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UNIVERIDAD DE LOS ANDES
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
REHABILITACIÓN Y PUESTA EN SERVICIO DEL GENERADOR DE
LA UNIDAD Nº 15 DE CASA DE MÁQUINAS 2 DE PLANTA GURI
Br. Leonardo Pérez Abreu.
Mérida, Noviembre, 2007
UNIVERIDAD DE LOS ANDES
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
REHABILITACIÓN Y PUESTA EN SERVICIO DEL GENERADOR DE
LA UNIDAD Nº 15 DE CASA DE MÁQUINAS 2 DE PLANTA GURI
Trabajo presentado como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electricista
Br. Leonardo Pérez Abreu
Tutor: Prof. José Contreras
Asesor: Ing. Edgardo Bravo
Mérida, Noviembre, 2007
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UNIVERIDAD DE LOS ANDES
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
REHABILITACIÓN Y PUESTA EN SERVICIO DEL GENERADOR DE LA UNIDAD
Nº 15 DE CASA DE MÁQUINAS 2 DE PLANTA GURI
Br. Pérez A., Leonardo E.
El Trabajo de Grado, presentado en cumplimiento parcial de los requisitos
exigidos para optar al título de Ingeniero Electricista, aprobado en nombre de la
Universidad de Los Andes por el siguiente jurado.
____________________
Prof. Jaime González
C.I. V- 18.369.608
____________________
Prof. Carlos Muñoz
C.I. V-8.008.441
_____________________
Prof. José Contreras
C.I. V-4.490.926
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DEDICATORIA
A mi FAMILIA, que es lo
más Bonito y Grande que mi Dios
Todo Poderoso me ha podido regalar.
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AGRADECIMIENTOS
En primer lugar, agradezco a Dios Todo Poderoso y a la Santísima Virgen por
estar siempre iluminándome en mis acciones y acompañándome en cada etapa de
mi vida.
Agradezco enormemente a mis PADRES, Luis y Leda, por la buena educación
que me dieron así como los excelentes valores que me inculcaron, lo cual considero
importantísimo para poder cumplir con esta pequeña meta.
A mis queridas hermanitas, a las que quiero mucho. A Natha en especial por
ayudarme con la redacción del trabajo. A Ceci por sus buenos consejos y
orientaciones. A mis hermanos, Jorge, Rubén y Gustavo, que siempre estuvieron
pendientes de mis actos sin importar la distancia.
A More, por su incansable apoyo durante toda mi carrera universitaria y por
haberme regalado tantos momentos de alegría.
Deseo expresar mi agradecimiento a todas y cada una de las personas que de
una forma cordial y desinteresada, colaboraron con la realización de este trabajo. En
particular al Ing. Luis Cabareda por su apoyo incondicional durante todo el proceso
que involucró la realización del Trabajo de Grado.
Así mismo, extiendo mi más cordial agradecimiento a mi amigo el Ing. Edgardo
Bravo, quien con sus sabios aportes y buenos consejos contribuyó enormemente con
la exitosa culminación de este trabajo.
A mi tutor académico Prof. José Contreras; por su entera y completa disposición
siempre ante cualquier inquietud presentada.
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Pérez A., Leonardo E. Rehabilitación y Puesta en Servicio del Generador de la Unidad Nº 15 de Casa de Máquinas 2 de Planta Guri EDELCA, estado Bolívar. Universidad de Los Andes. Tutor: José Contreras. Noviembre, 2007.
RESUMEN
Desde el año 1990 hasta la actualidad, el Hidro-Generador 15 de 700 MVA de potencia de Planta Guri ha venido presentado ciertas deformaciones en el núcleo del estator, trayendo esto como consecuencia, fallas a tierra. Bajo esta perspectiva surge la necesidad de rehabilitar el generador en cuestión, haciendo mayor énfasis en el estator del mismo. En el presente trabajo se documenta en detalle todo el proceso que involucra la rehabilitación de un estator de tal potencia. Con la finalidad de establecer las condiciones pre – operacionales de la Unidad se describen y se evalúan las pruebas de montaje en sitio realizadas al mismo. Entre las pruebas pre – operacionales se destacan: prueba de magnetización o flujo nominal, medición de resistencia de aislamiento, alto potencial y factor de potencia Tip – Up. Ahora bien, para establecer las condiciones operacionales de la Unidad, se documentan y analizan las pruebas de aceptación finales. De estas pruebas se destacan: prueba de circuito abierto (característica de saturación en vacío), prueba de cortocircuito sostenido, medición de resistencia de armadura y campo, calentamiento de las partes del generador en vacío, con carga y con límite de capacidad. Por otro lado, se hace un análisis exhaustivo sobre la detección y corrección de cortocircuitos entre espiras de los polos de las Unidades de la Casa de Máquinas 2 de Planta Guri. En base a esto, se plantean pruebas de diagnóstico fuera de línea y sistemas de monitoreo de flujo magnético en el entrehierro de los Hidro-Generadores que proporcionen informaciones certeras a fin de detectar eventuales cortocircuitos entre espiras de rotores de polos salientes. Como resultados relevantes se pueden destacar: el aumento de la disponibilidad de la Unidad, continuidad del servicio y una mejora en la calidad del producto o servicio que ofrece EDELCA, el cual es la energía eléctrica.
Descriptores: Generador Sincrónico – Rehabilitación de Estator – Pruebas de
Montaje y Aceptación – Detección de Cortocircuitos entre Espiras de Polos
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ÍNDICE GENERAL
APROBACIÓN
DEDICATORIA
AGRADECIMIENTOS
RESUMEN
INTRODUCCIÓN
Capítulo1. EDELCA
1.1. División de Planta Guri 1.1.1. Ubicación Geográfica 1.1.2. Estructura Física 1.1.3. Estructura Organizativa 1.1.4. Matriz Estratégica
2. EL PROBLEMA 2.1. Planteamiento del problema 2.2. Objetivos
2.2.1. Generales 2.2.2. Específicos
2.3. Metodología 2.3.1. Tipo de investigación 2.3.2. Técnicas de Recopilación de Datos 2.3.3. Etapas de la Investigación
3. GENERACIÓN HIDRO-ELÉCTRICA 3.1. El Proceso de Generación Hidro-Eléctrica 3.2. Descripción del Generador de la Unidad 15 3.3. Descripción de los componentes del Generador de la
Unidad #15 3.3.1. Estator
3.3.1.1. Carcasa del estator 3.3.1.2. Núcleo del estator 3.3.1.3. Devanado del estator
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3.3.2. Rotor 3.3.2.1. Eje superior 3.3.2.2. Cubo del rotor y araña 3.3.2.3. Anillo magnético del rotor 3.3.2.4. Polos 3.3.2.5. Anillos colectores, escobillas, porta-
escobillas, barra de excitación 3.3.3. Ménsula superior y cojinete de guía superior 3.3.4. Ménsula inferior y cojinete combinado de empuje y
de guía inferior 3.3.5. Sistema de frenos y gatos del rotor 3.3.6. Sistema de enfriamiento aire-agua 3.3.7. Generador de Imanes Permanentes
4. PROCESO DE REHABILITACIÓN DEL ESTATOR DE LA UNIDAD 15
4.1. Laminado del Núcleo 4.1.1. Preapilamiento del núcleo 4.1.2. Apilamiento del núcleo
4.2. Ensamblaje del devanado 4.2.1. Proceso de la introducción de las barra en las
ranuras (Round Packing) 4.2.2. Acuñado de las ranuras 4.2.3. Soldadura de los dedos de unión de las barras 4.2.4. Colocación de las cápsulas, amarre de barras y
montaje de anillo de sujeción de las barras 4.2.5. Montaje de los anillos de circuito “Circuit Ring” 4.2.6. Conexión y aislamiento de neutros y fases de salida
del generador 4.2.7. Pintura final
5. DETECCIÓN Y CORRECCIÓN DE CORTOCIRCUITOS ENTRE ESPIRAS DE LOS POLOS DEL ROTOR DE LA UNIDAD 15
5.1. Introducción 5.2. Antecedentes 5.3. Descripción del hallazgo 5.4. Análisis Teórico, Descripción y Funcionamiento del
Equipo
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5.4.1. Rotor de polos salientes 5.4.2. Incidencia de las espiras de la bobina del polo sobre
la forma de onda inducida en los devanados del estator
5.5. Metodología de Análisis del Problema 5.5.1. Diagrama de Ishikawa 5.5.2. Análisis de Modo y Efecto de Falla
5.6. Técnica de Calidad Aplicada al Proceso de Inducción Electromagnética5.6.1. Variabilidad de los procesos
5.7. Planteamiento de Soluciones 5.7.1. Pruebas de Diagnóstico Realizadas a los Polos de
Hidro-Generadores (Solución Reactiva) 5.7.1.1. Prueba de Caída de Tensión en los Polos 5.7.1.2. Prueba de Caída de Tensión entre Espiras
de los Polos 5.7.2. Sistema de monitoreo de flujo magnético (Solución
Proactivas)
5.8. Corrección de cortocircuitos entre espiras 5.9. Conclusiones 5.10. Recomendaciones
6. DESCRIPCIÓN DE LAS PRUEBAS PRE-OPERACIONALES (PRUEBAS DE MONTAJE)
6.1. Generalidades 6.2. Prueba de magnetización (Loop)
6.2.1. Introducción 6.2.2. Instrumentos de Medición 6.2.3. Procedimiento 6.2.4. Determinación de parámetros 6.2.5. Resultados y comentarios finales
6.3. Resistencia de Aislamiento e Índice de Polarización en DC6.3.1. Introducción 6.3.2. Componentes de la Corriente Directa 6.3.3. Características de la Medición
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6.3.4. Factores que afectan a la Medición 6.3.5. Instrumentos de Medición 6.3.6. Procedimiento 6.3.7. Resultados y comentarios finales
6.4. Prueba de Alto Potencial DC 6.4.1. Introducción 6.4.2. Instrumentos de Medición 6.4.3. Procedimiento 6.4.4. Hoja de cálculos 6.4.5. Resultados y comentarios finales
6.5. Prueba factor de potencia Tip-Up 6.5.1. Introducción 6.5.2. Instrumentos de Medición 6.5.3. Procedimiento 6.5.4. Resultados y comentarios finales
6.6. Prueba de caída de tensión en los polos 6.6.1. Introducción
6.6.2. Instrumentos de Medición 6.6.3. Procedimiento
6.6.4. Resultados y comentarios finales
7. DESCRIPCIÓN DE LAS PRUEBAS OPERACIONALES (PRUEBAS DE ACEPTACIÓN)
7.1. Generalidades 7.2. Primera rotación mecánica
7.2.1. Introducción 7.2.2. Condiciones previas 7.2.3. Procedimiento 7.2.4. Observaciones
7.3. Prueba de Calentamiento de Cojinetes de la Unidad en vacío7.3.1. Introducción 7.3.2. Procedimiento 7.3.3. Resultados y comentarios finales
7.4. Característica de Circuito abierto (Característica de Vacío)7.4.1. Introducción 7.4.2. Condiciones previas 7.4.3. Procedimiento para la alimentación independiente
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7.4.4. Procedimiento de la prueba 7.4.5. Resultados y comentarios finales
7.5. Prueba de cortocircuito trifásico 7.5.1. Introducción 7.5.2. Condiciones previas 7.5.3. Procedimiento 7.5.4. Hoja de cálculos 7.5.5. Resultados y Comentarios Finales
7.6. Medición de resistencia de armadura y campo 7.6.1. Introducción 7.6.2. Procedimiento 7.6.3. Corrección de la resistencia a temperatura de 75 0C7.6.4. Resultados y comentarios finales
7.7. Prueba de Calentamiento de Cojinetes con carga y Límite de Capacidad de la Unidad 7.7.1. Introducción 7.7.2. Procedimiento 7.7.3. Resultados y comentarios finales
CONCLUSIONES
RECOMENDACIONES
REFERENCIAS
ANEXOS
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LLIISSTTAA DDEE TTAABBLLAASS
Tabla 6.1. Datos para el cálculo de los parámetros de la prueba Loop
6.2. Parámetros Eléctricos Medidos
6.3. Temperatura en el interior medio del núcleo en °C
6.4. Temperatura en el exterior del núcleo en °C
6.4. Temperatura en el exterior inferior de la carcasa en °C
6.5. Resistencia de aislamiento por fases del devanado de armadura
6.6. Resultados de la prueba de alta tensión (primeros 10 min)
6.7. Resistencia de aislamiento e Índices de Polarización
6.8. Resultados de la prueba de alta tensión
6.9. Valores de tangente �º
6.10. Valores de la prueba de caída de tensión
6.11. Valores de inductancia de algunos polos
7.1. Porcentajes de la velocidad sincrónica de la máquina para cada
condición
7.2. Datos de temperatura de la prueba de calentamiento de cojinetes
en vacío
7.3. Datos de temperatura de la prueba de calentamiento de cojinetes
en vacío (después del ajuste en el cojinete de la turbina)
7.4. Datos de resistencias de armadura
7.5. Datos de resistencias de armadura y campo
7.6. Porcentajes de carga activa para cada condición
7.7. Datos de temperatura de la prueba de calentamiento de cojinetes
con carga
7.8. Datos de temperatura de la prueba de calentamiento de cojinetes
(para la condición de potencia nominal y límite de capacidad)
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LLIISSTTAA DDEE FFIIGGUURRAASSFigura 1.1. Ubicación Geográfica de Planta Guri
1.2. Organigrama de la División de Planta Guri
1.3. Organigrama del Departamento de Mantenimiento Eléctrico
3.1. Esquema de una Unidad Generadora
3.2. Carcasa del estator
3.3. Láminas del núcleo estatórico
3.4. Devanado doble capa
3.5. Transposición Roebel
3.6. Araña del rotor.
3.7. Núcleo, espiras y devanados de amortiguamiento de un polo
3.8. Portaescobillas
3.9. Ménsula Superior
3.10. Cojinete guía superior
3.11. Cojinete combinado del Generador
3.12. Sistema de gatos, frenos y colector de polvo
3.13. Intercambiadores de Calor de la Unidad 15
3.14. Generador de Imanes Permanentes de la Unidad 15
4.1. Preapilamiento del núcleo
4.2. Laminado del núcleo estatórico
4.3. Sistema roundpacking
4.4. Acuñado
4.5. Dedos de unión de las barras
4.6. Cápsulas y amarre de bobinas
4.7. Anillo de sujeción del devanado
4.8. Montaje de los anillos de circuito
4.9. Conexión y aislamiento de las fases de salida
4.10. Conexión y aislamiento del neutro
4.11. Devanado después de aplicado el esmalte poliuretano gris
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4.12. Devanado después de aplicada la pintura final con epoxi
poliamida rojiza
5.1. Vista frontal de los polos del rotor
5.2. Espiras de los polos
5.3. Espiras de los polos del rotor
5.4. Espiras de los polos del rotor
5.5. Generador Sincrónico
5.6. Partes del rotor
5.7. Partes de un polo
5.8. Representación de una bobina
5.9. Variación del flujo magnético en el entrehierro del generador bajo la
acción de un par de polos salientes
5.10. Diagrama de Ishikawa
5.11. Cuadro Análisis de Modo y Efecto de Falla
5.12. Control de los procesos
5.13. Esquema del enfoque reactivo
5.14. Esquema del enfoque proactivo
5.15. Prueba de caída de tensión en los polos
5.16. Prueba de caída de tensión entre espiras de un polo
5.17. Prueba de caída de tensión en los polos con simulación de corto
en el polo 53
5.18. Prueba de caída de tensión (cortocircuitos 08-09)
5.19. Dispositivo de medición de flujo magnético en el entrehierro MFP-
100
5.20. Ubicación del dispositivo en el entrehierro del Hidro-generador
5.21. Monitoreo de Flujo magnético (Amarillo) Vs. Entrehierro (Rojo)
5.22. Gráficos de Control (antes)
5.23. Gráficos de Control (después)
6.1. Diagrama de circulación de corrientes a través de un cortocircuito
entre laminaciones hasta el soporte de las mismas
6.2. Esquema de conexión para la prueba Loop
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6.3. Detalle de la sección transversal del núcleo
6.4. Variación de la temperatura del núcleo medio interior en el tiempo
6.5. Variación de la temperatura del núcleo exterior en el tiempo
6.6. Variación de la temperatura de la carcasa en el tiempo
6.7. Componentes de la corriente de un material aislante (mica - epoxi).
6.8. Medidor de resistencia de aislamiento, Megger Meg10-01
6.9. Resistencia de aislamiento de las fases en función del tiempo
6.10. Equipo para el ensayo de Alta Tensión DC (0 – 75 kV)
6.11. Corriente de fuga Vs. Tiempo
6.12. Corriente de fuga Vs. Tensión aplicada
6.13. Circuito equivalente de un aislante sólido
6.14. Diagrama esquemático del puente de medida de tan �
6.15. Equipo de medida automático de tangente de delta, modelo Delta
2000
6.16. Diagrama de conexión para la prueba de caída de tensión en los
polos
6.17. Caída de tensión en los polos del rotor
7.1. Elevaciones de temperatura en distintas partes del generador
7.2. Elevaciones de temperatura en distintas partes del generador
(después del ajuste en el cojinete de la turbina)
7.3. Característica de vacío y Línea del entrehierro
7.4. Características de saturación en vacío
7.5. Características de cortocircuito
7.6. Esquema físico de salida de fases y neutros del generador
7.7. Diagrama eléctrico de salida de la fase “A” y neutro del generador
7.8. Elevaciones de temperatura en distintas partes del generador
7.9. Elevaciones de temperatura en distintas partes del generador (para
la condición de potencia nominal y límite de capacidad)
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INTRODUCCIÓN
Los Generadores eléctricos de Planta Guri son de gran importancia para asegurar
la confiabilidad del suministro eléctrico nacional y la continuidad de las operaciones
en los grandes centros industriales (industrias básicas) necesarios para el desarrollo
del país.
La salida de una Unidad origina severas repercusiones en el sistema eléctrico y
grandes pérdidas de producción y, en caso de una reparación mayor, la
rehabilitación de una máquina puede tomar de seis meses a un año para estar en
posibilidades de entrar de nuevo en operación comercial.
Durante su vida útil, los Generadores eléctricos se ven sometidos a un conjunto
de esfuerzos térmicos, eléctricos y mecánicos que degradan el sistema aislante
conduciendo eventualmente a su falla. Es importante conocer con claridad los
mecanismos de deterioro a los que se ven sometidos, así como centrar su atención
en las variables significativas que identifican el proceso y tomar acciones correctivas
para que durante las reparaciones de los generadores se utilicen los materiales
adecuados que permitan minimizar las fallas.
En el proceso de manufactura se debe efectuar una serie de pruebas para
evaluar los aislamientos de los materiales empleados en la rehabilitación de los
generadores, así como en el proceso de montaje y pruebas de aceptación descritas
en este trabajo.
Para una mejor comprensión, la información que a continuación se presenta fue
estructurada en siete capítulos.
En el capítulo I se presenta información general acerca de la Central
Hidroeléctrica “Simón Bolívar” (por ser ésta la planta en la cual se encuentra la
unidad generadora rehabilitada).
2
Por otro lado, en el capítulo II se presenta de manera sintetizada tanto el
planteamiento del problema, como los objetivos y metodologías planteadas en el
presente trabajo.
En el capítulo III se presenta la información teórica necesaria para el
entendimiento del proceso de generación hidroeléctrica, así como las partes que
componen la Unidad Hidro-Generadora, tales como: las compuertas de toma, las
turbinas, el gobernador de velocidad, el sistema de excitación, el generador y sus
sistemas auxiliares; además se especifican las partes esenciales que constituyen al
generador.
En el capítulo IV se expone la documentación completa del proceso de
rehabilitación del estator destacando la implementación de técnicas especiales
durante su ensamblaje.
En el capítulo V se presenta una investigación exhaustiva acerca de la detección
y corrección de cortocircuitos entre espiras en los polos de máquinas rotativas de
polos salientes. A este tópico en particular se le da un enfoque predictivo, el cual
contribuye considerablemente con el mejoramiento continuo de los procesos de la
empresa. Esta investigación se extiende para todas las Unidades de Casa de
Máquinas 2 dadas las similitudes entre cada una de las máquinas.
Es importante señalar que en el capítulo VI se documenta la mayoría de las
pruebas pre – operacionales que se realizaron al generador 15 durante el proceso de
rehabilitación para evaluar la calidad del sistema de aislamiento y la calidad del
ensamblaje.
Finalmente, en el capítulo VII se describen las pruebas operacionales
determinantes para la puesta en servicio de la Unidad así como las pruebas
necesarias para modelar eléctricamente al generador.
CCAAPPÍÍTTUULLOO IIEEDDEELLCCAA
1.1.1.1. DIVISIÓN DE PLANTA GURI DIVISIÓN DE PLANTA GURI
La idea de crear la Central Hidroeléctrica “Simón Bolívar”, Guri nació de la
negociación entre la firma consultora Norteamericana Burns & Roe Inc. y la
Corporación Venezolana de Fomento, donde se contemplaba el desarrollo
hidroeléctrico del Río Caroní, pues las condiciones que poseían los saltos inferiores
de este río no se podían despreciar. El desarrollo de Guri responde no sólo al
acelerado crecimiento de la demanda energética del país, sino también para afirmar
la capacidad instalada en Macagua, cuya generación era dependiente de las
temporadas de verano e invierno. En 1958 la Corporación Venezolana de Fomento
dio autorización a la Comisión para la Electrificación del Caroní para que iniciara las
tareas preliminares del proyecto Guri, a cuyos fines un grupo de ingenieros se instaló
en el Cañón Nekuima, lugar escogido como base de las operaciones de la futura
obra. En 1963 se realiza la primera voladura en dicho cañón, con lo que arranca la
construcción de la primera etapa de Guri, entrando la primera unidad en servicio
cinco años más tarde y la última en 1978, momento en el cual se inicia la
construcción de la etapa final de la presa “Simón Bolívar”; esta etapa culmina en
1986 para tener así una capacidad total instalada de 10.000 MW, ubicándose como
la segunda hidroeléctrica con mayor potencia instalada en el mundo y la octava en
volumen de agua represada.
Es importante señalar que, tanto EDELCA como las empresas contratistas y de
ingeniería venezolana, aumentaron progresivamente su aporte en el proyecto y la
construcción de la obra. Así fue como la ingeniería del proyecto pasó de un alto nivel
4
de dependencia extranjera en su primera etapa, a un mayoritario nivel de ejecución
de Edelca, con participación de un significativo grupo de ingenieros y asesores
venezolanos incorporados al proyecto.
1.1.1.1.1.1. Ubicación Geográfica Ubicación Geográfica
La Central Hidroeléctrica Simón Bolívar está ubicada en el sitio denominado Guri
(figura 1.1), al final del Cañón de Nekuima sobre el curso del Río Caroní, entre los
Distritos Heres y Piar del Estado Bolívar, aproximadamente a 75 km. de la
confluencia de los Ríos Orinoco y Caroní.
Figura 1.1. Ubicación Geográfica de Planta Guri. (Intranet 2007)
Los límites de la Central Hidroeléctrica Simón Bolívar son:
� Norte: Cauce del Río Caroní.
� Sur: Lago de Guri.
� Este: Zona Montañosa.
� Oeste: Campamentos de Guri y Vías de Acceso.
5
1.1.2.1.1.2. Estructura Física Estructura Física
Las Central Hidroeléctrica “Simón Bolívar” cuenta con dos Casas de Máquinas,
cada una formada por diez Unidades Generadoras. La Casa de Máquinas 1 se divide
en 3 grupos; Grupo 1: Unidades 1, 2 y 3 de fabricación Westinghouse; Grupo 2:
Unidades 4, 5, y 6 de origen japonés, fabricados por Toshiba; y el Grupo 3: Unidades
7, 8, 9, y 10 son de Canadian General Electric. Casa de Máquinas 2 se divide en dos
grupos; Grupo 1: Unidades 11, 13, 15, 17, y 19 fabricadas por el Consorcio Japonés-
Alemán J.W.G. y el Grupo 2: Unidades 12, 14, 16, 18 y 20 de fabricación canadiense,
Canadian General Electric.
1.1.3.1.1.3. Estructura Organizativa Estructura Organizativa
La División de Planta Guri es la encargada de la generación y transmisión de
aproximadamente el 50% de la energía eléctrica que consume el país.
Figura 1.2. Organigrama de la División de Planta Guri.
6
En el Departamento de Mantenimiento Eléctrico se coordinan, programan y
ejecutan las acciones necesarias con la finalidad de garantizar el apropiado
funcionamiento de los sistemas, equipos y partes eléctricas adscritos al mismo.
Específicamente tienen que ver con todas las directrices de mantenimiento para
los equipos bajo su responsabilidad, que garanticen las condiciones óptimas de
operatividad, así como también, ejecutar la supervisión técnica y laboral de las
secciones adscritas al Departamento. Deben mantener informada a la gerencia sobre
los avances y dificultades en los programas establecidos, y recibir las instrucciones y
directrices pautadas por la gerencia de división.
La sección de "Equipos Eléctricos Principales" efectúa el mantenimiento
preventivo y correctivo de las unidades de generación y sus auxiliares en Casa de
Máquinas I y Casa de Máquinas II, así como brinda apoyo a las demás secciones del
Departamento.
Figura 1.3. Organigrama del Departamento de Mantenimiento Eléctrico
7
1.1.4.1.1.4. Matriz Estratégica Matriz Estratégica
Comprende los lineamientos que orientan la formulación de la estrategia de la
empresa. Esta matriz refleja la filosofía de gestión, y esta conformada básicamente
por la misión, visión y valores.
1.1.4.1.1.1.4.1. Misión Misión
Generar, transmitir y distribuir energía eléctrica, de manera confiable, segura y en
armonía con el ambiente; a través del esfuerzo de mujeres y hombres motivados,
capacitados, comprometidos y con el más alto nivel ético y humano; enmarcado todo
en los planes estratégicos de la Nación, para contribuir con el desarrollo social,
económico, endógeno y sustentable del País.
1.1.4.2.1.1.4.2. Visión Visión
Empresa estratégica del Estado, líder del sector eléctrico, pilar del desarrollo y
bienestar social, modelo de ética y referencia en estándares de calidad, excelencia,
desarrollo tecnológico y uso de nuevas fuentes de generación, promoviendo la
integración Latinoamericana y del Caribe.
1.1.4.3.1.1.4.3. Valores Valores
� Humanismo
� Participación
� Respeto
� Honestidad
� Compromiso
� Competitividad.
CCAAPPÍÍTTUULLOO IIIIEELL PPRROOBBLLEEMMAA
2.1.2.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El Generador de la Unidad Nº 15 de Casa de Máquinas 2 de Planta Guri de 700
MVA de potencia nominal, ha venido presentando deformaciones en el núcleo del
estator desde el año 1990. Esto ha ocasionado fallas a tierra en dicha Unidad.
En el año 2006 se comenzó la rehabilitación completa de dicho núcleo, trabajo
que consiste en el desarme total del devanado, laminado del núcleo, “circuit ring” y
neutros. Actualmente ya está concluido el laminado del núcleo y está en proceso el
devanado del estator. Esta unidad también presentó cortocircuito entre las espiras
de algunos polos del rotor, los cuales van a ser identificados y reparados.
Una vez finalizada la rehabilitación del generador, se deben realizar pruebas de
diagnóstico en sitio (pruebas de montaje) al núcleo y devanados del estator con el fin
de evaluar la calidad del aislamiento y ensamblaje del mismo. También se debe
realizar una serie de pruebas de aceptación al generador con la finalidad de
garantizar una correcta operatividad del generador.
Este trabajo es de suma importancia, pues es la primera vez que se realiza en Guri la
rehabilitación completa de un estator desde la puesta en servicio de las unidades en
la década de los 80. Además, las pruebas de aceptación, tal como el cortocircuito
sostenido y la característica de vacío, son pruebas que se realizan muy pocas veces
en Guri, y se puede decir que en el mundo, a máquinas de esta potencia.
9
2.2.2.2. OBJETIVOS OBJETIVOS
2.2.12.2.1 General General
Participar y documentar la rehabilitación completa del Generador de la Unidad Nº
15 de Casa de Máquinas 2 de Planta Guri.
2.2.2.2.2.2. Específicos Específicos
� Describir el proceso de ensamblaje del estator: laminación del núcleo,
colocación del devanado (inserción de barras, soldadura, aislamiento).
� Participar y documentar las pruebas de montaje que se realicen al estator (alto
potencial, descargas parciales, índice de polarización, entre otras) y al rotor
(caída de tensión en polos, meggado).
� Participar en la detección y corrección de los polos con cortocircuito en espiras
y determinar las posibles causas de dicha anormalidad.
� Hacer propuestas para la alimentación independiente de la excitatriz para las
pruebas de aceptación.
� Participar y documentar las pruebas de aceptación realizadas al generador de
la Unidad Nº 15 (primera rotación mecánica, calentamiento de cojinetes en
vacío y con carga, pruebas de circuito abierto, prueba de cortocircuito
sostenido, medición de resistencia de armadura y campo, límite de capacidad
de la Unidad, entre otras).
2.3.2.3. METODOLOGÍA METODOLOGÍA
2.3.1.2.3.1. Tipo de Investigación Tipo de Investigación
La investigación que se llevó a cabo es de campo, ya que la recolección de
información, el análisis, comprobaciones, aplicaciones prácticas, conocimientos y
10
métodos utilizados para llegar a las conclusiones se realizan en el medio en donde
se desenvuelve el fenómeno.
2.3.2.2.3.2. Técnicas de Recopilación de Datos Técnicas de Recopilación de Datos
� Observación Directa: para la ejecución de este proyecto se realizaron visitas a
diversas áreas de la Unidad, con la finalidad de realizar observaciones
directas de cada una de las labores desempeñadas por el personal durante
todas las etapas de la rehabilitación.
� Entrevistas y Reuniones: durante el proceso de rehabilitación se sostuvo
relación directa con los especialistas encargados de la ejecución del proyecto.
Asimismo, se hizo acto de presencia en gran parte de las reuniones
sostenidas por personal de EDELCA y la contratista a fin de discutir y definir
detalles de montaje de equipos, así como protocolos para las diversas
pruebas de montaje y aceptación.
� Documentación Bibliográfica: se llevaron a cabo consultas bibliográficas en
distintos medios, tales como: estándares internacionales, manuales de
fabricantes, Internet, protocolos de pruebas de aceptación, tesis de grado
relacionadas con el tema y literatura técnica especializada.
2.3.3.2.3.3. Etapas de la Investigación Etapas de la Investigación
� Etapa 1. Revisión Bibliográfica: en esta etapa se procedió a recopilar toda la
información necesaria para establecer una sólida base teórica relacionada con
la investigación.
11
� Etapa 2. Visitas de Campo: durante todo el proceso que conlleva la
rehabilitación de un generador, se realizaron gran cantidad de visitas a los
diferentes lugares de trabajo, presenciando en sitio cada una de las
actividades realizadas.
� Etapa 3. Recopilación de Datos: en esta parte de la investigación se
registraron los resultados de todas las pruebas pre – operacionales (sin agua)
y operacionales (con agua) realizadas al generador y equipos asociados al
mismo (compuertas de toma, gobernador, excitatriz, turbina, sistemas de
enfriamiento y auxiliares).
� Etapa 4. Procesamiento de la información: en esta fase se analizaron y
compararon cada uno de los resultados arrojados por las diversas pruebas
realizadas a la Unidad Hidro – Generadora 15.
� Etapa 5. Redacción del Trabajo de Grado: en esta sección se condensó toda
la información teórica y experimental que contempla la parte final del proyecto,
incluyendo: redacción, presentación de conclusiones y recomendaciones.
CCAAPPÍÍTTUULLOO IIIIIIGGEENNEERRAACCIIÓÓNN HHIIDDRROOEELLÉÉCCTTRRIICCAA
3.1. LA GENERACIÓN HIDRO-ELÉCTRICA
El proceso mediante el cual se genera la energía eléctrica, a partir de la energía
hidráulica, involucra una sucesión de pasos que se describen en forma breve a
continuación:
Básicamente se necesita obtener una energía mecánica rotacional en un eje, al
cual está acoplado un dispositivo que, conjugado con otro situado alrededor de éste
y mediante una conversión electromagnética, hace posible la transformación de
energía mecánica inicial en energía eléctrica.
La energía mecánica rotacional es posible obtenerla de una energía potencial
(hidráulica) almacenada en un reservorio artificial (embalse) y utilizable cuando sea
necesario. Para aprovechar esta energía almacenada se procede de la siguiente
manera:
Se hace pasar un caudal de agua a través de una tubería forzada ubicada a una
altura determinada. Esta tubería trasporta el agua hasta una caja en forma de espiral.
Esta caja distribuye la presión del agua uniformemente sobre un rodete, el cual
posee unos álabes dispuestos de manera que puedan recibir la energía y
aprovecharla en forma de movimiento giratorio.
13
La turbina recibe la energía hidráulica y la entrega en forma de energía mecánica
al eje de la máquina, el cual posee un rotor excitado que, por principio de conversión
electromagnética, hace que un estator pueda entregar dicha energía en forma de
energía eléctrica.
El grupo rotor-estator constituye el generador y, éste en conjunto con la turbina,
conforman el turbogenerador.
La energía eléctrica generada es entregada a un transformador de potencia que,
mediante líneas de transmisión de alta tensión, suministra energía al patio de
distribución donde finalmente se canaliza la transmisión de energía eléctrica.
Figura 3.1. Esquema de una Unidad Generadora
14
3.2. DESCRIPCIÓN DEL GENERADOR DE LA UNIDAD Nº 15 DE CM2
El generador es un dispositivo que transforma la energía mecánica de rotación en
energía eléctrica.
El generador de la Unidad Nº 15 es una máquina sincrónica de polos salientes y
eje vertical. Tiene dos cojinetes de guía: el primero, montado en la ménsula superior
arriba del rotor; y el segundo, abajo del rotor montado en la ménsula inferior, en
combinación con el cojinete de empuje. El cubo del rotor se acopla directamente al
eje inferior del generador y al bloque del empuje. La ménsula superior está apoyada
sobre la carcasa del estator, y la ménsula inferior está fijada directamente al
hormigón.
El generador cuenta con un sistema de ventilación de tipo radial, donde el aire
entra por las aperturas superior e inferior de la araña del rotor, y es bombeado hacia
el entrehierro y núcleo del estator. Los intercambiadores de calor aire-agua refrescan
el aire que circula en un circuito cerrado.
El núcleo del estator comprende láminas finas de acero con silicio de bajas
pérdidas, picadas en segmentos, aisladas en la superficie con barniz y apiladas para
formar el núcleo magnético del estator.
El bobinado del estator comprende barras (o medias-bobinas) del tipo Roebel,
clase F de aislamiento, insertadas en las ranuras del núcleo e interconectadas para
formar las tres fases.
El rotor está formado por estructuras soldadas que consisten en el cubo del rotor
y los brazos radiales de la araña del rotor. Los brazos sostienen al núcleo magnético
laminado sobre el cual están montados los polos.
El generador tiene un sistema de frenos y de levantamiento comprendiendo,
respectivamente, los gatos operados con aire y con aceite hidráulico (RJP), y su
sistema de mando montado fuera de la máquina. (Carvalho, 2006, p. 3)
15
La corriente de excitación para el bobinado del rotor es proporcionada por un
sistema de excitación estática. La interfase entre el sistema de la excitación, y el
bobinado del rotor se hace a través del bus de excitación, el juego de escobillas de
carbón y de los anillos rozantes.
Características básicas del generador:
- Potencia máxima 805 MVA
- Potencia Nominal 700 MVA
- Velocidad de rotación nominal 112.5 rpm
- Velocidad de embalamiento 215 rpm
- Frecuencia 60 Hz
- Corriente de armadura máxima 25820 A
- Corriente de armadura nominal 22453 A
- Voltaje nominal 18000 V
- Factor de potencia 0.9
- Corriente de excitación 2575 A
- Voltaje de excitación 472 v (CC)
- Número de polos del rotor 64
- Espiras por polo 17
- Número de ranuras del estator 552
- Circuitos por fase 8 circuitos en paralelo
- Conexión devanado estatórico estrella
- Tipo de devanado Ondulado
- Construcción semi-paraguas
Suministrado por el consorcio JWG-fabricante HITACHI.
16
33..33.. DDEESSCCRRIIPPCCIIÓÓNN DDEE LLOOSS CCOOMMPPOONNEENNTTEESS DDEELL GGEENNEERRAADDOORR DDEE LLAA UUNNIIDDAADD
NNºº 1155 DDEE CCMM22
3.3.1. Estator
3.3.1.1. Carcasa: es una estructura construida en segmentos soldados entre sí
formando un anillo único. La carcasa está compuesta de chapas de acero
horizontales soldadas por platos verticales que constituyen las columnas.
Esta carcasa es montada sobre las 12 bases de apoyo, formadas por placas de
acero y de teflón para facilitar el deslizamiento radial con poca fricción e impedir
tensiones de origen térmico entre la carcasa y el núcleo.
Las bases son atornilladas a las bases de apoyo, pero con grados de libertad
para la expansión térmica. La carcasa del estator soporta, principalmente, el torque
de carga que actúa en la dirección tangencial.
En el caso de una falla en el sistema de carga (por ejemplo un cortocircuito), los
torques de impulso pueden volverse mucho más altos que para la carga nominal.
Los intercambiadores de calor aire-agua son montados externamente en la
carcasa. De esta manera, la carcasa participa significativamente en el circuito de
ventilación y de enfriamiento del generador.
El circuito de ventilación incluye deflectores de aire construidos en secciones y
con aperturas para permitir el paso de aire. En cierto modo, para minimizar las
pérdidas a través de fricción aérea, y aumentar la capacidad de intercambio de calor.
(Carvalho, 2006, p. 3)
17
Figura 3.2. Carcasa del estator
3.3.1.2. Núcleo: La parte activa del estator está formada por segmentos de acero-
silicio de granos orientados de bajas pérdidas, de 0,5mm de espesor. Cada
segmento formado por las ranuras, la corona del anillo magnético y por los asientos
de las cuñas es estampado y aislado por una capa de barniz delgada que resiste
altas temperaturas y presiones.
Durante el apilamiento del núcleo se toma el máximo cuidado para prevenir la
ocurrencia de cortocircuitos entre las láminas, lo que podría causar calentamiento
localizado. Las láminas del núcleo se posicionan y se guían por las cuñas de formato
de cola de milano instaladas en la carcasa. Estas cuñas se posicionan en el diámetro
interno de la carcasa.
El resorte tipo plato, la placa de presión y los dedos de presión mantienen la
presión del núcleo a través de las varas o pernos aislados que atraviesan el núcleo.
Los platos de presión se apoyan en la brida superior de la carcasa y en los dedos de
presión. Las varas son pretensionadas a través de una tuerca hidráulica o
torquímetro, y dan una presión homogénea a lo largo de la circunferencia del núcleo.
18
El apriete también puede controlarse a través del alargamiento de las varas y de
la compresión de los resortes. Ese arreglo asegura baja vibración en funcionamiento.
Los dedos de presión transfieren la presión del plato de presión para los dientes
de la laminación. Esa manera asegura condiciones de bajas vibraciones en los
dientes. Las vibraciones en los dientes de la laminación pueden ser muy peligrosas y
pueden dañar el aislamiento entre las chapas magnéticas de la laminación, llevando
a calentamientos y, en consecuencia, a destruir el aislamiento del bobinado.
La conexión entre el núcleo y la carcasa del estator se hace por medio de las
cuñas tipo cola de milano. Este tipo de conexión permite el traslado equilibrado del
torque de carga y fuerzas transitorias del núcleo para la carcasa, y de ésta para la
fundación.
El paquete de láminas del núcleo tiene canales de ventilación, consistiendo de
chapas más espesas con perfiles separadores soldados a punto. El número y arreglo
de los separadores tienen una distribución de presión uniforme en la laminación del
núcleo, para así obtener una baja caída de presión del aire de enfriamiento.
Durante el apilado del núcleo, el paquete magnético es prensado en etapas a lo
largo del crecimiento de la altura. Asimismo, son controlados el nivel, el centrado y la
circunferencia.
Figura 3.3. Láminas del núcleo estatórico
19
3.3.1.3. Devanado: El bobinado del estator está formado por tres fases, conexión en
estrella, con el neutro conectado a la tierra por medio de un grupo de resistencias, y
un transformador con la finalidad de limitar la corriente. Cada fase del bobinado tiene
8 circuitos en paralelo.
Los componentes principales del bobinado son las barras del estator insertadas
en las ranuras, las conexiones de fase y los terminales de fase y de neutro. Cada
ranura recibe dos barras, la barra de fondo o barra inferior y la barra de tope o barra
superior.
Figura 3.4. Devanado doble capa
Cada barra del estator se construye con un juego de conductores aislados. Estos
conductores tienen transposiciones del tipo Roebel a lo largo de la parte recta de la
barra, siendo el número de transposiciones una función del largo de la barra, entre
otros factores, para la optimización de pérdidas de corrientes parásitas.
20
Figura 3.5. Transposición Roebel
El juego de conductores transpuestos se aprieta a alta temperatura para formar
un cuerpo compacto. La barra recibe los procesos de aislamiento principal y VPI. La
superficie externa de la barra recibe cintas semiconductivas en las porciones rectas y
de cabeza, con resistivitidad adecuada para poner el potencial eléctrico a cero en la
porción de la ranura. La transición entre la parte recta y la porción de cabeza de la
barra recibe otro tratamiento semi-conductivo para la igualación de potencial y
eliminación de descargas de corona. La fabricación de las barras del estator es
supervisada por actividades de Control de la Calidad para asegurar uniformidad de la
producción del lote, bajos factores de pérdidas dieléctricas (tang. �) y alta rigidez
dieléctrica. (Carvalho, 2006, p. 5)
3.3.2. Rotor
3.2.2.1. Eje superior: el eje superior comprende dos partes de acero forjado (el propio
eje) teniendo una brida para acoplar con el cubo del rotor y el collar montado en el
tope del eje. El sistema de aislamiento del cojinete de guía superior se encuentra en
los soportes de las pastillas, en la ménsula superior, entonces las pastillas del
cojinete son aisladas del resto de la ménsula. Ese aislamiento es una protección para
el cojinete de guía superior contra la circulación de corriente, lo que podría alcanzar
valores muy altos, a pesar del voltaje bajo, en el caso de que la película de aceite
21
bajo las pastillas se rompa. En un eje auxiliar encima del eje superior son montados
los anillos colectores para la excitación del generador. El eje superior se acopla
directamente en la cara (disco) superior del cubo del rotor. (Carvalho, 2006, p. 5)
3.3.2.2. Cubo del rotor y araña: la parte central del rotor es formada por el cubo
central y los brazos de la araña. El cubo del rotor es formado por un cilindro y dos
discos soldados que constituyen las bridas superior e inferior. La brida superior se
acopla con el eje superior y la brida inferior se acopla al eje inferior del generador y al
bloque de empuje.
La araña del rotor, formada por brazos radiales, se solda al cubo del rotor. Las
caras superior e inferior de la araña tienen 16 aperturas que proporcionan una
función de ventilador centrífugo radial que chupa el aire y provoca la circulación de
aire para el interior del rotor. (Carvalho, 2006, p. 6)
En el diámetro externo de la araña se congregan las uniones para apoyar el anillo
magnético del rotor. Las uniones son formadas por las chavetas, tornillos, cuñas y
espesores de interferencia.
Araña
Figura 3.6. Araña del rotor. (Jiménez, R., 2005, p. 33.)
22
3.3.2.3. Anillo magnético del rotor: El anillo magnético del rotor consiste de chapas
laminadas de acero de alta resistencia mecánica, apiladas y apretadas para formar
un anillo compacto. En función de diferentes posiciones de las láminas en el apilado,
el anillo magnético tiene canales radiales (canales de ventilación) distribuidos
uniformemente en la altura y a lo largo de la circunferencia. Los agujeros que están
situados a través de toda la altura del apilado reciben pernos de apriete. Estos
pernos de apriete mantienen el anillo magnético como un único anillo sólido que es
apoyado por las uniones. Existen platos de presión en ambos lados del anillo
magnético que aseguran la distribución uniforme de la presión.
3.3.2.4. Polos: están formados por el núcleo y la bobina. Éstos son montados en el
diámetro externo del anillo magnético a través de las ranuras (en general en forma
de cola de milano). Chavetas de acero (cuñas) mantienen las colas de cada polo
apretadas contra el anillo magnético en la dirección del entrehierro. El núcleo del polo
es de tipo laminado, formado por láminas de acero de alta resistencia mecánica,
apretado y mantenido por tornillos y tuercas. En las dos extremidades del paquete de
láminas hay platos de presión. La presión de apriete resulta en un cuerpo compacto.
Las espiras individuales de la bobina del polo consisten de barras de cobre planas,
de sección rectangular que son soldadas entre si para formar la bobina.
La bobina polar es montada en el núcleo. Recibe platos aislantes sólidos en las
partes superior e inferior para apoyo mecánico de la bobina y aislamiento contra el
núcleo.
Los generadores diseñados para las plantas hidroeléctricas tienen un bobinado
de amortiguamiento para aumentar la estabilidad sincrónica, y la capacidad de
operar con cargas asimétricas. El bobinado amortiguador consiste en un tipo de jaula
de ardilla formado por varias barras insertadas longitudinalmente en la zapata del
polo y con extremidades soldadas en cortocircuito. El amortiguador de un
hidrogenerador es cerrado para asegurar el amortiguamiento en cuadratura. La
interconexión entre los polos es hecha por conectores flexibles, también para
compensar expansiones térmicas. (Carvalho, 2006, p. 6)
23
Devanado Amortiguador
Espiras
Núcleo
Figura 3.7. Núcleo, espiras y devanados de amortiguamiento de un polo
3.3.2.5. Anillos colectores, escobillas, portaescobillas y barra de excitación: los
anillos colectores están montados en el eje auxiliar que se acopla arriba del eje
superior. El montaje se localiza dentro de la cámara de los anillos colectores en la
plataforma superior del generador. Los anillos colectores son apoyados por barras y
arandelas aislantes. Cuando los diversos factores que contribuyen a la correcta
operación de los anillos y de las escobillas (la presión de las escobillas, la dureza del
carbón, la rugosidad de la superficie de los anillos, la densidad de corriente de
las escobillas, la temperatura de trabajo y la humedad del aire) sean los adecuados,
la superficie de contacto de los anillos colectores tendrá, después de algunas
centenas de horas de trabajo con carga, una fina película de carbón y óxido de
cobre, capaz de reducir el desgaste de las escobillas y anillos y también mejorar el
contacto eléctrico. En general el juego de escobillas de excitación tiene 2 escobillas
independientes para cada anillo (positivo y negativo), las cuales son aisladas de las
otras escobillas de carga e instaladas para la medición del voltaje real de excitación.
Esa medición es vital para la determinación de la temperatura del bobinado del rotor
durante el funcionamiento (alimentación para un transductor de temperatura). Las
barras de excitación internas al generador que interconecta los anillos colectores con
los polos, pasan dentro del eje superior, debajo de la brida de acoplamiento y arriba
de la araña del rotor hasta alcanzar los polos de entrada y de salida. (Carvalho,
2006, p. 8).
24
Figura 3.8. Portaescobillas
3.3.3. Ménsula superior y cojinete de guía superior
La ménsula superior es una estructura constituida por la parte central que
contiene la caja del cojinete de guía superior y los brazos. Los brazos de la ménsula
superior son apoyados sobre la carcasa del estator y el hormigón. Por otro lado, el
cojinete de guía superior del generador tiene 28 pastillas hechas de chapas de acero
laminado, y tienen como superficie de contacto el metal. Cada una de ellas
establece una película de aceite con el eje bajo la influencia de la velocidad
tangencial y de la holgura del cojinete. La película de aceite tiene las propiedades
hidrodinámicas de sostener las fuerzas que vienen del eje. Su espesor y elasticidad
son influenciados por varios parámetros: temperatura de trabajo, viscosidad, holgura,
velocidad periférica y “runout” del eje. (Carvalho, 2006, p. 8)
Figura 3.10. Cojinete guía superior Figura 3.9. Ménsula Superior
25
3.3.4. Ménsula inferior y cojinete combinado (empuje y de guía inferior)
La ménsula inferior, al igual que la ménsula superior, es una estructura formada
por la parte central y por los brazos. La parte central contiene el cojinete combinado
(empuje y de guía inferior del generador). Los brazos son directamente anclados en
el hormigón. La ménsula inferior es la estructura que soporta el peso de todas las
partes giratorias de la unidad, y también el empuje hidráulico cuando la unidad está
en giro. El cojinete de guía inferior y el cojinete de empuje tienen respectivamente 36
y 20 pastillas. El funcionamiento del cojinete de guía inferior es similar al del cojinete
de guía superior. Las pastillas del cojinete de empuje son montadas encima de
soportes de apoyo, y tienen un sistema de lubricación de alta presión (OLP) que
inyecta aceite entre las pastillas y el anillo giratorio durante el arranque y la parada
de la unidad. También debido a la velocidad tangencial del anillo giratorio, la interfase
entre las superficies de las pastillas y del anillo giratorio forma una película de aceite.
Esa película de aceite tiene, como fue descrito anteriormente para el cojinete de guía
superior, las propiedades hidrodinámicas para apoyar las cargas.
Los cojinetes instalados debajo del rotor no necesitan de ningún aislamiento en el
anillo giratorio o en las pastillas. Todas las otras características del cojinete de guía
inferior son similares a aquéllos descritos para el cojinete de guía superior.
Figura 3.11. Cojinete combinado del Generador (Jiménez, R., 2005, p. 37.)
26
3.3.5. Sistema de frenos y gatos del rotor
El sistema de frenos y gatos del rotor consiste de:
� Un conjunto de 20 gatos teniendo zapatas de frenos montados debajo del
anillo magnético del rotor.
� Una pista de freno montada abajo del anillo magnético del rotor.
� Un tablero del mando para frenos y gatos.
� Una tubería de interconexión entre el tablero de mando y el juego de gatos.
El sistema de frenos del rotor opera con aire comprimido en la presión nominal de
6,86 bar. La presión de aire es proporcionada por un tanque, y su presión es
mantenida por el sistema de aire a presión del servicio auxiliar de la Planta.
El sistema de levantamiento del rotor (RJP) opera con presión de aceite hidráulico
e incluye un depósito de aceite y la bomba hidráulica.
Los gatos están montados directamente en las bases fijadas en el hormigón. Los
gatos (cilindros y pistones) pueden trabajar con aire para la operación de frenos, y
con aceite hidráulico para el proceso de levantamiento del rotor. Interruptores de
límite instalados en cada gato detectan las siguientes condiciones:
� Posición inferior o de descanso (los contactos de los interruptores de límite
están conectados en serie) – alarma que indica frenos abajo y permiso para el
arranque de la unidad.
� Posición superior (los contactos de los interruptores de límite están
conectados en paralelo) alarma que indica frenos aplicados (o por lo menos 1
gato de freno) y no permite el arranque de la unidad.
27
Los gatos son proyectados para alzar el peso de: las partes giratorias de la
unidad, los rotores del generador y de la turbina (una altura alrededor de 9 mm) para
permitir servicios de mantenimiento. El sistema opera bajo la presión hidráulica,
bombeada por la unidad hidráulica, a través de las tuberías hasta los cilindros de los
gatos. (Carvalho, 2006, p. 9)
Zapatas de freno
Tubería del Sistema
Colector de Polvo
Figura 3.12. Sistema de gatos, frenos y colector de polvo
3.3.6. Sistema de enfriamiento aire-agua
La mayor parte del calor generado por las pérdidas del generador es disipado a
través del juego de intercambiadores de calor aire-agua. El sistema de enfriamiento
del generador comprende: el circuito de ventilación y el circuito de agua de
enfriamiento. El circuito de ventilación es cerrado, o sea, no hay intercambio de aire
con el ambiente externo al generador. El flujo de aire pasa por las aperturas
superiores e inferiores de la araña del rotor, por los canales de ventilación en el anillo
magnético del rotor, por el entrehierro y bobinado polar, por los canales de
ventilación del núcleo del estator, y finalmente, por los intercambiadores de calor
para volver otra vez al circuito descrito.
28
El circuito de agua de enfriamiento es abierto, o sea, después de dejar los
intercambiadores de calor, el agua se desecha al nivel de aguas abajo. Los 12
intercambiadores de calor aire-agua están montados directamente en las aperturas
de la carcasa del estator. El intercambiador de calor comprende dos cámaras de
agua acopladas a un juego de tuberías aleteadas. Las aletas aumentan el área de
intercambio de calor de las tuberías. El sistema aire-agua de enfriamiento completo
tiene las siguientes partes:
� Entrada general de agua de enfriamiento, la cual deriva para las tuberías
individuales de los intercambiadores de calor.
� Salida general de agua, que recibe el agua colectada de los intercambiadores
de calor.
� Tubería y válvula de drenaje para cada intercambiador de calor.
� Cápsulas para el termómetro en la tubería principal de entrada y en la salida
de agua, y en la tubería individual de cada intercambiador de calor.
Figura 3.13. Intercambiadores de Calor de la Unidad Nº 15
29
3.3.7 Generador de Imanes Permanentes
Son imanes que están acoplados a un eje (rotor) y giran a la velocidad de la
turbina, produciendo un campo magnético que induce una tensión al estator del
conjunto P.M.G. Esta tensión varia de acuerdo a la velocidad de la turbina y se utiliza
para activar al solenoide del actuador (20AS), el cual está encargado de hacer actuar
a la válvula piloto del gobernador para poner en servicio al gobernador de velocidad
que, a su vez, se encarga de ordenar a los servomotores el cierre o apertura de las
paletas para mantener a las turbinas girando a una velocidad constante (112.5rpm).
Figura 3.14. Generador de Imanes Permanentes de la Unidad Nº 15
CCAAPPÍÍTTUULLOO IIVVRREEHHAABBIILLIITTAACCIIÓÓNN DDEELL
EESSTTAATTOORR DDEE LLAA UUNNIIDDAADD NNºº 1155
4.1.4.1. LAMINADO DEL NÚCLEO LAMINADO DEL NÚCLEO
El proceso de laminado del núcleo estatórico se realizó con sumo cuidado para
prevenir la ocurrencia de cortocircuitos entre láminas y así, evitar calentamiento
localizado, hecho que traería como consecuencia la aparición de corrientes parásitas
(efecto Foucault) que ocasionarían pérdidas en el hierro del generador.
Las láminas se posicionaron y guiaron por medio de las chavetas cola de milano.
Los platos de presión se apoyan sobre la brida superior de la carcasa y los dedos de
presión (éstos transfieren la presión del plato de presión a los dientes de la
laminación). Las varas son pretensionadas a través de una tuerca hidráulica o
torquímetro para así brindarle una presión homogénea a lo largo de la circunferencia
del núcleo. Esto asegura baja vibración del núcleo durante el funcionamiento.
Las vibraciones de diente de laminación pueden ser peligrosas y dañar el
asilamiento entre láminas, generando un recalentamiento y posteriormente,
destrucción del aislamiento del bobinado (falla a tierra).
La conexión entre el núcleo y la carcaza del estator se realizó por medio de las
cuñas tipo cola de milano. Cabe destacar, que el paquete de láminas del núcleo tiene
canales de ventilación, consistiendo en chapas más gruesas con perfiles
separadores soldados a punto. (Carvalho, 2005, p 26).
4.1.1. Preapilamiento del núcleo
En primera instancia, se limpiaron las chavetas de formato cola de milano y se
ubicaron fijándolas por medio de soportes, tornillos y arandelas en el radio de
proyecto. Se usó topografía e hilo de piano para el ajuste de la verticalidad.
El proceso de preapilamiento consistió en colocar 2 paquetes de láminas
controlando su posición con relación a los dedos de presión y a los agujeros para
pasaje de los pernos en la carcaza. Uno de estos paquetes dispuesto en la parte
superior y el otro en la parte inferior, a fin de ajustar la ubicación de las colas de
milano y asegurar la redondez durante el apilamiento.
Después del término de estos paquetes, se ajustó el alineamiento tangencial de
las láminas por medio de un calibrador y martillo de nylon. En frente de las chavetas
se ajustó el alineamiento radial de las láminas utilizando un martillo leve. Luego se
verificó la redondez del preapilamiento utilizando pines de guía.
Figura 4.1. Preapilamiento del núcleo
32
4.1.2. Apilamiento del núcleo
En esta sección, se prepararon los pares de guías para ranuras “Dispositivo para
apilar y prensar el núcleo del estator” ajustando el espesor a través de los espesores
de papel Nomex de espesor 0,13 mm. Así mismo se disponen espesores de madera
para soportar el peso de los dedos de presión en el lado interno apoyando sobre el
piso.
Se ubicaron las guías en las ranuras, distribuyéndolas en toda la circunferencia,
de modo que cada lámina sea guiada en lo mínimo por dos guías, éstas deben
sobresalir de la parte superior de los paquetes. Luego se montó el tercer paquete,
desplazando cada camada de acuerdo con el “Sistema de Chapeado” controlando su
posición con relación a los dedos de presión para que queden centrados con relación
a los dientes de las láminas.
Se continuó el apilamiento hasta terminar el tercer paquete. Después de
terminado cada paquete, se alinearon tangencialmente las láminas por medio del
calibrador de ranura (barra de acero calibrada de ancho igual a la ranura) y a través
de leves golpes con un martillo de nylon. En frente a las chavetas se ajustó el
alineamiento radial de las láminas utilizando un martillo liviano.
Durante el apilamiento se localizaron agujeros para la instalación de los
detectores de temperatura en el núcleo (RTD), de acuerdo con lo indicado en el
respectivo plano de referencia y utilizando las respectivas láminas del núcleo con
recorte.
El prensado se realizó por medio de un torquímetro. Inicialmente se utilizó una
llave automática, intercalando el apriete de acuerdo con instrucciones del Supervisor
en el sitio. Una vez apretado todo el núcleo estatórico se aplicó barniz de
compactación con una camada a pincel en los paquetes extremos del núcleo.
Finalmente se ejecutaron controles de línea de centro axial del núcleo, así como
diversas inspecciones acerca de los acabados del nuevo núcleo.
33
Colas de Milano
Pernos Guías
Paquetes de láminas
Figura 4.2. Laminado del núcleo estatórico
4.2.4.2. ENSAMBLAJE DEL DEVANADO ENSAMBLAJE DEL DEVANADO
En esta etapa de la rehabilitación del estator, los trabajos realizados consistieron
en la inserción de las barras inferiores y superiores, el acuñado final, soldadura de
las conexiones de las barras, colocación de cápsulas inferiores y superiores,
conexión y aislamiento de neutros y fases de salida del generador, montaje de los
anillos de circuito o “circuit ring” y finalmente la pintura.
4.2.1. Proceso de la introducción de las barra en las ranuras (Roundpacking)
La porción recta de la barra recibió un envolvimiento compuesto de silicón y papel
de poliéster, el cual le brinda una protección al aislamiento de la barra durante la
inserción de la misma en la ranura, y a su vez una cierta sujeción mecánica. Este
sistema es denominado roundpacking.
34
Figura 4.3. Sistema roundpacking (Carvalho, 2005, p. 26)
4.2.2. Acuñado de las ranuras
El posicionamiento y apriete de las barras en las ranuras se completó con el
acuñado. El sistema de acuñado de la ranura incluye la cuña plana, los espaciadores
planos y el resorte (ripple spring) debajo de la cuña. Para el acuñado se introdujeron
separadores planos de fibra de vidrio y espaciadores ondulados “ripple spring”. Las
cuñas de cierre se colocaron en el sentido del centro hacia los extremos (como se
muestra en la figura 4.4), alternando entre lado acoplado y lado opuesto al acoplado
para evitar que los espaciadores y los resortes sufrieran desplazamientos a lo largo
de la ranura por la altura de la misma. Finalmente, con la ayuda de un rectángulo de
madera y un martillo de nylon, se golpearon las cuñas de cierre de abajo hacia
arriba.
Figura 4.4. Acuñado (Carvalho, 2005, p. 29)
35
El control de la firmeza del acuñado y calidad de la fijación de las barras en las
ranuras se realizó de forma indirecta, a través del control de la flecha residual del
resorte ondulado. El acceso al resorte se efectuó a través de un agujero existente en
3 cuñas de cada ranura. Este control debe ser realizado después del acuñado final
de las ranuras y es recomendable que sea también realizado durante las labores de
revisión del generador, para efecto de mantenimiento.
4.2.3. Soldadura de las uniones de las barras
Los extremos de las barras y las conexiones de fase se unieron para formar los
circuitos de fase. La unión de las barras superiores con las barras inferiores se
realizó por medio de la soldadura de los cuatro (4) dedos metálicos de cada barra.
Para ello se insertaron láminas de una aleación cobre-plata en cada dedo. Luego se
calentaron por medio de una máquina de soldar hasta lograr su fundición. Para
garantizar el área de contacto entre los dedos de las barras, se derritieron varillas de
aleación de cobre, plata, fósforo y zinc sobre las hendiduras de los dedos.
Figura 4.5. Dedos de unión de las barras
36
4.2.4. Colocación de las cápsulas, amarre de barras y montaje de anillo de sujeción de las barras
Para el encapsulado se preparó una mezcla aislante en una máquina mezcladora
agregando 10 Kg líquidos de resina CH 450 A, se deja mezclando por 5 minutos.
Luego se adicionaron 1,7 Kg líquidos de endurecedor CH 450 B. Esta cantidad de
mezcla es suficiente para llenar seis cápsulas. Una vez preparada la mezcla se vertió
en envases plásticos hasta completar el nivel adecuado de llenado.
El amarre entre barras se hizo por medio de cintas de vidrio impregnadas con
resina de manera que se ejerza cierta presión entre ellas y se brinde al devanado
alta resistencia a las fuerzas electrodinámicas en las direcciones tangencial y radial.
Esa característica se refuerza a través del amarre de los cabezales del bobinado con
el anillo de sujeción. Este anillo fue montado por detrás del embobinado con el objeto
de amortiguar las corrientes de cortocircuito y ayudar a sostener el devanado en
situaciones de grandes esfuerzos.
Amarres con fibra
de vidrio
Cápsulas inferiores
Figura 4.6. Cápsulas y amarre de bobinas
37
Figura 4.7. Anillo de sujeción del devanado
4.2.5. Montaje de los anillos de circuito “Circuit Ring”
Por medio de la grúa de pórtico se centraron las 3 secciones de los anillos de
circuitos. Se realizaron las conexiones de las barras especiales a las barras
colectoras de los anillos de circuito. En la conexión entre barras especiales
superiores y “Jumpers” se insertaron láminas de plata-cobre. También se colocaron
piezas de cobre para mejor fijación y por medio de la fundición de las varillas de
plata-cobre se finaliza la unión.
Figura 4.8. Montaje de los anillos de circuito
38
4.2.6. Conexión y aislamiento de neutros y fases de salida del generador
La conexión de cada una de las fases de salida del generador y el neutro se
realizó a través de pernos ajustados con un torque de 400 N.m. El aislamiento de
dichas conexiones se efectuó con una pasta elaborada a base de 2 líquidos: RESINA
EP50 “Resina Epóxica Formulada” y ENDURECEDOR 30 “Poliaminoamida” (en
relación 2-1 respectivamente) y un polvillo blanco “Crystalite” utilizado para darle
consistencia sólida a la mezcla. Esta pasta se aplicó directamente sobre la
interconexión formando así una especie de “cama” (ver figura 4.9) para luego esperar
aproximadamente 6 horas por su secado. Luego se cubrió con 20 vueltas de papel
de fibra de vidrio (Sisaflex – P 326.11-12 de 0,15 mm de espesor y 25 mm de ancho)
remojada con resina epóxica. Se dejó secar, y por último se realizó una sola vuelta
final con otro tipo de cinta (fibra de vidrio 0,08 mm de espesor y 25 mm de ancho) la
cual provee de mejor firmeza al aislamiento de la interconexión.
Figura 4.10. Conexión y aislamiento del neutro
Figura 4.9. Conexión y aislamiento de las fases de
salida
39
4.2.7. Pintura final
Una vez culminados todos los trabajos de ensamblaje de núcleo y devanado se
procedió a la aplicación de pintura interna en el estator. Para esto se aplicó una capa
de esmalte poliuretano de color gris sobre la superficie interna del núcleo, cápsulas,
anillo de sujeción y anillos de circuito. Luego, sobre esta base gris se aplicó una
capa de pintura epoxi poliamida de color rojizo.
Figura 4.11. Devanado después de aplicado el esmalte poliuretano gris
Figura 4.12. Devanado después de aplicada la pintura final con epoxi poliamida rojiza
CCAAPPÍÍTTUULLOO VVDDEETTEECCCCIIÓÓNN YY CCOORRRREECCCCIIÓÓNN DDEE
CCOORRTTOOCCIIRRCCUUIITTOOSS EENNTTRREE EESSPPIIRRAASS DDEE LLOOSSPPOOLLOOSS DDEELL RROOTTOORR DDEE LLAA UUNNIIDDAADD NNºº 1155
5.1.5.1. INTRODUCCIÓN INTRODUCCIÓN
Desde la puesta en operación comercial de los Hidro-Generadores de 700MVA
de Planta Guri en la década de los 80, se han venido presentando fallas de
cortocircuito entre espiras de los polos y de manera especial en la unidad Nº 15. En
base a esto, se desarrollará el presente capítulo con el objeto de estudiar, analizar y
determinar las posibles causas de dicha anomalía, brindándole así soluciones
viables. Para esto se realizaron simulaciones reales y la aplicación del Diagrama de
Ishikawa, así como el Análisis de Modo y Efecto de Falla (AMEF), a través de los
cuales se determinaron las posibles causas raíces que disminuyen el flujo magnético
inducido por el rotor.
Para detectar las fallas de cortocircuito entre espiras se plantearon dos
soluciones. La primera, de tipo reactivo, mediante la cual se plantearon pruebas de
diagnóstico fuera de línea que proporcionaron informaciones certeras para detectar
eventuales cortocircuitos. La segunda, de tipo proactivo, mediante la cual se
implementaron sistemas de monitoreo de flujo magnético y se realizaron
estimaciones estadísticas para evaluar el comportamiento del proceso en el tiempo,
discriminando así, cuál es el polo que presenta una falla funcional.
Este trabajo contribuye con el uso de los gráficos de control, los cuales permiten
disminuir la variabilidad del proceso mediante acciones de garantía basadas, no sólo
41
en la experiencia adquirida en el procedimiento de corrección, sino también en la
objetividad del proceso.
5.2.5.2. ANTECEDENTES ANTECEDENTES
El 29/10/93, dentro de los eventos que condujeron a la caída parcial del Sistema
Eléctrico Nacional, se produjo una operación anormal del Generador Nº 15 que
ocasionó fuertes daños en el estator y rotor del mismo.
Esta falla ameritó la reparación de todos los polos del rotor e incluso, el
reemplazo de alguno de ellos, dados sus serios deterioros.
Figura 5.1. Vista frontal de los polos del rotor
Figura 5.2. Espiras de los polos
Figura 5.3. Espiras de los polos del rotor
Figura 5.4. Espiras de los polos del rotor
42
5.3.5.3. DESCRICIÓN DEL HALLAZGO DESCRICIÓN DEL HALLAZGO
Al realizar una prueba de caída de tensión en cada uno de los polos del rotor, se
observó atenuación del voltaje medido en cada uno de ellos.
Según Norma: IEEE Std 115-1995, “La caída de tensión en cada polo debe ser
aproximadamente igual. Si el voltaje obtenido en uno de los polos disminuye
substancialmente, se considera que el polo presenta un cortocircuito entre sus
espiras”.
¿Qué tan cierta es esta hipótesis?
Es obvio observar que los factores más influyentes en la variación de la
inductancia (L) pueden ser:
XL2Z= R +2
f x� x2 x LXL =2N xLl
� x= S
� Variación en la permeabilidad magnética (�) del material ferromagnético del
núcleo de los polos.
� Cortocircuito entre espiras que disminuya el valor del número de vueltas (N)
de la bobina. De existir un cortocircuito entre espiras, esto se vería reflejado
en una disminución de L y, por ende, una disminución de XL y Z, que
conllevaría a una caída de tensión en el polo.
43
5.4.5.4. ANÁLISIS TEÓRICO, DESCRIPCIÓN Y FUNCIONAMIENTO DEL EQUIPO ANÁLISIS TEÓRICO, DESCRIPCIÓN Y FUNCIONAMIENTO DEL EQUIPO
5.4.1. Rotor de polos salientes:
El rotor del generador es el encargado de producir el campo magnético, que al
girar por su acople con el rodete de la turbina a través de un eje (figura 5.5.), se
convierte en campo magnético giratorio variable en el tiempo, el cual induce voltajes
trifásicos en los devanados estator en conformidad con la Ley de Faraday.
Los rotores de los generadores sincrónicos de Planta Guri están conformados
básicamente por: Polos, llanta del rotor, araña, núcleo. (figura 5.6.).
Araña
Rotor
Polos
Llanta Eje de acople
Rodete
Figura 5.5. Generador Sincrónico Figura 5.6. Partes del rotor
Los rotores de la Casa de Máquinas 2 presentan 64 polos de tipo saliente. Cada
uno de ellos está provisto de una bobina con 17 espiras de cobre conectadas en
serie y aisladas entre sí por material aislante (papel “Nomex”). A su vez, cada uno de
los polos está dotado de un núcleo ferromagnético que fortalece el campo magnético
producido por la bobina. Además, en el interior de dicho núcleo están presentes 5
barras de cobre cortocircuitadas en sus extremos a manera de una jaula de ardilla,
llamadas “devanados amortiguadores” los cuales proporcionan una cierta estabilidad
sincrónica al sistema frente a transitorios de potencia que pueda sufrir la máquina.
(figura 5.7.)
44
Devanado Amortiguador Bobina
Núcleo
Figura 5.7. Partes de un polo
En cada polo, al circular por su bobina respectiva una magnitud determinada de
corriente directa, éste se polariza, es decir, los dominios internos del material
ferromagnético de su núcleo se alinean en una determinada dirección dependiendo
del sentido de circulación de la corriente en la bobina del polo, originando así, un
“polo positivo” o un “polo negativo”.
5.4.2. Incidencia de las espiras de la bobina de un polo sobre la onda inducida en los devanados del estator:
Figura 5.8. Representación de una bobina
Cuando por una bobina circula una corriente (figura 5.8.), alrededor de ésta se
crea un campo magnético en conformidad con la “Ley de Ampere”. Esta intensidad
de campo magnético producida en la bobina es directamente proporcional al número
de espiras de la bobina y a la magnitud de la corriente que por ella circule. Asimismo,
es inversamente proporcional a la longitud media del núcleo ferromagnético.
Intensidad de campo magnético
45
La intensidad de campo magnético (H) y la densidad del mismo (B) se relacionan
entre sí por medio de la permeabilidad relativa del núcleo ferromagnético (u).
Densidad de campo magnético
El flujo magnético es variable y depende del área de la sección transversal del
núcleo ferromagnético.
Flujo magnético
El voltaje inducido en los devanados del estator es de origen senoidal y depende
directamente tanto del flujo magnético anteriormente descrito, como de la frecuencia
de operación del sistema. Por ende, una variación del flujo magnético distorsionaría
en cierta manera la forma de onda inducida en el estator.
Voltaje inducido
Señal ideal Señal con cortocircuito entre espiras
Señal con componentesarmónicos
Cortocircuitos
Figura 5.9. Variación del flujo magnético en el entrehierro del generador bajo la acción de un par de polos salientes
46
5.5.5.5. METODOLOGÍA DE ANÁLISIS METODOLOGÍA DE ANÁLISIS
a) Análisis de las causas raíces de los cortocircuitos entre espiras (disminución del flujo magnético):
Existen varios factores que inciden en la disminución del flujo magnético en el
entrehierro de los generadores, entre ellos destacamos: 1) las sobretensiones
ocasionadas en parte, por presencia de un polo a tierra, 2) los aumentos de
temperatura producto de problemas con sistemas de enfriamiento 3) las variaciones
de temperatura en donde se ve sometido el aislamiento a un estrés térmico producto
de los arranques y paradas de las unidades y 4) golpes contundentes con elementos
metálicos.
Para una mejor visualización se empleó la metodología que dicta el diagrama de
Ishikawa, logrando plasmar de una manera más entendible, concreta y fácil lo
anteriormente expuesto. (figura 5.10.).
Figura 5.10. Diagrama de Ishikawa
47
b) Análisis de modo y efecto de falla (AMEF):
A fin de realizar un análisis exhaustivo sobre el modo de la falla y la gravedad del
efecto que ella conlleva, se implementó la herramienta metodológica conocida como
“Análisis de Modo y Efecto de Falla (AMFE)”. En ella se plasman indicadores de
niveles de riesgo para el sistema en caso de falla, así como sus causas potenciales.
Cabe destacar que también se ofrecen algunos controles eficaces para monitorear
dichas fallas. (figura 5.11).
Figura 5.11. Análisis de Modo y Efecto de Falla
5.6.5.6. TÉCNICA DE CALIDAD APLIACADA AL PROCESO TÉCNICA DE CALIDAD APLIACADA AL PROCESO
Variabilidad de los procesos:
Todo proceso industrial, ya sea destinado a producir un artículo o a prestar un
servicio, es una sucesión de operaciones, en cada una de las cuales se va
añadiendo valor al producto intermedio hasta lograr el producto final. El proceso toma
48
elementos de entrada, los transforma y genera resultados o productos. A
continuación se presenta un esquema del proceso de inducción electromagnética, en
el cual se evidencian claramente acciones reactivas y proactivas que inciden sobre el
producto (figura 5.12).
Figura 5.12. Control de los procesos
a) Acciones sobre los resultados (Detección): Este mecanismo es totalmente
reactivo. Se fundamenta en decidir qué está conforme o defectuoso.
Acciones sobre los resultados (Detección):
FFiigguurraa 55..1133.. EEssqquueemmaa ddeell eennffooqquuee rreeaaccttiivvoo
49
bb)) AAcccciioonneess ssoobbrree eell pprroocceessoo ((PPrreevveenncciióónn)):: Este mecanismo es totalmente proactivo.
Se basa en tomar información del estado del proceso, y actuar sobre los elementos
que provocan su variación, permitiendo la anticipación y prevención de los defectos.
FFiigguurraa 55..1144.. EEssqquueemmaa ddeell eennffooqquuee pprrooaaccttiivvoo
5.7.5.7. PLANTEAMIENTO DE SOLUCIONES PLANTEAMIENTO DE SOLUCIONES
55..77..11.. PPrruueebbaass ddee ddiiaaggnnóóssttiiccoo rreeaalliizzaaddaass aa llooss ppoollooss ddee llaa UUnniiddaadd HHiiddrroo--
GGeenneerraaddoorraa ((SSoolluucciioonneess rreeaaccttiivvaass))
Con el fin de localizar la existencia de cortocircuitos entre espiras, se aplicó la
prueba de caída de tensión a los polos del rotor, en conformidad con lineamientos
establecidos por la Norma STD IEEE 115.
� Prueba de caída de tensión en los polos: se aplica un voltaje alterno al campo
del generador. Luego se mide la tensión en cada polo. Si la tensión medida en
cada uno de estos polos disminuye substancialmente al valor promedio, se
presume existencia de cortocircuitos entre espiras en dicho polo (figura 5.15).
50
Soluciones Reactivas: solventa las siguientes causas raíces: golpes contundentes
y polo a tierra, así como el modo potencial de falla.
Figura 5.15. Prueba de caída de tensión en los polos
Una vez localizado el polo con cortocircuito se aplica la prueba de caída de
tensión entre espiras para así localizar exactamente las espiras cortocircuitadas.
� Prueba de caída de tensión entre espiras de los polos: se aplica un voltaje
alterno al polo cuestionado de manera que éste asegure una circulación de
corriente de 10 A. Luego se procede a medir tensiones diferenciales en cada
par de espiras del polo.
Realizando estudio detallado al gráfico que arroja esta prueba se determinan
las espiras con problemas (figura 5.16).
51
Figura 5.16. Prueba de caída de tensión entre espiras de un polo
Simulaciones reales de cortocircuitos entre espiras y aplicación de pruebas de diagnóstico para su aplicación:
A fin de fijar criterios sólidos a cerca de la evaluación de los resultados que
arrojan las pruebas de diagnóstico, se simularon cortocircuitos reales en la unidad
hidro-Generadoras Nº 15 de 700 MVA y se procedió a la aplicación de dichas
pruebas (figura 5.17 y 5.18).
Figura 5.17. Prueba de caída de tensión en los polos con
simulación de corto en el polo 53
52
Figura 5.18. Prueba de caída de tensión (cortocircuitos 08-09)
En la figura anterior se observa la atenuación del voltaje y deformación de la
curva cuando existe un cortocircuito franco entre espiras.
55..77..22.. SSiisstteemmaa ddee MMoonniittoorreeoo ddee FFlluujjoo MMaaggnnééttiiccoo ((SSoolluucciioonneess PPrrooaaccttiivvaass))
Buscado el enfoque predictivo, el cual se basa principalmente en diagnóstico en
línea, se está implementando actualmente en todas las Unidades Hidro-generadoras
de Planta Guri un sistema de medición de flujo magnético en el entrehierro para así
poder monitorear constantemente el comportamiento de cada uno de los polos del
rotor, y así llevar un mejor control sobre el proceso de inducción electromagnética.
(figura 5.19,5.20 y 5.21).
Figura 5.19. Dispositivo de medición de flujo magnético en
el entrehierro MFP-100.
Figura 5.20. Ubicación del dispositivo en el entrehierro
del Hidro-generador
53
Figura 5.21. Monitoreo de Flujo magnético (Amarillo) Vs. Entrehierro (Rojo)
Gráficos de Control:
Dado que la estadística resulta una herramienta fundamental para la recolección
y análisis de datos, y por ende imprescindible para la medición, análisis y mejora de
los procesos; se recomienda la implementación de gráficos de control para así poder
obtener diagramas que representen el comportamiento del proceso en el tiempo y
nos proporcionen a su vez, una tendencia de su comportamiento, atendiendo así al
enfoque de un mantenimiento predictivo.
Aplicación: Se evaluaron 13 muestras de pruebas de caída de tensión en los
polos, cada una de ellas contiene el valor de voltaje de cada uno de los 64 polos del
rotor.
La data utilizada fue tomada de registros históricos desde el año 1993 hasta la
actualidad. Se desea analizar su comportamiento en el tiempo.
54
Figura 5.22. Gráficos de Control (antes)
Figura 5.23. Gráficos de Control (después)
55
5.8.5.8. CORRECCIÓN DE CORTOCIRCUITOS ENTRE ESPIRAS CORRECCIÓN DE CORTOCIRCUITOS ENTRE ESPIRAS
Una vez detectado el polo y las espiras en cortocircuito se procede a realizar su
respectiva corrección:
1.- Desensamblaje del polo (Separar núcleo de la bobina).
2.- Introducción de cuñas de fibra de vidrio entre las espiras cortocircuitadas abriendo
una distancia de 3 ó 4 milímetros para localizar dónde está dañado el aislamiento.
3.- Limpieza con solvente dieléctrico utilizando cepillos especiales hechos con celdas
de nylon.
4.-Inserción de hoja de papel aislante “Nomex Sheet” impregnada de resina epóxica
por ambas caras TVB2623 y TVB2624 con una relación de 2:1.
5.-Retirar las cuñas de las espiras para que éstas vuelvan a su condición original y
así quede fijado el papel entre las espiras.
6.-Por último, colocar prensas manuales para fijar las espiras de la bobina. Se deja
secar durante dos días aproximadamente.
7.-Ensamblar el polo (núcleo dentro de la bobina).
8.-Finalmente se aplica nuevamente la prueba de caída de tensión entre espiras para
así constatar la efectiva reparación de la bobina.
5.9.5.9. CONCLUSIONES CONCLUSIONES
Una de las pruebas de diagnóstico realizadas a los devanados rotóricos de las
Unidades Hidro-Generadoras de Planta Guri son: Prueba de caída de tensión en los
polos y prueba de caída de tensión entre espiras de los mismos. Cabe destacar que
éstas son basadas en estándares internacionales y nos arrojan una muy certera
información acerca de la distribución del voltaje en los polos y espiras, así como la
calidad del aislamiento de las mismas.
Por otra parte, la aplicación de este tipo de pruebas es un medio altamente
efectivo a la hora de detectar cortocircuitos entre espiras con la máquina fuera de
servicio. Sin embargo, con la implementación del sistema de monitoreo de flujo
56
magnético se logrará detectar la existencia de estos cortocircuitos entre espiras con
la Unidad en línea, es decir, en operación normal. Esto proporcionará una
información valiosa, tanto para la programación de mantenimientos correctivos, como
para realizar un mejor estudio de la pureza y calidad de energía eléctrica que se está
entregando al sistema.
Los gráficos de control se utilizan como técnica de diagnóstico para supervisar el
proceso de producción e identificar inestabilidad y circunstancias normales.
Como resultados relevantes se pueden destacar: el aumento de la disponibilidad
de la unidad, continuidad del servicio y una mejora en la calidad del producto o
servicio que ofrece EDELCA.
5.10.5.10. RECOMENDACIONES RECOMENDACIONES
�� Estudiar la factibilidad de la implementación de redes inteligentes aplicadas al
diagnóstico de espiras en cortocircuito, para lograr captar la dinámica de la
corriente de excitación.
CCAAPPÍÍTTUULLOO VVIIDDEESSCCRRIIPPCCIIÓÓNN DDEE LLAASS PPRRUUEEBBAASS
PPRREE--OOPPEERRAACCIIOONNAALLEESS
6.1. GENERALIDADES
Antes de la puesta en servicio de cualquier máquina rotativa, luego de ser
ensamblada, se hace necesario evaluar las condiciones del material aislante
mediante la aplicación de un conjunto de pruebas que arrojen resultados útiles para
definir un diagnóstico certero acerca de la condición del aislamiento de la máquina.
Las pruebas consisten, en su mayoría, en aplicar un nivel de voltaje de
prueba al aislamiento del estator (armadura) o del rotor (campo) y estudiar el
comportamiento de la temperatura o de la resistencia de aislamiento, según sea el
caso, siguiendo las recomendaciones establecidas en los estándares internacionales
y los protocolos de prueba del fabricante. De acuerdo a los resultados de dichas pruebas, se emiten diagnósticos del
estado de aislamiento con el fin de tomar las acciones pertinentes al caso y
garantizar el óptimo funcionamiento de la máquina.
Por ser el estator rehabilitado el objeto de estudio en este capítulo, se describirán
las pruebas de aislamiento realizadas tanto al núcleo como al devanado de
armadura.
58
Además, se hace alusión a una prueba en particular que se aplica a rotores de
generadores con la finalidad de evaluar el estado de aislamiento entre las espiras de
sus polos.
6.2. PRUEBA DE MAGNETIZCIÓN (LOOP) 6.2.1. Introducción
La prueba tiene como finalidad comprobar la integridad del aislamiento entre
laminaciones del núcleo estatórico después de haberse efectuado el ensamblaje del
mismo.
El ensayo de magnetización o flujo nominal consiste en llevar la máquina a
condiciones similares a las de operación en cuanto a flujo. Para ello, se hace circular
corriente alterna por medio de un cable bobinado toroidalmente alrededor del núcleo
magnético.
Cuando se aplica ese flujo magnético alterno en sentido tangencial a través del
núcleo del estator, se generan tensiones inducidas entre láminas contiguas, lo cual
produce un calentamiento excesivo en los lugares donde se pueda presentar
deterioro del aislamiento, bien sea entre láminas o entre láminas y los elementos de
sujeción.
Una vez el flujo haya sido insertado, esperando un tiempo de estabilización y
mediante termografía, se buscan esos puntos calientes que se corresponderán con
incrementos térmicos asociados a la circulación de corriente inter-laminar.
Cabe destacar que este ensayo es complejo, caro, largo y peligroso tanto para las
personas como para la máquina en cuestión.
59
Cortocircuito
Colas de Milano Corrientes inducidas a través del cortocircuito
Barras Conductoras
Aislamiento
Figura 6.1. Diagrama de circulación de corrientes a través de un
cortocircuito entre laminaciones hasta el soporte de las mismas. (Taberna, A., 2000, p. 13.)
6.2.2.6.2.2. Instrumentos de medición
� Transformadores de corriente.
� Transformadores de potencial.
� Voltímetros.
� Amperímetros.
� Watímetro.
� Cámara termográfica
� Termocuplas.
� Termómetros infrarrojos.
60
6.2.3.6.2.3. Procedimiento
� Se instala el devanado magnetizante en forma toroidal alrededor del estator
por medio de conductores distanciados de la carcasa del mismo, utilizando
trozos de madera para así reforzar su aislamiento.
Figura 6.2. Esquema de conexión para la prueba Loop
� Se coloca una espira secundaria con el fin de monitorear el flujo durante el
transcurso de la prueba.
� Se conectan los instrumentos de medición.
� Una vez conectada la fuente de alimentación se verifica, por medio de la
bobina secundaria, si se alcanza el nivel requerido de inducción para el
ensayo.
� Se verifica la existencia de puntos calientes por medio de barridas sobre la
superficie interna del núcleo con la cámara termográfica, y se registran valores
de temperatura mediante un termómetro infrarrojo; adicionalmente se registran
valores de tensión, corriente, potencia y densidad de campo magnético.
� La prueba se realiza hasta que la temperatura del núcleo alcance de 15 ° C a
20 °C por encima de la temperatura ambiente.
� Los parámetros serán registrados cada 15 minutos.
61
El estándar 1248 de Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE)
establece que para devanados viejos cualquier superficie del núcleo cuya elevación
de temperatura sea igual o mayor a 10 °C con relación a la temperatura promedio del
núcleo, representa un punto caliente; mientras que en núcleos nuevos, los puntos
calientes se manifiestan frente a una elevación de temperatura mayor o igual a 5 °C
con respecto |a la temperatura promedio del núcleo.
6.2.4.6.2.4. Determinación de parámetros
Para la ejecución de la prueba es necesario determinar el número de vueltas del
devanado magnetizante, así como también el calibre del conductor a utilizar. Otro
parámetro que es preciso determinar es el voltaje en los terminales de la bobina
secundaria.
Tabla 6.1. Datos para el cálculo de los parámetros de la prueba Loop
Parámetros de Operación
Frecuencia 60 Hz.
Flujo magnético nominal 1,7 Webber
Factor de Potencia 0,2
Parámetros físicos del núcleo
Diámetro interno (Dext) 14,60 m
Diámetro interno (Dint) 13,65 m
Altura (Hn) 3,8 m
Profundidad de la ranura (Ra) 0,190 m
Profundidad de la cola de milano (Rand) 0,0105 m
Número de espaciadores (Nd) 97
Altura de los espaciadores (Hd) 0,005 m
Factor de Apilamiento (Fa) 0,96
Número de agujeros en el laminado (Nf) 6
Diámetro de los agujeros en el laminado (Df) 0,026 m
62
1. Voltaje en la bobina secundaria:
Partiendo de la ecuación (6.1.) se puede calcular el voltaje en los terminales de la
bobina secundaria.
4,44V f N�� � � � (6.1)
Donde:
N: número de espiras
V: voltaje inducido [Volts.]
f : frecuencia [Hz.]
� : flujo magnético de prueba [Webber]
El estándar 1248 de IEEE recomienda utilizar un valor de flujo magnético de
prueba igual o cercano al flujo nominal; sin embargo, para efectos de la prueba se
acordó utilizar un 49 %, lo que representa 0,84 Webber; obteniendo así, de acuerdo
a la expresión (6.1.), un valor de voltaje inducido de:
4,44 60 0,84 1 [ ]V V� � � � olts
223,81 [ ]V Volts
� 2. Número de espiras: Despejando el número de espiras de la ecuación (6.1.) tenemos:
4,44VNf �
�� � (6.2)
63
El voltaje a aplicar depende de la fuente disponible. En Casa de Máquinas 2 se
tomó la alimentación desde el tablero para servicios de la central #13 (SSS - 13) con
un nivel de voltaje de 4.160 Volts, en consecuencia:
4.1604, 44 60 0,84
N �� �
[ ]Vueltas
18 [ ]N Vueltas�
3. Calibre del conductor: El conductor se escoge de acuerdo a la corriente necesaria que garantice los
niveles de inducción necesarios para la prueba. Si no se dispone de un solo
conductor que soporte dicha corriente, pueden usarse entonces varios conductores
en paralelo. El aislamiento del conductor debe ser igual o mayor al de la fuente de
alimentación.
El valor de corriente que circulará por el circuito magnetizante viene dado por la
siguiente ecuación:
m
N IHl�
� (6.3)
Donde:
H: intensidad de campo magnético (A/m)
N: número de espiras
I: corriente de excitación [A]
lm: longitud media periférica del trayecto magnético [m]
64
También se conoce que la intensidad de campo magnético es igual a:
0r
BH� �
��
(6.4)
Donde:
B: densidad de campo magnético [Tesla]
� r: permeabilidad relativa
� 0: permeabilidad del aire
Combinando las ecuaciones (6.3) y (6.4) se obtiene:
0
m
r
B lIN� �
��
� � (6.5) La densidad de flujo magnético se puede expresar en función del flujo magnético
y el área efectiva que atraviesa dicho núcleo de acuerdo con la siguiente expresión:
BA�
� (6.6)
Donde:
A: área efectiva [m2]
La determinación del área útil viene dada por:
A 1 2L L Fa� � � (6.7)
65
Figura 6.3. Detalle de la sección transversal del núcleo
1 2 2ext intD DL R
(0,7 )a Rand Df� � (6.8)
2 ( )L Hn Nd Hd� � (6.9) Desarrollando las anteriores expresiones en conformidad con los valores
especificados en la tabla 6.1., tenemos:
1
14,60 13,65 0,190 0,0105 (0,7 0,026)2 2
� � [ ]L m
1 0, 2563 [ ]L m�
2 [ ]L 3,8 (97 0,005) m� �
2 3,3150 [ ]L m�
66
0,8156 [ ]
20, 2563 3,315 0,96 [ ]A m� � �
A m�
Así, finalmente, la densidad de flujo magnético tiene un valor de:
0,84 [ ]0,8156
B Tesla�
1,03 [ ]B Tesla�
Ahora, considerando que la longitud media periférica del núcleo viene dada por:
2 [ ]m intl r m� � � �� �� �2ext intr r� �
� � �(6.10)
44,37 [ ]ml m�
En consecuencia, el valor de corriente de excitación necesaria para la prueba es:
7
1,03 44,37 [ ]4 3,1416 10 30000 18
I A
��
� � � �
673, 42 [ ]I A�
El conductor correspondiente, según tablas de capacidad de corriente
respectivas, es el de calibre 500 Kcmil para una temperatura de 90 °C. Debido a que
en Planta Guri no se cuenta con la cantidad de conductor de tal calibre (necesario
67
para realizar el arrollado completo del núcleo), se utilizaron 5 conductores en paralelo
de calibre AWG # 2 con un aislamiento EPR Neopreno de 13,8 kV de aislamiento,
donde cada conductor tiene una capacidad de corriente de 195 A. a una temperatura
de 90 °C. y seis conductores AWG # 4/0 para alimentación.
6.2.5.6.2.5. Resultados
Se energizó el núcleo estatórico por un lapso de una hora. A continuación se
presentan los resultados:
Tabla 6.2. Parámetros Eléctricos Medidos
Valores de Prueba Hora
Valores Teóricos
6:05 PM 6:20 PM 6:35 PM 6:50 PM 7:05 PMVoltaje en la bobina
secundaria (V) 223,81 220,71 219,70 218,50 218,40 217,60 Voltaje Aplicado (V) 4160,00 4100,00 4088,00 4028,00 4024,00 4020,00
Densidad de Flujo (T) 1,0300 1,0158 1,0112 1,0056 1,0052 1,0015 Conductor 1 134,68 125,00 129,00 131,90 136,50 140,00 Conductor 2 134,68 86,00 88,80 92,30 92,30 98,80 Conductor 3 134,68 84,00 85,90 90,20 94,00 96,80 Conductor 4 134,68 78,00 81,80 83,70 86,80 89,60 Conductor 5 134,68 91,00 92,90 96,60 100,00 103,00
Corriente (A)
En conjunto 673,42 483,90 497,10 510,40 527,60 540,90 Potencia Activa (kW) 560,29 595,20 601,51 600,32 613,57 628,41
Potencia Aparente (MVA) 2,80 1,98 2,03 2,06 2,13 2,17
Cos � 0,200 0,300 0,296 0,292 0,289 0,289
En la tabla 6.2., se observa que el valor de voltaje obtenido en la bobina
exploratoria al inicio de la prueba (220,71 V) es muy próximo al valor calculado
(223,81 V), obteniendo así una densidad de flujo de 1,0158 Tesla.
68
Dadas las características constructivas del núcleo, al hacer circundar flujo
magnético a través de él, en las láminas se crean corrientes parásitas en tal sentido
que producen fuerzas magnetomotrices que se oponen al flujo, reduciendo su valor.
Esto se evidencia en los valores arrojados por tabla 6.2., donde dicho flujo presentó
pequeños descensos durante el transcurso de la prueba hasta alcanzar un valor de
1,0015 Tesla. Al ser la densidad de flujo magnético directamente proporcional al
voltaje inducido, el mismo también disminuyó tanto en la fuente como en los
terminales de la bobina secundaria.
La corriente de excitación al inicio de la prueba alcanzó los 483,9 A (190 A por
debajo del valor esperado); sin embargo, a medida que transcurrió el tiempo, los
valores de corriente fueron aumentando paulatinamente sin alcanzar el valor
esperado.
En la tabla 6.2. se evidencia que la corriente no se distribuyó de manera uniforme
entre los cinco conductores; el primero, transportó la mayor cantidad de
corriente (inicialmente de 125 A y finalmente 140 A); el segundo, entre 86 y 92 A;
el tercero, entre 84 y 94 A; el cuarto, entre 78 y 86,8 A y el quinto conductor, entre 91
y 100 A.
Este desbalance se debió a que los conductores no tenían la misma longitud,
siendo el conductor No. 1 el más corto, que al tener menor caída de tensión
presentó menos calentamiento. Por consiguiente, la corriente circuló más fácilmente.
En cuanto al conductor por el cual fluyó la menor corriente (cuarto conductor),
estaba conformado por dos conductores empalmados, y se presume, tenía la
mayor longitud, por lo que al aumentar la temperatura, la resistividad del conductor
también lo hizo, oponiéndose al paso de la corriente.
La temperatura del núcleo se verificó por medio de barridas con la cámara
termográfica, y se midió por medio de termómetro infrarrojo en 36 puntos,
distribuidos en la parte interna y externa de núcleo y en el marco del estator, a tres
69
alturas (en la parte superior, central e inferior), en cuatro puntos alrededor de la
circunferencia. En la figura 6.2 se muestra el diagrama de los puntos de medición:
a) b)
Figura 6.4. Puntos a medir. a) Vista superior b) Corte lateral del núcleo
Los valores de las temperaturas medidas se encuentran en el ANEXO D
(Tabla D.1), de donde se extrajeron los valores más críticos de temperatura para
hacer un análisis detallado. Para todas las mediciones la temperatura ambiente fue
29,9 °C.
Tabla 6.3. Temperatura en el interior medio del núcleo en °C
Hora Aguas Arriba
Aguas Abajo
Lado Derecho
Lado Izquierdo
Promedio General
6:05 PM 28,100 27,300 27,900 28,000 28,250 6:20 PM 28,800 29,800 28,900 29,000 28,967 6:35 PM 29,800 29,800 28,800 30,000 29,458 6:50 PM 31,540 30,900 31,600 31,900 30,767 7:05 PM 33,200 33,400 33,500 33,700 32,167
70
Figura 6.4. Variación de la temperatura del núcleo medio interior en el tiempo
Se observa que la temperatura promedio en el interior del núcleo osciló entre
28,250 ° C y 32,167 °C. La temperatura promedio ascendió aproximadamente 1 °C
(± 0,6 °C) en el transcurso de la prueba, al igual que los puntos de medición en el
interior medio del núcleo, con pequeños incrementos. El lado izquierdo, en la parte
media del núcleo, presentó la mayor elevación de temperatura al finalizar la prueba
con un valor de 33,7 °C; sin embargo, la variación de temperatura con respecto al
promedio fue de apenas 1,5 °C.
Tabla 6.4. Temperatura en el exterior del núcleo en °C
Hora Aguas Arriba
Aguas Abajo
Lado Derecho
Lado Izquierdo
Promedio General
6:05 PM 27,200 27,000 27,300 26,400 28,067 6:20 PM 30,600 28,600 30,500 29,200 29,450 6:35 PM 33,800 30,700 32,700 31,800 30,625 6:50 PM 36,600 34,200 34,700 34,000 32,042 7:05 PM 39,200 33,900 36,600 35,700 33,067
71
Figura 6.5. Variación de la temperatura del núcleo exterior en el tiempo
En la figura anterior se evidencia que la temperatura promedio del exterior del
núcleo tuvo incrementos de 1 °C aproximadamente por lectura (cada 15 minutos),
con un valor inicial de 28,067 °C y un valor final de 33,067 °C, siendo el incremento
total de 5 °C; mientras que la mayoría de los puntos de medición en la parte
inferior presentaron incrementos de aproximadamente 2 °C. Comparando los valores finales de los puntos medidos con respecto al valor de
temperatura promedio se aprecia que en el lado de aguas abajo se presenta el
valor más bajo sobre la temperatura promedio (33,9 °C; lo que representa 0,8 °C
por encima); seguido del lado izquierdo, el cual se ubica 2,6 °C por encima. El lado
derecho supera al lado izquierdo al ubicarse 3,5 °C por arriba del promedio. La parte inferior de aguas arriba es la zona más crítica, puesto que tiene
incrementos de casi 3 °C entre lecturas, alcanzando los 39,2 °C al finalizar la
prueba, y se ubica por encima de la temperatura promedio 1,2 °C para el minuto
quince; 3,2 °C para el minuto treinta; 4,6 °C para el minuto cuarenta y cinco, y para
la última lectura (minuto sesenta) 6,1 °C.
72
Tabla 6.4. Temperatura en el exterior inferior de la carcasa en °C
Hora Aguas Arriba
Aguas Abajo
Lado Derecho
Lado Izquierdo
Promedio General
6:05 PM 27,700 27,100 27,400 26,200 27,842 6:20 PM 31,000 29,000 30,400 29,200 29,283 6:35 PM 33,500 31,300 30,200 32,000 30,283 6:50 PM 36,600 32,600 35,300 34,100 31,717 7:05 PM 38,600 35,000 37,600 34,800 32,758
Figura 6.6. Variación de la temperatura de la carcasa en el tiempo Nótese en la figura 6.6., correspondiente a la temperatura de la carcasa en la
parte inferior, la tendencia de los valores son similares a los presentados en el
exterior del núcleo. La temperatura promedio de la carcasa aumenta cada quince
minutos a 1 °C aproximadamente; con un incremento total de 4,9 °C, el promedio
inicial se ubicó a 28,842 °C y el final a 33,758 °C.
73
Tanto el lado de aguas abajo como el lado izquierdo de la carcasa se ubican a 2
°C por encima del promedio al finalizar la prueba. El lado derecho se ubica a 37,6
°C (4,8 °C por encima). Y al igual que en el núcleo externo el valor más alto se
encuentra en el lado de aguas arriba en la parte inferior, la temperatura alcanzada
en este punto al minuto sesenta fue de 38,6 °C, la cual sobrepasa en 5,8 °C a la
temperatura promedio. Es evidente que las mayores temperaturas alcanzadas se presentaron en la
unión del núcleo con la carcasa. Esta similitud en los valores de temperatura entre
el núcleo externo y la carcasa en lado inferior de aguas arriba puede deberse a la
radiación de calor emanado por el núcleo.
A pesar de que el núcleo exterior en dicho punto no supera los 10 °C, el mismo
representa un punto de observación, puesto que supera los 5 °C con respecto al
promedio, lo cual no debería suceder puesto que este un núcleo nuevo.
6.3.6.3. PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO E INDICE DE POLARIZACIÓN PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO E INDICE DEPOLARIZACIÓN
6.3.1.6.3.1. Introducción Introducción
Para tener una idea representativa del estado de un aislante, se diseñan un
conjunto de pruebas pertinentes a evaluar por separado ciertas características
particulares del material dieléctrico.
En ese orden de ideas la prueba de Medición de Resistencia de Aislamiento e
Índice de Polarización forma parte de un proceso de evaluación integral del
aislamiento cuyo aporte será dar a conocer el estado de aislamiento del
devanado, ya sea con respecto a tierra o entre ellos. También permite detectar
defectos concernientes al material y su posible grado de contaminación (humedad,
suciedad, entre otros). Asimismo permite formular hipótesis acerca de su evolución
en el tiempo; ya sea que se acorte su vida útil, que la falla amerite reparación
inmediata o que se garantice buen aislamiento.
74
La determinación del índice de polarización, es un indicativo del descenso de la
corriente de absorción en el tiempo. Este parámetro es de gran importancia, ya que
se toma como referencia para concluir si el asilamiento es adecuado o no, siendo
también un requisito indispensable para la aplicación de otros ensayos de carácter
destructivo, ya que utilizan mayores niveles de tensión, por ejemplo, la prueba de
alta tensión HIP-POT DC, Factor de Potencia TIP-UP y Efecto Corona. El valor de resistencia de aislamiento se obtiene del cociente entre el voltaje
directo aplicado al conductor y la corriente total resultante, la cual está conformada
por cuatro corrientes independientes.
6.3.2.6.3.2. Componentes de la Corriente Directa
6.3.2.1. Corriente de fuga superficial (IL)
La corriente conductiva es constante en el tiempo, y por lo general se presenta en
la superficie de las conexiones de los devanados del estator o entre conductores
expuestos y el aislamiento de los devanados del rotor. La magnitud de esta corriente
depende de la temperatura otros factores, pero en general es una corriente muy
pequeña (en el orden de los microamperios). Un valor alto de corriente de fuga
implica un bajo valor de resistencia de aislamiento, usualmente es causado por la
presencia de humedad o de contaminación superficial del aislamiento. (IEEE Std 43,
2006, p. 3). 6.3.2.2.6.3.2.2. Corriente de carga Capacitiva (IC)
Es una corriente inversa, de gran magnitud pero de corta duración (fracciones de
segundos), por lo que no tiende a afectar la medición. Esta corriente depende de la
resistencia interna del equipo de medición y la geometría del devanado, puesto que
dos o más conductores tendidos juntos, se comportan como un capacitor. En los
primeros instantes de la prueba esta corriente es de mayor importancia, que la
corriente de fuga. (IEEE Std 43, 2006, p. 3).
75
6.3.2.3.6.3.2.3. Corriente de Conductancia (IG)
Es una corriente constante en el tiempo, atraviesa el área transversal del
aislamiento, es decir, desde la superficie exterior hasta el conductor al cual se le está
aplicando el nivel de tensión. El valor de esta corriente depende directamente del tipo
de material utilizado en el sistema de aislamiento; en materiales como el poliéster y
la mica epóxica la corriente de conductancia es cero, a menos que el aislamiento se
sature con la humedad. (IEEE Std 43, 2006, p. 3).
6.3.2.4.6.3.2.4. Corriente de conducción o Polarización (IA)
Esta corriente es producto de dos componentes: la polarización de las moléculas
del material y los electrones flotantes. Durante los primeros segundos de
aplicación del voltaje de prueba, tiene un valor alto, y decrece lentamente hasta
hacerse casi cero. Al igual que la corriente de conductancia, su valor depende del
material utilizado para el sistema de aislamiento. La primera componente de esta corriente es característica de la polarización
de los materiales, tales como el epoxi, el poliéster y el asfalto. Las moléculas
orgánicas de dichos materiales tienden a cambiar de orientación en presencia de
un campo eléctrico; actuando por la fuerza de atracción de otras moléculas
adyacentes, por lo general las moléculas se reorientan cierto tiempo después de ser
aplicado el campo eléctrico y por ende la corriente de polarización se reduce hasta
un valor cercano a cero.
La segunda componente de la corriente de absorción es producida por los
electrones e iones flotantes de los materiales orgánicos. Estos electrones e
iones se encuentran por lo general en la superficie de materiales como la mica. Cuando el aislamiento está seco y limpio, la resistencia de aislamiento está
determinada por la corriente de absorción entre los primeros 30 segundos y los
primeros minutos de la medición. (IEEE Std 43, 2006, p. 3).
76
6.3.3.6.3.3. Características de la Medición
Comparando los valores de corriente con la duración del voltaje aplicado se
obtiene:
Figura 6.7.Componentes de la corriente de un material aislante (mica -
epoxi). (IEEE Std. 43-2000. p 13)
Se observa que la corriente total es la sumatoria de las componentes (en este
caso sólo tres de ellas). Al inicio de la aplicación del voltaje, el valor de la corriente es
alto debido a que predomina la corriente de carga capacitiva, ésta al extinguirse, la
corriente total disminuye su valor.
La disminución de la corriente total va en función de la corriente de absorción y
luego tiende a permanecer constante en el tiempo al igual que la corriente de fuga
superficial.
77
T
Si el aislamiento presenta deterioro o contaminación, la corriente total tiende a
permanecer constante en el tiempo con un valor relativamente alto, lo que se
manifestaría con un valor de resistencia de aislamiento bajo. Si el aislamiento está
limpio y seco, la corriente total decrece de manera exponencial y tiende a predominar
la corriente de absorción, obteniéndose un alto valor de resistencia de aislamiento.
En vista de que la corriente de carga capacitiva tiene un valor muy alto al inicio de
la medición, es conveniente esperar un (1) minuto para dar tiempo a que esta
corriente se extinga y poder registrar la medición.
El valor de la resistencia de aislamiento puede ser medido directamente
mediante la aplicación de un voltaje DC constante por medio de un megger.
El voltaje de aplicación debe ser restringido a valores apropiados no
destructivos, considerando el voltaje nominal del devanado y la calidad del
aislamiento. Si el voltaje aplicado es muy alto, el aislamiento básico de los
devanados puede sufrir daños. El rango de voltaje de prueba oscila entre 500 y
10.000 Voltios continuos. ANEXO B
6.3.4.6.3.4. Factores que afectan la Medición
6.3.4.1. Temperatura
En la mayoría de los materiales la resistencia de aislamiento varía inversamente
de manera exponencial con la temperatura; por lo que es necesario
tener todas las lecturas referidas a una sola temperatura para poder realizar un
análisis de las mediciones. De acuerdo al estándar 43 del IEEE la resistencia de
aislamiento se corrige a 40 °C de acuerdo a la ecuación:
(6.11)C TR K R� �
78
Donde:
Rc: resistencia de aislamiento corregida a 40 °C [M�]
KT: coeficiente de corrección a la temperatura
RT: resistencia de aislamiento medida a la temperatura T [M�]
El coeficiente de corrección KT se puede aproximar para una resistencia de
aislamiento de acuerdo a la ecuación 6.12; la cual está basada en reducir a la
mitad la resistencia de aislamiento por cada 10 °C de incremento en la temperatura
sobre el punto de rocío. (IEEE Std 43, 2006, p. 9).
(40 )
10(0,5)T
TK
� (6.12) 6.3.4.2. Humedad
Algunos tipos de aislantes tienen la propiedad de absorber con facilidad la
humedad (materiales higroscópicos). Cuando la temperatura interna del material
es menor a la temperatura del ambiente, la humedad se condensa en la superficie
y es absorbida hacia el interior del material de manera gradual. Esta absorción de
humedad provoca que la corriente de conducción (IG) incremente, y por ende la
resistencia de aislamiento disminuya significativamente.
Si la máquina está en servicio, la temperatura de los devanados es mucho mayor
a la del ambiente, permitiendo así mantener el aislante suficientemente seco. En
caso de que la máquina esté fuera de servicio y la humedad esté presente, los
devanados se pueden secar mediante calentamiento para mantener la temperatura
por encima del punto de rocío.
Por lo general los aislamientos de clase F no requieren de ningún proceso de
secado, sin embargo, si la humedad del ambiente es muy alta, el proceso de secado
puede llevarse a cabo por medio de calentadores de resistencia y ventiladores para
lograr que la temperatura del núcleo del estator esté alrededor de 60 °C.
79
6.3.4.3. Condición superficial del dieléctrico
Partículas extrañas, tales como polvo del carbón o partículas depositadas sobre
la superficie del dieléctrico, pueden bajar la resistencia de aislamiento del mismo. Los
polvos no conductivos, se pueden volver conductivos por efecto de la humedad. Esto
se evita con calentamiento y limpieza adecuada. (IEEE Std 43, 2006, p. 9).
6.3.4.4. Carga residual en el devanado
La medición será errónea si existe carga residual en el devanado, por esto, los
mismos deben ser descargados a tierra, después de que hayan sido polarizados, ya
que ellos como consecuencia del efecto capacitivo que se crea entre los conductores
y la carcasa de la máquina, almacenan cierta energía. Esto sirve como protección al
personal. La descarga a tierra debe durar entre uno (1) a cinco (5) minutos.
6.3.4.5. Magnitud del potencial de prueba
En realidad, la medición de la resistencia de aislamiento, es una prueba de
potencial en menor escala. La prueba se hace con un potencial que varía de 500 a
10.000 voltios, por tanto, el valor resistivo puede decrecer al aumentar la tensión. Si
la resistencia decae un valor significativo, posiblemente se esté perforando el
material dieléctrico. Se debe entonces controlar cuidadosamente el valor de tensión a
aplicar.
6.3.4.6. Duración de la prueba
La resistencia de aislamiento se incrementa con la duración del potencial de
prueba aplicado, ya que la corriente de absorción disminuye hasta anularse. Para un
buen aislante la medida puede incrementarse, para luego utilizarse como patrón de
comparación de los valores obtenidos a uno (1) y diez (10) minutos (índice de
polarización). El cambio de resistencia de aislamiento con la duración del potencial
aplicado, se utiliza para determinar el grado de contaminación del aislamiento.
80
6.3.5.6.3.5. Instrumentos de Medición
�� Medidor de resistencia de aislamiento, Megger Meg10-01 (figura 6.4.)
�� Indicador de Humedad y temperatura
Figura 6.8. Medidor de resistencia de aislamiento, Megger Meg10-01 (Taberna, A., 2000, p. 2.)
6.3.6.6.3.6. Procedimiento
� Descargar los devanados ante posibles cargas residuales que afecten las
mediciones y puedan ser peligrosas para el personal encargado de
efectuar la prueba.
� Desconectar las fases del estator de las barras de fase aislada y del
cubículo de neutro; para ello se desconectan los flexibles y se abre el
seccionador del neutro del generador (tablero de puesta a tierra del
generador G.N.P.C).
81
� Se mide y registra la resistencia de aislamiento, aplicando 5000 Vdc
mediante un megger durante un (1) minuto. La medición puede realizarse a
cada fase por separado o las tres fases en conjunto; sin embargo, los
resultados del valor de aislamiento cuando se realiza la prueba a las tres
fases en conjunta suelen ser menores.
� Descargar el devanado a tierra ante la posible polarización del material
aislante.
� Medir y registrar la humedad del ambiente cerca del generador.
Es importante resaltar que, el valor mínimo de resistencia de aislamiento en los
devanados de armadura debe ser 100 M� en un (1) minuto de conformidad con
estándares internacionales. (IEEE Std 43, 2006, p. 7).
El índice de polarización (I.P.) se determina como el cociente del valor medido de
resistencia de aislamiento medida a los diez (10) minutos y al minuto de iniciada la
prueba:
10min
1min
RÍndice de Polarización
R� (6.12)
El resultado esperado debe ser un índice mayor o igual a dos (2). En caso
contrario, el aislamiento no está en condición adecuada por presentar humedad o un
alto grado de contaminación. En este caso se debe someter el devanado de
armadura a una limpieza y secado hasta obtener un índice de polarización óptimo.
6.3.7.6.3.7. Resultados y comentarios finales
A continuación se presentan los resultados:
82
Tabla 6.5. Resistencia de aislamiento por fases del devanado de armadura
Fase A Fase B Fase C Humedad Relativa (%) 53,00 50,00 51,00 Temperatura (°C)
Tiempo 33,8 33,9 33,5 (min:seg) Resistencia de Aislamiento (M�)
0:15 61,9 61,5 65,4 0:30 139,0 147,0 143,0 0:45 207,0 220,0 211,0 1:00 275,0 283,0 277,0 1:30 404,0 419,0 410,0 2:00 535,0 549,0 540,0 3:00 768,0 807,0 1500,0 4:00 1290,0 1020,0 944,0 5:00 814,0 1220,0 1090,0 6:00 1111,0 1350,0 1280,0 7:00 2100,0 1440,0 1380,0 8:00 1390,0 1520,0 2400,0 9:00 1740,0 4170,0 1120,0 10:00 1890,0 1830,0 1380,0
Figura 6.9. Resistencia de aislamiento de las fases en función del tiempo
83
Los valores de temperatura registrados para cada fase son muy similares, por tal
razón, no es necesario realizar la corrección de la resistencia por temperatura a 40
ºC para efectuar la evaluación de los valores obtenidos. De la tabla 6.5 se puede
apreciar que para un minuto, la resistencia de aislamiento para la fase A fue de 275
M�, para la fase B 283 M� y para la fase C 277 M�; los cuales se encuentran por
encima del valor mínimo recomendado por el IEEE (valor mínimo 100 M�).
La humedad relativa se encontraba entre 50 y 53 %, siendo estos valores
estables y la temperatura se encontraba en el orden de los 33 ºC; por lo cual no se
puede atribuir los altibajos de las resistencias a las condiciones ambientales en las
cuales se desarrolló la prueba.
Para la determinación del índice de polarización (I.P.), se recurrió a la ecuación
6.12 y se determinó la relación entre la resistencia de aislamiento a los diez minutos
y la resistencia de aislamiento al minuto. Como resultado se obtuvo que el I.P. de la
fase A, B y C fue de 6,87; 6,46 y 4,98 respectivamente.
6.4.6.4. PRUEBA DE ALTA TENSIÓN DC (HI-POT) PRUEBA DE ALTA TENSIÓN DC (HI-POT)
6.4.1.6.4.1. Introducción Introducción
Los ensayos de sobretensión tratan de estudiar la viabilidad de operación del
aislamiento para el servicio. Consisten en someter al aislamiento frente a tierra a una
tensión por encima de la nominal de la máquina para asegurarse que sea capaz de
soportar tanto las condiciones normales de servicio como las extraordinarias frente a
problemas (rechazos de cargas, transitorios, entre otros).
Es un ensayo de carácter destructivo, ya que, durante la prueba el aislamiento
puede sufrir serios daños. La idea es que si la máquina está al borde del fallo lo haga
durante el ensayo y el fallo sea localizado y reparado. En caso contrario es poco
probable que la máquina falle posteriormente durante el servicio.
84
6.4.2.6.4.2. Instrumentos de Medición Instrumentos de Medición
�� Equipo de prueba de Alta Tensión DC (0 – 75 kV)
�� Megger
�� Indicador de temperatura y humedad
Figura 6.10. Equipo para el ensayo de Alta Tensión DC (0 – 75 kV) (Taberna, A., 2000, p. 3.)
6.4.3.6.4.3. Procedimiento Procedimiento
� En primera instancia, se toman registros de resistencia de aislamiento e índice
de polarización.
� Luego, durante la prueba de Hi-Pot, las fases que no están siendo probada
deben conectarse a tierra.
� El voltaje inicial de prueba debe ser el 30 % o menos del valor máximo de
prueba fase a neutro, ver punto “b” hoja de calculo. Este voltaje se debe
mantener constante por 10 min, tiempo en el que se registra la corriente a 0.5,
0.75, 1.0, 1.5, 2.0 y luego cada minuta hasta llegar a 10 min.
� Se construye la gráfica de corriente Vs. tiempo y se calcula la componente de
conducción itc de la corriente medida, empleado los valores obtenidos a 1.0,
3.16 y 10 min, ver punto “c” hoja de cálculo.
85
� Se calcula el índice o radio de absorción “N” sustrayendo la componente de
conducción itc a la corriente registrada a 1 y 10 min, ver punto “d” hoja de
cálculo. Los pasos sucesivos de voltaje se obtendrán incrementando el voltaje
en un valor igual al 20 % del voltaje inicial de prueba.
� Una vez obtenido el índice de absorción, se toma el tiempo de aplicación de
los pasos de voltaje sucesivos, de las tablas del ANEXO B.
� Se gráfica la curva de voltaje de prueba Vs. corriente de fuga para cada fase
por separado.
� Al final de cada medición, se debe esperar una (1) hora con las tres fases
conectadas al sistema de puesta a tierra, para garantizar que se descarguen
totalmente, de manera que la energía almacenada en el material aislante, no
afecte las mediciones de las fases restantes.
� Se debe registrar la temperatura y la humedad relativa para cada fase al
finalizar cada prueba por fase.
� �1,7 (2 1)DC LLVp fm U kVdc� � � � �
6.4.4.6.4.4. Hoja de cálculos Hoja de cálculos
a) Nivel de tensión: de acuerdo a las normas NEMA MG - 2001 y ANSI C50.10,
Est IEEE - 434 y Est IEEE – 95 el valor del voltaje de prueba DC para
devanados de armadura se obtiene mediante la siguiente expresión:
(6.12)
Donde:
DCVp : voltaje de prueba DC [kVdc]
ULL: voltaje línea- línea nominal
1,7: factor de corrección
fm : factor de mantenimiento entre 0,65 y 0,85
86
En vista que el devanado del estator no fue reemplazado en su totalidad, y por
ende se están utilizando partes como barras de empalme y el anillo de circuito
pertenecientes al devanado anterior, se tiene que aplicar factor de mantenimiento
de0,65. La siguiente ecuación nos permite calcular el voltaje máximo de prueba.
� �1,7 0,75 (2 18 1)DCVp kVdc� � � � �
� �47,175DCVp kVdc�
b) Paso inicial de voltaje de prueba de Hi-Pot: el paso de voltaje inicial, debe
ser igual o menor del 30 % del voltaje máximo de prueba línea a neutro. Por
medio de la ecuación 3, se obtiene el paso inicial de voltaje:
� �
3.03
1275.07.1x
UxxV LLinicial
�� (6.13.)
� �8,18inicialV k� Vdc
c) Cálculo de la componente de conducción itc: para el cálculo de la
componente de conducción, se emplean tres punto de la corriente medida
durante los primeros 10 min en el paso inicial de tensión de prueba. El primer
punto es a 1 min, el segundo a 3.16 min y el último a 10 min, luego se
introducen el la ecuación 6.14 y se obtiene itc.
87
� � � �� � 16.3101
216.3101
2iiiixiiitc �
� (6.14.)
Donde:
itc: Componente de conducción de la corriente durante los primeros 10 min.
i1: Corriente medida en el primer minuto.
i3.16: Corriente medida a los 3.16 minutos.
i10: Corriente medida a los 10 minutos.
d) Índice o radio de absorción N: al sustraer de las lecturas de corriente a 1 y
10 min, la componente de conducción itc e introduciendo el resultado en la
ecuación 6.15., obtenemos el radio de absorción.
tc
tc
A
A
iiii
ii
N
��10
1
10
1(6.15.)
Donde:
N: Índice o radio de absorción
iA1: Corriente de absorción a 1 min.
iA10: Corriente de absorción a 10 min.
6.4.5.6.4.5. Resultados Resultados
A continuación se presentan los resultados arrojados por la prueba de alto
potencial:
88
Tabla 6.6. Resultados de la prueba de alta tensión (primeros 10 min)
TENSIÓN TIEMPO CORRIENTE - mA kV DC Minutos FASE A FASE B FASE C
12 0,5 170,0 43,0 44,0 12 0,75 100,0 38,0 41,0 12 1 70,0 32,0 37,5 12 1,5 35,0 24,0 27,0 12 2 28,0 19,0 21,0 12 3 10,0 13,0 15,0 12 4 14,0 12,0 12,5 12 5 13,0 10,0 11,0 12 6 13,0 8,0 10,0 12 7 13,0 8,5 8,5 12 8 12,0 7,0 9,0 12 9 12,0 7,5 9,0 12 10 11,0 7,0 9,0
Índice de absorción N = 3600,000 10,028 3,409
Tabla 6.7.Resistencia de aislamiento e Índices de Polarización
Indice de Polarización "Fase A"= R = 1 min 276,0 R = 10 min 1620,0 IP = 5,86957
Indice de Polarización "Fase B"=
R = 1 min 288,00 R = 10 min 1180,0 IP = 4,09722
Indice de Polarización " Fase C"= R = 1 min 258,0 R = 10 min 1490,0 IP = 5,77519
La prueba se realizó con un voltaje inicial distinto al señalado en la ecuación
6.13., por solicitud del fabricante. En cambio se inició la prueba con un voltaje de 12
kV. La divergencia radica en la utilización de un factor de mantenimiento de 0,65 en
vez de 0,75 y el voltaje nominal de máquina línea – línea (18 kV), en vez del voltaje
línea – neutro (10,4 kV) como lo recomienda el estándar del IEEE.
89
Indice de absorción
020406080
100120140160180
0,5
0,75 1
1,5 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Tiempo
Cor
rient
e de
fuga
FASE A
FASE B
FASE C
Figura 6.11. Corriente de fuga Vs. Tiempo
Asimismo, en la tabla 6.6., se evidencia que el índice de absorción obtenido para
las fases A, B y C fueron: 3600; 10,03 y 3,41 respectivamente. Estos índices
representan la velocidad con la que decrece la corriente de fuga. Con los resultados
alcanzados se observa que a mayor índice de absorción, más rápido decaen los
valores de corriente de fuga durante los primeros 10 minutos de prueba (tiempo para
el cual la corriente de fuga se estabiliza).
Es evidente notar que para la fase A se obtuvieron valores de corrientes de fuga
de hasta 3 veces los valores de las corrientes de las otras fases, por ende se obtuvo
para esta fase, un índice de absorción bastante alto (N=3600).
90
Tabla 6.8. Resultados de la prueba de alta tensión
Voltaje (Kv dc)
TIEMPO (hh:mm:ss)
i de fuga (uA) “Fase
A"
i de fuga (uA) "Fase
B"
i de fuga (uA)"Fase
C" 12 0:10:00 11 7,0 9,0
14.4 0:13:36 10 10,0 13,0 16.8 0:16:39 14 17,0 19,0 19.2 0:19:21 14 20,0 17,5 21.6 0:21:47 19 19,0 18,0 24 0:24:01 17 19,0 17,0
26.4 0:26:04 15 17,0 15,0 28.8 0:27:59 10 14,0 11,0 31.2 0:29:47 9 7,0 9,0 33.6 0:31:28 5 5,0 7,0 36 0:33:03 0 1,0 7,0
38.4 0:34:34 0 0,0 0,0 40.9 0:36:00 0 1,0 0,0
Los índices de absorción expuestos en la tabla 6.6., los cuales designan los
tiempos para los pasos de voltaje (Ec. 6.15), no fueron respetados. En cambio, se
adoptó un único índice para las tres fases, de valor igual al menor índice de
polarización de cada una de las fases (I.P. = 4 correspondiente a la fase B, tabla
6.7.), esto a solicitud del fabricante.
0
5
10
15
20
25
12 16.8
21.6
26.4
31.2 36 40
.9 38 42 46 50 54
Tensión kV
Cor
rient
e de
fuga
i de fuga "A"
i de fuga "B"
i de fuga "C"
Figura 6.12. Corriente de fuga Vs. Tensión aplicada
91
En la tabla 6.8., se muestran los valores de corriente de fuga para cada una de
las fases del devanado estatórico. Se observan claramente, curvas que no
corresponden a resultados satisfactorios (figura 6.12.). Normalmente al aumentar la
tensión de prueba, la corriente de fuga también debería aumentar paulatinamente,
formado así una curva suavizada y ascendente. Se atribuye estos resultados
anormales a posibles irregularidades del equipo de medición.
6.5.6.5. PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA Y TIP-UP PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA Y TIP-UP
6.5.1.6.5.1. Introducción Introducción
La idea de evaluar íntegramente la estructura de aislamiento para conocer su
grado de contaminación y evolución con el tiempo, no se concentra en un solo
ensayo debido a la altísima importancia que tiene este parámetro en el
funcionamiento de las máquinas eléctricas y sistemas de potencia.
Una posible evaluación del dieléctrico es la realización del ensayo de tangente
delta, también denominada factor de disipación o factor de potencia (Ec. 6.16).
Cualquier aislante puede asimilarse a un condensador ideal en paralelo/serie a
una resistencia que representa sus pérdidas dieléctricas. El ángulo delta (�) entre la
corriente capacitiva y la total se denomina ángulo de pérdidas o factor de disipación
(figura 6.13.).
El ensayo de tangente delta persigue la determinación de este ángulo y está
basado en una fuente de alta tensión alterna de potencia y un puente de Schering
(figura 6.14) para determinar la tangente de delta y la capacidad del dieléctrico
estudiado a la tensión de ensayo.
La idea es que en un aislamiento perfecto la tg � no varíe con la tensión.
92
a) b) Figura 6.13. a) Circuito equivalente de un aislante sólido
b) Diagrama vectorial (IEEE Std. 286-2000, p. 9)
A partir de la figura 6.13., se obtiene la siguiente expresión
cot r
c
IFactor dedisipación tgI
� �� � � (6.16.)
Figura 6.14. Diagrama esquemático del puente de medida de tan �. El equilibrio del puente se consigue a través de C1 y R2 hasta lograr el cero en el
instrumento de medida (Taberna, A., 2000, p. 6.)
93
La desventaja de esta prueba es que sólo determina la condición promedio del
aislamiento, es decir, no detecta el punto de peor condición. Su valor puede verse
afectado por la humedad y suciedad en la superficie del aislamiento que permite una
circulación de corriente a tierra a través de la superficie del mismo aumentando las
pérdidas.
El valor de tangente delta aumenta con las descargas parciales en el aislamiento.
Por esta razón, se recomienda efectuar la prueba a dos valores de tensión, uno
inicial, suficientemente bajo para prevenir que haya descargas parciales y el otro a la
tensión nominal de fase a tierra, que permita medir las perdidas ocasionadas por las
descargas parciales. Esta forma de medición se conoce como Tip-Up y es una
medición indirecta de las descargas parciales.
6.5.2.6.5.2. Instrumentos de Medición Instrumentos de Medición
�� Fuente controlada de tensión (0 - 40 kV AC)
�� Megger
�� Puente de shering
�� Equipo de medida automático de tangente de delta
�� Indicador de temperatura y humedad
��
Capacitor padrón
Figura 6.15. Equipo de medida automático de tangente de delta, modelo
Delta 2000 (Taberna, A., 2000, p. 6.)
94
6.5.3.6.5.3. Procedimiento Procedimiento
�� La prueba de factor de potencia se realiza por fase, dejando las restantes
conectadas a tierra.
�� Se aplican niveles de tensión AC de 2, 4, 6, 8 y 10 kV, tomando en cada paso,
lecturas de tangente �.
�� De estas mediciones se establece el factor de potencia Tip – Up como la
diferencia entre los factores de potencia del aislamiento obtenidos al 100% y
15% de la tensión nominal línea – neutro de la máquina (aprox. 10 kV y 2 kV).
�� En virtud de que el estator ante elevados niveles de tensión se comporta como
una gran capacitancia, debe tenerse en cuenta, la posible conexión de un
banco de compensación inductivo para evitar sobretensiones internas que
disparen los equipos de ensayo.
6.5.4.6.5.4. Resultados Resultados
A continuación se presentan los resultados arrojados por la prueba de Factor de
Potencia y Tip – Up:
Tabla 6.9. Valores de tangente �º
Medición de tangente � kV Fase A Fase B Fase C 2,0 1,00 1,02 1,02 4,0 1,15 1,16 1,17 6,0 1,30 1,30 1,30
8,0 1,40 1,42 1,41
10,0 1,53 1,53 1,53 Tip-Up 0,53 0,51 0,51
Temperatura ambiente: 34,2 ºC Humedad Relativa: 47,1 %
95
En la tabla 6.9., se observa que el factor de potencia se incrementa una magnitud
tolerable con el aumento de la tensión aplicada. Esto efectivamente se esperaba,
como un efecto de la ionización de oclusiones de aire (cavidades que posee el
aislamiento.)
También es de apreciar que el valor arrojado de factor de potencia Tip – Up es
considerablemente pequeño. Además se ajusta a los valores normalizados por el
estándar del IEEE (aprox. 1% y 1,5%).
6.6.6.6. PRUEBA DE CAÍDA DE TENSIÓN EN LOS POLOS DEL ROTOR PRUEBA DE CAÍDA DE TENSIÓN EN LOS POLOS DEL ROTOR
6.6.1.6.6.1. Introducción Introducción
La prueba de caída de tensión, localizará espiras en cortocircuito de rotores de
polos salientes. El voltaje medido a través de la bobina defectuosa será
substancialmente menor que el encontrado en otras bobinas. Ambos polos
adyacentes pueden también tener lecturas menores a lo esperado debido a
acoplamiento magnético mutuo. La localización de la espira en cortocircuito en una
bobina influenciará la medición de caída de voltaje.
Una máquina puede operar con un número pequeño de espiras en cortocircuito;
sin embargo, un incremento de ello, indica el deterioro del aislamiento del rotor, el
cual debe ser corregido.
6.6.2.6.6.2. Instrumentos de medición Instrumentos de medición
�� Fuente de tensión alterna controlada (Variac).
�� Pinza amperimétrica
�� Multímetro digital
96
#ac
Cada poloVVde polos
�
6.6.3.6.6.3. Procedimiento Procedimiento
Para la realización de la prueba se procede de la siguiente manera:
� Se calcula la caída de tensión que debe existir en cada polo.
(6.16.)
Donde:
Vac = es el voltaje aplicado para realizar la prueba.
� Se le aplica un voltaje alterno (por comodidad 120 voltios) a un transformador
con una relación de 1:1
� Se conectan los terminales del transformador a los anillos rozantes o las
barras de excitación del rotor.
� Por medio de un multímetro se toma la caída de tensión a cada uno de los
polos.
El siguiente es el esquema de conexión utilizado para realizar esta prueba:
Figura 6.16. Diagrama de conexión para la prueba de caída de tensión en los polos
97
La caída de tensión en cada polo debe ser aproximadamente igual. Si el voltaje
obtenido en uno de los polos disminuye substancialmente (un 10% del voltaje
calculado), se considera que el polo presenta un cortocircuito en sus espiras. (Std
IEEE 115, 2002 p. 8).
6.6.4.6.6.4. Resultados y comentarios finales Resultados y comentarios finales
A continuación se presentan los resultados arrojados por la prueba de caída de
tensión en los polos:
Tabla 6.10. Valores de la prueba de caída de tensión
POLO Voltaje
Medido (V) POLO Voltaje
Medido (V) POLOVoltaje
Medido (V) POLO Voltaje
Medido (V)1 1,95 17 1,73 33 1,77 49 1,79 2 2,45 18 1,77 34 1,75 50 1,73 3 1,97 19 1,78 35 1,74 51 1,99 4 1,75 20 1,8 36 1,71 52 2,4 5 1,72 21 1,78 37 1,75 53 2,22 6 1,77 22 1,67 38 1,77 54 2,41 7 1,76 23 1,96 39 2,02 55 1,96 8 1,73 24 2,4 40 2,41 56 1,74 9 1,76 25 1,97 41 2 57 1,71 10 1,77 26 1,72 42 1,72 58 1,72 11 1,8 27 1,76 43 1,75 59 1,72 12 1,78 28 1,74 44 1,74 60 1,72 13 1,74 29 1,69 45 1,7 61 1,68 14 1,98 30 1,72 46 1,72 62 2,01 15 2,35 31 1,75 47 1,74 63 2,37 16 1,91 32 1,73 48 1,76 64 2,03 Se observaron resultados anormales en los polos 2, 15, 24, 40, 52, 53, 54 y 63
siendo su caída de tensión más alta que el nivel aceptable.
98
Prueba de caída de tensión en los polos
1,5
1,7
1,9
2,1
2,3
2,5
1 6 11 16 21 26 31 36 41 46 51 56 61
Polos
Volta
je (V
)
Voltaje medidoLímite inferiorLímite superior
Figura 6.17. Caída de tensión en los polos del rotor A fin de emitir un criterio más completo sobre tales polos irregulares, se tomaron
mediciones de inductancia tanto a los polos irregulares como a varios polos
normales, para así fijar una referencia de comparación con la inductancia medida en
los polos irregulares.
Tabla 6.11. Valores de inductancia de algunos polos
# POLO INDUCTANCIA (mH) 2 2.1
15 2.1 24 2.1 40 2.1 52 2.1 53 1.6 54 2.1 56 1.2 57 1.2 58 1.2 59 1.2 60 1.2 63 2.1
Frecuencia de operación del medidor de inductancia= 120 Hz.
Polos regulares: (56, 57, 58, 59 y 60) Polos irregulares: (2, 15, 24, 40, 52, 53, 54 y 63)
99
Al medir la inductancia (L) en los polos irregulares, se observó que ésta era
mayor que en los demás.
Cabe destacar que la inductancia en el polo 53 se aproxima considerablemente a
la medida en los polos regulares, por tanto, se decidió sacarlo del grupo fijado como
polos irregulares.
El aumento en la tensión medida en los polos 2, 15, 24, 40, 52, 53, 54 y 63 se
debe a un incremento en su reactancia (XL).Un aumento de la inductancia (L) implica
un aumento de la reactancia (XL), ya que:
2LX f L�� � � � (6.17)
. De acuerdo a la siguiente expresión tenemos que:
2N ALlm
� � �� (6.18)
Donde:
u: permeabilidad magnética del núcleo ferromagnético
N: número de espiras de la bobina.
A : área de la sección transversal del núcleo ferromagnético.
lm: longitud media del núcleo ferromagnético.
Es obvio observar que los factores más influyentes en la variación de la
inductancia (L) pueden ser:
a) Cortocircuito entre espiras que altere el valor del número de vueltas (N) de la
bobina en cuestión. No obstante, está claro que este punto no está dentro el
100
marco de nuestra situación ya que de existir un cortocircuito entre espiras,
esto se vería reflejado en una disminución de L y por ende una disminución de
XL, lo que conllevaría a una caída de tensión en el polo; mientras que en
nuestro caso, por el contrario, se observa un aumento de tensión. Sin
embargo, se procedió a realizar la prueba de caída de tensión entre espiras de
los polos señalados para así verificar su buen estado en cuanto a aislamiento
se refiere. Los resultados arrojados por estas pruebas fueron satisfactorios.
b) Variación en la permeabilidad magnética (�) del material ferromagnético del
núcleo de los polos. Es en este punto donde radica el efecto del aumento de la
reactancia (XL) en estos polos y por consiguiente el incremento de tensión
observada en los resultados de la prueba de distribución de voltaje. Cabe
destacar que no todos los polos del rotor en cuestión son del mismo
fabricante, y por ende presentan diferentes características ferromagnéticas en
el núcleo (en nuestro caso, estos polos irregulares presentan núcleos con una
mayor permanencia magnética).
CCAAPPÍÍTTUULLOO VVIIIIDDEESSCCRRIIPPCCIIÓÓNN DDEE LLAASS PPRRUUEEBBAASS
OOPPEERRAACCIIOONNAALLEESS
7.1.7.1. GENERALIDADES GENERALIDADES
Una vez realizadas y evaluadas las pruebas pre-operaciones del generador, se
da lugar a la aplicación de las pruebas finales de aceptación de la máquina,
necesarias para poder colocarla en operación comercial.
Parte de estas pruebas de aceptación tienen la finalidad de determinar los
parámetros eléctricos característicos del generador para así, junto con otros datos
relevantes de la máquina, lograr construir un modelo circuital equivalente
indispensable para el estudio del generador sobre papel.
Cabe destacar, que se debe verificar que los parámetros arrojados por estas
pruebas se acerquen satisfactoriamente a los datos proporcionados por el fabricante
(ALSTOM).
Este conjunto de pruebas, además de determinar parámetros eléctricos
característicos de la máquina, ofrecen garantías operacionales de la Unidad
completa; por ejemplo, estabilizaciones de temperaturas en diferentes partes del
generador frente a diferentes condiciones de carga.
102
7.2.7.2. PRIMERA ROTACIÓN MECÁNICA PRIMERA ROTACIÓN MECÁNICA
7.2.1.7.2.1. Introducción Introducción
Esta prueba se realiza con la finalidad de comprobar que la Unidad se encuentre
en condiciones de rotar sin que existan roces o interferencias de cualquier índole
entre los componentes rotativos y los estacionarios de la máquina.
Previo al inicio de las pruebas, se recomienda realizar un recorrido exploratorio
para inspeccionar cuidadosamente las partes constitutivas del generador (estator,
rotor, ménsula superior, anillos rozantes, ménsula inferior, zapatas de frenos, entre
otros), con el objeto de remover todos los objetos extraños sueltos que pudieran
causar daños y/o inconvenientes al generador.
7.2.2.7.2.2. Condiciones previas Condiciones previas
a) Verificar que la Unidad se encuentre liberada y disponible para la ejecución de
las pruebas.
b) Comprobar el correcto funcionamiento de los equipos, instrumentos y sus
respectivas conexiones a ser utilizadas en las pruebas.
c) Llenar la tubería forzada de acuerdo con los procedimientos normalizados.
d) Comprobar el correcto funcionamiento de las compuertas de toma, así como
la disponibilidad de realizar cierre de emergencia.
e) Frenos del generador disponibles y aplicados con disponibilidad de ser
operados desde el gobernador.
f) Verificar indicadores de nivel de aceite de los cojinetes superior, combinado y
turbina, así como los tanques del Gobernador.
g) El sistema de potencia de la unidad deberá permanecer en estado
desconectado durante la prueba.
103
h) Disponer de un medio de comunicación entre el Tablero de Control de la
Unidad (UCS), Gobernador y Pozo de la Turbina con el fin de coordinar e
informar todas las actividades relacionadas con el desarrollo de la prueba.
i) Instalar comparadores de carátula o aguja en el eje a nivel del pozo de la
turbina y cojinete guía superior para observar el máximo desplazamiento
radial.
j) Puesta en servicio y en estado de funcionamiento en modo “manual” de los
siguientes sistemas y equipos auxiliares principales de la Unidad
correspondiente:
� Bombas CWP del sistema enfriamiento con agua.
� Bombas GBOCP de enfriamiento de aceite del cojinete del generador.
� Bombas OLP de alta presión de aceite para levantamiento del rotor.
� Bombas TGP del sistema de lubricación por grasa de la turbina.
� Bombas GOP del sistema de agua y aire de los tanques del gobernador.
k) Verificar que la posición de las tuercas de enclavamiento mecánico de los
servomotores se encuentren en estado “desaplicados”.
l) Desaplicar el dispositivo mecánico de enclavamiento 74L del servomotor de
cierre derecho.
m) Antes de iniciar la prueba, un personal capacitado deberá estar ubicado en los
siguientes lugares con el objeto de vigilar el correcto desarrollo de la prueba:
� UCS. (Control)
� Cubículo de Control del Gobernador.
� Excitatriz, PMG.
� Pozo del Generador.
� Ménsula Inferior.
� Pozo de la turbina.
� Puerta de acceso a la caja espiral.
� Puerta de acceso al tubo de aspiración.
104
7.2.3.7.2.3. Procedimiento Procedimiento
Primera Parte. (Con aplicación de Frenos):
1. Desaplicar los frenos de la Unidad.
2. Abrir manualmente las paletas directrices (3 a 5% de apertura) desde el
dispositivo de mando manual de ajuste del gobernador.
3. Cuando la Unidad inicie el movimiento de rotación, se deberá mover
rápidamente el mando de posición de apertura a 0 % (posición cerrada).
4. Inmediatamente después de cerrar las paletas directrices, se deberá iniciar un
conteo de diez (10) segundos, y seguidamente, aplicar frenos hasta que la
Unidad se detenga completamente.
5. Durante la secuencia anterior de Primera Rotación “con” aplicación de frenos,
se deberá observar si hay roces, contactos o ruidos extraños que indiquen
interferencia o roce entre las partes rotativas y las estacionarias.
Segunda Parte. (Para observación):
1. Desaplicar los frenos de la Unidad.
2. Abrir manualmente las paletas directrices (3 a 5 % de apertura) desde el
dispositivo de mando manual de ajuste del gobernador.
3. Cuando la Unidad inicie el movimiento de rotación, se deberá mover
rápidamente el mando de posición de apertura de paletas a 0 % (posición
cerrada).
4. La máquina rotará libremente por su inercia hasta que se detenga
completamente por sí sola.
5. Durante la secuencia anterior de Primera Rotación “sin” aplicación de frenos,
se deberá observar si hay roces, contactos o ruidos extraños que indiquen
interferencia o roce entre las partes rotativas y las estacionarias.
105
6. Si se observa alguna anormalidad antes de que la máquina se detenga por sí
sola, se deberá aplicar los frenos hasta que se detenga la unidad.
7. Si se observa que la velocidad de rotación se incrementa paulatinamente, se
deberá aplicar los frenos a consideración del jefe de pruebas
7.2.4.7.2.4. Observaciones Observaciones
� Se detectó un ruido anormal proveniente del cojinete combinado del
generador. Se determinó que era producto de un roce entre el sistema de
colector de polvo y la pista de frenado.
� Durante el desarrollo de la segunda parte de la prueba se observó que la
máquina nunca dejaba de rotar, ya que existen fugas de caudales de agua
por las paletas directrices.
7.3.7.3. PRUEBA DE CALENTAMIENTO DE COJINETES DE LA UNIDAD EN VACÍO PRUEBA DE CALENTAMIENTO DE COJINETES DE LA UNIDAD EN VACÍO
7.3.1.7.3.1. Introducción Introducción
En esta prueba se pretende establecer la elevación de temperatura del metal y el
aceite de los cojinetes, garantizando así, que esta variable se encuentre dentro de
los valores normales para condición de operación sin carga a 50%, 75% y 100% de
la velocidad nominal de rotación del generador.
7.3.2.7.3.2. Procedimiento Procedimiento
� Mantener estable la velocidad de la máquina por medio del limitador de
apertura de paletas directrices en las siguientes condiciones:
106
Tabla 7.1. Porcentajes de la velocidad sincrónica de la máquina para cada condición
CONDICIÓNPORCENTAJE DE LA
VELOCIDAD NOMINAL DEL GENERADOR
VELOCIDAD(r.p.m.)
1 50% 56,25
2 75% 84,38
3 100% 112,5
� Verificar la velocidad de rotación de la unidad mediante el uso del tacómetro
ubicado en el gobernador.
� Tomar los valores iniciales de las temperaturas de metal y aceite de los tres
componentes: el cojinete guía de turbina, el cojinete combinado y la guía del
generador, y luego, tomar los registros de temperaturas cada cinco (5)
minutos en el monitor de temperatura del tablero de control de la Unidad
(UCS).
� Arrancar la Unidad y llevarla lentamente al 50% de la velocidad nominal (56,25
rpm) y mantenerla lo más estable posible, utilizando el limitador de apertura de
paletas hasta que se observe una tendencia de estabilización de temperaturas
en valores normales.
� Incrementar lentamente la velocidad a 75% (84.38 rpm) y continuar
registrando las temperaturas cada cinco (5) minutos hasta que se observe una
tendencia de estabilización a valores normales para esta condición.
� Llevar la máquina, lentamente, a la velocidad nominal de rotación (112.5 rpm),
registrando las temperaturas cada cinco (5) minutos hasta que se observe una
tendencia de estabilización a valores normales para esta condición.
� Detener la unidad
107
CALENTAMIENTO DE COJINETE SIN CARGA
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
5:43pm 5:53 6:03 6:13 6:23 6:33 6:43
6:53 7:03 7:13 7:257:35 7:45 7:55 8:05
8:15 8:25 8:35 8:45 8:58 9:08 9:18 9:28 9:38 9:48 9:5810:0
810:1
810:2
810:38
TIEMPO (Horas)
TEM
PER
ATU
RA
(C)
7.3.3.7.3.3. Resultados y Comentarios Finales Resultados y Comentarios Finales
A continuación se presentan los resultados:
j p j
Figura 7.1. Elevaciones de temperatura en distintas partes del generador
Metal Cojinete Guía Superior 1Metal Cojinete Guía Superior 2Aceite Cojinete Guía Superior 1Aceite Cojinete Guía Superior 2Metal Cojinete Empuje 1Metal Cojinete Empuje 2Metal Cojinete Empuje 3Metal Cojinete Empuje 4
Metal Cojinete Guía Inferior 1Metal Cojinete Guía Inferior 2Aceite Cojinete Empuje 1Aceite Cojinete Empuje 2Metal Cojinete Guía Turbina 1Metal Cojinete Guía Turbina 2Aceite Cojinete Guía Turbina 1Enfriadores de Aceite del Cojinete 1Enfriadores de Aceite del Cojinete 2
108
Tabla 7.2. Datos de temperatura de la prueba de calentamiento de cojinetes en vacío
DISPOSITIVO Normal Alarma Disparo Metal Cojinete Guía Superior 1 55 65 70 32,3 36,8 42,2 46,7Metal Cojinete Guía Superior 2 55 65 70 30,7 36,3 42,5 47,3Aceite Cojinete Guía Superior 1 47 60 65 30,5 32,8 36,6 38,6Aceite Cojinete Guía Superior 2 47 60 65 30,4 32,5 36,4 38,4Metal Cojinete Empuje 1 70 90 95 45,5 50,6 61,2 66,0Metal Cojinete Empuje 2 70 90 95 44,2 51,9 63,4 68,0Metal Cojinete Empuje 3 70 90 95 46,4 51,2 61,9 66,7Metal Cojinete Empuje 4 70 90 95 39,5 53,2 63,7 67,9Metal Cojinete Guía Inferior 1 51 75 80 36,6 43,8 45,8 49,3Metal Cojinete Guía Inferior 2 51 75 80 37,3 40,0 47,2 51,0Aceite Cojinete Empuje 1 43 70 75 37,0 40,9 48,0 52,3Aceite Cojinete Empuje 2 43 70 75 31,2 40,6 47,6 51,9Metal Cojinete Guía Turbina 1 58 66 75 34,5 47,0 59,3 66,0Metal Cojinete Guía Turbina 2 58 66 75 33,7 45,6 56,4 63,7Aceite Cojinete Guía Turbina 1 53 65 70 29,3 33,9 45,3 53,4Enfriadores de Aceite del Cojinete 1 X X X 30,8 32,0 35,4 38,2Enfriadores de Aceite del Cojinete 2 X X X 31,2 34,0 38,5 41,4Porcentaje de la velocidad nominal X X X 50% 75% 100% 100%
La tabla 7.2., agrupa sólo las mediciones iniciales para cada paso de la prueba
descrita anteriormente. Se observa que todas las temperaturas lograron estabilizarse
sin problemas, excepto la temperatura del metal del cojinete guía de la turbina, el
cual muestra un incremento incesante de temperatura con el tiempo hasta llegar a su
valor límite de alarma. Por tal razón, se calificó la prueba como “No Satisfactoria” y
se suspendió.
El personal del Departamento de Control e Instrumentación se dispuso a
participar verificando la instrumentación pertinente. Estas labores arrojaron
resultados positivos acerca de los instrumentos de medición.
Por tal razón, el personal del Dpto. de Mantenimiento Mecánico procedió a
desarmar el cojinete guía de la turbina, asumiendo un posible contacto entre el eje de
la turbina y alguna de las pastillas del cojinete guía. Una vez desarmado el
109
cojinete, se le dio cierta holgura a determinadas pastillas del mismo con la finalidad
de que cesara el recalentamiento de dicho metal debido al contacto constante con el
eje.
Una vez solventada la situación del cojinete guía de la turbina, se procedió a dar
inicio de nuevo a la prueba, con la salvedad de que ya no se tomarían en cuenta
para la medición los pasos de 50% y 75% de la velocidad nominal. Por tanto, se
llevaría directamente la Unidad a su velocidad nominal y se iniciaría el proceso de
mediciones de temperatura hasta la estabilización de la misma.
Los resultados de la prueba, después de reparado el cojinete se muestran a
continuación:
Tabla 7.3. Datos de temperatura de la prueba de calentamiento de cojinetes en vacío (después del ajuste en el cojinete de la turbina)
DISPOSITIVO Normal Alarma DisparoMetal Cojinete Guía Superior 1 55 65 70 47,2 47,2 47,2Metal Cojinete Guía Superior 2 55 65 70 48,4 48,4 48,5Aceite Cojinete Guía Superior 1 47 60 65 38,8 38,8 38,7Aceite Cojinete Guía Superior 2 47 60 65 38,5 38,5 38,5Metal Cojinete Empuje 1 70 90 95 66,4 66,4 66,4Metal Cojinete Empuje 2 70 90 95 68,6 68,6 68,6Metal Cojinete Empuje 3 70 90 95 67,2 67,2 67,2Metal Cojinete Empuje 4 70 90 95 68,2 68,3 68,3Metal Cojinete Guía Inferior 1 51 75 80 49,8 49,7 49,7Metal Cojinete Guía Inferior 2 51 75 80 51,9 51,9 51,9Aceite Cojinete Empuje 1 43 70 75 53,1 53,1 53,1Aceite Cojinete Empuje 2 43 70 75 52,6 52,6 52,7Metal Cojinete Guía Turbina 1 58 66 75 61,5 61,5 61,5Metal Cojinete Guía Turbina 2 58 66 75 59,9 59,9 59,9Aceite Cojinete Guía Turbina 1 53 65 70 52,9 53 53,1Enfriadores de Aceite del Cojinete 1 X X X 38,4 38,4 38,4Enfriadores de Aceite del Cojinete 2 X X X 41,7 41,7 41,7Porcentaje de la velocidad nominal X X X 100% 100% 100%
110
CALENTAMIENTO DE COJINETES A 100%(Luego del ajuste de pastillas del CGT)
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
7:127:27
7:427:57
8:128:27
8:428:57
9:129:27
9:429:57
10:1210:27
HORA (Horas)
TEM
PER
ATU
RA
(c)
Figura 7.2. Elevaciones de temperatura en distintas partes del generador (después del ajuste en el cojinete de la turbina)
La tabla 7.3. agrupa sólo las últimas tres mediciones de temperatura a 100% de la
velocidad nominal. Es obvio notar en la figura 7.2. que todos los componentes del
generador alcanzaron una estabilización de temperatura dentro de los valores
normales para la condición.
Con estas últimas observaciones la prueba es calificada como “Satisfactoria”
111
7.4.7.4. PRUEBA DE CIRCUITO ABIERTO (CARACTERÍSTICA DE VACÍO) PRUEBA DE CIRCUITO ABIERTO (CARACTERÍSTICA DE VACÍO)
7.4.1.7.4.1. Introducción Introducción
Esta característica estudia la dependencia de la fuerza electromotriz (FEM) en
función de la corriente de excitación. Para ello, la máquina se mantiene girando a
velocidad sincrónica sin carga.
El hierro no saturado de la armadura del generador presenta una reluctancia mil
veces más pequeña que la reluctancia del entrehierro. Por tal razón, para bajos
valores de excitación, casi toda la fuerza magnetomotriz se establece sobre el
entrehierro, dando como resultado el aumento del flujo en forma lineal.
Si se traza una recta tangente a la curva en su primer tramo, ésta representa lo
que se llama “línea del entrehierro” y determina su característica (recordar que la
característica magnética en el aire es lineal).
Para inducir una tensión E = OA (figura 7.3.) es necesario una excitación IEXC =
OB, de la cual AC es necesaria para hacer circular el flujo a través del entrehierro
(aire) y CD en el hierro.
Esta curva sirve para:
� Conocer el grado de saturación del circuito magnético.
� Conocer el límite de la corriente de excitación y, con ella, el posterior
dimensionamiento de la excitatriz.
112
Figura 7.3. Característica de Vacío y Línea del entrehierro
7.4.2.7.4.2. Condiciones Previas Condiciones Previas
a) Probar el funcionamiento de la excitatriz luego de su conexión para operar de
forma independiente.
b) Detener la Unidad con interruptor de campo abierto y la tubería forzada vacía
para evitar giros del rotor.
c) Verificar que el seccionador de puesta a tierra del neutro del generador
(GNPC), ubicado en la elevación EL131.000, esté cerrado.
d) La línea asociada a la Unidad Nº 15 en patio de distribución Guri B debe estar
desconectada y cerrado el seccionador de línea Z1591.
e) Retirar las juntas flexibles de los ductos de fase aislada, ubicadas detrás del
cubículo de excitación de la unidad Nº 15, en la elevación EL137.500 + 1.500.
f) Retirar conexiones flexibles de las barras de fase aislada, ubicadas de tras del
cubículo de excitación de la unidad Nº 15, en la elevación EL137.500 + 1.500.
g) Inhibir la excitación inicial ubicada en el cubículo de la excitatriz en la
elevación EL137.500.
113
h) Colocar el regulador automático de voltaje en funcionamiento manual desde el
UCS-15 ubicado en la elevación EL137.500. El cambio de modo automático a
manual se realiza en la perilla 43-90.
i) Inhibir la protección de voltaje / frecuencia (V-Hz), ubicada en el cubículo de la
excitatriz en la elevación EL137.500.
j) Ajustar la protección de sobrevoltaje (59GS) a una tensión superior a 21.600
V, ubicada en el panel de protecciones UCS-15 elevación EL137.500.
k) Inhibir protección diferencial de la unidad (87U / DIX110), ubicada en el panel
de protecciones UCS-15, elevación EL137.500.
l) Inhibir protección de pérdida de sincronismo (78G), ubicada en el panel de
protecciones UCS-15, elevación EL137.500.
m) Inhibir protección de pérdida de excitación (40), ubicada en el panel de
protecciones UCS-15, elevación EL137.500.
n) Inhibir protección de distancia (21 / LZ92), ubicada en el panel de protecciones
UCS-15, elevación EL137.500.
o) Verificar el correcto funcionamiento de los equipos e instrumentos a ser
utilizados en las pruebas y sus respectivas conexiones.
7.4.3.7.4.3. Procedimiento para la Alimentación Independiente Procedimiento para la Alimentación Independiente
La alimentación independiente de la excitatriz de la Unidad Nº 15, se realizará
desde el Patio de Distribución Guri a través de la línea de 800 kV y el transformador
principal de 18/ 800 kV asociados al generador Nº 15.
a) Colocar las tapas aislantes en la parte superior de los ductos de fase
aislada, ubicadas detrás del cubículo de excitación de la unidad Nº 15, en
la elevación EL137.500 + 1.500.
b) El ajuste actual de la protección de potencia inversa (32) del transformador
principal asociado a la unidad Nº 15 es de 5% de la potencia nominal, es
decir, 35 MVA. Por tal razón, no amerita deshabilitarla.
114
c) Retirar la conexión del sistema de puesta a tierra de la línea de 800 kV
asociada al Generador Nº 15 y en el patio de distribución, se deberá abrir
el seccionador Z1591.
d) Abrir los interruptores Z1520 y Z1420 en el patio de distribución Guri B.
e) Cerrar el seccionador de línea Z1593.
f) Cerrar los interruptores Z1520 y Z1420 en el patio de distribución Guri.
7.4.4.7.4.4. Procedimiento para la prueba Procedimiento para la prueba
a) Instalar transductores para la medición de la corriente y tensión de campo en
el UCS-15, ubicado en la elevación EL137.500.
b) Instalar el registrador en el UCS-15 ubicado en la elevación EL137.500.
c) Llevar el generador a su velocidad nominal en vacío con el interruptor de
campo abierto.
d) Registrar las tensiones en cada fase del estator, producto de los remanentes
magnéticos presentes en los polos del rotor.
e) Cerrar el interruptor de campo desde el UCS-15 de forma manual a través de
la perilla 41, y variar la tensión de campo de forma manual en la perilla 70E.
f) Para obtener la curva de saturación en vacío, se registran los valores de
corriente de campo para cada lectura de tensión de armadura. Las lecturas de
tensión se realizarán como se indica a continuación:
� Seis (06) lecturas por debajo del 60% de la tensión nominal del
generador. Las lecturas se tomarán cada 10% de la tensión nominal.
� Diez (10) lecturas entre 60% y 110% de la tensión nominal del
generador. Las lecturas se tomarán cada 5% de la tensión nominal.
� Cuatro (04) lecturas entre 110% y 120% de la tensión nominal del
generador. Las lecturas se tomarán cada 2,5% de la tensión nominal.
� Al 100% de la tensión nominal se tomarán las lecturas de la tensión
línea-línea entre las tres fases para chequear el balance entre éstas.
Las lecturas deben tomarse con excitación y velocidad constante.
115
g) Las lecturas siempre deben tomarse incrementando la excitación. De ser
necesario disminuir la corriente de campo, ésta deberá llevarse a cero y luego
incrementarse lentamente hasta llegar al valor deseado. De esta manera, se
puede remover el efecto de histéresis en los resultados.
h) Antes de registrar las lecturas, se deberá esperar a que la velocidad de la
Unidad se estabilice en su valor nominal para evitar introducir valores errados
en la curva. La estabilización de la unidad se puede verificar por medio de la
frecuencia, la cual deber ser 60 HZ.
i) La línea de entrehierro se obtiene trazando una línea recta que parta desde el
origen y sea tangente a la curva característica en vacío.
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3
Corriente de Campo (P.U)
Tens
ión
de A
rmad
ura
(P.U
)
,5
09/07/1985 ALSTOM 08/09/2007 "Línea del entrehierro "
7.4.5.7.4.5. Resultados y Comentarios Finales Resultados y Comentarios Finales
Figura 7.4. Características de saturación en vacío
116
En la figura 7.4. se muestran 3 características de saturación en vacío. La
presentada en color amarillo, es la suministrada por el fabricante; la de color azul,
representa la característica de vacío de la máquina cuando el generador era nuevo
(década de los 80); y la que se visualiza de color naranja, es la curva
correspondiente a este ensayo.
Es de hacer notar la gran similitud dada entre todas las curvas, pues anuncia
resultados satisfactorios de la prueba en cuestión.
7.5.7.5. PRUEBA DE CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO SOSTENIDO PRUEBA DE CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO SOSTENIDO
7.5.1.7.5.1. Introducción Introducción
Este ensayo estudia la dependencia de la corriente de carga en función de la
excitación.
Su principal objetivo es obtener la curva característica de cortocircuito, y calcular
conjuntamente con los resultados arrojados por la prueba de circuito abierto
(característica de vacío) la reactancia sincrónica de eje directo (Xd) y la relación de
cortocircuito (SCR).
La relación de cortocircuito (SCR) se define como el cociente entre la corriente de
excitación (IEXC) para obtener voltaje nominal (UN) en circuito abierto y la IEXC para
obtener la corriente nominal (In) en cortocircuito.
La relación caracteriza principalmente la influencia de la reacción de inducido
sobre el sistema de excitación.
117
7.5.2.7.5.2. Condiciones Previas Condiciones Previas
a) Probar el funcionamiento de la excitatriz luego de su conexión para operar de
forma independiente.
b) La Unidad debe estar parada, con interruptor de campo abierto y tubería
forzada vacía para evitar giros del rotor (se requiere la unidad en condiciones
adecuadas para realizar los trabajos de conexión de las barras de corto-
circuito en las barras de fase aislada).
c) La línea asociada a la unidad Nº 15 en el patio de distribución Guri B debe
estar desconectada y cerrado el seccionador de línea Z1593.
d) Retirar las juntas flexibles de los ductos de fase aislada, ubicadas detrás del
cubículo de excitación de la unidad Nº 15, en la elevación EL137.500 + 1.500.
e) Retirar conexiones flexibles de las barras de fase aislada, ubicadas detrás del
cubículo de excitación de la unidad Nº 15, en la elevación EL137.500 + 1.500.
f) Inhibir la excitación inicial, ubicada en el cubículo de la excitatriz en la
elevación EL137.500.
g) Colocar el regulador automático de voltaje en funcionamiento manual desde el
UCS-15 ubicada en la elevación EL137.500. El cambio de modo automático a
manual se realiza en la perilla 43-90.
h) Inhibir la protección de voltaje / frecuencia (V-Hz), ubicada en el cubículo de la
excitatriz en la elevación EL137.500.
i) Inhibir protección diferencial de la unidad (87U / DIX110), ubicada en el panel
de protecciones UCS-15, elevación EL137.500.
j) Inhibir protección de pérdida de sincronismo (78G), ubicada en el panel de
protecciones UCS-15, elevación EL137.500.
k) Inhibir protección de pérdida de excitación (40), ubicada en el panel de
protecciones UCS-15, elevación EL137.500.
l) Inhibir protección de distancia (21 / LZ92), ubicada en el panel de protecciones
UCS-15, elevación EL137.500.
118
m) Instalar las barras de cortocircuito.
n) Verificar el correcto funcionamiento de los equipos e instrumentos a ser
utilizados en las pruebas y sus respectivas conexiones.
7.5.3.7.5.3. Procedimiento Procedimiento
a) Instalar transductores para la medición de la corriente y tensión de campo en
el UCS-15, ubicado en la elevación EL137.500.
b) Instalar el registrador en el UCS-15 ubicado en la elevación EL137.500.
c) Llevar el generador a su velocidad nominal con las tres fases en cortocircuito y
con el interruptor de campo abierto.
d) Registrar las corrientes de armadura que se presentan antes del cierre del
interruptor de campo, producto de los remanentes magnéticos en los polos del
rotor.
e) Cerrar el interruptor de campo desde el UCS-15 de forma manual a través de
la perilla 41, y variar la tensión de campo de forma manual en la perilla 70E.
f) Incrementar gradualmente la corriente de excitación hasta que la corriente de
armadura alcance un valor máximo de 1,25 veces la corriente nominal de la
unidad (1.25x22.453 = 28.066 A).
g) Para obtener la curva característica de cortocircuito, se registran los valores
de corriente de campo para corrientes de armadura de 125%, 100%, 75%,
50% y 25% de la corriente nominal, tomando lecturas en las tres fases para
verificar que estén balanceadas y graficar el valor promedio de corriente de
armadura en p.u. en función de la corriente de campo en p.u.
h) Las lecturas deben tomarse en forma decreciente, de manera que la
temperatura del devanado del estator se mantenga lo más constante posible.
119
FSI
FNL
II
SCR �
FG
FSIdns I
IX �
( )( . .)( )
Valor realValor p uValor base
�
7.5.4.7.5.4. Hoja de cálculos Hoja de cálculos
a) Cálculo de parámetros en p.u: para llevar los resultados obtenidos a valores en
p.u., se debe dividir por los parámetros base correspondientes:
(7.1.)
b) La Reactancia Sincrónica no Saturada de Eje Directo:
(7.2.)
Donde:
Xdns: reactancia sincrónica no saturada de eje directo.
IFSI: corriente de campo correspondiente a la corriente nominal de armadura, tomada
de la curva característica de cortocircuito.
IFG: corriente de campo correspondiente al voltaje nominal de armadura, tomado de
la recta de entrehierro.
c) Relación de Cortocircuito:
(7.3.)
120
Donde:
SCR: relación de corto circuito.
IFNL: corriente de campo correspondiente a la tensión nominal de armadura tomada
de la curva característica en vacío.
IFSI: corriente de campo correspondiente a la corriente nominal de armadura tomada
de la curva característica de corto circuito.
d) Valores de Referencia:
� Corriente nominal del generador:
453.22000.183
7003
3 ��� Vx
MVAxV
SI
LLn
�
(7.4.)
� Corriente máxima de prueba:
El valor de corriente máxima al que se llevará el devanado de armadura, será de
1.25 veces la corriente nominal, por lo que tendremos una corriente de:
066.2825,125,1 �� nxII (7.5.)
121
00,20,40,60,8
11,21,41,6
0 0,5 1 1,5
Corrente de campo (p.u.)
Cor
rien
te d
e ar
mad
ura
(p.u
.)
Característica deCortocircuitoALSTOM
0,93 1,06 . .0,87
FSIdns
FG
IX pI
� � � u
1 1,07 . .0,93
FNL
FSI
ISCR p uI
� � �
7.5.5.7.5.5. Resultados y Comentarios Finales Resultados y Comentarios Finales
Figura 7.5. Características de cortocircuito
La curva de saturación en cortocircuito obtenida presenta una pendiente de 1,13, la
cual ofrece una desviación despreciable con respecto a la pendiente de 1,07 ofrecida
por el fabricante, (ANEXO A). Esta desviación se considera muy aceptable.
De las curvas de saturación sin carga y cortocircuito sostenido, se obtiene:
�� La Reactancia Sincrónica no Saturada de Eje Directo:
� Relación de Cortocircuito:
Finalmente, el valor de reactancia no saturada es aceptable, ya que se muestra
cercano al suministrado por el fabricante. Igualmente el valor de SCR es aceptable,
ya que cumple con lo exigido por EDELCA, ser mayor a 1,05.
122
7.6.7.6. MEDICIÓN DE RESISTECIA DE ARMADURA Y DE CAMPO MEDICIÓN DE RESISTECIA DE ARMADURA Y DE CAMPO
7.6.1.7.6.1. Introducción Introducción
Esta prueba tiene por objeto medir la resistencia de los arrollados de armadura y
del campo del generador. Los resultados garantizaran la buena continuidad galvánica
de los arrollados y no deben ser mayores al 1% del valor especificado por el
fabricante.
7.6.2.7.6.2. Procedimiento Procedimiento
� Determinación de la resistencia de armadura:
a) Dada la condición de desconexión de los neutros del generador, se tomará la
medición de resistencia de armadura directamente por fases.
b) Para ilustrar un poco el procedimiento detallado para la obtención de este
parámetro, a continuación se dará un seguimiento de la medición de la
resistencia de armadura para la fase A:
1) Los puntos A y B, correspondientes al neutro del generador (figuras 7.6. y
7.7) eléctricamente son los mismos, más no físicamente. En ese sentido, se
tomará el valor promedio de la resistencia medida entre los puntos 1-A y 1-B.
2) Los puntos G y H correspondientes al neutro del generador, igualmente no
son los mismos físicamente, pero si, eléctricamente. En ese sentido, se
tomará el valor promedio de la resistencia medida entre los puntos 1-G y 1-
H.
3) Luego de determinados los promedios anteriores, se realizará el paralelo de
éstos obteniendo así, la resistencia total por fase (figura 7.7).
Cabe destacar que este procedimiento se extiende de manera análoga para la
determinación de las resistencias de las fases restantes.
123
FASES DE SALIDA
(1) (2) (3)
NEUTROS(DERECHA
NEUTROS(IZQUIERDA)
H G B A
ESTATORJ I D C
EFL K
Figura 7.6. Esquema físico de salida de fases y neutros del generador
FASE “A” (1)
GNEUTRO HA B
Figura 7.7. Diagrama eléctrico de salida de la fase “A” y neutro del generador
124
� Determinación de la resistencia del campo:
a) La resistencia de campo se medirá directamente desde lo anillos rozantes de
la Unidad.
� �234,5 75 .234,5sR R
tt�
� ��
7.6.3.7.6.3. Corrección de la resistencias a temperatura de 75 0C Corrección de la resistencias a temperatura de 75 C
Cuando la resistencia Rt del arrollado ha sido determinada mediante prueba, a
una temperatura Tt del devanado, la resistencia puede ser corregida a una
temperatura especificada Ts mediante la siguiente ecuación:
(7.6.)
Donde:
Rs= resistencia del arrollado a la temperatura especificada de 75 0C.
Rt= resistencia medida a la temperatura Tt (0C).
K= constante característica del material del arrollado, (para el Cobre puro K=234,5)
7.6.4.7.6.4. Resultados y Comentarios Finales Resultados y Comentarios Finales
A continuación se presentan los resultados de las mediciones de resistencias de
armadura (estator) y campo (rotor):
125
Tabla 7.4. Datos de resistencias de armadura
Fase“A”
Resistecia (m� )
Fase“B”
Resistecia (m� )
Fase"C"
Resistecia (m� )
1-A 1,256 2-C 1,259 3-E 1,2491-B 1,288 2-D 1,267 3-F 1,2371-G 1,258 2-I 1,252 3-K 1,2341-H 1,250 2-J 1,283 3-L 1,221
Tabla 7.5. Datos de resistencias de armadura y campo
Resistencia equivalente de Armadura 0,000627 �
Resistencia de campo 0,160 �
Ahora bien, para corregir las mediciones de resistencia por temperatura tenemos:
Temperatura promedio de los devanados: 33,5 0C
234,5 75 *0,000627 0,000724234,5 33,5ARMADURAR �� � � � ��� �
�
234,5 75 *0,160 0,184234,5 33,5CAMPOR �� � � ��� �
� �
La resistencia de armadura obtenida en este ensayo (0,000724 � ) se acerca
considerablemente a la proporcionada por el fabricante (0,000627 � ). Por otro lado,
y en contraparte, la resistencia de campo arrojada por esta prueba (0,184 � ), sí se
aleja considerablemente del valor suministrado por el fabricante (0,81� ), ANEXO A.
126
7.7.7.7. PRUEBA DE CALENTAMIENTO DE COJINETES CON CARGA Y LÍMITE DE CAPACIDAD DE LA UNIDAD PRUEBA DE CALENTAMIENTO DE COJINETES CON CARGA Y LÍMITEDE CAPACIDAD DE LA UNIDAD
7.7.1.7.7.1. Introducción Introducción
Dada la influencia destructiva que tienen las altas temperaturas sobre la
estructura aislante, es importante la elevación de temperatura en las distintas partes
del generador sobre la temperatura ambiente para distintas y especiales condiciones
de operación. La unidad es operada a un punto de carga constante, y las
temperaturas son registradas periódicamente hasta que la estabilidad de las mismas
sea alcanzada.
Asimismo, se operará la Unidad con el fin de llevarla a su condición de operación
máxima, en cuanto a potencia de salida (límite de capacidad de la Unidad). En este
punto se evaluarán las temperaturas de estabilización de la Unidad.
7.7.2.7.7.2. Procedimiento Procedimiento
La cantidad de megavatios para cada condición se muestran en la siguiente tabla:
Tabla 7.6. Porcentajes de carga activa para cada condición
CONDICIÓNPORCENTAJE DE LA
CAPACIDAD NOMINAL DEL GENERADOR
POTENCIA ACTIVA (MW)
1 50% 315
2 75% 473
3 100% 630
4 115% 725
127
� Arrancar la Unidad y llevarla a velocidad nominal sin excitar. Mantener esta
condición hasta que todas las temperaturas medidas estabilicen y tomar las
lecturas con intervalos periódicos de quince (15) minutos.
� Durante el desarrollo de esta prueba debe prestarse especial atención a la
rata de elevación de temperatura en los cojinetes, especialmente durante los
primeros diez (10) minutos después del arranque de la unidad o aumento de la
velocidad. En caso de que la rata de elevación de temperatura exceda de
1.0°C/min, se detendrá la Unidad y se tomarán las medidas necesarias.
� Durante la operación de la Unidad con carga se mantendrá el sistema de
excitación bajo operación manual y el sistema de gobernación tan
insensibilizado como sea posible.
� Sincronizar la unidad y llevarla al 50% de la capacidad nominal del generador
a frecuencia, tensión y factor de potencia nominal. Mantener esta condición
hasta que todas las temperaturas medidas estabilicen y tomar las lecturas con
intervalos periódicos de quince (15) minutos.
� Llevar la Unidad al 75% de la capacidad nominal del generador a frecuencia,
tensión y factor de potencia nominal. Mantener esta condición hasta que todas
las temperaturas medidas estabilicen y tomar las lecturas con intervalos
periódicos de quince (15) minutos.
� Llevar la Unidad al 100% de la capacidad nominal del generador a frecuencia,
tensión y factor de potencia nominal. Mantener esta condición hasta que todas
las temperaturas medidas estabilicen y tomar las lecturas indicadas con
intervalos periódicos de quince (15) minutos.
� Las temperaturas medidas en el devanado del estator no deben exceder los
valores de alarma de 95°C. De igual manera, la temperatura del aire a la
salida de los enfriadores no debe exceder los 40°C.
� Llevar la unidad al 115% de la capacidad nominal del generador a frecuencia,
tensión y factor de potencia nominal. Mantener esta condición hasta que todas
las temperaturas medidas estabilicen y tomar las lecturas con intervalos
periódicos de quince (15) minutos.
128
7.7.3.7.7.3. Resultados y Comentarios Finales Resultados y Comentarios Finales
Tabla 7.7. Datos de temperatura de la prueba de calentamiento de cojinetes con carga
DISPOSITIVO NORMAL ALARMA DISPARODevanado del Generador X 80 90 48,8 60,1 69,1Devanado del Generador X 80 90 47,1 57,6 66,3Devanado del Generador X 80 90 48,3 59,6 69Metal Cojinete Guía Superior 1 55 65 70 46,9 47,4 47,1Metal Cojinete Guía Superior 2 55 65 70 51,4 50,7 50,9Aceite Cojinete Guía Superior 1 47 60 65 39,1 39,5 39,6Aceite Cojinete Guía Superior 2 47 60 65 39,3 39,6 39,8Metal Cojinete Empuje 1 70 90 95 65,2 67,5 70,4Metal Cojinete Empuje 2 70 90 95 67,1 69,5 72,3Metal Cojinete Empuje 3 70 90 95 65 67,3 70,2Metal Cojinete Empuje 4 70 90 95 66,6 69 71,8Metal Cojinete Guía Inferior 1 51 75 80 49,4 49,9 50,7Metal Cojinete Guía Inferior 2 51 75 80 51,7 52,2 53,4Aceite Cojinete Empuje 1 43 70 75 45,6 46 46,7Aceite Cojinete Empuje 2 43 70 75 45,7 46,2 46,9Aire de Enfriamiento del Generador X 40 50 31,7 33,1 33,7Aire de Enfriamiento del Generador X 40 50 30,8 32,1 32,5Aire de Enfriamiento del Generador X 40 50 30,7 31,9 32,5Metal Cojinete Guía Turbina 1 58 66 75 64,5 62,5 59,6Metal Cojinete Guía Turbina 2 58 66 75 61,7 60,9 60,5Aceite Cojinete Guía Turbina 1 53 65 70 54 55,1 54,2Potencia Activa 315 MW 475 MW 630 MW
La tabla 7.7., agrupa sólo una medición para cada paso de la prueba descrita
anteriormente. Se observa que todas las temperaturas lograron estabilizarse sin
problemas hasta el nivel de potencia nominal. Ahora bien, es en este punto donde
surge un problema de sobrecalentamiento en la excitatriz (gavetas de tiristores) de la
Unidad. Por tal razón, se calificó la prueba como “No Satisfactoria” y se suspendió.
129
CA
LEN
TAM
IEN
TO D
E C
OJI
NET
E C
ON
CA
RG
A
25354555657585 10:10
11:45
12:30
13:15
14:00
14:45
15:30
16:15
17:00
17:45
18:30
19:15
20:00
20:45
21:30
22:15
23:00
23:450:3
01:1
52:0
02:4
53:3
0
TIEM
PO (H
oras
)
TEMPERATURA (C)
0100
200
300
400
500
600
700
POTENCIA (MW)
Dev
anad
o de
l Gen
erad
or
Dev
anad
o de
l Gen
erad
or
Dev
anad
o de
l Gen
erad
or
Met
al C
ojin
ete
Guí
a Su
perio
r 1
Met
al C
ojin
ete
Guí
a Su
perio
r 2
Acei
te C
ojin
ete
Guí
a Su
perio
r1 Ac
eite
Coj
inet
e G
uía
Supe
rior
2 Met
al C
ojin
ete
Empu
je 1
Met
al C
ojin
ete
Empu
je 2
Met
al C
ojin
ete
Empu
je 3
Met
al C
ojin
ete
Empu
je 4
Met
al C
ojin
ete
Guí
a In
ferio
r 1
Met
al C
ojin
ete
Guí
a In
ferio
r 2
Acei
te C
ojin
ete
Em
puje
1
Acei
te C
ojin
ete
Em
puje
2
Aire
de
Enfri
amie
nto
del
Gen
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orAi
re d
e En
friam
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o de
lG
ener
ador
Aire
de
Enfri
amie
nto
del
Gen
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e G
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Turb
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1
Met
al C
ojin
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Guí
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rbin
a 2
Acei
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ojin
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Guí
a Tu
rbin
a 1
POTE
NC
IA
Figu
ra 7
.8. E
leva
cion
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e te
mpe
ratu
ra e
n di
stin
tas
part
es d
el g
ener
ador
130
Una vez solventada la situación del sistema de excitación, se procedió a dar
inicio de nuevo a la prueba, con la salvedad de que ya no se tomarían en cuenta
para la medición los pasos de 50% y 75% de la potencia nominal. Por tanto, se
llevaría directamente la Unidad a su potencia nominal y se iniciaría el proceso de
mediciones de temperatura hasta la estabilización de la misma. Una vez estabilizada
la temperatura, se llevaría la Unidad a su límite de capacidad.
Los resultados de la prueba, después de reparado el cojinete se muestran a
continuación:
Tabla 7.8. Datos de temperatura de la prueba de calentamiento de cojinetes (para la condición de potencia nominal y límite de capacidad)
DISPOSITIVO NORMAL ALARMA DISPARODevanado del Generador X 95 115 72,4 77,7Devanado del Generador X 95 115 69,2 74,2Devanado del Generador X 95 115 72,1 77,4Metal Cojinete Guía Superior 1 55 65 70 47,7 47,6Metal Cojinete Guía Superior 2 55 65 70 51,8 52,1Aceite Cojinete Guía Superior 1 47 60 65 40,5 40,7Aceite Cojinete Guía Superior 2 47 60 65 40,7 40,8Metal Cojinete Empuje 1 70 90 95 71,1 72,6Metal Cojinete Empuje 2 70 90 95 73,0 74,4Metal Cojinete Empuje 3 70 90 95 70,9 72,5Metal Cojinete Empuje 4 70 90 95 72,6 74,1Metal Cojinete Guía Inferior 1 51 75 80 51,5 52,0Metal Cojinete Guía Inferior 2 51 75 80 54,2 55,2Aceite Cojinete Empuje 1 43 70 75 47,5 48,0Aceite Cojinete Empuje 2 43 70 75 47,6 48,1Aire de Enfriamiento del Generador X 40 X 34,5 35,1Aire de Enfriamiento del Generador X 40 X 33,4 33,8Aire de Enfriamiento del Generador X 40 X 33,3 33,8Metal Cojinete Guía Turbina 1 58 66 75 59,4 57,0Metal Cojinete Guía Turbina 2 58 66 75 60,3 60,2Aceite Cojinete Guía Turbina 1 53 65 70 53,8 53,1Potencia Activa 630 MW 708 MW
Es evidente, en ambas gráficas de alza de temperatura, el aumento brusco en la
temperatura de los devanados de armadura cuando se aumenta la carga. Esto
131
obedece, obviamente al efecto Joul (“Cuando por un material conductor con
resistencia no nula "R" - es decir la práctica totalidad de los materiales conductores -
circula una corriente "I" se produce un calentamiento en el material “. Sin embargo,
dicha temperatura logró su estabilización con valores óptimos.
En la tabla 7.8., se puede apreciar que la capacidad máxima de la Unidad no
logró alcanzar los 725 MW correspondientes al 115% de la potencia nominal. Su
límite de capacidad se mostró en 708 MW dadas las condiciones poco óptimas de la
turbina de dicha Unidad. Es importante resaltar que la Unidad a potencia nominal y
máxima presentó estabilización de temperaturas (figura 7.9).
CALENTAMIENTO DE COJINETE CON CARGA
25
35
45
55
65
75
85
11:00
17:45
18:45
19:45
20:45
21:45
22:45
23:45 0:4
51:4
52:4
53:4
5
TIEMPO (Horas)
TEM
PER
ATU
RA
(C)
Devanado del Generador
Devanado del Generador
Devanado del Generador
Metal Cojinete Guía Superior 1
Metal Cojinete Guía Superior 2
Aceite Cojinete Guía Superior1Aceite Cojinete Guía Superior2Metal Cojinete Empuje 1
Metal Cojinete Empuje 2
Metal Cojinete Empuje 3
Metal Cojinete Empuje 4
Metal Cojinete Guía Inferior 1
Metal Cojinete Guía Inferior 2
Aceite Cojinete Empuje 1
Aceite Cojinete Empuje 2
Aire de Enfriamiento delGeneradorAire de Enfriamiento delGeneradorAire de Enfriamiento delGeneradorMetal Cojinete Guía Turbina 1
Metal Cojinete Guía Turbina 2
Aceite Cojinete Guía Turbina 1
Figura 7.9. Elevaciones de temperatura en distintas partes del generador (para la condición de potencia nominal y límite de capacidad)
Ahora bien, por este par de razones se considera “Satisfactoria” la prueba y se
garantiza una óptima operación de la Unidad para cada una de las condiciones
anteriormente presentadas.
CCOONNCCLLUUSSIIOONNEESS
� Se describieron detalladamente cada una de las partes constitutivas del
Generador de la Unidad 15 de Planta Guri, haciendo especial alusión en el
estator del mismo.
� En el proceso de rehabilitación del estator, para dar mayor fijación al núcleo y
evitar desplazamientos del mismo, se implementaron pernos de fijación y se
emplearon láminas de granos orientados.
� Durante el proceso de inserción de barras estatóricas se implemento el
sistema roundpacking con la finalidad de proveer al devanado una mayor
fijación dentro de las ranuras y a su vez brindarle cierta protección al
aislamiento.
� En el sistema de acuñamiento se adecuó a sólo veintidós (22) cuñas por
ranura, ya que anteriormente se utilizaban treinta cuñas por ranura. Este
particular facilita el proceso rutinario de chequeo de cuñas como actividad
dentro de los mantenimientos rutinarios de carácter preventivo ejecutados por
el departamento de mantenimiento eléctrico.
� La densidad de flujo utilizada durante la ejecución de la prueba de
magnetización al núcleo estatórico, se encontró por debajo del valor
recomendado por el IEEE (un valor cercano al nominal para recrear las
condiciones de operación y obtener resultados más certeros).
� La prueba de magnetización se efectuó en la mitad del tiempo requerido para
detectar puntos caliente. Además, el núcleo no alcanzó el incremento mínimo
de temperatura de 15 °C por encima de la temperatura ambiente, solo se
alcanzó 9,3 °C.
133
�� Se consideró un punto caliente cualquier región que supere 10 °C a la
temperatura promedio, sin discriminar si se trata de un núcleo nuevo o viejo,
haciendo así caso omiso a lo planteado por el IEEE. Bajo la premisa, no se
observaron puntos calientes en el núcleo estatórico.
�� Las características de la resistencia de aislamiento – tiempo de las fases del
devanado del estator se observaron irregulares, no obstante, los valores de
las resistencias de aislamiento registrados a un minuto de la medición se
encontraron por encima de los 100 M� en cada una de sus fases (Fase A:
275; Fase B: 283 y Fase C: 277 M�), por lo que se considera que dicho
aislamiento está en buenas condiciones.
�� Ya que el valor mínimo de I.P. para el aislamiento tipo F es dos (2), el cual
indica que no existe presencia de humedad u otro agente contaminante en la
superficie o en el interior del aislamiento del devanado estatórico, se
consideran aceptables los valores obtenidos de I.P. para las tres fases (fase
A, B y C 6,87; 6,46 y 4,98 respectivamente).
�� La prueba de Hi-pot, en virtud de los resultados arrojados, fue catalogada
como “No satisfactoria”. Se presume que tales resultados indeseados, fueron
consecuencia de un posible desperfecto en el equipo de prueba de alta
tensión DC.
�� El aislamiento pasó la prueba de factor de potencia, ya que los valores
obtenidos están dentro de los estándares considerados normales. Todos los
valores están en un rango que la bibliografía considera totalmente aceptables.
� El valor de Tip – Up es satisfactorio, por tanto se concluye que el aislamiento
en general, está en muy buenas condiciones, ya que carece de cavidades y
oclusiones de gas o aire, es decir, a mínimas pérdidas de energía.
� En la prueba de caída de tensión en los polos del rotor de la Unidad 15, el
aumento en la tensión medida en los polos 2, 15, 24, 40, 52, 53, 54 y 63 se
debió a que ellos poseen un núcleo ferromagnético con mayor permanencia
magnética (no todos los polos son del mismo fabricante), por ende una mayor
reactancia (XL) y lógicamente una mayor caída de tensión al aplicar la prueba.
134
� En vista de la distribución no consecutiva de estos polos y dado que sólo
representan el 11 % de la totalidad, se consideró que el efecto que acarrearía
el flujo magnético generado por dichos polos sobre la onda sinusoidal inducida
en los devanados del estator, no ha de ser relevante como para deformarla
(presencia de componentes armónicos), por tanto, se consideraron
aceptables estos polos para un buen funcionamiento de la unidad.
� Durante el transcurso de la prueba de primera rotación mecánica, se detectó
un ruido anormal proveniente del cojinete combinado del generador. Se
determinó que era producto de un roce entre el sistema de colector de polvo y
la pista de frenado. Además se determinó que existen fugas a nivel de las
paletas directrices.
� Durante la ejecución de la prueba de calentamiento de cojinetes en vacío se
observó excesivo calentamiento (66,0 º C) del metal del cojinete guía de la
turbina. El mismo fue intervenido y reparado, dando luego resultados
satisfactorios.
� El valor de resistencia de armadura corregido a 75 º C (0,000724 � ) se
acercó considerablemente al valor proporcionada por el fabricante (0,000627
� ), mientras que el valor de resistencia de campo (0,184 � ) si se alejó
considerablemente del valor ofrecido por el fabricante (0,81� ).
� La característica de saturación en vacío se acercó muy considerablemente a
la garantizada por el fabricante. La curva de saturación en cortocircuito
obtenida presentó una pendiente de 1,13, la cual ofrece una desviación
despreciable con respecto a la pendiente de 1,07 ofrecida por el fabricante.
� De las curvas de saturación sin carga y cortocircuito sostenido, se obtuvo un
valor de reactancia sincrónica no satura de eje directo igual a 1,06 p.u. y una
relación de cortocircuito de 1,07 p.u. Estos valores cumplen con los valores
establecidos como aceptables por EDELCA.
� La prueba de calentamiento de cojinetes con carga y límite de capacidad fue
calificada como “satisfactoria”. La capacidad máxima de potencia activa del
generador fue de 708 MW con factor de potencia nominal.
RREECCOOMMEENNDDAACCIIOONNEESS
� En virtud de lo sucedido durante la ejecución de la prueba loop, se
recomienda adecuar un nuevo y más completo protocolo, el cual especifique
claramente y en conformidad con los estándares internacionales pertinentes,
procedimientos y patrones de comparación de resultados en caso de tratarse
de núcleos completamente nuevos.
� Implementar el sistema automatizado con opción robotizada que recorre el
núcleo ranura a ranura y proporciona unos diagramas que aportan la misma o
más información que el ensayo de magnetización desarrollado en este
capítulo. Esta aproximación tiene muchas ventajas frente al ensayo de flujo
nominal o de magnetización (Loop) a nivel de seguridad, logística y precisión.
�� Estudiar la factibilidad de la implementación de redes inteligentes aplicadas al
diagnóstico de espiras en cortocircuito, para lograr captar la dinámica de la
corriente de excitación.
� En virtud de lo sucedido durante la prueba de alto potencial en DC, se
recomienda establecer con el contratista, claras condiciones para la ejecución
y evaluación de resultados arrojados por esta prueba. Además se recomienda
analizar la posibilidad de eliminar este tipo de prueba, ya que es de carácter
destructiva.
� Se recomienda verificar la funcionalidad de cada uno de los equipos de
prueba utilizados en los ensayos.
� Se recomienda implementar equipamiento de medida que permita automatizar
al máximo los ensayos a realizar y llevar una base de datos con todos los
ensayos realizados a fin de poder optimizar las labores de diagnóstico y
tendencias.
136
REFERENCIAS
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Electrificación del Caroní C.A. (2007). http://intranet.edelca.com.ve/
Esparza, M. (2001). Diagnóstico integral del devanado del estator de generadores eléctricos. Artículo recomendado y aprobado por el Comité Nacional de CIGRÉ – México para presentarse en el Segundo Congreso Bienal. Irapuato, México.
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IEEE Std. 43 (2006). Recommended Practice for Testing Insulation Resistance of Rotating Machinery.
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IEEE Std. 115. (1995). Test and Procedures for Synchronous Machines.
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Llanos, Silvio. (2002). Técnicas estadísticas aplicadas a los sistemas de gestión de la calidad. EDELCA Guri, Venezuela.
Jiménez, Rúben (2005). Investigación del ruido anormal de la unidad 15 de 700 MW de Casa de Máquinas 2. Guri. Universidad de Los Andes. Facultad de Ingeniería. Escuela de Ingeniería Eléctrica.
137
Mora M., Pedro Omar (2003). Máquinas Eléctricas, Máquinas Sincrónicas: Diseño, Operación y Funcionamiento. Universidad de Los Andes. Facultad de Ingeniería. Escuela de Ingeniería Eléctrica.
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Vilaragut, M. (2004, septiembre). Comparación de redes inteligentes aplicadas al diagnóstico de espiras en cortocircuito en el rotor de generadores sincrónicos.Artículo presentado en el IV Congreso Venezolano de Ingeniería Eléctrica. Caracas, Venezuela.
AANNEEXXOOSS
AANNEEXXOO AA
DDAATTOOSS DDEELL GGEENNEERRAADDOORROOFFRREECCIIDDOOSS PPOORR EELL FFAABBRRIICCAANNTTEE
AANNEEXXOO BB
VVAALLOORREESS EESSTTAANNDDAARRIIZZAADDOOSS PPOORR IIEEEEEE
AANNEEXXOO CC
VVAALLOORREESS DDEE LLAASS PPRRUUEEBBAASS DDEE CCIIRRCCUUIITTOOAABBIIEERRTTOO YY CCOORRTTOOCCIIRRCCUUIITTOO
AANNEEXXOO DD
VVAALLOORREESS DDEE TTEEMMPPEERRAATTUURRAARREEGGIISSTTRRDDOOSS EENN LLAA PPRRUUEEBBAA LLOOOOPP
139
140
141
142
143
Tabla B.1. Rango de voltajes DC aplicados para la determinación
de la resistencia de aislamiento
Voltaje Nominal delVoltaje a aplicar [Vdc]
devanado* [V]< 1000 500
1000 – 2500 500 – 1000
2501 – 5000 1000 – 2500
5001 – 12000 2500 – 5000
> 12000 5000 – 10000
Fuente: STD IEEE 43
* Voltaje nominal AC línea – línea para máquinas trifásicas y línea – tierra para máquinas
monofásicas; y voltaje directo nominal para máquinas DC o devanados de campo.
Tabla B.2. Valores mínimos recomendados de índice de polarización.
Clase Térmica deÍndice de Polarización
AislamientoA 1,5
B 2,0
F 2,0
H 2,0
Fuente: STD IEEE 43
144
Tabla B.3. Valores mínimos recomendados de resistencia de aislamiento a 40 °C.
Resistencia deAislamiento [M�]
1R min = kV +1
1R min =100
1R min = 5
Elemento Bajo Prueba
Devanados de armadura y devanados de campo fabricados antes de 1970
Devanados de armadura y devanados de campo fabricados después de 1970 Para máquinas con voltaje nominal
menores de 1 kV
Fuente: STD IEEE 43
NOTA: kV representa el voltaje nominal línea a línea en rms.
Tabla B.4. Tiempo de conclusión de cada paso de voltaje para la ejecución de la prueba
de alta tensión DC.
Porcentajedel primer
paso de
Índice de Absorción N
2 3 4 5 6 7 8 9voltaje min seg min seg min seg min seg min seg min seg min seg min seg
100 10 10 10 10 10 10 10 10
120 13 14 13 27 13 36 13 44 13 49 13 54 13 58 14 2
140 15 56 16 21 16 39 16 53 17 4 17 14 17 22 17 30
160 18 17 18 55 19 21 19 42 19 59 20 13 20 25 20 36
180 20 24 21 12 21 47 22 14 22 37 22 56 23 12 23 26
200 22 19 23 18 24 1 24 34 25 2 25 25 25 46 26 4
220 24 4 25 14 26 4 26 43 27 17 27 45 28 9 28 31
240 25 42 27 1 27 59 28 45 29 23 29 55 30 24 30 49
260 27 12 28 41 29 47 30 38 31 21 31 58 32 30 32 59
280 28 37 30 15 31 28 32 25 33 13 33 54 34 30 35 2
300 29 57 31 44 33 3 34 7 34 59 35 44 36 24 36 59
320 31 12 33 8 34 34 35 43 36 40 37 29 38 12 38 51
340 32 23 34 27 36 0 37 14 38 16 39 9 39 56 40 38
360 33 31 35 43 37 22 38 41 39 48 40 45 41 35 42 20
380 34 35 36 55 38 40 40 5 41 16 42 17 43 11 43 58
145
Tabla B.4. Tiempo de conclusión de cada paso de voltaje para la ejecución de la prueba
de alta tensión DC (continuación).
Porcentajedel primer
paso de
Índice de Absorción N
2 3 4 5 6 7 8 9voltaje min seg min seg min seg min seg min seg min seg min seg min seg
400 35 36 38 4 39 55 41 25 42 40 43 45 44 42 45 33
420 36 35 39 10 41 7 42 42 44 2 45 10 46 11 47 5
440 37 31 40 14 42 17 43 56 45 20 46 32 47 36 48 33
460 38 25 41 15 43 23 45 8 46 35 47 51 48 58 49 58
480 39 17 42 14 44 28 46 17 47 48 49 8 50 18 51 21
500 40 8 43 11 45 30 47 23 48 59 50 22 51 35 52 41
520 40 56 44 6 46 30 48 28 50 8 51 34 52 51 53 59
540 41 42 44 58 47 29 49 31 51 14 52 44 54 3 55 15
560 42 28 45 50 48 25 50 31 52 19 53 52 55 14 56 28
580 43 11 46 40 49 20 51 30 53 21 54 58 56 23 57 40
600 43 54 47 28 50 13 52 28 54 22 56 2 57 30 58 50620 44 35 48 15 51 4 53 24 55 22 57 5 58 36 59 58640 45 15 49 1 51 54 54 18 56 19 58 6 59 40 61 4
660 45 53 49 45 52 44 55 11 57 16 59 5 60 42 62 9
680 46 31 50 28 53 32 56 3 58 11 60 3 61 43 63 13
700 47 8 51 10 54 18 56 53 59 5 61 0 62 43 64 15
720 47 43 51 51 55 4 57 42 59 58 61 56 63 41 65 16
740 48 18 52 32 55 48 58 30 60 49 62 50 64 38 66 15
760 48 52 53 11 56 32 59 18 61 39 63 43 65 34 67 13
780 49 25 53 49 57 14 60 3 62 28 64 35 66 25 68 10
800 49 58 54 26 57 55 60 48 63 17 65 26 67 22 69 6
820 50 29 55 3 58 36 61 33 64 4 66 16 68 14 70 1
840 51 0 55 38 59 16 62 16 64 50 67 6 69 6 70 55
860 51 30 56 13 59 55 62 58 65 35 67 54 69 57 71 48
880 52 0 56 40 60 33 63 40 66 20 68 41 70 47 72 40
900 52 29 57 21 61 10 64 20 67 6 69 27 71 35 73 31
920 52 57 57 54 61 46 65 0 67 46 70 13 72 23 74 22
940 53 25 58 26 62 23 65 39 68 29 70 58 73 10 75 11
960 53 53 58 58 62 58 66 18 69 10 71 41 73 57 75 59
980 54 20 59 29 63 32 66 56 69 50 72 24 74 42 76 46
146
Tabla B.4. Tiempo de conclusión de cada paso de voltaje para la ejecución de la prueba
de alta tensión DC (continuación).
Porcentajedel primer
paso de
Índice de Absorción N
10 11 12 13 14 15 16 20voltaje min seg min seg min seg min seg min seg min seg min seg min seg
100 10 10 10 10 10 10 10 10
120 14 5 14 8 14 10 14 13 14 15 14 17 14 19 14 25
140 17 36 17 42 17 47 17 52 17 56 18 0 18 4 18 17
160 20 46 20 54 21 2 21 9 21 16 21 22 21 28 21 48
180 23 39 23 51 24 1 24 11 24 20 24 29 24 36 25 3
200 26 20 26 34 26 48 27 0 27 11 27 22 27 32 28 5
220 28 50 29 7 29 23 29 38 29 52 30 4 30 16 30 57
240 31 11 31 31 31 50 32 7 32 23 32 38 32 51 33 39
260 33 24 33 47 34 8 34 28 34 46 35 3 35 19 36 13
280 35 30 35 56 36 20 36 42 37 2 37 21 37 39 38 41
300 37 31 37 59 38 26 38 50 39 12 39 33 39 53 41 1
320 39 25 39 57 40 26 40 52 41 17 41 40 42 2 43 17
340 41 15 41 49 42 21 42 49 43 16 43 41 44 5 45 27
360 43 0 43 37 44 11 44 42 45 11 45 38 46 4 47 32
380 44 42 45 21 45 57 46 31 47 2 47 31 47 58 49 33
400 46 19 47 1 47 40 48 16 48 49 49 20 49 49 51 30
420 47 53 48 38 49 19 49 57 50 32 51 5 51 36 53 24
440 49 24 50 11 50 55 51 35 52 12 52 47 53 20 55 14
460 50 52 51 42 52 28 53 10 53 49 54 26 55 1 57 1
480 52 18 53 10 53 58 54 42 55 23 56 2 56 38 58 45
500 53 41 54 35 55 25 56 11 56 55 57 36 58 14 60 27
520 55 1 55 58 56 50 57 39 58 24 59 6 59 46 62 6
540 56 19 57 18 58 13 59 4 59 51 60 35 61 17 63 42
560 57 35 58 37 59 34 60 26 61 15 62 1 62 45 65 16
580 58 50 59 53 60 32 61 47 62 38 63 26 64 11 66 48
600 60 2 61 8 62 9 63 6 63 59 64 48 65 35 68 18620 61 12 62 21 63 24 64 23 65 17 66 9 66 57 69 46640 62 21 63 32 64 37 65 38 66 34 67 27 68 17 71 13
660 63 29 64 41 65 49 66 51 67 50 68 44 69 36 72 37
680 64 35 65 50 66 59 68 3 69 3 70 0 70 53 74 0700 65 39 66 56 68 7 69 14 70 16 71 14 72 9 75 21
720 66 42 68 1 69 15 70 23 71 27 72 26 73 23 76 41
740 67 44 69 5 70 20 71 30 72 36 73 38 74 36 77 59
760 68 44 70 8 71 25 72 37 73 44 74 47 75 47 79 16
780 69 43 71 9 72 28 73 42 74 51 75 56 76 57 80 32
800 70 42 72 9 73 30 74 46 75 57 77 3 78 6 81 46
820 71 39 73 8 74 32 75 49 77 1 78 9 79 14 82 59
840 72 35 74 7 75 32 76 51 78 5 79 14 80 20 84 11
147
Tabla B.4. Tiempo de conclusión de cada paso de voltaje para la ejecución de la prueba
de alta tensión DC (continuación).
Porcentajedel primer
paso de
Índice de Absorción N
10 11 12 13 14 15 16 20voltaje min seg min seg min seg min seg min seg min seg min seg min seg
860 73 30 75 4 76 30 77 51 79 7 80 18 81 26 85 22
880 74 24 76 0 77 28 78 51 80 8 81 21 82 30 86 32
900 75 17 76 55 78 25 79 50 81 9 82 23 83 33 87 41
920 76 10 77 49 79 21 80 47 82 8 83 24 84 36 88 49
940 77 1 78 42 80 17 81 44 83 7 84 24 85 37 89 55
960 77 52 79 35 81 11 82 40 84 4 85 23 86 38 91 1
980 78 41 80 26 82 4 83 35 85 1 86 21 87 37 92 5
Fuente: STD IEEE 95
Notas : 1 - Final de tiempo del primer paso de voltaje: 10 minutos 2 - Incremento de voltaje: 20% del primer paso de voltaje
148
149
Tabla C.1. Valores registrados durante la prueba de cortocircuito trifásico sostenido
Corriente de
Armadura Teórica
(kA)
Corriente de
Armadura (kA)
Corriente de
Armadura "Fase A"
(kA)
Corriente de
Armadura "Fase B"
(kA)
Corriente de
Armadura "Fase C"
(kA)
Corriente de
Armadura Promedio
(kA)
Corriente de
Armadura promedio
(P.U)
Corriente de
Excitación (A)
28066 28,06625 27170 27280 27180 27210 1,21186478 1515,422453 22,453 22460 22520 22450 22476,6667 1,00105405 1230,75 16840 16,83975 16750 16790 16750,000 16763,3333 0,74659659 897,811227 11,2265 11100 11160 11120 11126,6667 0,49555368 572,855613 5,61325 5210 5220 5219 5216,33 0,23232233 231,65
Tabla C.2. Valores registrados durante la prueba de circuito abierto
Tensión Armadura
(kV) Teórica
Tensión Armadura
(kV) "Fase A"
Tensión Armadura
(kV) "Fase B"
Tensión Armadura
(kV) "Fase C"
Tensión Armadura promedio
(kV)
Tensión Armadura promedio
(P.U)
Corriente de
Excitación (A)
Rem. 0,311 0,310 0,312 0,311 0,01727778 01,8 1,943 1,95 1,948 1,947 0,10816667 81,63,6 3,571 3,591 3,59 3,584 0,19911111 198,65,4 5,435 5,462 5,462 5,453 0,30294444 327,37,2 7,175 7,213 7,220 7,203 0,40014815 449,79 8,97 9,01 9,02 9,000 0,5 576,3
10,8 10,71 10,76 10,77 10,747 0,59703704 695,8511,7 11,66 11,72 11,73 11,703 0,65018519 776,412,6 12,53 12,6 12,6 12,577 0,6987037 834,8513,5 13,44 13,52 13,53 13,497 0,74981481 907,614,4 14,3 14,38 14,4 14,360 0,79777778 979,8515,3 15,23 15,32 15,34 15,297 0,84981481 1062,816,2 16,22 16,33 16,34 16,297 0,90537037 1156,25 17,1 17,04 17,16 17,18 17,127 0,95148148 1248,718 17,85 17,97 17,99 17,937 0,99648148 1336,3
18,9 18,76 18,89 18,92 18,857 1,04759259 1448,25 19,8 19,68 19,82 19,85 19,783 1,09907407 1568,220,25 20,2 20,36 20,38 20,313 1,12851852 1651,620,7 20,51 20,66 20,68 20,617 1,14537037 1731,95 21,15 21,41 21,56 21,6 21,523 1,19574074 1925,35 21,6 21,78 21,94 21,97 21,897 1,21648148 2040,422,05 21,93 22,08 22,11 22,040 1,22444444 2095,122,5 22,23 22,39 22,42 22,347 1,24148148 2203
150
151
Tabla D.1. Valores de Temperatura.
Primera Lectura. Hora 06:05 PM. Temperatura Ambiente: 29,9° C. Humedad Relativa: 57%
AguasArriba
LadoDerecho
AguasAbajo
LadoIzquierdo
TemperaturaPromedio [°C]
Interior delNúcleo
Exterior delNúcleo
Marco delEstator
Superior 29.90 30.00 29.10 29.60 Medio 28.10 27.90 27.30 28.00 Inferior 27.60 27.50 27.00 27.00 Superior 29.20 28.90 28.90 28.90 Medio 27.90 27.80 29.70 27.60 Inferior 27.20 27.30 27.00 26.40 Superior 29.10 29.00 28.70 29.00 Medio 28.10 27.70 27.60 27.70 Inferior 27.70 26.20 27.10 26.20
28.250
28.067
27.842
Segunda Lectura. Hora 06:20 PM. Temperatura Ambiente: 29,9° C. Humedad Relativa: 65%
Superior 29.50 29.80 29.60 29.50 Interior del
Núcleo
Exterior delNúcleo
Marco delEstator
Medio 28.80 28.90 29.80 29.00 Inferior 28.00 28.50 28.20 28.00 Superior 29.50 29.70 29.50 29.20 Medio 28.90 29.80 28.70 29.20 Inferior 30.60 30.50 28.60 29.20 Superior 29.60 28.70 29.30 29.30 Medio 29.00 28.80 28.50 28.60 Inferior 31.00 30.40 29.00 29.20
28.967
29.450
29.283
Tercera Lectura. Hora 06:35 PM. Temperatura Ambiente: 29,9° C. Humedad Relativa: 67%
Superior 29.20 30.20 29.80 29.90 Interior del
Núcleo
Exterior delNúcleo
Marco delEstator
Medio 29.80 28.80 29.80 30.00 Inferior 29.20 28.50 28.80 29.50 Superior 30.20 30.20 30.10 29.40 Medio 29.70 30.20 28.90 29.80 Inferior 33.80 32.70 30.70 31.80 Superior 29.70 29.90 29.30 29.40 Medio 29.30 29.80 29.20 29.80 Inferior 33.50 30.20 31.30 32.00
29.458
30.625
30.283
152
Tabla D.1. Valores de Temperatura (continuación)
AguasArriba
LadoDerecho
AguasAbajo
LadoIzquierdo
TemperaturaPromedio [°C]
Cuarta Lectura. Hora 06:50 PM. Temperatura Ambiente: 29,9° C. Humedad Relativa: 71%
Superior 29.70 30.30 30.00 30.00 Interior del
Núcleo
Exterior delNúcleo
Marco delEstator
Medio 31.50 31.60 30.90 31.90 Inferior 30.80 31.70 30.10 30.70 Superior 30.70 30.80 30.40 30.30 Medio 30.50 31.20 30.30 30.80 Inferior 36.60 34.70 34.20 34.00 Superior 30.40 30.40 29.70 30.10 Medio 30.60 30.80 30.10 29.90 Inferior 36.60 35.30 32.60 34.10
30.767
32.042
31.717
Quinta Lectura. Hora 07:05 PM. Temperatura Ambiente: 29,9° C. Humedad Relativa: 70%Superior 30.00 30.50 31.20 30.00
Interior delNúcleo
Exterior delNúcleo
Marco delEstator
Medio 33.20 33.50 33.40 33.70 Inferior 32.40 33.10 32.50 32.50 Superior 32.50 31.50 30.80 30.50 Medio 31.70 32.40 30.80 31.20 Inferior 39.20 36.60 33.90 35.70 Superior 31.00 30.60 30.50 30.20 Medio 31.70 31.80 30.60 30.70 Inferior 38.60 37.60 35.00 34.80
32.167
33.067
32.758