Diagnóstico del aislamiento en equipos primarios

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(1)UNIVERSIDAD CENTRAL “MARTA ABREU” DE LAS VILLAS FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA DEPARTAMENTO DE ELECTRO ENERGÉTICA. TRABAJO DE DIPLOMA DIAGNÓSTICO DEL AISLAMIENTO EN EQUIPOS PRIMARIOS. AUTOR Miguel Angel de la Rosa Samper. TUTOR Ing. Germán Hernández Jefe Técnico de la Parte Primaria en la Subestación Santa Clara 220/110 KV (ECIE). CONSULTANTE Julio Alberto Molé Menéndez Director técnico de la Empresa Constructora de la Industria Eléctrica (ECIE) Nacional. Santa Clara “Año 50 del triunfo de la Revolución” Curso 2007- 2008.

(2) Hago constar que el presente trabajo de diploma fue realizado en la Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas como parte de la culminación de estudios de la especialidad de Ingeniería Eléctrica, autorizando a que el mismo sea utilizado por la Institución, para los fines que estime conveniente, tanto de forma parcial como total y que además no podrá ser presentado en eventos, ni publicados sin autorización de la Universidad. Los abajo firmantes certificamos que el presente trabajo ha sido realizado según acuerdo de la dirección de nuestro centro y el mismo cumple con los requisitos que debe tener un trabajo de esta envergadura referido a la temática señalada.. Autor. Responsable Información. Jefe de Departamento. Científico-Técnica. Estudios Electro Energéticos.

(3) EXERGO “Los grandes hombres justifican y ennoblecen los más insignificantes detalles” Alejandro Volta.

(4) DEDICATORIA A mis padres, por el esfuerzo de haberme sabido guiar hasta llegar a esta cima, tan esperada por todos..

(5) AGRADECIMIENTOS Es importante resaltar la personalidad de Armando Hernández Alberola (Mandy) que fue a la persona que primero me acerqué pidiendo ayuda y me conecta con Julio Mole a quien se agradece por dar la idea y la guía para este trabajo. Las infinitas gracias para el Ing. Germán Hernández quien fue mi tutor y proveedor de casi toda la información contenida en este trabajo..

(6) TAREA TÉCNICA En el presente trabajo de diploma se realizarán las siguientes tareas: Indagar sobre las funciones generales de los equipos primarios en una subestación. Relacionar los equipos primarios de la sub. Santa Clara 220/110 KV. Buscar información sobre las características generales del aislamiento en los equipos primarios. Relacionar los defectos comunes del aislamiento en los equipos primarios. Definir y analizar las diferentes Revisiones y pruebas para diagnosticar el estado de aislamiento. Caracterizar técnicas de diagnostico “on line” como: termografía infrarroja, descargas parciales y análisis químico de los aceites aislantes.. Autor. Tutor.

(7) RESUMEN El presente trabajo de diploma cuyo título es “Diagnostico del aislamiento en equipos primarios”, se realiza a partir de la necesidad de brindar conocimiento de estas técnicas de forma más detallada y con ejemplos muy actuales para la carrera de Ingeniería Eléctrica. Dentro de los objetivos que se persiguen en este documento se encuentran: Relacionar los equipos primarios y su función en las subestaciones de transmisión. Dar a conocer los sistemas de aislamiento así como sus fallas más frecuentes en equipos primarios. Explicar y ejemplificar las diversas y/o más importantes técnicas de diagnostico de fallas en aislamiento. En la actualidad los costos de estos equipos de gran potencia están muy altos, la pérdida de uno de estos por una falla de gran magnitud puede resultar muy costosa, tanto por el reemplazo inminente como por daños colaterales. Es por ello que se hace tan importante el estudio y diagnostico del estado de sus aislamientos sobre todo cuando es “on line”, con el fin de dar mantenimientos preventivos y aprovechar al máximo su vida útil..

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(12) INTRODUCCIÓN En las subestaciones eléctricas de transmisión desde sus inicios se hizo indispensable el desarrollo de métodos prácticos de diagnostico con el fin de detectar las posibles fallas en el aislamiento de los equipos primarios de las mismas. El reemplazo de un equipo de esta magnitud por una avería mayor destructora, se hacía (aun lo es) altamente costoso y en el caso particular de el transformador de fuerza se ponía en riesgo el suministro eléctrico de hasta una ciudad. Con el paso del tiempo, se lograron avances en los aislantes y el estudio de ellos demostró que antes de una falla general casi siempre existirían un grupo de antecedentes o fallas menores. En el presente existen muchas tecnologías y compañías fabricantes de equipos diferentes, dedicadas solamente al diagnostico, donde todas afirman que su método es el mejor. ¿Cómo elegir el mejor? ¿Debemos llevar a cabo todas las pruebas que existen? Primeramente se deben tener bien claras las pruebas de rutina y sus ciclos de realización, luego saber que hay diferentes fabricantes para una misma tecnología y se escogen según las posibilidades económicas. Normalmente se ejecuten las pruebas a una misma sustancia con diferentes técnicas y así aumentar la eficiencia del diagnostico. ¿Se realizan en nuestro país estas pruebas adecuadamente? Existe la necesidad de aumentar el número de equipos (con tecnología de punta) de prueba por cada subestación de transmisión ya que solo existe un grupo de diagnostico encargado de todo la isla y apenas alcanza para la inspección anual. El objetivo general del presente trabajo es explicar y ejemplificar las más importantes técnicas de diagnostico de fallas en el aislamiento de los equipos primarios de una subestación de transmisión. Para mayor compresión de este objetivo general se persigue realizar una breve relación así como el análisis de estos equipos específicamente en la sub. Santa Clara 220/110 KV, esto permite abrir las puertas a un estudio, ya más detallado, del no poco complejo aislamiento en estos elementos y dar a conocer sus fallas más comunes. Todo esto a modo de introducción para llegar al diagnostico.. 1.

(13) Dentro de las tareas de investigación realizadas se tiene: El estudio de los aislantes, desde su composición química hasta sus posibilidades de fallo. Caracterización, clasificación y ejemplificación de algunas de las más importantes técnicas de diagnostico. El análisis y operación de algunos instrumentos de diagnostico de fallas. Con esta investigación se pretende contribuir al conocimiento de las técnicas de diagnostico en equipos primarios de una manera didáctica para estudiantes de ingeniería eléctrica, teniendo en cuenta la escasez de bibliografía actual con respecto al tema y la importancia que representan las mismas para los ingenieros en una subestación. Para el desarrollo de la investigación se utilizaran diferentes métodos y técnicas que en unidad y diferencias particulares permiten el abordaje del problema. Estos métodos y técnicas favorecerán el cumplimiento de las siguientes tareas: Revisión de la bibliográfica técnico-especializada para la construcción del marco teórico de referencia general de la pesquisa y la delimitación y caracterización del diagnostico en equipos primarios. Elaboración de un informe que permita trasmitir y explicar cuáles son las técnicas de diagnostico del aislamiento en equipos primarios en función de los recursos disponibles para implementarlas.. Estructura del trabajo La investigación consta de dos partes: la primera de ellas constituye la Fundamentación Teórica de la investigación, lo que permite diseñar y justificar la segunda parte, que se corresponde con la Metodología de la Investigación. La primera parte se compone de dos capítulos:. 2.

(14) El primero de ellos está dedicado a la descripción de los elementos primarios que existen en una subestación de transmisión. El segundo capítulo se dedica a la caracterización rupturas y pruebas de diagnostico (con el elemento fuera de servicio) de los aislantes de estos equipos. La segunda y última parte consta de un capítulo, en el cual se presenta la metodología de la investigación y el diseño y validación del modelo. Consecutivamente, se describen las diferentes técnicas de diagnostico “on line” o en servicio que desde el punto de vista práctico son muy importantes. A partir de un análisis crítico de los resultados, se elaboran las conclusiones de la investigación desarrollada.. 3.

(15) CAPÍTULO 1 - EQUIPOS PRIMARIOS DE ALTA TENSIÓN En este capítulo se darán a conocer las funciones elementales de los equipos primarios en una subestación de alta tensión, a partir de una óptica generalizada dada la importancia que tiene el conocimiento de las mismas en el estudio del diagnostico del aislamiento. En este caso se hará mención en un segundo epígrafe de los equipos primarios utilizados específicamente en la S/E Santa Clara 220/110KV.. Función de cada equipo en una subestación Los elementos que constituyen una subestación se pueden clasificar en elementos principales (primarios) y elementos secundarios. Solo se estudiaran algunos de los primarios dada su importancia y su complejo aislamiento. Elementos primarios Transformador de fuerza. Interruptor de potencia. Restaurador. Cuchillas fusibles. Cuchillas desconectadoras y cuchillas de prueba. Pararrayos. Tableros duplex de control. Condensadores. Transformadores de instrumento (TC y TP). Transformador de Fuerza El transformador de fuerza es el elemento más importante de la S.E, que trabaja en base al principio de inducción electromagnética y transfiriendo energía eléctrica de un circuito a. 4.

(16) otro conservando la frecuencia constante, donde su función principal es elevar o disminuir el voltaje. Interruptores de Potencia Un interruptor es un dispositivo cuya función es interrumpir y restablecer la continuidad en un circuito eléctrico. Si la operación se efectúa sin carga (corriente), el interruptor recibe el nombre de desconectador o cuchilla desconectadora. Sin embargo la operación de apertura o de cierre la efectúa con carga (corriente nominal), o con corriente de corto circuito (en caso de alguna perturbación), el interruptor recibe el nombre de disyuntor o interruptor de potencia. Cuchillas La cuchilla es un elemento de conexión y desconexión de circuitos eléctricos, que sirve para desconectarlos físicamente. Por lo general se operan sin carga, pero con algunos aditamentos se puede operar con carga, hasta ciertos límites. Pararrayos El pararrayos es un dispositivo que nos permite proteger las instalaciones contra sobretensiones de tipo atmosférico. Opera cuando se presenta una sobretensión de determinada magnitud, descargando la corriente a tierra. Transformador de Corriente (TC) Se conoce como transformador de corriente a aquél cuya función principal es cambiar el valor de la corriente de uno más o menos elevado a otro con el cual se pueda alimentar a instrumentos de medición. Control o protección, como amperímetros, watímetros, instrumentos registradores, relevadores de sobrecorriente, etc. Transformador de Potencial (TP) Se denomina transformador de potencial a aquél cuya función principal es transformar los valores de voltaje sin tomar en cuenta la corriente. Estos transformadores sirven para alimentar instrumentos de medición, control o protección que requieran señal de voltaje.. 5.

(17) Relación de Equipos Primarios en la Subestación Santa Clara 220/110 kV De los equipos mencionados anteriormente se dispone en la S/E Santa Clara 220/110kV de dos transformadores de fuerza idénticos (1AT y 2AT). En este caso autotransformadores, de fabricación soviética, con datos de chapa: kVAn = 125 MVA. Valt n = 220 KV. f = 60 Hz. kVAalt = 125 MVA. Valt = 230 KV. Ialt = 313 A. kVAmed = 125 MVA. Vmed = 121 KV. Imed = 595 A. kVAbaja = 63000 KVA. Vbaja = 11.0 KV. Ibaja = 3300 A. Maza total = 197 t. # de taps = 15. Esquema y grupo de conexión: Yo auto/ Ä – 0 – 11 Patio de 220 K Ocho interruptores BBH – 220 CTY – 10 In en la apertura = 21 KA. Vn = 220 KV. In = 1300 A. Presión nominal de aire = 20 Kgf/cm^2. Un interruptor BBGT – 220 G. In = 1400 A. Veintitrés TC TQHA – 220 – 3T. In apertura = 26 KA. In 1rio = 400-800 A. In 2rio = 5 A. Un TC TQ3M 220511T1 (7370) Ocho TP HKQ – 220 – 65 – T1 Tres TP HKQ – 220 – 58 – T1 Cuatro juegos de pararrayos valvulares del tipo PBMA – 220T Los desconectivos o cuchillas son de dos tipos: de operación monofásica (barra #2) o trifásica (barra #1). Tipo PHA3 – 10 – 220T / 800 (tripolar) Tipo PHA 3.1 – 220 (monopolar) Mecanismo de operación RPH3 – 132T. 6.

(18) Patio de 110 KV Once interruptores tipo BBM – 132 - CT (132 KV 1500 A – 22 KV) Tres Interruptores tipo GL 312 / F1 (145 KV – 3150 A) Ambos casos trabajan con aire a 20 Kgf/cm^2 Cuarenta y dos TC del tipo (TQHY – 132 CT) y (TQ3M – 132 5T) Relación de transformación 5000 – 1000 / 5 con tres devanados secundarios. Once TP del tipo (HKQ – 110 – 57T1) y (HKQ – 110 – 83T1). Las cuchillas son del tipo (P0H3 – 1 – 110T / 1000) y (P0H3 – 2 – 110T / 1000) con mecanismos de operación de tres tipos: PR – T1, RP – 90 – R – T1, RPM – 220 MT. Existen cuatro juegos de pararrayos valvulares del tipo PBC - 110 Vn = 33.3KV por sección y cada uno consta de dos secciones.. 7.

(19) CAPÍTULO 2 - AISLAMIENTO DE EQUIPOS PRIMARIOS Como se plantea, los equipos primarios son los principales de la Subestación, dada la importancia de sus funciones y su contacto directo con las altas tensiones hacen que su aislamiento sea no poco complejo e importante tanto en régimen transitorio como estable. En este capítulo se presentaran; las características generales, defectos más comunes y pruebas de diagnostico del aislamiento de algunos de estos equipos, los cuales fueron escogidos por su complejo sistema aislante.. Características generales del aislamiento de cada equipo primario Todos los equipos primarios en general presentan como aislamiento externo la porcelana que es uno de los aislantes sólidos por excelencia. De los equipos abordados anteriormente se estudiarán en el presente los más complejos desde el punto de vista del aislamiento, como son: los transformadores de fuerza, interruptores y transformadores de medición. Característica del aislamiento en los transformadores de medición Resinas sintéticas Tipo Epoxi: Se utilizan para el aislamiento interno como externo, para el transformador de medición (TM) de servicio interior hasta media tensión. Tipo Ciclolifático o materiales como el butilo: Poseen mejores características ante arcos eléctricos superficiales y rayos ultravioleta, se emplean para media tensión de servicio exterior. La línea de fuga debe ser superior a la porcelana. Es posible combinar las ventajas de fabricación del aislamiento sólido con una elevada resistencia externa, mediante el diseño de combinación de resina epoxi con un cuerpo de porcelana para TM de media tensión. En este caso hay que garantizar la estanqueidad de la cámara entre ambos elementos para evitar la entrada de humedad, que como consecuencia se produzca un fallo. 8.

(20) Aislamiento externo Para alta tensión la porcelana, es el material normalmente empleado. Con aletas todas iguales o alternadas con líneas de fugas de 2cm/kV, para contaminación media y de 3.1cm/kV para contaminación fuerte. Aislamiento interno Para los autotransformadores (AT), está formado por el conjunto aislante papel-aceite situado entre los electrodos o pantallas de alta y baja tensión. En los TC este aislamiento se sitúa sobre el primario o sobre el secundario, sobre el primario son los de tipo horquilla y los de tipo argolla (cuba a tierra), sobre el secundario son los de diseño invertido (cuba activa). [4] Materiales usados Son utilizados: el papel kraff crepado; papel de condensador, colocado de forma solapada para evitar la formación de caminos fáciles para el arco eléctrico. Hay que evitar la formación de huecos, ya que durante la impregnación se forman burbujas de aceite o aire con una constante dieléctrica a la mitad del papel/aceite. Se produce un fuerte gradiente en una zona eléctricamente débil (descargas parciales). Impregnación de aceite La impregnación de aceite final en el proceso de elaboración de un transformador de medición es fundamental para lograr características dieléctricas elevadas del conjunto papel-aceite. El secado se produce con un vacío superior a 0.02 Torr, durante un período de 5 a 15 días, para lograr en las pruebas finales TM exentos de descargas parciales y con valores de tangente de delta de 0.5%. [4] Compensadores de aceite Siendo un elemento auxiliar en los TM, influye de manera decisiva en el comportamiento en servicio del sistema aislante. Diseño antiguo: Aceite en contacto con la atmósfera (saturación de gas y agua), emplear filtros de silical-gel. En la práctica la silical no se cambia periódicamente por lo que este 9.

(21) dispositivo no es efectivo en estos casos. Estos diseños generalmente son de grandes dimensiones de aislamiento y volumen de aceite. Es válido para ciertas tensiones. Diseño actual: Emplean compensadores de volumen de aceite de manera que éste no está en contacto con el aire, manteniendo elevadas las características dieléctricas del conjunto papel-aceite. [4] Nuevos aislantes Empleo del SF6. TC donde el aislamiento de papel y aceite y el aceite complementario es sustituido por SF6, resultando un conjunto muy simple. La presión de trabajo es de 3.5 a 4bar absolutos. Desventaja: no se puede realizar un control riguroso del gas, y cuando se producen fugas pueden causar fallas. Nuevas variantes de aislamiento externo Se han comenzado a utilizar tubos de fibra de vidrio y resina con aletas de silicona. Diseño menos frágil que la porcelana, pero de momento la experiencia que existe no es grande y es necesario garantizar la calidad de la zona de unión entre las aletas y el tubo. Características del aislamiento en interruptores El aislamiento en los interruptores de gran potencia puede variar en dependencia del interruptor, los mismos pueden ser de diferentes tipos como: sumergidos en aceite, de volumen reducido de aceite, SF6. Estos no son los únicos pero dada su explotación en la 220 KV de nuestro país solo se estudiaran los mismos en el presente. Sumergidos en aceite En el desarrollo de la técnica de interruptores los que emplean el aceite aislante como medio de extinción del arco y como elemento aislante fueron los que primero se emplearon, por contar el aceite con características químicas y dieléctricas que posibilitan esta operación. El método práctico consiste en enfriar el arco dentro de cámaras apropiadas, las cuales se encuentran solidarias a los contactos estacionarios, recordaremos los conceptos iniciales de extinción del arco, que nos decía que debíamos estirar el arco y fraccionarlo, 10.

(22) este proceso hay que repetirlo y producirlo dentro de las cámaras de extinción que van sumergidas en el aceite aislante. [5] De volumen reducido de aceite Estos son los llamados de pequeño volumen de aceite (PVA), y surgieron por la necesidad de reducir los costos del interruptor, en ellos solo tiene influencia el medio de extinción del arco, ya que el aislamiento con respecto a tierra de las partes del interruptor se consiguen con otros medios. Emplean una pequeña cantidad de aceite en el proceso de extinción del arco, esto es debido a que los dispositivos de extinción se encuentran muy perfeccionados en la actualidad. En SF6 La síntesis del hexafluoruro de azufre (SF6), por acción directa de flúor gaseoso sobre el azufre, se realizó por vez primera en 1900 en París por Moissan y Labeou. En la misa época Berthelo prueba la muy buena estabilidad química de este gas sometido a una chispa eléctrica, lo que prefiguraría las futuras aplicaciones en los aparatos eléctricos. El SF6 es un excelente fluido de corte por dos razones, que son: La alta energía de disociación del SF6 ocasiona el eficaz enfriamiento del arco. El hexafluoruro de azufre y los compuestos disociados, son fuertemente electronegativos, captan rápidamente los electrones libres, lo que permite el restablecimiento de tensiones muy estrictas. El hexafluoruro de azufre se ha impuesto en la actualidad como medio de extinción del arco y de aislamiento, se emplea en el campo de la media, alta y extra alta tensión. Destaca su elevada rigidez dieléctrica, que en igualdad de condiciones es tres veces superior al aire. Sus características térmicas y su reducida temperatura de ionización le confieren igualmente excelentes propiedades como medio de extinción de arcos eléctricos. En las condiciones normales de presión y temperatura 1.013 bar y 20 0 C es un gas incoloro cuya masa volumétrica es igual a 6.14 kg/m3, con una masa molecular de 146.07 g, la velocidad de propagación del sonido en SF6 es de 146 m/s a 1 bar de presión y 30 0 C de temperatura. [5] 11.

(23) Características del aislamiento en transformadores de fuerza En los transformadores de fuerza el aislamiento no varía con respecto a los de distribución y subtransmisión, los mismos están sumergidos en aceites dieléctricos y sus conductores internos cubiertos de papel aislante. Aceites dieléctricos Los aceites dieléctricos son fracciones de petróleo de baja volatilidad, dentro del margen de ebullición de los aceites, esencialmente libres de impurezas de naturaleza polar y en cuya composición están presentes, preferentemente, hidrocarburos ciclo parafínicos e isoparafínicos con 16 a 22 átomos de carbono en sus moléculas. Las impurezas de naturaleza polar más comúnmente presentes en los aceites es la humedad e hidrocarburos afectados con átomos de oxigeno y azufre. Papel aislante El papel Kraff es el constituyente básico del aislamiento sólido de los transformadores actúa como barrera dieléctrica y disipadora, además resiste las tensiones eléctricas generadas en los devanados y tiene una resistencia dieléctrica tan grande como la del aceite. Se espera que dure toda la vida del transformador (25 años como mínimo, a una temperatura de operación entre 65 y 95 ºC). Comparado con las partes metálicas, el aislamiento sólido y líquido está sujeto a un deterioro más rápido, bajo las condiciones de operación. Sin embargo, el aceite aislante puede ser regenerado y lograr una vida útil adicional, mientras las propiedades dieléctricas y mecánicas del papel Kraft no pueden ser recuperadas. [6]. Defectos comunes que aparecen en los equipos primarios Asumiendo que un aparato ha sido instalado correctamente, la temperatura, operación, fatiga, vibración y corrosión, todos operan para provocar la degradación gradual del valor de resistencia de un aparato eléctrico. Estas influencias se incrementan sobre un periodo de tiempo hasta que se alcanza un nivel en el cual el aparato no opera más en forma correcta. El factor de degradación crítica será determinado por la aplicación. 12.

(24) Defectos comunes en transformadores de medición (TM) Apertura del secundario de un T.C Si un secundario de un T.C se queda abierto, toda la corriente primaria pasará a ser corriente de excitación, produciendo tres efectos principales que son: Se elevará el voltaje en los terminales secundarios del transformador hasta valores que pueden afectar la integridad del personal y equipos asociados. Se producirá un calentamiento en el núcleo que puede dañar el aislamiento y producir una falla. La saturación del núcleo que se produce puede ser permanente, con lo que el T.C quedará inutilizado por los grandes errores que se producirían. Puede añadir tantos acápites como le sean necesarios. [4] Entrada de humedad La entrada de humedad se puede producir por falta de hermeticidad en el conjunto entre aislamiento externo y las boquillas. Descargas de líneas Cuando se produce la apertura de una línea en vacío, la tensión es máxima y si no se descarga puede producirse una sobretensión en el reenganche. Esta elevada corriente produce esfuerzos térmicos y dinámicos en el bobinado, llegando incluso a destruir el transformador si no está preparado para soportarlas. Transitorio de alta frecuencia Durante las maniobras de interruptores o seccionadores se producen oscilaciones de alta frecuencia (0.1 a 10 MHz) con tensiones hasta 3 veces la nominal. Este tipo de onda produce corrientes de corta duración en las pantallas de los TM de hasta 500 A, provocando a veces el fallo del transformador. Ferroresonancia Este fenómeno no se produce con mucha frecuencia, pero resulta muy peligroso ya que generalmente el T.P se destruye por calentamiento. La Ferroresonacia puede ser serie o 13.

(25) paralelo, pero esta última solo aparece en líneas con neutro aislado (no es propio en alta tensión). La ferroresonancia en serie además del conocido caso de los T.P capacitivos, puede encontrarse en los T.P conectados a una línea en tensión a través de los condensadores de un interruptor o a través de la capacitancia entre líneas cuando una está en tensión y la otra no. Fugas de aceite en T.C Se producen fugas de aceite por las membranas (mayormente por envejecimiento) en los TC con compensadores de aceite con membrana. Esta pérdida de aceite pudiera provocar una falla de fase a tierra por perdidas de nivel del mismo. Defectos comunes en interruptores Uniones bimetálicas La destrucción de superficies de contactos que se pueden presentar en una unión bimetálica, ha sido el motivo de muchas fallas en equipos eléctricos, la corrosión que se produce en estos casos, es la llamada corrosión por pares galvánicos. Descomposición del aceite por la formación de carbón Al ocurrir un corte de corriente en un interruptor en aceite, dependiendo de la magnitud de la corriente a cortar, se produce una descomposición del aceite por la formación de carbón, estas sustancias de carbono se depositan sobre los contactos deteriorándolos y se depositan en los fondos de los tanques acumulándose. Este proceso de carbonización contamina el aceite desde el punto de vista que disminuye su tensión de ruptura, y las partes aisladas las convierte en partes conductoras y pueden provocar fallos, esto es una gran desventaja de este tipo de interruptor. [5] Calentamiento de los contactos eléctricos Al circular un valor de corriente por el contacto, la máxima temperatura se produce en la superficie de contacto, a medida que se profundice adentro del cuerpo del contacto va disminuyendo rápidamente la temperatura. Si el contacto presenta una alta resistencia, por supuesto que la temperatura será elevada, estando en dependencia del nivel de corriente, si ésta es escasa el calentamiento no será muy notable, si se eleva el nivel de corriente por 14.

(26) supuesto que la temperatura aumentará en el contacto, estos aumentos de temperatura provocan un reblandecimiento del metal y puede llegar a ocurrir la fundición del metal y provocar una avería, éstas se denominan por falso contacto. Defectos comunes en transformadores de fuerza Contenido de agua en el aceite aislante Siempre alguna presencia de humedad tenemos en los transformadores, el aislamiento sólido (papel, electro cartón, maderas, etc.) tienen gran afinidad con el agua, el papel que contenga humedad su rigidez dieléctrica disminuye por la propiedad de ser muy sensitivo a la presencia de humedad, lo mismo sucede con el aceite aislante. El agua originada desde la atmósfera o producida por el deterioro de los materiales aislantes, puede estar presente en los transformadores, comparativamente bajo contenido de agua (agua en solución) no altera la apariencia del aceite, esta agua disuelta puede o no puede afectar las propiedades del aceite, la solubilidad del agua en el aceite de transformador se incrementa con la temperatura y el valor de neutralización. [6] El agua migra del aislamiento sólido al líquido en los transformadores con el cambio de carga y por lo tanto de temperatura, entonces en los transformadores el contenido de agua se distribuye entre el papel y el aceite, en esta relación predomina a favor del papel, pequeños cambios de temperatura modifica el contenido de agua en el aceite pero solo ligeramente en el papel. Envejecimiento La mayoría (edad promedio = 26 años) está rebasando su vida de diseño inicial y algunos ya la han sobrepasado lo que implica una expectativa de aumento de las fallas asociadas en los próximos años. Eventualmente, los transformadores viejos fallarán, incluso, a pesar de las medidas de seguridad y protección que se tomen en el lugar, algunos transformadores pueden fallar de forma súbita y violenta, resultando en ruptura del tanque y posterior fuego. Los costos asociados a estas fallas implican: tiempo f/s prolongado, afectación a instalaciones y equipos vecinos y riesgo potencial de pérdidas de vida.. 15.

(27) Cortocircuitos Entre los efectos del cortocircuito sobre los Devanados del Transformador tenemos: Deformación excesiva de las bobinas (ondas en los conductores) e inmediata falla eléctrica. Desplazamiento de las bobinas. Daños térmicos del aislamiento. El aumento de los esfuerzos mecánicos aparece debido a la interacción del flujo magnético de dispersión y la corriente fluyendo por los devanados. Gases disueltos en el aceite provocados por fallas El aceite y los materiales aislantes eléctricos sumergidos en él pueden descomponerse bajo la influencia de esfuerzos térmicos y eléctricos, lo cual genera productos de descomposición gaseosos, de composición variable, los que se disuelven el aceite. La naturaleza, cantidad y velocidad de generación de los gases componentes individuales pueden ser una indicación del tipo y grado de anormalidad que provocó la generación de estos. Normalmente las causas de fallas de gases son clasificadas en tres categorías: Corona o Descarga Parcial. Falla Térmica. Arcos. El método de los gases principales en detalles, con proporciones relativas de gases para los cuatro tipos generales de fallas. Es comúnmente aceptado que el gas de hidrógeno es producido por el efecto corona en aceite y en la celulosa. El metano y el etano son producidos por falla térmica del aceite a baja temperatura. El etileno lo producen las fallas térmicas de altas temperaturas al igual que el hidrógeno, el metano y el etano. El acetileno sólo es producido a muy altas temperaturas, provocadas por arcos eléctricos. Las bajas temperaturas de degradación térmica de la celulosa producen CO2 y las altas CO. Las descargas eléctricas de baja energía producen hidrógeno y metano, con cantidades pequeñas 16.

(28) de etano y etileno. El arco eléctrico produce gran cantidad de hidrógeno y acetileno, con menor cantidad de metano y etileno.. Revisiones y pruebas para diagnosticar el estado de aislamiento Para el diagnostico del estado del aislamiento existen innumerables pruebas con excelentes resultados en los equipos de gran potencia, en este caso se hará alusión a las pruebas que se realizan con los elementos fuera de servicio puesto que en el próximo capítulo solo se abordara en el estudio de las más importantes y más usadas en la actualidad técnicas de diagnostico “on line”. Pruebas de baja resistencia Se requieren las mediciones de baja resistencia para evitar daño a largo plazo a equipos existentes y para minimizar la energía desperdiciada como calor. Estas mediciones indican cualquier restricción en el flujo de corriente que pueda evitar que una máquina genere su potencia plena o provoque que circule un flujo de corriente insuficiente para activar aparatos de protección en el caso de una falla. La medición alertará al operador que se están produciendo cambios en las mediciones iniciales y/o subsecuentes. Estos cambios pueden ocurrir debido a un número de influencias incluyendo temperatura, corrosión química, vibración, pérdida de torque entre superficies en contacto, fatiga y manejo impropio. Estas pruebas se deben hacer en un ciclo regular de tiempo a fin de graficar cualquier cambio que esté ocurriendo. Los cambios estacionales pueden ser evidentes cuando se revisen datos de verano e invierno. [3] Prueba de Transformadores La prueba de la medición de la resistencia CD de los arrollamientos de transformadores se ejecuta en la fábrica y luego periódicamente en el campo. La prueba en la fábrica se ejecuta a temperatura ambiente. Se hace una segunda prueba a potencia nominal en la fábrica para verificar que, a esta potencia, la resistencia de los arrollamientos permanece dentro de sus características diseñadas de aumento de temperatura.. 17.

(29) Los grandes transformadores tienen “derivaciones”, taps, tanto en el arrollamiento primario como en el secundario. La condición de las derivaciones requiere verificación, puesto que las derivaciones del secundario se operan diariamente y están expuestas a desgaste y vibración excesivos según el sistema de potencia balancea la carga transportada en los diferentes circuitos. Las derivaciones en el lado primario son críticas para ajustes mayores en la distribución de potencia y se deben probar para asegurar que está disponible una conexión de baja resistencia para la nueva condición de potencia. Las derivaciones se pueden corroer cuando no están en uso y se pueden recalentar debido a la alta corriente (que puede resultar en un incendio). Prueba de Interruptores Cuando se planifique una prueba, el operador debe estar consciente de las normas IEC62271-100 y ANSI C37.09 para los requerimientos de corrientes de prueba. Cuando se prueben grandes interruptores de circuito en aceite, el mejor instrumento es uno que incremente en rampa la corriente, reteniéndola por un periodo de tiempo y luego disminuirla en rampa. Este método de prueba reduce la magnetización, que de otra manera se podría presentar por la conmutación súbita de conexión y desconexión de la corriente de prueba. Esto puede resultar en mediciones inexactas de los “TC” cuando el sistema retorna a operación normal de CA. Se debe tener cuidado cuando se hace una medición a través de un TC pues altas corrientes de CD pueden saturarlo, desensibilizándolo para fallas potenciales. Medición de la Zcc Se medirán las mismas combinaciones de Zcc que vienen en el pasaporte o están en chapa de datos. Zcc base (Zb) = Zcc medido durante el montaje, antes de la puesta en servicio inicial del transformador. Se diferencia al de cálculo en no más del 2% y diferencia entre fases para regímenes de medición iguales o < 2%. De no tener el valor de Zb comparar con el de fabrica. Si Zb es > un 2% del valor de cálculo, es necesario medir Zcc adicionalmente en los taps extremos. Si Zcc medida se desvía con respecto a la Zb un 3% o con la de fábrica un 5%, es necesario reparar el transformador. [2]. 18.

(30) Pruebas a transformadores de medición (TM) Muchas de las pruebas que se realizan a los TC y TP coinciden con los transformadores de fuerza y pueden ser de varios tipos: Calentamiento: Comprobar que con las condiciones de servicio especificadas no se alcanzan temperaturas que puedan deteriorar el aislamiento. Cortocircuito: Comprobar que se soportan los esfuerzos térmicos y dinámicos derivados con motivo de un cortocircuito en la línea a la que está conectado el transformador. Mecánicos: Se comprueba que soportan los esfuerzos mecánicos que aparecen en una línea, debido al peso de los cables, viento, seísmo, etc. Impulso tipo rayo: Comprobación que el aislamiento interno soportará las posibles sobretensiones producidas por los rayos. Impulso ante maniobra: Comprobar que el aislamiento interno soporta las posibles sobretensiones que pudieran aparecer como consecuencia de maniobras de interruptores y desconectivos. Ensayo bajo lluvia: Sirve para comprobar que el aislamiento externo soporta una tensión mucho mayor que la habitual de servicio incluso ante las condiciones más desfavorables. Tipo especial: Múltiplos impulsos rayos cortados en el frente. Sirve para comprobar el comportamiento del transformador ante los esfuerzos eléctricos transitorios (alta frecuencia) que puedan aparecer durante el servicio como consecuencia de apertura y cierre de seccionadores, se atiende sobre todo al diseño, colocación de las pantallas internas y conexiones por las que circulan las corrientes transitorias. [1] Verificación de marcado (polaridad): Se ejecuta para evitar posibles errores que derivan en un funcionamiento incorrecto.. 19.

(31) Estanqueidad: Comprobar que no exista fuga de aceite o gas que pudiera derivar en un futuro mal funcionamiento. Precisión: Se comprueba que el TM cumple con la clase de precisión (medida de protección) asignada. Es la característica fundamental. Ferroresonancia: Esta prueba se aplica específicamente a los TP capacitivos y su objetivo es comprobar que el dispositivo supresor de ferroresonancia actúa correctamente impidiendo que pueda mantenerse cuando esta está presente. Tangente Delta La medición de tangente de delta del transformador es una prueba muy importante y en algunos casos es definitoria del estado del aislamiento de un transformador de medición. Es imprescindible que los transformadores estén dotados de una toma aislada para la medición (tap de pruebas). Es una prueba de carácter comparativa con respecto a una de referencia. Las condiciones ambientales y de limpieza en el momento de la medición son fundamentales porque pueden modificar los resultados. Se usan el instrumento tradicional del Puente de Shering, existen otros más modernos como el puente Doble, el Delta 2000, el CB 100, el TCB 100, etc. Esta prueba tiene como inconveniente que al realizara hay que desconectar el equipo de la tensión y que en la práctica algunos TC y TP están instalados en lugares dificultoso para la realización de las pruebas. [1] Cuando se efectúan pruebas de Tangente Delta sobre un equipo, es fundamental trazar un esquema equivalente con todas las capacitancias que puedan intervenir en la medición, para esto es necesario considerar la disposición física de los devanados y además tener en cuenta factores externos tales como la inducción de líneas y aparatos bajo prueba, las capacitancias a tierra, el material entre terminales, el estado superficial del aislador, falsos contactos de los terminales de prueba, etc. Cuyos efectos pueden ser mayores al del propio dieléctrico.. 20.

(32) CAPÍTULO 3 - TÉCNICAS DE DIAGNÓSTICO “ON LINE” Introducción Teniendo en cuenta el estudio anterior de aislamiento y fallas más comunes en los equipos primarios, a continuación se darán a conocer algunas de las medidas o técnicas de diagnostico “On Line” más usadas en las subestaciones de transmisión, como son: Termografía infrarroja. Descargas parciales. Análisis químico de gases disueltos en los aceites aislantes. La globalización de los mercados internacionales ha abierto la puerta de nuevos mercados para las industrias nacionales. Esta situación ha generado oportunidades para la exportación de sus productos, pero también ha elevado la exigencia en su calidad y productividad. De aquí que cualquier falla que se presenta en el sistema de energía eléctrica afecta directamente su salud económica.. Termografía Infrarroja Se utiliza, mediante el empleo de cámaras de termovisión infrarroja, para localizar defectos por calentamiento, particularmente en piezas de contacto de seccionadores, bornas y grapas de conexión de los equipos, tomando como referencia la temperatura ambiente y la de otra fase sana. Se aplica mediante un barrido de todas las conexiones eléctricas en un parque y permite registrar la distribución de temperaturas en un equipo que se encuentre en las condiciones de régimen normal de servicio. La termografía es muy ventajosa con respecto a otras pruebas de diagnostico on-line, debido a que el operador no está en contacto directo con los equipos energizados, protegiendo de esta forma, las vidas de los trabajadores y agilizando el trabajo de inspección.. 21.

(33) Ejemplo de una inspección termográfica en la subestación Santa Clara 220 KV Primer equipo con problemas. Segundo equipo con problemas. 22.

(34) Tercer equipo con problemas. 23.

(35) Cuarto equipo con problemas. 24.

(36) Resumen de inspección Equipo. Temp.. Estado. Pág.. 45.1 ºC. Moderado. 2. Conector Superior. 40.1 ºC. Moderado. 3. Fase A. Conector Superior. 33.4 ºC. Incipiente. 4. Fase 1. Grampa Paralela. 63.5 ºC. Grave. 5. Sección. Defecto. Fase B Lado 220. Ponche del. kV. Conector. Trampa del 8390. Fase B. Trampa del 8390. 2AT. Torre 1 Línea del 8390. En nuestro país se llevan a cabo estas inspecciones por una brigada de diagnostico de la ECIE de Ciudad de La Habana. Como resultado de que es la única del país, solo se puede hacer una inspección al año por cada subestación de la 220 KV en toda la isla, por lo que es un aspecto a tener en cuenta en el mejoramiento del mismo. Es necesario la implantación de un buen plan de mantenimiento proactivo que contemple la termografía infrarroja y equipos de monitoreo continuo a los equipos eléctricos para obtener los beneficios tales como mayor confiabilidad de los equipos, mayor productividad, reducción de costos y máximo aprovechamiento de los recursos humanos. Debido a que se podrá analizar la causa raíz de las fallas y se mejorará la confiabilidad del equipo a través de acciones dirigidas a evitar las fallas inesperadas [9].. Descargas parciales Se define una descarga parcial como un tipo de descarga localizada, resultante de la ionización de un gas en un sistema de aislamiento, cuando el nivel de voltaje excede un valor crítico. De forma sencilla se puede decir que es una descarga eléctrica que no forma un puente completo entre dos electrodos; en otras palabras, un campo eléctrico aplicado a un dieléctrico desprende cargas portadoras de un electrodo, pero no ejerce la suficiente fuerza eléctrica para transportarlas al otro, por lo que no se presenta una perforación total del aislamiento. Las descargas se presentan en aquellos puntos del dieléctrico donde existen cavidades o impureza, que tienen una menor rigidez dieléctrica. [10] 25.

(37) Usualmente el fenómeno se presenta como una serie de pequeñas chispas localizadas que atacan los alrededores donde ocurren, causando deterioro del aislamiento por carbonización; pueden generar también canales conductores lo que produce nuevas descargas que involucran una mayor porción del aislamiento. Carácter nocivo de las descargas parciales (DPs) Los mecanismos de deterioro de las DPs actúan en forma diferente sobre cada tipo de material y la degradación que ocasionan es el resultado de un complejo conjunto de factores: Aumento de la temperatura del gas atrapado en la cavidad. Bombardeo iónico y electrónico de las paredes de la cavidad. Radiación ultra violeta, producida por la excitación y recombinación de átomos. Reacciones químicas que pueden deteriorar el aislamiento. La degradación del aislamiento se produce en tres fases: Inicialmente el proceso se limita a una erosión lenta de las paredes de las cavidades que las agrandan y que puede hacer que en un momento dado entren en contacto con otras cavidades, conduciendo al debilitamiento de la pared aislante. [10] Luego se generan puntos débiles dentro de la cavidad a partir de los cuales se propagan las DPs hacia el interior del dieléctrico, formando caminos conductores, este proceso se llama arborización. Finalmente, cuando el campo eléctrico en la extremidad de una de estas ramificaciones alcanza el valor intrínseco de ruptura del aislante, se presenta la perforación del material. Las DPs pueden ser clasificadas en cuatro tipos dependiendo de su forma y del sitio donde se presenten: Descargas internas (figura 3.1a) Ocurren en aislamientos líquidos y sólidos donde existen impurezas de baja rigidez dieléctrica, usualmente cavidades llenas de gas.. 26.

(38) Descargas superficiales (figura 3.1b): Se presentan en superficies sólidas y liquidas, cuando hay una alta concentración de campo eléctrico paralelo a la superficie. Descargas corona (figura 3.1c): Se presentan en los gases cerca de las puntas agudas donde la concentración de campo eléctrico es lo suficientemente alta para causar ruptura parcial del gas circundante. Descargas en forma de árbol (Figura 3.1d): Se caracterizan por la formación de un camino conductor dentro del aislamiento sólido, este canal resulta de la descomposición del material dieléctrico por la acción de las DPs.. Figura 3.1 Clasificación de las descargas parciales. Secuencia de las DPs Un aislamiento con una cavidad o impureza puede ser representado por el circuito mostrado en la figura 2, donde c1 representa la capacitancia total de la cavidad, c2 la capacitancia de las regiones sanas en serie con la cavidad y c3 la capacitancia del aislamiento libre de falla.. Figura 3.2 Circuito equivalente de un aislamiento con DPs. 27.

(39) Para realizar el análisis de la secuencia de las descargas que ocurren en una cavidad, se deben observar los efectos que se presentan en la tensión y la corriente del circuito, (figura 3.3). Figura 3.3 Efecto de las descargas parciales. Al aplicar un nivel de voltaje Va en los terminales del dieléctrico, aparece una tensión a través de la cavidad llamada Vc, cuando Vc alcanza el valor de ruptura U+, conocido como voltaje de iniciación, se presenta una descarga en su interior. En ese momento el voltaje en la cavidad desciende rápidamente al nivel V+, llamado voltaje de extinción (usualmente menor de 100 V) y se extingue la descarga, lo que se representa en el circuito por la descarga del gap s. El tiempo de caída de la tensión cuando ocurre la descarga es muy rápido, del orden 10-7 S, comparado con el ciclo de una onda de tensión senoidal de 60 Hz, por lo tanto después de que la descarga se extingue, el nivel de tensión sobre la cavidad empieza a incrementarse de nuevo y cuando alcanza el valor U+ una nueva descarga se presenta; el proceso se repite varias veces. El voltaje en la cavidad está determinado por la superposición del campo eléctrico principal y el campo de las cargas que quedan en la superficie de las paredes después de que ha ocurrido una anterior descarga. Físicamente las cargas eléctricas creadas se depositan en la superficie, cancelando el efecto de polarización proporcionado por el voltaje Va aplicado sobre la muestra, cuando Va empieza a descender en el primer semiciclo de la onda la carga de polarización se ve reducida, permitiendo que el voltaje se incremente en dirección opuesta lo que ocasiona descargas de una polaridad inversa a la del voltaje aplicado. Cuando la tensión Va cambia de polaridad y se alcanza el voltaje de iniciación de la cavidad negativo U - el proceso se repite en la polaridad opuesta. 28.

(40) Análisis de las DPs La actividad de DPs trae como consecuencia un intercambio de energía con el medio en el cual se presentan y se manifiesta de diversas formas como: impulsos de corriente eléctrica, pérdidas en el dieléctrico, radiaciones electromagnéticas, emisión de ruido, luz, calor, variaciones químicas del aislamiento, entre otras. [11] El objetivo principal del análisis de DPs es determinar por medio de una prueba no destructiva la expectativa de vida del aislamiento, para lo cual se requieren cuatro pasos fundamentales: Detección: Se basa en identificar la presencia de las DPs estableciendo una relación con los procesos de intercambio de energía que producen, los métodos utilizados para la detección se clasifican en: eléctricos y no eléctricos. Los métodos no eléctricos no brindan información detallada de la magnitud y son utilizados en la localización de las fallas y como complemento de la medición eléctrica, los más usados son: acústico, detección por transformaciones químicas, detección lumínica y detección electromagnética. Medición: Una vez detectada la presencia de DPs es necesario medir su magnitud con el propósito de determinar si representan peligro para el aislamiento. Localización: Las consecuencias nocivas de las DPs dependen de su localización dentro del equipo, es importante identificar el sitio donde se presentan, para realizar una correcta evaluación. Evaluación: Consiste en estimar la peligrosidad de las DPs para un equipo en particular. En la evaluación se debe realizar un reconocimiento del tipo de descargas que se presentan y del mecanismo de deterioro que ocasiona sobre el aislamiento, para definir finalmente si su nivel es permisible o no. Detección y medición eléctrica de las DPs Se recomienda la utilización del método eléctrico para la medición de las DPs por ser el más efectivo. La magnitud es evaluada midiendo la carga aparente, la cual coincide con el. 29.

(41) valor de la carga real implicada en el lugar de la descarga, cuyo valor no puede ser medido de forma directa. La magnitud de las DPs se expresa en unidades de pico Coulomb (pC). Las DPs ocasionan impulsos de corriente que se propagan como señales de alta frecuencia por los conductores de alimentación y son evacuados a tierra por la fuente o las capacitancias del aislamiento, los detectores eléctricos permiten identificar estas señales para posteriormente asociarlas al proceso de deterioro que ocasionan. En la figura 3.4 se muestra la configuración de un circuito básico de medición eléctrica, donde el objeto bajo prueba es conectado a la fuente de alta tensión a través de un filtro que bloquea el paso de las corrientes de alta frecuencia producidas por las DPs hacia la fuente, haciendo que circulen por el circuito conformado por el capacitor de acople Ck y la impedancia de medición Zm, donde las señales son recogidas y enviadas al sistema de medición. [11]. Figura 3.4 Circuito básico de un detector eléctrico de DPs DPs en transformadores El origen y evolución de las descargas parciales en los transformadores así como las técnica de detección y medición utilizadas se relacionan directamente con las características del aislamiento de la maquina. [10] Transformadores sumergidos en aceite El aislamiento de este tipo de transformadores está formado por un componente líquido (aceite mineral aislante), y uno sólido (papel a base de celulosa), debe cumplir las exigencias eléctricas y adicionalmente ciertas características mecánicas y de refrigeración. Existen diversas razones por la cuales se pueden presentar DPs en transformadores sumergidos en aceite, las más importantes debido a su gravedad y a la frecuencia de 30.

(42) ocurrencia son: envejecimiento del aceite, degradación del papel durante la operación, concentración excesiva de campo eléctrico en algunas zonas de la maquina, insuficiencias e imperfecciones en el proceso de secado e impregnación del aislamiento, presencia de impurezas. Las DPs pueden manifestarse de dos formas diferentes Descargas superficiales Se presentan en la frontera papel-aceite y crean árboles o pistas carbonizadas que se extienden paulatinamente y pueden llegar a ocupar un área considerable. En el proceso se genera una alta actividad eléctrica; como producto del sobrecalentamiento del papel se liberan gases al aceite, adicionalmente se presenta un sonido particular (craqueante) debido al desplazamiento de las descargas, lo que permite su detección con relativa facilidad, utilizando técnicas eléctricas, acústicas o químicas. Su proceso de evolución es lento y el daño producido en la superficie del papel no es muy peligroso, aun así pueden llevar a una falla a largo plazo si los caminos de la descarga fluyen hacia puntos débiles del aislamiento. [10] Descargas concentradas Son el producto de una excesiva concentración de campo eléctrico en una pequeña región del aislamiento, pueden originarse por: una impureza o imperfección en el papel, la presencia de una burbuja en una región de alta densidad de campo eléctrico, una terminación puntiaguda, etc. El tipo de erosión que producen penetra profundamente el papel, perforando paulatinamente cada una de las capas que conforman el aislamiento, hasta producir una falla. Transformadores secos Su aislamiento está constituido por dos elementos: barniz y papel aislante, el papel utilizado tiene características especiales y es conocido como NOMEX, se fabrica con base en fibras sintéticas, sus propiedades son similares a las del papel convencional, pero brinda ventajas en cuanto a que no presenta degradación térmica y no evoluciona en productos secundarios, como gases bajo operación a altas temperaturas, tiene buena estabilidad 31.

(43) dimensional durante el secado y en operación, excelentes propiedades dieléctricas en el aire independientemente del contenido de humedad, además de que no se degrada fácilmente ante las DPs. Las DPs en transformadores secos se originan principalmente por concentración de campo y por el depósito de humedad e impurezas sobre el papel, que generan descargas superficiales y debido a que el aislamiento se encuentra directamente expuesto a los factores climáticos, agentes como la temperatura, la humedad y la presión atmosférica, afectan la actividad haciendo que bajo algunas condiciones puedan incrementarse hasta niveles peligrosos. Otras pruebas realizadas por la ECIE Distribución de puntos de medición en transformadores de fuerza. Medición de la actividad de descargas parciales en transformadores de fuerza con el PDPA, censor RC y TMP La experiencia en la aplicación de la técnica de descargas parciales al diagnóstico de transformadores de fuerza ha demostrado que para obtener resultados confiables debe seguirse el procedimiento siguiente [8]: Paso 1 - Obtener con el PDPA las características N (Q) en los puntos de medición establecidos para el transformador. Paso 2 - Analizar las mediciones anteriores para determinar los puntos con defectos. Paso 3 - Obtener los oscilogramas de las señales presentes en estos puntos. 32.

(44) Paso 4 - Determinación del Tipo de Defecto y Emisión del Diagnóstico. Paso 1 Obtención de las Características N (Q) y los Oscilogramas Correspondientes a. los. Posibles Defectos. Paso 2 1-----Time3.0. 2.3. 1.5. 0.8. 0.0. 0. 500. 1000. 1500. 2000. 2500. Figura 3.5.Gráfica N (Q) Censor RC Fase B 220 kV. 33.

(45) 1-----Time2.0. 1.5. 1.0. 0.5. 0.0. 0. 500. 1000. 1500. 2000. 2500. Figura 3.6.Gráfica N (Q) Censor TMP Punto 14 Fase B 220 kV Paso 3 Oscilograma de la señal en el Punto 14 Fase B 220 kV. (fig. 3.7). Figura 3.7 Oscilograma de la señal de punto. Paso 4 Partiendo del análisis de las características N (Q) anteriores y el oscilograma se puede concluir que en el transformador se detecta un chisporroteo asociado a un falso contacto en la parte central de la bobina de esta fase con una magnitud de 2300 mV que permite clasificar al equipo como grave. 34.

(46) Medición de la actividad de descargas parciales en transformadores de fuerza con oscilógrafo y censores TMP Procedimiento de Ejecución: Paso 1 Calibración del Esquema de Medición. Los sensores de descargas parciales como todo equipo de medición son capaces de detectar un valor medio de la magnitud de las señales con un nivel de tolerancia, como consecuencia de que resulta prácticamente imposible producir dos elementos iguales. Por otra parte los cables, aunque tengan la misma longitud, pueden tener un valor medio de impedancia también con una desviación dentro de un margen de tolerancia. En el trabajo de diagnóstico con esta técnica se trata de detectar y localizar defectos que tienen asociadas señales de alta frecuencia (en el orden de los MHz) con magnitudes pequeñas (en el orden de los mV). Es por esta razón que resulta importante seleccionar tres conjuntos cablesensor que colocados en el mismo punto del transformador arrojen en el oscilógrafo tres señales con la misma forma de onda, magnitud y fase. Al lograr una configuración satisfactoria de los tres conjuntos cable sensor asociados a tres canales del oscilógrafo, la misma se mantendrá para todas las mediciones en el equipo bajo análisis. Si no se cumplen estos requerimientos, puede hacerse una mala localización de los defectos particularmente cuando tienen asociadas señales de baja magnitud (defectos incipientes y en desarrollo). 35.

(47) Resultados: El conjunto Cable-Censor conectado al canal 2 del oscilógrafo posee un error por defecto de 2 mV con respecto a los otros dos. Las señales de los tres canales están en fase, no existen desfasajes introducidos por impedancias diferentes en los cables de medición. De acuerdo con los resultados anteriores esta configuración puede emplearse en la prueba al trasformador teniendo en cuenta el error presente en el conjunto conectado al canal 2. Paso 2 Localización de defectos en el plano horizontal. 36.

(48) Procedimiento: Colocar los sensores por el lado de alto voltaje como se muestra en el esquema. Analizar en el oscilograma las señales obtenidas comparando su magnitud y tiempo de llegada al equipo de medición (desfasaje). Correr los sensores hasta obtener un oscilograma donde la señal del sensor central (canal 2) llegue primero y tenga la mayor magnitud. Al localizar la zona de mayor señal, coloque un sensor en profundidad (cara opuesta), para definir, en el oscilograma, por la. magnitud y tiempo de llegada. donde está la fuente de esta señal.. Caso 1 La señal del sensor colocado sobre la Fase C (Canal 3) llega primero y su magnitud es 2000 mV por encima de las restantes. Los sensores deben ubicarse corriendo un punto en el sentido de distribución de los puntos de medición.. Caso 2 La señal del sensor colocado sobre la Fase A (Canal 1) llega primero y su magnitud es 500 mV por encima de las restantes. Los sensores deben ubicarse corriendo un punto en sentido contrario a la distribución de los puntos de medición.. 37.

(49) La señal del sensor colocado sobre la Fase B (220kV) (Canal 2) llega primero y su magnitud es 4500 mV. Por su forma de onda, se trata de una señal asociada a un proceso de descarga en el aislamiento principal del equipo y por su magnitud se puede clasificar como grave.. La señal del censor colocado sobre la Fase B (110kV) (Canal 3) llega después y su magnitud es 2500 mV.. La señal del censor colocado sobre la Fase B (110kV) (Canal 3) llega después y su magnitud es 2500 mV.. 38.

(50) Paso 3 Localización de Defectos en el Plano Vertical. Procedimiento: Después de localizar la zona de mayor señal en el plano horizontal, proceda a colocar los censores en línea recta, de arriba hacia abajo cubriendo toda la altura del transformador como se muestra en el esquema anterior. Analizar en el Oscilograma las señales obtenidas comparando su magnitud y tiempo de llegada al equipo de medición (desfasaje). Al localizar el punto de mayor señal, de acuerdo con la magnitud y tiempo de llegada, grabe el oscilograma en la computadora portátil para confeccionar el reporte.. La señal del censor colocado en el centro de la Fase B (220kV) (Canal 2) llega primero y su magnitud es 4700 mV.. 39.

(51) Paso 4 Determinación del Tipo de Defecto y Emisión del Diagnóstico Por su forma de onda, se trata de una señal asociada a un proceso de descarga en el aislamiento principal del equipo y por su magnitud se puede clasificar como grave. En tal caso se recomienda sacar el equipo en vía libre para realizar pruebas eléctricas convencionales y análisis cromatográfico del aceite. Además hacer mediciones de descargas parciales a diferentes estadios de carga con periodicidad mensual para investigar el comportamiento. Se recomienda además crear las condiciones para parar el equipo y aplicar revisión especializada y reparación de los defectos.. Clasificación. Magnitud de la Señal. NORMA. 20.00 _____ 100.00 mV. NORMA CON DESVIACIONES. 100.00 _____ 300.00 mV. NORMA CON DESVIACIONES SIGNIFICATIVAS. 300.00 _____ 1000.00 mV. GRAVE. 1000.00 _____ 5000.00 mV. ANTE AVERIA. > 5000.00 mV. .. Análisis químico de los gases disueltos en los aceitas aislantes La cromatografía de gases disueltos es uno de los mejores métodos de diagnostico para detectar fallas incipientes en los transformadores, nos permite determinar las medidas que conviene adoptar antes de que el equipo falle y se emplea por medio de los analizadores de. 40.

(52) gases disueltos (AGD) a tiempo y en monitoreo en tiempo real. Existen otras pruebas de AGD con un equipo llamado Transport X de las cuales se hará referencia. Análisis químico de los gases disueltos en los aceites Por la descomposición de la celulosa aparecen dos gases fundamentales que son: Monóxido de carbono (CO) y Dióxido de carbono (CO 2). Por la degradación del aceite se forman los siguientes gases: Hidrogeno (H 2), Metano (CH 4), Etano (C2 H6), Etileno (C2 H4) y Acetileno (C2 H2). Por el contacto del aceite con el aire se producen: Oxigeno (O2) y Nitrógeno (N2) Los gases producidos en el aceite por causa de los arcos eléctricos están constituidos principalmente por Hidrogeno y Acetileno. Las descargas parciales no producen altas temperaturas, se conocen como descargas eléctricas débiles, da origen a la formación de: Hidrógeno, Metano, Monóxido y dióxido de carbono. No existe desprendimiento de Acetileno. Existen también las descargas de intensidad variables, predominando los siguientes gases: Acetileno, Hidrógeno, Monóxido y Dióxido de carbono. Siempre en relación con la cantidad de energía que acompaña a la descarga. La degradación por efectos térmicos se produce por puntos calientes dentro del transformador, o por sobrecalentamiento general del transformador, en este caso los tipos de hidrocarburos que se producen varían con la temperatura. Una pequeña descomposición que ocurra con la temperatura normal de trabajo, produce principalmente Hidrogeno y Metano. Sin embargo para temperaturas superiores. 41.

(53) causadas por puntos calientes o por sobrecalentamiento de los conductores, se producen los siguientes gases: Para temperaturas de 150 a 1000 K, Metano. Para temperaturas de 1000 K, Etileno. Para temperaturas > 1000 K, Etano. Para temperaturas > 3000 K, Acetileno. IEC-599-96. Plantea el análisis basada en tres ecuaciones binarias, que son: C2 H2/C2 H4 (Acetileno/Etileno). C H4/H2 (Metano/Hidrogeno). C2 H4/C2 H6 (Etileno/Etano). IEEE C.57.104.91. Esta norma plantea 4 condiciones básicas que dependen del total de gases combustibles disueltos en el aceite. Condición 1 = 720ppm, TGCD, valores por debajo de este nivel, se considera el transformador con operación satisfactoria. Condición 2 = 721 a 1920ppm, TGCD, en este rango se debe de observar que si algún gas sobrepasa el valor de norma, hay que realizar una investigación adicional. Condición 3 = 1921 a 4630ppm TGCD, este rango indica un alto nivel de descomposición, hay que repetir los análisis periódicamente y analizar la posible falla y tomar la medida correspondiente. Condición 4 = >4630 ppm TGCD, este rango indica un excesivo nivel de descomposición, de continuar en operación el transformador se provocaría la falla irremediablemente. La descomposición de la Celulosa se analiza según lo planteado en ambas normas por la relación entre CO 2 / CO. Cuando el resultado de esta relación es < 3 es que está ocurriendo una degradación de la celulosa y se recomienda realizar análisis de 42.

(54) compuestos furánicos y del grado de polimerización del papel. Cuando el resultado es > 7 nos indica una posible descomposición térmica del papel. El método de los componentes claves es un método gráfico analítico recomendado por la norma IEEE, se basa en el gas predominante en por ciento del total de gases combustible disuelto en el aceite. Se detectan 4 defectos posibles que son: Sobrecalentamiento del aceite, predomina Etileno. (fig. 3.7) Sobrecalentamiento de la celulosa, predomina Monóxido de Carbono. ( fig. 3.8 ) Efecto corona en el aceite, descargas de baja energía, gas predominante el Hidrogeno. (fig. 3.9) Arco en el aceite, se incrementa el Hidrogeno y existe la presencia de Acetileno como gas principal. (fig. 3.10) En este método de análisis se comparan los gráficos que se obtienen de un análisis determinado con los gráficos normados. Sobrecalentamiento del aceite 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%. 63%. 16% 0%. 2%. CO. H2. Series1. 19% 0%. CH4. C2H6. C2H4. C2H2. Figura 3.8. Sobrecalentamiento del aceite. Sobrecalentamiento de la celulosa 100%. 92%. 80% 60%. Serie1. 40% 20% 0% CO. 0%. 0%. 0%. 0%. 0%. H2. CH4. C2H6. C2H4. C2H2. Figura 3.9. Sobrecalentamiento de la celulosa.. 43.

(55) Corona en el aceite 100%. 85%. 80% 60% 40% 20% 0%. Serie1 13%. 0% CO. H2. CH4. 1%. 1%. 0%. C2H6. C2H4. C2H2. Figura 3.10. Corona en aceite. Arco en el aceite 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%. 60%. 30%. 0% CO. H2. 5%. 2%. 3%. CH4. C2H6. C2H4. Serie1. C2H2. Figura 3.11. Arco en aceite.. La norma IEC-599-96. Plantea un método gráfico denominado Triangulo de Duval. Este se compone de 3 porciento de gases, que son C2 H4 (Etileno), C H4 (Metano) y C2 H2 (Acetileno). Basado en la cantidad de estos porcientos se determinan 7 defectos, que pueden ser DP, DBE, DAE, FT <300g., FT de 300 a 700g y FT >700g. Se recomienda realizar análisis de gases disueltos en el aceite anualmente, cuando el transformador se encuentre en condiciones normales de operación o cada seis meses si se encuentra sobrecargado, cuando se hayan detectado deficiencias en su funcionamiento o que el aceite se encuentre cerca de los límites permisibles para continuar en servicio. Transport X El conocimiento exacto de la condición de los transformadores es esencial para todo sistema eléctrico, permitiendo maximizar los activos valiosos y evitar fallas costosas. El 44.

(56) Transport X es una nueva generación de AGD para las empresas eléctricas y da resultados de Análisis de Gases Disueltos precisos y confiables en sitio, sólo en cuestión de minutos. Representa una herramienta de incalculable valor como recurso para diagnóstico y aumentará la capacidad de cualquier programa de AGD, que es hoy una técnica establecida, normada y es reconocida como la prueba más importante en el monitoreo de transformadores de potencia. Ahora está siendo extendida a otros equipos en aceite como interruptores y cambia taps. [7] Ventajas del Transport X Preciso y sensible – Amplio rango de detección con excelente precisión para todos los gases más importantes. Analizador de humedad – Mide el contenido de agua en ppm. Simple y rápido – Operación muy fácil paso a paso. No necesita calibración extensiva, actualización o interpretación requerida. Uso en sitio en sólo minutos. No consumidor – No requiere gases de calibración o portador. Portátil y robusto – Pesa <10 kg estuche fuerte y fácil de transportar. Diagnóstico de AGD – Incluye algoritmos de diagnóstico de DGA Relaciones de Rogers, Triángulo de Duval y Gas principal de la IEEE. Muestra de gases – Posibilidad de probar muestras de gases tomadas del Relé Buchholz. Software p/ PC – Incluye software que permite almacenar, exportar y analizar tendencias y resultados. Principio de funcionamiento No es más Principio de la Espectroscopia Fotoacústica Infrarroja. El módulo PAS (PhotoAcoustic Spectrometer) aprovecha la capacidad de un gas de absorber luz infrarroja (IR), cada gas posee características de absorción únicas. La luz IR aumentará la temperatura del 45.

(57) gas y provocará un correspondiente aumento de presión (en un ambiente sellado). Cuando la luz IR es pulsada, aparecen ondas de presión las cuales son detectadas por micrófonos. La concentración de cada gas es directamente proporcional a su nivel de absorción. Mediante la selección de una longitud de onda específica y la medición de la señal acústica resultante, puede ser identificada la presencia y concentración de cada gas. Cromatografía de gases disueltos Esta prueba consiste en sacar una muestra de aceites mediante un procedimiento muy cuidadoso, posteriormente, en un cromatógrafo, se determina el contenido de gases disueltos en esa muestra de aceite, se analiza cualitativa y cuantitativamente la mezcla y se determina la falla en función a la presencia dominante de determinados gases, luego a través de los distintos métodos, se hace una interpretación de los resultados. Es una técnica que permite separar y analizar distintos tipos de gases disueltos en el aceite del transformador, por lo que es posible determinar fallas incipientes en él. Se hace tomando en consideración el método de prueba ASTM D-3612; en cuanto a la evaluación de resultados se realizan conforme a la norma NMX-J-308 (Gráfica Doernenburg, Método Rogers, Triangulo Duval y/o CSUS). [11] El análisis de Cromatografía de Gases Disueltos es aplicable al aceite aislante de transformadores, interruptores, etc. Así como otros líquidos dieléctricos tales como RTemp, Silicón, etc.. 46.