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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA

UNIDAD PROFESIONAL ADOLFO LÓPEZ MATEOS

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

DIAGNÓSTICO AL ESTATOR DEL GENERADOR ELÉCTRICO DE LA

CENTRAL TERMOELÉCTRICA FRANCISCO PÈREZ RÌOS

TESIS

QUE PARA OBTENER EL GRADO DE

INGENIERO ELÉCTRICISTA

P R E S E N T A

MARIO DE JESÚS VILLAVERDE HIDALGO

ASESORES

M. EN C. JUAN ABUGABER FRANCIS

M. EN C. MARIO ALBERTO VILLAVERDE SEGURA

MÉXICO, D.F. JUNIO 2013

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUE LA SUPERIOR DE INGENI ERÍA MECÁNICA Y ELE CTRICA

UNIDAD PROFESIONAL " ADOLFO LÓPEZ MAT EOS"

TEMA D E TE S IS

INGENIERO ELECTRICISTAQUE PA R A O BTENER E L TI TULO DE TESIS Y EXAMEN ORAL INDIVIDUALP O R LA OPCIÓN D E T ITULACI ÓN MARIO DE JESÚS VILLA VERDE HIDALGO DEBERA(N) DESAR ROLL AR

"DIAGNÓSTICO AL ESTATOR DEL GENERADOR ELÉCTRICO DE LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA FRANCISCO PÉREZ RIOS"

REALIZAR UN DIAGNÓSTICO FUERA DE LÍNEA AL ESTATOR DEL GENERADOR ELÉCTRICO DE LA UNIDAD 3 DE LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA FRANCISCO PÉREZ RÍOS.

>- GENERADOR ELÉCTRICO.

>- PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS AL ESTATOR DEL GENERADOR ELÉCTRICO.

>- PRUEBAS FUERA DE LÍNEA AL ESTATOR DEL GENERADOR ELÉCTRICO

>- DIAGNÓSTICO AL GENERADOR ELÉCTRICO

MÉXICO D.F., A 10 ABRIL 2013

ASESORES

ALBERTO VILLAVERDE SEGURA

""'-AI,,~.I't.., DAVID RAMÍREZ ORTIZ DEPARTAMENTO ACADÉMICO

DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

Página ii

Agradecimientos

A Dios.

A mis padres y hermanos; Mario Alberto, Mayra Maria, Mayra Itzel y Luis

Carlos.

A la comisión revisora de mi tesis:

Dr. Fermin Pascual Espino Cortez

M. en C. Fabián Vázquez Ramírez

M. en C. Juan Abugaber Francis

M. en C. Mario Alberto Villaverde Segura

Al asesor de mi tesis el M. en C. Mario Alberto Villaverde Segura.

Al personal docente de la academia de Ingeniería Eléctrica. Al Ing. Cesar

David Ramírez Ortiz y al M. en C. Jesús Alberto Flores por su apoyo.

A la Comisión Federal de Electricidad, a la Central Termoeléctrica Francisco

Pérez Ríos y a todo el personal de la central en especial al Ing. Raciel Lugo

García y al Ing. Gustavo Candelas Guerrero.

A todas las personas que de alguna manera contribuyeron a terminar este

trabajo de tesis.

Página iii

Índice

Índice iii

Relación de figuras vi

Relación tablas ix

Nomenclatura xi

Resumen xiii

Introducción xiv

Capitulo 1. Generador Eléctrico

1.1 Tipos de máquinas rotativas 2

1.1.1 Motores 3

1.1.2 Generador Síncrono 3

1.1.3 Clasificación por el tipo de enfriamiento 6

1.2 Devanado del estator características del sistema de aislamiento 8

1.2.1 Aislamiento entre subconductores 10

1.2.2 Aislamiento entre vueltas 10

1.2.3 Aislamiento Principal 11

1.4 Diagnostico a generadores eléctricos 14

1.4.1 Evaluación de las condiciones del devanado y su vida útil restante 14

1.4.2 Pruebas Fuera de línea vs. Pruebas en línea 15

1.4.3 Pruebas fuera de línea 16

Capitulo 2. Procedimiento de pruebas al estator del generador eléctrico

2.1 Inspección visual 18

2.2 Resistencia de aislamiento e índice de polarización 20

2.2.1 Resumen de la prueba 20

2.2.2 Criterio de aceptación 26

Página iv

2.3 Factor de disipación y capacitancia 28



2.4 Descargas parciales 36



2.5 Descarga parcial a la ranura 45



2.6 El CID 51



2.7 Resistencia de devanados 52



Capitulo 3. Pruebas fuera de línea al estator del generador eléctrico

3.1 Seguridad 56

3.2 Preparación del objeto de prueba 57

3.3 Resistencia de aislamiento e índice de polarización 58

3.4 Factor de disipación y capacitancia 61

3.5 Descargas parciales 63

3.6 Descarga a la ranura 67

3.7 El CID 71

3.8 Resistencia de devanados 76

Página v

Capítulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico

4.1 Criterios de aceptación de las pruebas al estator

4.1.1 Resistencia de aislamiento e índice de polarización 80

4.1.2 Factor de disipación y capacitancia 83

4.1.3 Descargas parciales 86

4.1.4 Descarga parcial a la ranura 88

4.1.5 El CID 90

4.1.6 Resistencia de devanados 92

4.2 Diagnostico final del generador eléctrico 94

4.3 Costo de producción de la unidad 3 de la Central 96

Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos

Conclusiones 97

Referencias 99

Apéndice A Circuito de prueba para la medición de resistencia de 101

aislamiento.

Apéndice B Circuito de prueba para la medición del factor de 102

potencia y capacitancia.

Apéndice C Circuito de prueba para la medición de las descargas 103

parciales.

Apéndice D Circuito de prueba para la medición de descargas a la 104

ranura.

Apéndice E Circuito de prueba para la medición de EL CID. 105

Apéndice F Circuito de prueba para la medición de la resistencia de 106

devanados.

Página vi

Relación de figuras

Figura 1.1 Rotor de polos lisos [7]. 4

Figura 1.2 Rotor de polos salientes [7]. 5

Figura 1.3. Integración de los diferentes aislantes de la bobina

del estator [7]. 9

Figura 1.4. Bobina conformada por grupo de soleras, se

muestra el radio de curvatura [7]. 10

Figura 1.5. Bobina tipo diamante con transposiciones en los cabezales [7]. 10

Figura 1.6. Aislamiento principal de la bobina, compuesta por

soleras de cobre [7]. 11

Figura 1.7. Pintura conductora aplicada sobre la superficie de

una bobina [7]. 12

Figura 1.8. Cabezal típico de un bastón donde se muestra

la cinta conductora y la cinta graduadora [7]. 13

Figura 2.1. Circuito de prueba para la medición de la

resistencia de aislamiento con guarda [9]. 26

Figura 2.2. Factor de potencia medido en función de la

tensión aplicada o tip-up [9]. 30

Figura 2.3. Diagrama equivalente del aislamiento del generador eléctrico [9]. 31

Figura 2.4. Aislamiento en buen estado [9]. 31

Figura 2.5. Aislamiento degradado [9]. 32

Figura 2.6. Defecto observado en las ranuras del estator [7]. 46

Figura 2.7. Caracterización de la descarga parcial a la ranura [7]. 46

Pintura Conductora

Página vii

Figura 2.8. Medición de una ranura del estator cuando se

presenta descargas parciales a la ranura [7]. 46

Figura 2.9. Desplegado de las ranuras del devanado de un

generador eléctrico [7]. 48

Figura 2.10. Graficas obtenidas en base a los valores

registrados en una fase de un generador eléctrico [7]. 49

Figura 3.1. Área de trabajo acordonada durante las

pruebas al generador eléctrico. 56

Figura 3.2. Medidor de resistencia de aislamiento marca AVO (megger). 58

Figura 3.3. Fase C del generador eléctrico aterrizada y se

muestra la lamina aislando las terminales del neutro. 59

Figura 3.4. Estator del generador eléctrico de la Central

Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos. 59

Figura 3.5. Analizador de aislamiento 4100 de la marca Doble. 61

Figura 3.6. Conexión del gancho de prueba a la fase C del

lado del neutro y la fase A y B aterrizadas. 61

Figura 3.7. Calibración del instrumento de medición

aplicando un pulso de 2,000 pC. 64

Figura 3.8. Gancho de la fuente (M4100) conectado a la fase A del

lado del neutro, las fases B y C aterrizadas y aisladas entre sí. 65

Figura 3.9. Terminal de la fase A del lado del Bus de fase,

se muestra el capacitor de acoplamiento. 65

Figura 3.10. Instrumentación para realizar la prueba de descarga a la ranura. 67

Figura 3.11. Desplegado del devanado del generador eléctrico (Unidad 3). 68

Página viii

Figura 3.12. Medición de las descargas parciales en las

ranuras del generador eléctrico. 69

Figura 3.13. Autotransformador variable para inducir la tensión de prueba. 72

Figura 3.14. Disposición del cable utilizado en la medición formando

el toroide para inducir la corriente en mA y registrar las

mediciones. 72

Figura 3.15. Instrumento de medicion El CID de la marca Adwell. 73

Figura 3.16. Calibración de la bobina de Chattock también llamada “carro”. 73

Figura 3.17. Medición en cada una de las ranuras del devanado (27 ranuras). 74

Figura 3.18. Registro de las mediciones en la prueba de El CID. 75

Figura 3.19. Equipo para la medición de resistencia de devanados

de la marca Vanguard. 76

Figura 3.20. Conexión en la salida del generador eléctrico

(Bus de fase aislada). 77

Figura 3.21. Conexión al lado de neutro. 77

Figura 4.1. Grafica de resistencia de aislamiento contra tiempo. 81

Figura 4.2. F.D. contra tensión aplicada a la máquina. 84

Figura 4.3. Capacitancia contra tensión aplicada a la máquina. 84

Figura 4.4. Grafica de descargas parciales contra la tensión en aumento. 87

Figura 4.5. Grafica de los valores obtenidos, se muestran los valores

más altos registrados del lado excitación del generador eléctrico. 89

Figura 4.6. Grafica de los valores obtenidos, se muestran los valores

más altos registrados del lado turbina del generador eléctrico. 89

Figura 4.7. Se muestran los valores más altos obtenidos, en la ranura 5 y 8. 91

Página ix

Figura 4.8. Gráfico de la medición de la ranura 1 a la ranura 9,

se muestra marcado en un círculo el daño detectado

en la ranura 5 y 8 del núcleo del estator. 91

Figura 4.9. Grafica de los valores corregidos, se muestra una

diferencia mínima entre devanados. 92

Relación de tablas

Tabla 2.1. Resumen de los efectos más comunes

observados durante las inspecciones

visuales a generadores eléctricos. 19

Tabla 2.2. Tensiones de C.D. que se aplicarán durante la

prueba de resistencia de aislamiento [5]. 27

Tabla 2.3. Valores mínimos recomendados por clases de aislamiento

según la IEC 60085-01: 1984 [5]. 27

Tabla 2.4. Valores mínimos recomendados para resistencia de

aislamiento a 40 ° C (todos los valores en MΩ) [5]. 28

Tabla 2.5. Criterios utilizados por CFE para el valor absoluto y

la del F.D. [10]. 35

Tabla 2.6. Criterio de evaluación utilizado por la CFE para el

valor absoluto y la variación del F.D. [1]. 35

Tabla 2.7. Criterio de evaluación para Mica-epoxi por el

Japan Iere Council [7]. 43

Tabla 2.8. Criterio de evaluación adoptado por la CFE [10]. 43

Tabla 2.9. Valores de corriente en mA para diferentes

materiales aislantes [7]. 50

Página x

Tabla 2.10. Criterio de evaluación para la prueba de

descarga a la ranura [10]. 50

Tabla 2.11. Criterios de aceptación para la prueba El Cid [7]. 52

Tabla 3.1. Valores obtenidos de la prueba de resistencia de

aislamiento en GΩ. 60

Tabla 3.2. Valores obtenidos de la prueba de factor

de disipación y capacitancia. 62

Tabla 3.3. Mediciones de las descargas parciales a la fase A, B y C. 66

Tabla 3.4. Valores obtenidos de la prueba descarga a la ranura,

en negritas se muestra a que ranura pertenece a cada fase. 70

Tabla 3.5. Valores registrados en la prueba de El Cid. 75

Tabla 3.6. Valores obtenidos en la prueba resistencia de devanados. 78

Tabla 4.1. Valor de la en color verde. 80

Tabla 4.2. Valores corregidos de la prueba de factor de 83

disipación y capacitancia.

Tabla 4.3. Mediciones de descargas parciales. 86

Tabla 4.4. Valores resaltados en amarillo de los puntos donde

se registraron los máximos en las mediciones del lado

excitación y lado turbina. 88

Tabla 4.5. Registro de las mediciones de la prueba El CID. 90

Tabla 4.6. Valores corregidos de la prueba resistencia de devanados. 92

Tabla 4.7. Comparación de los valores corregidos obtenidos

de la medición y los valores de la prueba anterior. 93

Página xi

Tabla 4.8. Concentrado de resultados, normas aplicable

y criterios de evaluación de las pruebas realizadas

al estator del generador eléctrico. 95

Tabla G1. Costos incrementales a máxima eficiencia de las

unidades de la Central Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos 106

Nomenclatura

Valor absoluto del factor de disipación.

Resistencia de aislamiento (En MΩ) corregida a 40 °C.

Es la capacitancia medida a 0.2Vn (µF).

Factor de apilamiento del cobre (0.92).

Resistencia de aislamiento medida a 1 minuto de la aplicación de la

tensión de prueba (Ω).

Coeficiente de temperatura de la Resistencia de aislamiento (°C).

Resistencia de devanado corregida a una temperatura específica (Ω).

Resistencia de aislamiento medida (En MΩ).

Resistencia medida del devanado de campo (Ω).

Número de bobinas por fase (27 bobinas/3 fases).

Tensión nominal de la máquina (kV).

Temperatura especificada (°C).

Temperatura del devanado al momento de efectuar la medición (°C).

Variación del factor de disipación.

Página xii

C Capacitancia medida a la tensión máxima de prueba (µF).

DP o DP´s Descarga parcial o parciales (pC).

P.I. Índice de polarización.

Tip-up Prueba de factor de disipación medida a dos niveles de tensión por lo

regular 20% de la Vn y 80% de la VN.

Vn Tensión nominal del generador o máquina eléctrica (V).

ΔC/C (%) Variación de la capacitancia.

Constante del cobre (234,5).

Página xiii

Resumen

Este trabajo documentó un procedimiento de pruebas para la realización de un

diagnóstico fuera de línea al estator del generador eléctrico que se localiza en la

Unidad 3 de la Central Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos, ubicada en Carretera

Jorobas-Tula km 27.5 2ª Sección del Llano, Tula de Allende Hidalgo. El estudio dio

a conocer el estado de los devanados y aislamientos del estator del generador y

mostro la magnitud de los valores obtenidos en cada una de las pruebas que

conformaron el diagnóstico. Los resultados de las pruebas se compararon con los

criterios de aceptación de las normas correspondientes a cada una.

El diagnóstico del estator del generador eléctrico, se realizó mediante las pruebas

que fueron realizadas el 20 de Octubre de 2012 durante el periodo de

mantenimiento mayor programado. Se llevo a cabo mediante la aplicación de las

siguientes pruebas: Resistencia de aislamiento e índice de polarización, Factor de

disipación y capacitancia, Descargas parciales, Descarga parcial a la ranura, El

CID, Resistencia de devanados.

Al finalizar las pruebas se obtuvo el diagnóstico final el cual nos indicó el estado

de los devanados y aislamientos del estator. Mediante la prueba de El CID Se

detecto un defecto en la ranura 5 y 8. Los valores obtenidos en cada una de las

pruebas presentan valores aceptables y se observa una tendencia de degradación

mínima. El generador se encuentra en condiciones aceptables de funcionamiento,

pero no entrara en servicio debido al defecto encontrado.

Página xiv

Introducción

El suministro de energía eléctrica es esencial para el desarrollo de la sociedad, en

la actualidad la energía eléctrica es generada en centrales hidroeléctricas,

termoeléctricas, eólicas y nucleares. Estas centrales generadoras producen

energía eléctrica a partir de distintas materias primas y recursos naturales

disponibles (Agua, combustibles fósiles, vapor del subsuelo, reacción nuclear,

viento y sol). Dentro del proceso termoeléctrico se hace una clasificación de

acuerdo a la tecnología utilizada para hacer girar los generadores eléctricos. En

esta clasificación se encuentra vapor, turbogas, combustión interna y ciclo

combinado.

Todas estas tecnologías se basan en dos elementos para la generación de

energía eléctrica, la turbina y el generador eléctrico. Ambos están unidos por

medio de un eje que transmite la energía mecánica rotatoria de la turbina al

generador para generar electricidad. Debido a que el generador eléctrico es un

elemento clave en la generación de energía eléctrica, su salida de servicio

ocasiona problemas técnicos y pérdidas económicas.

Los problemas más comunes que se presentan en los generadores eléctricos

provienen de los diferentes elementos o sistemas que lo integran. El sistema de

aislamiento eléctrico, el sistema de enfriamiento, sus partes mecánicas,

principalmente las chumaceras, son los sistemas en los que se observa mayor

incidencia de falla. La razón principal por la que un generador eléctrico sale de

servicio es a causa de falla en el sistema de aislamiento eléctrico, esto se observa

en la Figura 1.

Página xv

Figura 1. Principales causas de falla de los generadores eléctricos [7].

El sistema de aislamiento está conformado por los aislamientos del rotor y del

estator; estos deben soportar los esfuerzos térmicos y mecánicos cuando el

generador eléctrico se encuentre en operación, así como los efectos ocasionados

por agentes contaminantes externos como la humedad, polvo y partículas

agresivas en los sistemas de enfriamiento. Para reducir el riesgo de una falla en el

sistema de aislamiento en el generador eléctrico, es necesario considerar los

siguientes puntos: Una operación adecuada, realizar evaluaciones periódicas

(Diagnósticos periódicos) y realizar el mantenimiento requerido (Mayor, Menor y

Semestral). Dentro de las evaluaciones periódicas encontramos los diagnósticos

en línea y fuera de línea, estos son la herramienta más importante para detectar

fallas y verificar el estado de cualquier generador eléctrico.

Se debe mencionar que el diagnostico en línea no es más importante que el

diagnóstico fuera de línea; el diagnostico en línea debe ser corroborado por el

fuera de línea y viceversa, ya que ambos diagnósticos son complementarios. El

presente trabajo realizará un diagnóstico fuera de línea del estado actual de los

devanados y aislamientos del estator del generador eléctrico de la Central

Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos.

Página xvi

También se mostrará el procedimiento para realizar un diagnóstico fuera de línea

al estator del generador eléctrico empleado en las centrales generadores del país.

El propósito de un diagnóstico de esta clase es detectar defectos incipientes y

determinar el grado de deterioro que va sufriendo el sistema de aislamiento de

cualquier generador eléctrico. Al localizar un problema en el generador eléctrico,

inmediatamente se toman las medidas de mantenimiento o rehabilitación

necesarias para solucionarlo. Esto se verá reflejado en un ahorro económico, si se

realiza en tiempo-forma con lo cual se tendrá una mayor eficiencia de todo el

sistema.

Página xvii

OBJETIVO

Realizar un diagnóstico fuera de línea al estator del generador eléctrico de la

Unidad 3 de la Central Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos.

OBJETIVOS PARTICULARES

1. Recopilar los datos obtenidos de cada una de las pruebas que fueron

realizadas durante el periodo de mantenimiento mayor del generador

eléctrico (Proporcionadas por la CFE).

2. Corregir los datos en base a las normas vigentes y correspondientes a cada

una de las pruebas realizadas.

3. Comparar los datos con los criterios establecidos en las normas vigentes.

4. Interpretar los resultados obtenidos en cada prueba y realizar el diagnostico

final.

CAPITULO 1. GENERADOR

ELÉCTRICO


Página 2

Capitulo 1. Generador eléctrico

Desde que los motores y generadores fueron inventados, una amplia gama de

tipos de máquinas eléctricas se han creado. En muchos casos, las diferentes

empresas han llamado el mismo tipo de máquina o el mismo componente por

nombres completamente diferentes. Por lo tanto, para evitar confusiones, antes de

una descripción del generador y los sistemas de aislamiento del generador, es

necesario identificar y describir los tipos de máquinas. Esta tesis se concentra en

máquinas de 1 kV en adelante.

1.1 Tipos de máquinas rotativas

Las máquinas eléctricas con una potencia nominal de 1 HP o 1 kW y superiores

se clasifican en dos grandes categorías: los motores, que convierten la energía

eléctrica en energía mecánica y generadores (también llamados alternadores),

que convierten energía mecánica en energía eléctrica. Además, hay otra máquina

llamada un condensador síncrono que es un generador/motor especializado que

genera potencia reactiva.

Los motores o generadores pueden ser de corriente alterna (C.A.) o corriente

continua (C.D.) es decir, pueden utilizar o producir corriente alterna o corriente

directa. Los motores de corriente continua y generadores se utilizaron

ampliamente en la antigua industria. Sin embargo, con motores de velocidad

variable fabricados mediante la combinación de un motor de corriente alterna con

un sistema electrónico IFD (Invertir-fed drive), los motores de corriente continua

son cada vez menos comunes.

Los generadores también se clasifican de acuerdo con el tipo de enfriamiento

utilizado. Pueden ser directa o indirectamente enfriados, usando aire, hidrógeno y

agua como medio de refrigeración. Existe una gran variedad de máquinas, pero


Página 3

estos motores y generadores constituyen la gran mayoría de las máquinas

eléctricas que se utilizan actualmente en todo el mundo.

1.1.1 Motores

En los motores de corriente alterna, el estator también es llamado armadura. Los

motores de C.A. se clasifican generalmente de acuerdo con el tipo de devanado

del rotor. El devanado del rotor es también conocido como un devanado de campo

en la mayoría de los tipos de máquinas. La mayoría de los motores de C.A.

monofásicos son menores a 1 kW y los motores trifásicos por lo regular tienen

potencias mayores a 1 kW.

1.1.2 Generador síncrono

Prácticamente todos los generadores eléctricos utilizados actualmente son del tipo

síncrono. Existen también los generadores de inducción, utilizados especialmente

en los generadores de turbinas eólicas, pero que son menos usados en

comparación a los generadores sincrónicos. En los generadores síncronos, la

corriente de excitación circula a través del rotor, que crea un campo magnético en

el rotor.

Al mismo tiempo, el rotor se hace girar por una turbina de vapor (usando el

combustible fósil o nuclear), turbina de gas, motor diesel, o turbina hidroeléctrica.

El campo giratorio del rotor induce una corriente que fluye en el devanado del

estator (inducido) que a su vez genera una corriente alterna. Los generadores

síncronos se clasifican principalmente de acuerdo al diseño del rotor, y éste se

determina en función de la velocidad de la turbina.


Página 4

Rotor de polos lisos

También conocidos como rotores cilíndricos, son más comunes en máquinas de

alta velocidad, es decir, máquinas en las que el rotor gira aproximadamente a

1000 rpm o más. Cuando el sistema eléctrico funciona a 60 Hz, la velocidad del

rotor es generalmente 1800 rpm o 3600 rpm. La superficie lisa del rotor reduce la

resistencia aerodinámica, es decir, la pérdida de energía debido a la fricción del

aire (u otro gas) que se encuentra en el espacio entre el rotor y el estator.

Esta pérdida se vuelve mayor a altas velocidades y aumenta cuando existen

protuberancias en la superficie del rotor. La forma cilíndrica lisa también permite

una estructura más robusta bajo las altas fuerzas centrífugas que se producen en

máquinas de alta velocidad. Los generadores de polos lisos a veces llamados

"turbogeneradores" suelen ser impulsados por turbinas de vapor o turbinas de gas.

En la Figura 1.1 se muestra un rotor de polos lisos.

Figura 1.1 Rotor de polos lisos [7].


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Rotor de polos salientes

En este tipo de generadores los polos de campo magnético se localizan montados

sobre el borde del rotor. Debido a que los polos del campo magnético sobresalen

del rotor, el rotor de polos salientes crea turbulencia en el espacio de aire entre el

rotor y el estator lo que resulta en una pérdida de resistencia aerodinámica

relativamente alta. Sin embargo, generalmente la velocidad de rotación de este

tipo de generadores, es menor de 1000 rpm, y las pérdidas se consideran

moderadas. En la Figura 1.2 se muestra la fotografía de un rotor de polos

salientes.

Figura 1.2 Rotor de polos salientes [7].

Los generadores de polos salientes generalmente se utilizan en turbinas

hidráulicas, que tienen un régimen de revoluciones bajo. En comparación con el

par o dos pares de polos en un turbogenerador, en un rotor de polos salientes se

encontran cincuenta pares de polos generalmente. Es necesario un gran número

de polos debido a que la frecuencia de C.A. que se genera es proporcional al

número de pares de polos y la velocidad del rotor.


Página 6

Debido al gran número de pares de polos requeridos, los generadores de polos

salientes tienen un gran diámetro en el rotor con el fin de montar todos los polos.

Se han fabricado hidrogeneradores hasta aproximadamente 800 MW, el rotor de

un hidrogenerador de esta potencia siempre es montado verticalmente, y puede

tener más de 10 m de diámetro.

1.1.3 Clasificación por el tipo de enfriamiento

Otra clasificación importante de los generadores se da por el medio de

refrigeración que utilizan: agua, aire o hidrógeno. La corriente que fluye a través

del estator y los devanados de rotor es una de las principales fuentes de calor en

las máquinas eléctricas. Estas generalmente se llaman pérdidas , ya que el

calor generado es proporcional al cuadrado de la corriente por la resistencia de los

conductores (casi siempre de cobre en los devanados del estator, pero a veces de

aluminio en rotores SCI).

Además existen otras fuentes de calor: las pérdidas de núcleo magnético,

pérdidas por fricción, y las pérdidas por corrientes parásitas (Eddy). Todas estas

pérdidas hacen que la temperatura de los devanados aumente. Provocando que el

aislamiento del devanado se deteriore y la máquina puede fallar debido a un

cortocircuito.

Enfriamiento indirecto por aire

Los motores y generadores modernos menores de 100 MVA casi siempre son

refrigerados por aire que fluye sobre el rotor y el estator. Esto se llama

enfriamiento indirecto ya que los conductores de devanado no están directamente

en contacto con el aire de refrigeración debido a la presencia de aislamiento

eléctrico en los bobinados. El aire es continuamente aspirado desde el medio

ambiente, es decir, no recircula.


Página 7

A estos generadores por lo regular se les implementan filtros y caminos indirectos

por donde circula el aire para evitar que las partículas (Arena, polvo de carbón, la

contaminación, etc) y humedad entre en la máquina. Estas máquinas se conocen

como protegidas contra la intemperie o WP. Otra forma de obtener aire frío es

cerrar totalmente la máquina y recircular el aire a través de un intercambiador de

calor.

Enfriamiento indirecto con hidrogeno

La mayoría de los grandes turbogeneradores usan hidrógeno recirculado como

gas de refrigeración. El hidrógeno permite una pérdida de resistencia

aerodinámica menor y una mejor transferencia de calor que el aire, debido a que

el hidrógeno tiene moléculas más pequeñas y ligeras en comparación con el aire.

Aunque el hidrogeno genera un costo extra, es más rentable, debido a la ganancia

de porcentaje en la eficiencia.

EL usar refrigeración por hidrogeno dependerá de las necesidades del cliente,

aunque en los años 1990, en máquinas mayores a 300 MVA se usaba hidrogeno

como una tendencia definida. Mientras que en el pasado, la refrigeración de

hidrógeno se usaba a veces en generadores de vapor y generadores de turbina de

gas hasta de 50 MVA.

Con las máquinas indirectamente enfriadas, el calor de las pérdidas primero

debe ser transmitida a través del aislamiento eléctrico que cubre los conductores,

que forma una barrera térmica significativa. Aunque no es tan eficaz en la

eliminación de calor, en particular refrigerados por hidrógeno devanados se

permite que el hidrógeno fluya dentro de los tubos de cobre huecas o tubos de

acero inoxidable, al igual que en el diseño de refrigeración por agua.


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Enfriamiento Directo (Agua o Hidrogeno)

En los grandes generadores eléctricos, los devanados del rotor y del estator están

frecuentemente enfriados de forma directa. Este tipo de enfriamiento utiliza agua

o hidrógeno que circula internamente en la máquina a través de los conductores o

a través de conductos adyacentes a los conductores. En Los devanados del

estator enfriados directamente, se hace pasar agua muy pura a través de huecos

en los conductores de cobre, o a través de tubos de acero inoxidable adyacente a

los conductores de cobre.

Dado que el medio de refrigeración está directamente en contacto con los

conductores, es una manera muy eficiente de eliminar el calor producido por las

pérdidas . En ambos casos, se deben tomar medidas especiales para

garantizar que el agua o hidrógeno no cause problemas en el aislamiento

eléctrico. Los turbogeneradores modernos normalmente sólo utilizan refrigeración

directa si son más grandes que 200 MVA.

1.2. Devanado del estator características del sistema de

aislamiento

Los aislamientos de los generadores (estator y rotor) tienen como objetivo separar

el potencial de operación de los devanados de las zonas con potencial de tierra o

con potenciales diferentes. Los aislamientos del estator y del rotor también deben

soportar los esfuerzos térmicos y mecánicos de operación, así como los efectos

ocasionados por agentes externos como las sustancias contaminantes. También

se requiere un aislamiento en el núcleo del estator (Entre laminaciones) para evitar

corrientes circulantes entre las laminaciones y un aislamiento en una de las dos

chumaceras para evitar corrientes circulantes en la flecha del rotor.


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En la práctica, ningún material por sí solo cumple con todos los requerimientos

eléctricos, mecánicos y térmicos, por lo que se requiere la integración de sistemas

aislantes. Estos diferentes sistemas aislantes han ido evolucionando, tanto en los

materiales utilizados como en sus técnicas de fabricación. La Figura 1.3., nos

muestra los diferentes aislantes por los que esta compuesta la bobina del estator

del generador eléctrico.

Figura 1.3. Integración de los diferentes aislantes de la bobina del estator [7].

Soleras o subconductores

Las bobinas de los generadores manejan altas corrientes, si se utilizara un solo

conductor sería de una sección transversal considerable, difícil de maniobrar para

formar las bobinas. De igual forma se evitan perdidas por efecto piel . Por lo tanto,

las bobinas están conformadas por soleras de cobre o subconductores. Los

subconductores tienen un radio de curvatura en sus aristas de 0.51 a 1.27 mm,

como se muestra en la Figura 1.4. Para evitar concentraciones de campo eléctrico

se fabrican bobinas completas “tipo diamante” o secciones rectas de bobina.


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Figura 1.4. Bobina conformada por grupo de soleras, se muestra el radio de

curvatura.

1.2.1 Aislamiento entre subconductores

Los subconductores van transpuestos para uniformizar la densidad de corriente (2

A/mm2). Los subconductores van aislados entre sí, para evitar pérdidas por efecto

piel y por corrientes parásitas como se muestra en la Figura 1.5. El gradiente entre

subconductores es menor de 1 V, por lo que el aislamiento es lo más delgado

posible. Se utilizan cintas de enamel, algodón, poliamida, fibra de vidrio ó

vidrio/dacrón y papel de mica, si falla este aislamiento se generan pérdidas.

Figura 1.5. Bobina tipo diamante con transposiciones en los cabezales.

1.2.2 Aislamiento entre vueltas

Cuando cada barra o bobina está formada por dos o más vueltas, es necesario

aislar las vueltas entre sí. El aislamiento entre vueltas evita corrientes inducidas

entre dichas vueltas, el gradiente entre vueltas es de 10 V a 200 V. Se utiliza


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algodón, vidrio, papel de mica, si este aislamiento falla, se generan puntos

calientes, que son el inicio del mecanismo que termina dañando el aislamiento

principal.

1.2.3 Aislamiento principal

Aísla las bobinas del núcleo del estator y soporta directamente la tensión de

operación de fase a tierra. Transmite el calor del cobre hacia el núcleo y está

formado por capas de material aislante que envuelven al paquete de

subconductores, al aislamiento entre subconductores y al aislamiento entre

vueltas. Su falla produce un corto circuito a tierra franco, la Figura 1.6., muestra

este aislamiento en color verde.

Figura 1.6. Aislamiento principal de la bobina, compuesta por soleras de cobre.

Ningún material por sí solo cumple con los requerimientos del aislamiento

principal. La mica es el mejor aislante, pero es quebradiza. Se utilizan hojuelas o

polvo de mica sobre un material de soporte (en forma de cinta), unidos con un

material aglomerante (resina). La resina puede ser clase B (130 ºC), F (155 ºC) o

H (180 ºC). El curado del sistema aislante se realiza a la temperatura de curado de

la resina.

Aislamiento Principal


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Pintura conductora

La pintura conductora o cintas conductoras (color negro), son hechas a base de

resina con alto contenido de carbón. Se aplican sobre la superficie de la parte

recta de las bobinas, cubriendo toda la longitud de la ranura. El contacto de la

pintura conductora con el núcleo, permite que la superficie de las bobinas adquiera

el potencial de tierra.

Esto elimina las descargas parciales en las cavidades que quedan entre la

superficie de las bobinas y las paredes de las ranuras. Su resistencia superficial

varía de 102 /cm a 104 /cm. Esta resistencia impide que la pintura ponga en

corto circuito las laminaciones del núcleo. La Figura 1.7 muestra la pintura

conductora (Negro).

Figura 1.7. Pintura conductora aplicada sobre la superficie de una bobina.

Su aplicación, se extiende más allá de la longitud de la ranura, dependiendo del

diseño de la máquina. Al finalizar la capa de la pintura conductora se tiene una

transición de medio donde el campo eléctrico pasa del aislamiento hacia el aire. Al

final de la capa conductora se forma una concentración de campo eléctrico, por lo

que se generan descargas parciales externas.

Pintura Conductora


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Pintura graduadora

Para evitar la concentración de campo eléctrico, al final de la pintura conductora,

se aplica una capa de pintura o cinta graduadora (color gris), traslapada 1 pulgada

sobre la cinta conductora. La longitud de aplicación de la graduadora varía en

función del diseño de la máquina. La pintura o cintas semiconductoras son hechas

con carburo de silicio u óxido de fierro.

La resistencia superficial de la pintura graduadora varia de 109 /cm a 1011 /cm,

su valor varía en función inversa con el campo eléctrico. El producto de su

resistencia superficial por la corriente de fuga es lo que determina el potencial en

su superficie. El potencial en la superficie de la bobina pasa de un valor 0 al final

de la pintura conductora a un valor máximo al final de la pintura graduadora.

Cabezal típico de un bastón donde se muestra la cinta conductora y la cinta

graduadora, Figura 1.8. La cinta o pintura graduadora solo realiza su función en

longitudes hasta de 20 cm. Si se aplica una longitud mayor ya no realiza su

función después de los 20 cm.

Figura 1.8. Cabezal típico de un bastón donde se muestra la cinta conductora y la

cinta graduadora.

Cinta graduadora


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1.4 Diagnóstico a generadores eléctricos

Existes alrededor de 40 pruebas o más que pueden ser utilizadas para

diagnosticar las condiciones de los devanados y aislamientos. Uno puede gastar

considerables cifras de dinero si es que se piensa en realizar un número elevado

de pruebas, sin mencionar el tiempo que la máquina sale fuera de servicio,

aunado al costo que la falla genere. Por lo tanto se mencionaran la razón por la

cual solo ciertas pruebas son aplicadas y porque es conveniente aplicar dichas

pruebas [2].

1.4.1 Evaluación de las condiciones del devanado y su vida útil restante

Diagnosticar la condición de los devanados y aislamientos del generador eléctrico

o estimar la vida útil restante del devanado, es una razón para realizar un

diagnostico. Por ejemplo si una central eléctrica quiere conocer el estado del

generador eléctrico que tiene 15 años operando sin falla o si es necesaria alguna

medida de mantenimiento o reparación. El encargado de la máquina querrá saber

el historial de comportamiento del generador eléctrico durante ese periodo de

tiempo.

El diagnostico, nos ayudara a conocer y resolver esas preguntas que surgen

cuando se presenta algún incidente. Desafortunadamente por si solo un

diagnostico no nos dará una respuesta final y concisa. Una de las razones es que

la vida de un devanado depende de los efectos transitorios que se presenten en el

sistema eléctrico de potencia o cuando un operador cometa un error. Además,

determinar el tiempo de vida restante de la máquina, es difícil ya que la mayoría

de las pruebas delatan un síntoma, no la causa raíz de la falla.

La mayoría de las pruebas miden el efecto de la causa raíz, es complicado dar un

diagnostico certero. Aparte, es necesaria la cooperación de dos o más equipos de

personas realizando las mismas pruebas para hacer una mejor evaluación de los

resultados y que se correlacionen. Por lo tanto, un diagnostico de los devanados y


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aislamientos debe de tener un número limitado de objetivos, ya que no es posible

conocer todo de una sola vez.

Estos pueden ser, determinar el deterioro en los aislamientos que ha sufrido la

máquina. En algunos casos la severidad del proceso de falla, y no menos

importante el riesgo de falla. Este riesgo de falla significa la probabilidad que

ocurra una falla ya sea transitoria o un error de operación del generador eléctrico.

1.4.2 Pruebas Fuera de línea vs. Pruebas en línea

La mayoría de las pruebas pueden ser hechas sin desarmar de forma parcial o

total la máquina. Sin embargo algunas pruebas solo pueden hacerse con la

máquina desarmada, por lo regular con el rotor fuera del estator. En contraste las

pruebas en línea se refieren a las pruebas realizadas durante la operación del

generador o la máquina, en este tipo de pruebas se puede cambiar las

condiciones de operación para obtener un mayor número de datos que permitirán

hacer un mejor diagnóstico.

No significa que un tipo de pruebas sean mejores que las otras, una correcta

selección de pruebas fuera de línea y en línea permitirá tener un diagnostico más

preciso. La combinación de estas pruebas puede cambiar debido a las

condiciones de cada planta e incluso de unidad a unidad. Lo importante es

considerar la importancia de la máquina en ese momento y el criterio económico.


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1.4.3 Pruebas Fuera De Línea

Aquí se describirán las pruebas que la CFE realiza de forma regular cuando existe

alguna falla o se produce algún problema con el generador eléctrico. Todas las

pruebas requieren que el generador sea desarmado de forma parcial, por lo

regular con el rotor extraído. También las pruebas que se describen son las que

han demostrado ser más útiles al realizar un diagnóstico. Sin embargo esto no

significa que se sugiera realizar las pruebas descritas, o que otras pruebas no

sean útiles.

El propósito de cada prueba será descrito, junto con el tipo de máquina y el tipo de

devanado de cada máquina para la cual la prueba es útil. También algunas

pruebas serán comparadas con pruebas similares, se describirá de forma práctica

la forma en que la prueba se aplica y el tiempo estimado en el cual se debe

realizar la prueba al igual que las condiciones del entorno ideales para realizar las

pruebas.

Capitulo 2. Procedimiento de

pruebas fuera de línea al Estator

Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator

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2.1 Inspección visual

La inspección visual es una de las herramientas de diagnostico más importantes y

efectivas si se realiza adecuadamente. La condición en la que se puede realizar la

inspección visual más extensiva y detallada es con el rotor extraído del generador.

Es importante buscar golpes, raspaduras, evidencia de descargas parciales,

verificar el apriete de las cuñas y amarres, buscar decoloraciones en el barniz de

protección, escurrimientos de resina, abombamientos en el aislamiento, ubicación

de pinturas, entre otros. Los puntos principales a inspeccionar son los siguientes:

- Verificar si hay zonas con polvo blanco en cuñas del estator y sobre amarres,

separadores y barras en el cabezal, indicativo de actividad de descargas parciales.

- Verificar si la separación entre barras en el cabezal es uniforme. Que no hay

signos de aflojamiento o deformación de las barras en el cabezal ni separadores ni

amarres flojos.

- Verificar si hay caminos de falla (tracking) entre barras en el cabezal. Poner

atención especial en separadores de barras contiguas que tengan alta diferencia

de potencial entre ellas.

- Verificar que no haya grietas ni erosión en el aislamiento. Poner especial

atención en la zona de salida de las barras en la ranura y en los amarres y

separadores.

- Verificar si hay polvo amarillento sobre las cuñas en las ranuras. Esto es

indicativo de desgaste del material de las cuñas o aislamiento por aflojamiento de

cuñas.

- Verificar si hay signos de sobrecalentamiento en el aislamiento del devanado o

en el núcleo magnético y los blindajes magnéticos.

- Verificar estado general de limpieza. Presencia de polvo o aceite sobre el

aislamiento.


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- Verificar que no estén obstruidos con suciedad o materiales extraños los ductos

de enfriamiento del núcleo del estator.

- Verificar si las barras tienen rellenos ondulados junto a sus cuñas de cierre de

ranura. En la Tabla 2.1., se resumen los efectos más comunes observados

durante la inspección visual.

Tabla 2.1. Resumen de los efectos más comunes observados durante las

inspecciones visuales a generadores eléctricos.

Problema Síntoma Causa Efecto

Aflojamiento de cabezales.

Grietas o evidencias de

expansión diferencial y

desplazamiento de separadores y

amarres.

Diseño inapropiado y esfuerzos mecánicos

prolongados.

Falla del aislamiento a tierra y vibraciones.

Descarga a la ranura

Deposito de polvos blanco, rojo o gris.

Alta concentración de campo eléctrico

Probabilidad de falla del aislamiento a tierra

Sistema de acuñado deficiente

Aflojamiento de cuñas y rellenos de

ranura. Problemas de diseño.

Daño mecánico, reduce la efectividad del apriete

de la bobina en el núcleo contra fuerzas

electromagnéticas anormales.

Envejecimiento térmico

Descoloramiento y desprendimiento de

cintas

Sobrecalentamientos prolongados y perdida

de adherencia de cintas

Aflojamiento de bobinas en ranura,

sobrecalentamiento, debilitamiento del

aislamiento a tierra.

Grietas Separación de

cintas o grietas a la salida de la ranura

Ciclos térmicos excesivos

Debilitamiento del aislamiento a tierra.

Contaminación Depósitos de

carbón, aceite y humedad.

Fugas de aceite del sistema de sellos y

polvo del medio ambiente

Tracking eléctrico y sobrecalentamiento

Erosión Fricción en bobinas

y conexiones

Abrasión química, partículas metálicas y

aflojamiento del acuñado

Debilitamiento del aislamiento y conexiones


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2.2 Resistencia de aislamiento

El valor absoluto de la resistencia de aislamiento y el índice de polarización se

usan para determinar la condición del aislamiento en cuanto a suciedad y

humedad del mismo y decidir si el devanado es apto para operar ó realizarle

pruebas con tensiones elevadas. También, es la prueba de rigor para determinar

si existe falla a tierra o entre fases en el devanado después de ocurrir un disparo

del generador. La práctica usual es que cuando se vayan a realizar pruebas

dieléctricas con tensiones equivalentes a la nominal del devanado ó mayores, se

mida previamente su resistencia de aislamiento, incluyendo el índice de

polarización, para asegurar que el devanado se encuentra en buenas condiciones

de limpieza y seco para prevenir un posible daño al aislamiento por el esfuerzo de

la tensión.

2.2.1 Resumen de la prueba

La resistencia de aislamiento se define como la resistencia (en MΩ) que ofrece un

aislamiento al aplicarle tensión de C.D. durante un tiempo dado, medido a partir de

la aplicación del mismo, como referencia se utilizan los valores de 1 a 10 minutos.

La corriente que fluye dentro del volumen de aislamiento está compuesta de:

Corriente capacitiva

Es una corriente de magnitud alta y de corta duración que decrece rápidamente a

un valor despreciable (generalmente en un tiempo máximo de 15 seg), conforme

se carga el aislamiento, y es la responsable del bajo valor inicial de la resistencia

de aislamiento. Su efecto es notorio en aquellos equipos que tienen capacitancia

alta, como el cable de potencia de grandes longitudes.


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Corriente de absorción dieléctrica

Esta corriente decrece gradualmente con el tiempo, desde un valor relativamente

alto a un valor cercano a cero, siguiendo una función exponencial. Generalmente

los valores de resistencia obtenidos a los primeros minutos de una prueba, quedan

en gran parte determinados por la corriente de absorción. Dependiendo del tipo y

volumen del aislamiento, esta corriente tarda desde unos cuantos minutos a varias

horas en alcanzar un valor despreciable, sin embargo, para efecto de prueba de

Megger puede despreciarse el cambio que ocurre después de 10 minutos.

Corriente de conducción irreversible

Esta corriente fluye a través del aislamiento y es prácticamente constante y

predomina después de la corriente de absorción se hace insignificante. La

corriente que fluye sobre la superficie de aislamiento se conoce como corriente de

fuga. Esta corriente al igual que la de conducción, permanece constante y ambas

constituyen el factor primario para juzgar las condiciones de un aislamiento.

Absorción dieléctrica

La resistencia varía directamente con el espesor del aislamiento e inversamente al

área del mismo; cuando repentinamente se aplica tensión de corriente directa a un

aislamiento, la resistencia se inicia con un valor bajo y gradualmente va

aumentando con el tiempo hasta estabilizarse.

A la curva obtenida cuando se grafican valores de resistencia de aislamiento

contra tiempo, se le denomina curva de absorción dieléctrica y su pendiente indica

el grado relativo de secado o suciedad del aislamiento. Si el aislamiento está

húmedo o sucio, se alcanzará un valor estable en uno o dos minutos después de

haber iniciado la prueba y se obtendrá una curva de baja pendiente.


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Índice de absorción y polarización

La pendiente de la curva de absorción dieléctrica puede expresarse mediante la

relación de dos lecturas de resistencia de aislamiento, tomadas a diferentes

intervalos de tiempo durante la misma prueba. A la relación de 60 segundos a 30

segundos se le conoce como índice de absorción, y a la relación de 10 minutos a

1 minuto como índice de polarización. El índice de polarización es muy útil para la

evaluación del estado del aislamiento de devanados de generadores y

transformadores, y es indispensable que se obtenga justamente antes de efectuar

una prueba de alta tensión en máquinas rotatorias.

Factores que afectan la prueba

A menos que las mediciones de resistencia y absorción dieléctrica se realicen con

suma habilidad, se presentarán fluctuaciones importantes provocadas por factores

que se expondrán en los párrafos siguientes. Cada uno de estos factores pueden

ser causas de errores en la medición de la resistencia de aislamiento, los cuales

no deben considerarse como problemas del aparato de medición.

Efecto de la condición de la superficie del aislamiento

Los depósitos como carbón, polvo o aceite depositados en las superficies

aislantes pueden bajar la resistencia de aislamiento. Este factor es particularmente

importante cuando se tienen superficies aislantes relativamente grandes,

expuestas al ambiente. El polvo depositado sobre la superficie aislante

ordinariamente no es conductor cuando está seco, pero cuando se expone a la

humedad se vuelve parcialmente conductor y decrece entonces la resistencia de

aislamiento, por lo que se le deberá eliminar toda materia extraña que esté

depositada sobre el mismo antes de efectuar la prueba.


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Efecto de la temperatura

El valor de la resistencia de aislamiento de un devanado depende de la

temperatura del devanado y el tiempo transcurrido desde la aplicación de la

tensión. Con el fin de evitar los efectos de la temperatura en el análisis, las

pruebas posteriores deben realizarse cuando el devanado está cerca de la misma

temperatura que la prueba anterior. Sin embargo, si la temperatura del devanado

no se puede controlar desde el tiempo de prueba a otro, se recomienda que todos

los valores de prueba de aislamiento se corrijan a una temperatura base común de

40°C, utilizando la ecuación (2.1). Aunque el valor corregido es una aproximación,

esto permite una comparación más significativa de los valores de resistencia de

aislamiento a diferentes temperaturas.

(2.1)

Si los efectos de la temperatura sobre el sistema de aislamiento bajo prueba son

desconocidos, se puede obtener un valor aproximado para el coeficiente de

temperatura ( . Se puede obtener mediante la ecuación 2.2:

(2.2)

Debemos tener en cuenta que esta es sólo una aproximación y no se debe utilizar

para calcular la resistencia de aislamiento si se tienen temperaturas muy bajas o

muy elevadas en comparación con 40°C. Ya que se introducirían errores

significativos al momento de realizar el diagnóstico. El método que utilizaremos

para la medición de la resistencia de aislamiento e índice de polarización se

mencionara en los párrafos siguientes.


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Método tiempo-resistencia o absorción dieléctrica

Este método consiste en aplicar la tensión de prueba durante un período de 10

minutos, tomando lecturas a intervalos de 1 min. En el caso de Megger

manualmente se aplica tensión durante 1 minuto y se toman lecturas a los 30 seg

y 60 seg. Su aplicación se basa en las características de absorción del aislamiento

y proporciona una buena referencia para evaluar el estado de los aislamientos en

aquellos equipos con características de absorción notable, como son las grandes

máquinas rotatorias y transformadores de potencia, sobre todo cuando no existe

historial de pruebas anteriores.

Limitaciones

Sin dejar de reconocer las ventajas de la prueba de Megger como una guía útil en

la evaluación de las condiciones del devanado de una máquina, ésta no debe

tomarse como criterio exacto, ya que tiene varias limitaciones, entre las cuales

aparecen las siguientes:

- La resistencia de aislamiento de un devanado no tiene una relación directa con

su rigidez dieléctrica y por tanto es imposible predecir el valor de resistencia al que

fallara.

- Aún cuando con base a la experiencia se han definido valores mínimos

recomendables, existen máquinas que tienen una superficie de aislamiento

extremadamente grande, que debe tener valores de resistencia inferiores a los

mínimos recomendados por más que sus devanados estén en buenas

condiciones.

- Una medición aislada de resistencia de aislamiento a una tensión deseada no

indica si la materia extraña responsable de la baja resistencia está concentrada o

distribuida.


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Preparación de la máquina para la prueba

Cuando se requiere información sobre la condición interna del aislamiento sin que

el valor se vea afectado por la condición superficial, el aislamiento deberá

limpiarse y secarse. La temperatura del devanado debe estar por encima del punto

de rocío para evitar condensación de la humedad en la superficie del aislamiento.

No es necesario que la máquina se encuentre parada para efectuar la prueba de

Megger en ocasiones es deseable que la máquina esté girando para que el

devanado se sujete a las fuerzas centrífugas que ocurren en servicio.

El primer paso es descargar completamente toda carga residual antes de efectuar

la prueba, conectando los devanados a tierra cuando menos 10 minutos antes de

su indicación. Es conveniente que la medición de la resistencia de aislamiento

abarque exclusivamente los devanados de la máquina, para lo cual es necesario

desconectar todo equipo externo a la misma.

Circuitos de prueba

Básicamente Existe dos tipos de circuitos de prueba para la medición de la

resistencia de aislamiento en las máquinas rotatorias: circuito de prueba utilizando

la guarda y circuito de prueba sin utilizarla. Dentro de estos dos tipos de circuitos

existen varias conexiones, según sea el tipo de información que se requiera. En

este caso utilizaremos el circuito mostrado en la Figura 2.1., el cual requiere usar

la guarda del Megger.


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Figura 2.1. Circuito de prueba para la medición de la resistencia de aislamiento con

guarda [9].

2.2.2 Criterio de aceptación

La tensión de prueba para la medición de resistencia de aislamiento dependerá de

la tensión nominal de la maquina. Los valores recomendados de resistencia de

aislamiento e índice de polarización son los mostrados en la Tabla 2.2.

Tabla 2.2. Tensiones de C.D. que se aplicarán durante la prueba de resistencia de

aislamiento [5].

Tensión Nominal del Devanado [V] Tensión de Prueba [V]

<1,000 500

1,000-2,500 500-1,000

2,501-5,000 1,000-2,500

5,001-12,000 2,500-5,000

>12,000 5,000-10,000

Los valores mínimos recomendados de P.I. para corriente alterna y máquinas de

rotativas se localizan en la Tabla 2.3. La Tabla 2.3., se basa en la clase térmica de

los materiales aislantes y, con la excepción de los devanados de campo no

aislados, se aplica a todos los materiales aislantes independientemente.


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Tabla 2.3. Valores mínimos recomendados por clases de aislamiento según la IEC

60085-01: 1984 [5].

Tipo de Aislamiento P.I. Mínimo

Clase A 1.5

Clase B 2.0

Clase F 2.0

Clase H 2.0

La resistencia de aislamiento mínima después de 1 minuto para la prueba en los

devanados del estator de la máquina y los devanados del rotor se puede

determinar a partir de la Tabla 2.4.

Tabla 2.4. Valores mínimos recomendados para resistencia de aislamiento a 40 ° C

(todos los valores en MΩ) [5]:

Resistencia de

Aislamiento mínima

[MΩ]

Tipo de Generador

= kV+1

Para la mayoría de los bobinados realizados antes de 1970,

todos los devanados de campo, y otros que no se describen a

continuación

= 100 Bobinas de corriente alterna construidas después de 1970

= 5 Para la mayoría de las máquinas con bobinado aleatorio y

bobinas de forma arrollada inferiores a 1 kV

kV= Tensión nominal de la máquina.

La experiencia muestra que los valores anteriores de resistencia de aislamiento

mínima pueden ser al menos 10 veces los indicados sin problemas para lograrlo.


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2.3 Factor de disipación y capacitancia

La prueba de tangente delta de un aislamiento, también denominada factor de

disipación y, también, equivalente al factor de potencia, es una medida de las

pérdidas dieléctricas del aislamiento. Su magnitud depende del tipo de aislamiento

y de las condiciones del mismo y es independiente de su volumen. 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 (20%

de la tensión nominal) para prevenir que haya descargas parciales y el otro a la

tensión nominal de fase a tierra (100% de la Vn), que permita medir las pérdidas

ocasionadas por las descargas parciales.

Esta forma de medición se conoce como tip-up y es una medición indirecta de las

descargas parciales. En esta prueba, además de los valores absolutos de

tangente delta y tip-up, se debe analizar la tendencia de estos valores. Algunos

fabricantes recomiendan obtener el tip-up a una tensión de fase a tierra igual a la

tensión nominal entre fases de la máquina. CFE considera que no es necesario

aplicar una tensión de prueba tan elevada. Es suficiente con aplicar la tensión

nominal de fase a tierra. En esta prueba, además de los valores absolutos de

tangente delta y tip-up, se debe analizar la tendencia de estos valores.


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Los aislantes eléctricos dentro de sus características, tienen la de mostrar

pérdidas al aplicar una tensión. Estas pérdidas son función de lo perfecto o

imperfecto del aislamiento, y las causas que deterioran un aislamiento

consecuentemente afectarán las pérdidas en watts que tenga el mismo. La

medición de estas pérdidas y la relación que tienen con el producto de los volt por

los amper de carga nos define el factor de potencia del aislamiento.

Numéricamente se expresa como el coseno del ángulo de fase del dieléctrico o

también como el seno del ángulo de las pérdidas.

La medición del factor de potencia de un aislamiento, tiene la ventaja de ser

independiente del volumen total del aislamiento, por ser una indicación de las

pérdidas por unidad de volumen. En la medición de watts de pérdida, volt y amper

efectivos para el cálculo del factor de potencia del aislamiento consiste el principio

de la prueba, ya que por ser variables esos parámetros de acuerdo con la

condición del aislamiento, nos dará una indicación de estado del mismo. Otra de

las características de los aislamientos, es la de incrementos en las pérdidas,

cuando la tensión aplicada alcanza un valor en el cual se produce ionización en

las cavidades internas de los aislamientos.

Basándose en esta característica, si existen cavidades en él, se podrá conocer al

medir las pérdidas o factor de potencia de un aislamiento. Si se grafica el factor de

potencia medido en función de la tensión aplicada, se notará si existen cavidades,

una variación significativa en la pendiente de la curva indicara el punto donde se

inicia la ionización tal como se muestra en la Figura 2.2.


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Figura 2.2. Factor de potencia medido en función de la tensión aplicada o tip-up [9].

La ionización de los gases en los huecos en la estructura de aislamiento provoca

un aumento en el factor de potencia. La Ionización en los huecos del aislamiento

es una forma de descarga parcial. La energía disipada por la descarga parcial está

representada por una resistencia en paralelo como se muestra en la Figura 2.3.

Un aislamiento en buen estado con un contenido pequeño de huecos exhibirá un

nivel bajo de factor de potencia y la resistencia tendrá un valor finito (cercano a

cero). Un aislamiento en mal estado muestra un valor alto de resistencia, causado

por un nivel mayor de descargas parciales, y un nivel más alto de factor de

potencia.

Figura 2.3. Diagrama equivalente del aislamiento del generador eléctrico [9].


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El objetivo de esta prueba es caracterizar y determinar el incremento de pérdidas

dieléctricas y capacitancia en función de la tensión alterna aplicada para evaluar la

homogeneidad y compacticidad del sistema de aislamiento que esta fuertemente

influenciado por los revestimientos superficiales graduadores de campo eléctrico

[7]. La corriente capacitiva que fluye a través del aislamiento depende de las

características del aislamiento, la corriente resistiva ideal debería ser cero, pero en

realidad siempre existe y depende de las impurezas dentro del aislamiento o de

las impurezas depositadas en la superficie del mismo, además de las condiciones

ambientales como la humedad. En la Figura 2.4., se muestra un aislamiento en

buen estado, con una corriente resistiva baja.

Figura 2.4. Aislamiento en buen estado [9].

El aumento de la corriente resistiva que depende de la contaminación y la

humedad en el aislamiento provoca un aumento en el F.D. que significa que existe

degradamiento en el aislamiento. En la Figura 2.5., se puede apreciar un

aislamiento degradado, donde observa una corriente resistiva alta y por lo tanto un

F.D. alto. A continuación se definen los dos conceptos necesarios para entender el

criterio de evaluación para el factor de disipación y capacitancia.


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Figura 2.5. Aislamiento degradado [9].

: (Valor absoluto del factor de disipación) Es el valor obtenido al 20% de

y representa el tipo de aislamiento utilizado, se asume que a este nivel de tensión

no existe efecto corona. Un incremento de éste puede ser debido a un incremento

en la resistencia de contacto entre la superficie de bobina y la ranura, como

consecuencia del deterioro del revestimiento conductor.

: (Variación del factor de disipación) La magnitud de es una medición

cuantitativa de las pérdidas por efecto corona disponibles a la tensión de

operación qua ataca los recubrimientos graduadores y las resinas. Es una

indicación de la compacticidad del sistema, aislante de hueco interno en el

aislamiento y buenos contactos entre los revestimientos superficiales de la barra y

ranura. Para recepción de devanados nuevos se obtiene una segunda variación

del factor de disipación definida entre los valores obtenidos al 100% de Vn y al

20% de Vn definido como . Dependiendo del nivel de tensión y el tipo de

aislamiento se esperan los valores típicos Tabla 2.5.

Capacitancia

El devanado del estator puede considerarse como un capacitor cuyos electrodos

están formados por los conductores del devanado y el núcleo del estator y su

dieléctrico por el sistema de aislamiento. La capacitancia del devanado se reduce


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con la formación de huecos en el aislamiento y aumenta si este se satura con

agua. La medición periódica de la capacitancia puede ser útil para determinar

delaminación por sobrecalentamiento o contaminación con agua en el devanado

[1].

Para poder detectar cambios significativos en la capacitancia se necesita medirla

con equipos de prueba con resolución de tres decimales. Generalmente los

equipos de medición de tangente delta o factor de potencia incluyen la medición

de la capacitancia con una buena resolución y se pueden realizar ambas

mediciones al mismo tiempo. Sin embargo, la experiencia ha mostrado que esta

prueba no es muy sensible para detectar degradación del devanado.

Capacitancia por fase: Es el valor medido a la tensión de fase a tierra, el cual no

depende más que de la potencia de la maquina y de la constante dieléctrica del

aislamiento.

Variación de la capacitancia: Se expresa en porciento y es calculada entre la

tensión de prueba más alta 0.8 Vn y 0.2 Vn, de acuerdo a la siguiente ecuación:

(2.3)

C: Capacitancia medida a la tensión máxima de prueba

: Es la capacitancia medida a 0.2Vn.

Procedimiento de prueba

- Las mediciones se realizan fase por fase, una bajo tensión y las otras 2 referidas

a tierra mediante el circuito de prueba mostrado en el apéndice B.

- En casos especiales y para máquinas cuyo neutro no está accesible realizar una

medición global sobre las 3 fases sometidas a tensión simultáneamente.


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- Para cualquier método de medición, se debe de realizar un pre-esfuerzo

eléctrico, mayor de 15 segundos a la tensión de prueba de la máquina para la

estabilización de las mediciones.

- Las mediciones se realizan incrementando la tensión de prueba en pasos del

20% de la Vn, siendo Vn la tensión de línea a neutro ( ), hasta el 100% de la

tensión nominal si se tiene un devanado nuevo. En caso de devanados en

mantenimiento se aplicara hasta el 80% de Vn dependiendo de la condición actual

del espécimen y en común acuerdo con el personal técnico de la central.

- Los valores medidos de capacitancia, watts y corriente obtenidos en cada paso

de tensión deben registrarse de acuerdo al equipo de prueba que se utilice.

- En cada medición debe de registrarse la temperatura ambiente, temperatura de

devanados, capacitor patrón utilizado y humedad relativa.

- Para una buena reproducibilidad de los resultados de prueba, cada secuencia de

pruebas debe de ser realizada aproximadamente con el mismo retardo de tiempo.

- En el caso de medidores automáticos, el tiempo para el registro debe de ser al

menos de 15 segundos.

2.3.2 Criterios de aceptación

No existe ningún valor límite impuesto a este criterio que da una indicación con

respecto al grado de compactación del sistema de aislamiento; sin embargo está

fuertemente influenciado por los revestimientos graduadores superficiales. Una

reducción drástica en la capacitancia de devanados nuevos después de un

período inicial de operación puede ser un indicativo de un curado incompleto del

devanado y puede ser precursor de pérdida de compactación y descarga corona

en la sección de ranura. Los criterios utilizados para esta prueba son los

mencionados a continuación.


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Criterios de evaluación para F.D y tip-up

Tabla 2.5. Criterios utilizados por CFE para el valor absoluto y la del F.D. [10].

Tensión (kV) Tipo aislamiento

13.8 Hojuela de mica/Asfalto < 4 < 2

13.8 a 14.4 Papel de mica/epoxi < 1 < 1

15 a 18 Papel de mica/epoxi < 1.5 < 1

19 a 26 Papel de mica/epoxi < 2 < 1

Por norma y para valores de cálculo, se define el tip-up como la diferencia de los

factores de potencia medidos a dos tensiones diferentes aplicados al aislamiento.

En C.F.E. se utilizan los mostrados en la Tabla 2.6.

Tabla 2.6. Criterio de evaluación utilizado por la CFE para el valor absoluto y la

variación del F.D. [1].

Tipo de aislamiento Tangente δ

Tip-up

a

Poliester o Epoxi-mica ≤ 1% ≤ 1%

Complementario a los puntos anteriores se sugiere comparar los resultados entre

fases individuales, así como con los datos registrados para unidades similares o

con respecto a los obtenidos en fábrica. En caso de no contar con información

alguna, los resultados obtenidos serán el punto de partida para futuras

evaluaciones.

2.4 Descargas parciales

Por más cuidadoso que sea el proceso de fabricación del aislamiento de los

devanados del estator, es imposible que la resina de impregnación de las cintas

aislantes penetre y llene perfectamente todo el volumen del aislamiento por lo que

siempre quedará una cantidad de huecos pequeños dentro del mismo. Cuando el


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aislamiento eléctrico del devanado es sometido a la tensión de operación del

generador, en aquellos huecos donde se alcance a través de ellos un nivel de

tensión de aproximadamente 3 kV/mm, se romperá dieléctricamente el aire

contenido en ellos y se producirán descargas parciales [1].

Las descargas parciales originadas en el semiciclo positivo de la tensión serán de

polaridad negativa y las que se originen en el semiciclo negativo de la tensión

serán de polaridad positiva. La magnitud de las descargas parciales depende del

tamaño de los huecos, mientras más grandes sean los huecos, mayor será la

magnitud de las descargas parciales. La unidad de magnitud de las descargas

parciales en pruebas fuera de línea realizadas en CFE es el picocoulomb, pC. Aun

los devanados nuevos nacen con una cantidad de descargas parciales internas

del orden de algunos miles de pC, generalmente de 2 a 3, dependiendo del equipo

de medición y su calibración, en pruebas fuera de línea.

En condiciones no severas de operación de un generador, es decir, sin

aflojamiento de los devanados, sin arranques y paros muy frecuentes, sin cambios

bruscos y fuertes de carga y sin temperaturas excesivas, se espera que el

aislamiento se vaya degradando gradualmente a lo largo de muchos años,

apareciendo más huecos y los existentes haciéndose cada vez mayores. Sin

embargo, ante la ocurrencia frecuente de los factores de degradación antes

mencionados, la aparición de huecos y daños en diferentes puntos del sistema de

aislamiento se acelera, con lo cual aumenta la cantidad y magnitud de las

descargas parciales.

Por esta razón, se considera que las descargas parciales son un síntoma y no la

causa de la degradación del aislamiento. Sin embargo, una vez que las descargas

parciales se presentan en gran cantidad y magnitud, su acción contribuye a

acelerar la degradación del aislamiento. En las pruebas fuera de línea se miden la

magnitud y el patrón de distribución de las descargas parciales respecto a una


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onda senoidal de referencia con lo cual se trata de determinar el grado de la

degradación y su probable localización en el sistema de aislamiento.

La correcta interpretación de estos patrones de descargas parciales requiere

mucha experiencia en este tipo de pruebas. En las máquinas eléctricas rotativas,

existen numerosos sitios donde se pueden presentar descargas parciales. El

diseño de la máquina, los materiales de construcción, los métodos de fabricación,

las condiciones de uso y mantenimiento afectan directamente la cantidad, la

ubicación, las características, y evolución de las descargas parciales.

Aunque hay muchas fuentes potenciales de descargas parciales, se debe tener en

cuenta que no existe en la actualidad ninguna tecnología que pueda analizar los

patrones de las descargas parciales y determinar la fuente exacta que origina la

descarga parcial. A pesar de que algunos defectos producen patrones fácilmente

identificables, pueden coincidir en parte con otros factores que contribuyen a la

falla. Este tipo de situaciones complica la interpretación precisa de los patrones de

las DP´s.

Efectos de las descargas parciales

Las descargas parciales ocasionan:

- Degradación interna.

- Degradación superficial (tracking).

- Calentamiento en las áreas en donde se presentan las descargas.

- Erosión mecánica de las superficies del aislamiento por bombardeo iónico.

Para la detección de DP, se aprovechan sus efectos

- Pulsos de corriente (Método eléctrico)

- Zumbido (Método acústico)


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- Rayos ultra violeta (Método óptico)

- Olor a ozono (monitoreo de la concentración de ozono)

En el diagnóstico de generadores, se utiliza el método eléctrico para medir las

DP´s y se aprovechan sus efectos óptico, acústico y el olor a ozono para tratar de

ubicarlas. Para las pruebas de diagnóstico en la CFE, el método empleado es el

método eléctrico que será tratado a continuación.

Métodos de medición

Las distintas técnicas para la medición de descargas parciales, difieren según los

medios o dispositivos empleados para la captura y cuantificación de las señales, y

también de acuerdo a la finalidad o motivos de la medición como búsqueda de

defectos puntuales, monitoreo preventivo, criterios de aceptación y/o rechazo y

evolución de la degradación. Los métodos eléctricos, mediante acoplamiento

capacitivo, son empleados para determinar condiciones normalizadas de

aceptación o rechazo, búsqueda y análisis de defectos.

El método eléctrico es el único método capaz de cuantificar en unidades de DP

(pC) el resultado final de una medición. Para obtener el resultado de una medición,

expresado en unidades normalizadas de carga aparente (pC), es necesaria

siempre una etapa previa de calibración del sistema, mediante la inyección de una

carga denominada patrón. La denominada carga “aparente” (no verdadera), tiene

su origen en el hecho de que resulta imposible medir estas magnitudes en el lugar

de origen del defecto (interno en un aislamiento), y por lo tanto solo se limita a

cuantificar el efecto o mejor dicho la diferencia de potencial, que dicha descarga

interna produce en bornes del sistema de medición (extremos del objeto bajo

ensayo); de ahí su denominación de “Aparente”.


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Calibración

El objetivo de la calibración, es el de verificar que el sistema de medición, será

capaz de cuantificar correctamente, en amplitud y en fase, la magnitud de la DP a

medir, de acuerdo a una cantidad considerada como patrón, expresada en pico-

coulombs (pC). Esta magnitud patrón será provista por un instrumento

específicamente contrastado según lineamientos de IEC 60270, denominado

Calibrador (de 0 a 100 pC). La etapa de calibración debe ser realizada siempre en

forma previa al energizado del sistema, y luego de verificados y conectados todos

los elementos que intervienen en el circuito de ensayo, (muestra, fuente,

accesorios, etc.), debido a que cada elemento tendrá un impacto sobre la carga

aparente a registrar.

Una nueva calibración deberá ser realizada, cada vez que se efectúe una nueva

medición bajo distintas condiciones. El pulso de calibración debe ser inyectado

ubicando el calibrador lo más cerca posible de la muestra. La magnitud del pulso

de calibración a inyectar, deberá ser seleccionada, en el orden más cercano

posible al nivel de DP que se espera medir en la muestra bajo ensayo (50% a

200% de la magnitud especificada de DP, según la IEC 60270).

En caso de ruidos o interferencias que impidan la visualización del pulso patrón

sobre la pantalla del medidor, se deberá fijar un valor de inyección de por lo

menos un orden mayor al ruido ambiente, por ejemplo 100pC para el caso de un

ruido ambiente de 50pC. Una vez finalizada la calibración del sistema, se debe

desconectar y retirar el calibrador, antes de proceder a realizar la prueba. Se debe

repetir la calibración cada vez que se realice una modificación en el sistema, ya

sea en la fuente de alta tensión, cables de conexionado, tierras auxiliares u otro

ajuste necesario del detector de DP. A continuación se describen los conceptos

para la medición de las DP´s:


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Magnitud de la carga aparente medida a la tensión de fase a tierra: La medición de

esta variable nos determina la actividad por descarga parcial presente a la tensión

de operación de la maquina. Se deben de comparar los resultados entre fases

individuales, así como con los datos registrados para unidades similares o con

respecto a los obtenidos en fábrica. En caso de no tener referencia alguna con

respecto a esta prueba, los resultados obtenidos serán el punto de partida para

futuras evaluaciones.

Tensión de inicio de la descarga parcial: En tanto mayor sea la magnitud de esta

variable con respecto a las otras fases y/o máquinas similares, mejor será la

condición actual del sistema aislante que se esté probando.

Tensión de extinción de la descarga parcial: En condiciones normales, la magnitud

de este valor es ligeramente menor o igual a la tensión de inicio de la descarga

parcial.


- Las mediciones se realizan fase por fase, una bajo tensión y las otras 2 referidas

a tierra, en base al circuito de medición mostrado en el anexo, acoplado

capacitivamente el detector de descargas parciales, como se muestra en la figura

del anexo.

- Una vez configurado el circuito de prueba, conservando la misma configuración

que en pruebas anteriores, se procede a la calibración del sistema de medición,

aplicando un pulso de 1,000 pC. Es recomendable efectuar la medición utilizando

un amplificador de banda ancha de 20 kHZ a 200 kHZ y un capacitor de bloqueo

de 10 nF, adicional a la medición anterior en caso que se haya utilizado diferente

capacitor y ancho de banda del amplificador. No olvide quitar el calibrador de baja

tensión antes de energizar la fuente.


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- En casos especiales y para máquinas cuyo neutro no está accesible se puede

realizar una medición simultanea de las tres fases siempre y cuando la potencia

nominal de la fuente sea suficiente.

- Probar el circuito de medición en vacío con un capacitor libre de descargas

parciales como carga para garantizar que el circuito de medición no contribuye en

la aportación de la descarga parcial medida.

- El nivel de disturbio mínimo presente en el circuito de medición aceptable para la

realización de la medición de DP’s debe de ser máximo el 50% de la magnitud de

descarga parcial esperada en el objeto bajo prueba.

- Como la magnitud de la DP puede cambiar con el tiempo, para cualquier método

de medición, se debe de realizar un pre-esfuerzo de electrificación a la tensión de

prueba, por un intervalo de 10 minutos para la estabilización de las mediciones,

registrando la tensión de inicio de la DP, y observando que el incremento de la DP

se mantenga dentro de los márgenes de seguridad del sistema aislante que se

trate.

- Se registra el valor de la carga aparente máxima y mínima obtenida en cada

escalón de 0.5 kV o 1 kV. La tensión de prueba recomendada para devanados en

mantenimiento es 1.25 veces la tensión de fase a tierra y de hasta 100% la tensión

nominal del generador en caso de devanados nuevos.

- Posteriormente el tiempo del pre-esfuerzo eléctrico se decrementa la tensión

lentamente en pasos de 0.5 kV o 1 kV hasta la extinción de la DP, anotando la

magnitud de la carga aparente máxima y mínima y la tensión de extinción de DP’s.

Para una buena reproducibilidad de los resultados de prueba, cada secuencia de

prueba debe de ser realizada aproximadamente con el mismo retardo de tiempo.

En cada medición debe registrase la temperatura ambiente, temperatura de

devanados, y humedad relativa.

- Las mediciones de diferentes cantidades relacionadas con los pulsos de DP’s

usualmente presentan mayor incertidumbre que otras mediciones durante pruebas


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de alta tensión. Consecuentemente es difícil confirmar los valores de DP obtenidos

antes y después de la prueba de alta tensión. Lo anterior debe de tomarse

encuentra cuando se especifiquen pruebas de aceptación de DP’s.

Recomendaciones

- Durante la medición se recomienda poner especial atención a los efectos de las

descargas.

- Un zumbido característico de DP en cabezales, puede indicar problemas de

contaminación o de graduación de campo eléctrico.

- La identificación de ionización visible puede ayudar a ubicar el mecanismo de

deterioro.

- Adicional a la medición de DP, se sugiere energizar el devanado estando los

cabezales en la oscuridad para poder identificar ionizaciones visibles.

- Si se va a considerar la medición de descargas parciales como prueba de

aceptación se deben de especificar claramente el tipo de equipo y procedimiento a

utilizar.


Los criterios establecidos son solo de referencia ya que realmente no existen

límites normalizados para la magnitud de las DP´s, para la evaluación de un

sistema aislante debe considerarse la tendencia de la magnitud a través del

tiempo ya que por ejemplo, a los aislamientos nuevos les afecta menos la

presencia de las Descargas Parciales. El Criterios de evaluación para Mica-Epoxi

por el Japan Iere Council es el mostrado en la Tabla 2.7.


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Tabla 2.7. Criterio de evaluación para Mica-epoxi por el Japan Iere Council [7].

Q (pC) Diagnóstico

< 10,000 Excelente

10,000 < Qm < 30,000 Aceptable

> 30,000 Crítico

> 100,000 Investigación

El criterio general que se ha adoptado en CFE para el seguimiento de las

descargas parciales fuera de línea es el mostrado en la Tabla 2.8. (Dependiendo

del equipo de medición utilizado y su calibración).

Tabla 2.8. Criterio de evaluación adoptado por la CFE [10].

Periodicidad de la medición Magnitud de las DP´s

Cada 4 años ≤ 10,000 pC

Cada 2 años > 10,000 pC a ≤ 30,000 pC

Cada año > 30,000 pC a <100,000 pC

Si las descargas parciales han alcanzado valores de 30, 000 pC o más, lo

recomendable es instalar equipo de monitoreo en línea para realizar una mejor

evaluación de la causa de las mismas y un seguimiento más oportuno de la

tendencia. Es importante considerar que cuando se realicen mediciones periódicas

de descargas parciales, es necesario que siempre se midan con los mismos

equipos y calibración para no tener variaciones de valores por utilizar diferentes

equipos de medición y calibración de los mismos.

La experiencia actual en la medición de descargas parciales fuera de línea

muestra que, en muchos casos, no es fácil determinar el origen de las descargas

parciales. La contaminación ó suciedad de los devanados producen descargas

parciales que pueden confundirse con otro mecanismo de falla. Esto dificulta

tomar la decisión respecto al tipo de trabajo correctivo necesario. Aun con todo,


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esta prueba ha demostrado ser la más sensible a degradación del aislamiento ó

contaminación en el mismo.

2.5 Descarga parcial a la ranura

Un complemento importante de la medición de descargas parciales es la medición

de descarga parcial a la ranura. Se utiliza un vóltmetro o ampermetro sintonizado,

conectado a una impedancia de medición. La impedancia puede ser una sección

de ferrita en forma de “U” o “I” acoplada con una bobina de unas cuantas vueltas y

un capacitor.

La prueba de descarga a la ranura permite evaluar la integridad de la pintura o

cinta semiconductora en la parte activa del devanado mediante una bobina

recolectora de campo magnético. El objetivo de esta prueba es evaluar la

superficie equipotencial de contacto eléctrico entre el cuerpo de la bobina y la

laminación del estator.

La realización de esta prueba se justifica cuando la medición de descargas

parciales, utilizando el método aquí descrito, presenta un nivel superior a 10,000

pC a la tensión de 1.25 veces la tensión de fase a tierra; en caso contrario ésta se

considera opcional, ya que en base a la experiencia los valores esperados no son

significativos. Este efecto se manifiesta como pulsos asimétricos de DP, donde los

pulsos en el ciclo negativo son mayores a los del ciclo positivo. En las Figuras 2.6,

2.7. y 2.8., observamos el defecto en una bobina del estator, la caracterización de

la forma de onda que genera este tipo de descarga parcial, así como la imagen

registrada en la medición de una ranura en un generador eléctrico.


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Figura 2.6. Defecto observado en las ranuras del estator [7].

Figura 2.7. Caracterización de la descarga parcial a la ranura [7].

Figura 2.8. Medición de una ranura del estator cuando se presenta descargas

parciales a la ranura [7].


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- Para efectuar la medición es necesario que una persona se coloque dentro del

estator con el equipo de medición. Debe entrar sin zapatos, sin objetos que se le

puedan caer dentro del estator. Posteriormente, cada fase se energiza con la

tensión o tensiones donde se registraron los valores más elevados de DP.

- El núcleo del estator siempre debe estar conectado a tierra, para que no

ocasione ningún problema sobre la persona que realiza el análisis. Recordar que

la superficie de los cabezales de los devanados se encuentra al nivel de la tensión

aplicada, por lo que no se debe tocar esta zona.

- Antes de efectuar una medición, se debe conocer el desplegado del devanado, el

desplegado se muestra en la Figura 2.9., también es necesario conocer lo

siguiente:

u, v y w salidas de línea

x, y y z conexiones del neutro

La tensión entre fases

La tensión entre bastones

- Viendo el estator de frente, en el lado excitación, se enumeran las ranuras. A la

ranura ubicada a las 12 hrs de un reloj imaginario, se le asigna el número 1. El

resto de las ranuras se enumeran en sentido de las manecillas del reloj. El

desplegado del estator del generador se muestra en la Figura 2.9.


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Figura 2.9. Desplegado de las ranuras del devanado de un generador eléctrico [7].

El desplegado del devanado permite conocer a que fase pertenecen las bobinas

de la ranura a medir y a que fase pertenecen las bobinas adyacentes. Después se

energiza una fase y las otras dos se dejan conectadas a tierra. Con la impedancia

o sensor se recorren todas las ranuras que pertenecen a la fase energizada. Se

toman lecturas en el centro de las ranuras y en los extremos (lado turbina y lado

excitación)

- La prueba se realiza energizando la fase bajo prueba a la tensión de fase a

neutro de la maquina, con otras dos referidas a tierra.

- Se da un tiempo de 30 minutos antes de iniciar la medición, este tiempo de

estabilización permite una evaluación relativa entre los datos de prueba obtenidos

única y exclusivamente durante este ensayo. Si se desea tener una evaluación

cuantitativa para efectos de análisis de tendencia se debe dar un tiempo de

estabilización de 2 horas.


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- Se procede a registrar las actividades de descarga superficial en la región de

cada una de las ranuras que conforman la fase energizada mediante una bobina

recolectora de campo magnético sintonizada con un circuito de medición a 5 Mhz.

Debido a que la parte de mayor esfuerzo eléctrico y mecánico ocurre en cada

salida de ranura, es válido, en caso de que no se pueda recorrer la longitud total

de ranura, registrar solamente la actividad en estos casos extremos sobre una

superficie de contacto de 6 cm a 15 cm.

- Los resultados obtenidos se presentan por fase. Se deben graficar los valores

obtenidos en el centro de las ranuras, en el extremo lado turbina y en el extremo

lado excitación. Se pone especial atención a las ranuras que registran valores

elevados como se muestra en la Figura 2.10.

Figura 2.10. Graficas obtenidas en base a los valores registrados en una fase de un

generador eléctrico [7].


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- De ser posible, se pueden retirar las cuñas de las ranuras que presentan los

valores más elevados de DP y realizar una inspección con y sin potencial aplicado.

Los valores elevados también se tienen que relacionar con posibles golpes. Se

debe relacionar el valor de DP a la ranura registrado con la tensión de operación

de la bobina.

2.5.2 Criterios de aceptación

Para este tipo de prueba se recomienda los siguientes criterios de evaluación

presentados en la Tabla 2.9 y 2.10.

Tabla 2.9. Valores de corriente en mA para diferentes materiales aislantes [7].

Tipo de aislamiento Valor de aceptación

Mica Resina Epóxico < 20 mA

Mica Resina Poliester < 30 mA

Mica Asfaltado/Shellac < 100 mA

Tabla 2.10. Criterio de evaluación para la prueba de descarga a la ranura [10].

Corriete [mA] Criterio

5 a 15 Normal

40 a 60 Investigación

> 100 Remplazo de bobina


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2.6 El CID

Dado que el núcleo del estator está muy ligado al devanado, se incluye el

diagnóstico del núcleo magnético del estator mediante la prueba de El CID (Core

Imperfection Detector). Esta prueba determina cortos circuitos entre laminaciones

del núcleo del estator mediante una bobina que produce un flujo magnético del 4

% del flujo nominal de la máquina. La prueba de El CID ha demostrado buena

sensibilidad para detectar laminaciones en corto en el núcleo del estator de

turbogeneradores. El objetivo de esta prueba es detectar los puntos calientes (Hot

spots) que se generan en el laminado del estator debido a cortocircuito

interlaminar [7].

El corto circuito entre laminaciones no es un proceso de envejecimiento natural,

ocurre principalmente durante trabajos de mantenimiento o por impacto del rotor

contra el estator del generador. Pero también puede resultar del deterioro de

cualquier otro componente del generador, por ejemplo: piezas del rotor flojas

pueden dañar el núcleo, la falla del aislamiento de los tornillos de apriete, la

sobreexcitación puede causar daño del aislamiento de las laminas y fundir las

laminaciones o también el aflojamiento de la presión del núcleo puede generar

vibración interlaminar y erosionar el barniz aislante.


- Se excita el núcleo magnético mediante una bobina de baja tensión al 4% del

flujo nominal de la máquina y se monitorean las corrientes interlaminares mediante

un sensor Chattock y un ampermetro digital. El flujo del 4% del flujo nominal no

genera puntos caliente en las zonas dañadas, pero las corrientes de falla son

detectables, por un medio electromagnético.


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- Las corrientes axiales en las laminaciones del estator son registradas por un

sensor denominado bobina de Chattock y enviadas a una unidad de

almacenamiento y análisis de señales.

- Cuando la bobina es colocada puenteando dos paquetes de laminaciones

registra una señal de tensión que es proporcional a las corrientes de eddy que

fluye entre las laminaciones.

- La bobina se recorre a lo largo de cada una de las ranuras, para verificar el

estado en que se encuentra el aislamiento de todos los paquetes de laminación.


El criterio de aceptación para considerar un núcleo magnético en buenas

condiciones es el presentado en la Tabla 2.11.

Tabla 2.11. Criterios de aceptación para la prueba El Cid [7].

Criterio El Cid (mA)

Aceptación < 100 mA

Mantenimiento < 200 mA

Reparación > 200 mA

2.7 Resistencia de devanados

La prueba permite detectar fallas entre conexiones en el cobre de las barras y se

mide con una fuente de C.D. aplicando la tensión en los extremos de las

terminales del generador eléctrico [3]. Si los conductores de cobre del rotor o el

estator se encuentran rotos o agrietados, la resistencia entre las terminales del

devanado aumentará, debido a la reducción en la sección transversal por donde

circula la corriente. Existen diversas razones para que la resistencia en los

devanados aumente, a continuación se mencionan algunas:


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- La vibración de la máquina puede provocar que las barras se fatiguen y se

produzcan grietas en los devanados.

- Eventos operativos como una sincronización puede ocasionar una alta fuerza

magnética en las bobinas de cobre, y se generen grietas o rupturas en los puntos

de conexión.

- Las conexiones entre las bobinas de cobre y los buses pueden estar mal

soldadas. Esto da lugar a un calentamiento que oxida la conexión, aumentando la

temperatura y la resistencia de conexión.

- Las bobinas y cables del estator pueden estar mal atornillados o soldados al bus

del sistema de alimentación.

- Puede haber espiras en cortocircuito en el devanado del rotor.

Corrección de la temperatura

Se debe tener en cuenta que la resistencia de devanados es un parámetro propio

del devanado, depende de la resistividad del cobre, longitud y sección transversal

del conductor y es afectada por la temperatura y se requiere corregirla. La

resistencia obtenida se debe comparar con la del fabricante y con mediciones

anteriores, esto indicará si el devanado ha sufrido cambios físicos o las uniones

soldadas han sido afectadas.

Corregir la resistencia por temperatura de acuerdo a la referencia de fábrica

mediante la ecuación (2.4):

(2.4)

= Resistencia de devanado corregida a una temperatura especifica

= Temperatura especificada en grados Celsius

= Resistencia medida del devanado de campo


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= Temperatura del devanado al momento de efectuar la medición

= Constante del cobre (234,5).


- Verificar a detalle que las terminales del espécimen por probar estén limpias y

secas.

- Asegurar que las terminales del espécimen estén libres de cualquier objeto de

sujeción como tornillería, tuercas, trenzas de enlace, etc.

- Descargar la fase por probar durante 10 minutos antes de iniciar la prueba.

- En todas las mediciones se efectúan fase por fase, abriendo las terminales de

línea y neutro.

- Antes de realizar las mediciones se debe conocer la temperatura de los

devanados del estator.


Las diferencias entre la resistencia medida y la de fábrica, referidas a la misma

temperatura no deben variar más allá del . La resistencia medida en cada

fase debe tener una diferencia máxima entre ellas de [3].

CAPITULO 3. PRUEBAS AL

ESTATOR DEL GENERADOR

ELÉCTRICO

Capitulo 3. Pruebas al estator del generador eléctrico

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3.1 Seguridad

La protección de los operadores y del personal que participa en las pruebas, está

garantizado conforme a las siguientes medidas preventivas:

- Pértiga de tierra: se coloca sobre la terminal de alta tensión de la fuente de C.A.

y debe de permanecer en tanto se realizan las actividades preliminares y se

retirara al momento de la aplicación de la tensión para volverse a colocar una vez

terminada la medición.

- Señalización: Instalar bandas de color y luces preventivas en torno al área de

pruebas, del generador y del equipo de alta tensión. Ninguna persona no

autorizada debe de penetrar dentro del área de trabajo durante el desarrollo de las

pruebas. Esto se muestra en la Figura 3.1.

- Responsabilidades: El técnico encargado de las pruebas está habilitado para

asegurar la protección del personal y verificar la correcta realización del diagrama,

así como la adecuada instalación de todos los dispositivos de seguridad.

Figura 3.1. Área de trabajo acordonada durante las pruebas al generador eléctrico.


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3.2 Preparación del objeto de prueba

- La máquina fue desconectada del bus de línea y el neutro abierto, de modo que

cada fase este completamente aislada. La desconexión se hizo en terminales para

evitar incluir cables y aislamiento del bus en el circuito de prueba.

- Se reviso que las terminales del devanado del estator estuvieran limpias y se

aseguro que no existiera alguna conexión adicional en terminales del estator que

pudiera manifestarse como objeto flotado durante la realización de las pruebas.

- Se aseguro que el devanado y núcleo del estator estuviera limpio y seco.

- Se pusieron en corto y a tierra las fases y la carcasa del generador que no se

van a probar al momento que se realiza la prueba.

- Aseguramos que la carcasa estuviera sólidamente conectada a tierra.

- Se removió cualquier objeto extraño del devanado y núcleo del estator.

- Se verificó que los electrodos de prueba y el cable de alta tensión conservaran

las distancias mínimas de seguridad con respecto a su entorno.

- Se verifico que la instrumentación y el diámetro del cableado fueron los

adecuados de acuerdo a los cálculos realizados previamente.

- Se asegurarse de que todo el equipo de prueba, medición y fuerza, y el objeto

bajo prueba estuvieran debidamente referidos a tierra.

- Se procuró que todas las conexiones a tierra formaran una estrella conectada a

tierra en un solo punto sobre la carcasa de la maquina, evitando toda formación de

espiras o lazos de tierra que pudieran ser indicios de inducción parásita.

- Se cortocircuitaron y mandaron a tierra los RTD’S y TC’S

- Se midió la humedad relativa y temperatura del ambiente y de devanados del

generador.


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3.3 Resistencia de aislamiento

Una vez realizada la preparación del generador eléctrico, se tomaron las lecturas

de la temperatura, la temperatura era de 26°C y la temperatura del devanado era

de 29°C. La temperatura del devanado se encontraba por encima del punto de

rocío para evitar condensación de la humedad en la superficie del aislamiento. Se

descargo la fase por probar durante 10 minutos antes de iniciar la prueba y se

realizaron las conexiones mostradas en el circuito de prueba.

Para realizar las mediciones se utilizó el medidor de resistencia de aislamiento de

la marco AVO mostrado en la figura 3.2.

Figura 3.2. Medidor de resistencia de aislamiento marca AVO (megger).

Las mediciones se efectuaron fase por fase conforme al circuito de pruebas. La

primera fase a probar fue la fase A, después la fase B y por último la fase C. Las

fases son aisladas entre sí mediante una lámina de fibra de vidrio en el neutro del

generador eléctrico. Las terminales del neutro se muestran en la Figura 3.3.


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Figura 3.3. Fase C del generador eléctrico aterrizada y se muestra la lamina aislando

las terminales del neutro.

Las fases que no eran probadas se aterrizaron sólidamente a tierra. La carcasa

del generador está sólidamente aterrizada también. Se muestra en la Figura 3.4, el

estator con lámparas que aumentan la temperatura para evitar el punto de roció.

Figura 3.4. Estator del generador eléctrico de la Central Termoeléctrica Francisco

Pérez Ríos.

Se aplicó una tensión de 5,000 V de corriente directa en base a la Tabla 2.2., para

este tipo de generador eléctrico. Cada fase fue probada durante un periodo de 10

min, registrando cada una de las lecturas como describe el procedimiento en

2.2.1. Los resultados obtenidos en la prueba son los mostrados en la Tabla 3.1.


Página 60

Tabla 3.1. Valores obtenidos de la prueba de resistencia de aislamiento en GΩ.

Tiempo

[min]

Fase A

[GΩ]

Fase B

[GΩ]

Fase C

[GΩ]

1/4 2.340 2.260 2.240

1/2 4.940 4.880 5.200

3/4 7.200 7.150 7.400

1 9.450 9.350 9.700

2 17.900 17.800 18.200

3 25.600 25.400 25.600

4 32.600 38.600 32.000

5 38.400 38.000 38.000

6 44.000 42.600 43.000

7 49.600 48.200 47.200

8 53.500 52.500 51.900

9 58.000 56.500 56.000

10 61.000 60.500 59.500

En todas las pruebas se conecto a tierra efectiva la terminal Ground (-) del

Megger, el generador eléctrico se encontraba abierto con el rotor extraído a

presión ambiente y con calefacción.


Página 61

3.4 Factor de disipación y capacitancia

Las mediciones se realizan fase por fase, una bajo tensión y las otras 2 referidas a

tierra mediante el circuito de prueba mostrado en el apéndice B. Antes de

comenzar la prueba se realizó un pre-esfuerzo eléctrico, mayor de 15 segundos a

la tensión de prueba de la máquina (12 kV) para estabilizar las mediciones. En la

Figura 3.5 se muestra el equipo que se utilizó para realizar la prueba y en la Figura

3.6 la conexión realizada en el neutro del generador.

Figura 3.5. Analizador de aislamiento 4100 de la marca Doble.

Figura 3.6. Conexión del gancho de prueba a la fase C del lado del neutro y la fase A

y B aterrizadas.


Página 62

Las mediciones se realizaron incrementando la tensión de prueba en pasos del

20% de la Vn, siendo Vn la tensión de línea a línea (20 kV), hasta el 60% de la

tensión nominal y otra mas al 100% de la tensión de línea a neutro ( ). Los

valores medidos de capacitancia, watts y corriente obtenidos en cada paso de

tensión se registraron en la Tabla 3.2. En cada medición se registro la temperatura

ambiente, temperatura de devanados y humedad relativa. Para una buena

reproducibilidad de los resultados de prueba, cada secuencia de pruebas debe de

ser realizada aproximadamente con el mismo retardo de tiempo.

Tabla 3.2. Valores obtenidos de la prueba de factor de disipación y capacitancia.

Fase %Vn [kV] Prueba [kV] I [mA] P [W] C [nF]

A

20 4 520.453 16.100 345.050

40 8 1049.965 102.787 347.730

100 11.5 1516.969 219.922 349.470

60 12 1574.649 239.199 349.710

B

20 4 518.898 16.682 344.520

40 8 1053.894 103.569 348.840

100 11.5 1516.869 222.972 350.220

60 12 1582.530 247.291 350.780

C

20 4 515.051 15.223 341.370

40 8 1044.683 101.674 345.700

100 11.5 1517.123 223.906 347.540

60 12 1559.414 242.462 347.640


Página 63

3.5 Descargas Parciales

Los instrumentos de prueba utilizados en la medición de las DP´s fueron el

detector de Descargas parciales Marca Power Diagnostix Systems Modelo ICM

Compact, Pre-amplificadores marca Power Diagnostix Systems Modelo RPA 1,

Acopladores capacitivos Marca Power Diagnostix Systems Modelo CC25 B/V, y

Cuadripolos Marca Power Diagnostix Systems Modelo CIL4.

Antes de iniciar la prueba debemos recordar que para obtener resultados

reproducibles en los ensayos de descargas parciales, es necesario un control

cuidadoso de los factores como la humedad y la contaminación sobre las

superficies de los equipos de medición y del generador eléctrico. Todo debe estar

limpio y seco. La humedad o contaminación sobre las superficies puede causar

descargas parciales o introducir errores en los resultados de las mediciones.

Antes de comenzar la prueba calibramos el ICM aplicando un pulso de 2,000 pC.

Se visualizo el pulso de calibración en la pantalla del instrumento de medición y se

observo si existían ruidos o interferencias que impidan la visualización del pulso

patrón sobre la pantalla del medidor como se muestra en la Figura 3.7. El nivel de

disturbio mínimo presente en el circuito de medición fue aceptable para la

realización de la medición de DP’s (Se registro un nivel de disturbio del 26%

menor al 50% que es el valor máximo).


Página 64

Figura 3.7. Calibración del instrumento de medición aplicando un pulso de 2,000 pC.

También se probó el circuito de medición en vacío con un capacitor libre de

descargas parciales como carga para garantizar que el circuito de medición no

contribuye en la aportación de la descarga parcial medida. Una vez finalizada la

calibración del sistema, se desconecto y retiro el calibrador, antes de comenzar la

prueba. Las mediciones se realizaron fase por fase, una bajo tensión y las otras 2

referidas a tierra, en base al circuito de medición mostrado en el apéndice C y

como se muestra en la Figura 3.8.


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Figura 3.8. Gancho de la fuente (M4100) conectado a la fase A del lado del neutro,

las fases B y C aterrizadas y aisladas entre sí.

Figura 3.9. Terminal de la fase A del lado del Bus de fase, se muestra el capacitor de

acoplamiento.


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Se registro el valor de la carga aparente máxima y mínima obtenida en cada

escalón de tensión, que fue de 1 kV. Posteriormente se decrementa la tensión

lentamente en pasos también de 1 kV hasta la extinción de la DP y se registro la

magnitud de la carga aparente máxima y mínima y la tensión de extinción de la DP

como se muestra en la Tabla 3.3. En cada medición se registro la temperatura

ambiente, temperatura de devanados, y humedad relativa y el tiempo de las

mediciones

Tabla 3.3. Mediciones de las descargas parciales a la fase A, B y C.

Tensión

[kV]

Fase A Fase B Fase C

Carga Aparente [nC] Carga Aparente [nC] Carga Aparente [nC]

Subiendo

tensión

Bajando

Tensión

Subiendo

tensión

Bajando

Tensión

Subiendo

tensión

Bajando

Tensión

3 3.780 4.070 7.500 1.500 2.600 2.530

4 6.100 5.700 11.600 2.000 3.440 2.870

5 5.590 6.160 13.300 2.170 4.760 3.180

6 7.700 6.000 10.200 2.500 6.770 3.100

7 8.040 6.500 7.800 2.300 8.100 3.300

8 8.350 6.500 6.400 2.400 6.640 2.940

9 7.100 5.840 5.970 2.500 8.230 2.920

10 7.360 6.200 4.510 2.460 9.710 3.200

11 7.100 5.750 5.210 4.970 6.440 5.340

11.5 7.950 6.250 5.500 5.240 6.500 5.260


Página 67

3.6 Descarga a la ranura

La prueba se realizó con el detector de descargas superficiales de la marca Adwel.

La tensión fue suministrada por el equipo de medición de factor de potencia de la

marca Doble M4100 y un resonador tipo C de la marca Doble para elevar la

tensión hasta el nivel requerido, el equipo de medición se muestra en la figura

3.10. La prueba se realizo comenzando con la fase A, después la fase B y

finalmente la fase C.

Se energizo la fase bajo prueba a la tensión de fase a neutro de la maquina (12

kV), con las otras dos fases referidas a tierra. Se acordó un tiempo de

estabilización de 30 minutos antes de iniciar la prueba, este tiempo de

estabilización permite una evaluación relativa entre los datos de prueba obtenidos

única y exclusivamente durante esta prueba. Como ya se menciono en 2.4 si se

desea tener una evaluación cuantitativa para efectos de análisis de tendencia se

debe dar un tiempo de estabilización mínimo de 2 horas por fase.

Figura 3.10. Instrumentación para realizar la prueba de descarga a la ranura.


Página 68

Antes de efectuar la prueba, se observo y revisó el desplegado del devanado del

generador eléctrico con el motivo de conocer a que ranuras pertenecen a cada

fase. El desplegado se muestra en la Figura 3.11. Al ubicar las ranuras que

conforman cada fase del generador eléctrico podemos empezar a aplicar la

tensión de prueba.

Figura 3.11. Desplegado del devanado del generador eléctrico (Unidad 3).

Se ubicó a que ranura pertenece la fase que estamos probando, comenzamos con

la fase U y la ranura 24. La tensión de prueba es 12 kV que es aproximadamente

la tensión nominal de la máquina dividida entre raíz de 3.


Página 69

Recordemos que se deben seguir todas las medidas de seguridad que fueron

descritas al principio del capítulo 3. Fue necesario que la persona que realizó la

prueba se colocara dentro del estator con el equipo de medición.

El núcleo del estator siempre debe estar conectado a tierra, para que no ocasione

ningún problema sobre la persona que realiza las mediciones. Recordar que la

superficie de los cabezales de los devanados se encuentra al nivel de la tensión

aplicada, por lo que no se debe tocar esta zona.

Se registraron las actividades de descargas superficiales en la región de cada una

de las ranuras que conforman la fase energizada mediante el detector de

descarga superficial de la marca Adwel, como se muestra en la Figura 3.12.

Figura 3.12. Medición de las descargas parciales en las ranuras del generador

eléctrico.

Debido a que la parte de mayor esfuerzo eléctrico y mecánico ocurre en cada

salida de ranura, es válido, en caso de que no se pueda recorrer la longitud total

de ranura, registrar solamente la actividad en los extremos sobre una superficie de

contacto de 6 cm a 15 cm. En la prueba se recolectaron los valores en las ranuras


Página 70

del lado turbina y lado excitación, los resultados obtenidos se presentan por fase

en la Tabla 3.2.

Tabla 3.4. Valores obtenidos de la prueba descarga a la ranura, en negritas se

muestra a que ranura pertenece a cada fase.

Número


Número

de

ranura

Lado

Excitación

[mA]

Lado

Turbina

[mA]

Número

de

ranura

Lado

Excitación

Lado

Turbina

[mA]

Número

de

ranura

Lado

Excitación

[mA]

Lado

Turbina

[mA]

1 1 3.2 11 1.0 4.5 18.0 5.0 5.5 24.0

2 2 8 4.6 2.0 2.5 13.0 6.0 4.2 13.0

3 9 14 15 3.0 5.0 17.0 7.0 4.0 22.0

4 10 4.8 8 4.0 11.0 16.0 8.0 3.5 15.0

5 11 14 14 5.0 4.2 3.5 9.0 4.5 3.0

6 12 29 26 6.0 2.2 2.8 10.0 2.5 3.5

7 13 5.5 6.7 14.0 19.0 16.0 11.0 2.5 2.5

8 14 4.8 5 15.0 5.0 8.0 18.0 3.8 15.0

9 15 3.5 4.5 16.0 4.3 25.0 19.0 4.2 28.0

10 23 5.4 11 17.0 10.2 9.0 20.0 4.9 5.8

11 24 6.8 15 18.0 2.0 12.0 21.0 6.0 10.0

12 25 2.6 19 19.0 2.2 3.8 22.0 13.0 14.0

13 26 9 8 20.0 2.0 5.5 23.0 12.0 9.5

14 27 5.5 8.5 27.0 2.5 15.0 24.0 3.5 3.0


Página 71

3.7 El CID

El generador eléctrico bajo prueba es de 2 ramales por fase. Antes de iniciar la

prueba de El Cid debemos calcular la tensión de excitación que se hará circular

por el toroide para inducir la corriente necesaria para realizar la prueba. Se

calcula con la ecuación

Donde,

Tensión nominal de la máquina

Factor de apilamiento del cobre (0.92)

Número de bobinas por fase (27 bobinas/3 fases)

De esta forma obtenemos la tensión de excitación que debe suministrar el

autotransformador variable para poder producir la corriente necesaria para realizar

la prueba. El autotransformador se muestra en la Figura 3.13.


Página 72

Figura 3.13. Autotransformador variable para inducir la tensión de prueba.

Debido a que la tensión de excitación es pequeña, la corriente que se induce en el

nucleo del estator también lo es. Por lo que no es necesario un cable especial, se

uso un cable calibre 10. El Cable se hace pasar por dentro del estator, formando

una bobina que permite inducir la corriente eléctrica en mA. La bobina se muestra

en la Figura 3.14.

Figura 3.14. Disposición del cable utilizado en la medición formando la bobina para

inducir la corriente en mA y registrar las mediciones.


Página 73

El instrumento de prueba es el detector de imperfecciones de la marca Adwell que

se muestra en la Figura 3.15.

Figura 3.15. Instrumento de medicion El CID de la marca Adwell

El equipo de medición es conectado y calibrado, como se muestra en la Figura

3.16. Se debe conocer la distancia entre ranuras, para ajustar el Chattock, ya que

se hace avanzar a lo largo de las ranuras de la máquina. El software de El Cid,

debe ser ajustado con los parámetros siguientes: número de ranuras (27), longitud

del estator (5,631 m) y tensión de prueba (27.8913 V).

Figura 3.16. Calibración de la bobina de Chattock también llamada “carro”.


Página 74

Una vez ingresados lo parámetros mencionados, se comienza la prueba

recorriendo ranura por ranura. El generador eléctrico tiene un total de 27 ranuras,

por lo que se realizan 27 recorridos a lo largo del estator. Esto se aprecia en la

Figura 3.17.

Figura 3.17. Medición en cada una de las ranuras del devanado (27 ranuras).

Al recorrer el “carro” a lo largo del estator observamos el registro de las

mediciones. Dichas mediciones se registran en la Lap top, como se muestra en la

Figura 3.18. Se debe de sincronizar el momento en que comienza la medición con

el momento en que se da “run” al instrumento de prueba, debido a que el software

registra las mediciones en base a la distancia. Está prueba debe ser realizada por

dos personas.

La persona encargada de realizar las mediciones debe ingresar sin objetos.

También se debe tener un pulso parejo al tomar las mediciones (recorrer el

“carro”) debido a que un movimiento brusco desalinea el instrumento de medición.

Registrando valores anormales como se muestra en la Figura 3.18.


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Figura 3.18. Registro de las mediciones en la prueba de El CID.

Se realizó la medición de las 27 ranuras, los valores registrados se muestran en la

Tabla 3.5. Pudimos identificar 2 parámetros mayores a los especificados en la

Tabla 2.11. Estos se detectaron en la ranura 5 y la ranura 8.

Tabla 3.5. Valores registrados en la prueba de El Cid.

Ranura Corriente

[mA] Ranura

Corriente [mA]

1 -73 15 -41

2 84 16 39

3 -35 17 -29

4 37 18 -38

5 336 19 38

6 -34 20 -35

7 47 21 -40

8 127 22 51

9 -64 23 79

10 -43 24 41

11 -51 25 36

12 -42 26 41

13 94 27 60

14 -37 - -


Página 76

3.8 Resistencia de devanados

Se verifico nuevamente, pero esta vez a detalle que las terminales del generador

por probar estuvieran limpias. Ya que si se encuentran sucias se introducen

errores en la medición. Se descargo la fase por probar durante 10 minutos antes

de iniciar la prueba. Las mediciones se efectuaron fase por fase, abriendo las

terminales de línea y neutro. Se midió nuevamente la temperatura en devanados

del estator, se registro una temperatura ambiente de 26 °C y en los devanados

29°C.

Se conecto el equipo de pruebas para la medición de la resistencia óhmica

Vanguard y se realizaron las conexiones mostradas en la Figura 3.19., y en la

Figura 3.20., se hicieron circular 10 A, colocando la perilla que controla la corriente

en la posición de 5 A y la perilla del multiplicador en la posición 2.

Figura 3.19. Equipo para la medición de resistencia de devanados de la marca

Vanguard.

Las conexiones deben de ser solidas, procurando sujetar la mayor superficie de

contacto con los caimanes de los cables de conexión, como se muestra en la

Figura 3.20. El cable rojo y negro se conecta al mismo punto, en este caso a la

salida del generador (Bus de fase) como se muestra en la Figura 3.21.


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Figura 3.20. Conexión en la salida del generador eléctrico (Bus de fase aislada).

Se conecta de la misma forma en el lado de neutro de la misma fase, como se

muestra en la Figura 3.21. Teniendo en cuenta que las fases están aisladas entre

sí.

Figura 3.21. Conexión al lado de neutro.

Se obtienen las mediciones de la fase A primero y se repite el procedimiento hasta

la fase C. En algunos casos la medición muestra valores que por inspección

notamos sospechosos, esto puede indicar un mal contacto de las pinzas de los

cables del instrumento o suciedad. Las pruebas deben ser verificadas, y en casos

realizadas hasta 3 veces para descartar que se pueda tratar de error en la

conexión o un falso contacto en el cable de pruebas.


Página 78

En este caso una de las fases (Fase B) nos daba un valor de corriente anormal

(6.8 A) lo cual indicaba un problema, al sujetar en otro punto de la terminal de fase

no sucedió nuevamente y nos arrojo el valor mostrado en la Tabla 3.6. Esto indica

que era un error debido a la calidad de conexión de las pinzas del instrumento de

prueba. Los valores obtenidos en la medición de Resistencia de devanados son

los mostrados en la Tabla 3.6.

Tabla 3.6. Valores obtenidos en la prueba resistencia de devanados.

Fase Corriente

[A] Rt [mΩ]

A 9.23 1.058

B 9.18 1.111

C 9.16 1.066

CAPITULO 4. DIAGNÓSTICO AL

GENERADOR ELÉCTRICO

Capitulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico

Página 80

4.1.1 Resistencia de aislamiento

Mediante la ecuación (2.2) realizamos la corrección por temperatura, para la

prueba de resistencia de aislamiento la temperatura del devanado es 29 °C, por lo

tanto el factor de corrección es:

La ecuación (2.1) nos da el valor corregido por temperatura, para el

obtenido.

Todas las mediciones realizadas, se corrigen de la misma forma, hasta generar la

tabla mostrada a continuación. Los valores corregidos de la prueba de resistencia

de aislamiento se muestran en la Tabla 4.1.

Tabla 4.1. Valor de la en color verde

Tiempo [min] Fase A [GΩ] Fase B [GΩ] Fase C [GΩ]

1/4 1.0916 1.0543 1.0450

1/2 2.3046 2.2766 2.4259

3/4 3.3589 3.3356 3.4522

1 4.4086 4.3619 4.5252

2 8.3506 8.3040 8.4906

3 11.9428 11.8495 11.9428

4 15.2084 18.0075 14.9285

5 17.9142 17.7276 17.7276

6 20.5267 19.8736 20.0602

7 23.1392 22.4861 22.0196

8 24.9586 24.4921 24.2122

9 27.0580 26.3582 26.1249

10 28.4575 28.2242 27.7577


Página 81

En base al procedimiento mostrado en 2.2.1, se grafican los resultados para

observar la tendencia de la resistencia de aislamiento como se muestra en la

Figura 4.1.

Figura 4.1. Grafica de resistencia de aislamiento contra tiempo

El índice de polarización se define normalmente como la razón entre el valor de la

resistencia de aislamiento tomada a los 10 minutos ( ) de ser aplicada la

prueba y el valor tomado al minuto ( ).

1.0000

10.0000

100.0000

1/4 1/2 3/4 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Resis

ten

cia

[GΩ

]

Tiempo (min)

Resistencia al aislamiento

FASE A FASE B FASE C


Página 82

Los resultados obtenidos de la medición de la resistencia de aislamiento en la fase

A de , fase B de y fase C de , en

comparación con la tabla de la norma IEEE std. 43-2000 (Tabla 2.4) son

satisfactorios al igual que para el criterio mínimo propuesto por la CFE.

La curva de la grafica muestra la relación de 60 segundos a 30 segundos que es

el índice de absorción, y la relación de 10 minutos a 1 minuto como índice de

polarización observamos que la pendiente obtenida muestra un crecimiento

gradual con una pendiente acorde a los criterios de la norma mostrados en la

Tabla 2.3, por lo que el devanado se encuentra limpio y sin suciedad. El valor de la

resistencia de aislamiento de la fase A, B y C (Marcados en verde) es mayor al

establecido en el criterio de aceptación mostrado en la Tabla 2.4, por lo que lo que

el resultado es satisfactorio.


Página 83

4.1.2 Factor de disipación y capacitancia

Los valores obtenidos en la prueba son complementados en la Tabla 4.2., se

utilizo la ecuación (2.3) para determinar el valor de variación de capacitancia. El

(Amarillo) muestra en la fase A un valor de 0.500, en la fase B un valor de

0.502 y en la fase C 0.568, comparando con el criterio de aceptación en la Tabla

2.5, para el tipo de material del generador observamos que está dentro del criterio

de aceptación.

Tabla 4.2. Valores corregidos de la prueba de factor de disipación y capacitancia.

Fase %Vn [kV] Prueba [kV] I [mA] P [W] C [nF] [%]

A

20 4 520.453 16.100 345.050

1.351

0.774

0.500 40 8 1049.965 102.787 347.730 1.223

100 11.5 1516.969 219.922 349.470 1.261

60 12 1574.649 239.199 349.710 1.274

B

20 4 518.898 16.682 344.520

1.817

0.805

0.502 40 8 1053.894 103.569 348.840 1.226

100 11.5 1516.869 222.972 350.220 1.280

60 12 1582.530 247.291 350.780 1.307

C

20 4 515.051 15.223 341.370

1.837

0.739

0.568 40 8 1044.683 101.674 345.700 1.215

100 11.5 1517.123 223.906 347.540 1.275

60 12 1559.414 242.462 347.640 1.307


Página 84

El (Azul) muestra en la fase A un valor de 0.774<1 en base al criterio de

aceptación mostrado en la Tabla 4.2., de igual forma la fase B 0.805<1 y la fase C

0.739<1. El delta tan delta (Variación del factor de disipación) presenta un valor

máximo de variación de 0.56%, en la fase C, inferior al 2 % especificado por

norma (Tabla 4.2). Esto se muestra en la figura 4.2., se observa una grafica casi

uniforme.

Figura 4.2. F.D. contra tensión aplicada a la máquina.

Figura 4.3. Capacitancia contra tensión aplicada a la máquina.

0.000

1.000

2.000

3.000

3 5 7 9 11 13

F.D

. %

Tensión kV

Fase A

Fase B

Fase C

340.000

345.000

350.000

355.000

3 5 7 9 11 13

Cap

acit

anci

a [n

F]

Tensión [kV]

Fase A

Fase B

Fase C


Página 85

La Figura 4.3., muestra que la capacitancia presenta valores similares entre fases,

presentando una variación máxima de 1.83 % en la fase C. lo cual nos indica que

el devanado se encuentra en buenas condiciones, con pocos huecos en el

volumen de aislamiento.


Página 86

4.1.3 Descargas Parciales

Las mediciones registradas nos muestran que los valores más altos obtenidos

fueron de 8.35 nC para la fase A, 13.3 nC para la fase B y 9.71 nC para la fase C.

Comparando los valores contra los mostrados en el criterio de aceptación en la

Tabla 2.7. Observamos que son menores al límite (30,000 pC) para un diagnóstico

aceptable. Los valores obtenidos a la tensión de línea son menores que los

obtenidos a otro nivel de tensión como se muestra en la Tabla 4.3., lo que indica

que puede deberse a puntos con mayor nivel de suciedad en el devanado.

Tabla 4.3. Mediciones de descargas parciales.

Tensión

[kV]


Carga Aparente [nC] Carga Aparente [nC] Carga Aparente [nC]

Subiendo

tensión

Bajando

Tensión

Subiendo

tensión

Bajando

Tensión

Subiendo

tensión

Bajando

Tensión

3 3.780 4.070 7.500 1.500 2.600 2.530

4 6.100 5.700 11.600 2.000 3.440 2.870

5 5.590 6.160 13.300 2.170 4.760 3.180

6 7.700 6.000 10.200 2.500 6.770 3.100

7 8.040 6.500 7.800 2.300 8.100 3.300

8 8.350 6.500 6.400 2.400 6.640 2.940

9 7.100 5.840 5.970 2.500 8.230 2.920

10 7.360 6.200 4.510 2.460 9.710 3.200

11 7.100 5.750 5.210 4.970 6.440 5.340

11.5 7.950 6.250 5.500 5.240 6.500 5.260

La Figura 4.4 muestra la tendencia de la medición de las descargas parciales

contra la tensión aplicada, se observa que a la tensión de 5 kV en la fase B (rojo)

se eleva rápidamente y después decrece, siendo este valor mayor al obtenido al

aplicar 11.5 kV, síntoma común que existe suciedad en puntos del devanado.


Página 87

Figura 4.4. Grafica de descargas parciales contra la tensión en aumento.

0.000

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

De

scar

ga [

nC

]

Tensión [kV]

Fase A

Fase B

Fase C


Página 88

4.1.4 Descarga a la ranura

Los valores de descargas parciales en ranura registran un valor máximo de 29 mA

en la ranura 12 de la fase A en el lado excitación del generador como se presenta

en la Tabla 4.4. La medición de descarga a la ranura es influenciada por el

espacio llano en los ductos de ventilación de las bobinas, y por la posible

contaminación entre los mismos por lo que estos valores se consideran aceptables

en base al criterio de aceptación mostrado en la Tabla 2.10.

Tabla 4.4. Valores resaltados en amarillo de los puntos donde se registraron los

máximos en las mediciones del lado excitación y lado turbina.


Numero

Número

de

ranura

Lado

Excitación

[mA]

Lado

Turbina

[mA]

Número

de

ranura

Lado

Excitación

Lado

Turbina

[mA]

Número

de

ranura

Lado

Excitación

[mA]

Lado

Turbina

[mA]

1 1 3.2 11 1.0 4.5 18.0 5.0 5.5 24.0

2 2 8 4.6 2.0 2.5 13.0 6.0 4.2 13.0

3 9 14 15 3.0 5.0 17.0 7.0 4.0 22.0

4 10 4.8 8 4.0 11.0 16.0 8.0 3.5 15.0

5 11 14 14 5.0 4.2 3.5 9.0 4.5 3.0

6 12 29 26 6.0 2.2 2.8 10.0 2.5 3.5

7 13 5.5 6.7 14.0 19.0 16.0 11.0 2.5 2.5

8 14 4.8 5 15.0 5.0 8.0 18.0 3.8 15.0

9 15 3.5 4.5 16.0 4.3 25.0 19.0 4.2 28.0

10 23 5.4 11 17.0 10.2 9.0 20.0 4.9 5.8

11 24 6.8 15 18.0 2.0 12.0 21.0 6.0 10.0

12 25 2.6 19 19.0 2.2 3.8 22.0 13.0 14.0

13 26 9 8 20.0 2.0 5.5 23.0 12.0 9.5

14 27 5.5 8.5 27.0 2.5 15.0 24.0 3.5 3.0


Página 89

Figura 4.5. Grafica de los valores obtenidos, se muestran los valores más altos

registrados del lado excitación del generador eléctrico.

Figura 4.6. Grafica de los valores obtenidos, se muestran los valores más altos

registrados del lado turbina del generador eléctrico.

0

5

10

15

20

25

30

35

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Co

rrie

nte

[m

A]

Número de la medición

Lado Excitación

Fase A

Fase B

Fase C

0

5

10

15

20

25

30

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Co

rrie

nte

[m

A]

Número de la medición

Lado Turbina

Fase A

Fase B

Fase C


Página 90

4.1.5 EL CID

Se registro un valor de 336 mA en la ranura 5 en el penúltimo paquete de

laminación y 127 mA en la ranura 8. Lo que indica un problema, ya que el criterio

de aceptación mostrado en la Tabla 2.11., el valor máximo es de 200 mA, esto

indica que es necesaria una reparación, los valores máximos registrados son

resaltados en la Tabla 4.5.

Tabla 4.5. Registro de las mediciones de la prueba El CID.

Ranura Corriente

[mA] Ranura

Corriente

[mA]

1 -73 15 -41

2 84 16 39

3 -35 17 -29

4 37 18 -38

5 336 19 38

6 -34 20 -35

7 47 21 -40

8 127 22 51

9 -64 23 79

10 -43 24 41

11 -51 25 36

12 -42 26 41

13 94 27 60

14 -37

La Figura 4.7 y 4.8 muestran con detalle el defecto encontrado en las ranuras, se

debe verificar a detalle las ranuras donde se detecto la falla para localizar el punto

en el que se encuentra el corto circuito interlaminar.


Página 91

Figura 4.7. Se muestran los valores más altos obtenidos, en la ranura 5 y 8.

Figura 4.8. Gráfico de la medición de la ranura 1 a la ranura 9, se muestra marcado

en un círculo el daño detectado en la ranura 5 y 8 del núcleo del estator.

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27

Co

rrie

nte

[m

A]

Número de Ranura

CID

[mA]

[m]


Página 92

4.1.6 Resistencia de devanados

Los valores obtenidos en la Tabla 3.6 fueron corregidos mediante la ecuación

(2.4), de igual forma los valores de cada fase probada, esto se muestra en la

Tabla 4.6.

Tabla 4.6. Valores corregidos de la prueba resistencia de devanados.

Fase Iprueba [mA] I prueba (%) Rt [mΩ] Tt [°C] K Ts [°C] Rs [mΩ]

A 5 87.7 1.14 26 234.5 75 1.354

B 5 87.8 1.16 26 234.5 75 1.378

C 5 87.7 1.18 26 234.5 75 1.402

Los resultados obtenidos después de la corrección muestran una variación

pequeña (menor a 0.048 mΩ entre el valor menor y mayor de la medición). Lo que

indica que los devanados se encuentran en buen estado.

Figura 4.9. Grafica de los valores corregidos, se muestra una diferencia mínima

entre devanados.

1 2 3

Series1 1.354 1.378 1.402

1.330

1.340

1.350

1.360

1.370

1.380

1.390

1.400

1.410

Re

sist

en

cia

[mΩ

]

Resistencia de Devanados


Página 93

La figura 4.9 permite visualizar de mejor forma la diferencia entre los valores

medidos, se observa que la variación en los valores es pequeña como ya se había

mencionado antes. La Tabla 4.8 muestra los valores obtenidos en la medición

realizada en el último diagnóstico realizado a la unidad 3 de la Central. En base a

el criterio de aceptación para la prueba de resistencia de devanados (2.7.2) La

diferencia entre la resistencia medida en el ultimo diagnóstico y los obtenidos en la

Tabla 4.7., referidas a la misma temperatura no varían más allá del por lo

que satisface el criterio de aceptación.

Tabla 4.7. Comparación de los valores corregidos obtenidos de la medición y los

valores de la prueba anterior.

Fase Rs [mΩ]

Rs Prueba

anterior

[mΩ]

Diferencia

promedio

A 1.354 1.378 1.740

B 1.378 1.401 1.655

C 1.402 1.437 2.500


Página 94

4.2 Diagnóstico final al estator del generador eléctrico

El estator del generador eléctrico de la central Termoeléctrica Francisco Pérez fue

sometido a un diagnóstico fuera de línea en base al procedimiento de pruebas

mostrado en los capítulos anteriores. Los resultados mostrados en la Tabla 4.8

muestran que la prueba de resistencia de aislamiento e índice de polarización es

satisfactoria, ya que los valores de resistencia de aislamiento (Resistencia de

aislamiento a 1min) son mayores al valor mínimo de resistencia de aislamiento

mostrado en el criterio de aceptación (> 21 MΩ) y el valor de índice de polarización

es mayor al mínimo establecido (6.455 para la fase A).

El factor de disipación y capacitancia es satisfactorio también, indicando un nivel

bajo de perdidas eléctricas y cumpliendo con el criterio de aceptación para esta

prueba que espera un valor menor a 1. La prueba de descargas parciales muestra

un valor máximo de 13,300 pC menor a 30,000 pC para el criterio de aceptable.

Esto indica un degradamiento estable en los aislamientos del estator y un

contenido de descargas parciales aceptable aunque no excelente, no se descarta

la opción de suciedad en los devanados lo cual incrementa los valores de las

lecturas obtenidas. Los resultados obtenidos en la prueba de descarga a la ranura

son satisfactorios, el valor máximo obtenido en la medición se presenta en la fase

A con una magnitud de 29 mA menor a los 100mA que marca el criterio de

aceptación, por lo cual cumple.

Las mediciones realizadas con El CID muestran dos valores superiores al criterio

de aceptación para la prueba (mayores a 100mA), por lo cual se determina que es

necesaria realizar una inspección detallada del defecto que causa los valores de

336 mA para la ranura 5 y 127 para la ranura 8. La resistencia de devanados

muestra una variación menor al 3% entre las mediciones realizadas en el periodo

de prueba anterior, y también una variación menor al 3% entre fases, el

diagnóstico es satisfactorio para la prueba.


Página 95

El devanado del estator se encuentra en condiciones aceptables de

funcionamiento aunque no es aceptado para entrar en servicio hasta que la

reparación en la ranura 5 y 8 se realice y se aplique la prueba de El Cid

nuevamente y el resultado cumpla con el criterio de aceptación. Se recomienda

realizar un programa de limpieza a los cabezales y el aislamiento del estator. Se

deberá realizar el mismo procedimiento de pruebas en diagnósticos futuros.

Tabla 4.8. Concentrado de resultados, normas aplicables y criterios de evaluación

de las pruebas realizadas al estator del generador eléctrico.

Prueba Norma

Aplicable

Fases Criterio de

evaluación

Diagnóstico A B C

Resistencia de aislamiento en MΩ IEEE Std. 43-

2000

4408 4361 4525 > 21 MΩ

Satisfactorio

Indice de polarización 6.455 6.4706 6.134 > 2 Satisfactorio

Factor de disipación al 0.2 Vn (Tanδ)

IEEE Std. 286-2000

0.774 0.805 0.739 < 1 Satisfactorio

Factor de disipación al 0.6 Vn (Tanδ)

1.274 1.307 1.307 Referen

cia Satisfactorio

ΔTanδ 0.5 0.502 0.568 < 1 Satisfactorio

Capacitancia al 0.2 Vn (nF)

345.05 344.52 341.37 Referen

cia Satisfactorio

Capacitancia al 0.6 Vn (nF)

349.71 350.78 347.64 Referen

cia Satisfactorio

ΔC/C (%) 1.351 1.817 1.837 Referen

cia Satisfactorio

DP´s en la ranura (mA) IEC 60270-

2000 29 25 28

< 100 mA

Satisfactorio

Resistencia de devanados (mΩ)

IEEE Std. 1434

1.354 1.378 1.402 < ± 3% Satisfactorio

El CID (mA) Proc.

K3332303 CFE

336 en la ranura 5 y 127 en la ranura 8

> 100 mA

Reparación

Descargas Parciales (pC)

IEC 60270 8,350 13,300 9,710 <

30,000 pC

Aceptable


Página 96

4.3 Costo de producción de la unidad 3 de la Central


Este cálculo muestra el costo de producción de la unidad 3 de la Central

Termoeléctrica. Con esto podemos observar cuánto dinero cuesta el que la unidad

este fuera de servicio, en este caso y gracias al diagnóstico, la unidad 3 salió 6

días fuera de servicio. El tiempo estimado que la unidad iba a estar fuera de

servicio si no se detectaba la falla era de de 14 días. En la tabla 4.9 se muestran

los costos incrementales a máxima eficiencia de unidades de la Central

Termoeléctrica.

Tabla 4.9. Costos incrementales a máxima eficiencia de las unidades de la Central


Número Unidad Tipo de

Planta

Potencia a

Max. Efi.

(MW)

Costo

Incremental

($/MWh)

135 TULU1 TM 330.00 1662.18

134 TULU2 TM 300.00 1660.75

137 TULU3 TM 322.80 1669.70

144 TULU4 TM 322.80 1723.57

140 TULU5 TM 300.00 1694.07

El costo de producción de un día en el país es de $437,455,678.00 pesos. El

costo de producción del país sin la unidad 3 operando es de $463,810,107.16

pesos El costo de producción de un día de la unidad en cuestión es de $26, 354,

429.16 pesos, si multiplicamos por los días que la máquina estuvo fuera de

servicio obtenemos un estimado de cuando dinero costo el tener la unidad 3 fuera.

Observamos que el diagnóstico logro reducir el costo que le genera al país cuando

existen fallas en las plantas generadores de energía eléctrica.


Página 97

Conclusiones

El diagnóstico fuera de línea realizado al estator del generador eléctrico de la

Central Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos mediante las pruebas siguientes:

Resistencia de aislamiento e índice de polarización, Factor de disipación y

capacitancia, Descargas parciales, Descarga parcial a la ranura, El CID y

Resistencia de devanados, muestra que la adecuada selección y realización de

las pruebas permite obtener un diagnóstico preciso.

Mediante la aplicación de la prueba de El CID que mostró dos valores superiores

al criterio de aceptación para la prueba (mayores a 100mA). Que fueron

registrados en el extremo del lado turbina del estator del generador, en la ranura 5

y 8. Se dio a conocer el lugar donde se localizaba una falla. Se concluyo que la

falla detectada se produjo durante el mantenimiento realizado a la máquina meses

atrás, cuando el generador era armado. El rotor golpeo el estator y el equipo de

mantenimiento no se percato del daño ocurrido. Lo que provocó que se produjera

un contacto entre las láminas que conforman el estator. Este contacto entre

laminaciones origino un cortocircuito interlaminar que provocó puntos calientes en

2 puntos del estator lo que hizo que una de las protecciones del generador

operara.

La pronta detección de la falla redujo costos de mantenimiento, reparación, y el

tiempo que la máquina permaneció fuera de operación. El trabajo cumplió con el

propósito de un diagnóstico de esta clase, que es detectar defectos insipientes y

determinar el grado de deterioro del generador eléctrico. El deterioro observado

mediante las pruebas se observa estable en relación con el tiempo de operación y

tiempo de vida de la máquina.


Página 98

Realizar este clase se pruebas nos muestra que la ingeniería eléctrica debe ser

aplicada desde el concepto para poder comprender de qué forma ocurren los

fenómenos que se presentan en las máquinas eléctricas. Lo que permite que los

métodos de detección de fallas sean precisos y confiables. Durante la realización

de las pruebas fue grato aplicar los principios de la ingeniería eléctrica, descubrir

que se cumplen y que todo está relacionado, desde las matemáticas pasando por

la física, el electromagnetismo y el análisis de circuitos eléctricos.

Con el trabajo aquí presentado se espera desarrollar un gusto por este campo de

la ingeniería eléctrica que es poco estudiado debido a la complejidad y también al

no siempre fácil acceso a los equipos para realizar dichas pruebas. Con esto se

prueba también que existe un enorme campo donde se puede innovar y realizar

mejoras a un gran número de sistemas. El ingeniero Mexicano tiene grandes

talentos y habilidades, solo es necesaria la motivación correcta y el amor por lo

que se hace para descubrirlas.


Página 99

Referencias

[1] Esparza Saucedo Marcos, Ponce de León Viedas Eugenio, “Diagnóstico

integral del devanado del estator de generadores eléctricos”, Cigré, Junio 2001.

[2] Greg C. Stone, Edgard A. Boulter, Ian Culbert, Hussein Dhirani, Electrical

Insulation for Rotatoring Machines , USA: Mohamed E. El-Hawary, 2004.

[3] Guide for Test Procedures for Synchronous Machines, Part I Acceptance and

Performance Testing, IEEE Std 115™-2009, The Institute of Electrical and

Electronics Engineers, Inc. 3 Park Avenue, New York, NY 10016-5997, USA.

[4] IEEE Recommended Practice for Measurement of Power Factor Tip-Up of

Electric Machinery Stator Coil Insulation, IEEE Std 286™-2000(R2006), The

Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc. 3 Park Avenue, New York, NY

10016-5997, USA.

[5] IEEE Std 43-2000(R2006), IEEE Recommended Practice for Testing Insulation

Resistance of Rotating Machinery. The Institute of Electrical and Electronics

Engineers, Inc. 3 Park Avenue, New York, NY 10016-5997, USA.

[6] IEEE Trial-Use Guide to the Measurement of Partial Discharges in Rotating

Machinery, IEEE Std 1434-2000, The Institute of Electrical and Electronics

Engineers, Inc. 3 Park Avenue, New York, NY 10016-5997, USA.

[7] Instituto de Investigaciones Eléctricas, Curso de diagnóstico para generadores

eléctricos, Cuernavaca, Morelos, México, 2008.

[8] López Azamar José Ernesto, Teoría y Práctica de pruebas de diagnóstico de

equipo eléctrico primario (Generadores, Transformadores de potencia y Motores),

Irapuato: CFE-Subdirección de generación, 2006.


Página 100

[9] Lopez Tagle Alfredo, Malpica Ríos Manuel, Manual de mantenimiento de

generadores, Subgerencia Regional de Generación H.E. Golfo, 2006.

[10] Salazar Godoy Armando, Diagnostico y evaluación del aislamiento eléctrico

de devanados de estator de maquinas eléctricas síncronas rotatorias mayores de

6.0 KV. Y 10 MVA., Procedimiento No. K3332301, 2005.

Apéndice A. Circuito de prueba para la medición de resistencia

de aislamiento

Figura A.1. Circuito de prueba para la medición de resistencia de aislamiento.

Figura A.2. Probador de resistencia de aislamiento marca AVO Modelo BM 25,

Número de serie: 090101537.

Apéndice B. Circuito de prueba para la medición del factor de

potencia y capacitancia

Figura B.1. Circuito de prueba para la medición de factor de disipación y

capacitancia.

Analizador de aislamientos Marca DOBLE M4000

Instrumento M4100 Marca DOBLE (Fuente)

Controlador M4150 Marca DOBLE

Transportador M4300 Marca DOBLE

Resonador Marca DOBLE tipo C

Figura B.2. Diagrama eléctrico del Resonador Marca Doble tipo C.

Apéndice C. Circuito de prueba para la medición de las descargas

parciales

Figura C.1. Circuito de prueba para la calibración de el ICM antes de realizar la

prueba de descargas parciales.

Calibrador de descargas parciales Marca Power Diagnostic System, Modelo CAL1.

Cuadripolos Marca Power Diagnostic System, Modelo CIL4.

Pre-amplificador Marca Power Diagnostic System, Modelo RPA1.

Detector de descargas parciales Marca Power Diagnostic System, Modelo ICM

Compact.

Acopladores capacitivos Marca Power Diagnostic System, Modelo CC25 B/V.

Figura C.2. Circuito de prueba para la medición de la prueba de descargas

parciales.

Apéndice D. Circuito de prueba para la medición de descargas a

la ranura

Figura D.1. Circuito de prueba para la medición de descarga parcial a la ranura.

Figura D.2. Detector de descarga superficial Marca ADWEL, Modelo PPM-97

Resonador Marca DOBLE tipo C.

Instrumento M4100 Marca DOBLE (Fuente).

Apéndice E. Circuito de prueba para la medición de EL CID

Figura E.1. Circuito de prueba para la medición de EL CID

Figura E.2. Detector electromagnético de imperfecciones en el núcleo Marca Digital

El CID, Modelo 601.

Detectores del cabezal sensor (4 bobinas Chattock, tamaños miniatura y 7, 9 y 11

pulgadas).

Apéndice F. Circuito de prueba para la medición de la resistencia

de devanados.

Figura F.1. Circuito de prueba para la medición de la resistencia de devanados.

Figura F.2. Puente de resistencia Ohmica Multi-amp, Marca Megger.

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