Medidas de resistencia de aislamiento en el equipo eléctrico

El equipo eléctrico de una instalación deberá estar aislado entre sí y con respecto a tierra. Esta característica de aislamiento no es constante y puede deteriorarse con el paso del tiempo por razones de humedad, por la acción de inclemencias atmosféricas, contaminación, etc.

Por esta razón es aconsejable el estudio del aislamiento a lo largo de la vida de los equipos, para poder prevenir su envejecimiento prematuro y sus averías.

Debido a la importancia de esta medida en el mantenimiento eléctrico de Subestaciones y Centros de Transformación se exponen a continuación algunas particularidades de los procedimientos para su realización.

Procedimiento para la realización de medidas de resistencia de aislamiento

Antes de su aplicación, se observarán las siguientes reglas de seguridad:

· Se comprobará que el equipo a ensayar está desconectado de toda fuente de tensión y se descargará a tierra antes de probarlo.

· El área de ensayos se mantendrá protegida del peligro de descarga eléctrica mediante el uso de rótulos adecuados, barreras, señalización, etc. aplicando las reglas de seguridad denominadas “5 reglas de oro”.

· El equipo eléctrico que se ha de ensayar, si está próximo a elementos en tensión, puede tener cargas residuales y se descargará a tierra antes de



tomar medidas de su resistencia de aislamiento.

· Tras la aplicación de cualquier tensión de ensayo el equipo comprobado deberá ponerse a tierra para descargar las cargas acumuladas que podrían representar un peligro para el personal.

Medidor de la resistencia de aislamiento (Megger)

Los instrumentos para la medición de la resistencia de aislamiento son los denominados Megóhmetros (Megger) de accionamiento manual a magneto (normalmente utilizados para el ensayo de 1 minuto) o del tipo electrónico con márgenes de tensiones de ensayo de 500 a 5.000 voltios como equipo estándar. 

Los bornes de salida de  los megóhmetros pueden disponer de dos o tres bornes, en los cuales van marcadas las polaridades (–), (+) o bien las letras L – E respectivamente; si disponen del tercer borne, vendrá marcado por las letras S o G.

El terminal rojo o marcado con “+”, E o “Tierra”, normalmente se conecta a la carcasa, tierra o cubierta de cable, mientras que el terminal negro o marcado con “-“, “L” o “activo”, se conecta al conductor, o la parte activa del equipo. Esta forma de conexión es la normalmente utilizada ya que en ciertos tipos de aislamiento en altas tensiones y elevada resistencia, existen diferencias en las lecturas dependiendo del terminal en que se conecte la tierra. Al utilizar este convenio obtendremos menor valor en las lecturas de la resistencia de aislamiento.

El borne (S o G), denominado «guarda», evita que las corrientes superficiales afecten a la medida de aislamiento.

Para los procedimientos de ensayo que comentaremos a continuación las tensiones de cc. a aplicar se recomienda estén de acuerdo con la siguiente tabla según IEEE std 43-2000, para máquinas de inducción trifásicas de acuerdo con el valor de la tensión asignada para estos métodos la diferencia de resistencia a la tensión de prueba y la tensión de operación no son demasiado significativos.

Tensión del equipo eléctrico	Tensión de prueba
< 1000	500V. cc.
1001 a 2500 V.	500  a 1000 Vcc.
2501 a 5000 V.	2500  a 5000 V cc.
5001 a 12000 V.	2500  a 5000 V cc.
> 12000 V.	5.000 a 10000 V. cc.

Procedimientos de ensayo del aislamiento:

· Ensayo de un minuto o de tiempo corto

El ensayo de un minuto es un ensayo preliminar, se emplea habitualmente para verificar que el aislamiento del equipo es satisfactorio para la realización de pruebas posteriores, la resistencia de aislamiento obtenida no será necesariamente la resistencia máxima, pero si puede determinar la calidad de los aislantes si se observa que los valores de la resistencia son crecientes a lo largo de los 60 seg. de la prueba

Como se ha indicado, el ensayo de un minuto se utiliza antes de la aplicación de un ensayo de rigidez dieléctrica y también es la primera etapa el ensayo del índice de polarización.

· Ensayo de Tiempo – resistencia

Cuando se aplica un voltaje de prueba a un aislamiento y la intensidad disminuye durante la comprobación, aumenta la resistencia aparente del aislamiento, este incremento puede ser bastante rápido al principio, pero pueden pasar varios minutos antes de que llegue a un valor constante, particularmente sí el aislamiento está seco.

Por otra parte, si el devanado está húmedo o sucio, la corriente de conducción será alta y la corriente de absorción será comparativamente baja (véase «curva típica tiempo-resistencia»

Se tomarán sucesivas lecturas en cada periodo de tiempo de 5 a 10 minutos, y las diferencias entre ellas se anotarán. Si el aislamiento es bueno, las lecturas obtenidas se incrementarán conforme aumenta el tiempo del ensayo. Esto es debido al efecto de carga de la absorción capacitiva del aislamiento. Sin embargo, si las lecturas son aproximadamente del mismo valor a lo largo del tiempo del ensayo, el aislamiento está contaminado por polvo, grasa, o deteriorado.

Las fugas a través de las superficies aislantes (caminos de conducción) originadas por la grasa y el polvo son ligeramente constantes y enmascaran el efecto de absorción, y por tanto dan valores de resistencia bajos.

Las ventajas de este método son importantes, por un lado es independiente de la temperatura y del tamaño de la máquina bajo prueba y por otro  es que muestra directamente la condición del aislamiento sin necesidad de referirse a resultados de pruebas anteriores.

Continua, ver articulo completo en pdf en la siguiente URL:

http://www.mediafire.com/view/6vwdsez4b64r1a9/Medida_de_la_resistencia_de_aislamiento_en_el_equipo_el%C3%A9ctrico.pdf

Protección contra corrientes de secuencia inversa en grandes Generadores

En condiciones normales de estabilidad, el flujo en el entrehierro de un generador gira en la misma dirección y en sincronismo con el devanado de campo. Cuando en el sistema que alimenta se produce un cortocircuito a tierra o entre fases, el corte de una fase o un gran consumo monofásico, el generador funcionará con carga desequilibrada, en estas condiciones, la componente de secuencia negativa o inversa de la corriente, crea un campo giratorio que corta a la periferia del rotor a una velocidad doble de la de sincronismo, el efecto es como si de un frenado a contracorriente se tratara.

Si analizamos el problema desde el punto de vista mecánico, estas corrientes inducen fuerzas electromotrices que se oponen al giro normal del generador durante el tiempo que permanece el defecto.

Como el sentido de giro lo determina la turbina, los esfuerzos mecánicos se ejercen sobre el acoplamiento rotor-turbina. Los engranajes del reductor de velocidad funcionan como fusibles mecánicos, y se destruyen cuando se excede su capacidad, evitando así un daño mayor en los elementos principales como son la turbina y el propio generador.

Desde el punto de vista eléctrico las corrientes de doble frecuencia generadas circulan por la superficie del rotor donde se encuentran las cuñas y los anillos de retención.

-      El calentamiento de las cuñas da lugar a su flexión y la fuerza centrífuga del rotor terminará provocando su ruptura.

-       El calentamiento dilatará el anillo de retención liberándolo del cuerpo del rotor y provocará su desprendimiento.

En cualquier caso la avería del generador es grave y los medios de protección deben ser sensibles a la componente inversa de la corriente, se ha demostrado que los relés térmicos no son eficaces ante estos fenómenos.

Los fabricantes fijan límites al tiempo que una máquina puede trabajar en estas circunstancias, como una función del cuadrado de la corriente de secuencia negativa: K = I₂²t. El producto I₂²t es el cuadrado de la corriente de secuencia negativa (I₂²) y de la duración de la falta en segundos (t), la constante K es variable y depende del tipo de máquina con valores entre 5 para grandes turboalternadores y 40 para máquinas hidráulicas, lo que permite ajustar la característica del relé a la capacidad de la máquina a proteger.

El calentamiento del rotor no será excesivo siempre y cuando I₂² t sea menor que K.

La figura 2 corresponde a las características I₂² = f (t) de alternadores con diferentes sistemas de refrigeración.

Tipo de máquina	Refrigeración	Curva nº	(I2) permitida en % de In	K (I22 t)
Turbo Alternador	Hidrógeno (directo) 2,1 kg/cm2	1	10	7
	Hidrógeno (convencional) 2,1 kg/cm2	2	15	12
	Hidrógeno (convencional) 1,05 kg/cm2	3	15	15
	Hidrógeno o aire (convencional) 0,035 kg/cm2	4	15	20
Polos salientes	Aire (convencional)	5	40	60

Figura 2: Características I₂²t de diferentes tipos de alternadores

De la figura 2 se desprende que la capacidad de soportar desequilibrios en la corriente de fase está íntimamente relacionada con el sistema de refrigeración de la máquina.

Como protección para este fin, se emplean relés contra desequilibrios de fases o de máxima componente inversa (ANSI 46), obtenida a partir de un filtro de secuencia inversa como se representa esquemáticamente en la figura 3.

Figura 3: Protección contra corrientes de secuencia inversa

La magnitud de I₂ se obtiene entre los puntos A y B, y se aplica a un relé con característica de tiempo extremadamente inversa, Fig. 4, lo que permite ajustarse a las características  de la figura 2. Estos relés suelen incorporar una unidad de alarma previa, que permite al operador intervenir en condiciones de débiles asimetrías.

         Figura 4: característica de tiempo de un relé de secuencia inversa

Ver regulación de protecciones en el post “Clasificación de las protecciones de un Generador según la naturaleza del defecto y sus regulaciones”

Disponible en pdf en la siguiente URL:

http://www.mediafire.com/view/tghdkhl8l4duhl8/Protecci%C3%B3n_de_secuencia_inversa_en_Generadores.pdf

Corriente transitoria de conexión o magnetización de Transformadores

Ondas transitorias de conexión de Transformadores

Efectos y consecuencias del llamado “falso cortocircuito” 

La conexión de un transformador a su tensión nominal da lugar a un período transitorio en el que la corriente puede alcanzar valores de cresta de 12 a 25 veces superiores de su intensidad nominal con constantes de tiempo comprendidas entre 0,1 y 0,7 segundos cuando se energiza por las bobinas de mayor tensión normalmente las externas o más alejadas del núcleo magnético (caso de transformadores reductores). Este fenómeno se confunde con una corriente de cortocircuito y suele hacer actuar  las protecciones del transformador de forma no deseada y reiterada.

Este fenómeno se agrava duplicándose cuando el transformador se energiza por su lado de menor tensión (bobinas internas con menor flujo disperso) caso común en transformadores elevadores, siendo, por tanto, la irrupción de corriente en la conexión de 24 a 60 veces superior a su corriente nominal, lo que provocará fuerzas electrodinámicas en los bobinados del orden de 24² a 50², es decir, de 576 a 2500 veces las del régimen a plena carga, valores estos, superiores a la propia corriente de cortocircuito impuesta por su impedancia interna, pudiendo causar desajustes en las calas de sujeción e incluso la avería prematura del transformador cuando se suceden con mucha frecuencia estas maniobras e incluso pueden provocar la explosión del interruptor de maniobra si no se ha tenido en cuenta en el proyecto esta particularidad en relación a su capacidad de ruptura.

El fenómeno de la corriente de conexión es tanto más pronunciado cuanto más saturable es el núcleo del transformador, es decir, cuanto menores son las pérdidas y mejor es la calidad de la chapa, en la actualidad el caso más desfavorable con relación a este fenómeno se produce en los transformadores con núcleo amorfo.

Debido al valor no nulo de la resistencia del devanado primario, la corriente transitoria de conexión se amortigua rápidamente al cabo de unos pocos ciclos alcanzando su valor normal.

Es por ello que al tratarse de corrientes de poca duración, se tengan que utilizar protecciones que no actúen rápidamente o que integren retención del 2º armónico, evitando la desconexión del disyuntor o interruptor automático principal. En caso de que esto ocurra es aconsejable esperar entre 10 y 15 minutos para volver a energizar el transformador con objeto de dar tiempo a la desmagnetización parcial del núcleo y evitar así una corriente de mayores proporciones que en la anterior maniobra de conexión.

Los valores de cresta de la corriente se amortiguan siguiendo la ley exponencial:

donde:

Ie (t): valor de cresta de la corriente en función del tiempo

Ie: valor de cresta máxima, o sea, la primera cresta

: constante de tiempo de amortiguación

El valor de cresta máximo Ie está definido con relación a In, valor de cresta de la corriente nominal del transformador:

La asimetría y el valor de cresta de esta corriente son máximas cuando la conexión se efectúa en el paso por cero de la tensión y cuando la inducción remanente sobre la misma fase es máxima. La probabilidad de que se presente la máxima corriente de conexión (inrush) es directamente proporcional al número de maniobras de conexión que se realicen en el transformador.

Esta gran irrupción de corriente va acompañada de un zumbido súbito de 120 Hz, que se origina principalmente por la magnetoestricción de las chapas del núcleo.

La forma de onda de la corriente contiene una tasa importante del 2º armónico.

Armónicos en la conexión de transformadores
Orden de armónico	C.C.	2º	3º	4º	5º	6º	7º
% típico de amplitud respecto a la fundamental	55	63	26,8	5,1	4,1	3,7	2,4

Este es el principio en el que se basa el frenado de armónicos de determinados relés capaces de distinguir, por la forma de onda, entre faltas e intensidad magnetizante.

Para ello, estos relés introducen elementos de bloqueo constituidos por dos filtros uno en serie y otro en paralelo, sintonizados con la componente del 2º armónico de la corriente de conexión.

El filtro serie presenta una impedancia elevada a los armónicos, sin embargo, permite el paso a la onda fundamental que es rectificada para dar lugar a la tensión de operación.

El filtro paralelo bloquea la onda fundamental dando paso a los armónicos que después de rectificados dan lugar a la tensión de frenado.

La desconexión intempestiva en la conexión de un transformador debido a una deficiente regulación de las protecciones corresponde al fenómeno de corte de una corriente puramente inductiva y es susceptible de producir fuertes sobretensiones que pueden averiar el transformador y los interruptores de maniobra.

La sobretensión producida por la interrupción de corriente en el disyuntor provoca fenómenos transitorios que se desarrollan en las inductancias y capacidades del circuito. La energía magnética residual en los transformadores debe restituirse en forma electrostática:

se puede considerar la sobretensión DV que aparecerá en los bornes de la carga (cables y transformador).

Estas sobretensiones son  amplificadas por los reencendidos múltiples posibles si el disyuntor es capaz de extinguir las corrientes de alta frecuencia con un crecimiento rápido de la rigidez dieléctrica en el espacio de apertura entre contactos (Caso de disyuntores de vacío).

Un recurso a veces posible de realizar para limitar la corriente de conexión de un transformador MT/BT, consiste en conectar el transformador con el interruptor de BT cerrado con una carga esencialmente resistiva.

Para limitar la corriente de conexión en grandes transformadores ver en este blog el post denominado: “Medios para reducir las corrientes de magnetización “inrush” en Transformadores de Potencia” en el siguiente link:
http://imseingenieria.blogspot.com/2015/07/medios-para-reducir-las-corrientes-de.html

Disponible en pdf en la siguiente URL:

http://www.mediafire.com/view/mpumbn12jgdd906/Corriente_transitoria_de_conexi%C3%B3n_o_magnetizaci%C3%B3n_de_Transformadores.pdf