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TESIS PRUEBAS DE EQUIPOS DE PATIO DE SUBESTACIONES - RDALENZ

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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)
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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
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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
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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.
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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
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294
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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.
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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.
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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
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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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