS PRUEBAS DE CAMPO DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA Descripción Costo [USD] COSTO ESTIMADO POR USO DE EQUIPOS E INSTRUMENTOS 710,00 COSTO ESTIMADO DE MANO DE OBRA 230,00 COSTO ESTIMADO DE VEHÍCULOS 24,00 COSTO ESTIMADO DE BIENES MOVILIARIOS 8,40 COSTO ESTIMADO DE BIENES INMOVILIARIOS 144,00 TOTAL: 1.116,40 TOTAL CON UTILIDAD DE 15%: 1.283,86 TOTAL CON UTILIDAD DE 15% E IMPUESTOS: 1.528,40 386

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