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ESCUELA DE INGENIERÍA
PROCEDIMIENTOS DE MANTENIMIENTO DEL EQUIPOELÉCTRICO DE LA CENTRAL EL AMBI
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DEINGENIERO ELÉCTRICO
MENCIÓN POTENCIA
LAUREANO GERMÁN PUGA CHAVEZ
DIRECTOR: 1NG. MILTON TOAPANTA
Quito, Diciembre de 2002
DECLARACIÓN
Yo Laureano Germán Puga Chávez, declaro bajo juramento que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún
grado o calificación profesional; y que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual
correspondiente a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo
establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la
normatividad institucional vigente.
Germán Puga Chávez
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Laureano Germán PugaChávez, bajo mi supervisión
•trwjAfl i Itea^Poap' ní a
DIRECTOR DEL PROYECTO
*••
AGRADECIMIENTO
Mi infinita gratitud a todos quienes de una u otra forma aportaron con suincondicional y valioso asesoramiento en la realización de este proyecto.
A mis distinguidos maestros quienes me formaron en valores, principios ycompartieron sus vastos conocimientos y experiencias; a mi Director de Tesis,Ing. Müton Toapanta, por su contingente en ta dirección y revisión dei proyecto. Ala Empresa Eléctrica Regional Norte "EMELNORTE S.A.", en sus dignosrepresentantes, señores ingenieros Garios Sotomayor, Diego Ortiz, NelsonSuárez, por la acogida y valioso aporte brindado para la culminación de lapresente investigación.
DEDICATORIA
Con todo cariño, para todos aquellos que me ofrecieron su apoyo, me supieronguiar y enseñar, con los que he aprendido y compartido y me han ayudado acuiminar otra etapa más en mi vida.
A mis padres y familiares que están siempre presentes, a mis hermanos Freddy yElizabeth que me han acompañado, soportado y entendido.
CONTENIDO
CAPITULO I
1. MANTENIMIENTO ELÉCTRICO EN GENERACIÓN
1.1. Introducción 1
1.2. Objetivos 2
1.3. Alcance 3
1.4. Generalidades de la Centra! Ambi 4
1.5. Diagrama Unifiiar de la Central 5
CAPITULO II
2. FILOSOFÍA Y DEFINICIONES BE MANTENIMIENTO
2.1. Generalidades 6
2.2. Definiciones de mantenimiento 6
2.3. Objetivos del mantenimiento 7
2.4. Mantenimiento y tipos de mantenimiento 7
2.4.1. Mantenimiento Correctivo • ' 8
2.4.2. Mantenimiento Preventivo " 8
2.4.3. Mantenimiento Rutinario 10
2.4.4. Mantenimiento Mayor 11
2.4.5. Mantenimiento Predictivo 12
2.4.6. Mantenimiento Energético 13
2.4.7. Servicio Técnico 13
2.5. Instrumentos y medios de preparación de los trabajos de mantenimiento 14
2.5.1. Documentación técnica de las máquinas 14
2.5.2. Inventario 16
2.5.3. Stocks 16
2.5.4. Medios humanos necesarios 17
2.6. Implementación del programa de mantenimiento 17
2.6.1. Actividad preliminar 18
2.6.2. De que depende 18
2.7. Mejoramiento del mantenimiento y de los procedimientos de reparación 19
2.8. Mantenimiento de aparatos eléctricos para aplicaciones generales 19
2.8.1. Requisitos generales para el mantenimiento 20
2.8.2. Mantenimiento Preventivo y pruebas . 21
2.8.3. Registros de Inspección 22
2.8.4. Comprensión del mantenimiento del equipo eléctrico 24
CAPITULO III
3. DESCRIPCIÓN Y MANTENIMIENTO ACTUAL DE LA CENTRAL
3.1. Introducción " 30
3.2. Descripción generales de la Central 30
3.3. Descripción técnica de los equipos electromecánicos de la Central 31
3.3.1 Turbinas 32
3.3.2 Cojinetes 32
3.3.3 Reguladores de velocidad 33
3.3.4 Válvulas de entrada 35
3.3.5 Generadores . 36
3.3.5.1. Características de los componentes del sistema de
generación 37
3.3.6 Tableros de control 40
3.3.6.1. Tableros de protección y medida de ios generadores 40
3.3.6.2. Tabieros de control de excitación y regulación de voltaje
de los generadores 41
3.3.6.3. Tablero de control del alimentador de salida de la central a
la subestación. 42
3.3.7 Transformadores de corriente y potencial para medida y protección
de la Centra! 42
3.3.7.1 Transformadores de corriente 43
3.3.7.2 Transformadores de potencial 44
3.4. Evaluación de las condiciones operativas de la Central 44
3.4.1 Estado actual y expectativa de vida úti! de los equipos
. electromecánicos 45
3.4.1.1 Vida útil 45
3.4.1.2 Factor del estado 46
3.4.1.3 Tiempo de uso de los equipos 46
3.4.1.4 Vida útil de los equipos 46
3.4.1.5 Estado actual de los generadores y componentes 50
3.4.2 Horas de operación de la Central 50
3.5. Trabajos a ejecutarse 52
CAPITULO IV
4. AISLAMIENTOS DE LAS MAQUINAS ELÉCTRICAS
4.1. Aspectos generales 53
4.2. Materiales aislantes 53
4.3. Características generales 54
4.4. Características dieléctricas 54
4.4.1. Resistencia eléctrica 55
4.4.2. Constante dieléctrica 55
4.4.3. Rigidez dieléctrica 56
4.5. Dieléctricos en serie ' 59
4.6. Solicitaciones en los aislamientos cilindricos 62
4.7. Resistividad de masa 64
4.8. Perdidas dieléctricas 65
4.9. Factores que afectan un material aislante . 70
4.10. Clasificación de los materiales aislantes - 71
4.11. Aislantes Gaseosos 75
4.11.1. El Aire 75
4.11.2. Hexafluoruro se azufre (Sf6) 75
4.12. Teoría general de la resistencia de aislamiento 77
4.12.1. Definición 77
4.12.2. Corriente de aislamiento 78
4.12.3. Absorción Dieléctrica 79
4.12.4. índices de absorción y polarización 80
4.13. Factores que afectan la prueba de resistencia de aislamiento 81
4.13.1. Efectos de la condición de la superficie del aislamiento 81
4.13.2. Efecto de la humedad 81
4.13.3. Efecto de temperatura 82
4.13.4. Potencial de prueba'aplicado 87
4.13.5. Efecto de la reducción de la aplicación de voltaje de prueba 88
4.13.6. Efecto de la carga residual 88
4.13.7. Efecto del envejecimiento y curado 88
4.13.8. Tratamientos especiales 88
4.14. Prueba de resistencia de aislamiento a maquinas rotatorias 89
4.14.1. Generalidades 89
4.14.2. Limitaciones 89
4.14.3. Preparación de la máquina para la prueba 90
4.14.4. Circuitos de prueba 90
4.14.5. Interpretación de lecturas para evaluación de los aislamientos 93
CAPITULO V
5. GENERALIDADES Y ASPECTOS DEL MANTENIMIENTO EN
TUEÍBOGENEEADORES
5.1. Aspectos generales 96
5.2. Por qué es necesario 97
5.3. Mantenimiento Preventivo - Predictivo Y disponibilidad 98
5.4. Programa de mantenimiento 100
5.5. Esfuerzos Y fatigas en el bobinado del estator 101
5.5.1. Esfuerzos elécíricosl 01
5.5.1.1. Descargas parciales internas 102
5.5.1.2. Descargas a la ranura 103
5.5.2. Esfuerzos mecánicos 104
5.5.3. Esfuerzos térmicos 104
5.5.4. Entorno ambienta! 105
5.6. Deterioro del rotor 105
5.7. Consideraciones y fenómenos que afectan a la vida residual del generador
105
5.7.1. Fabricación y montaje en Central 106
5.7.2. Funcionamiento cíclico 106
5.7.2.1. Entre aislamiento y cobre 106
5.7.2.2. Entre el cobre y el núcleo magnético 106
5.7.3. Descargas eléctricas 107
5.7.4. Sustancias contaminantes y partículas extrañas 108
5.7.5. Núcleo magnético 109
5.8. Mantenimiento Preventivo-ensayos y pruebas eléctricas en generadores
111
5.8.1. inspección visual 112
5.8.2. Ensayos y pruebas eléctricas 112
5.8.2.1. Pruebas de alto voltaje de. al aislamiento de generadores
113
5.8.2.2. Factor de potencia (ensayo de tangente de delta) 116
5.8.2.3. Descargas parciales 119
5.8.2.4. Resistencia de aislamiento 120
5.8.2.5. Resistencia óhmica 120
5.8.2.6. Descargas a ia ranura 121
5.8.2.7. Medición de fugas y efecto corona 121
5.8.2.8. Ensayos de ventilación 122
5.8.2.9. Ensayos de resonancia 122
5.8.2.10. Ensayo de transposiciones 123
5.8.2.11. Ensayos en el núcleo magnético 124
5.9. Pruebas para hallar e! rendimiento del generador 126
5.9.1. Determinación de las pérdidas del generador 127
5.9.1.1. Pérdidas por frotamiento y ventilación 127
5.9.1.2. Pérdidas óhmicas en e! hierro y pérdidas óhmicas en el
rotor 128
..9.1,3. Pérdidas adicionales 128
5.10. Pruebas para determinar fallas 129
CAPITULO VI
6. PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES Y
EQUIPO REQUERIDO
6.1. Consideraciones generales 132
6.2. Informe de pruebas eléctricas 133
6.3. Requisitos para la ejecución de pruebas 134
6.4. Alcance de las pruebas 135
6.4.1. Resistencia ohmica interna de bobinados 137
6.4.2. Resistencia de aislamiento e índice de polarización - 138
6.4.3. Factor de potencia (tan 5) y variación del factor de potencia 141
6.4.4. Prueba de alto voltaje de corriente continua 147
6.4.5. Descargas parciales 149
6.4.6. Descargas a la ranura 153
6.4.7. Prueba del Loop-Test 156
6.4.8. Prueba de comparación de onda (Surge Tester) 159
6.5. Análisis de resultados 160
6.6. Procedimientos de mantenimiento 162
6.7. Precauciones de seguridad 165
6.8. Equipos utilizados para la ejecución de las pruebas 166
6.9. Procedimiento de utilización del equipo 168
6.9.1 Descripción del Megger t 168
6.9.2 Equipo DLRO Digital Low Resistence Ohmmeters 173
6.9.3 Equipo de comparación de onda 176
CAPITULO VI
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
7.1. Conclusiones 182
7.2. Recomendaciones 189
BIBLIOGRAFÍA
ANEXOS
ANEXO No. 1
Ubicación de la central hidroeléctrica-Al Ambi
ANEXO No. 2
Diagrama unifiiar de EMELNORTE y la Central El Ambi
ANEXO No. 3
Inversión y actividades de mantenimiento de la central E! Ambi
ANEXO No. 4
Medición de temperatura'de generadores y motores sincrónicos a.c.
TABLA 1. Limite permisible de elevación de temperatura en generadores.
TABLA 2. Aitos-voltajes de prueba
TABLA 3. Sobrecarga momentánea para los motores
ANEXO No. 5
Prueba de Aislamiento Laminar en el Estator
ANEXO No. 6
Recomendaciones para la medición del Factor de Potencia y Tip-Up del
aislamiento del bobinado de! Estator
ANEXO No, 7
Modulo de Mantenimiento Preventivo
ANEXO No. 8
Esquema de la central E! Ambi
ANEXO No. 9
Fotografías de la Central E! Ambi
CAPITULO I
CAPITULO 1 MANTENIMIENTO ELÉCTRICO EN GENERACIÓN
CAPITULO I
MANTENIMIENTO ELÉCTRICO EN GENERACIÓN
1.1. INTRODUCCIÓN
Las presiones actuales en la industria hidroeléctrica exigen un
mantenimiento y un funcionamiento desde nuevas perspectivas. Los montos en
juego justifican que se haga todo esfuerzo racional posible para optimizar las
instalaciones existentes y aumentar su fiabilidad.
La elaboración y coordinación de programas de mantenimiento de
generación va adquiriendo mayor importancia dentro de la planificación y
operación de los sistemas eléctricos, ya que los costos de producción de energía
y la confiabilidad de operación están relacionadas con los criterios empleados en
la programación del mantenimiento
Las empresas eléctricas gastan anualmente elevados presupuestos en el
mantenimiento de generación, sin considerar costos adicionales que son muy
significativos, los cuales incluyen costos de reposición de energía requerida
cuando una unidad está fuera de servicio, pérdidas en venta de energía debido a
la indisponibilidad de unidades y la necesidad de instalar capacidad generadora
suficiente para permitir paradas o salidas programadas y forzadas de las
unidades.
El mantenimiento constituye además un esfuerzo contra las limitaciones del
equipo, recursos humanos y suministros de materiales, implicando de esta
manera un gran desafío administrativo y organizativo.
En sistemas eléctricos con bajo nivel de reserva es importante disminuir la
compra de energía a otros sistemas para mantenimiento de sus unidades y evitar
CAPITULO 1 MANTENIMIENTO ELÉCTRICO EN GENERACIÓN
salidas forzadas. Además conforme aumenta la demanda, se debe incrementar la
provisión de mantenimiento.
Por esta razón se requiere la elaboración y revisión de programas de
mantenimiento que aumenten significativamente la confiabilidad del sistema,
disminuyan la necesidad de capacidad a ser instalada para reserva, un mejor
control del trabajo de mantenimiento y un mejor aprovechamiento de la capacidad
instalada disponible de generación.
A continuación se plantean los siguientes objetivos con el fin de asegurar al
máximo la disponibilidad del equipo eléctrico de generación en un mercado libre
de competencia y garantizar en todo momento la demanda de la producción.
1.2. OBJETIVOS
El presente proyecto tiene como objetivo general la elaboración de un
programa óptimo de mantenimiento eléctrico de unidades generadoras, en
específico de la Central Hidroeléctrica Ambi.
La Central Ambi, requiere un mantenimiento adecuado para obtener un
mayor rendimiento y así aumentar su vida de servicio. Se establecen por tal razón
los siguientes objetivos específicos:
• Evaluar las condiciones de operación actuales de la Central Ambi
• Describir el proceso de mantenimiento, metodología utilizada y condiciones de
operación de los equipos.
• Determinar parámetros técnicos del equipo requeridos para realizar un
mantenimiento adecuado.
« Sistematizar los resultados de las pruebas eléctricas realizadas en el
mantenimiento.
CAPITULO I MANTENIMIENTO ELÉCTRICO EN GENERACIÓN
• Enfocar la programación y administración del mantenimiento, detallando los
tipos de mantenimiento que se deben realizar, e! control de todos los factores
que intervienen y las actividades que se realizan en el mantenimiento.
• Establecer un proceso de mantenimiento eléctrico adecuado, que permita
mejorar la eficiencia y optimizar la operación la Central El Ambi.
• Establecer el procedimiento de utilización de equipos.
• Especificaciones técnicas de requerimiento del equipo.
1.3. ALCANCE
• A partir de los conocimientos de la base teórica de los sistemas eléctricos, se
busca mejorar las condiciones operativas de los equipos tomando en cuenta
aspectos técnicos que el estudio requiere,
• Mediante pruebas eléctricas y la determinación de parámetros técnicos, se
podrá determinar el estado y correcto funcionamiento de los distintos
elementos.
• Mediante una correcta operación y mantenimiento adecuado de los equipos
eléctricos se podrá mejorar e! rendimiento y aumentar la vida útil de los
mismos.
• Se realizarán pruebas eléctricas utilizando equipo de pruebas y de medición
adecuado, y se comparará con normas técnicas internacionales, para así
establecer parámetros técnicos y el control de factores que intervienen en las
actividades del mantenimiento.
• Indicar las medidas de Seguridad Industrial que se deben tomar en trabajos de
sistemas eléctricos.
• Describir el equipo y materiales utilizados.
• Disminuir el tiempo de inactividad de las centrales por daños imprevistos.
• Automatizar ciertas actividades de operación.
• Uso de recursos humanos, técnicos, hídricos, así como la disponibilidad de
operación.
CAPITULO I MANTENIMIENTO ELÉCTRICO EN GENERACIÓN
1.4. GENERALIDADES DE LA CENTRAL AMBI
En el Ecuador se han instalado varias centrales desde inicios del siglo
anterior, muchas de las cuales se encuentran funcionando en la actualidad, entre
ellas se encuentra la Central Hidroeléctrica "El Ambi", una de las más importantes
con la que cuenta la Empresa Eléctrica Regional Norte, EMELNORTE S.A., la que
tiene como función generar, transmitir y distribuir energía eléctrica en la zona
norte del país.
La Centra! Hidroeléctrica El Ambi esta ubicada en la provincia de Imbabura
a 8Km. de la ciudad de Ibarra, a la que presta servicio. Dicha Central inició su
funcionamiento en el año 1968 y cuenta con dos grupos de generación de 4 MW
de Potencia c/u, a un voltaje nominal de 4160 voltios; con un rendimiento del 95%
en las horas pico de demanda de energía.
La Central capta el caudal del rió Ambi para la generación de energía, pero
este es variable en todo el año, lo que hace que la central no tenga una
generación regular. En épocas donde existe suficiente caudal en las horas pico
entre las 17 y 21 horas genera a su capacidad nominal de 8 MW y el resto de
tiempo, dependiendo de la disponibilidad de agua y del período estacional de la
zona, la central opera únicamente con una unidad, con una carga aproximada de
2000 a 3000 KW. En épocas de duro estiaje, la central solo trabaja en período de
máxima demanda.
Junto a la casa de máquinas de la central se encuentra la subestación el
Ambi, que eleva el voltaje de 4160 voltios a 34500 voltios, para transportar la
energía eléctrica a través de una línea trifásica de 34.5 KV, hacia la subestación
Alpachaca, que alimenta a la ciudad de Ibarra. El Ambi aporta con el 50% de la
demanda de la ciudad; por tal motivo es permanentemente controlada y
supervisada por el Departamento de Generación y Subtransmisión de
EMELNORTE S.A.
4
La energía eléctrica de la central Ambi es cotizada por el Sistema Nacional
Interconectado SNI a costo marginal, y toda operación o actividad de las central
debe ser comunicada con anterioridad a! Centro Nacional de Control de Energía,
(CENACE) para su autorización. Este organismo es el encargado dei manejo
técnico y económico de la energía en bloque, garantizando en todo momento una
operación adecuada, incluyen la coordinación de los mantenimientos de las
instalaciones de generación y transmisión.
1.5. DIAGRAMA UNIFILAR DE LA CENTRAL
tS/E TRANSELECTRIC-IBARRA S.N.I
S/E ALP ACHACA i»
34.5 kV ^
^ \n --M, ^ ^1/0 AWG
CENTRAL --s«AMBl /
34.5 kV J
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"VAJrv^
A
4.16kV
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4.1S kV
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S/E DIESEL ~>
SIMBOLOGIA
f ) — GENERADORVT"^_Q_ INTERRUPTOR AUTOMÁTICO
^HZD- INTERRUPTOR TIPO RETIRABLE
^T SUICHE DE PUESTA A TIERRA
__^_ SECCIONADOR DE LINEA
_) C — TRANSFORMADOR
CAPITULO II
FILOSOFÍA Y DEFINICIONESDE MANTENIMIENTO
CAPITULO II FILOSOFÍA Y DEFINICIONES DE MANTENIMIENTO
CAPITULO II
FILOSOFÍA Y DEFINICIONES DE MANTENIMIENTO
2.1. GENERALIDADES
Uno de los parámetros umversalmente aceptados para medir la eficiencia
de una organización de Mantenimiento es el número de averías o paradas de las
máquinas. Dicha eficiencia será elevada, si la organización es buena y los medios
puestos a su disposición son suficientes.
Una buena administración de mantenimiento comprende las actividades de
Planificación, Organización, Dirección, Coordinación, Ejecución y control de las
diferentes actividades, para optimizar sus resultados, y garantizar un servicio,
confiable, oportuno, eficiente y seguro, mediante;
La implementación de Normas, Procedimientos y Formularios
El control y la estadística de las actividades realizadas y los recursos
empleados
2.2. DEFINICIONES DE MANTENIMIENTO
Se puede definir al Mantenimiento como un conjunto de técnicas y
sistemas que permiten prever y prevenir las averías, ejecutar revisiones
programadas, dando a la vez normas de buen funcionamiento a los usuarios y
operadores de las máquinas, y contribuyendo al beneficio de la empresa. En
definitiva busca lo que más conviene de las máquinas, tratando de alcanzar su
vida útil de forma rentable.
- • f £. . - . . • ...T ....-»v f -'r''.' . '
CAPITULO II FILOSOFÍA Y DEFINICIONES DE MANTENIMIENTO
2.3. OBJETIVOS DEL MANTENIMIENTO
El mantenimiento es ante todo y sobre todo un Servicio, donde sus
políticas, objetivos y manera de actuar deben ajustarse a las políticas objetivos y
estructuras de la empresa, y deben desarrollarse y evolucionar con la misma.
Por consiguiente, la evolución de la empresa da lugar a la evolución del
servicio de Mantenimiento. Esta evolución o dinamismo deben seguir y marchar
acorde con unas directrices definidas. Por eso el mantenimiento está sujeto a las
políticas y objetivos grandes de la empresa por una parte, y por otra a sus propias
políticas y objetivos particulares.
El objetivo del Mantenimiento es mantener los equipos e instalaciones
operativas, en buen estado, de tal manera que se eviten las averías, paros y
reparaciones de emergencia, o por lo menos sean mínimas.
2.4. MANTENIMIENTO Y TIPOS DE MANTENIMIENTO
El mantenimiento es el conjunto de tareas para mantener y recuperar la
capacidad de trabajo de los equipos, mediante el cambio o reparación de
elementos o conjuntos desgastados o averiados, y la regulación y puesta a punto
del equipo reparado.
Entre los diferentes tipos de mantenimientos se tienen los siguientes:
• Mantenimiento Correctivo
• Mantenimiento Preventivo
• Mantenimiento Rutinario
• Mantenimiento Mayor
• Mantenimiento Predictivo
• Mantenimiento Energético
CAPITULO II FILOSOFÍA Y DEFINICIONES DE MANTENIMIENTO
Servicio Técnico
2.4.1. MANTENIMIENTO CORRECTIVO
Llamado también mantenimiento Curativo o de Fallo, se realiza luego de la
presencia de fallas o negativas a funcionar de los equipos, que en la mayoría de
los casos se presenta en forma imprevista, interrumpiendo el ritmo de producción
y provocando pérdidas materiales significativas.
2.4.2. MANTENIMIENTO PREVENTIVO
Se define al Mantenimiento Preventivo como el método que permite
efectuar las revisiones y reparaciones con las frecuencias necesarias para que las
máquinas, equipos e instalaciones, trabajen en forma eficiente y económica,
eliminando o reduciendo las averías o fallos. Examinando esta definición, se
encuentra que su éxito depende de las "revisiones y reparaciones" con las
"frecuencias necesarias".
Un programa de mantenimiento preventivo eficaz conserva el equipo en
buenas condiciones, con el consecuente ahorro de dinero en muchas formas.
Previene el desgaste progresivo y posibles fallas averías o negativas de los
equipos. Este tipo de mantenimiento debe ser concebido como un sistema
interrelacionado con diferentes áreas (bodegas, etc). Requiere de una
organización para cumplir grandes grupos de funciones como planificación,
programación, ejecución, control y estadísticas. De esta manera se garantiza un
sen/icio confiable, seguro y económico.
Un sistema de órdenes de trabajo potente, fácil de emplear permitirá usar
el personal de una forma más eficaz. Esto reduce horas extras y tiempo perdido.
CAPITULO II FILOSOFÍA Y DEFINICIONES DE MANTENIMIENTO
del mantenimiento y el mantenimiento rutinario. En el límite de este período (punto
2) se debe inten/enir el equipo con el fin de evitar que disminuya rápidamente la
confiabilidad, es decir realizar el mantenimiento mayor del equipo.
Las funciones de control de inventario y administración de compra ayudará
a reducir los niveles de inventario, reducir pérdidas urgentes, y conseguir mejores
precios de parte de sus vendedores.
- Reducción de reparaciones.
- Vida útil más larga para el equipo.
- Mejores rendimientos.
- " RédCfccfóTfti'etiempo -de-paro.
- Mejor utilización del personal.
Mejores precios de vendedores.
- Menor pedidos urgentes.
Reducción en el inventario.
2.4.3. MANTENIMIENTO RUTINARIO
Es aquel que se lo realiza entre los mantenimientos mayores, en un orden
planificado, antes del aparecimiento de la falla, cuando el equipo todavía puede
'tr'ab'á]ar"por úrTíiempo "dentro del-cteío-de •m-s-ñterrirrúsRto.
Se lo ejecuta dentro del proceso de explotación, mediante limpieza,
chequeo, cambio de piezas de desgaste rápido y en algunos casos con la
afinación o puesta apunto; mantiene el equipo en condiciones óptimas,
conservando su capacidad de trabajo durante el ciclo del mantenimiento.
Este mantenimiento requiere que se pare la máquina y se desconecte de la
red para su cumplimiento. En la mayoría de partes componentes del equipo el
trabajo se lo. realiza sin el desmontaje completo de los conjuntos básicos del
mismo.
10
CAPITULO II FILOSOFÍA Y DEFINICIONES DE MANTENIMIENTO
2.4.4. MANTENIMIENTO MAYOR
Es el más completo y compiejo de su volumen, se lo realiza con el fin de
restablecer las condiciones y capacidad de trabajo del equipo, se efectúa un
desmontaje completo, la reparación o cambio de piezas de los conjuntos básicos
que se los encontró con defectos o desgastes.
Se realiza la regulación, el afinamiento o puesta a punto de un plan
completo de pruebas, de acuerdo a las instrucciones de explotación hasta
recuperar todas las características y parámetros nominales, garantizando la
capacidad de trabajo del equipo hasta el próximo mantenimiento mayor.
El mantenimiento mayor requiere poner fuera de servicio el equipo y
desconectarlo de la red, incluye la realización de todos los trabajos del
mantenimiento rutinario más trabajos complementarios.
El listado final completo de los trabajos que se tienen que realizar en los
mantenimientos mayores de los equipos primario, se lo obtiene en base a los
reportes de falla, elaborado en el último ciclo del mantenimiento rutinario
NOTA:
Los mantenimientos que deben realizar los grupos de ejecución del
mantenimiento a equipos de la unidad operativa, pero que no están en el plan de
mantenimiento preventivo, y aunque no hayan fallado se considera necesaria la
intervención, deberán ser evitados en lo posible y se los incluirá en el plan anual
con un asterisco.
11
CAPITULO II FILOSOFÍA Y DEFINICIONES DE MANTENIMIEMTO
2.4.5. MANTENIMIENTO PREDICTIVO
Persigue informar permanentemente del estado y operatividad de las
instalaciones (monitores), emitiendo predicciones sobre la posible duración de sus
componentes, mediante el conocimiento de los valores de determinadas variables
representativas, es una evolución del Mantenimiento Preventivo, es de Revisión
total a intervalos no programados.
Cualquier variación o desviación de las variables características de una
máquina o de sus componentes, obliga a actuar inmediatamente para evitar
efectos de mayores proporciones, derivados de la operación en condiciones fuera
dejas de diseño.
El método fundamental consiste en:
a) Encontrar la magnitud que mejor defina la seguridad con que se está actuando
y operando.
b) Asignar el o los valores correctos que deben mantener dichas magnitudes.
c) Dotar de los equipos de comprobación y medida de las magnitudes, para
poder predecir el fallo.
d) Organizar el sen/icio para que se pueda detectar las desviaciones entre los
valores reales y los deseables de la magnitud controlada. .
Las técnicas más utilizadas de Mantenimiento Predictivo son las siguientes:
Análisis de vibraciones. Consumo de vida.
Análisis de lubricantes. Ensayos eléctricos.
Termometría y termografía. Ensayos No Destructivos Mecánicos
Otras Técnicas:
Fibra Óptica
Fotografía digital.
12
CAPITULO II FILOSOFÍA Y DEFINICIONES DE MANTENIMIENTO
2.4.6. MANTENIMIENTO ENERGÉTICO
Se ha visto la forma de acometer un plan energético para lograr ahorros,
que a veces pueden resultar sustanciales, pero otras veces pequeños, pero la
política de cualquier empresa debe basarse en que también numerosas
contribuciones suman un total interesante. Conjuntamente se debe tomar en
cuenta las normas y regulaciones sobre contaminación y preservación del medio
ambiente.
En el campo de la electricidad se han establecido una serie de criterios que
ayudan ha reducir el consumo energético se refiere fundamentalmente a :
La energía debe ser transportada a una tensión lo más alta posible para
disminuir las perdidas.
- Es preferible distribuir la energía en trifásico.
- Es importante mejorar e! factor de potencia de la instalación alimentada.
Los conductores deben ser de una sección técnica y económica de acuerdo a
los requerimientos.
- Una caída de tensión en un línea provoca calentamiento y pérdidas por el
efecto Joule, así como también una reducción del nivel de iluminación.
2.4.7. SERVICIO TÉCNICO
Es una de las actividades más importantes del plan de conservación de las
instalaciones, que se lleva a cabo para conservar la capacidad de trabajos del
equipo durante la explotación. Prevé el cuidado de los equipos, la realización de
inspecciones, la vigilancia sistemática de su estado; el control de regímenes de
trabajo, la observación de las normas de explotación, instrucciones de fabricante
e instrucciones locales de explotación, incluye regulación limpieza y lubricación,
eliminación de pequeñas fallas que no requieren desconexión de los equipos.
13
CAPITULO II FILOSOFÍA Y DEFINICIONES DE MANTENIMIENTO
El servicio técnico se lo realiza con el personal de operación y/o con
personal de mantenimiento y debe ser planificado, previsto en documentos con
orden y periodicidad (inspecciones, pruebas, limpieza, etc.).
Las revisiones o inspecciones se efectúan sobre la propia máquina sin
desmontare! elemento, por ejemplo:
- Estado de desgaste de una pieza visible.
- Pérdidas en el sistema hidráulico.
Golpe, ruidos, etc.
- Datos relativos a producción y rendimiento.
Datos de presión, temperatura, etc.
Estos datos son recolectados y mediante su análisis se podrá determinar
cuando hay que desmontar y mandar al taller determinado equipo o elemento.
Este procedimiento debe asegurar la marcha de la máquina, su Habilidad,
degradación y fallo inminente, en definitiva el "ESTADO DE SALUD DE LA
MÁQUINA"
2.5. INSTRUMENTOS Y MEDIOS DE PREPARACIÓN DE LOS
TRABAJOS DE MANTENIMIENTO
Los instrumentos o medios de la preparación de los trabajos de
Mantenimiento son;
2.5.1. DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DE LAS MÁQUINAS
- Planos
Catálogos de origen.
- Instrucciones del fabricante.
14
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Se debe recoger tanta información técnica de las máquinas como sea
posible, la que servirá de base para establecer su propia documentación y ser
más fácil de manejar.
Para hacer un buen Mantenimiento se debe disponer de los siguientes
datos del fabricante o constructor:
a) FICHA CONSTRUCTIVA
- Constructor: Nombre, dirección.
- Tipo, N° de Serie, Modelo.
- Fecha'de fabricación.
b) INSTALACIÓN
Información para transporte, manutención y montaje (píanos).
Pesos
- Precauciones
- Capacidad máxima (velocidad, carga, producción, etc.)
c) COMPRAS
- Condiciones de reparación.
-- Condiciones de garantía
- Especificaciones técnicas.
d) PLANOS
- De conjunto
- De detalle.
-_ Cadena cinemática.
Esquemas (eléctricos, electrónicos, de regulación, etc.)
e) NORMAS
De seguridad.
- De lubricación.
15
CAPITULO II HLOSOFIA Y DEFINICIONES DE MANTENIMIENTO
- De tolerancia.
- De limpieza.
- De mantenimiento.
- De arranque y parada.
f) PIEZAS DE RECAMBIO
- Referencia
- Cantidades.
- Indicaciones particulares de reemplazos.
2.5.2. INVENTARIO
Se debe saber con que equipo se cuenta. Este inventario debe ser
debidamente codificado, para que el código utilizado identifique plenamente los
ítem en todos sus aspectos y características, así como en su localización.
Es aconsejable para la identificación de ios equipos, subdividirlos en
grupos, y a cada uno en subconjuntos, por ejemplo, sistema hidráulico, fuerza
motriz, transmisión, sistema de carga, sistema de transporte, etc.
Complementariamente se debe disponer de la información correspondiente
a los servicios de agua, aire , energía, etc.
2.5.3. STOCKS
La Gestión de stocks de repuestos es una técnica muy importante, que
interreiaciona aspectos como Compras, Inventarios y Almacenamiento.
Los materiales y piezas que forman los repuestos y conjuntos de las
máquinas, pueden ser elementos que se encuentren en el mercado o piezas
específicas propias y concretas de cada máquina , las cuales se fabrican en la
16
C A P l i U L O I l FILOSOFÍA / D E F I N I C I O N E S OE MANTENIMIENTO
empresa del constructor, y no se encuentran en los distribuidores de material en
general.
Se tienen también elementos estándar fabricados bajo especificaciones y
normas no de uso específico. Existen elementos de seguridad los que garantizan
el funcionamiento de una instalación, y que prácticamente casi nunca se usan.
También se tienen equipos dobles instalados, o en by-pass y que
sustituyen ai principal cuando este se avería sin interferir el proceso, o con una
mínima paralización.
2.5.4. MEDIOS HUMANOS NECESARIOS
Las actividades de mantenimiento cubren un vasto y variado campo de
tareas las cuales incluyen una amplia variedad de oficios y tares multioficios.
El Servicio de Preparación del Mantenimiento debe estimar los recursos
humanos para cada trabajo, aquí se requiere una profunda experiencia. Esta
asignación no debe ser estática más bien de carácter dinámico y variable, que
tienda al aumento de la productividad.
2.6. IMPLEMENTACION DEL PROGRAMA DE
MANTENIMIENTO
Para implementar este mantenimiento y sacar provecho, se requiere de las
siguientes condiciones:
1'. Disponer de los debidos instrumentos de medida y comprobación,
2. Tener un equipo de inspectores bien capacitados y entrenados.
3. Contar con una adecuada organización y soporte técnico de manuales, planos,
normas, etc.
17
CAPITULO II
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: ^?:%!f >i ^^ -^^^^/- ^-^':;"i'." • - V-.'-' ^X^^^ff^iLOS'QFJft^qEFlNlcfci^ES OE'MANTENlMlENTÓ;
4. Que la máquina y sus componentes sean asequibles fácilmente a las
inspecciones.
2.6.1. ACTIVIDAD PRELIMINAR
Para establecer un Programa de Mantenimiento es necesario determinar;
- Que hay que inspeccionar
- Como hay que inspeccionar, (instrucciones)
- Cuando hay que inspeccionar, (frecuencia)
2.6.2. DE QUE DEPENDE
- Tipo de equipo
- Seguridad de funcionamiento
- Que si [a inspección interrumpe o no el servicio.
Severidad de [a actividad.
Condiciones del ambiente, etc.
Es importante considerar los siguientes aspectos;
Instrucciones del fabricante
- Antigüedad de la máquina
- Disponibilidad de repuestos
Disponibilidad de mano de obra.
- Sistema de trabajo: un turno dos turnos, etc.
Plan de actividades
- Responsabilidades adquiridas.
- Del conocimiento y la experiencia del funcionamiento de la máquina
CAPÍTULO II FILOSOFÍA Y DEFINICIONES DE MANTENIMIENTO
2.7. MEJORAMIENTO DEL MANTENIMIENTO Y DE LOS
PROCEDIMIENTOS DE REPARACIÓN
Se deben llevar a cabo numerosos estudios para mejorar la tecnología del
equipo, de los componentes, la resistencia en servicio de las piezas y los
procedimientos de reparación. Al mismo tiempo, se deben realizar gestiones ante
los constructores y los proveedores.
La diversidad de los materiales y la variedad de los tipos de deterioro no
permiten tratar de esto en detalle. Sin embargo se requiere realizar los siguientes
estudios.
1 Mejoramiento de la concepción del aislamiento de los circuitos eléctricos del
alternador, de los componentes de esquemas eléctricos, hidráulicos.
2 Mejoramiento de la concepción de las turbinas y de los elementos conexos
para una mejor resistencia de las piezas con el tiempo.
3 Mejoramiento de la resistencia de las piezas en servicio con miras a disminuir
la frecuencia de su reparación y/o su renovación, y espaciar también los
controles gracias a la elaboración de materiales o técnicas mejor adaptadas.
4" Detecciones de incidentes o anomalías en el campo del desgaste antes de
que sean perjudiciales para el conjunto de la máquina. Medida simplificada de
la evolución del rendimiento de las máquinas. Detección de vibración para
poner en evidencia los fenómenos de desgaste, cavitación, mal ajuste de ejes
etc.
2.8. MANTENIMIENTO DE APARATOS ELÉCTRICOS PARA
APLICACIONES GENERALES
19
CAPITULO II FILOSOFÍA Y DEFINICIONES DE MANTENIMIENTO
2.8.1. REQUISITOS GENERALES PARA EL MANTENIMIENTO.
El primer requisito para un programa en mantenimiento satisfactorio para
toda clase de equipos eléctricos es disponer de aparatos de buena calidad,
instalados correctamente. No hay quien pueda desarrollar una buena labor de
mantenimiento si tiene ante sí una conjunto de equipos inadecuados para el
trabajo a desarrollar, o que han sido instalados en desorden, sin tomar en cuenta
las necesidades futuras de mantenimiento.
El segundo requisito es contar con el persona] de mantenimiento necesario,
que debe tener los conocimientos y entrenamiento precisos y contar con el equipo
de trabajo que se requiere. El personal responsable del mantenimiento del equipo
debe tener conocimientos amplísimos sobre el funcionamiento y operación de los
equipos en cuestión, a la vez que debe ser capaz de practicar inspecciones
minuciosas y ejecutar reparaciones de menor importancia.
Con el creciente empleo de aparatos cada vez mas complicados y con
complejos componentes de control, al operario de mantenimiento no se le puede
exigir que por si solo sea capaz de reparar por completo y renovar cada una de
las piezas de los elementos que forman el equipo eléctrico. Esto es más bien un
trabajo para el especialista dedicado exclusivamente a la reparación de
determinados equipos en particular. Con frecuencia se hace preciso emplear
herramienta e instrumentos para violentar una reparación, restableciendo las
conexiones y ajustes de fábrica de modo satisfactorio.
La tercera condición es el establecimiento de paros programados para
mantenimiento preventivo, así como una comprobación periódica de todos los
aparatos eléctricos. Este es un aspecto comprensible relacionado con los
problemas de mantenimiento y está siendo adoptado por muchas plantas, en vista
de la importancia que se ha dado en la confiabilidad de los equipos, ya que
muchas plantas no pueden tolerar una falla en sus aparatos eléctricos que dé
lugar a un paro, lo que produce en aquellas fábricas cuya producción exige un
20
CAPITULO II FILOSOFÍA Y DEFINICIONES DE MANTENIMIENTO
proceso continuo de operación, tal es e! caso del equipo en la central de
generación que requiere garantizar el abastecimiento de energía eléctrica.
2.8.2. MANTENIMIENTO PREVENTIVO Y PRUEBAS.
El término "mantenimiento preventivo" ha llegado a significar, con
generalidad, un sistema rutinario de inspección de equipos. Estas inspecciones,
de acuerdo con el tipo y aplicación que ha de darse a la maquinaria, precisan
también de pruebas de servicio de los dispositivos, o de sistemas completos de
aparatos. Aplicando más concretamente e! término, significa la conservación
sistemática y planeada del buen estado de! equipo, para reducir al mínimo o
evitar los futuros problemas de operación y falla, ejecutando por adelantado las
reparaciones de menor importancia necesarias para la prevención de dificultades
de funcionamiento de mayores proporciones.
Concretándose al mantenimiento del equipo eléctrico, operaciones tan
simples como son apretar un tornillo o una conexión pueden evitar la formación de
un cortocircuito serio o alguna falla de índole mecánica. Se harán estimaciones
sobre el estado general de los diversos aparatos, conservando los registros
correspondientes con el propósito de poder guardar y comparar estas anotaciones
con los resultados de futuras inspecciones.
En realidad estos registros son complementos de las inspecciones y están
diseñados para tornar el sitio que corresponde a la memoria del encargado del
mantenimiento. Estos registros tienen que ser concisos y cortos, pero completos
en lo que respecta al estado de los aparatos. Los registros son desatendidos por
lo general en fábricas pequeñas en las que un solo operario de mantenimiento
cuida del sen/icio de la mayoría o de todo e! equipo eléctrico, Pero en donde se
cuenta ya con cierto número de operarios de mantenimiento, estos registros son
de vita! importancia para el funcionamiento de las inspecciones rutinarias.
21
CAPITULO II FILOSOFÍA Y DEFINICIONES DE MANTENIMIENTO
2.8.3. REGISTROS DE INSPECCIÓN
Existen varios sistemas para e! registro de mantenimiento, pero todo lo que en
realidad se requiere de un sistema de registro es que sea funcionalmente sencillo,
que se pueda manejar con un mínimo de esfuerzo por parte de! inspector del
mantenimiento y que se le pueda tener a mano en todo momento con referencia
instantánea. El sistema que se selecciona deberá tener cinco registros básicos de
referencia, que pueden ser o no llevados en tarjetas por separado y que son:
1. El registro de equipo. En éste se anota la información básica sobre el equipo
mismo, por ejemplo, identidad de fabricante, estilo serie, tamaño, localización
etc. Con frecuencia se incorporan aquí datos de control de inventario para
partes de repuesto.
2. Un registro de los costos de reparaciones. Se trata de un control progresivo de
los costos de reparaciones y que por su íntima relación entre sí incluye
también a los costos del mantenimiento de los diversos dispositivos y
aparatos. Representa un registro calificativo esencial para evitar dificultades
futuras con los diferentes equipos, si éstos son de mala calidad o si han sido
aplicados fuera de lugar (o en forma inconveniente).
3. Una lista de observaciones de las inspecciones. Esta lista contiene la
información necesaria y oportuna sobre los puntos que deben ser observados
. en ios aparatos designados, estableciendo la fechas y horarios durante los que
se deben practicar estas inspecciones.
4. El registro de la programación del mantenimiento. Esta partida se diferencia de
la lista indicada en el Núm. 3, en la que se trata de las obligaciones diarias de
los inspectores de mantenimiento, así como del equipo que tiene que ser
revisado.
5. Datos de inspecciones y control de pruebas de las labores de mantenimiento.
Como podrá comprenderse fácilmente, éstos son documentos necesarios de
22
CAPITULO II FILOSOFÍA Y DEFINICIONES DE MANTENIMIENTO
En otras circunstancias, no se inspecciona en su totalidad y se le mantiene
en servicio hasta el momento que se presenta la falla, debido a que el costo de
las inspecciones y del mantenimiento de tal naturaleza sobrepasaría el costo del
reemplazo. Esto sucede en genera! al tratarse de equipo normalmente
inaccesible, dispositivos poco costosos de los que se puede prescindir en un
momento dado. En tales casos, el departamento de mantenimiento se hace
responsable de tener disponible piezas adecuadas de repuesto para esta clase de
dispositivos.
2.8.4. COMPRENSIÓN DEL MANTENIMIENTO DEL EQUIPO ELÉCTRICO
Debido a la gran diversidad de los aparatos eléctricos, muchos operarios
de mantenimiento tienen el concepto erróneo de que los aparatos eléctricos son
algo completamente distintos a la maquinaria de producción y que, por lo tanto,
pueden funcionar dentro de casi cualquier condición de trabajo.
Es un elogio para los fabricantes de equipo eléctrico que este concepto
prevalezca, pero la realidad demuestra exactamente lo contrario. El equipo
eléctrico puede ser dañado con más facilidad a consecuencia de las condiciones
de operación que cualquier otra clase de maquinaria.
El agua, el polvo, el calor, el frío, la humedad, la falta de' ésta, los
ambientes corrosivos, los residuos de productos químicos, los vapores, las
vibraciones e innumerables condiciones más de otra índole pueden afectar el
funcionamiento y la duración de los aparatos eléctricos. Estos peligros inherentes
al servicio, unidos a la negligencias y descuido en la conservación del equipo, dan
por resultado la innecesaria falla prematura y, en algunos casos, la completa
destrucción. Se puede evitar reparaciones costosas observando las
recomendaciones de los fabricantes para el mantenimiento y para la operación.
En la mayoría-de los casos, las instrucciones incluirán estas reglas de
importancia capital que deben observarse:
24
CAPITULO II FILOSOFÍA Y DEFINICIONES DE MANTENIMIENTO
Manténgase limpio.
Manténgase seco.
Manténgase hermético y libre de fricciones,
Ya sea que el equipo esté formado básicamente por motores, arrancadores
e interruptores, o que incluya otros aditamentos y aparatos eléctricos más
completos, las recomendaciones que anteceden siguen siendo esenciales. Para
cada tipo de clasificación de equipo eléctrico habrá que agregar otros requisitos a
las condiciones expuestas; pero al no observar estas reglas fundamentales se
podrán esperar dificultades de operación que normalmente se harán sentir bien
pronto.
Manténgase limpio. La suciedad es una de las causas principales de la
aparición de fallas en los sistemas eléctricos. Ya sea que la suciedad consista en
una acumulación diaria de partículas que son por lo general se encuentran en
suspensión en e! ambiente, de pelusas, residuos de productos químicos,
partículas metálicas procedentes de la operación de maquinaria adyacente, o
también de aceites, nieblas o vapores, provocarán la contaminación del equipo
eléctrico causando fallas.
La suciedad en partes móviles del equipo eléctrico puede dar origen de la
descomposición del aislamiento que repercutirá en pérdidas de velocidad,
formación de arcos y finalmente la destrucción por quemadura. Si la suciedad se
deposita en las bobinas en cantidades apreciables, puede reducir las distancias
de los intersticios, obstruyendo el flujo normal del aire con el consiguiente
aumento de las temperaturas de operación.
Si se combina con aceites o con humedad, la suciedad se puede convertir
•en conductor, creando peligros de saltos en aquellas partes desnudas que suelen
estar aisladas, ai formarse un puente conductor en estos materiales de
contaminación. En casi todas las circunstancias en que se forme la suciedad,
25
CAPITULO II FILOSOFÍA Y DEFINICIONES DE MANTENIMIENTO
afectará a la resistencia y debido al aumento de ésta se elevarán las temperaturas
de trabajo en perjuicio de la duración de los aparatos correspondientes.
Queda desde luego entendido que ciertas condiciones de servicio están
sujetas a una fuerte contaminación. En tales condiciones de operación debe
presentársele especia! atención ai diseño de los aparatos eléctricos. Las bobinas
serán de tipo hermético encapsuiado.
Por lo genera! se emplean aparatos totalmente encerrados en cajas
herméticos de autoenfriamiento, o en su defecto se les dota de aire filtrado, lo que
requiere el cambio frecuente de los filtros. Estas precauciones prolongarán la vida
de los aparatos y los dispositivos trabajarán satisfactoriamente dentro de las más
severas condiciones de operación. Pero cualquier programa de mantenimiento
debe incluir la sistemática y total limpieza de aparatos y motores.
Manténgase seco. Los aparatos eléctricos en general trabajan mejor en
un ambiente seco, por muchas razones. Una de ellas es que la humedad puede
causar la oxidación del cobre, aluminio, hierro o de las piezas de aleaciones
metálicas. Una acumulación de costras de oxidación, sobre todo cuando ha sido
caudado por vapores cáusticos a ácidos, puede destruir a estos metales,
afectando la resistencia de conexión y contactos eléctricos. Las costras gruesas
de óxido tienen que ser quitadas, mientras que aquellas partes que se encuentran
muy corroídas tendrán que reponerse.
Los altos grados de humedad en el ambiente causan la libre acumulación
de humedad en el equipo, lo que puede conducir a la formación de cortocircuitos
con la falla inmediata consiguiente.
Otra razón por la que es conveniente controlar la humedad, si es posible,
es que ésta fomente las adherencias de polvo en las partes de máquinas
eléctricas lo que también conduce a la aparición de averías. En dondequiera que
las condiciones presten alguna duda, el camino más seguro será el empleo de
26
CAPITULO II FILOSOFÍA Y DEFINICIONES DE MANTENIMIENTO
equipo eléctrico capaz de trabajar satisfactoriamente en ambientes húmedos en
extremo, lo que en ocasiones exigirá cajas o carcasas centradas y herméticas en
donde las circunstancias lo justifiquen.
Manténgase hermético. La mayoría del equipo eléctrico trabaja con
movimiento de alta velocidad y éste es, con mayor razón, el en contactores y en
otros tipos de dispositivos de control.
En la alta velocidad se da la tendencia a causar desgaste en las piezas
móviles y como consecuencia de este desgaste aparecerá cierto desequilibrio.
Cuando éste es apreciable, conduce a la aparición de vibraciones en el equipo,
causando el aflojamiento de ías partes vitales de conexión. El desequilibrio es
muchas veces incrementado por el efecto de vibraciones externas que provienen
de maquinaria que no tiene conexión alguna con el equipo; por tal motivo debe
mantenerse una vigilancia constante para localizar a tiempo el desgaste o el
desajuste de las partes o conexiones de los aparatos.
En el servicio rutinario de equipo eléctrico se incluye una revisión constante
de! ajuste de piezas metálicas y otras partes sujetas por tornillos, como una
simple medida de precaución. Para apretar un 'tornillo o una conexión en un
arrancador, sólo se requiere un momento y puede evitar horas enteras de
búsqueda para localizar un desperfecto, máximo si la falla es de carácter
intermitente.
En el equipo rotatorio, sobre todo en los motores, la vibración no sólo
puede dar origen a desperfectos mecánicos, sino que si se le deja alcanzar
intensidades excesivas; puede crear peligros muy serios u causar daños en las
chumaceras, el aflojamiento de las bobinas y un deterioro general. Otros aspectos
eléctricos dotados de chumaceras, son también vulnerables en este aspecto.
CAPITULO III
DESCRIPCIÓN YMANTENIMIENTO ACTUAL DE
LA CENTRAL
CAPÍTULO III ' DESCRIPCIÓN DE LA CENTRAL AMBI
CAPITULO III
DESCRIPCIÓN Y MANTENIMIENTO ACTUAL DE LA CENTRAL
3.1. INTRODUCCIÓN
Se ha realizado ía evaluación de la central; con la finalidad de mejorar o
incrementar la generación hidroeléctrica, ejecutando un estudio general del
estado de esta central, con su evaluación respectiva que permita tener un
conocimiento global de los problemas detectados ylsus posibles soluciones.
3.2. DESCRIPCIÓN GENERALES DE LA CENTRAL
La central hidroeléctrica "El Ambi" tiene una capacidad de generación
nominal de 8000 kW, distribuido en 2 grupos de 4000 kW c/u, hecho que ocurre
en las horas pico.
La central capta las aguas del río Ambi que llena el reservorio y tanque de
presión y que luego es descargados a través de la tubería de presión con un
caudal de 3.m3/seg. Estas llegan a las dos turbinas tipo TURGO de 4000 kW c/u
de capacidad, que se encuentran alojadas en el interior de la casa de máquinas.
El reservorio deberá acumular la suficiente cantidad de agua para poder suplir el
caudal en las horas pico, en las que funciona las dos máquinas a toda su
capacidad (Q = 5.98 m3/seg.). ;
Las turbinas tienen una potencia nominal de 11356 CV y funcionan con un
caudal de 3.0 m3/seg. y una altura de caída de 168 m. La tensión de salida de los
generadores es de 4160 Voltios y para efectos de transmisión se eleva la tensión
a 34500 Voltios en la subestación que tiene dos transformadores de potencia de
5000 KVA de capacidad cada uno.
30
CAPITULO 1 DESCRIPCIÓN DE LA CENTRAL AMBI
3.3.1 TURBINAS
Las 2 turbinas son de características similares, y son la combinación de ia
turbina Pélton y Francis de eje horizontal, tiene el sistema de inyección de agua
de la turbina tipo Pélton y el rodete es el de una turbina Francis con diámetros
más grandes, de forma que se tiene una turbina tipo híbrida, combinación de las
dos mencionadas.
CARACTERÍSTICAS: TURBINAS
Especificaciones
Marca;
Procedencia:
Serie:
Tipo;
Velocidad:
Caída:
Caudal
Potencia :
Año fabricación:
Año instalación:
Unidad No.1
GILKES KENDALL
Inglaterra
6085
TURGO
600 RPM
168 m
3.4 m3/s
5678 CV
1965
1967
Umdad No. 2
GILKES KENDALL
Inglaterra
6086
TURGO
600 RPM
168 m
3.4 m3/s
5678 CV
1965
1967
3.3.2 COHETES
Se cuenta con tres cojinetes en cada conjunto hidrogenerador que son:
Cojinete principal de la turbina
- Cojinete del generador lado turbina
Cojinete del generador lado excitatriz
32
CAPITULO III DESCRIPCIÓN DE LA CENTRAL AMB!
Son de tipo pedestal de accionamiento radial y cuentan con visores
externos para el control del aceite y de termómetros de escala O a 100 °C, con
contactos eléctricos para accionar alarmas sonoras cuando se sobrepase la
temperatura admisible del lubricante.
Los cojinetes y sus componentes se lubrican con aceite durante su
funcionamiento y disponen de un sistema de enfriamiento unificado para los tres
cojinetes de cada conjunto turbina - generador. Cada circuito de enfriamiento
tiene un medidor de presión de (O a 20) Ib./pulg., y dos termómetros de escala O -
100 °C, que se ubican en la entrada y salida del serpentín de enfriamiento.
El acoplamiento entre eje del generador y la turbina es del tipo rígido,
mientras que el acoplamiento entre generador excitatriz es de tipo flexible.
La información de estado de la velocidad de la turbina que se transmite
hacia el regulador de velocidades lo realiza mediante el uso de una banda plana
que se desliza sobre un sector del eje de la turbina y conecta a una polea externa
del regulador de velocidad ubicada en el eje del motor del péndulo del mismo.
3.3.3 REGULADORES DE VELOCIDAD
Cada turbina dispone de un regulador de velocidad del tipo hidromecánico,
que comanda y controla la apertura y cierre del inyector de la turbina, que le
permiten manejar el flujo de agua que se requiere para soportar el torque
mecánico que le impone la carga del generador eléctrico y mantener la velocidad
nominal de la turbina en cualquier instancia. También controla la operación del
deflector del chorro del inyector el mismo que se abre.completamente y deja
pasar el chorro de agua a los alabes durante la puesta en marcha y operación
normal de la turbina y se cierra durante el periodo de parada.
Cada regulador de velocidad dispone de dos partes principales que son; el
mecanismo de motor del péndulo y la bomba de aceite, el motor de péndulo
33
CAPITULO ' DESCRIPCIÓN DE LA CENTRAL AMBI
controla la velocidad de la turbina, la información del estado de la velocidad la
recibe por intermedio de una banda plana que se conecta entre el eje de la turbina
y una polea montada en el extremo del eje del motor del péndulo; la bomba de
aceite funciona mediante la transmisión del movimiento de tres bandas en V y
alimenta de aceite a presión al circuito hidráulico y otros componentes del
regulador de velocidad.
El inyector de la turbina dispone de un servomotor, que trabaja con un
sistema hidráulico de presión de aceite, proporcionado por una bomba mecánica
externa e independiente. Esta bomba mecánica dispone de un serpentín de agua
para el enfriamiento del aceite.
El control de operación del inyector de cada turbina dispone de una válvula
solenoide que permite el paso de aceite en el circuito hidráulico y mantiene la
presión para la apertura del inyector durante el arranque y funcionamiento de la
central y se desenergiza durante el proceso de parada, sea por falla o por
operación normal.
Cada regulador de velocidad dispone de un motor de DC de 1/40 HP,
125VDC, 1200 RPM, que le permite controlar la velocidad desde mandos
eléctricos localizados en el tablero de control.
CARACTERÍSTICA: REGULADOR DE VELOCIDAD
Especificaciones
Marca;
Procedencia:
Serie:
Tipo:
Capacidad
Año fabricación:
Año Instalación:
Unidad No.1
GILKES KENDALL
Inglaterra
1112 -
D. Hidráulico
500 KGM
1965
1967
Unidad No.2
GILKES KENDALL
Inglaterra
1113
D. Hidráulico
500 KGM
1965
1967
34
CAPITULO I DESCRIPCIÓN DE LA CENTRAL AMBI
3.3.4 VÁLVULAS DE ENTRADA
La tubería de presión a la entrada tiene una válvula que sirve como un
elemento de segundad en caso de eventos que no se pudieran controlar por los
monitores de la central, como el embalamiento de la turbina al producirse un
rechazo de carga y no funcione correctamente el regulador de velocidad.
Las válvulas de entrada son del tipo mariposa de accionamiento hidráulico
manual y con contrapesos. Cada válvula dispone de un tanque reservorio de
aceite con una bomba mecánica en su interior, una electroválvula de eje de
corriente continua y un sistema de contrapeso.
La electroválvula, es energizada al inicio de la apertura de la válvula y
acciona hacia el exterior de su bobina, un eje sobre el que descansa el
mecanismo de la válvula mariposa. El cierre de la válvula mariposa se produce
por la desenergización de la electroválvula esta operación puede ser efectuada
automática por la orden de los relés de protección de la central, cuando ha
ocurrido una falla en el sistema electromecánico.
CARACTERÍSTICAS: VÁLVULAS DE ENTRADA
Especificaciones
Marca:
Procedencia:
Número:
Tipo:
Modelo:
Diámetro:
Presión:
Accionamiento
Año fabricación:
Año instalación:
Unidad No. 1
VANADO U R
Inglaterra
90R090
TB22
V. Mariposa
900 mm.
25 Var.
Hidr. Manual
1965
1967
Unidad No. 2
VANADOUR
Inglaterra
91D007
TbH224N
V. Mariposa
900 mm.
25 Var.
Hidr. manual
1965
1967
35
CAPITULO III DESCRIPCIÓN DE LA CENTRALAMBI
3.3.5 GENERADORES
Los generadores de la central Ambi son máquinas sincrónicas trifásicas, de
eje horizontal, que disponen de rotores del tipo de polos salientes que son ios
adecuados para bajas velocidades.
Cada fase del estator se compone de 3 bobinas y sus terminales de
entrada y salida, se ubican en dos cajas de bornes, ubicadas en los costados de
la carcaza de! generador, que permiten montar transformadores de corriente y
poder ejecutar la protección diferencial.
Los transformadores de corriente para protección y medida son marca
REYROLLE ENGLAND, del tipo barra pasante con relación 800/1 A, voltaje
4160V, aislamiento de 11000V, 50 Hz, de los cuales 6 son para protección
diferencial y medición de corriente' y tres para la protección de falla a tierra.
El sistema de enfriamiento de los bobinados del estator y rotor del
generador se realiza por medio de un ventilador que permite dirigir el ingreso del
flujo de aire por las tapas laterales del generador. El aire circula internamente en
los bobinados del generador en forma axial y posteriormente es evacuado al
exterior a través de dos tapas externas, ubicadas sobre la carcaza del mismo.
Debido a la generación de alta tensión es importante el control de la
temperatura, por lo que cada generador tiene sensores de temperatura
(termistores), cuya información se transmite al panel de control de cada
generador.
Cada unidad de generación dispone de un disyuntor de carga del tipo
corredizo, en aceite, trifásico de 800 A, 4160 V, nivel de aislamiento de 6600 V,
60 Hz, que trabaja con una bobina de disparo que opera con corriente continua y
voltaje de 125 VDC, Sobre la estructura de cada uno de los interruptores de carga
de los generadores, existe un transformador de potencial trifásico, de tipo seco,
36
CAPITULO III DESCRIPCIÓN DE LA CENTRAL AMBI
que alimenta los aparatos de medida y protección de relación 4160V / 110V,
capacidad de 200 VA, nivel de aislamiento 17 KV, 60 Hz.
La excitación de campo de los generadores se la obtiene de una máquina
de DC con escobillas que están acopladas en el extremo del generador, de
conexión tipo Shunt y capacidad igual o mayor a las especificaciones del campo
La alimentación de esta máquina se realiza mediante dos anillos rozantes y
escobillas localizadas en el eje del generador.
Desde la bornera de salida de los terminales, cada excitatriz se conecta a
un cubículo en cuyo interior existe un interruptor de campo para un voltaje de
500V, 1000 A y que dispone de un solenoide de dispara de 125 VDC y 18.28 Q,
que conecta y desconecta la excitatriz y e! regulador de voltaje del generador.
Cada interruptor de campo dispone además de un pulsador para realizar
directamente el disparo de la unidad en caso de emergencia.
El control de voltaje de salida de cada generador, se lo realiza utilizando
reguladores electromecánicos de tensión Tirril del tipo AB4/1 voltaje 110 V DC,
corriente 9/9.5 A DC y frecuencia de 60HZ, que corresponden a los tableros de
control de cada unidad de generación.
A continuación se describen las características de los componentes del sistema
de generación:
3.3.5.1. Características de los componentes del sistema de generación
CARACTERÍSTICAS: GENERADORES
Especificaciones
Marca:
Procedencia:
n Unidad No. 1
Mather& Plat
Inglaterra
Hjnidad No. 2
Mather&PIat
Inglaterra
37
CAPITULO II! DESCRIPCIÓN DE LA CENTRAL AMBI
Tipo:
Número:
Numero Fases
Conexión :
Potencia:
Voltaje:
Corriente:
Factor de Potencia
Frecuencia:
Velocidad:
Datos campo CC.
Tipo de aislamiento
Número polos rotor:
Año fabricación:
Año instalación:
S21/780
498766/1
3
Y
4000 KW
4160V
693 A
0.8
60 Hz
600 RPM
103V-213A
Similar H
12
1965
1967
S21/780
498766/2
3
Y
4000 KW
4160V
693 A
0.8
60 Hz
600 RPM
103V-213A
Similar H
12
1965
1967
CARACTERÍSTICAS: EXCITATRICES
Especificaciones
Marca:
Procedencia:
Tipo:
Número:
Conexión :
Potencia:
Voltaje:
Corriente:
Velocidad:
Clase aislamiento
Año fabricación:
Año instalación:
Unidad No. 1
Mather & Piat
Inglaterra
R104
498866/1
Shunt
22 KW
103 V
213A
600RPM
H
1965
1967
Unidad No. 2
Mather & Plat
Inglaterra
R104
498866/2
Shunt
22 KW
103V
213A
600RPM
H
1965
1967
38
CAPITULO I DESCRIPCIÓN DE LA CENTRAL AMBI
CARACTERÍSTICAS: REGULADORES DE VOLTAJE
Especificaciones
Fabricante:
Serie:
Tipo:
Voltaje:
Corriente:
Frecuencia:
Año fabricación:
Año instalación:
Unidad No. 1
Brown Boveri
B113414
Electro Mecánico
110VDC
9/3 A
60 Hz.
1965
1968
Unidad No. 2
Brown Boveri
B113415
Electro Mecánico
110VDC
9/3 A
60 Hz.
1965
1968
CARACTERÍSTICAS: DISYUNTORES
Especificaciones
Marca:
Procedencia:
Tipo:
Serie:
Num. Fases:
Capacidad:
Voltaje:
Frecuencia:
Aislamiento:
Capacidad de cierre:
Corriente Simétrica:
Corriente Asimétrica:
Medio aislante:
Bobina Disparo:
Año instalación:
Unidad No. 1
Reyroile England
Inglaterra
3
800 A
4160V
60 Hz
6600 V
16KA
6.27 KA
7. 84 KA
Aceite
110VDC
Unidad No. 2
Reyroile England
Inglaterra
LMT/X2/MO
2YSLMT2114
. 3
800 A
4160V
60 Hz
6600 V
Aceite
125 VDC
1967
39
CAPITULO III DESCRIPCIÓN DE LA CENTRAL AMSI
3.3.6 TABLEROS DE CONTROL
Es de tipo modular, de fabricación inglesa, marca Reyrolle, para una
tensión de servicio 4160 /110 V.
Se divide en 5 módulos, 4 utilizados para control de los generadores, y el
quinto ubicado en la parte central es el tablero, para medida y protección del
alimentador de salida de la central hacia la subestación. Existe además un
tablero de sincronización para la puesta en paralelo de los dos generadores de la
central y el SNL Se especifica dichos tableros a continuación.
3.3,6.1. Tableros de protección y medida de los generadores
Consta de 3 amperímetros AC de bobina móvil para control de la carga del
generador por cada fase, de escala 0-800 A; bobina de 1 A; un voltímetro AC de
bobina móvil, para el control del voltaje de generación de 0-5KV, que trabaja con
un voltaje de 110 V AC; un Kilovatímetro para medir la potencia activa que
entrega el generador, de escala 0-5000KW, que trabaja con transformadores de
corriente de relación de 800/1A y transformadores de potencial de relación
4160/110V- 1 medidor de factor de potencia de relación 800/1 A, y 4169/1101V,
de 360 grados y que mide valores capacitivos e inductivo entre 0-1-0
En este tablero se ubican además los relés de protección de la unidad
generadora, un contador de energía trifásico que trabaja con transformadores de
corriente de relación 800/1 A y transformadores de potencial de relación 4160/110
y un medidor de temperatura de 12 puntos, para el control de temperatura de las
bobinas del estator del generador, de escala 0-150 °C
Los relés de protección instalados son los siguientes:
Relé de protección diferencial del generador
40
CAPITULO III DESCRIPCIÓN DE LA CENTRAL AMBI
• Relé de sobre corriente en cada fase
• Relé de falla a tierra del campo.
• Relé auxiliar de falla de campo
• Relé de falla tierra neutro del generador
• Relé auxiliar de sobre velocidad
• Relé de baja frecuencia
• Relé master de disparo
En la parte inferior se ubican dos fusibles de protección del sistema de control.
3.3.6.2. Tableros de control de excitación y regulación de voltaje de los
generadores
En este tableros se encuentran: Un amperímetro DC de bobina móvil, para
controlar la corriente de campo de escala 30-0-300 A DC, con una resistencia
shunt de 1000 ohmios; 1 voltímetro DC de bobina móvil para controlar el voltaje
de campo, de escala 20-0-200 V DC. Un regulador de voltaje tipoTirril de 110V-
9A con un reóstato de ajuste de voltaje.
Existe también montados los selectores de control:
• Selector para conectar las señales del generador al sincronoscopio previo a su
funcionamiento en paralelo.
• Selector de mando de la operación de apertura y cierre del disyuntor de carga
del generador.
• Selector mando de la operación del interruptor de campo del generador.
• Selector de mando manual / automático del regulador de voltaje.
• Selector de mando para la operación de un motor de corriente continua, para
ajuste automático de la velocidad del regulador de velocidad de la turbina.
41
CAPITULO III • DESCRIPCIÓN DE LA CENTRAL AMB!
3.3.6.3. Tablero de control del alimentador de salida de la central a la subestación.
Contiene un frecuenciómetro de aguja de escala 55-65 Hz, con un voltaje
de 11OV; 1 voltímetro de CA, de bobina móvil, escala 0-40 kV a un voltaje de
110 V.
Cuenta con los siguientes relés de protección;
• Seis relés de protección diferencial de los transformadores de potencia de
elevación de la subestación, tres para cada unidad, uno en cada fase.
• Dos relés de falla a tierra de los transformadores de potencia de -la
subestación.
• Dos relés Bucholz de los transformadores de potencia de la subestación.
• Una unidad con dos relés de sobrecorriente y 1 de falla a tierra de la línea de
transmisión.
Para la sincronización de los grupos existe un tablero de sincronización que
incluye: dos kilovoltímetros, dos frecuencímetros, un sincronoscopio y luces de
sincronización
El tablero general de control posee alarmas luminosas y sonoras para
detectar las diferentes circunstancias de funcionamiento.
3.3.7 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Y POTENCIAL PARA MEDIDA
Y PROTECCIÓN DE LA CENTRAL
Para el funcionamiento del tablero de control y específicamente para los
relés de medición y protección se utilizan los transformadores de corriente y
potencial.
42
CAPITULO ] DESCRIPCIÓN DE LA CENTRAL AMBI
3.3.7.1 Transformadores de corriente.
Los transformadores de corriente para protección y medida de los
generadores son 18 unidades, 9 para cada unidad de generación del tipo barra
pasante, de relación 800/1 A, VA. La utilización de los transformadores es:
• 6 Tratos" utilizados para las señales. de! equipo de medición de los
generadores (3 por cada unidad)
• 12 Trafos utilizados para la protección diferencial de los generadores (6 por
cada grupo)
A continuación se detalla sus características
CARACTERÍSTICAS: TRAFOS DE CORRIENTE DE MEDIDA
Especiticaciones
Marca;
Procedencia:
Tipo:
Relación:
Voltaje:
VA y clase:
Frecuencia:
Aislamiento:
Número unidades
C.C.D:
Especificación:
Año instalación:
Unidad No. 1
Reyrolle England
Inglaterra
Barra pasante
800/1
4160V
15S10
60 Hz
11 KV
9
10.4KA paraSseg
BS3938
1967
Unidad No. 2
Reyrolle England
Inglaterra
Barra pasante
800/1
4160V
15S10
60 Hz
11 KV
9
10.4KA paraSseg
BS3938
1967
43
CAPITULO : DESCRIPCIÓN DE LA CENTRAL AMB1
3.3.7.2 Transformadores de potencial
Los transformadores de potencial para alimentar a los aparatos de
protección y medida asociados al funcionamiento del generador son 2 cuyos
detalles característicos se detallan a continuación:
CARACTERÍSTICAS: TRAPOS DE
VOLTAJE DE MEDIDA
Especificaciones
Marca:
Procedencia:
Serie:
Tipo:
Relación: _
VA y clase:
Frecuencia:
Aislamiento:
Norma Fabric:
Número unidades
Especificación:
Año instalación:
Unidad No, 1
Reyrolle England
Inglaterra
2YP1599
Seco
4160/110
200-B400-D
60 Hz
4.16/17 KV
BS 3941
2
BS3938
1967
3.4. EVALUACIÓN DE LAS CONDICIONES OPERATIVAS DE LA
CENTRAL
En general las condiciones de operación de la central hidroeléctrica El
Ambi actualmente son buenas En el año 99 se realizo un overhaul que obedeció
a un mantenimiento preventivo programado en la cual los grupos de generación y
demás equipo fue revisado y puesto a punto para su funcionamiento normal.
44
CAPITULO III ' DESCRIPCIÓN DE LA CENTRAL AMBI
Uno de los aspectos negativos del cual se ve afectada la central
hidroeléctrica, es la variación del caudal del río Ambi por lo cual el sistema
hidromecánico de la central presenta una ineficiencia debido a que las unidades
de generación necesitan más agua para generar a su potencia nominal. En
conjunto se requieren por lo menos 6 m3/seg, de caudal pero solo se pueden
obtener actualmente máximo 4J5m3/seg.) por esta razón la central opera a la
mitad de su capacidad es decir de 3000 a 4000 RW de potencia
La central de esta forma depende de la disponibilidad de agua y del
período estacional de la zona,
Debido a que la central no es un sistema aislado, sino que esta
funcionando en paralelo el S.N.I. , no se tiene problemas en cuanto a los
parámetros eléctricos de voltaje, corriente, frecuencia, factor de potencia, etc,
funcionando con normalidad, al entrar en sincronismo.
3.4.1 ESTADO ACTUAL Y EXPECTATIVA DE VIDA ÚTIL DE LOS EQUIPOS
ELECTROMECÁNICOS
A continuación se establecen los siguientes parámetros técnicos y
conceptuales con el propósito de, conjuntamente, determinar la expectativa de
vida útil de los equipos de la central El Ambi.
3.4.1.1 Vida útil
Es el período de duración de un elemento expresado en años. Término
económico que se lo expresa en años y que representa físicamente el período de
recuperación de la inversión. Se debe tomar en cuenta los factores de tiempo de
uso, deterioro físico, fatiga de materiales, para determinar la vida económica.
45
CAPITULO 111 DESCRIPCIÓN DE LA CENTRAL AMBI
3.4.1.2 Factor del estado
Este parámetro determina la condición física del equipo, se debe tomar en
cuenta la condición operativa, nivel de uso, estado de mantenimiento y nivel de
obsolescencia.
3.4.1.3 Tiempo de uso de los equipos
Mediante estudios hechos anteriormente se ha logrado determinar que la
central desde su entrada en funcionamiento a generado un promedio de 4000 KW
ai día y no a toda su capacidad, debido en especial a las disponibilidad de agua y
del período estacional de la zona.
A partir de este dato se puede establecer que la central a operado a un
50% de su capacidad nominal en un perío-do de 35 años de su puesta en
funcionamiento.
3.4.1.4 Vida útil de los equipos.
Los parámetros que intervienen en la determinación de la vida útil de los
equipos electromecánicos son la tecnología de fabricación, calidad de los
materiales empleados, tipos de mantenimiento que se ha realizado, condiciones
de trabajo, factor de funcionamiento. Con estos parámetros se determina que la
vida útil de los equipos electromecánicos de la central El Ambi es de 40 años.
A continuación en el siguiente cuadro se evalúa y detalla el equipo
electromecánico de la central y su expectativa de vida útil, pero para ello se
establece un cuadro para determinar el factor de estado anteriormente
mencionado y el índice de corrección
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guno
49
CAPITULO III DESCRIPCIÓN DE LA CENTRAL AMBI
3.4.1.5 Estado actual de los generadores y componentes:
En general es estado de los generadores y sus equipos complementarios,,
se puede calificar como de bueno con necesidad de realizar mantenimiento
rutinario. Igual criterio se tiene con respecto a las máquinas excitatrices,
reguladores de tensión tipo Tirril y más equipos complementarios de los
generadores.
En lo que se refiere a los elementos de medida tales como amperímetros
de AC y DC, voltímetros, kilovoltímetros, medidor de factor de potencia,
elementos de medida, etc., puede decirse que su estado es bueno, por cuanto su
funcionamiento es normal. Se han instalado nuevos equipos en especial de
control con el fin de tener una mejor apreciación del estado de funcionamiento del
sistema
Al observar la tabla anterior, en general se puede establecer que la central
a experimentado un desgaste de su equipamiento mecánica y electromecánico de
un 50% aproximadamente.
Estos equipos operan regularmente con reparaciones normales o
rutinarias, considerando una moderada obsolescencia por la edad y tiempo de
trabajo de dichos equipos.
3.4.2 HORAS DE OPERACIÓN DE LA CENTRAL
A continuación de presenta el numero de horas de operación de la central y sus
paradas imprevistas o no programadas debido a fallas.
50
CAPITULO III DESCRIPCIÓN DE LA CENTRAL AMBI
DETERMINACIÓN DE LA INDISPONIBILIDAD PARA LA
CENTRAL DE GENERACIÓN AMBI
PERIODO OCTUBRE 2001 A 3ULIO 2002
Número de horas totales período de operación 8760
HORAS DE FUNCIONAMIENTO DE LA CENTRAL
Número de horas de funcionamiento Gi Ambi 2377Número de horas de funcionamiento G2 Ambi 4781
HORAS DE DISPONIBILIDAD DE LA CENTRAL
Número de horas disponible Gl Ambi 8713Número de horas disponible G2 Ambi 8597
HORAS DE INDISPONIBILIDAD DE LA CENTRAL
Número de horas indisponible Gl Ambi 47Número de horas indisponible G2 Ambi 163
CALCULO INDISPONIBILIDAD POR UNIDAD
Central Ambi Gl 0.54
Central Ambi G2 1.86
Como se puede apreciar, el porcentaje de indisponibilidad de la central es mínima
pero que a la final representa una cantidad de recursos económicos no asignada
por no estar disponibles los grupos hidrogeneradores.
Las paradas en general se debieron a'fallas en el sistema de enfriamiento del
aceite el cual fue solucionado este año mediante la construcción de 2 tanques de
agua para enfriar el serpentín de aceite refrigerante con lo cual la central esta en
la posibilidad de generar dependiendo de las condiciones hidrológicas de la región
51
CAPITULO!!] . . . " - . . - ; ' -.' - • • - . *" " :\'*' "V'" - : DESÜRÍPCIÓN DE LA GENTRALAMBí;
3.5. TRABAJOS A EJECUTARSE
Luego del análisis y evaluación del estado de la central se realizarán trabajos de;
- Reparación de :
Turbinas, generadores, tableros de control, transformadores de medida.
- Requerimientos de:
Turbinas, generadores, tableros de control, transformadores de medida,
tubería de presión.
Diseño
Presupuesto
- Especificaciones
- Cronograma de reparación.
- Planos de instalación.
Los trabajos a ejecutarse , deberán efectuarse mediante el respectivo concurso
con la participación de firmas calificadas.
52
CAPITULO IV
AISLAMIENTO DE LASMÁQUINAS ELÉCTRICAS
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MAQUINAS ELÉCTRICAS
CAPITULO IV
AISLAMIENTOS DE LAS MAQUINAS ELÉCTRICAS
4.1. ASPECTOS GENERALES
El detalle más importante en el mantenimiento de máquinas eléctricas, es
el cuidado que se le dedica al aislamiento. Para dominar los problemas de
aislamiento, es necesario conocer la calidad de los materiales aislantes, con el fin
de descubrir las fallas incipientes antes que se presente un deterioro serio.
4.2. MATERIALES AISLANTES
El funcionamiento y la duración de una máquina eléctrica o de un aparato
electromecánico en general, depende esencialmente de los aislantes, que
constituyen la parte más sensible a las solicitaciones térmicas, dieléctricas y
mecánicas.
El desgaste de órganos de rozamiento, escobillas, colectores, contactos
etc. es un fenómeno controlable y por lo tanto sus fallas son relativamente
previsibles, pudiéndoselas evitar con un adecuado programa de mantenimiento.
No se puede afirmar lo mismo para las fallas originadas por alteraciones de
los aislantes como consecuencia por ejemplo de las solicitaciones centrífugas (en
máquinas rotantes), vibraciones de las bobinas dentro de las ranuras,
solicitaciones electrodinámicas (corrientes de cortocircuito), sobretensiones (de
frecuencia industrial, atmosféricas o de maniobra) y muy particularmente
solicitaciones de origen térmico.
53
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MÁQUINAS ELÉCTRICAS
La cualidades fundamentales que debe poseer un aislante para
desempeñar bien su servicio son:
• elevada rigidez dieléctrica
• estabilidad dimensional y aptitud de conservar esta propiedad en el tiempo
4.3. CARACTERÍSTICAS GENERALES
Además de las cualidades específicamente dieléctrica, de la que se hablará
más adelante, la calidad de un aislante depende de las siguientes propiedades
generales:
a) Resistencia mecánica, que ha de permitir, ante todo los esfuerzos mecánicos
que se desarrollan durante la construcción de los bobinados. Por esta razón, el
material debe ser tenaz y flexible simultáneamente y ha de poder doblarse
varias veces sin romperse.
b) Consistencia a! calor. Un buen material aislante debe conservar todas sus
buenas cualidades bajo la acción variable o constante del calor, durante
largos años. No debe transformarse en quebradizo o blando y luego
descomponerse, pulverizándose. Al calentarse o enfriarse no ha de
encogerse, ni formar grietas, ni deshojarse con el tiempo.
c) Capacidad de absorción de ¡a humedad. Un buen material aislante no debe
absorber la humedad del aire. Como no todas las materias textiles tienen esta
propiedad, deben impregnarse con otros materiales aislantes (lacas o
barnices) para que pierda sus indeseables propiedades absorbentes.
d) Comportamiento químico. Todo material aislante ha de ser químicamente
neutro. No debe contener ácidos o, si los contiene deben estar neutralizados
químicamente. En efecto la presencia de ácidos, aun en pequeña cantidad,
influye en las propiedades de los materiales aislantes, al corroerlos y hacerles
54
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MAQUINAS ELÉCTRICAS
perder espesor en determinados puntos. Frecuentemente, las materias textiles
que se emplean como aislamiento de conductores, contienen cierta cantidad
de cloro, procedente del empleado durante su bloqueo. Esta sustancia
destruye la fibras por lo que es necesario eliminarlo completamente antes de
utilizar estas materias como aislantes.
4.4. CARACTERÍSTICAS DIELÉCTRICAS
Las características dieléctricas que definen la calidad de un material
aislante, son las que se expresan a continuación.
4.4.1. RESISTENCIA ELÉCTRICA
En los materiales aislantes, la resistencia eléctrica es muy elevada y tanto
mejor es un material aislante cuanto mayor es dicha resistencia. Para definir un
aislante se toma en cuenta su resistencia específica volumétrica, es decir, la
resistencia entre caras opuestas de un cubo del material considerado de 1 cm de
lado, expresada en ohmios por cm a una temperatura de 20°C, determinado
cuando ha transcurrido cierto tiempo (generalmente, 1 minuto). Naturalmente, los
valores de esta resistencia específica son muy altos para los materiales aislantes,
del orden de las potencias de 10. La resistencia específica volumétrica de un
aislante disminuye con la temperatura.
4.4.2. CONSTANTE DIELÉCTRICA
Es el cociente entre las constante dieléctrica absoluta ^a de un cuerpo, y la
constante dieléctrica en el vacío £o, es decir,, que se trata de la relación:
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MAQUINAS ELÉCTRICAS
Expresa, por lo tanto el número de veces que un cuerpo es más aislante
que el vacío. Depende esencialmente de la temperatura, del valor de la tensión y
de la frecuencia; no obstante [as variaciones no suelen ser importantes,
especialmente con tensiones alternas. La constante dieléctrica de los materiales
aislantes utilizados en los bobinados, está comprendida entre 2 y 10.
Naturalmente, ningún material aislante puede tener una constante dieléctrica
menor que la unidad.
4.4.3. RIGIDEZ DIELÉCTRICA
A diferencia de los materiales ferromagnéticos que pueden ser sometidos a
elevados valores de inducción sin que se alteren sus características estructurales,
en un aislante inmerso en un campo eléctrico, por desplazamiento de las órbitas
de los electrones periféricos, se producen solicitaciones que puede ser soportada
hasta un cierto límite, más allá del cual se verifica el fenómeno de la descarga,
con pérdida permanente o temporaria de las cualidades del aislante.
Si se supera este límite se verifica el fenómeno de la descarga, con pérdida
permanente o temporaria (descargas parciales) de las cualidades del aislante. La
descarga puede ser auto regenerativa (aislamientos en aire o aceite) o no auto
regenerativa, cuando se produce un daño irreversible del aislante.
Se denomina rigidez dieléctrica de un determinado material, el gradiente
eléctrico máximo que puede soportar. Su valor se puede determinar
experimentalmente mediante los procedimientos e indicaciones establecidos por
normas.
Cuando un material aislante se somete a la acción de un campo eléctrico,
su estructura queda modificada por la acción de los esfuerzos eléctricos; el efecto
es parecido al de un cuerpo elástico sometido a la acción de los esfuerzos
mecánicos.
56
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MÁQUINAS ELÉCTRICAS
Mientras el valor del campo eléctrico no alcance cierto límite, el aislante
recobra su estado de equilibrio cuando cesa la acción de dicho campo. Pero si el
campo alcanza un valor elevado, se produce una ruptura eléctrica y la corriente
pasa a través del material aislante. Esta ruptura se denomina descarga disruptiva
y es función de la diferencia de potencial aplicada al aislante (tensión de
perforación o tensión disruptiva) y del espesor del aislante.
La rigidez dieléctrica es la propiedad de un material aislante de oponerse a
la descarga disruptiva. Su expresión general es:
— Ud. = tensión disruptivad
d = espesor del aislante
Cuantitativamente se expresa en kV / mm o kV / cm y se trata por lo tanto,
de una intensidad de campo eléctrico. Hasta cierta temperatura, la rigidez
dieléctrica es independiente de la temperatura y del espesor del aislante; por
encima de esta temperatura límite, ésta influye mucho en el vaior de la rigidez
dieléctrica, el cual disminuye rápidamente si aumenta la temperatura.
Generalmente esta temperatura límite está comprendida entre -50°C y +50°C y
su valor resulta de importancia esencial para la elección de un materia! aislante
apropiado.
Se habla de perforación eléctrica de un aislante; cuando la descarga
disruptiva se produce por debajo del valor de la temperatura límite, en cuyo caso,
la perforación es debida exclusivamente a la tensión aplicada. Cuando la
perforación se produce por encima de la temperatura límite, se denomina
perforación electrotérmica, la cual se produce cuando la tensión aplicada, para la
temperatura dada, es insuficiente para provocar por si sola una perforación
57
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MÁQUINAS ELÉCTRICAS
independiente, pero la promueve a causa del calentamiento interno debido a las
pérdidas dieléctricas
Cada material tiene su propia rigidez dieléctrica, pero su valor depende de
las dimensiones de los electrodos de ensayo, de las condiciones ambientales en
las cuales se realiza la prueba, y de la duración de aplicación de la tensión.
Cuando el campo eléctrico aplicado es perpendicular al material ensayado
se define un valor de rigidez de masa, en cambio cuando el mismo es paralelo a
la superficie del material se define rigidez superficial.
Para los materiales estratificados, a igualdad de espesor, la rigidez
aumenta con el número de estratos o capas que conforman el aislamiento
propiamente dicho. La rigidez no es proporcional al espesor y para aislantes
sólidos y aceites varía con exponente igual a 2/3.
La humedad reduce fuertemente el valor de rigidez dieléctrica y los
aislantes son tanto más eficaces cuanto menos higroscópicos son. La
temperatura actúa de manera diversa según se trate de aislantes sólidos o
líquidos. En los aislante sólidos la rigidez decrece con el aumento de la
temperatura, en cambio para los líquidos ocurre generalmente lo contrario.
La duración de la prueba, a igualdad de otras condiciones, influye
notablemente en la magnitud de la rigidez, disminuye para tiempos crecientes y
alcanza valores elevadísimos para tiempos muy breves (sobretensiones de
impulso). La frecuencia de la tensión aplicada afecta el valor de rigidez, y para
una misma duración se tienen valores de rigidez más altos para frecuencias más
bajas y viceversa.
La rigidez superficial depende del estado en que se encuentra la superficie
del aislante, más que de su naturaleza, es decir, superficies lisas, pulidas y secas
presentan valores de rigidez superiores. Los materiales aislantes inmersos en
aceite se comportan mejor que aquellos que se encuentran en aire.
58
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MAQUINAS ELÉCTRICAS
4.5. DIELÉCTRICOS EN SERIE
Cuando se utilizan aislantes en serie que tienen distintas constantes
dieléctricas, el más solicitado de los materiales es aquel que tiene la menor
constante dieléctrica.
Al haber distintas capas de materiales si se supera la rigidez de un aislante,
puede ocurrir una descarga, esta situación es más probable en el material con
menor constante dieléctrica.
Veamos simplificativamente como ejemplo, que sucede en el espacio de
aire comprendido entre un conductor de sección rectangular y la pared de la
ranura en la cual se encuentra contenido según muestra la Figura 4.1.
ESQUEMA GRñüIENTE DE TENSIÓN ñISLñNTES
ENTRE CONDUCTOR Y RfíNURfi
filRE
llICñNITA
Fig. 4.1
El conductor está aislado contra masa con micanita (e r = 5) cuyo espesor
es 11 y entre la pared de la ranura y el aislamiento del conductor se tiene un
delgado estrato de aire (s r= 1) cuyo espesor es 12.
59
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MÁQUINAS ELÉCTRICAS
Siendo V la tensión aplicada entre la pared de la ranura y el conductor se
determina el gradiente en el aire con la expresión:
para el ejemplo se tiene V= 10 kV, 11 = 4 mm, 12 = 0.2 mm
valor que supera notablemente la rigidez dieléctrica del aire (30 kV /cm).
Esta situación provoca descargas parciales en el estrado de aire, con
transformación de oxígeno en ozono y en compuestos nitrados, que lentamente
alterar las características del aislamiento del conductor, y que pueden conducir a
la descarga o falla del aislamiento.
La más oportuna disposición de aislantes en serie es aquella para la cual
se utilizan materiales que tienen igual valor del producto de su constante
dieléctrica por su rigidez dieléctrica (en la práctica valores no muy diferentes). En
consecuencia es necesario eliminar el aire interior de los aislantes, ocupando
todos los posibles huecos, para lo cual se utilizan distintos procedimientos de
impregnación.
La impregnación de los devanados se puede realizar por goteo, usando un
barniz elegido especialmente para esta finalidad.
Otro procedimiento es el de inmersión de la pieza en un barniz hasta que
ya no se presentan en la superficie del barniz las burbujas originadas por el
desalojo del aire ocluido en los intersticios del bobinado, siendo este el
procedimiento generalmente empleado en máquinas pequeñas y medianas de
baja tensión. Es importante que la viscosidad del barniz sea la apropiada para
lograr la máxima penetración.
Para máquinas de tensiones más altas (1200 a 15000 V) es conveniente
utilizar el método de impregnación en autoclave haciendo primero vacío y luego
inmersión en el barniz bajo presión (este método se explica más adelante).
60
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MÁQUINAS ELÉCTRICAS
Después de la impregnación, se debe eliminar el exceso de barniz y parte
de los solventes durante un lapso que depende de la forma como se realice esta
operación.
De acuerdo con las características del barniz utilizado el secado puede
realizarse de dos formas;
1. Secado al aire en un ambiente bien ventilado y libre de polvo, que se
efectúa por evaporación de solventes, acompañado cuando corresponde al
tipo de material por oxidación del mismo.
2. Secado al horno en una estufa con tiraje forzado o natural para impedir que
parte de los solventes queden atrapados en la película del barniz, (para
que no actúen sobre el esmaltado del conductor).
Una vez terminado el secado se apaga el horno y es conveniente no sacar
las piezas hasta que se enfríen alcanzando la temperatura ambiente.
En las máquinas que superan los 5 kV, en la pared interna de las ranuras y
en la parte recta de la bobina en las extremidades del paquete magnético, se
utiliza un aislante semiconductor, que tiene por finalidad proteger las bobinas
contra los daños que producen los efluvios y las descargas parciales.
El material que se utiliza puede ser un aislante semiconductor (barniz
antidescargas) o bien en forma de cintas, constituidas por tejido de poliéster o
tejido de vidrio con un impregnante que contiene partículas de carbón o grafito en
diferentes concentraciones.
El material de impregnación utilizado debe ser compatible con las resinas
de impregnación utilizadas posteriormente. Este material se obtiene
comercialmente con valores de resistencia superficial comprendido entre 100 y
20000 ohm. Se utiliza también en transformadores de muy alta tensión,
transformadores de medición y cables de alta tensión.
61
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MAQUINAS ELÉCTRICAS
La solicitación relativa de un aislante interpuesto entre dos electrodos
aumenta si se sustituye una parte por un aislante de más elevada constante
dieléctrica. Esta situación se presenta por ejemplo en los transformadores
sumergidos en aceite, cuando entre dos arrollamientos separados por un canal de
aceite, se interpone un cilindro de material aislante cuya constante dieléctrica es
mayor que la del aceite.
El gradiente en el aceite aumenta respecto del valor que tenía cuando no
había una barrera aislante sólida, y el aumento es tanto más grande cuanto mayor
es el espesor de la barrera.
La utilización de una barrera interpuesta en un canal es necesaria para que
cadenas de impurezas en suspensión en el aceite, que se orientan en la dirección
del campo eléctrico, no produzcan caminos de descarga en el aceite.
4.6. SOLICITACIONES EN LOS AISLAMIENTOS CILINDRICOS
Los campos eléctricos que se presentan en las máquinas y en los aparatos
eléctricos casi nunca son uniformes, es decir no esquematizares como un
capacitor plano, en general no es posible calcular los gradientes en distintos
puntos.
Muchas veces se esquematizan las superficies conductoras como
capacitores plano o cilindricos, y se aceptan los resultados como suficientemente
aproximados.
El campo que se establece entre las armaduras de un capacitor cilindrico
es no uniforme pero puede ser fácilmente calculado. El gradiente en cada punto
del campo es inversamente proporcional a la distancia del punto al eje de simetría
del capacitor y por lo tanto el diagrama responde a una hipérbola equilátera.
62
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MAQUINAS ELÉCTRICAS
Un ejemplo de aplicación de este tipo de campo se tiene en los aisladores
pasantes para transformadores de alta tensión.
Fig. 4.2
La Figura 4.2 muestra el corte de un pasatapas de alta tensión de tipo
capacitivo, es sabido de la electrotecnia, que para lograr gradiente uniforme las
capacidades elementales deben ser iguales, por lo que la superficie de cada
condensador debe ser constante; la Figura 4.3 esquematiza este principio.
h
Principio
Capacidades entre capas [O Igualesoriginan escalones de tensión iguales ÍE]
Resultado:" Gradiente uniforme en elaislamiento y su superficie
Fig. 4.3
63
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MÁQUINAS ELÉCTRICAS
E! gradiente máximo se tiene en los puntos inmediatamente cercanos a la
armadura interna (conductor). El electrodo externo (brida) es más corto que el
interno, y para controlar la distribución de los gradientes, se interponen en la
masa aislante delgadas hojas metálicas.
4.7. RESISTIVIDAD DE MASA
Las normas establecen la metodología para realizar medidas de
resistividad de masa de materiales dieléctricos sólidos. La resistividad se reduce
fuertemente con el aumento de la temperatura y de la humedad.
La medida de la resistencia de aislamiento de las máquinas y de los
aparatos es útil para determinar si se pueden realizar los ensayos dieléctricos que
establecen las normas, cuyo objeto es demostrar que la máquina o aparato
ensayado es capaz de soportar las solicitaciones dieléctricas que pueden
presentarse durante su utilización.
Los estratos de aire presentan una resistividad prácticamente infinita, pero
en cambio la tensión de perforación es relativamente baja, es decir, no existe
ninguna relación entre resistividad y rigidez dieléctrica.
Cuando se realizan controles periódicos de resistividad, y se los compara
con el valor inicial, las pruebas se deben realizar siempre (de ser posible para que
sean comparables) en las mismas condiciones de temperatura y con los mismos
valores de tensión y tiempo de aplicación.
La medición de la resistencia de aislamiento, interpretada correctamente,
resulta útil para determinar el estado de conservación de un aislamiento. La
relación entre los valores de resistencia de aislamiento medidos a los 10 minutos
y a 1 minuto de aplicada la tensión, se denomina índice de polarización.
64
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MÁQUINAS ELÉCTRICAS
Para arrollamientos estatóricos realizados en clase B, un índice de
polarización superior a 2.5 significa que el mismo está seco y limpio.
Arrollamientos húmedos y sucios pueden tener índices de polarización inferiores o
próximos a 1 (la resistencia de aislamiento no aumenta en el tiempo de
aplicación).
El empleo de corriente continua para las pruebas de rigidez dieléctrica de
los arrollamientos de los alternadores, no tiene la misma eficacia de la pruebas
realizadas con corriente alterna.
La corriente continua no pone en evidencia plenamente todas aquellas
características particulares del aislamiento, que lo solicitan durante el servicio
normal con corriente alterna.
Las normas indican los métodos de medida, interpretación de los
resultados y los valores mínimos de los índices de polarización recomendados
para las distintas clases de aislamientos.
4.8. PERDIDAS DIELÉCTRICAS
Se define como coeficiente de pérdida dieléctrica a la tangente del
complemento del ángulo de fase entre la corriente eficaz absorbida y la tensión
sinusoidal aplicada a un capacitor real, es decir, con pérdidas, ver Figura 4.4.
En la corriente capacitiva de carga de un condensador, aparece siempre
una componente activa Iw, de pequeño valor, debido a la conductividad eléctrica
del propio condensador. Esta corriente activa denominada también corriente de
fuga provoca calentamiento por efecto Joule y por lo tanto, pérdidas de potencia,
denominada, en general pérdidas dieléctricas.
65
CAPITULO iv AISLAMIENTO DE U&MÁQUÍNAS ELÉCTRICAS
DIAGRAMA FASORIAL DE CORRIENTES
EN UN MATERIAL DIELÉCTRICO
1C f
U
1
IP
IC
DELTA
COSFI
TENSIÓN APLICADA
CORRIENTE TOTAL
CORRIENTE RESISTIVA
CORRIENTE CAPACITIVA
ÁNGULO DE PERDIDAS
FACTOR DE POTENCIA
Fig. 4.4
Se denomina factor de pérdidas a la relación entra las componentes activa
y reactiva.
La pérdida en el dieléctrico resulta:
P = 2 x TI x FRE x C x U2 x tangente 5 (W)
66
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MÁQUINAS ELÉCTRICAS
siendo:
FRE: frecuencia en Hz
C; capacidad en F
U: tensión aplicada en V
5 : ángulo de pérdidas
Para una tensión, frecuencia y capacidad dada, ei valor de ia tg 5 (factor de
pérdidas) es un índice de las pérdidas dieléctricas.
Sin pretender abordar los complejos fenómenos físicos que determinan ia
existencia del ángulo de pérdidas en ios dieléctricos, se pueden distinguir dos
principales causas que son las pérdidas por conducción y las pérdidas por
polarización.
Las pérdidas en los dieléctricos de las máquinas industriales son
generalmente despreciables, a los efectos de la dispersión de energía, pero su
magnitud constituye un índice significativo para el conocimiento de las
condiciones en las cuales se encuentra ei aislamiento general de una máquina y
poder evaluar su estado de envejecimiento.
Los aceites que tienen un contenido de impurezas mayor que oíros, o que
tienen un notable contenido de humedad residual, tienden a aumentar su
conductibilidad mucho más rápidamente, con el aumento de la temperatura.
La Figura 4.5 muestra el comportamiento típico de la tangente delta en
función de la temperatura de aceite mineral para diferentes condiciones de
envejecimiento.
67
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MAQUINAS ELÉCTRICAS
COMPORTAMIENTO DE LA TANGENTE (DELTA) DE ACEITES MINERALES
PARA DIFERENTES CONDICIONES DE ENVEJECIMIENTO
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120
TEMPERATURA (C)
Fig.4,5
Se indican en la figura las siguientes zonas:
1. aceite nuevo
2. aceite envejecido en ausencia de degradamiento de! aislamiento
3. aceite envejecido en presencia de degradamiento del aislamiento
La Figura 4.6 muestra el comportamiento característico de tangente deita
en función de la temperatura, para aislamientos en pape! impregnado en aceite, y
se comparan aislamientos en buenas condiciones con algunos comportamientos
anormales debidos a causas diversas.
68
CAPITULO [V AISLAMIENTO DE LAS MÁQUINAS ELÉCTRICAS
COMPORTAMIENTO DE LA TANGENTE DELTA DE AISLAMIENTOS
EN PAPEL-ACEITE
90 100 110 120
TEMPERATURA (C)
Fig. 4.6
Se indican en la figura las siguientes zonas:
1. aislamiento en buenas condiciones
2. aislamiento contaminado
3. aislamiento con presencia de humedad residual (2..5% en peso)
Dentro de los límites de funcionamiento normal de las máquinas, el valor de
tangente delta no está sensiblemente ligado a la frecuencia ni al campo eléctrico,
en cambio la temperatura resulta el parámetro que más influye.
En general la medida de tangente delta constituye un importante elemento
de diagnóstico para el control de la calidad de fabricación de aislamientos nuevos
(bobinas de alternadores), evaluar las condiciones de envejecimiento de
aislamientos en servicio.
69
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MAQUINAS ELÉCTRICAS
Su medición permite la evaluación del resultado de pruebas dieléctricas,
poniendo en evidencia eventuales alteraciones de naturaleza físico-química o bien
degradamientos del dieléctrico durante las pruebas.
Es importante tener claro que no resulta fácil emitir un juicio acerca de un
determinado valor de medición de tangente delta, cuando no se dispone de otras
medidas comparativas.
4.9. FACTORES QUE AFECTAN UN MATERIAL AISLANTE
De una manera general se puede decir que los factores que influyen en las
cualidades de un material aislantes, son los siguientes:
a) La temperatura alcanzada por los diferentes órganos de las máquinas. En
efecto, la acción progresiva y prolongada de altas temperaturas deteriora el
aislante que, al cabo de cierto tiempo, pierde la mayor parte de sus
propiedades dieléctricas. No existe límite absoluto a partir del cual puede
decirse que el asilamiento en cuestión no responde a las exigencias que
determinaron su elección; pero debe fijarse un criterio, de tipo general,
mediante la limitación de temperatura en las diferentes partes que constituyen
las máquinas eléctricas, y de tipo particular para cada material aislante para
determinarse cuando debe considerarse como fuera de uso
También cabe considerar aquí la influencia mutua existente entre la
temperatura, la rigidez dieléctrica y las pérdidas dieléctricas. Por encima de la
temperatura límite de cada aislante, ja perforación puede no ser eléctrica sino
electrotérmica y que esta ultima se produce con una tensión de perforación
menor que la anterior. Por otro lado el factor de perdidas aumenta si lo hace la
temperatura, con lo que aumentan también las pérdidas dieléctricas.
70
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MÁQUINAS ELÉCTRICAS
Por lo tanto es, es interesante procurar una buena ventilación de los
devanados, sobre todo, si se trata de tensiones muy altas, para evitar
elevadas temperaturas en puntos aislados de los aislamientos, que pueden
provocar perforaciones de tipo electrotermias.
b) Las vibraciones mecánicas causadas por el movimiento de las chapas encada
semialternancia, y por los fallos del equilibrio dinámico de la máquina.
c) Las sucesivas dilataciones y contracciones, debidas a las variaciones de
temperatura, que provocan cierto deslizamiento de los conductores respecto a
los aislamientos, debido a los diferentes coeficientes de dilatación de los
distintos materiales; este efecto se hace tanto más importante cuando mayor
es la longitud de la máquina.
d) Los esfuerzos debidos a la fuerza centrífuga que tienden a aplastar el aislante
y a reunir los conductores, pudiéndose entonces producir corrimientos
relativos de las espiras cuando la máquina va adquiriendo velocidad.
e) Las sobrecargas, en mayor grado aún, los cortocircuitos, que provocan
importantes esfuerzos electrodinámicos entre los conductores que constituyen
los devanados. Cuando la sujeción de estos no es suficiente, los conductores
pueden cambiar de posición y las contracciones mecánicas que se producen,
provocan grietas y disgregaciones en los materiales aislantes que de, esta
forma, pierden su elasticidad.
Cuando actúan simultáneamente dos o más de los efectos indicados, los
peligros de degradación y destrucción de los aislamientos resulta considerable.
4.10. CLASIFICACIÓN DE LOS MATERIALES AISLANTES
La aptitud de un aislante a soportar elevadas temperaturas es la cualidad
determinante para su clasificación, tanto es así que las normas internacionales, y
71
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MAQUINAS ELÉCTRICAS
las de los diversos países clasifican los aislamientos (y por lo tanto los aislantes
que ios componen) en base a la posibilidad que tienen de soportar determinados
límites térmicos.
La American Standars Association publica diferentes símbolos que utilizan
para clasificar e identificar los materiales de aislamiento, y los estándares
formulados sobre las temperaturas tolerables de operación a los que se deben
limitar diferentes materiales de aislamiento.
De esta forma se definen las siguientes clases de aislamiento:
MATERIAL
Clase Y
Clase A
Clase E
Clase B
Clase F
Clase H
Clase C
TEMPERATURA
90 °C
105°C
120 °C
130°C
155°C
180°C
mayor de 180°C
Clase Y. (temperatura máxima de funcionamiento, 90° C). Aislamiento
constituido por materiales o asociación de materiales tales como algodón, seda,
rayón y papel, sin impregnación. Se puede incluir también otros materiales si la
experiencia o ensayos de reconocida garantía demuestran que puede funcionar a
la temperatura máxima de funcionamiento anteriormente indicada.
Clase A. (temperatura máxima de funcionamiento, 105° G). Aislamiento
constituido por materiales o, asociación de materiales tales como algodón seda,
rayón y papel, cuando están conveniente impregnados y cuando están
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MAQUINAS ELÉCTRICAS
sumergidos en un dieléctrico tal como aceite. Un aislamiento se considera
impregnado, cuando una sustancia apropiada (por ejemplo, un barniz aislante)
sustituye al aire entre las fibras del material, incluso si esta sustancia no rellena
completamente los huecos que quedan entre los conductores aislantes.
Clase E. (temperatura máxima de funcionamiento, 120° C). Aislamiento
constituido por materiales o asociación de materiales que, por la experiencia o por
ensayos de reconocida garantía, demuestran que pueden funcionar a la
temperatura máxima de funcionamiento anteriormente indicada, a bien que su
estabilidad térmica permite su empleo a una temperatura superior en 15° C a la de
los materiales de la clase A.
Clase B. (temperatura máxima de funcionamiento, 130° C). Aislamiento
constituido por materiales o asociación de materiales tales como mica, fibra de
vidrio, amianto, etc., con aglomerantes adecuados. También pueden incluirse en
esta clase, otros materiales o asociaciones de materiales que, sin ser inorgánicos
como los anteriores, la experiencia o ensayos de reconocida garantía, han
demostrado que pueden funcionar a la temperatura límite anteriormente indicada.
Clase F. (temperatura máxima de funcionamiento, 155° C). Aislamiento
constituido por: mica, fibra de vidrio, amianto y otras substancias inorgánicas
semejantes solas o combinadas en formas que puedan llenarse con sustancias
orgánicas adhesivas.
Clase H. (temperatura máxima de funcionamiento, 180° C). Aislamiento
constituido por compuestos de siliconas, o de asociación de materiales como:
mica, fibra de vidrio, amianto, etc, con aglomerantes adecuados, tales como
resinas de siliconas apropiadas y otras substancias inorgánicas semejantes solas
o combinadas.
Clase C. (temperatura máxima de funcionamiento, superior a180° C).
Aislamiento constituido por materiales o asociación de materiales, tales como
mica porcelana, cuarzo y vidrio con o sin aglomerante inorgánico. También puede
incluirse en esta clase, otros materiales o asociación de materiales, si la
experiencia o ensayos de reconocida garantía, demuestran que pueden funcionar
73
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MAQUINAS ELÉCTRICAS
a temperaturas superior a 180° C. En esta clase, un material, o asociación de
materiales determinados, tendrá un límite de temperatura que dependerá de sus
propiedades físicas, químicas o eléctricas.
En correspondencia con una temperatura límite, considerada como la
temperatura que los respectivos materiales pueden soportar durante un lapso,
técnica y económicamente aceptable, que corresponde a la vida útil media de la
máquina o del aparato eléctrico.
En la practica, se acostumbra mantener la temperatura de operación más
bajo del límite máximo, con el fin de prolongar la duración del aislamiento.
Numerosos son los estudios realizados acerca del envejecimiento térmico
de los materiales aislantes en funcionamiento, que han permitido expresar
mediante ensayos de envejecimiento acelerado, la relación existente entre la
temperatura y la probable vida útil de los materiales involucrados.
Cabe recordar por ejemplo la regla de Monssinger según la cual la vida útil
de un aislante perteneciente a la clase A (105 °C) se reduce a la mitad superando
la temperatura de 113 °C (8 grados por encima de su clase).
Se debe reflexionar sobre el peligro que representa la presencia de puntos
o zonas calientes en algún lugar de las máquinas eléctricas, y la importancia que
tiene realizar un adecuado cálculo térmico y un correcto diseño de los sistemas de
refrigeración, garantizando el evitar un envejecimiento prematuro.
Debido a que en la construcción de las máquinas se utilizan distintos
materiales aislantes para conformar un determinado aislamiento, cada material
presenta una estabilidad térmica diferente, que está influenciada por la forma
como se lo combina con otros materiales.
74
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MÁQUINAS ELÉCTRICAS
Esta situación pone de manifiesto la necesaria "vaguedad" en que ha
debido mantenerse la definición de las clases de aislamiento y el carácter de guía
de esta clasificación.
Es aquí donde la experiencia de los fabricantes, lograda con numerosos
ensayos (algunos de ellos destructivos), resulta fundamental para poder
garantizar la bondad de un determinado aislamiento, y poder soportar las
exigencias del servicio a que está sometido.
4.11. AISLANTES GASEOSOS
4.11.1. EL AIRE
El aire tiene una rigidez dieléctrica de alrededor de 32 kV/ cm a la presión
normal, y alcanza un valor alrededor de 160 kV/cm a una presión de 100 N /cm2
y alrededor de 500 kV/ cm para 300 N/ cm2.
El aire y otros gases tienen elevadísima resistividad y están prácticamente
exentos de pérdidas dieléctricas. Tienen en mayor o menor medida la propiedad
común que la rigidez dieléctrica crece a medida que aumenta la presión.
4.11.2. HEXAPLUORURO BE AZUFRE (SF6)
El hexafluoruro de azufre por sus características físico-químicas es ideal
para aplicaciones electrotécnicas. Es un gas incoloro, inodoro, no tóxico, no
inflamable, químicamente y fisiológicamente inerte, no corrosivo, y muy estable,
pero sus productos de descomposición no tienen estas propiedades.
Por sus características dieléctricas es ideal como medio aislante, tiene una
rigidez dieléctrica muy elevada, tanto a la frecuencia industrial como a impulso,
75
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MÁQUINAS ELÉCTRICAS
gracias a su peculiar característica de gas electronegativo. Con la captura de los
electrones libres la molécula de SFG se transforma en iones negativos pesados, y
por lo tanto poco móviles.
La rigidez dieléctrica del SF6 a la frecuencia industrial es por lo menos dos
veces y media la del aire a la presión de 5 Kg../cm2, condición que permite lograr
un dado nivel de aislamiento con presiones relativamente bajas, lo cual implica
sistemas de contención simples y de completa confiabilidad.
La rigidez dieléctrica es función solamente de la densidad del gas. El
aislamiento de las subestaciones blindadas donde se utiliza este gas, es por lo
tanto independiente de las variaciones de temperatura y presión que se verifican
en el gas durante el servicio, resultando constante hasta la temperatura de
licuefacción del gas.
Debido a su electronegatividad, tiene un poder de extinción del arco
excepcional, una elevada velocidad de recuperación de la rigidez dieléctrica entre
los contactos, razón por la cual resulta particularmente idóneo para soportar
valores muy elevados del crecimiento de la tensión transitoria de restablecimiento
en los interruptores.
El plasma es buen conductor, es decir, se produce una caída baja y
consiguientemente baja energía,, y además corta el arco al primer paso por cero
reduciendo de este modo los tiempos de arco. El consumo y degradación del gas
son mínimos, bajo la acción del arco se descompone, pero la mayor parte del
mismo (99%) se recombina inmediatamente formando nuevamente SF6.
Se lo utiliza también como aislamiento en transformadores de corriente de
145..170 kV con núcleos y secundarios situados en la parte superior del
transformador. El aislamiento de alta tensión de papel impregnado en aceite, se
reemplaza totalmente por SF6, y las ventajas de esta solución son el hecho que la
calidad dieléctrica no depende de complejos y largos tratamientos y de sucesivos
y laboriosos controles.
76
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MÁQUINAS ELÉCTRICAS
El control de las descargas parciales pierde para este caso su significado,
debido a que el único dieléctrico sólido, que puede envejecerse, es la porcelana
de los aisladores externos. El nivel del aislamiento interno se puede controlar en
forma continua a distancia mediante un manómetro, y el diseño se hace
garantizando que las tensiones de prueba a 50 Hz son resistidas con una presión
de hasta 1 bar, en consecuencia el riesgo de falla es controlado.
4.12. TEORÍA GENERAL DE LA RESISTENCIA DE AISLAMIENTO
4.12.1. DEFINICIÓN
La resistencia de aislamiento es ía resistencia (en megaohms) que ofrece
un aislamiento al aplicarle un voltaje de corriente directa durante un tiempo dado,
medido a partir de la aplicación del mismo, como referencia se utilizan los valores
de 1 a 10 minutos.
Ningún material aislante es perfecto, o sea que presente resistencia infinita
a la circulación de corriente. Por lo mismo, siempre hay un paso mínimo de la
misma, descargada por el interior del aislamiento y por su superficie hacia tierra.
Conforme se va deteriorando el aislamiento por daño mecánico, vibración,
excesivo calor o frío, suciedad, aceite, vapores corrosivos, humedad provenientes
de un proceso o debido al medio ambiente y por esfuerzos eléctricos, las
corrientes interior y superficial a! aislamiento van aumentando. Mientras más altos
son los voltajes de operación, más elevada tiende a ser la corriente total si no se
tiene precaución permanente del aislamiento.
Un "buen aislamiento" es aquel que presenta alta resistencia eléctrica.
77
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MÁQUINAS ELÉCTRICAS
4.12.2. CORRIENTE DE AISLAMIENTO
A la corriente resultante de la aplicación del voltaje de corriente directa a un
aislamiento, se le denomina corriente de aislamiento y consiste de dos
componentes principales;
La corriente que fluye dentro del volumen de aislamiento y la corriente que
fluye sobre la superficie (corriente de fuga).
a) La corriente que fluye dentro del volumen del aislamiento está formada por:
a.1. Corriente capacitiva (le)
Es una corriente de magnitud comparativamente alta y de corta duración,
decrece rápidamente a un valor despreciable (generalmente en un tiempo máximo
de 15 segundos), conforme se carga e! aislamiento y es la responsable del bajo
valor inicial de la resistencia de aislamiento. Su efecto es notorio en aquellos
equipos que tienen capacidad alta, como en grandes longitudes de cables de
potencia.
a.2. Corriente de absorción dieléctrica (lad)
Esta corriente decrece gradualmente con el tiempo, desde un valor,
relativamente alto a un valor cercano acero, siguiendo una función exponencial.
Generalmente los valores de resistencia obtenidos en los primeros minutos
de prueba, quedan en gran parte determinados por la corriente de absorción.
Dependiendo del tipo y volumen del aislamiento, esta corriente tarda desde
unos cuantos minutos a varias horas en alcanzar un valor despreciable, sin
embargo, para efectos de prueba de Megger puede despreciarse al cambio que
ocurra después de 10 minutos.
78
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MAQUINAS ELÉCTRICAS
a.3. Corriente de conducción irreversible (Ici)
Esta corriente fluye a través del aislamiento y es prácticamente constante y
predomina después que la corriente de absorción se hace insignificante.
b) La corriente que fluye sobre la superficie del aislamiento se la conoce como la
corriente de fuga, esta corriente al igual que la de conducción, permanece
constante y ambas constituyen el factor primario para juzgar las condiciones
de un aislamiento.
El circuito equivalente que explica lo anterior puede ser reemplazado:
le = Corriente capacitiva -, Corriente dentro dellad = Corriente absorción I = aislanteIci = Corriente de conducción J +If - Corriente de fuga = Corriente superficial
del aislante
Corriente total delaislamiento
4.12.3. ABSORCIÓN DIELÉCTRICA
La resistencia de aislamiento varía con ei espesor del aislamiento e
inversamente al área del mismo; cuando repentinamente se aplica un voltaje de
corriente directa a un aislamiento, la resistencia se inicia con un valor bajo y
gradualmente va aumentando con el tiempo hasta estabilizarse.
A la curva obtenida de graficar valores de resistencia de aislamiento contra
tiempo se le denomina "curva de absorción dieléctrica" y su pendiente indica el
grado relativo de sequedad o suciedad del aislamiento. Si el aislamiento está
húmedo o sucio se alcanzará un valor estable en uno o dos minutos después de
haber iniciado la prueba y se obtendrá una curva con baja pendiente.
79
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MÁQUINAS ELÉCTRICAS
4.12.4. ÍNDICES DE ABSORCIÓN Y POLARIZACIÓN
La pendiente de la curva de absorción dieléctrica puede expresarse
mediante la relación de dos lecturas de resistencia de aislamiento tomadas en
diferentes intervalos de tiempo durante la misma prueba. A la relación de 60
segundos a 30 segundos se le conoce como índice de absorción y a la relación de
10 minutos a 1 minuto como índice de polarización.
El índice de polarización es muy útil para la elaboración del estado del
aislamiento de devanados de generadores y transformadores y es indispensable
que se obtenga justamente antes de efectuar una prueba de alta tensión en
máquinas rotatorias.
Con un Megger de accionamiento manual es posible con las pruebas a 60
y 30 segundos obtener el índice de absorción. Con el Megger motorizado es
posible con las medidas a 10 y 1 minuto obtener el índice de polarización.
CONDICIÓN RELATIVA DEL AISLAMIENTO EN FUNCIÓN DE LOS ÍNDICES DEABSORCIÓN Y POLARIZACIÓN (REFERENCIAS)
CONDICIÓNDEL
AISLAMIENTO
Peligrosa
Pobre
Cuestionable
Regular
Buena
Excelente
ÍNDICE DEABSORCIÓN
Menor que 1.1
1.1 a 1.25
1.25 a 1.4
1.4 a 1.6
sobre 1.6**
ÍNDICE DE
POLARIZACIÓN
Menor que 1.
Menor quel.5
1.5 a 2. 00++
2 a 3
3 a 4.00
Sobre 4* *
OBSERVACIONES
++ Satisfactorio para alambrescaseros cortos.
*Para motores con valores 4.8 ymas pueden indicar bobinadosquebradizos secos.
Limpiar, tratar y secar bobinas**Para valores 1.92 y más,ídem a *.
80
CAPITULO ¡V AISLAMIENTO DE LAS MAQUINAS ELÉCTRICAS
4.13. FACTORES QUE AFECTAN LA PRUEBA DE RESISTENCIA
DE AISLAMIENTO
Las mediciones de resistencia y absorción dieléctricas presentan
fluctuaciones importantes provocadas por factores que pueden ser causa de
errores en la medición de la resistencia de aislamiento, si no se toman en
consideración, estos son:
4.13.1. EFECTOS DE LA CONDICIÓN DE LA SUPERFICIE DEL AISLAMIENTO
Los depósitos tales como hilachas, ácidos, sales, carbón, polvo o aceite
depositados en las superficies aislantes pueden bajar ia resistencia de aislamiento
(aumenta la corriente de fuga). Este factor es particularmente importante cuando
se tiene suficientes aislantes relativamente grandes expuestas al ambiente.
El polvo depositado sobre las superficies aislantes, ordinariamente no es
conductor cuando está seco, pero cuando se expone a la humedad, se vuelve
parcialmente conductor y baja la resistencia de aislamiento, por lo que se deberá
eliminar toda materia extraña que esté depositada sobre el mismo antes de
efectuar la prueba.
4.13.2. EFECTO DE LA HUMEDAD
Una gran parte de los materiales utilizados en los sistemas de aislamiento,
como son el aceite, el papel, el cartón y algunas cintas, son higroscópicos y por lo
tanto capaces de absorber la humedad, ocasionando una reducción en la
resistencia de aislamiento. Actualmente se construyen algunas máquinas
rotatorias con aislamientos que no absorben humedad. Pero si la temperatura del
devanado alcanza un valor igual o inferior al de "punto de rocío"*, se puede formar
una película de humedad sobre la superficie del aislante reduciendo su
resistencia. El mismo fenómeno se presenta en las porcelanas de las boquillas de
81
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MÁQUINAS ELÉCTRICAS
los transformadores e interruptores cuando se tiene alta humedad en el ambiente,
siendo más grave si la superficie está contaminada.
Se recomienda que las superficies aislantes se encuentren limpias de
hilachas ácidos y sales antes de ejecutar mediciones de resistencia de
aislamiento a fin de anular su efecto negativo al absorber humedad.
O Temperatura "punto de rocío" es aquella a la cual el vapor húmedo en el aire
se condensa como líquido.
En los formularios de registro de pruebas se deberá anotar si el aire
circundante estuvo seco o " húmedo durante la prueba. Igualmente si la
temperatura en el lugar estuvo sobre o bajo la ambiente.
Es importante sobre todo en el caso de las máquinas rotatorias, efectuar
las pruebas, cuando los devanados tengan una temperatura superior al de "punto
de rocío"; esto es necesario especialmente en el caso de equipos de importancia
y para ello se efectúan mediciones de temperatura de bulbo húmedo y bulbo
seco, para determinar el punto de rocío y la humedad absoluta o relativa.
4.13.3. EFECTO DE TEIVIPERATURA
La resistencia de aislamiento varía inversamente con la temperatura para la
mayor parte de los materiales aislantes. Para comparar apropiadamente las
mediciones periódicas de resistencia de aislamiento, es necesario efectuar las
mediciones a la misma temperatura, convertir cada medición a una misma base.
Esa conversación se efectúa con la siguiente ecuación:
Rc^ktxRt (1)
Donde:
82
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MAQUINAS ELÉCTRICAS
Re = Resistencia de aislamiento (en megaohms) corregida a la temperatura base.
Rt = Resistencia de aislamiento a la temperatura que efectúa la prueba.
Kt = Coeficiente de corrección por temperatura.
Las bases de temperatura recomendadas por los comités de normas son
de 40°C, para la máquinas rotatorias, 20°C.J para los transformadores y 15.6°C,
para los cables.
Para los demás equipos, como interruptores, apartarrayos, boquillas
pasamuros, etc., no existe temperatura base ya que la variación de la resistencia
de asilamiento con respecto a la temperatura no es notable.
Debido a que las características de temperatura de los materiales aislantes
varían con el tipo de combinación de los materiales, cada equipo tiene sus propios
factores de corrección por temperatura, los cuales se pueden obtener efectuando
dos pruebas sucesivas de absorción a dos temperaturas diferentes (Fig. 4.7)
La primera prueba se puede efectuar poco después de poner el equipo
fuera de servicio y la segunda después que e! equipo se ha enfriado a una
temperatura considerablemente menor.
Utilizando una gráfica con escala logarítmica para la resistencia de
aislamiento y escala lineal para la temperatura, se anotan los dos valores
obtenidos a los 10 minutos en las pruebas mencionadas y se unen mediante una
línea recta (Fig. 4.7).
La intersección de esta línea con la temperatura base es el valor Re de la
ecuación (1), con este valor y otro valor de resistencia a cualquier otra
temperatura se puede obtener el factor de corrección kt para esta temperatura,
utilizando la misma ecuación (1). Con el valor obtenido de kt y tomando en cuenta
que el valor de kt es 1 para la temperatura base, se definen dos puntos en la
gráfica, los que al unirlos por una línea recta nos proporcionan la curva de
corrección por temperatura para el equipo en cuestión.
83
CAPITULO IVAISLAMIENTO DE LAS MÁQUINAS ELECTRIC/
fíO. O
TEMPERATURA G/íÁOOS CEsnCRAG
S5SI57 L.^Cl A 0£ Ai S LA ! E K"0 ^ F ACTCTl CE -C Cí 'trt £ C C i OW C t?.N T^Í.
TEMFÍ.RATUÍÍA
Fig. 4.7
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MÁQUINAS ELÉCTRICAS
Una vez que se establece esta curva de corrección para un equipo dado,
se podrá usar durante toda su vida a menos que se efectúen reparaciones
mayores en ei mismo, que impliquen cambios en el sistema de asilamiento.
En ei caso de que no se cuente con ia curva de corrección particular para
el equipo, se puede utilizar los factores de corrección aproximados que se indican
el la figura 4.8.
Al realizar pruebas de resistencia de aislamiento, es muy importante la
medición de la temperatura; en el caso de máquinas rotatorias con detectores de
temperatura por resistencia, deberá utilizarse el promedio de las lecturas de todos
ellos; cuando no existen detectores, se deberá tomar el promedio de las lecturas
de varios termómetros localizados estratégicamente.
El tiempo que transcurre mientras se baja carga, desconexión del equipo
asociado y preparación para la prueba, ayudará a disminuir la gradiente de
temperatura entre el aislamiento y el dispositivo de medición de la temperatura,
pero el tiempo transcurrido no deberá ser mayor de una hora para los
generadores. Para los transformadores se recomienda un retraso de una hora
después de ponerlos fuera de servicio para producir la gradiente de temperatura.
En todos los casos deberá ponerse fuera de servicio cualquier tipo de ventilación
forzada al mismo tiempo que se elimina la carga.
En caso de máquinas rotatorias el efecto por temperatura en el índice de
polarización generalmente es pequeño, si la temperatura de la máquina no
cambia apreciablemente durante el tiempo que se efectúe las lecturas. Pero
cuando la temperatura es alta y por las características del mismo aislante, como
cualquier variación de temperatura se puede obtener un índice de polarización
bajo, en cuyo caso se recomienda una prueba a bajo de los 40°C, como una
comprobación de la condición real del asilamiento.
85
CAPITULO IVAISLAMIENTO DE LAS MÁQUINAS ELECTRlCAí
1 *¡ ' ' ! "i ' i
IDO 120
n05 C. DETL A:l S LA MIE-HTLA P R U e El A
Fig. 4.8
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MÁQUINAS ELÉCTRICAS
4.13.4. POTENCIAL DE PRUEBA APLICADO
La medición de la resistencia de aislamiento es en sí mismo una prueba de
potencial y debe por lo tanto restringirse a valores apropiados que dependan de la
tensión nominal de operación del equipo que se va a someter a la prueba y a las
condiciones en que se encuentre su aislamiento. Esto es importante
particularmente para máquinas pequeñas o de baja tensión y para
transformadores sin su aceite aislante que se encuentren húmedos. Si la tensión
de prueba es alta, se puede provocar fatiga en el aislamiento.
Los potenciales de prueba más comúnmente utilizados son tensiones de
corriente directa de 500 a 5000 Voltios.
Las lecturas de resistencia disminuyen normalmente al utilizar potenciales
más altos, sin embargo para aislamientos de buenas condiciones y perfectamente
secos, se obtendrá valores muy próximos para diferentes tensiones de prueba
siempre que no pase del valor nominal de operación del sistema al que se está
sometiendo a prueba.
Si al aumentar el potencial de prueba se reducen significativamente los
valores de resistencia de aislamiento, esto nos puede indicar que existen
imperfecciones o fracturas en el aislamiento, posiblemente agravados por
suciedad o humedad, aún cuando las sola presencia de humedad con suciedad
pueda ocasionar este fenómeno.
4.13.5. EFECTO DE LA REDUCCIÓN DE LA APLICACIÓN DE VOLTAJE DE
PRUEBA
Este efecto tiene una importancia notable en el caso de las grandes
máquinas rotatorias y transformadores de potencia con aislamientos en buenas
87
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MÁQUINAS ELÉCTRICAS
condiciones, (ver figura) sin embargo en el caso de los interruptores, apartarrayos
y cables de pequeña longitud, este efecto carece de importancia y por lo tanto a
diferencia de los primeros, es recomendable efectuar las pruebas con duración de
1 minuto.
4.13.6. EFECTO DE LA CARGA RESIDUAL
Un factor que afecta las mediciones de resistencia de aislamiento y
absorción dieléctrica, es la presencia de carga previa en el aislamiento. Esta
carga puede originarse porque el equipo trabajó aislado de tierra o por una
aplicación de voltaje C.D. en una prueba anterior. Por te tanto es necesario que
antes de efectuar las pruebas se descargue los aislamientos mediante una
conexión a tierra.
4.13.7. EFECTO DEL ENVEJECIMIENTO Y CURADO
En el caso de aislamiento con aglutinantes semisólidos tales como la mica
con asfalto, se presenta un proceso de curado con el tiempo, el cual provoca un
aumento en la corriente de absorción que toma el aislamiento y por lo tanto un
decremento de la resistencia de aislamiento con el aumento de edad.
Adicionalmente con la edad algunos aislamientos pueden desarrollar fracturas lo
cual aumenta la corriente de fuga.
4.13.8. TRATAMIENTOS ESPECIALES
Cuando los cabezales de una máquina se tratan con un material
semiconductor, para eliminación de efecto corona, normalmente se presenta una
disminución en los valores de resistencia de aislamiento.
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MÁQUINAS ELÉCTRICAS
4.14. PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO A MAQUINAS
ROTATORIAS
4.14.1. GENERALIDADES
La medición de la resistencia de aislamiento ha sido recomendada y
utilizada durante más de medio siglo en la elaboración de las condiciones de
aislamiento de las máquinas rotatorias.
4.14.2. LIMITACIONES
Sin dejar de reconocer las ventajas de la prueba de Megger como una guía
útil en la evaluación de las condiciones del devanado de una máquina, ésta no
debe tomarse como criterio exacto ya que tiene varias limitaciones entre las
cuales aparecen las siguientes;
a) La resistencia de aislamiento de un devanado no tiene relación directa con
su rigidez dieléctrica y por lo tanto es imposible predecir el valor de
resistencia al que fallara.
b) Aún cuando en base a la experiencia se ha definido los valores mínimos
recomendables, existen máquinas que tienen una superficie de aislamiento
extremadamente grande, que puede tener valores de resistencia inferiores
a los mínimos recomendados, aún cuando sus devanados estén en buenas
condiciones.
c) Una medición aislada de resistencia de aislamiento a un voltaje deseado
no indica, si la materia extraña responsable de la baja resistencia esta
concentrada o distribuida.
89
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MAQUINAS ELÉCTRICAS
4.14.3. PREPARACIÓN DE LA MÁQUINA PARA LA PRUEBA
a) Cuando se requiere información de la condición interna del aislamiento sin que
el valor se vea afectado por la condición superficial deberá limpiarse y secarse
el aislamiento. En ambientes húmedos es de gran importancia la limpieza de la
superficie del aislamiento antes de efectuar ia prueba.
b) La temperatura del devanado debe estar por encima del punto de rocío para
evitar condensación de la humedad en la superficie del aislamiento.
c) No es necesario que la máquina este parada para efectuar la prueba de
megger, en ocasiones es deseable que la máquina este girando para que el
devanado se sujete a las fuerzas centrífugas que ocurren en servicio.
d) Descargar completamente toda carga residual antes de efectuar la prueba,
conectando los devanados a tierra cuando menos 10 minutos antes de su
indicación.
e) Es conveniente que la medición de la resistencia de aislamiento abarque
exclusivamente los devanados de la máquina, para lo cual es necesario
desconectar todo equipo externo a la misma.
f) En las máquinas con devanados enfriados por agua, deberá expulsarse el
agua y secarse completamente el circuito interno. A excepción de la prueba
"Tal como está".
4.14.4. CIRCUITOS DE PRUEBA
Básicamente existen dos tipos de circuitos de prueba para medición de la
resistencia del aislamiento en las máquinas rotatorias: circuito de prueba
utilizando las guarda y circuito sin utilizar la guarda.
90
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MAQUINAS ELÉCTRICAS
Dentro de estos dos tipos de circuitos existen varias conexiones según sea
el tipo de información que se requiere. En las figuras 4.9 y 4.10 se describen
estas conexiones para máquinas rotatorias trifásicas con neutro accesible. Corno
se considera en las máquinas monofásicas que no tienen el neutro accesible, son
los casos particulares que pueden derivarse fácilmente a partir de las anteriores.
Se recomienda que siempre que sea posible y práctico se separen las
fases y se prueben independientemente, ya que con ello se puede establecer una
comparación entre las mismas que es muy útil para la evaluación de la condición
presente y futura del devanado. Por otro lado la prueba de todas las fases a la vez
tiene el inconveniente de que únicamente se prueba el aislamiento a tierra y se
omite la prueba del aislamiento entre fases.
R..C
91
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MÁQUINAS ELÉCTRICAS
Fig. 4.9
PRUEBA DE GENERADOR O MOTOR SÍNCRONO SIN UTILIZAR LA GUARDA
Cuando se prueban campos de generadores deberá usarse un voltaje de prueba
de 500 voltios para evitar sobre tensionar el aislamiento
S ? N £ f i ¿ D C R " G VOTCÍ
Fig. 4.10
PRUEBA DE GENERADOR O MOTOR SÍNCRONO SIN UTILIZAR GUARDA
92
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MAQUINAS ELÉCTRICAS
4.14.5. INTERPRETACIÓN DE LECTURAS PARA EVALUACIÓN DE LOS
AISLAMIENTOS
A continuación se dan algunas recomendaciones para auxiliar al personal
de prueba en la evaluación de los resultados obtenidos de la prueba del Megger.
En ninguna forma se pretende que sean substituidas del buen criterio y
experiencia de la persona, ya que se considera que para en análisis correcto de
las lecturas y la anticipación de las fallas, se requiere un criterio y experiencia
personal básicos que requieren tiempo y esfuerzo al adquirirlos.
En general, las lecturas de resistencia de aislamiento deberán considerarse
como relativas a menos que, el único interés sea el detectar que los valores se
mantengan por arriba de los mínimos recomendados, lo cual representaría un
gran desperdicio en el aprovechamiento de la prueba.
Como una confirmación de la relatividad de una lectura aislada, existen
casos en que se obtiene un valor alto de resistencia de aislamiento y sin embargo
existe una diferencia incipiente en la estructura aislante o el caso opuesto, en que
el valor de bajo y el asílamiento está en buenas condiciones, ya que la causa son
fugas uniformemente distribuidas de naturaleza inofensivas.
Tomando en cuenta esta relatividad de las lecturas únicas, es fácil ver que
la única forma de evaluar con cierta seguridad las condiciones del aislamiento de
un devanado, es mediante el análisis de la tendencia de los valores obtenidos en
las pruebas periódicas a que se somete; para facilitar este análisis se recomienda
graficar las lecturas obtenidas en las pruebas anuales o semestrales.
Para que el análisis comparativo sea efectivo todas las pruebas deberán
hacerse al mismo potencial, las lecturas deberán corregirse a una misma base
(40°C) y en lo posible bajo las mismas condiciones.
93
CAPITULO IV AISLAMIENTO DE LAS MAQUINAS ELÉCTRICAS
A continuación aparecen algunas indicaciones que deben tomarse como un
auxilio en la interpretación de los valores obtenidos durante las pruebas
periódicas efectuadas en un equipo dado:
a) No hay que preocuparse si los valores son altos o regulares y bien sostenidos.
b) Sí los valores son regulares o altos pero tienen tendencia a bajar, deberá
localizarse y eliminarse la causa.
c) Si los valores son bajos pero sostenidos es probable que todo esté correcto,
pero debe investigarse la causa.
d) Si los valores son tan bajos que caen en lo inseguro, deberá reacondicíonarse
el equipo antes de ponerlo en servicio.
e) Si Jos valores son regulares o altos, bien sostenidos en un principio pero
muestran una caída repentina se debe efectuar pruebas a intervalos más
frecuentes hasta localizar la causa. Si los valores llegan a ser tan bajos que se
consideren inseguros se debe retirar el equipo de operación.
f) El IEEE (Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos) recomienda; "El valor
mínimo de resistencia de aislamiento para los bobinados de armadura de
máquinas de CA y CC y para sus bobinados de campo puede ser determinado
por la ecuación:
Rm^kV + 1,
Donde:
Rm = Valor mínimo de la resistencia de aislamiento a 40°C, en M del bobinado
total de la máquina.
KV = Voltaje nominal entre terminales de la máquina.
94
Es una buena política iniciar un reacondicionamiento del aislamiento, si la
resistencia medida arroja una cifra muy cercana al de la fórmula indicada y que ha
descendido bruscamente respecto a valores de mediciones ' de aislamiento
realizadas con anterioridad.
95
CAPITULO V
GENERALIDADES YASPECTOS DEL
MANTENIMIENTO ENTURBOGENERADORES
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
CAPITULO V
GENERALIDADES Y ASPECTOS DEL MANTENIMIENTO EN
TURBOGENERADORES
5.1. ASPECTOS GENERALES
Desde que un generador inicia su operación comercial, generalmente
trabaja sin problemas durante algunos años, tiempo que depende de varios
factores, tipo de operación, niveles de mantenimiento, impactos del medio
ambiente y contingencias del sistema eléctrico.
Todas las partes de los generadores hidráulicos se diseñan para que
soporten durante toda su vida útil, los esfuerzos mecánicos de al menos un
arranque y parada diario, con un nivel y frecuencia de mantenimiento adecuados.
Las centrales hidroeléctricas normalmente se utilizan como potencia base,
pero debido al estiaje o escasez de agua en ciertos meses del año, están sujetos
a continuos arranques y paradas. "El deterioro del generador se acelera con cada
arranque y parada, y equivale a una reducción de 10 horas del tiempo de vida útil
de la máquina".
En países industrializados, se ha observado que de las fallas que ocurren.
en una estación de generación, le corresponde al estator aproximadamente el
70%, del cual, casi la totalidad tienen lugar en el bobinado.
El conocimiento de los procesos 'de deterioro del núcleo y del aislamiento
de los bobinados, permite de una manera muy objetiva, programar, ejecutar y
evaluar las actividades de los mantenimientos predictivos, preventivos y
correctivos.
96
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
Esto hace que, en algunas ocasiones, el mantenimiento haya sido mínimo
y, a veces, se olvida uno del generador a la hora de las paradas. Este
planteamiento es perjudicial sobre todo cuando la máquina está entrando en la
tercera edad y ha trabajado en condiciones diferentes a las de diseño, sometida a
altos índices de producción con funcionamiento cíclico, siguiendo la demanda y
con numerosas paradas y arranques.
El generador es un elemento importante dentro del ciclo térmico y
afortunadamente el número de averías que sufre es relativamente bajo en
comparación con otros componentes. Sin embargo, es el elemento que, en caso
de avería, causa la mayor indisponibilidad. Por ejemplo, el caso de una derivación
a masa del bobinado estator. La reparación requiere un plazo de tiempo
inexorable, tanto a nivel de los componentes afectados, como de su montaje en
Central.
La reparación y el plazo depende de la ubicación del fallo, bobinas fondo
ranura o entrehierro. Podemos indicar entre uno y cuatro meses. Se han dado
casos de rebobinado completo e incluso reparación del núcleo magnético, con
diez meses de indisponibilidad,
Resumiendo, el generador se ha considerado como un elemento que está
ahí en la cola, que no presenta problemas, pero la realidad es que debemos evitar
el factor de riesgo de avería disponiendo de métodos de diagnóstico adecuados a
cada -tipo de diseño y, por lo tanto, elaborar programas de mantenimiento
preventivo en base a los antecedentes históricos de explotación y los datos que
proporcione el mantenimiento predictivo.
5.3. MANTENIMIENTO PREVENTIVO - PREDICTIVO Y
DISPONIBILIDAD
El mantenimiento preventivo consiste en programar las paradas y efectuar
revisiones según los criterios y recomendaciones del fabricante. Estos criterios
98
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
están relacionados con las horas de funcionamiento, el tipo de funcionamiento
base, cíclico, número de arranque y paradas y los antecedentes operativos en la
vida del generador.
En este tipo de mantenimiento, todo se tiene dispuesto y planificado antes
de la parada. Es decir, repuestos, programa de trabajos y ensayos, mejoras a
introducir en los componentes del generador con el objetivo final de asegurar y
aumentar la disponibilidad del mismo.
El Mantenimiento Predictivo consiste en una supervisión constante con
medición periódica o continua de los factores que influyen en el buen
comportamiento operativo del generador.
Se comparan con valores patrones y nos permite conocer y valorar la
evolución del estado del generador a lo largo de su vida y la detección anticipada
de posibles averías.
No existe una fórmula que relacione el Mantenimiento Preventivo y
Predictivo con la disponibilidad del generador, pero si está claro que un eficaz
mantenimiento Preventivo aleja el riesgo de avería y el Predictivo nos permite
planificar óptimamente la realización de las paradas para Mantenimiento
Preventivo. Utilizando ambos de forma adecuada se conseguirá una planificación
correcta, ahorro de los costes de la revisión y asegurar al máximo la disponibilidad
del generador.
Los generadores cuando salen de la fábrica están ya equipados con una
serie de elementos de medida y control. Entre estos citaremos elementos
detectores de temperatura tanto del gas como del agua de refrigeración del
bobinado del estator. Por otra parte, los vibrómetros supervisan el
comportamiento dinámico analizando los cambios de los parámetros de la
vibración. Asimismo, disponen de termopares y termómetros para medir las
temperaturas de aceite y cojinetes.
99
CAPITULO V ' MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
En ia actualidad existen equipos electrónicos desarrollados por los
fabricantes que incorporados al generador, tanto en el interior como el exterior del
mismo, realizan una labor predictiva del estado de los componentes activos del
generador.
5.4. PROGRAMA DE MANTENIMIENTO
Un programa de mantenimiento consiste en un conjunto de trabajos,
inspecciones y ensayos, con el objeto de determinar un diagnóstico lo más exacto
y fiable posible de las condiciones tanto eléctricas como mecánicas de los
diferentes componentes activos y no activos del generador.
La casuística en cuanto al número de horas de parada forzosa por fallos y
paradas de mantenimiento programado da como resultado que el bobinado del
estator es el que colabora con la mayor aportación.
Las averías en el bobinado estator están unidas a los fallos y derivaciones
a masa y según la situación donde se produce puede ser más o menos costosa
en tiempo y dinero. Por lo tanto, uno de los componentes más importantes para
valorar la disponibilidad y la vida residual del generador es el bobinado del
estator.
El generador es un conjunto compuesto básicamente de tres componentes:
acero, cobre y aislamiento, a diferencia de la turbina que es un conjunto de acero.
No existe un método infalible y exacto que determine la vida residual del
generador, pero si se dispone de una serie de ensayos e inspecciones para
establecer el mejor diagnóstico del estado del mismo. El aislamiento del bobinado
es como las arterias de! hombre y la vida del generador depende del estado del
mismo.
Normalmente, los problemas con el aislamiento se producen en ios
extremos del bobinado, donde se alojan las cabezas de bobina. Esta estructura
100
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
estática está continuamente sometida a esfuerzos que la hacen vibrar en
funcionamiento normal y más pronunciadamente durante condiciones anormales.
Esta vibración origina altas fatigas en los conductores de las cabezas de bobina y
son el origen del desgaste del muro aislante y, por tanto, la degradación gradual
del aislamiento a masa. Es, por tanto, la vibración de las cabezas uno de los
problemas que se debe controlar y reducir para evitar la aparición de desgaste,
separación de capas, microfisuras y derivaciones a masa.
A continuación se comentan los diferentes tipos de esfuerzos y fatiga a los
que está sometido el bobinado.
5.5. ESFUERZOS Y FATIGAS EN EL BOBINADO DEL ESTATOR
El proceso de envejecimiento del aislamiento se produce por la
contribución de varios factores, los cuales se clasifican básicamente en los
siguientes grupos:
• Esfuerzos eléctricos
• Esfuerzos mecánicos
• Esfuerzos térmicos
• Impactos del entorno ambiental
5.5.1. ESFUERZOS ELÉCTRICOS
Se producen por efecto de la aparición de tensiones elevadas ocasionadas
por perturbaciones en la red. Se presentan campos eléctricos que actúan sobre el
aislamiento, Las degradaciones, tales como fisuras, vacías, separación entre
capas aislantes y entre el cobre y el aislamiento, y envejecimiento son la causa de
este tipo de esfuerzos eléctricos en largos períodos de tiempo.
101
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
E! proceso degenerativo s e ' acentúa cuando el generador opera en
condiciones de sobre excitación, en presencia de transitorios de sobre voltaje o en
pérdidas bruscas de carga.
5.5.1,1. Descargas parciales internas
Las descargas parciales es quizás el factor más importante en la
degradación eléctrica del aislamiento; consiste en pequeñas descargas
localizadas en cavidades o huecos del aislamiento, que quedan en el proceso de
impregnación de la resina.
Las cavidades llenas de aire se encuentran sujeta a campos eléctricos
grandes en proporción a la constante dieléctrica del aislamiento sólido
circundante; esta situación sumada a la rigidez dieléctrica del aire es menor que la
del sólido, resulta en descarga o rompimiento del espacio de aire a voltajes muy
inferiores a los requeridos para perforar el sólido.
Las descargas internas producen la ionización del aire, formando ozono,
gas contaminante muy corrosivo que ataca las superficies de aislamiento
circundante.
El flujo de corriente producida por la descarga es relativamente débil, por la
alta resistencia del dieléctrico que se encuentra en serie con las cavidades, pero
como el deterioro progresa, aparecen descargas en las cintas aislantes que
cambian químicamente las propiedades de la resina, produciéndose una línea de
falla, con reducción del espesor efectivo del aislamiento y su consecuente
perforación
102
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
5.5,1.2. Descargas a la ranurao
Son descargas que se producen entre la superficie del aislamiento del
bobinado y el núcleo cuando se presentan campos eléctricos en las paredes del
aislamiento, en donde se ha deteriorado o removido la pintura semiconductora de
la ranura.
La pintura semiconductora, por su contacto directo con el núcleo, pone la
superficie del aislamiento de las bobinas a un potencial cercano a tierra, y a la
vez, reduce el campo eléctrico en cualquier espacio de aire a un valor inferior al
de descarga.
Al existir un número bajo de contactos de bobina con el núcleo, se
presentan concentraciones de esfuerzos en estos puntos, que provocarán un
deterioro térmico de la pintura semiconductora (material grafitado). Las
vibraciones mecánicas y electromagnéticas, que normalmente son de doble
frecuencia (120Hz), ocasionarán la remoción de esta pintura en los puntos de
contacto.
En resumen, el fenómeno de descargas a la ranura compaginado con las
vibraciones, desgastan las superficies del aislamiento de las bobinas, con el
consecuente aparecimiento de polvo amarillo en las ranuras.
Para evitar una concentración excesiva de esfuerzos sobre el aislamiento en las
esquinas del núcleo, al final de la ranura, se aplica una capa de pintura
semiconductora de alta resistencia, llamada también pintura graduadora,
De ha observado que la resistencia de la pintura decrece a medida que se
incrementa e! voltaje del sistema o cuando se eleva el voltaje en las pruebas de
diagnóstico del aislamiento, como la del factor de potencia, fenómeno que incide
en los resultados
103
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
De igual forma, con el paso de los años esta pintura se degenera , perdiendo
características semiconductoras, originando una fuerza excesiva de esfuerzos en
el extremo de la pintura conductora de ranura, y el aparecimiento de efecto
corona
Con los modernos sistemas de aislamiento en base de resinas sintéticas duras,
las descargas a la ranura se pueden formar en generadores con voltajes
nominales inferiores, debido al menor espesor del aislamiento. Adicionalmente su
mayor dureza no permite tener un buen contacto con la superficie del núcleo.
5.5.2. ESFUERZOS MECÁNICOS
Se producen como consecuencia de cortocircuitos, sincronizaciones
incorrectas y fuera de fase, etc.
Aparecen fuertes intensidades que originan importantes esfuerzos
electrodinámicos. Se producen movimientos de las cabezas de bobina, holguras
en los sistemas de inyección y amarre, influye en el acuñado en la parte recta de
la bobina, causando flojedad, roturas de amarres y, finalmente, altas vibraciones.
Estas son fuentes de degradación de aislamiento.
5.5.3. ESFUERZOS TÉRMICOS
El incremento de temperatura del bobinado puede estar originado por un
aumento de las pérdidas debido a una refrigeración deficiente. Aumentan las
pérdidas por sobrecargas, operación fuera de las curvas de capacidad, excesivos
ciclos de arranque-parada, etc.
Si el aislamiento está sometido a una temperatura superior a la que impone
su clase de aislamiento, éste sufrirá un envejecimiento prematuro irreversible con
la consiguiente disminución de sus cualidades mecánicas y eléctricas.
104
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
5.7.1. FABRICACIÓN Y MONTAJE EN CENTRAL
El generador sale de la fábrica con un grado altísimo de fiabilidad para el
servicio. Supera con total garantía todos los rígidos controles de calidad y
ensayos, y según el contrato, las pruebas finales donde se calculan las pérdidas
del generador con el objeto de garantizar el rendimiento contractual.
Sin embargo, durante el proceso de construcción y la etapa de montaje en
central puede sufrir ciertos daños inapreciables a simple vista, como golpes en las
bobinas, manejo incorrecto de las barras, cuerpos extraños, soldaduras no del
todo correctas, daños en el aislamiento, etc. Estos defectos o daños se
manifiestan con mayor amplitud a lo largo de la vida del generador.
5.7.2. FUNCIONAMIENTO CÍCLICO
Como sabemos, el bobinado estator dilata y contrae siguiendo la carga
aportada al sistema, es decir, la intensidad estator. Se puede hablar de cinco a
siete milímetros en los extremos de las cabezas de bobina.
Estamos ante una situación donde coexisten tres materiales de diferente
coeficiente de dilatación; aislamiento, cobre y el núcleo magnético.
5.7.2.1. Entre aislamiento y cobre
Se producen con el tiempo separación de capas y posibilidad de rotura de
las láminas de mica. Asimismo, focos de descargas eléctricas. Afecta a la bobina
dentro de la parte recta, ya que el campo eléctrico es mayor en esa zona.
5.7.2.2. Entre el cobre y el núcleo magnético
Afecta a las cabezas de bobina en ambos extremos.
106
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
La dilatación diferencial, debido al gradiente de temperatura existente,
produce los siguientes esfuerzos y consecuencias:
• Rotura de los amarres rígidos entre cabezas de bobina y el núcleo
magnético.
• Aparición de frecuencias peligrosas cercanas a la frecuencia de
excitación del núcleo.
• Polvo de vidrio originado por fricción entre el aislamiento del bobinado y
los elementos de sujeción y amarre.
• Alta vibración en el cesto de bobinas.
• Rotura de pletinas flexibles de las salidas de fase, entre el bobinado y
los aros de paralelo.
• Sobrecalentamientos y rotura de las transposiciones en las conexiones
serie entre las barras que forman ¡as bobinas.
Estos esfuerzos en las cabezas de bobina causan una fatiga en el muro
aislante, que con el tiempo pueden producir una rotura del aislamiento,
provocando un fallo a masa a través de las pinturas semiconductoras.
5.7.3. DES CARGAS ELÉCTRICAS
Los elementos volátiles contenidos en los aislamientos, el agua absorbida
por el material que soporta la mica y no eliminada completamente, o ciertos
disolventes de las resinas de impregnación, producen al evaporarse burbujas y
huecos en el muro aislante.
La diferente dilatación térmica del cobre y los materiales que forman el
aislamiento hace que las variaciones de temperatura, sobre todo en
funcionamiento cíclico, debidas a variaciones de carga, produzcan deslizamiento
107
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
de unas capas sobre otras y rotura de las láminas de mica. Puede ser debido al
aglomerante (en caso de ser resina, es mínima) y a la falta de adherencia.
Como consecuencia, se forman bolsas de aire o vacuolas gaseosas. El
campo eléctrico entre el aislamiento y el aire se incrementa, pudiendo ser superior
a la propia rigidez dieléctrica, el gas se ioniza y genera pequeñas descargas
eléctricas que producen degradación química de las sustancias que forman las
paredes internas de las burbujas. Esta degradación progresa con el tiempo,
pudiendo dar lugar, en caso grave, a una perforación de! muro aislante en la zona
afectada. Su control, detección y medida valorará la importancia de los defectos y
permitirá controlar ia evolución con el tiempo y el grado de fiabilidad del
aislamiento.
5.7.4. SUSTANCIAS CONTAMINANTES Y PARTÍCULAS EXTRAÑAS
El agua y vapor de aceite condensados sobre la superficie de las bobinas,
junto con partículas de polvo arrastradas por la refrigeración interna, da lugar a
una capa de suciedad que en ciertos aislamientos puede introducirse, provocando
pérdida de las propiedades del aislamiento.
Una inundación de aceite en e! generador, en principio no es muy
preocupante, ya que no se espera que dañe el aislamiento en bobinas
impregnadas con resinas epoxis. Una limpieza exhaustiva y realización de
ensayos de aislamiento permitirá conocer el estado de fiabilidad del bobinado
estator.
Sin embargo, según la cantidad de aceite que entre en el generador, éste
puede inundar algún conducto de ventilación, bloquear la refrigeración de esa
zona, producir un alto calentamiento y, finalmente, el arco eléctrico. Por ejemplo,
se puede dar el caso de bloqueo de refrigeración en una borne principal por
inundación de aceite. Según la cantidad de aceite, será la falta de refrigeración,
108
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
originando un fuerte sobrecalentamiento con posibilidad de producir un aro
eléctrico.
5.7.5. NÚCLEO MAGNÉTICO
La descripción común de todos los núcleos es la de un círculo a base de
segmentos de chapa laminada de acero al silicio de alta permeabilidad magnética
y bajas pérdidas, apilada en dirección axial y formando una corona cilindrica.
Todos los segmentos van aislados con barnices o tratamientos de material
aislante.
Para facilitar la refrigeración, el núcleo va provisto de segmentos con
piezas de distancia, creando canales de ventilación a lo largo del mismo.
En resumen, el núcleo se compone de acero, aislamiento y espacios para
permitir el paso del elemento refrigerante.
El núcleo debe tener un grado elevado de compacidad y mantener en todo
momento el par de aprieto, según diseño.
El núcleo está sometido a fuerzas vibratorias inducidas, proporcionales al
cuadrado de las densidades de flujo, con una frecuencia doble de la nominal.
Asimismo, presenta dilataciones durante el funcionamiento.
Una flojedad importante en el núcleo magnético puede producir fricción y
fuertes daños entre e! aislamiento de los segmentos, sobrecalentamientos y rotura
de segmentos.
Se han dado varios casos en los que trozos de segmentos han actuado
como cuchillos, dañando el aislamiento a masa, provocando averías importantes
en el bobinado estator y causando una alta indisponibilidad del generador. La
reparación ha consistido en algunos casos en proceder al rebobinado completo
109
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
del estator y la correspondiente reparación de la zona dañada de! núcleo
magnético.
El paquete tiene una presión de compacidad, pero realmente es imposible
saber la distribución real de la presión a lo ancho de la sección completa de la
chapa magnética.
El aflojamiento puede surgir por;
a) Las chapas tienen miles de ondulaciones pequeñas en su superficie.
Cuando se prensan estas ondulaciones, no se eliminan del todo debido a la
fricción interlaminar.
Durante el funcionamiento, el núcleo está sometido a fuerzas y vibración,
las cuales pueden reducir el coeficiente de fricción y, por tanto, permitir que
la superficie de contacto de las chapas aumente, es decir, una reducción
de las ondulaciones presentes.
Esto origina una reducción del núcleo en longitud, con la consiguiente
disminución de tensión y estiramiento del balón de apilado-aislado.
Reducción del par de aprieto.
b) Existe gran cantidad de picos y valles en las superficies de las chapas y
debido a la fricción entre ellas, se mantienen separadas durante el apilado
del núcleo.
Cuando el núcleo dilata en funcionamiento puede ocurrir que los picos y
valle de las superficies puedan acoplarse y se produce un efecto de ligera
reducción en el núcleo, así como una reducción de la tensión del balón y
par de aprieto.
110
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
c) Durante el montaje inicial, puede ocurrir que las chapas no estén
perfectamente compensadas en cuanto al crown, principalmente en los
diámetros exterior e interior,
d) Debido a la diferencia de espesor de las chapas (crown), se diseña el
procedimiento de la forma de apilar las chapas. Al término del apilado se
produce, tanto en el diámetro interior como en el diámetro exterior, falta de
compacidad.
Esto se resuelve y compensa introduciendo a lo largo del paquete y en los
dientes de la ranura una serie de rellenos de vidrio no abrasivo en forma de
cuña y rellenos de chapa en el diámetro exterior. Los rellenos pueden tener
humedad, lo cual durante el funcionamiento y calentamiento desaparece,
produciendo una reducción de espesor muy pequeña, pero a! tener varios
círculos de rellenos, produce un efecto de relajación importante en el
conjunto del núcleo. En un núcleo de 5.000 mm pueden existir desde 35 a
40 círculos de rellenos con un espesor en el diente de hasta 2,5 mm, lo
cual representa en el diámetro interior una longitud de 90 mm, casi un 2%
de la longitud total.
e) Creep-arrastramieníó o deslizamiento en el aislamiento entre chapas. Por
vibración excesiva, el aislamiento entre chapas puede reducirse a lo largo
del tiempo. Un generador puede llegar a tener un espesor total de
aislamiento entre chapas del orden de 30 mm.
5.8. MANTENIMIENTO PREVENTIVO-ENSAYOS Y PRUEBAS
ELÉCTRICAS EN GENERADORES
111
CAPITULO V ' MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
5.8.1. INSPECCIÓN VISUAL
La inspección visual del estado del bobinado es una actividad
importantísima en la revisión del generador. El ojo de un experto valorará
minuciosamente el estado del bobinado y establecerá el mejor diagnostico del
mismo.
El diagnóstico determinará la condición real de los componentes de amarre
y sujeción, existencia de polvo de vidrio, aparición de holguras, daños en el
aislamiento, presencia de aceite y contaminación, rotura de amarres,
desplazamientos, sobrecalentamientos, etc., es decir, el cómo se encuentra, con
total fiabilidad, el bobinado del estator y el núcleo magnético.
5.8.2. ENSAYOS Y PRUEBAS ELÉCTRICAS
Mediante el ensayo y pruebas eléctricas, se pretende obtener un
diagnóstico lo más fiable posible del estado en que se encuentra el aislamiento
del bobinado.
El hecho de que existan varios tipos de ensayos y que no todos coincidan
en sus objetivos es indicativo de que ninguno de ellos es capaz de determinar de
forma clara el estado del bobinado.
Se suelen aplicar varios ensayos para tener un diagnóstico más acertado y
seguir la evolución de los valores obtenidos a lo largo de la vida del generador.
A continuación se describen en forma general las pruebas que de acuerdo
a las normas IEEE STD se consideran necesarias efectuarlas como parte de
Mantenimiento Preventivo de Generadores
Pruebas que se realizan en los generadores:
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CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
• Prueba de alto voltaje aplicado de DC
• Medición de factor de potencia del aislamiento
• Medición de descargas parciales
• Medición de resistencia de aislamiento de bobinas
• Medición de resistencia óhmica
• Medición de descargas a la ranura
• Medición de fugas y efecto corona
• Ensayos de ventilación
• Ensayos de resonancia
• Ensayo de transposiciones
• Ensayos en el núcleo magnético
5.8.2.1. Pruebas de alto voltaje de. al aislamiento de generadores
Normalmente, utilizamos el ensayo de sobretensión en corriente continua.
Se trata de un ensayo fácil de realizar con un equipo cómodamente transportable
y con una alta fiabilidad en la interpretación de los resultados obtenidos. Se trata
de un ensayo destructivo, por lo cual se recomienda controlar en todo momento
los niveles e incrementos de la corriente de conducción del bobinado, el
aislamiento y masa.
El propósito de esta prueba es la verificación de puntos débiles del
aislamiento de la sección de ranura de todos los bastones del bobinado del
generador. Esta prueba debe aplicar a aislamientos nuevos de generadores antes
de su uso comercial.
Es práctica general someter las bobinas de una máquina o parte de ella, a
grandes valores de voltaje con el objetivo de revelar cualquier falla seria en la
manufactura de las bobinas, y particularmente establecer que el aislamiento no
haya sufrido daños mecánicos a tierra o entre fases.
113
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
Esta prueba también nos permitirá demostrar que el esfuerzo eléctrico del
aislamiento es superior a un valor mínimo predeterminado sin experimentar falla
posible.
El valor de prueba será: Vp = 1.7 x 0.85((2Vn)) + 1000)Vdc. Para
generadores hidroeléctricos. Donde ; Vn = voltaje nominal de la máquina entre
fases.
La aplicación del voltaje de prueba puede ser gradual a 3KV/seg. Y la
duración de la prueba debe ser de un minuto. El tiempo empieza cuando alcanza
el voltaje de prueba.
La prueba de resistencia a la sobre tensión es hecha con la finalidad de
conocer el estado del aislamiento. Si no se observó riesgo o falla al final del
tiempo de aplicación de voltajes, las pruebas son tomadas como satisfactorias.
En específico para realizar esta prueba se siguen los siguientes pasos:
a) Cálculo del índice de polarización.- Para verificar el estado del aislamiento en
cuanto a humedad, suciedad y contaminación. Este índice es la relación entre la
corriente medida al minuto de iniciado el ensayo y la obtenida a los diez minutos.
Utilizando un Megger con una tensión de 2.500 Voltios, el índice se
obtendría dividiendo el valor de la resistencia de aislamiento del bobinado a los
diez minutos entre la registrada al minuto de iniciado el ensayo.
El índice de Polarización es independiente del tipo de aislamiento y
constituye un criterio para valorar el grado de humedad absorbida por el
bobinado.
Los factores que afectan a la medida de la resistencia de aislamiento son:
Las condiciones de la superficie
114
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
El polvo sobre las superficies aislantes se convierte en conductor cuando
existe humedad y, por tanto, reduce la resistencia del aislamiento.
La humedad
La humedad puede ser absorbida a través de los poros del aislamiento y
puede convertir una parte del aislamiento en camino conductor a masa. La
temperatura del bobinado también influye en la resistencia del aislamiento. Esta
se reduce a la mitad por cada 10° C de ascenso.
La duración de la aplicación de ¡a tensión
La resistencia del aislamiento aumenta con la duración de la aplicación de
la tensión continua. Al principio el valor de la resistencia aumenta rápidamente y
se haría prácticamente constante a medida que el tiempo pase.
Si el bobinado está seco y en buenas condiciones, el valor de la resistencia
puede seguir aumentando durante bastante tiempo, alcanzando un valor
constante al cabo de 10 minutos. Si el bobinado está húmedo o sucio, el valor se
consigue al cabo de muy poco tiempo de iniciado el ensayo.
Un valor menor de 1,5 no es aceptable y corresponde a un bobinado
contaminado con excesiva corriente de conducción y alto riesgo de perforación. Si
el índice es mayor que 2, se considera bueno. Si supera el valor 3, se trata de un
bobinado seco y en óptimas condiciones para el servicio.
b) Cálculo de la relación de absorción. Se aplica a cada fase durante diez minutos
una tensión de 15 kilovoltios corriente continua cuando la tensión nominal es
mayor de 15 KV corriente alterna. En caso de ser menor la tensión nominal, se
utiliza una tensión de 10 Kilovoltios en corriente continua.
La corriente total al cabo de los diez minutos se compone de dos
sumandos. Uno representa la corriente de conducción a masa, que es igual a la
corriente que circula al cabo de un tiempo concreto después de aplicar la tensión
115
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
continua. Esta corriente es constante, siempre y cuando se mantenga la tensión
aplicada. El segundo sumando representa la corriente debida al fenómeno de
polarización del aislamiento y que se denomina corriente de absorción. Esta
corriente disminuye al paso del tiempo.
La corriente de absorción está relacionada con la heterogeneidad de los
materiales que forman el aislamiento, impurezas, vacuolas, discontinuidades, etc.
Por tanto, se puede establecer que la corriente de absorción de un material
aislante informa sobre e! estado de heterogeneidad microscópica de dicho
material, mientras que el área de la curva, corriente de absorción en función del
tiempo, representa la cantidad total de impurezas en el interior del mismo.
c) Sobretensión y corriente de fugas. De acuerdo con los valores de relación de
absorción, se va incrementando la tensión escalonadamente hasta alcanzar el
nivel recomendado. La relación de absorción determina los tiempos de aplicación
de cada escalón de tensión. A mayor relación, mayor tiempo de aplicación, con el
objeto de que la corriente al final de ese tiempo sea prácticamente la de
conducción. Se registra la curva corriente de conducción en función de las
escalas de tensión. Una pendiente uniforme de crecimiento de la corriente es un
buen síntoma del buen estado del aislamiento.
Un brusco crecimiento de la corriente de inducción obligará a interrumpir el
ensayo, con el objeto de investigar las causas y poder tomar las medidas
necesarias para normalizar la situación de debilidad que se ha detectado.
5.8.2.2. Factor de potencia'(ensayo de tangente de delta)
Este ensayo, también llamado Ensayo de Tangente Delta, es un índice
relacionado con las pérdidas dieléctricas que se producen en el aislamiento. Se lo
realiza aplicando en escalones una tensión alterna correspondiente a la tensión
nominal del generador. Compara la corriente que circula por la parte resistiva, en
fase con el voltaje aplicado, con la corriente total absorbida por el aislamiento.
116
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
El factor de potencia como ei índice de polarización en la prueba de
resistencia de aislamiento, es una cantidad adimensional, lo cuál permite la
comparación entre diferentes volúmenes de aislamiento. Medido a voltajes de
orden del 25% del voltaje nominal fase neutro, su valor depende de la resistividad
volumétrica del aislamiento y del grado del contacto de la superficie de las
bobinas del núcleo, por medio de las pinturas semiconductoras.
El factor de potencia permite tener un conocimiento general del estado
interno del aislamiento; su valor se incrementa con la elevación del voltaje de
prueba, debido a la actividad de descargas parciales que van presentándose en
las cavidades internas. El valor del incremento del factor de potencia se ha
utilizado durante muchos años como un indicativo de la cavidad del sistema
aislante,
Se trata de una herramienta para determinar la calidad de la fabricación de
las bobinas, así como el estado del muro aislante a lo largo de los años de
funcionamiento del generador.
El sistema conductor-aislamiento y hierro es asimilable a un circuito
capacitivo en el que el muro aislante puede representarse en cuanto a
comportamiento eléctrico como un condensador ideal asociado con una
resistencia que identifica las pérdidas en el dieléctrico,
La tangente delta es UR/UC que en impedancia sería R11/wC = RwC
Luego el factor de pérdidas del condensador, es decir, la tangente delta,
representa el peso de la componente resistiva sobre la capacitiva. Es decir,
tenemos una medida de las pérdidas eléctricas que se producen en el
condensador y, portante, en el aislamiento.
En un aislamiento teóricamente perfecto el factor de pérdida no aumentará
a medida que aumente la tensión aplicada. Sin embargo, en el muro aislante del
bobinado o entre el muro y el cobre pueden existir pequeños huecos de aire.
117
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
Cuando se aplica una tensión elevada al bobinado, en estos huecos se
producen pequeñas descargas eléctricas que desprenden calor, dando origen a
un consumo de energía que incremente las pérdidas eléctricas en el bobinado.
Este proceso determina un aumento del factor de pérdida directamente
relacionado con el incremento de la tensión aplicada.
La valoración del factor de pérdida representa las pérdidas medias sobre la
fase ensayada. Esto es, no se corresponde realmente con la peor zona del
aislamiento; de modo que una bobina en mal estado puede estar enmascarada
por un alto número de bobinas en buenas condiciones.
Los valores de tangente de delta se expresan en tanto por ciento. A partir
de ellos los parámetros que se utilizan para establecer un diagnóstico son los
siguientes:
1. Valor de la tangente delta al 20% de la tensión nominal.
2. Incremento de la tangente de delta entre el 20 y el 60% de la
tensión nominal,
3. Incremento de la tangente de delta cada 20% de la tensión
nominal.
El incremento de la tangente de delta con la tensión es función del
contenido global en huecos del muro aislante, del grado de compacidad,
composición de la resina aglomerante y del tratamiento superficial del aislamiento.
Como norma general, el incremento de tangente delta para aislamientos
constituidos por mica y resinas epoxy no debe superar el 1%. Los cambios en el
incremento de tangente de delta pueden ser resultado de distintos procesos de
deterioro.
A niveles bajos de tensión aplicada, los valores de tangente delta
determinarán el estado de compacidad y adherencia entre el aislamiento y el
cobre del bobinado, así como presencia de humedad y contaminación.
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
5.8.2.4. Resistencia de aislamiento
La resistencia de aislamiento permite conocer el estado en que se
encuentra el aislamiento sólido de cada una de las fases del generador, esto es,
su grado de contaminación con humedad o su deterioro debido a los diferentes
esfuerzos a los que se encuentran sometidos durante su operación.
Entre los parámetros más importantes de esta prueba se encuentra el
índice de polarización el cual se obtiene de la relación entre el valor de la
resistencia medida a los diez minutos y el valor obtenido en el primer minuto de
iniciada la prueba. Un aislamiento en buenas condiciones es aquel cuya
resistencia de aislamiento tiende aumentar con el tiempo de aplicación del voltaje
de prueba.
El criterio de análisis para evaluar las condiciones del aislamiento por el
índice de polarización se presenta en el siguiente cuadro:
CONDICIONES DEL AISLAMIENTO
Peligrosa
Pobre
Cuestionable
Satisfactoria
Buena
ÍNDICE DE POLARIZACIÓN
Menor que 1.0
De 1.0 a 1.1
De 1.1 a 1.25
De 1.25 a 2.0
Sobre 2.0
5.8.2.5. Resistencia óhmica
La prueba de resistencia óhmica permite detectar posibles cortocircuitos en
los bobinados, así como permite verificar el estado de las conexiones de las
bobinas del generador.
120
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
Esta prueba permite verificar el valor que tiene [a resistencia de cada
bobina, y mediante la medición periódica de la misma, la comparación con los
valores de puesta en servicio.
5.8.2.6. Descargas a la ranura
Las descargas a la ranura dañan e! aislamiento desde fuera hacia dentro
por erosión. Estas descargas ocurren entre la superficie de la bobina y la ranura,
si es que la bobina presenta un contacto deficiente con el núcleo.
Las descargas a la ranura se detectan por medio de un medidor de ruido
que capta las señales por medio de una bobina exploradora de núcleo de ferrita,
la cual se pone en contacto con la superficie de la ranura (cuñas de ajuste). La
lectura se obtiene en mA. Se energiza una fase a la vez, con el voltaje nominal
fase tierra, utilizando una fuente primaria de alta tensión.
Para esta prueba y para aislamiento de la clase F, la doble Engineering
Company recomienda los siguientes valores con referencia para evaluar los
resultados obtenidos:
UNIDAD
mA
NORMAL
5-15
CUESTIONABLE
40-60
REEMPLAZAR BOBINA
> 100
5.8.2.7. Medición de fugas y efecto corona
Las constantes variaciones de temperatura, operar con altas temperaturas,
la vibración continua, los esfuerzos mecánicos, sobre corriente y sobre tensión,
son factores que de forma aislada o combinadamente provocan el deterioro
paulatino de las condiciones del aislamiento y pueden ocasionar fallas en los
devanados ya sea en su conductor o en su aislamiento, favoreciendo descargas
luminosas de efecto corona.
121
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
El efecto corona se detecta por medio de un medidor de ruido que capta las
señales de las descargas y las mide en dB. Esta prueba se la efectúa
energizando cada devanado con el voltaje nominal fase neutro mediante una
fuente externa.
5.8.2.8. Ensayos de ventilación
El bobinado del estator está dotado con un sistema de refrigeración para
eliminar las pérdidas que se producen durante el funcionamiento. Normalmente, el
gas hidrógeno es el elemento refrigerante que circula por el interior de las
bobinas, a través de tubos no conductores, y por los aros de paralelo y bornes
principales.
Los ensayos de ventilación determinarán las pérdidas de carga a través de
los diferentes caminos o conductos de refrigeración. Se asegurará la ausencia de
bloqueos y obstrucciones que podrían originar un fallo grave en el generador.
5.8.2.9. Ensayos de resonancia
Este ensayo pretende analizar el comportamiento dinámico y las
frecuencias propias de vibración de los diferentes componentes del bobinado del
estator. Entre estos, citaremos las conexiones de las bobinas, salidas de fase
entre cabezas de bobina y aros de paralelo.
Para llevar a cabo el ensayo se excita el componente mediante un esfuerzo
de tipo impulso realizado por un martillo excitador al mismo tiempo que se registra
la vibración en diferentes sentidos del objeto ensayado. Se utiliza un acelerómetro
colocado en la dirección en la que se quiera analizar el espectro de la vibración en.
amplitud y frecuencia de la misma.
122
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
El acelerómetro es un transductor que convertirá la aceleración a la que se
somete el componente en una tensión eléctrica proporcional a la misma. Las
señales de fuerza y aceleración son amplificados y se introducen en un
convertidor analógico-digital para poder obtener a través del procesador la
transformada rápida de Fourier, es decir, convertirá el espectro de la vibración en
dominio del tiempo por el dominio de la frecuencia.
Una estructura de! bobinado que presente una amplitud de vibración
elevada en el dominio de los 100 Hz y, por lo tanto, en el rango de la frecuencia
de excitación del núcleo magnético, deberá ser rigidizada con soportes
adicionales para evitar fenómenos de resonancia.
Los efectos resonantes aumentarán la vibración, los esfuerzos y fatigas
resultantes pondrán en peligro el estado del muro aislante del bobinado,
fundamentalmente, en la zona de las cabezas- de bobina. Asimismo, estas
solicitaciones extraordinarias originarán daños en las pletinas de cobre, fricción
entre el aislamiento y elementos de sujeción, aparición de polvo de vidrio, rotura
de la mica del aislamiento, microfisuras, sobrecalentamientos, que finalmente y a
lo largo del tiempo pueden ser la causa del fallo a masa del bobinado del estator
del generador.
5.8.2.10. Ensayo de transposiciones
Hay ciertos diseños de generadores que incluyen trasposiciones no
solamente en la parte recta, sino también en las conexiones series entre barras
para formar las bobinas de cada fase. Estas trasposiciones se localizan en los
extremos del bobinado, es decir, en e! extremo de las cabezas de bobina.
Este ensayo de mantenimiento tiene como objetivo determinar si existen
discontinuidades eléctricas en los conductores que constituyen las fases del
bobinado estator.
123
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
El ensayo se realiza alimentando los extremos de cada fase con una
tensión de 12 voltios en corriente continua. Seguidamente se miden las caídas de
tensión entre una transposición y el resto. Los valores obtenidos y trasladados a
un gráfico deben representar una sinusoide más o menos perfecta.
En el caso de que existan valores de tensión en milivoltios, alejados de la
sinusoide, es síntoma de que existen discontinuidades eléctricas y roturas de
conductores en la fase ensayada.
Este tipo de fallos, que son causa de averías, son debidos principalmente a
una excesiva vibración en las cabezas de bobina.
5,8.2.11. Ensayos en el núcleo magnético
El objeto es analizar e! estado en que se encuentran los diferentes
paquetes de chapa que componen el núcleo magnético.
El núcleo magnético de un generador se construye a base de láminas finas
de acero al cilicio de grano orientado, con espesores que oscilan entre 0.5 y 1.0
mm, aisladas unas con otras pero cortocircuitadas en los extremos por los
parantes de la carcasa que lo soportan. Esta construcción permite reducir la
pérdidas y calentamientos debidos a las corrientes de Eddy que se presentan en
la operación normal del generador.
Los materiales que se utilizan para aislar las láminas son muy resistentes a
la abrasión, temperatura y oxidación, como el silicato de sodio (vidrio líquido),
varios óxidos, mica, barnices y el fosfato de aluminio en capas finas, es usado
últimamente en forma amplia. Este aislamiento se lo construye muy delgado con
el objeto de conseguir un menor espesor del núcleo y una alta densidad de flujo
magnético.
124
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
Las causas más comunes que se han observado en las fallas del
aislamiento interlaminar, son las siguientes:
Fallas a tierra de los bobinados, con circulación a través del núcleo.
Pérdidas del aislamiento por excesiva fricción entre las láminas, al
perder precisión de ajuste los pernos, placas y dedos de presión
Desprendimiento de los separadores de los ductos de ventilación y
rotura posterior de los dientes del laminado por vibración. Los
separadores y los pedazos de los dientes causarán daños severos en
gran parte del laminado.
Errores en el montaje; un deposito metálico o limalla puede provocar la
perforación de la capa de aislante.
Puntos débiles del aislamiento, debido a una impregnación inadecuada
del material aislante durante la fabricación.
Ingreso de elementos extraños al entrehierro o por deSsprendimiento
de partes del rotor.
Una falla que involucre únicamente dos láminas no representará un serio
problema para el generador, pero si se trata de varias de ellas, la corriente de falla
inducida ocasionará una generación alta de calor, si el sistema de enfriamiento no
es capaz de disiparlo, será la causa para que aparezcan nuevas fallas
interlaminares, llegándose en casos extremos, a fundir parte del hierro si no se
detectan y reparan oportunamente.
Las fallas más comunes en el núcleo se presentan en el fondo y en las
paredes de la ranura, asf como también en la parte exterior de los dientes del
laminado. El cortocircuito entre las láminas cierra el lazo entre ellas y los parantes
de soporte del núcleo, estableciéndose una corriente de falla y un generación alta
de calor en ese sector.
Las fallas en los núcleos de generadores no son muy frecuentes y si se
producen, son muy difíciles de detectar con la máquina en operación, requiriendo
125
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
la extracción de un polo de campo o del rotor completo para realizar una
inspección detenida.
En condiciones normales, la inspección visual se centrará a observar ios
paquetes del aislamiento, separadores de paquetes, placas de presión, dedos de
presión, pernos de prensado, etc. Por posible aflojamiento de estos elementos y
presencia de polvo rojo de vibración, así como a cambios localizados de
coloración sobre la superficie del barniz, para detectar puntos con
sobrecalentamiento.
En la actualidad se aplican dos tipos de pruebas que permiten ubicar las
fallas en el laminado con una buena precisión, excitando magnéticamente el
núcleo desde un circuito exterior de corriente alterna; los métodos indicados son
el conocido Toroide o Loop Test y el método de EL-CID (Electromagnetic Core
Imperfection Detector).
Utilizando una bobina enrollada en el estator, se crea una inducción del
orden del 2% de la nomina!. Con una bobina de rastreo se detecta si existen
corrientes inducidas entre segmentos de chapa magnética, originadas por golpes
o fallos en el aislamiento entre ios mismos.
5.9. PRUEBAS PARA HALLAR EL RENDIMIENTO DEL
GENERADOR
Los datos de la máquina y que figuran en la placa de características son:
Potencia nominal, Tensión nominal, Corriente nominal y Frecuencia. Para hallar e!
rendimiento es necesario determinar las pérdidas que se producen durante el
funcionamiento del generador. Estas pérdidas son:
a.) Frotamientos y ventilación
b.) Pérdidas en el hierro
c.) Pérdidas óhmicas en el cobre del inducido a 75°C
126
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
d.) Pérdida adicional a 75°C
e.) Pérdida en el inductor a 75°C
f.) Pérdidas mecánica, eléctrica y magnética en la excitatriz y accesorios
La suma de estos conceptos da un dato, en kilovoltios, que representa la
pérdida total.
5.9.1. DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DEL GENERADOR
Existen varios métodos que permiten determinar el valor de las pérdidas,
pero generalmente se emplea un motor que mueve el generador, de potencia
análoga a la necesaria para hacer frente a las pérdidas que se trata de medir.
Este motor deberá tararse, y en caso de generatrices sincrónicas se utiliza como
tal motor la propia excitatriz.
Se mide la potencia que produce el motor (en este caso la excitatriz, que se
alimenta por un grupo de corriente continua), de esta potencia se descuentan las
pérdidas propias que habrán sido determinadas en los talleres de! constructor,
pues por tratarse de una máquina de poca potencia no presenta dificultades su
determinación. Ello permitirá el tarado de la excitatriz cuando funcione como
motor.
A continuación se indican los procedimientos seguidos para hallar las
diversas pérdidas.
5.9.1.1. Pérdidas por frotamiento y ventilación
Se mide la potencia necesarias para hacer girar la máquina a distintas
velocidades, por un ensayo con el alternador en circuito abierto, y manteniendo
constante la temperatura de los cojinetes antes de efectuar la lectura, por las que
se calculará la potencia absorbida. Debe hacerse constar que las pérdidas por
127
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
ventilación, en este ensayo, serán un poco superiores a las que se obtendrán en
la máquina una vez instalada, porque entonces habrá conductos exteriores y
refrigerantes.
Pérdidas en el hierro. Para obtener la pérdida f se eleva el voltaje en los
bornes de la máquina, procediendo como en el caso anterior y haciendo girar la
máquina a 50 periodos por segundo. Obtendremos así una potencia que
comprenderá las pérdidas en el hierro que se trata de determinar, y las pérdidas e
incluidas en el párrafo anterior; restando estas últimas, la diferencia dará el valor
de las pérdidas f.
5.9.1.2. Pérdidas óhmicas en el hierro y pérdidas óhmicas en el rotor
Se obtienen, respectivamente, los valores de g y de / por medio de las
resistencias con corriente continua y la máquina parada. Habrá que determinar,
con termómetros apropiados, la temperatura de los conductores, que se
mantendrá constante, para referís el valor hallado de las respectivas resistencias
a la temperatura de 75°C, y con estos valores se obtendrán los correspondientes
valores de Rl2 (I representa en cada caso el valor de ia corriente que circula por
los arrollamientos del estator y del rotor para la plena carga). Los valores de estas
resistencias son muy pequeños (una fracción de ohmio) y, por ello, es preferible
efectuar la medida con el puente de Kelvin o por el método del amperímetro y el
voltímetro.
5.9.1.3. Pérdidas adicionales
Se obtienen por medición de ia potencia necesaria para hacer funcionar la
máquina a velocidad nominal, con el inducido puesto en cortocircuito a través del
amperímetro y con una corriente de excitación en el inductor tal, que haga circular
la corriente nominal por los arrollamientos del estator. La pérdida se obtendrá con
la temperatura del conductor de! estator a 75°C.
128
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
La pérdida total medida comprende los siguientes valores:
1) Pérdida por frotamientos y ventilación.
2) Pérdida óhmicas en el cobre del inducido.
3) Pérdida adicional o por dispersión.
De la potencia total medida habrá que restar las correspondientes a las
potencias 1) y 2) y la diferencia será el valor de 3). La exactitud del resultado de
3), es menor que la de los resultados de 1) y 2), porque la medida comprende el
valor de todas las potencias y conforme a lo expresado debe restarse del total los
valores de 1) y 2).
5.10. PRUEBAS PARA DETERMINAR FALLAS
Tiene que hacerse una revisión periódica, para determinar la presencia de
suciedad, material carbonizado y humedad. Las pruebas para comprobar estas
condiciones, deben hacerse de forma de no causar averías o fallas en el
aislamiento. La pruebas más generalizada es la medición de resistencia de
aislamiento que proporciona un cuadro bastante exacto sobre el estado del
aislamiento, particularmente por lo que atañe a la humedad o suciedad.
El aislamiento de una bobina que se ha doblado, arrugado, o que ha sufrido
daños de origen mecánico, pueden conservar una resistencia alta, pero falla
fácilmente en la prueba dieléctrica con voltaje relativamente bajo.
La resistencia del aislamiento varía en forma inversa con la temperatura,
siendo una regla aproximada que se reduce a la mitad con cada 10 grados de
aumento de la temperatura de! aparato.
La resistencia del aislamiento debe ser medida periódicamente más o
menos a la misma temperatura y bajo condiciones de humedad similares, para
129
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
poder determinar el progreso del deterioro de! material aislante. Si estas
mediciones arrojan variaciones considerables, debe buscarse e! origen y tomar
las medidas correctivas necesarias, para contrarrestar alguna falla del
aislamiento.
Ningún equipo nuevo debe ponerse'en servicio, si su aislamiento es menor
a 1 Mfl Una buena regla a seguir, consiste en mantener la resistencia del
aislamiento en una proporción aproximada de 1MD por cada 1000 V de tensión
de trabajo con un mínimo voltaje de 1 Mil
Otra de la pruebas aplicables a máquina eléctricas rotativas, es la prueba
dieléctrica. El propósito es cerciorarse de que el aislamiento de la máquina es
capaz de soportar las cargas de voltaje que se le impone durante la operación en
condiciones normales o anormales.
La aplicación del alto voltaje de corriente directa que se necesita para la
ejecución de la prueba dieléctrica, encierra peligros, ya que se puede causar la
perforación o el deterioro del aislamiento, o puede provocarse quemaduras
internas en el laminado de la máquina misma, porque la capacidad necesaria para
la prueba de máquinas grandes, es tal que, en caso de una falla, el arco que se
forma es seguido por el desarrollo de energía en grandes proporciones.
El voltaje de prueba aplicable a máquinas nuevas, o a las bobinas de
máquinas cuyos devanados y materiales aislantes han sido renovados en su
totalidad, y que está especificado por los estándares de AIEE y ASA equivale al
doble del voltaje de régimen más 1000 V, sostenido durante 60 seg., exceptuando
los devanados del campo magnético de ios motores sincrónicos, a los que se les
aplica un voltaje de prueba de corriente alterna equivalente al 65 y 75 % de!
voltaje de prueba para devanados nuevos.
Porcentaje menor se emplea para embobinados mas viejos.
130
CAPITULO V MANTENIMIENTO EN TURBOGENERADORES
Últimamente se viene utilizando un sistema para control alternado del
embobinado en una máquina. Este dispositivo es un probador a base de
comparaciones de ondas, y se emplea para localizar fallas de aislamiento y
descompensación en el embobinado de toda clase de equipos. Es un dispositivo
electrónico portátil, que se puede utilizar en tareas de mantenimiento y en trabajos
de taller. Los altos voltajes alternados, se aplican sin que se produzcan una
tensión excesiva a tierra, con la ventaja adicional de que esta prueba no es
destructiva.
Un circuito abierto en el rotor, se hace notorio por la falta de fuerza de
torsión, por la caída de la velocidad de rotación, ruido, y en ocasiones el motor, no
es capaz de arrancar con carga. Un procedimiento para calcular el desperfecto,
consiste en cerrar el circuito de los tres anillos rozantes del rotor, y arrancar el
rotor. Esto indicara si el defecto está en el rotor mismo o en los circuitos externos.
131
CAPITULO VI
PARÁMETROS DE PRUEBASELÉCTRICAS EN
GENERADORES Y EQUIPOREQUERIDO
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
CAPITULO VI
PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES Y
EQUIPO REQUERIDO
6.1. CONSIDERACIONES GENERALES
El propósito de estos parámetros es proporcionar la información necesario
que permita una evaluación eficaz de ios sistemas de aislamiento de máquinas
eléctricas rotatorias. Dicha evaluación servirá como una guía de mantenimiento o
posible reemplazo de equipo, y también ofrecerá una indicación de la fiabilidad de
servicio futuro del equipo bajo consideración.
Las máquinas eléctricas rotatorias y en específico los generadores son
estructuras compleja que están sujetas a las tensiones mecánicas, eléctricas, y
térmicas de magnitud variante. De los varios componentes, los sistemas de
aislamiento son los más susceptibles a envejecer o dañar debido a estas
tensiones. La vida de servicio de una máquina eléctrica requiere, por
consiguiente, un adecuado mantenimiento de los sistemas de aislamiento.
Donde la fiabilidad es de preocupación, se definen inspecciones y
programas adecuado para asegurar que el equipo se mantenga en condiciones
satisfactorias de servicio.
La experiencia y datos obtenidos de las inspecciones regulares de
mantenimiento, pueden, además de proporcionar una evaluación de la condición
presente del equipo, proporcionará la posible tendencia y la necesidad probable a
largo plazo la reparación futura o reemplazo.
Dependerá grandemente de la propia experiencia y filosofía del operador
para establecer un programa de mantenimiento regular que involucre el
132
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
desmontaje periódico y el examen visual del equipo, junto con la aplicación de
pruebas eléctricas de probada importancia, las cuales proporcionarán una
Habilidad de! servicio dei equipo.
En el mantenimiento de generadores y en base a las pruebas, se espera
lograr lo siguiente:
(1) Establecer una base para mantener la operatividad del generador, o requisito
de acción correctiva, después de una posible falla, o daño severo.
(2) Indicar la conducta y tendencia de funcionamiento de la máquina en largo
plazo.
(3) Anticiparse a posibles fallos en el servicio.
6.2. INFORME DE PRUEBAS ELÉCTRICAS
Considerando la importancia que tiene la generación hidroeléctrica tanto
para EMELNORTE S.A., como para el Mercado Eléctrico Mayorista, el
Departamento de Generación de EMELNORTE tiene como finalidad y objetivo
general mantener en condiciones óptimas las centrales de generación, para lo
cual da cumplimiento de las actividades rutinarias programadas, en las áreas de
operación y mantenimiento de las centrales, para minimizando ai máximo los
tiempos de parada. •
Presiones actuales en la industria hidroeléctrica exigen un mantenimiento y
un funcionamiento desde nuevas perspectivas.
Por lo expuesto en los párrafos anteriores se realizarán comparaciones
técnicas que en base a normas internacionales, ayudarán a determinar los
adecuados parámetros en los cuales se basara para verificar el buen o mal
estado de generadores y pruebas a realizarse en los mismos.
133
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
6.3. REQUISITOS PARA LA EJECUCIÓN DE PRUEBAS:
Antes de realizar cualquier prueba se tiene que tomar en cuenta y conocer
las normas internacionales las cuales nos dan una referencia de los valores que
se pueden obtener en dichas pruebas y la forma de analizarlos, Estas normas
ayudarán a establecer el estado en el que se encuentra la máquina o equipo que
se esta probando.
Los métodos recomendados por probar la resistencia de aislamiento son
dados por la norma ANSÍ / IEEE STD 43-1974. Además en la norma ANSÍ / IEEE
STD 43 de1975, se cubren: el índice de la polarización y los efectos de
temperatura, humedad, y duración de aplicación de voltajes de prueba.
También muestra los valor de resistencia de aislamiento que puede indicar
la presencia de humedad o no en el aislamiento. En este caso, la máquina debe
secarse fuera antes de realizar las pruebas dieléctricas o antes de que la máquina
se ponga en funcionamiento. Vea ANSÍ / IEEE STD 43-1974 y NEMA MG5.2-
1972 para los métodos de secado-fuera.
Generalmente se aplica la prueba de potencial pero normalmente no es
necesariamente aplicada después de todas las otras pruebas que se ha
completado. La magnitud de la, frecuencia, forma de onda, y duración del voltaje
de la prueba son especificadas en las normas ANSÍ C50.10-1977 y ANSÍ / NEMA
MG1-1978.
Debido al alto voltaje usado el cual podría causar lesión serias o muerte de
personas, esta prueba de potencial sólo deben ser dirigidas por personal
experimentado, y deben tomarse precauciones de seguridad adecuadas para
evitar cualquier percance o daño a la persona y equipo. Para los procedimientos
recomendados, refiérase a ANSÍ / IEEE STD 4-1978 e IEEE STD 62-1978.
134
CAPITULO V] PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
El voltaje de la prueba debe aplicarse a cada circuito eléctrico (incluyendo
cada fase que forma el enrollamiento, si ellos no se conectan internamente) con
todos los otros circuitos eléctricos y partes de metal conectadas con tierra.
El generador debe estar fuera de servicio y eléctricamente aislado por el
tiempo necesario para la ejecución de las pruebas.
Provisión de personal técnico de apoyo y herramientas que sean
necesarias para realizar las pruebas.
Se debe considerar el tiempo necesario para la ejecución de las pruebas
iniciales de voltaje aplicado DC, si el aislamiento de los generadores supera este
Test, la ejecución de las pruebas restantes tomaría un par de días adicionales,
más el tiempo que se necesite para la movilización del personal y equipos a lugar
de prueba.
En el caso de la central "El Ambi", se trata de dos generadores que han
sido reparados, por lo que se sugiere efectuar primero una prueba de voltaje
aplicado de DC de acuerdo a la Norma IEEE std.95 1977, con el propósito de
verificar la ausencia de puntos débiles en el aislamiento, y de garantizar la bondad
de la reparación realizada, superada esta prueba que es de carácter destructivo
(en caso de que exista deficiencia en el aislamiento); se procederá a ejecutar el
resto de pruebas que permitirán realizar un diagnóstico completo del estado en
que se encuentren dichos generadores
6.4. ALCANCE DE LAS PRUEBAS
Las pruebas normalmente usadas se dirigen para la evaluación la
condición del aislamiento de los bobinados, y otras adicionales para descubrir
tipos específicos de deterioro del aislamiento. Su uso debe ser basado en la
necesidad por la información que ellos proporcionan.
135
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
Con muchas pruebas de mantenimiento realizadas, las tendencias medidas
por encima de un periodo de años son normalmente más importantes que los
valores absolutos medidos en un determinado periodo de una inspección
específica. Debe investigarse un cambio súbito en los valores para una máquina
dada y la causa que lo provocó.
Se considera practica buena realizar las inspecciones y pruebas de
bobinado, normalmente en intervalos convenientes de 1 a 5 años, y
ordinariamente, en intervalos de 2 a 3 años, dependiendo de la disponibilidad de
la máquina.
Las pruebas listadas debajo generalmente son usadas para establecer la
tendencia estructural de partes del aislamiento a lo. largo del tiempo, o para
descubrir tipos específicos de fallas que pueden presentarse en porciones del
aislamiento.
Las pruebas que se realizan son:
1. Medición de la resistencia óhmica interna por fase del bobinado estatórico
2. Medición de la resistencia de aislamiento e índice de polarización
3. Factor de potencia del aislamiento de las tres fases con respecto a tierra
4. Voltaje aplicado de corriente continua por un minuto
5. Medición de las descargas parciales totales de las tres fases
6. Medición de las descargas a ia ranura
7. Prueba de Loop-Test
8. Prueba'de comparación de onda (Surge Tester)
La mayoría de éstos prueba y la interpretación de los resultados de la prueba se
discute en detalle mayor en la norma IEEE STD 43-1961 (Revisada 1971) (ANSÍ
C5Q.22-1972).
136
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
6.4.1. RESISTENCIA OHMICA INTERNA DE BOBINADOS
La resistencia óhmica de los bobinados permite verificar la ausencia de
cortocircuitos internos entre espiras, así como conexiones defectuosas entre
bobinas, a nivel de cabezales. Además mediante la medición periódica de estas
resistencias permitirá la comparación con los valores de puesta en servicio.
Se realiza las mediciones de cada una de las fases con respecto ai neutro.
Tal como se muestra en el siguiente cuadro, los valores indican que existe un
buen contacto eléctrico entre las bobinas y que no se producirán calentamientos
en el bobinado por resistencia de contacto.
CONEXIÓN
Fase R
Fase S
Fase T
MEDICIÓN
1
2
3
1
2
3
1
2
3
LECTURA
mQ
700
710
700
700
700
700
690
700
700
PROMEDIO
mQ.
703.3
700.0
696.6
= milióhmios
En resumen, por los resultados obtenidos se puede indicar que los
bobinados presentan impedancias estables y equilibradas, descartando la
posibilidad de cortocircuitos entre espiras así como conexiones defectuosas. Los
valores promedio obtenidos son entonces;
137
CAPITULO V] PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
FASE U
7.033x1 0'1 Q
FASEV
7.000x1 o'1 n
Voltaje de prueba aplicado;
Tempo de aplicación:
Temperatura de
Temperatura de
Bobinados;
medición:
FASEW
6. 966x1 0'1 Q
5000 voltios.
15 segundos
22° C
Ambiente
Una reducción en la resistencia del bobinado puede indicar un corto de
conductores. Un aumento en la resistencia del bobinado puede indicar conexión
pobre.
6.4.2. RESISTENCIA DE AISLAMIENTO E ÍNDICE DE POLARIZACIÓN
El objetivo principal de esta prueba es determinar el grado de
contaminación con humedad o con polvo que presenta el aislamiento de cada una
de las fases del generador.
La resistencia de aislamiento se considera igual al valor en MD medido al
minuto de aplicar el voltaje de prueba, tiempo en el cual las corrientes de
absorción y polarización del aislamiento no inciden significativamente en la
medición.
De acuerdo a la norma ANSÍ / IEEE STD 43/91, el valor mínimo
recomendado de la resistencia de aislamiento trifásica, se determina por la
siguiente fórmula:
Rm = kV + 1 expresado en MO
Donde:
138
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
KV: voltaje nominal entre fases del generador
Rm; Resistencia mínima de aislamiento para el bobinado completo, a 40° C
De igual forma, la norma indicada señala un valor mínimo de índice de
polarización de 2.
El criterio de análisis para evaluar las condiciones del aislamiento por el
índice de polarización se presenta en el siguiente cuadro:
CONDICIONES DEL AISLAMIENTO
Peligrosa
Pobre
Cuestionable
Satisfactoria
Buena
ÍNDICE DE POLARIZACIÓN
Menor que 1.0
De 1.0 a 1.1
De 1.1 a 1.25
De 1.25 a 2.0
Sobre 2.0
La resistencia de aislamiento de una fase de un bobinado trifásico, con las
otras dos fases puestas a tierra, es aproximadamente el doble que la del
bobinado trifásico; por lo tanto cuando se prueban ¡as fases por separado, la
resistencia medida en cada fase se debe dividir entre dos para poder compararla,
Luego de la corrección por temperatura, con el valor de la resistencia mínima
recomendada.
En las mediciones por separado, si las fases que no se prueban se
conectan al terminal de guarda del equipo, la resistencia de aislamiento debe
dividirse entre tres para compararla con el valor mínimo recomendado por la
norma.
Para aislamientos en buenas condiciones de operación es común encontrar
valores de resistencia de aislamiento de 10 a 100 veces o más el valor mínimo
recomendado.
139
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
Mediante un Megger y aplicando 2500 voltios, se procede a realizar la
medición de la resistencia del aislamiento de cada una de las fases con respecto
a tierra (carcaza) por un período de 10 minutos con lecturas a los 30 segundos y
posteriormente cada minuto.
Al realizar los cálculos de! índice de polarización relación de lectura de
resistencia de aislamiento a los 10 minutos, respecto a la lectura al primer minuto,
se obtiene valores mayores a 2.0 que son los recomendados por la IEEE para los
sistemas de aislamiento clase F.
Los valores obtenidos de resistencia trifásica se presentan en el siguiente
cuadro:
TIEMPO
MQ
15SEG
2500
30SEG
5250
45MIN 2MIN 2MIN 3M1N 4MIN 5MIN 6MIN 7MIN 8MIN 9M1N 10MIN
8000 10500 20000 27500 35500 44000 49500 57500 62500 65000 72500
ÍNDICE DE ABSORCIÓN 2.0
ÍNDICE DE POLARIZACIÓN 6.9
Condiciones de la prueba:
Voltaje de prueba: 2500 Vdc
Temperatura bobinado: 22° C
Temperatura ambiente: 18.4° C
Humedad relativa: 45.2%
Los valores, como se puede observar, superan los valores mínimos
recomendados tanto para la resistencia de aislamiento como para el índice de
polarización, lo cuaí indica que el bobinado se encuentra seco y sin contaminación
con polvo.
140
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
En resumen, se debe observar que el valor de resistencia de aislamiento se
incremente en forma normal con un índice de polarización superior a 2 que es el
valor recomendado por la norma ANSÍ / IEEE STD 43-1991.
Bajo condiciones adversas si ei aislamiento está húmedo se debe realizar
un tratamiento de secado del estator para eliminar el agua y mejorar los valores
de resistencia del aislamiento por eliminación de la circulación de corriente
superficial.
Si el valor del índice de polarización no está sobre el valor mínimo que pide
la norma, no se podrá continuar ejecutando las demás pruebas al aislamiento del
generador, ya que podría producirse una falla con respecto a carcaza.
6.4.3. FACTOR DE POTENCIA (TAN 5) Y VARIACIÓN DEL FACTOR DE
POTENCIA
El Factor de Potencia es un índice relacionado con las pérdidas dieléctricas
que se producen en el aislamiento. Compara la corriente que circula por la parte
resistiva, en fase con el voltaje aplicado, con la corriente total absorbida por el
aislamiento.
El factor de potencia, como el índice de polarización, es una cantidad
adimensional, lo cual permite la comparación entre diferentes volúmenes de
aislamiento. Medido a un voltaje del 25% del voltaje nominal fase-neutro, su valor
depende de la resistividad volumétrica del aislamiento y del grado de contacto de
la bobina con el núcleo por medio de las pinturas semiconductoras de la sección
de ranura. La resistividad volumétrica depende del tipo de materiales utilizados y
del grado de deterioro o envejecimiento de los mismos durante la vida útil del
generador, reflejado en un incremento de las cavidades internas y en la
laminación de las capas del aislamiento.
141
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
El factor de potencia permite tener un conocimiento general del estado
interno del aislamiento de los bobinados, en base a la medición de las pérdidas en
Watts que produce, al aplicar un alto voltaje determinado de 60 Hz, su valor se
incrementa proporcionalmente con la elevación del voltaje de prueba, debido a la
actividad de descargas parciales que van presentándose en las cavidades
internas. Este factor es además un indicativo de la homogeneidad del aislamiento
durante su manufactura y/o proceso natural de envejecimiento durante su vida
útil. El valor del incremento del factor de potencia o factor de disipación se ha
utilizado durante muchos años como un indicativo de la calidad del sistema
aislante.
Las pérdidas activas, que se traducen en calentamientos adicionales del
bobinado, se originan en la parte resistiva del aislamiento; consecuentemente,
todas las causas que lo deterioran, ocasionarán un incremento de las mismas.
El bobinado y su aislamiento se comporta como un capacitor, donde el
conductor de cobre y el núcleo son los terminales. En presencia de voltaje alterno,
fluye una corriente total de carga, de dos componentes, una relativamente grande
y desfasada en 90° con el voltaje aplicado (componente capacitiva), y otra en fase
y de pequeña magnitud (componente resistiva).
IR E
Diagrama Vectorial Corriente del Aislamiento con el voltaje E aplicado
El factor de potencia del aislamiento se define como eos 4 > ;
142
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
FP = COS$ = JL
1
El factor de potencia medido depende de la resistencia del volumen del
aislamiento y de la resistencia de contacto de la superficie de la aislamiento y la
ranura del estator
De acuerdo a la norma IEEE STD 286-1975, se obtiene valores de factor
de potencia para diferentes voltajes de prueba, comprendidos entre el 25 y el
100% del voltaje nominal fase tierra, en intervalos del 25%. La diferencia de este
factor, obtenido entre el 100% y el 25% del Vf_ni se lo conoce como Tip-Up del
aislamiento.
La magnitud del Tip-Up ai voltaje nominal de operación es indicador
cualitativo del grado de pérdidas por efecto corona que ataca al aislamiento de los
materiales de amarre y ajuste así como a los barnices.
Cuando se mide el FP a voltajes bajos, la mayor parte de las pérdidas se
convierten en calor por efecto "Joule". Con voltajes mayores se presentan
pérdidas adicionales, debido a las descargas parciales en las cavidades internas
del aislamiento.
En la prueba de factor de potencia y tip-up, al elevar el voltaje se obtiene
también un incremento de capacitancia, parámetro que también se lo considera
para evaluar el estado del aislamiento.
La variación de la capacitancia en porcentaje, se calcula de la siguiente
forma;
AC C-CoCo Co
Donde:
C = Capacitancia a 8 kV
Co = Capacitancia a 2 kV
143
-;dOO
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
En los generadores de bobinados grandes como los hidráulicos, las
pruebas de factor de potencia y t¡p-up se ejecutan en circuitos o fases enteras.
Estas pruebas promedian los valores encontrados en todo el aislamiento, por lo
que la sensibilidad de las mediciones se reduce considerablemente
En bobinados de pequeña longitud, las pérdidas en los cabezales se tornan
muy representativas, con respecto a las medidas en la sección recta de la bobina,
afectando los resultado en la pruebas. Estas pérdidas son por efecto corona,
debido principalmente al descenso de la pintura graduadora con el incremento de
voltaje aplicado
El aislamiento bajo la pintura graduadora, presenta mayor cantidad de
pérdidas por unidad de longitud que en la sección recta de la bobina debido a
que, por el cambio de dirección que tiene el bobinado en este sector, el
aislamiento tiene una menor densidad, no es homogéneo y presenta mayor
cantidad de cavidades. En bobinas de pequeñas longitud, las pérdidas en estos
sectores tienen un valor dos o tres veces superior a las medidas en la sección de
la ranura.
Los generadores de la Central Hidroeléctrica El Ambi tienen un voltaje
nominal de 4.16 kV. Lo cual corresponde a un voltaje fase neutro de 2401 Vac. La
prueba se puede iniciar con 600 V o un valor mayor, o hasta obtener resultados
(valores).
Los valores obtenidos se presentan en el cuadros siguiente;
FASES
Energ,
RST
Tierra
-
Voltaje
Aplicado
%
25
50
Voltaje
Aplicado
kV
0.650
1.2
Corriente
de fuga
mA
176.3
176.3
Potencia
Watts
0.11
0.41
F.P.
%
1.68
1.74
Capacit.
PF
44100
44090
144
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
75
100
1.8
2.4
176.5
176.8
0.73
1.12
1.87
2.02
44100
44100
5000 VDC (Megger). 4 GO
TIP-UP 0.34%
Normalmente, los valores de factor de potencia en el bobinado total de un
generador (prueba trifásica) son muy similares o ligeramente superiores a los
obtenidos en formas individua] para cada fase. La capacitancia, en cambio, es
aproximadamente igual a 3 veces la capacidad de cada fase.
El valor de la capacitancia depende del tipo de bobinado del estator, esto
es, del número de bobinados en serie por cada polo, así como del número de
ramales en paralelo por fase, que tenga el generador.
Para la interpretación de los resultados tomamos los siguientes criterios de
evaluación que, sobre la base de estudios y a la experiencia acumulada de
muchos años maneja la Doble Engineering Company, fabricante de equipos de
prueba, y el Japan IERE Council, organismo de investigación de la industria de
potencia eléctrica.
En el documento "Power Factor and Radio Influence Voltages for Generatqr
Estator Insulatión" de R. J. Me Grath and Gryszkiewies, de la Doble Engineering
Company, para aislamiento de la clase F a base de mica y resinas epóxicas de
generadores en buenas condiciones de operación, se señala que es común
encontrar valores de factor de potencia (25% Vf.n) y tip-up del 1%. En el mismo
documento se indica el valor del 2%, tanto para el factor de potencia como para el
tip-up como el valor límite para generadores en buenas condiciones de operación.
De igual forma, el Japan IERE Council en su estudio para determinar la
vida residual de generadores con aislamiento clase F, señala un valor de Tip-Up
del factor de potencia de hasta 2% para generadores en buenas condiciones de
operación, definiendo adicionalmente el rango entre 2% y el 6.5% como zona de
145
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
cuidado en la cual los generadores deben mantenerse en observación. La zona
con valores superiores al 6.5% es considerada como crítica, con alto riesgo de
ruptura del aislamiento principal.
A continuación se resume los valores referenciales ampliamente usados en
la actualidad, como criterio de evaluación de estos aislamientos:
CRITERIO
AtanS < 2%
AtanS > 2%
AtanS > 6.5%
DIAGNOSTICO
Bueno
De cuidado
Crítico
En e! siguiente cuadro se muestra en forma resumida ios datos de factor de
potencia, tip-up y capacitancia obtenida en el aislamiento principal del generador
con respecto a tierra:
PRUEBA
Factor de potencia 2 kV %
Factor de potencia 8 kV %
Tip up del factor de potencia %
Capacitancia 2 kV pF
Capacitancia 8 kV pF
TRIFÁSICA
1.68
2.02
0.34
44100
44100
El valor de capacitancia debe mantenerse constante o lo más lineal posible
para valores de voltaje inferiores o igual al nominal.
Si el set de pruebas previsto para un generador incluye la prueba de'alto
voltaje aplicado de corriente continua por el tiempo de 1min, se debe considerar
verificar el estado del aislamiento una vez realizada esta prueba, por lo que se
debe medir nuevamente el factor de potencia.
146
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
Es muy importante observar el comportamiento de este parámetro con
respecto al tiempo de operación de los generadores. En lo posible las mediciones
se las debe realizar con una periodicidad anual y preferentemente con el mismo
equipo de prueba.
Un incremento del factor de potencia y de la capacitancia del aislamiento
con el tiempo de operación nos indicaría la presencia de un proceso de
laminación de las diferentes capas que conforman el mismo, principalmente por
efectos de cíclicos de origen térmico.
La medición del factor de potencia normalmente promedia los valores que
presenta a lo largo de todo el aislamiento, perdiendo de esta manera la
sensibilidad para detectar puntos débiles, especialmente en bobinados de gran
magnitud como los que disponen los generadores hidráulicos, por lo que el
análisis se debe complementar con la medición de las descargas parciales totales
por fase y con la medición de la corriente de descarga a la ranura.
6.4.4. PRUEBA DE ALTO VOLTAJE DE CORRIENTE CONTINUA
El propósito de esta prueba es la verificación de puntos débiles del
aislamiento de la sección de ranura de todos los bastones del bobinado de!
generador. Esta prueba revela características que no pueden ser descubiertas por
la prueba de bajo voltaje, en la cual se detecta humedad y suciedad en el
aislamiento aplicando un voltaje de 500 a 5000 V.
Para la prueba de sobrevolíaje, el nivel de voltaje que debe aplicarse
dependerá de! tipo, tamaño y edad de la máquina involucradas, Debe
reconocerse que si los bobinados están limpios y secos, la prueba de sobrevoltaje
no mostrará defectos en el exterior del bobinado, pero en e! centro de este (centro
del stator) no se puede afirmar que el aislamiento esté en buenas condiciones.
147
CAPITULO V! PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
KV PRUEBA
15
CORRIENTE ¡aA
2
Se pueden escuchar o no descargas en el aislamiento durante el tiempo de
aplicación de voltaje; se espera que la corriente presente una tendencia a
decrecer
Resistencia de asilamiento calculada con los valores obtenidos = 5.400 MQ
6.4.5. DESCARGAS PARCIALES
Las descargas parciales son aquellas que cortocircuitan una parte del
asilamiento. Se producen por lo general en las cavidades del sistema aislante,
cuando la diferencia de potencia entre sus extremos supera la rigidez dieléctrica
del aire o gas que contienen estas cavidades; las descargas y los gases
resultantes atacan la cavidad haciendo que esta progrese. Estas descargas se
producen en tiempos muy cortos, de! orden de 2 a 5 nanosegundos.
La medición de las descargas parciales se realiza, básicamente, con dos
objetivos:
a) Para confirmar que los valores de tip-up elevado en la prueba de factor de
potencia, se debe a descargas internas o externas del aislamiento, y no por
otras causas, como esfuerzos producidos en la pintura graduadora, debido
a su comportamiento no constante con respecto al voltaje y al a presencia
de humedad.
b) Para detectar bobinas con un alto valor de descargas, sin tener que
individualizarlas como en la prueba del tip-up. En este caso, se necesitan
equipos adicionales para la medición de descargas a la ranura, o de
ultrasonido, para la detección de corona en la sección de cabezales.
149
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
La actividad de las descargas parciales se reflejan en un incremento del
factor de potencia del aislamiento y en el aumento de su capacitancia con
respecto al voltaje aplicado. Se las puede cuantificar por medio de la medición de
ciertos componentes de alta frecuencia de los pulsos que producen, capaces de
ser detectados como pulsos eléctricos.
La prueba se realiza basándose en la norma IEC 270, aplicando alto voltaje
a.c. a cada fase utilizando el equipo de factor de potencia como fuente de
aislamiento, recolectando las señales de las descargas por medio de un capacitor
de acoplamiento de 1 nF y una impedancia de medición, modelo 9232.
Se puede aplicar un voltaje de prueba de 3 kV. Por espacio de 5 minutos
en todo el bobinado trifásico antes de iniciar las mediciones, con e! objeto de que
la presión de los gases dentro de las cavidades así como los niveles de
descargas parciales en las mismas se estabilicen, simulando de esta manera una
operación real de los generadores.
El voltaje de prueba se incrementará en pasos de voltajes establecidos,
hasta los 2.4 kV, midiendo las descargas en pico Coulombios (pC).
Los valores obtenidos se tabularán en cuadros como el siguiente:
VOLTAJE
KV
1
1.25
1.8
2.4
V.I.D.
V.E.D.
DESCARGAS PICO COULOMBIOS
OSCILOSCOPIO
120
700
1800
6600
IND. ANALÓGICO
80
480
950
5000
1800
1600
150
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
V.I.D. = Voltaje de inicio de las descargas.
V.E.D.= Voltaje de extinción de las descargas.
Condiciones de la prueba:
Temperatura bobinado:
Temperatura ambiente:
Humedad relativa:
22° C
18.5°C
35.2%
Las lecturas obtenidas en el osciloscopio son superiores a las medidas en
el indicador analógico puesto que la pantalla permite observar todas las
descargas que se producen en e! aislamiento, incluso las esporádicas de mayor
magnitud.
En osciloscopio de descargas parciales se debe apreciar una actividad de
descargas muy similar en los dos semiciclos de la onda de voltaje aplicado lo cual
es un indicativo de que las mismas se presentan en la parte interna del
aislamiento.
Si en el osciloscopio se aprecia una actividad de descargas parciales
superior en el semiciclo negativo de la onda de voltaje a partir de determinado
voltaje, esto es un indicativo de que a partir de ese nivel las descargas externas, a
nivel de cabezales o hacia la ranura son las predominantes.
La frecuencia de las descargas producidas se incrementan con el tiempo
de aplicación del voltaje y pueden ser audibles, en este caso se debe bajar el
voltaje de aplicación a valores nominales.
Normalmente un generador en operación se encuentra sometido a
diferentes perturbaciones que pueden afectar la vida útil del aislamiento. Cuando
se presentan incrementos de velocidad por rechazos de carga o por oscilaciones
151
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
del sistema de potencia al que se encuentra conectado, el bobinado del estator se
somete a sobrevoltajes transitorios que pueden sobrepasar fácilmente el 25% del
voltaje nominal, por lo que el aislamiento debe estar diseñado para estos
requerimientos.
En el estudio para determinar la vida residual de los generadores con
aislamiento clase F y con voltajes de generación igual o superiores a 13.8 kV
fase-fase, el Japan ¡ERE Council señala que para los aislamientos en buenas
condiciones de operación el nivel de descargas debe ser inferior a los 10.000 pC
cuando se aplica el voltaje nominal fase tierra.
De igual forma en este estudio se señala también una zona II entre 10.000
y 30.000 pC en donde el aislamiento de los generadores se los debe mantener
bajo observación continua, con mediciones periódicas de este parámetro. Como
zona III con descargas mayores a 30.000 pC se considera que los generadores
van a presentar una actividad alta de descargas a la ranura considerándose esta
zona como crítica. Niveles de descarga igual o superiores a los 100.000 pC
indicarían grandes posibilidades de que se produzcan descargas francas del
bobinado a tierra.
A continuación se resume en el siguiente cuadro, lo expuesto
anteriormente.
NIVEL DE DESCARGAS EN EL AISLAMIENTO DE GENERADORES
Nivel de
descarga
Condición del
aislamiento
ZONAl
< 1 0.000 pC
Aislamiento en
buenas condiciones
ZONA II
Entre 10.000 y
30.000 pC
Aislamiento bajo
observación
ZONA MI
>30.000 pC
Zona crítica,
actividad alta de
descargas a la
ranura
>1 00.000 pC Posibilidad de descargas francas del bobinado a tierra
152
CAPITULO VI . PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
6.4.6. DESCARGAS A LA RANURA
Son descargas que se producen entre la superficie de] aislamiento del
bobinado y el núcleo cuando se presentan campos eléctricos en las paredes del
aislamiento, en donde se ha deteriorado o removido la pintura semiconductora de
la ranura.
La pintura semiconductora, por su contacto directo con el núcleo, pone la
superficie del aislamiento de las bobinas a un potencial cercano a tierra, y a la
vez, reduce el campo eléctrico en cualquier espacio de aire a un valor inferior al
de descarga.
Al existir un número bajo de contactos de bobina con el núcleo, se
presentan concentraciones de esfuerzos en estos puntos, que provocarán un
deterioro térmico de la pintura semiconductora (material grafitado). Las
vibraciones mecánicas y electromagnéticas, que normalmente son de doble
frecuencia (120Hz), ocasionarán la remoción de esta pintura en los puntos de
contacto.
En resumen, el fenómeno de descargas a la ranura compaginado con las
vibraciones electromagnéticas, desgastan las superficies del aislamiento de las
bobinas, con el consecuente aparecimiento de polvo amarillo en las ranuras.
Para evitar una concentración excesiva de esfuerzos sobre el aislamiento
en las esquinas del núcleo, al final de la ranura, se aplica una capa de pintura
semiconductora de alta resistencia, llamada también pintura graduadora,
Se ha observado que la resistencia de la pintura decrece a medida que se
incrementa el voltaje del sistema o cuando se eleva el voltaje en las pruebas de
diagnóstico del aislamiento, como la del factor de potencia, fenómeno que incide
en los resultados
153
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
De igual forma, con el paso de los años esta pintura se degenera,
perdiendo características semiconductoras, originando una fuerza excesiva de
esfuerzos en el extremo de la pintura conductora de ranura, y ei aparecimiento de
efecto corona
Con los modernos sistemas de aislamiento en base de resinas sintéticas
duras, las descargas a la ranura se pueden formar en generadores con voltajes
nominales inferiores, debido al menor espesor del aislamiento. Adicionalmente su
mayor dureza no permite tener un buen contacto con la superficie del núcleo.
Las descargas a la ranura dañan el aislamiento de la bobina desde afuera
hacia adentro por erosión. Estas descargas ocurren entre la superficie de la
bobina y la ranura, si es que la superficie de la bobina presenta un contacto
diferente con el núcleo por daños en la pintura semiconductora de sección de
ranura.
Las descargas a la ranura se detectan por medio de un medidor de ruido
que capta las señales por medio de una bobina exploradora de núcleo de ferrita,
la cual se pone en contacto con la superficie de la ranura (cuña de ajuste). La
lectura se obtiene en mA. Se energiza una fase a la vez, con el voltaje nominal
fase tierra, utilizando una fuente primaria de alta tensión.
De igual forma que .en las pruebas anteriores, las mediciones se realizan
energizando todo el bobinado trifásico a la vez, a un voltaje de 2.4 kV, utilizando
el equipo de factor de potencia como fuente primaria.
Se escoge una zona en este caso de 40 ranuras o dientes entre 20 y -20
con el fin de identificar y medir los valores de corriente de descarga.
Se obtiene los siguientes datos:
154
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
DESCARGAS A LA RANURA DEL BOBINADO TRIFÁSICA
RANURA
-01
-02
-03
-04
-05
-06
-07
-08
-09
-10
-11
-12
-13
-14
-15
-16
-17
-18
-19
-20
mA
20
18
11
15
14
17
13
12
10
20
10
15
16
14
12
8
10
11
15
16
RANURA
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
mA
22
25
20
20
17
19
12
11
11
10
9
9
10
10
11
12
13
12
11
11
Para esta prueba, y para aislamientos de la clase F, la Doble Engineering
Company recomienda los siguientes valores como referencia para evaluar los
resultados:
UNIDAD
mA
NORMAL
5-15
CUESTIONABLE
40-60
REEMPLAZAR BOBINA
> 100
155
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
Las bobinas con descargas a la ranura superiores a 40 mA causarán daños
al sistema de aislamiento, con el fin de evitar este efecto se deberá mejorar el
contacto entre el aislamiento y la carcaza.
De igual forma que en la prueba de descargas parciales, los valores
encontrados si bien es cierto se encuentran dentro del rango catalogado como
normal por la Doble Engineering Company, se consideran elevados tomando en
cuenta el reducido voltaje fase neutro que posee el generador.
Normalmente un aislamiento clase F es duro y rígido. En operación del
generador esta situación facilita la aparición de descargas a la ranura debido a
que la superficie del aislamiento de las bobinas no se encuentra totalmente en
contacto con el núcleo del estator; adicionalmente un aislamiento rígido es
propenso a presentar daños en las pinturas semiconductoras de sección de
ranura debido a la fricción de su superficie con el laminado del núcleo del estator.
6.4.7. PRUEBA DEL LOOP-TEST
Esta prueba es realizada al laminado del estator. El objetivo primordial de
esta prueba es localizar laminaciones en cortocircuito, que en un momento dado
pueden provocar un calentamiento excesivo, el cual al no poder ser disipado por
el enfriamiento propio de! generador causa daños al aislamiento si no se reparan
estas fallas.
Con el rotor desmontado, este método consiste en calcular los Amperio-
vuelta que debe producir una bobina de magnetización temporal, enrollada
alrededor del núcleo y de la carcasa, para inducir en el hierro un flujo magnético al
menos del 80% del nominal
El flujo producido generará calentamientos localizados en los puntos de
cortocircuito magnético entre láminas, los cuales pueden ser detectados por
medio de equipos portátiles especiales de medición de temperatura, como
156
CAPITULO VI PARÁMETROS D£ PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
cámaras de rayos infrarrojos o instrumentos tipo pistola de rayos láser, además
de las sondas de temperatura que normalmente se encuentran ubicadas en el
estator.
Para la medición del voltaje por vuelta generado, se ubica una bobina
exploradora de una sola espira alrededor del núcleo y en la parte opuesta de la
bobina de magnetización. Con un voltímetro conectado a los terminales de esta
bobina, se mide el voltaje por vuelta obtenido en los cálculos preliminares.
Con los datos físicos del núcleo, se calcula la corriente de excitación en
función del voltaje aplicado y la frecuencia del sistema, para un toroide de N
espiras.
Para facilitar la medición de temperatura, la bobina de magnetización no se
la debe ubicar sobre las partes del núcleo consideradas como puntos calientes en
la inspecciones preliminares.
La prueba del Toroide usualmente se lo realiza en un tiempo mínimo de 30
minutos, suficiente para producir calentamientos entre 5 y 15° C en los puntos de
falla, sobre la temperatura del resto del laminado.
Al efectuarse la prueba con el sistema de enfriamiento del generador fuera
de servicio, es importante mantener durante todo el tiempo un monitoreo continuo
de la temperatura del núcleo, para evitar que se produzcan daños adicionales por
deterioro del aislamiento interlaminar.
Durante el proceso de ejecución de la prueba se pueden manifestar ciertas
condiciones anormales por las que no se logre obtener valores altos de
temperatura en el laminado.
Para la prueba, se midieron temperaturas sobre 70° C en la carcaza del
estator, esto se debe a que no existe aislamiento entre el núcleo del estator y la
carcaza, esta condición permite la circulación de corriente.
157
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
Con el propósito de identificar los dientes del estator se numeraron desde -
20 hasta +20 en la zona que se establece que puede estar dañada, se elabora un
toroide de 33 vueltas, se energiza con 440V y una corriente de circulación de 91 A,
se toma datos a los 5 minutos.
Los datos se indican en el siguiente cuadro:
RANURA
-01
-02
-03
-04
-05
-06
-07
-08
-09
-10
-11
-12
-13
-14
-15
-16
-17
-18
-19
-20
0 C Temperatura
a los 5 min
21,0
20.9
21.1
21.4
21.3
21.3
21.5
21.4
21.3
21.5
21.4
21.5
21.5
21.4
21.7
21.9
22.0
22.0
21.9
22.0
*
RANURA
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
0 C Temperatura a
los 5 min
19.5
20.1
24.8
21.9
21.5
21.3
20.1
25.7
24.0
20.8
20.8
20.8
20.5
20.7
20.8
20.9
20.4
• 21.1
21
21
158
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
6.4.8. PRUEBA DE COMPARACIÓN DE ONDA (SURGE TESTER)
Esta prueba permite la determinación de equilibrio de impedancia de los
bobinados a través de ia comparación de onda entre las fases
Equipo:
Voltaje de prueba:
Temperat. de medición:
SURGE/DCH1POT
Estator 3.500 Volts.
Rotor 1000 Volts.
Ambiente
RESULTADOS DEL ESTATOR (FASES)
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RESULTADOS DEL ROTOR
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Impedancias equilibradas
159
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
El bobinado del estator y rotor presentan impedancias estables y
equilibrados, descartando la posibilidad de cortos circuitos o fugas en el
aislamiento entre espiras de los bobinados.
Las pruebas de voltaje aplicado pueden ser substituyen con la de
comparación de onda, pues esta prueba aplica pulsos a una frecuencia de 10OHz,
lo que se constituye en una prueba más exigente para el bobinado y su
aislamiento, determina además el estado de aislamiento entre espiras y entre
bobina, lo cual no se consigue con la prueba de voltaje aplicado.
6.5. ANÁLISIS DE RESULTADOS
La medición de resistencia de aislamiento y el índice de polarización de todo
el bobinado indica que se encuentra limpio y sin contaminación de humedad.
El aislamiento soportó sin inconvenientes la prueba de voltaje aplicado de
corriente continua, lo cual significa que no presenta puntos débiles que
puedan ocasionar una perforación del mismo.
Las bobinas están tratadas con pintura semiconductora de baja resistencia
en la sección de la ranura. No se tiene información si las bobinas poseen un
gradiente de potencial a base de pintura semiconductora de alta resistencia
para aliviar los esfuerzos eléctricos a la salida del núcleo con dirección a las
cabezas de bobina.
Las descargas parciales, para el nivel de voltaje de trabajo que posee el
generador, se consideran normales. E! generador se encontraría en la zona I
según el criterio de evaluación propuesto por el Japan lERE COUNCIL, lo
cual significa que operará sin ningún problema.
160
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
Existen leves cavidades en el aislamiento que desmejoran el valor del factor
de potencia del aislamiento y que muestran como si el sistema de
aislamiento estuviera envejeciendo por el uso.
Se debe mejorar el contacto entre el aislamiento de las bobinas con la
carcaza con la finalidad de disminuir las corrientes de descarga a la ranura y
evitar el deterioro del aislamiento por migración de partículas del material
aislante.
Se debe colocar aislamiento entre el núcleo y la carcaza del estator en cada
uno de los puntos de soporte.
El Bobinado del'generador es reparado. Se observa que todo el bobinado no
tiene un tratamiento con pinturas semiconductoras de baja resistencia en la
sección de ranuras; se considera también que no posee una gradiente de
potencial a base de pintura semiconductora de alta resistencia para aliviar
los esfuerzos eléctricos de! aislamiento en la salida del núcleo, hacia las
cabezas de bobina.
Los valores del factor de potencia superan los valores referenciales para
aislamiento clase F en buenas condiciones de operación. Por los valores
obtenidos se puede catalogar a este aislamiento dentro de la clase H del
criterio de evaluación propuesto por el JARAN 1ERE COUNC1L y por la Doble
Engineering Company.
Aunque no se detectan descargas audibles en el aislamiento por
sobrevoltaje, el generador debe operar en lo posible con carga fija, esto es,
limitando la apertura de los alabes o inyectores, para reducir de esta manera,
su operación transitoria.
El TIP-UP leído garantiza duración de! aislamiento por la muy poca
existencia de huecos en el bobinado.
161
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
6.6. PROCEDIMIENTOS DE MANTENIMIENTO
Muchos fabricantes, .y usuarios creen que las maquinarias eléctricas
rotatorias grandes debe ser completamente desmanteladas y realizar una
inspección completa cerca del fin del primer año de servicio. Después de esto, el
desmontaje completo y la inspección visual pueden garantizarse solo a intervalos
largos. En tales casos, las inspecciones "parciales periódicas deben ser
consideradas porque pueden descubrirse a menudo fallas incipientes que pueden
corregirse durante estas inspecciones.
A continuación se listan algunos factores en los cuales se puede basarse
para determinando el tiempo entre las inspecciones visuales y el grado de
desmontaje e inspección:
• Anomalías encontradas en inspecciones visuales anteriores
• Resultados de pruebas eléctricas anteriores
• Resultados de pruebas eléctricas realizadas durante el paro actual (algunos
dueños deciden qué las pruebas eléctricas se deben aplicar después de hacer
una inspección visual)
• Historial de máquinas similares
• Recomendaciones especiales de los fabricantes
• Paros ocurridos en otro equipo asociado como turbinas y líneas de la
transmisión
• Salida de servicio causadas por: salida de frecuencia, ciclos de carga, y
sobrecarga excesiva
• Conocimiento de la vida de servicio restante de las unidades
• Disponibilidad de mano de obra
• Malas o inusuales condiciones de operación
Una inspección completa puede lograrse mejor con el levantamiento del
rotor. Se debe tener gran cuidado al retirar el rotor para evitar daño. Todas las
162
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
partes quitadas deben identificarse cuidadosamente para asegurar su
reinstalación precisamente en los mismos lugares. El reensamblaje debe incluir
atención cuidadosa y limpieza, quitando todos los objetos extraños como
herramientas y trapos, para luego afianzar o cerrar con llave todas los ensambles.
El cuidado debe ser ejercido por todos los trabajadores e inspectores,
asegurando que ningún daño suceda en las actividades de desmontaje,
inspección, y mantenimiento. Luego de una inspección y descripción completas
de los resultados obtenidos, (bueno y malo), se deben hacer reparaciones en el
momento o rápidamente después de esto.
Deben examinarse cuidadosamente los bobinados del estator para
determinar señales de degradación eléctrica, térmica y deterioro por esfuerzos
mecánicos. El desgaste de la corona en el extremo del bobinado que está
girando, será evidente por el descoloramiento o corrosión de la pintura, a menudo
en depósitos y áreas pequeñas. En casos severos, cintas de la protección exterior
o incluso porciones de la conexión con tierra, puede corroerse. Es probable que
tal deterioro comience en áreas adyacentes giratorias con un notable diferencial
de potenciales en servicio. Se aplican a menudo a superficies semiconductoras
las pinturas y cintas que tienen resistividad especial para limitar daños de corona
del extremo giratorio. También se usan para el mismo propósito, barnices
conductivos y cintas de refuerzo y ligadura para el mismo propósito. Los modelos
de corona pueden indicar descansos en estos tratamientos de la superficie
especiales o revela áreas donde el deterioro ha ocurrido o el plan original es
inadecuado.
Deben examinarse en los extremos del rodamiento, posibles
resquebrajaduras en las cintas exteriores, además, deben buscarse
características como sequedad, firmeza, y esponjamiento. Debe notarse el
esponjamiento del bobinado y compuestos extraños. Se debe inspeccionarse los
anillos rozantes detrás y entre los bobinados y entre los extremos del rodete.
Además debe notarse los cambios de tensiones del corto circuito en los extremos
del rodete.
163
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
Los materiales de reparación como barnices, epoxicos, resinas cintas
sujetadoras, etc, deben ser compatibles con los materiales originales en
composición química, clase de temperatura, y características de abrasión. Deben
realizarse un relleno o acuñamiento en las ranuras o donde sea necesario para
que todos los bobinados estén radialmente firmes. Esto es importante para evitar
vibraciones y golpes en las ranuras. En unidades verticales, el movimiento
descendente de cuñas y relleno debe ser prevenido por paradas convenientes.
Debe ejercerse un especial cuidado para evitar dañar el bobinado del estator
mientras se esté quitando y reinstalando cuñas de la ranura y rellenos.
El daño por efecto corona en ios extremos, puede ser eliminado mediante
la aplicación cuidadosa de acabados del semiconductores y cintas en las
superficies del rodete y entre los bloques. A menos que el usuario tenga
experiencia en este campo, debe consultarse a! fabricante, porque al realizar
cambios en la superficie de recubrimiento dañada, puede producirse una actividad
de efecto corona que dañaría a otros sitios en los extremos del rodete. Una
protección temporal del aislamiento de la puesta a tierra puede ser proporcionado
aplicando barnices aislantes en las superficies desgastadas, pero el dueño debe
comprender que éstos se corroerán con el tiempo y no se previene del efecto
corona. Los rebarnizados periódicos pueden realizarse en lugares donde el daño
por efecto corona es muy leve.
El polvo puede quitase con aire comprimido. El cuidado debe ser ejercido
aplicando presión que no dañe el aislamiento, y deben observarse las
precauciones de seguridad usuales por manejar aire comprimido, Desde la
condensación que a menudo ocurre en líneas de aire, debe asegurarse que el
aire este libre de humedad antes de ser aplicado en el generador. Todas las
superficies expuestas pueden limpiarse con telas limpias para quitar cualquier
aceite restante o suciedad.. Puede ser necesario usar una solución de limpieza
recomendada por el fabricante para quitar la suciedad eficazmente. El solvente de
Stoddard y 1,1,1 trichloroethane son eficaces como solventes y pueden ser
usados para limpieza del bobinado con trapos solvente-humedecidos.
164
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
El cuidado y limpieza debe ejercerse usando fluidos, solventes que no
tengan efecto tóxico y posible riesgo de explosión para protección de personal.
Cualquier fluido de limpieza es más o menos un solvente para los compuestos
aislantes, por lo que debe evitarse la aplicación de estos fluidos en cantidades
grandes.
Después del cuidado y limpieza del centro del bobinado, se deben
inspeccionar cuidadosamente para encontrar cualquier señal de deterioración. Si
se requiere, pueden aplicarse una o dos chaquetas muy delgadas de barniz
aislante recomendadas por el fabricante. Debe verificarse la compatibilidad entre
el nuevo y el existente barniz. La aplicación innecesaria y frecuente de chaquetas
de barniz produce a menudo más daños que beneficios.
Debido a su tamaño grande y peso, los hidrogeneradores son muy
vulnerables a la condensación de humedad de las variaciones de temperatura.
Esto puede causar oxidando y puede afectar el aislamiento del bobinado. A la
mayorfa de los generadores se proporciona calefacción regulada para guardar la
temperatura del generador sobre el ambiente circundante, evitando su
condensación.
Para el mantenimiento apropiado de la máquina, es necesario combinar
procedimientos de pruebas apropiadas de importancia probada con inspección
visual y de esta forma sacar una conclusión que establezca el estado real de la
máquina.
6.7. PRECAUCIOiNES DE SEGURIDAD
Toda actividad implica un riesgo de mayor o menor grado, por lo tanto se
tiene que estar preparado.
165
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
Si se produce un accidente o enfermedad es por cuanto no se supo
adelantar a las fallas o circunstancias humanas o materiales que las originan. Por
ello es indispensable contar con documentos escritos que establezcan normas y
procedimientos que se deben desarrollar en una determinada actividad.
Debido al tamaño físico grande de los hidro-generadores y sus
componentes, normalmente es la responsabilidad del personal operación el
establecer procedimientos de seguridad detallados con respecto a acceso a
rodamientos y la parte de alto voltaje.
El cuidado y limpieza debe ejercerse usando fluidos, solventes que no
tengan efecto tóxico y posible riesgo de explosión para protección de personal.
Los enrollamientos probados deben conectarse con tierra completamente.
En muchos casos, la tierra debe mantenerse durante varias horas para disipar la
carga para evitar riesgo al personal
Debido al altovoltaje usado, éste podría causar lesión personal seria o
muerte alto. Las pruebas potenciales sólo deben ser dirigidas por personal
experimentado, y deben tomarse precauciones de seguridad adecuadas evitar tal
lesión al personal o dañar a la propiedad. Para los procedimientos recomendados,
refiérase a ANSÍ/IEEE Std 4-1978 y IEEE Std 62-1978.
El libro de instrucción de generador puede contener algunas de las notas
de la advertencia especiales y precauciones de seguridad que son íntimamente
asociados con la máquina.
6.8. EQUIPOS UTILIZADOS PARA LA EJECUCIÓN DE LAS
PRUEBAS:
A continuación se especifican los equipos utilizados para efectuar las
pruebas indicadas, y otros más como complemento.
166
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
a Generador de alto voltaje de corriente continua marca NICH1CON
CAPACITOR LTDA. , tipo DGC Voltaje 110V/1GOKV, corriente: 10 mA,
procedencia Japón.
a Medidor de factor de potencia marca Doble, Tipo M2H-D, serie No. 1509
procedencia USA.
G Inductor resonador marca Doble, Tipo C. Procedencia USA.
a Medidor de descargas parciales marca TETEX INSTRUMENTS, modelo
9126WO, serie NO. 144469, procedencia Suiza.
a Capacitor de acoplamiento de 1 nF, 25 kV, tipo 9230/1/25, marca TETEX
INSTRUMENT. USA.
a Impedancia de medición marca TETEX INSTRUMENTS, modelo 9232.
o Medidor de Descargas de la Ranura, marca ETl, modelo PPM-74, serie
3155.
a Medidor de fugas y efecto corona, marca Biddle, catálogo 569001, serie
2525.
a Meguer motorizado marca Biddle.
a Medidor de resistencias bajas Puente de Kelvin.
a Medidor de temperatura y humedad relativa.
a Puente de Kelvin marca YEW, modelo 2769-10} serie N° 25FD0419.
167
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
a Medidor de resistencia de aislamiento marca Bidle, modelo SL1
motorizado.
6.9. PROCEDIMIENTO DE UTILIZACIÓN DEL EQUIPO
A continuación se describe el funcionamiento del MEGGER y el
COMPARADO DE ONDAS los cuales son utilizados para realizar algunas de la
pruebas mencionadas anteriormente:
6.9.1 DESCRIPCIÓN DEL MEGGER
El instrumento utilizado es el BM25 El cual es un instrumento alimentado
por baterías, de alta tensión automatizada y compacto utilizado para realizar
pruebas de Resistencia de aislamiento, índice de Polarización, Tensión en
Escalón, Descarga Dieléctrica, y Acondicionamiento de Falla, así como pruebas
de Aislamiento de Punto. El BM25 tiene una capacidad de medida de resistencia
de hasta un máximo de 5TQ y la medida de corriente de fuga permite resistencia
de hasta 500TQ.
Su diseño es a partir de tecnología con microprocesadores y se caracteriza
por un panel de visualización de cristal líquido, con un a combinación de lecturas
digitales y analógicas de la resistencia de aislamiento.
Puede seleccionar tensiones nominales de 500 V, 1000 V, 2500 V y 5000
V con una regulación de salida de 25 V a 5000 V en pasos de 25 V.
Al iniciar la prueba se pone en marcha automáticamente un cronómetro
que muestra los minutos y segundos pasados desde el inicio de la prueba, este es
utilizado para regular la duración de la prueba. Al final de la prueba las cargas
capacitivas se descargan automáticamente y la tensión amortiguada se visualiza
al tiempo que el valor vuelve a cero. No deberá desconectarse los conductores de
168
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
prueba hasta que no se haya eliminado totalmente la corriente del elemento al
cual se le está realizando la prueba; de igual forma, durante una prueba, no
deberán sacarse los cables de prueba ni tocarse el elemento de prueba que se
está comprobando, los símbolos de alta tensión que destellan en el LCD
recordarán al usuario la existencia de tensiones peligrosas.
Precauciones de comprobación
El circuito bajo prueba debe desactivarse y aislarse completamente antes
de efectuar las conexiones de prueba.
El BM25 puede dar una sacudida eléctrica. Los circuitos altamente
capacitivos (longitud larga de cable) cargados a varios kV pueden crear posibles
cargas laterales
Debe tenerse mucho cuidado para evitar la desconexión de los circuitos
capacitivos durante una prueba, dejando el circuito en un estado cargado.
Si el cable de alimentación no es compatible con la toma eléctrica, no use
ningún adaptador. Emplee un cable de alimentación adecuado, o si es necesario
cambio el enchufe cortando el cable e instalando uno idóneo. El código de colores
de cables es el siguiente:
Puesta a tierra (masa) Amarillo / verde
Neutro Azul
Fase (Línea) Marrón
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170
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
Especificaciones del equipo:
Voltajes de prueba
Presión (0° C a +30° C)
Rango del aislamiento:
Cronometrador:
Corriente de cortocircuito:
Duración del capacitor:
Sobrecarga continua máxima:
Margen de temperatura:
Fuente de aislamiento:
Fusibles:
Altitud
Humedad:
Dimensiones:
Peso:
500, 1000, 2500, y 5000 V
±2% + 1V de las tensiones nominales.
100KQ a 1T-Q analog. y 10KO a 5TQ digital
0-90 minutos.
2 mA nominal.
2 seg. por ¡iF para cargar a 5kV
2 seg. por ¡iF para descargar bajo de 50V
1 KV rms.
En funcionamiento: -20° C a +50° C
En almacenamiento: -25° C a +65° C
Dos acumuladores de ácido de plomo
recargables de 12V. Tiempo de carga 16 horas,
FS1: 100mA(T), 250VIEC 127/1
FS1: lOOmAÍF), 250V 1EC 127/1
2000 metros
90° RH a 40° C
344mm x 245mm x 158mm.
5.6 Kg.
Procedimientos de medición
Se seleccionará la tensión de prueba . requerida con las teclas
seleccionadas. Para iniciar una prueba se pulsará el botón rojo por más de un
segundo, indicándose con los símbolos destellantes que existe una tensión en los
bornes superiores a los 50V o que se está realizando una prueba. Las lecturas
sobre la resistencia de aislamiento se actualizan una vez cada segundo para
aquellas lecturas de unos 100 MQ, para lecturas entre 1 GD e inferior, el
promedio de muestra descenderá a una cada 20 segundos.
171
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
Cuando se termine la prueba, el circuito que se esté probando se
desgastará, podrá detenerse la prueba si se pulsa el botón rojo. La prueba se
detendrá automáticamente si; Se ilega al tiempo limite establecido, si se
desconecta el instrumento, si tiene lugar un error interno, si se funde el fusible, o
si se detecta demasiado ruido, cuando se haya terminado o parado la prueba
aparecerá la lectura final en la pantalla.
Si se pulsa cualquiera de las teclas selectoras se cambiará la pantalla para
mostrar la capacitancia del elemento que se está comprobando.
Medidas de segundad para el uso del Megger.
Antes de desconectar cualquier equipo para realizar pruebas, se debe
contar con la autorización respectiva. Se deberá tomar las precauciones
necesarias para asegurar que el equipo no se pueda energizar durante la prueba,
Se debe efectuar pruebas para comprobar que no se tiene voltajes inducidos
conecte las tierras.
Si es necesario desconectar el neutro o alguna otra extensión a tierra,
asegúrese antes de que no lleve corriente y que al desconectarse no deje
desprotegido a otro equipo.
No se recomienda usar el Megger en una atmósfera explosiva e inflamable.
Al conectar los terminales del Megger y al operarlo, deberá usarse guantes
aislantes.
Al efectuar pruebas de absorción en equipos con un volumen grande de
aislamiento, se deberá tomar la precaución de descargarlo de toda corriente
capacitiva y de absorción después de la prueba y antes de remover los terminales
de prueba.
172
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
6.9.2 EQUIPO DLRO DIGITAL LOW RESISTENCE OHMMETERS
Este equipo de Avo INTERNACIONAL es utilizado para verificar la
resistencia de contactos. Dentro de las aplicaciones que tiene este equipo
tenemos las siguientes:
Aplicaciones:
a Toma medidas de resistencia del contacto de los grandes circuitos
a Toman medidas de resistencia de bobinados, transformadores,
generadores, etc.
a Toma medidas de resistencia en bobinado de máquinas eléctricas como
motores
a Medidas de resistencia de junturas de barras, conexiones soldadas, etc
CONTROLES Y CONEXIONES
M2
(With OperatmgPlug in Place)
(Nol on Cat. No.2¿7010 Series)
S4[Nat on Cat. No.247010 Series)
173
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
Especificaciones:
a Desplazamiento de cero, "típicamente 0-1
a Opera entre 15-35°C.
o Interruptor delantero-reversa, para promediar la lectura.
a Control ON / OFF: El interruptor de la barra entrega energía a todos los
circuitos.
a Respuesta de tiempo, en 2 segundos a la lectura final,
a Protección de entrada de sobrevoltaje
a Efecto inductivo de la prueba únicamente ocasiona tiempo de retrazo
constante,
a Rango de temperatura en operando de 0-50° C, y en almacenamiento de -
40° C a 60° C.
a Ajuste de calibración para todos los rangos,
a Reúne todos los requerimientos de seguridad según norma ANSÍ C39.5-
1974.
a El voltaje mas alto es 6 voltios
Procedimiento de operación
Chequeo de batería antes de usar los instrumentos, verificar el display y
carga de las baterías del circuito.
Se conectan los instrumento del probador al equipo a ser probar En la
posición ON /OFF cerrado, escojo el rango que da la lectura más estable. El
equipo digital da un a lectura directa
Para la exactitud al leer debajo de 0.1 mW, se usa el promedio de lecturas
anteriores y posteriores. Se realiza la lectura sosteniendo el interruptor delantero-
reversa en la posición reversa.
174
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
A. üsing Dúplex CUinm l^uiis ÍJP ü c i rcu 'L Irre-Uer cr t r - ons f
C. Usip.q '<Eí"vín Cliy leads
Para cargar la batería se quita el tapón del saltador de J2 y conecte la guía
del rendimiento de la batería a J2. El tiempo necesario para descargar las
baterías es de 14 horas. Los instrumentos pueden ser usados continuamente
mientras sus baterías se están cargando
175
CAPITULO V! PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
6.9.3 EQUIPO DE COMPARACIÓN DE ONDA
La serie E SURGE/DC HIPOTTESTes un equipo de prueba ofrecido por la
Compañía de Instrumentos Baker. El equipo disponible en modelos de 6 y 12 kV.
Cada unidad es capaz de apoyar al modelo AT101 que es un probador de la
armadura.
Antes de aparecer este equipo, la prueba eléctrica más común para los
motores y generadores era una prueba de bajo potencial de aislamiento de
bobinados con la conexión de tierra. Esta prueba común es la prueba del
megaohms. Pero se conoce ahora que las fallas de aislamiento de tierra de
generadores empieza a menudo entre enrollamientos, entre bobinas y fallas en lo
mas profundo del bobinado.
Fue desarrollado entonces el método de Comparación de Onda para
descubrir los principios de fallas del enrollamiento y bobinado, y para el
descubrimiento de la falla a tierra.
Bad Fa'£l¿í'n: Wav&íorms srrafio andGood PEtíern: Qnly one wsva aps&psrsisd throughoui sniirson the surge iestsr soreen.
176
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
Principio de Comprobación y Comparación de Onda
A pesar que las técnicas pasadas eran adecuadas para probar el
aislamiento del bobinado con tierra, sin embargo todavía se producían fallas que
no se detectaban entre el aislamiento de los rodamientos y las fases, por esta
razón la prueba o método de comparación de onda resulta ser más completo para
detectar dichas fallas.
Básicamente el equipo comparador es una bobina o inductor. La bobina
esta constituida de variar vueltas y se vuelve uno de dos elementos primarios en
lo que es conocido como un "circuito tanque". Este circuito, es de tipo LC, que
constituye la capacitancia interior del probador de onda (C) y la inductancia de la
bobina (L). La característica "modelo resonante" se visualiza en la pantalla de
despliegue del probador (osciloscopio) cuando se aplica un voltaje de prueba (o
pulsos) al bobinado, •
El circuito resonante tanque ocurre en el periodo de tiempo entre los
pulsos. Cada bobinado, o enrollamiento tiene un modelo único. Este modelo se
relaciona directamente a ese bobinado, o a la ¡nductancia que es el factor
primario.
El pulso creciente se extiende rápidamente a lo largo del bobinado y crea
una pendiente de voltaje (o diferencial) en los giros. Este fenómeno permite
probar vuelta a vuelta, el bobinado.
En los generadores las tres fases proporcionan una ilustración del principio
de la comprobación de onda, en la cual se comparan las fases entre si, las cuales
deben ser sumamente exactas. Las dos fases probadas contra las otras en un
momento le permiten al usuario identificar qué fase del generador contiene la
falta.
Un solo modelo se despliega con tal de que los bobinados o fases que se
prueban sean iguales en su inductancia. Para ser igual, debe tener el mismo
177
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
número de giros y demuestre la misma impedancia para ser probado. Un ejemplo
de una falla sería la comparación que prueba una fase que ha dejado caer giros
contra una fase buena. La fase que ha dejado caer giros tiene menos inductancia
y tiene un forma de onda diferente a la fase buena. El resultado es dos formas de
onda distintas desplegadas en el CRT (osciloscopio).
A menudo, se descubren rollos defectuosos debido a aislamiento débil. La
pendiente de voltaje por vuelta es muy alta para un rollo con aislamiento malo o
débil. El resultado es una energía baja de sobre arco y un cambio subsecuente en
inductancia. Bajo esta condición, el modelo de forma de onda es inestable o se
produce un parpadeos en el CRT. Esto es debido a un cambio rápido en
inductancia durante el sobre arco. Esta inestable, fluctuación en la forma de onda
Tefuerza el descubrimiento de un bobinado débil o defectuoso.
El principio del DC Hipoí han demostrado ser una herramienta útil para
evaluar la rigidez dieléctrica de aislamiento de tierra sin causar daños. Cobrando
el bobinado a un voltaje de la prueba específico y sosteniendo e! marco a tierra.
Pueden supervisarse corrientes de goteo. Sin embargo, ningún aislamiento es
perfecto. Todo el aislamiento tiene un poco de conductibilidad, para que alguna
corriente fluye a lo largo de o a través del aislamiento hacia tierra.
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178
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
Procedimientos de la Prueba y voltajes recomendado
Se deben seguir varios procedimientos para e! uso más eficaz y seguro de
este equipo. Primero para determinar si el aislamiento de conexión con tierra de
un bobinado ha fallado, si esto ocurre, no es necesario aplicar pruebas extensas
al bobinado, por lo cual se recurre al comparador de onda.
Un valor recomendado para un voltaje o potencial alto para probar un
motor, generador o transformador en servicio son dos veces el voltaje de la línea
más 1000 voltios. Éstos prueban los valores de voltaje dado por la norma NEMA
MG-1, ANSÍ / IEEE 95-1977 y IEEE 43-1974.
Los ejemplos para un 460 y 4160 motores del voltio son como sigue;
2 X 460 V = 290 V + 1000 V = 1920 V
2 X 4160 V = 8320 V + 1000 V = 9320 V
Para nuevo bobinado o generadores rebobinados, este potencial es
aumentado a varias veces por un factor. Esto mantiene un nivel más alto de
mando de calidad en el trabajo realizado. Para los 460 V anteriores , el voltaje de
la prueba puede ser:
1920 V X 1.2 = 2304 V o tan alto como 1920 V X 1.7 = 3264 V
NOTA: Aunque el despliegue de CRT se calibra con precisión, no es posible
discernir incrementos de voltaje pequeños o menores. Se sugiere que las
respuestas de la fórmula se redondearan fuera de, o más específicamente,
redondeó a la división menor más cercana discernible.
179
CAPITULO VI PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
COMPARACIÓN DE LAS FORMAS DE ONDA
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180
CAPITULO V] PARÁMETROS DE PRUEBAS ELÉCTRICAS EN GENERADORES
Comprobación de la Comparación
Para probar las tres fases del bobinado, se comparan 2 fases
simultáneamente y la tercera fase se conecta con tierra.
La comprobación indica que ésta es una prueba que involucra comparación
de la onda del arrollamiento o bobinados. El equipo permite al operador hacer una
multitud de chequeos del generador motor con una prueba simple. Teóricamente,
todas las fases son idénticas, lo que supone que estos tienen el mismo número de
giros (vueltas), en la misma dirección y tienen conexiones apropiadas.
La prueba de la comparación ayudará a determine estos hechos
comparando cada fase de del motor trifásico o generador con las otras fases. Si
todas las fases son idénticas, los modelos resultantes vistos son modelos del
rastro estables. Si hay una falla por lo menos, se mostrará modelos de firmas
diferentes.
Cualquier falla, se apreciará en la inductancia de la fase, se desplegará
cuando no comparó a otra fase. La firma se alterará, la razón para esto es que la
fórmula determina la frecuencia del modelo o firma. La fórmula indica que si la
inductancia se baja, la frecuencia va más alta y recíprocamente, si la inductancia
es más grande, la frecuencia es más baja.
En aplicaciones de prueba de campo, no hay ninguna manera para que la
inductancía aumentar. El valor es fijo por el número de giros en una fase y el tipo
de centro férrico en el que descansa.
181
CAPITULO VII
CONCLUSIONES YRECOMENDACIONES
CAPITULO Vil CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CAPITULO VII
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
7.1. CONCLUSIONES
Las presiones actuales en la industria hidroeléctrica exigen un
mantenimiento y un funcionamiento desde nuevas perspectivas. Los montos en
juego justifican que se haga todo esfuerzo racional posible para optimizar las
instalaciones existentes y aumentar su fiabilidad. La Central Ambi con este fin a
invertido en mantenimiento realizando reparaciones y cambios en varios
elementos, además de la instalación de equipos de control que facilitan dicho
propósito.
De esta forma la elaboración y coordinación de programas de
mantenimiento de generación va adquiriendo mayor importancia en la empresa
EMELNORTE S.A., ya que los costos de producción de energía y la confiabilidad
de operación están relacionadas con los criterios empleados en la programación
del mantenimiento.
Uno de los parámetros universalmente aceptados para medir la eficiencia
de una organización de Mantenimiento es el número de averías o paradas de las
máquinas. En relación a la central Ambi se podría definir como relativa dicha
eficiencia debido a que tiene paradas frecuentes pero debido esencialmente a la
falta de recursos hídricos ya que por falta de agua esta central no genera a toda
su capacidad.
Las políticas objetivos y estructuras de la Empresa están cambiando
paulatinamente, ajustándose dichas políticas, objetivos y manera de actuar al
desarrollarse y evolución del mantenimiento.
182
CAPITULO Vil CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
El gasto en inspección y mantenimiento en buenas condiciones de los
generadores de la central Ambi, se justifican en base al aumento de la fiabilidad
del sistema, bajando el sobre costo que causaría por fallo general del sistema. Se
tiene además otra ventaja, en e! caso de la central, los dos generadores trabajan
alternamente y se pueden planear los paros por mantenimiento de las máquinas
en períodos en los cuales no interfiera en el funcionamiento del sistema.
La central no dispone de aparatos de buena calidad que permitan realizar
un programa de mantenimiento satisfactorio para toda clase de equipos eléctricos.
En algunos casos no se ha podido desarrollar una buena labor de mantenimiento
ya que no se tiene un conjunto de equipos adecuados para el trabajo a
desarrollar.
Se cuenta con un personal mínimo de mantenimiento, el cual no cuenta
con todos los conocimientos y entrenamiento precisos, sin embargo el personal
responsable del mantenimiento del equipo tiene conocimientos sobre el
funcionamiento y operación de los equipos en cuestión, y es capaz de practicar
inspecciones minuciosas y ejecutar reparaciones de menor importancia.
Con el creciente empleo de aparatos cada vez mas complicados y con
complejos componentes de control, al operario de mantenimiento no se le puede
exigir que por si solo sea capaz de reparar por completo y renovar cada una de
las piezas de los elementos que forman el equipo eléctrico. Por esta razón en
algunas ocasiones se ha recurrido ha especialistas dedicados exclusivamente a la
reparación de determinados equipos en particular. Con frecuencia se hace preciso
emplear herramienta e instrumentos para violentar una reparación, restableciendo
las conexiones y ajustes de fábrica de modo satisfactorio. Por ejemplo con el
actual equipo de control a través de un PLC, se han presentado problemas en
relación al software y forma de interpretación por parte del personal de la central.
El agua, el polvo, el calor, el frío, la humedad, la falta de ésta, los
ambientes corrosivos, los residuos de productos químicos, los vapores, las
vibraciones e innumerables condiciones más de otra índole pueden afectar el
183
CAPITULO Vil CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
funcionamiento y la duración de los aparatos eléctricos. En el caso de la central
Ambi no es la excepción y debido a las condiciones climáticas de la zona se han
tenido problemas con el calor que han provocado el aumento de temperatura en
los generadores y demás equipos, y en otras ocasiones la excesiva acumulación
de polvo, han ocasionado la innecesaria falla prematura.
Un alto porcentaje de las llamadas fallas eléctricas han sido provocadas
por desperfectos de origen mecánico que no tienen relación alguna con la
capacidad o cualidades eléctricas del aparato. Es así que un desperfecto en las
chumaceras del generador fueron causa de que se desaliñe el eje del rotor
provocando rozamiento y por ende aumento de temperatura por lo que se
desconecto el suministro de corriente de inmediato, para evitar el deterioro de los
devanados.
El aspecto más importante en el mantenimiento de máquinas eléctricas, es
el cuidado que se le dedica al aislamiento, sin embargo en la central no se ha
puesto especial cuidado en este aspecto y no se ha medido periódicamente la
resistencia de aislamiento para poder determinar de esta forma el progreso del
deterioro del material aislante. Si estas mediciones arrojan variaciones
considerables, se puede buscar el origen y tomar las medidas correctivas
necesarias, para contrarrestar alguna falla del aislamiento.
Otro aspecto importante en el mantenimiento de estas maquinas son los
parámetros eléctricos que tiene cada equipo y que de igual forma ai observar
algún cambio o variación de los mismos, se pueden realizar las correcciones
oportunas. Sin embargo tampoco se toma muy en cuenta esta información.
Relativamente no se tiene un adecuado mantenimiento de los sistemas de
aislamiento y se desconoce de las tensiones mecánicas, eléctricas, y térmicas de
magnitud variante a las que están sujetas, las cuales envejecen y dañan el
aislamiento.
184
CAPITULO Vil CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
El funcionamiento y la duración de una máquina eléctrica o de un aparato
electromecánico en general, depende esencialmente de la temperatura alcanzada
por los diferentes órganos de las máquinas. En efecto, la acción progresiva y
prolongada de altas temperaturas deteriora el aislante que, al cabo de cierto
tiempo, pierde la mayor parte de sus propiedades dieléctricas. Por esta razón se
fijan criterios de tipo general los cuales son detallados en el Capítulo IV sección
4.10. mediante la limitación de temperatura en las diferentes partes que
constituyen las máquinas eléctricas, y de tipo particular para cada material
aislante para determinarse cuando debe considerarse como fuera de uso.
El generador es un elemento importante dentro del ciclo térmico y
afortunadamente el número de averías que sufre es relativamente bajo en
comparación con otros componentes. Sin embargo, es el elemento que, en caso
de avería, causa la mayor indisponibilidad. Con relación a la centra! Ambi, no se
han producido fallos de severidad y su reparación ha requerido un corto plazo de
tiempo para ponerlo en servicio.
Desde que los generador de la central iniciaron su operación comercial,
han funcionado normalmente pero a mitad de su capacidad debido al estiaje o
escasez de agua en ciertos meses del año, por esta razón estos generadores han
estado sujetos a continuos arranques y paradas, acelerando el deterioro de los
mismos. Sin embargo se considera que todas las partes de los generadores
hidráulicos se diseñan para que soporten durante toda su vida útil, LOS esfuerzos
mecánicos de al menos un arranque y parada diario, con un nivel y frecuencia de
mantenimiento adecuados.
En general con el conocimiento de los procesos de deterioro del núcleo y
del aislamiento de los bobinados, obtenidos a través de las pruebas realizadas se
puede de una manera muy objetiva, programar, ejecutar y evaluar las actividades
de los mantenimientos predictivos, preventivos y correctivos.
Las pruebas eléctricas se han llevado a cavo de tal forma de no causar
averías o fallas en e! aislamiento. La prueba más generalizada es la medición de
185
CAPITULO VI! CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
resistencia de aislamiento que proporciona un cuadro bastante exacto sobre el
estado del aislamiento, particularmente por lo que atañe a la humedad o
suciedad.
El propósito de éstas pruebas ha sido el, proporcionar la información
necesario que permita una evaluación eficaz de los sistemas de aislamiento de
máquinas eléctricas. Dicha evaluación servirá como una guía de mantenimiento o
posible reemplazo de equipo, y también ofreciendo indicación de la fiabilidad de
servicio futuro del equipo bajo consideración.
Al evaluar e! equipo de la central Ambi y a pesar que su funcionamiento es
el adecuado, el equipo electromecánico no se encuentra en buenas condiciones.
Tomando en cuenta que gran parte de este se encuentra al borde de completar su
vida útil, se requiere un constante mantenimiento preventivo y predictivo.
Con el propósito de mejorar las condiciones de funcionamiento de los
grupos de generación hidroeléctricos de la Central el Ambi, se realizaron varias
pruebas eléctricas, utilizando equipos y herramientas adecuadas y siguiendo las
recomendaciones y especificaciones del fabricante de los equipos y bajo normas
establecidas.
En las pruebas de aislamiento se presentaron puntas terminales de los
cables de fuerza parcialmente resecos. La excitatriz y el generador presentan
acumulación de polvo y grasa en el exterior.
Internamente la medición de resistencia de aislamiento y el fndice de
polarización de todo el bobinado indica que se encuentra relativamente limpio y
sin contaminación de humedad. Según estas pruebas se tiene un índice de
polarización de 6.9 superior a 2 que es el valor recomendado por la norma ANSÍ /
IEEE STD 43-1991. Si el valor del índice de polarización no hubiera estado sobre
el valor mínimo que pide la norma, no se podría haber continuado ejecutando las
demás pruebas a! aislamiento del generador, con riesgo de producirse una falla
con respecto a carcaza.
CAPITULO Vil CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
El aislamiento soportó sin inconvenientes la prueba de voltaje aplicado de
corriente continua, lo cual significa que no presenta puntos débiles que puedan
ocasionar una perforación del mismo.
El Bobinado de los generadores es reparado, las bobinas están tratadas
con pintura semiconductora de baja resistencia en la sección de la ranura. Las
descargas parciales, para el nivel de voltaje de trabajo que posee el generador, se
consideran normales.
Existen cavidades en el aislamiento que desmejoran el valor del factor de
potencia del aislamiento y que muestran el envejecimiento del aislamiento por el
uso.
Las descargas parciales, para el nivel de voltaje de trabajo que posee el
generador, se consideran normales. El generador se encontraría en la zona 1 con
6.600pC es decir menor a 10.000pC según el criterio de evaluación propuesto por
el Japan IERE COUNCIL, lo cual significa que operará sin ningún problema.
Los valores del factor de potencia superan los valores referenciales para
aislamiento clase F en buenas condiciones de' operación. Por los valores
obtenidos se puede catalogar a este aislamiento dentro de la clase H del criterio
de evaluación propuesto por el JAPAN IERE COUNCIL y por la Doble
Engineering'Company.
Luego de realizar las pruebas pertinentes con carga progresiva llegando a
la potencia nominal, se encontró que la temperatura de operación de los cojinetes
son normales y están dentro de los rangos permisibles.
Se tiene un incremente en la temperatura en el cojinete del generador,
debido a un desalineamineto radial , ya que no se encuentran calibradas las
dimensiones de los muñones de los ejes de los generadores, y el diámetro de las
187
CAPITULO V|] CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
chumaceras con ios cojinetes, De esto depende que los grupos trabajen
normalmente sin limitación de carga.
Luego de las correcciones necesarias y las inversiones realizada tanto para
la realización de pruebas como en la adquisición de nuevos equipos, se considera
que e] tiempo de vida de la central se prolongará por lo menos 30 años más,
siempre y cuando se siga un mantenimiento adecuado.
La central Ambi cuenta con un plan de mantenimiento preventivo anual
pero este no se rige a los mantenimientos dados por el fabricante, mas bien se lo
realiza en base a experiencias.
Se cuenta con un registro histórico solo de ciertos elementos o equipos.
Estos deben ser completados y actualizados, para realizar de manera adecuada
el mantenimiento.
La central no cuenta con el equipo adecuado para realizar las pruebas
eléctricas, por lo cual se debió contratar los servicios de empresas calificadas que
brinden este servicio. En cuanto a la adquisición de dichos equipos, en los
actuales momentos no se justifica por su costo que no puede ser financiado por la
empresa, y por los montos de generación en. juego por lo que resulta más
conveniente la contratación de dichos servicios.
Mediante el desarrollo de este proyecto se proporcionan datos técnicos que
pueden ser utilizados en posteriores pruebas ha realizar en esta y las otras
centrales hidráulicas con las que cuenta la empresa EMELNORTE, y de esta
forma facilitar el análisis y verificar el estado de los generadores y su posible
reconstrucción o renovación.
188
CAPITULO Vil CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
7.2. RECOMENDACIONES
Se recomienda seguir un programa de mantenimiento regular que involucre
el desmontaje periódico y el examen visual del equipo, junto con la aplicación de
pruebas eléctricas de importancia probada. El programa de mantenimiento que se
sigua dependerá grandemente de la propia experiencia del operador y filosofía el
cual deberá tener en cuenta la importancia de fiabilidad de servicio del equipo.
El personal involucrado en realizar los trabajos de mantenimiento y
operación de las distintas unidades del sistema eléctrico, deben estar lo
suficientemente capacitados, las actividades deben ser realizadas y/o
supervisadas por los ingenieros del área respectiva y la empresa debe proveer y
facilitar la capacitación mediante cursos y seminarios técnicos.
La administración debe asignar suficientes recursos humanos y
económicos que optimicen el funcionamiento del sistema, debe dejar de ser una
actividad secundaria de apoyo a! funcionamiento del equipo.
Es importante recomendar que para realizar el mantenimiento, debe existir
un gran interrelación entre todas las personas que conforman el área técnica ya
que de esta manera se puede optimizar el tiempo y realizar trabajos
simultáneamente para que el sistema salga de servicio el menor tiempo posible, lo
que significa grandes perdidas económicas, baja eficiencia y desprestigio de la
empresa
Antes de realizar cualquier prueba se tiene que tomar en cuenta y conocer
las normas internacionales las cuales nos dan una referencia de los valores que
se pueden obtener en dichas pruebas y la forma de analizarlos, Estas normas
ayudarán a establecer el estado en el que se encuentra la máquina o equipo que
se esta probando.
Para elaborar el programa de mantenimiento es imprescindible que exista
una buena condición entre el personal directivo y se tenga actualizado el control
189
CAPITULO Vil CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
del costo, instalación, equipos materiales, repuestos, trabajos, de igual manera
establecer un procedimiento claro, simple y objetivo, guiado por formatos bien
establecidos que ayuden a agilitar el proceso permanente de mantenimiento.
Se deben llevar a cabo numerosos estudios para mejorar la tecnología del
equipo, de los componentes, la resistencia en servicio de las piezas y los
procedimientos de reparación. Al mismo tiempo, se deben realizar gestiones ante
los constructores y los proveedores.
Las medidas de seguridad deben cumplirse estrictamente, ya que al
trabajar con altos voltajes y elementos tóxicos, el personal tiene el riesgo de sufrir
accidentes peligrosos. El equipo que se utiliza tiene un costo, por lo que deben
ser operados con cuidado y por personal que sepa su funcionamiento y las
especificaciones.
Con el propósito de que se realice de la mejor manera' la operación y
mantenimiento de los grupos hidroeléctricos y equipo eléctrico en general se
requiere realizar y seguir un plan de mantenimiento adecuado que deberán estar
basados esencialmente en un manual de operación y mantenimiento del
fabricante.
Para evitar una pérdida de eficiencia por desgaste del equipo, se
recomienda que los mantenimientos se realicen en períodos menores de los que
se han venido ejecutando, con lo que se facilitaría además, la readecuación de las
partes.
Se recomienda mantener operativos todos los sistemas de protección y
medida de los distintos elementos a través de la limpieza de sus contactos, a fin
de evitar daños mayores al presentarse algún problema.
El generador debe operar en lo posible con carga fija, esto es, limitando la
apertura de los alabes o inyectores, para reducir de esta manera, su operación
transitoria en condiciones de velocidad mayor a la nominal.
190
CAPITULO Vil CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
El aspecto más importante en el mantenimiento de máquinas eléctricas, es
el cuidado que se le dedica al aislamiento, por esta razón dicha resistencia debe
ser medida periódicamente más o menos a la misma temperatura y bajo
condiciones de humedad similares, para poder determinar el progreso del
deterioro del material aislante
Se debe mejorar el contacto entre el aislamiento de las bobinas con la
carcaza con la finalidad de disminuir las corrientes de descarga a la ranura y
evitar el deterioro del aislamiento por migración de partículas del material aislante.
Se debe observar y calibrar las dimensiones de los muñones de los ejes de
los generadores, el diámetro de las chumaceras con los cojinetes, entre cojinetes
y eje, evitando el desalineamiento radial. De esto dependerá para que los grupos
trabajen normalmente sin limitación de carga, evitando de esta forma el
incremento brusco en la temperatura en el cojinete del generador, llegando a
valores fuera del límite permisible.
Se debe invertir en la adquisición de instrumentos en especifico para la
medición permanente de la resistencia de aislamiento de equipos eléctricos.
Se debe seguir la implementación de nuevos equipos para optimizar las
instalaciones existentes mediante la automatización de la central lo cual facilitará
su funcionamiento y mantenimiento.
Para asegurar la continuidad de operación es importante que EMELNORTE
mantenga un stock para cada grupo y así evitar en lo posible un paro de las
operaciones por períodos excesivamente largos, los cual se traduciría en pérdida
económica para la empresa.
191
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ANEXOS
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INTERRUPTOR TIPO RETIRADLE
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SUICHE DE PUESTA A TIERRA
FUSIBLE SECCIONADOR
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ANEXO N° 3
INVERSIÓN Y ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO DE LA CENTRAL El AMBI
PROGRAMA DE INVERSIONES ANO 2.002DEPARTAMENTO DE GENERACIÓN
Central Ambí
... -N°proyecto .
1
2
3
4
56
78
9
cantidad
2
22
3
22
2
3
; . : Proyecto de inversión en . ' . ' : ;
Unidades de potencia hidráulica para válvulas mariposaSistemas de control y monitoreo de temperaturas de los grupos degeneraciónTransformadores de potenciaSistemas de control y monitoreo de caudales y niveles de agua encanal, reservorio y tubería de presiónMedidores de energía y parámetros eléctricos de los grupos degeneraciónVálvulas motorizadas para el arranque de las turbinasJuegos completos para los inyectores de agua de las turbinas: 2 puníasde agua, 2 toberas, 2 deflectoresAdecuación casa de máquinasMoíorreductores para aperturas de compuertas
Costo : :aprox. USD
6,000
30,000250,000
20,000
7,00010,000
70,00020,000
3,000
ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO DE LA CENTRAL EL AMBl
ACTIVIDADES
Equipo Mecánico1. Cambio de aceite de reguladores de ve!oc.2. Instalación de unidades de pot Hidráulica3. Mantenimiento de compuertas:
BocatomaReservón ocasa de máquinas
4. Instalación de sistema de aire comprimido5. Cambio de sistemas de medida detemperaturas6. Mto mecanismos de reguladores develocidad7. Cambio válvula de drenaje G 28. Cambio válvulas de jets de arranque9. Cambio de manómetros de sistemas delubricación10. Mto puente grúa1 1. Instalación de reductores de velocidad encompuertas.12. Reconstrucción de agujas y toberasEquipo eléctrico13. Limpieza de generadores14. Limpieza de excítatríces15. Cambio de escobillas en generadores16. Pruebas de relés de protecciones17, Mtto equipo de subestación18. Cambio de pararrayos19. Mtto banco de baterías20. Mtto tableros de control21. Instalación de sistemas electrónicos paracontrol de temperaturas22. Cambio de sílica ge! de transformadores depotencia23. Análisis físico-químico de aceite detransformadores
24. Análisis cromatográfíco en transformadoresObra civil25. Limpieza reservorío26. Adecuación patio casa de máquinas27. Pintada tapas de canaletas28. Aplicación de matamaleza en reservorío
MATERIALES REQUERIDOS
110 gal. De aceite2 unidades de poí. Hidráulica
10 gal gasolina, 3 kg de grasa50 bolas de wype
tubos HG, accesorios, 1 motor eléct.
2 sistemas electrónicos
2 gal gasolina, 0,5 kg grasa, 10 wype1 válvula, 2 pares de bridas2 válvulas motorizadas
6 manómetros1 gal gasolina, 1kg grasa, wype
1 reductor de velocidadcontrato
3 gal. Solvente2 gal. Solvente30 escobillas
5 gal. Solvente, 1 kg antiadherente6 pararrayos100 It agua destilada2 gal solvente
2 sistemas PLCs
10 kg silica gel
contrato
contrato
contratocontrato2 gal esmalte, 5 gal thinner55 gal químico
COSTO APROXIMADOUSD
5006,000
505
60
30,000
10
300
4,000
3,00050
1,50030,000
10080
100
2007,000
1040
200
500
500
4,0003,000
50
100
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1 —
23
4 : — — —
ANEXO N° 4
IEDICIÓN DE TEMPERATURA DE GENERADORES Y MOTORESSÍNCRONOS A.C.
Método de
medición
E.T.D.
E.T.D.
E.T.D.
E.T.D.
E.T.D.
E.T.D.
R.
R.
R.
R.
T.
E.T.D,
Limite de temperatura
Clase (° C)
80
80
80
70
60
80
90
90
90
90
85
80 .
Clase F(° C)
80
80
80
70
60
80
90
90
90
90
85
80
Clase H(° C)
110
80
80
70
60
80
120
90
90
90
85
110
Donde:
T. = Método del termómetro
R = Método de resistencia
E.T.D,- Detector de temperatura integrado
El aumento de temperatura no debe alcance los niveles establecidos ya que
puede ser causa de una lesión a cualquier material aislante en partes adyacentes.
TABLA 1. LIMITE PERMISIBLE DE ELEVACIÓN DE TEMPERATURA ENGENERADORES
ítem
No.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Partes de la máquina
Bobinado del estator, con voltajes de 1000 V
Bobinado dei estator, con voltajes de 1000 a 16500 V
a. Con rendimientos debajo de 5000 h.p. o kVA que tienen
longitud del centro menos de 1 metro
b. Con rendimiento debajo de 5000 h.p. o kVA que tienen
una longitud de 1 metro o más
c. Con salidas de 5000 h.p. o kVA independiente de la
longitud
Todos los bobinados de campo de polos salientes,
estacionario o rotatorio
a. Una capa de bobinado con exposición de la
superficie
b. Todos los bobinados de campo de polos salientes
como el anterior
Bobinado del rotor (caso como los del ítem 3) conectado los
anillos rozantes del conmutador
Cortos circuitos permanentes en los bobinados aislados
Anillos rozantes
Conmutadores
Despepitado férrico y otras partes en contacto con
bobinados aislados
Corto circuitos permanentes en bobinados sin aislar
Despepitado férrico y otras partes no en contacto con
bobinados aislados
Máquinas de D.C. usadas para la excitación
Método de
medición
T
R
E.T.D,
ET.D,
R.
R.
T.
T.
T.
T.
T.
T. = Método del termómetro
R = Método de resistencia
E.T.D. = Detector de temperatura integrado
TABLA 2. ALTOS-VOLTAJES DE PRUEBA
ítem
No.
Partes de la máquina Voltajes de prueba (r.m.s.)
Las partes aislantes de las máquinas
excepto aquellos numerados en los
ítems 2, 3, 4, 5y6
a. Tamaño bajo 3 h.p. kW o kVA
para 1000 rev/min
b. Tamaño bajo 3 h.p. kW o kVA y
sobre 1000 rev/min
1000 V más dos veces el voltaje
establecido
1000 V más dos veces el voltaje
establecido con un mínimo de
2000 V
2
Excitación del bobinado de campo
separado de la máquina de d.c.
(incluyendo excitatriz)
a. Para tamaños menores al ítem
1 a
b. - Para tamaños menores al ítem
1 b
1000 V más dos veces el voltaje
establecido del circuito de
campo
1000 V más dos veces el
máximo voltaje establecido de
circuito de campo con un
mínimo de 2000 V.
Bobinado de campo del generador
síncrono
10 veces el voltaje de excitación:
Mínimo 2000 V.
Máximo 3500 V,
4
Bobinados de campo de motores y
condensadores síncronos
a. Cuando intenta permanecer con
el bobinado de campo el corto'
circuito o conectado a través de la
excitación de la armadura, o para
ser empezado con a.c. del
bobinado inactivo
1000 V más dos veces el
máximo voltaje de excitación
establecido con un mínimo de
2000 V,
1000 V más dos veces ei valor
del voltaje r.m.s máximo que
puede ocurrir bajo determinadas
b. Cuando empieza con una
resistencia conectada en serie con
el bobinado de campo con circuito
abierto o fuera ai campo que
divide el interruptor.
condiciones, entre los términos
del bobinado de campo o en el
caso de un sección del bobinado
de campo, entre los terminales
de cualquier sección. Valor
Mínimo 2000 V.
Bobinados secundarios ( usualmente
el rotor) de motores de inducción o
motores síncronos de inducción si no
permanecen en corto circuito
a. Para motores reversibles y no
reversibles de solo parada
b. Para motores de inversión o
freno invirtiendo el suministro
primario mientras el motor está
corriendo
1000 V más dos veces el voltaje
de estado de circuito abierto
como midió entre anillos
rozantes o los términos
secundarios con voltaje aplicado
a los bobinados primarios. Valor
mínimo 2000 V.
1000 V más cuatro veces el
estado de circuito abierto el
voltaje secundario como el
definió en ítem 5 a. Valor
mínimo 2000 V.
Excitatriz
Excepción 1. Excitatriz de motores
síncronos si conecta a tierra o
desconectado de las bobinas de
campo durante el arranque
Excepción 2. Excitación separada de!
bobinado de campo
1000 V más dos veces el voltaje
de excitación establecido con un
mínimo de 2000 V. Ver ítem 2.
TABLA 3. SOBRECARGA MOMENTÁNEA PARA LOS MOTORES
ítem
No. Tipo de Máquina
Torque
excesivo por
15 segundos
MOTORS D.C.
a. En corto tiempo se considera independiente de los
h.p.b. Máximo continuo aplicado harta los 50 h.p.
c. Máximo continuo considerado sobre los 50 h.p.
hasta los 150 h.p.
d. Máximo continuo considerado sobre los 150 h.p.
100
100
75
50
2
INDUCTION MOTORES DE INDUCCIÓN A.C.
a. En corto tiempo se considera independiente de
h.p.
b. Máximo continuo aplicado hasta los 50 h.p.
c. Máximo continuo considerado sobre los 50 h.p.
hasta 500 h.p.
d. Máximo continuo considerado sobre los 500 h.p.
100
100
75
60
Motor síncrono (polos salientes) 50
4Motor de inducción síncrono (rotor cilindrico o de polos
salientes)35
ANEXO N° 5
Prueba de Aislamiento Laminar en el Estator
Consideraciones que ayudaran en la comprobación de aislamiento del
laminado del centro del estator.
A1. Forma de Magnetizar el Bobinado
Para realizar las pruebas en el estator adecuadamente, es necesario
magnetizar ei centro a aproximadamente a su valor pico de operación normal.
Los enrollamientos de la bobina magnetizada deben abrazar al estator a
través del bobinado principal y alrededor del marco exterior. Una ruta del retorno
preferible, está cercano al diámetro externo del centro, dentro del marco.
En máquinas del gran diámetro (como generadores hidráulicos), el
bobinado magnetizando debe distribuirse alrededor de la periferia del estator para
asegurar una distribución uniforme del flujo alrededor del centro entero. Debe
mantenerse un espacio de 3 a 12 entre el conductor del rollo magnetizado y el
metal sólido.
A2. Bobinado de búsqueda
Una sola vuelta de alambre 12 a 18 AWG, aislado adecuadamente para los
voltios por vuelta aplicado, debe ponerse alrededor del centro, preferentemente
diametralmente opuesto al bobinado magnetizando. La densidad de flujo real del
centro puede ser medida poniendo el bobinado de búsqueda para que abrace
sólo el centro y no incluya a las partes del marco. En la mayoría de las máquinas
esto no es posible, pero el error moderado en la densidad de flujo es aceptable.
Un voltímetro conectado al bobinado de búsqueda leerá aproximadamente
los voltios por-vuelta valor calculado en Sección A3.
A3. Cálculos.
Los siguientes cálculos de diseño son usados en la prueba. Voltio-por-
vuelva, valor para el bobinado magnetizando así como el bobinado de búsqueda
que esta dado por:
(Eq.
— D ^2J r 'cq. 2)
Donde;
VPT = Voltios (rms) por vuelta
f = Frecuencia en Hz
0 = Flujo de centro de cresta en líneas
B = Flujo de centro de cresta en líneas por pulgada cuadrada (de fabrica)
D-i'- Diámetro fuera del centro en pulgadas
D2 = Diámetro para basar de hendiduras del stator en pulgadas
Leff= La longitud eficaz del centro en pulgadas
Debe obtenerse la longitud eficaz de centro dada por el fabricante. Si eso
no es posible, el valor puede calcularse como sigue:
(Eq. 3)
Donde:
L = Longitud gruesa en pulgadas
Ny - Número de conductos de ventilación
bv = Anchura de conducto de ventilación en pulgadas
Fs - Centro que apila factor (dada por e! fabricante)
Del conocimiento del suministro de voltaje y el voltaje por vuelta valorado
en la Eq(1), el número de vueltas para el bobinado magnetizado puede
determinarse directamente. El resultado debe redondearse al próximo entero más
alto. Este número de vueltas debe usarse en la primera prueba del ensayo.
Para determinar el tamaño del cable necesario para el bobinado magnetizando,
datos en amperio-vueltas por pulgada de la periferia férrica que corresponde a las
densidades de centro-flujo se requerirá. Estos datos deben obtenerse del
fabricante.
Los requerimientos de bobinado magnetizador esta dada por:
,_ ..
( q }
Donde:
lt = Rollo magnetizando actual en amperios
ATI = Amperio-vuelta por pulgada (dada por el fabricante)
Nt = Número de vueltas
TC = 3.14
D1 + D2 = (ver Eq 2)
Usando los resultados de la Eq(4), puede calcularse aproximadamente el
conductor mínimo.
ANEXO N° 6
Recomendaciones para la medición del Factor de Potencia y
Tip-Up del aislamiento del bobinado del Estator
1. Propósito y Alcance
El propósito de estas recomendaciones es describir el factor de potencia y
tip-up del aislamiento del bobinado, para establecer procedimientos para su
medición.
2. Importancia
La característica del factor de potencia - voltaje del aislamiento del
bobinado es el resultado de varios fenómenos que ocurren en la estructura del
aislamiento, entre estos tenemos:
La ionización de inclusiones gaseosas (vació) en las estructuras del
aislamiento que causan un aumento en el factor de potencia con el voltaje con
una excesiva pendiente crítica en cada vacío. La ionización es una forma de
descarga parcial (efecto corona).
Otro fenómeno es las pérdidas conductivas en la estructura de aislamiento
las cuales pueden causar un aumento en factor de potencia con el voltaje.
La importancia de la característica de un bobinado dado requiere un
conocimiento del historial del mismo, los materiales de los que fue hecho y el
proceso que recibió.
3. Aplicaciones
La característica del factor de potencia - voltaje ha sido usado en
laboratorios para la evaluación de nuevos materiales para el aislamiento de
bobinados. Para este propósito la característica se toma por encima de una gama
amplia de voltajes.
4. Equipo de Medición
4.1 Suministro de Voltaje de Prueba.
Se requiere un suministro de voltaje a frecuencia determinada. La forma de
onda del voltaje suministrado debe adecuarse a la práctica industrial la cual está
definido en la norma IEEE STD 4-1968, Techniques for Dielectric Tests. (ANSl
068,1-1968). Técnicas para las Pruebas Dieléctricas.
4.2 Medida de Factor de Potencia.
Los equipos de medición deben ser capaces de medir el factor de poder
con un error que no exceda ± 0.2% factor de poder o ± 10% del valor medido.
4.3 Arreglos de circuitos.
Para las pruebas en el bobinado instalado, los equipos de medición deben
poder funcionar con uno de los terminales de medición al potencial de tierra. El
requisito de tierra no se aplica a las pruebas en bobinados desinstalados. Los
arreglos de circuito se muestran en la norma IEEE Std 62-1958, Guide for Making
Dielectric Measurements in the Field.
4.4 Protección.
Deben protegerse adecuadamente los equipos de medición, incluso las
conexiones principales que unen al equipo a ser probado, para que la medida se
confine al aislamiento del equipo probado.
5. Procedimiento de Pruebas
El bobinado o grupo de bobinados a ser probados deben ser
desconectados del resto de bobinas. Deben conectarse a tierra los bobinados
adyacentes que no estén bajo prueba. Deben tomarse precauciones convenientes
como proteger la desconexión principal, prevenir descarga por efecto corona que
podría influir en la medida.
Para realizar la medición, el voltaje de prueba debe aplicarse entre los
conductores del bobinado y el entrehierro, o el electrodo que simula e! entrehierro.
La característica del factor de potencia vs. voltaje debe determinarse sobre
un rango de voltaje ancho. Se usará un rango frecuentemente de 20% a 120% de
voltaje línea - línea.
ANEXO N° 7
MODULO DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO
E! presente índice tiene e! propósito el numerar el módulo de Administración deMantenimiento
PASOS PARA LA ELABORACIÓN DEL PROGRAMA
1.- IDENTIFICACIÓN, CLASIFICACIÓN Y COORDINACIÓN DE LOS EQUIPOS.
1.1 Nivel 1.- Central1.2 Nivel 2.- Sistema1.3 Nivel 3.- Subsistema1.4 Nivel 4.- Equipo
2.- LISTADO DE ACTIVIDADES POR EQUIPOS.
3.- PARÁMETROS PARA LAS ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO.
3.1 Código3.2 Equipo3.3 Número de actividad .3.4 Área3.5 ítem3.6 Descripción de la actividad3.7 Periodicidad3.8 Horas/ Hombre3.9 Condiciones de operación3.10 Prioridad
4.- CONDICIONES PARA PROGRAMAR EL MAQNTEMMffiNTO
5.- PROCEDEVUENTOS.
6.- ORDENES DE TRABAJO
6.1 Objetivos6.2 Origen6.3 Estructura de la orden de trabajo6.4 Flujograma de la orden de trabajo*
7.- SOLICITUDES DE TRABAJO.
7.1 Objetivo7.2 Origen7.3 Estructura de la solicitud de trabajo7.4 Fujograma de la solicitud de trabajo
AN
EX
O N
° 8
GE
NE
RA
DO
R N
o. 1
ANEXO N° 9FOTOGRAFÍAS DE LA CENTRAL EL AMBI
Central hidroeléctrica AMBI-EMELNORTE
Grupos de generación de 4 WIW c/u
GHAFtCCa TECTSRflTiniAO
Monitoreo de temperaturas y sistemas auxiliares
Tablero de control
Tableros de mando y protección