Pantalla
del detector de descargas parciales (Osciloscopio)
Impulsos
entre el paso por cero y el valor de cresta en los dos semiperiodos
(Origen de
las descargas: vacuolas en el material aislante)
Las descargas parciales
son descargas eléctricas que se producen en los materiales aislantes.
Las descargas
parciales pueden generarse en cavidades o vacuolas de aire dentro de aislantes
sólidos, en burbujas de gas en los aislantes líquidos, o entre distintas capas
aislantes con propiedades dieléctricas diferentes.
Figura 1: Avalancha inicial para la
formación de una descarga parcial
El recorrido de
estas descargas eléctricas sólo abarca parte de la distancia del aislamiento
que separa los conductores cuando están sometidos a elevados gradientes de potencial,
por este motivo este fenómeno sólo se presenta en alta y muy alta tensión, esta
es la razón por la que:
- no se producen en transformadores secos de BT (no encapsulados)
- los transformadores en baño de aceite de AT se llenan al vacío
- los transformadores de MT secos encapsulados en resina son moldeados al vacío.
Los materiales aislantes de los transformadores en servicio
experimentan una degradación progresiva y en determinadas ocasiones un envejecimiento
prematuro, ya sea por solicitaciones externas en las que los conductores
ejercen elevados esfuerzos mecánicos o
bajo la acción de contracciones y dilataciones térmicas que dan origen a
la formación de cavidades internas y fisuras en el encapsulado de tamaño y
formas diversas.
Pueden ocurrir también
en puntos o cantos agudos de superficies de piezas de metal en tensión en cuyo caso se denominan
descargas corona o efecto corona.
Figura 2: Avería por descargas
parciales en el aislamiento (foto izquierda). Fisura en la resina por elevado
par de apriete en el puente del regulador de tomas acentuado por las
dilataciones del material (foto derecha)
¿Cuáles son las consecuencias?
Aunque impliquen
sólo pequeñas cantidades de energía, las descargas parciales pueden conducir a
un progresivo deterioro de las propiedades dieléctricas de los aislantes.
Por este motivo, es
imprescindible asegurar que el transformador no sufre descargas parciales
durante su vida útil con análisis periódicos.
¿Cuáles son sus características y cuando medirlas?
Las descargas
parciales suelen producirse en forma de impulsos individuales que pueden ser
detectados como impulsos eléctricos en un circuito externo conectado al
transformador durante un ensayo de tensión inducida.
Las descargas
parciales generan señales de alta frecuencia que pueden separarse fácilmente de
la tensión de frecuencia industrial a través de un filtro.
Interferencias
procedentes de parásitos de alta frecuencia pueden afectar la medición de las
descargas parciales. Estos parásitos de alta frecuencia originan un ruido de
fondo que determina el valor bajo el cual es imposible medir los niveles de
descargas parciales.
El ensayo de
descargas parciales es un ensayo no destructivo cuya finalidad es medir el
nivel de descargas parciales en el transformador a una determinada tensión. En
fábrica, el nivel de descargas parciales medido debe estar por debajo de un
valor prefijado por las normas.
En la
instalación, la medida del nivel de descargas parciales tiene como objetivo la
estimación de la vida útil probable de los elementos y/o equipos de alta
tensión en lo que se refiere a su aislamiento. La comparación del valor
obtenido con las anteriores mediciones en las mismas condiciones de ensayo,
indican la tendencia del aislamiento (estabilidad, empeoramiento, degradación).
Para un adecuado control y/o vigilancia del estado de un aislamiento, es pues
conveniente repetir la medición del nivel de descargas parciales, en intervalos
de tiempo, que en cada caso pueden determinarse en función de los resultados de
la comparación y/o análisis de los valores obtenidos.
A pesar de que
las técnicas actuales de medición de las descargas parciales no proporcionan parámetros
cuantitativos de la vida útil esperada, aportan datos cualitativos muy útiles
sobre el estado de los aislamientos, que permiten la detección precoz de
eventuales fallos o puntos débiles. Ahora bien, para la evaluación de la
calidad o del estado de un aislamiento, tanto o más importante que el valor
medido es su variación en el tiempo, es decir, su evolución temporal.
¿Qué normas se aplican a las descargas parciales de
transformadores?
Medir las
descargas parciales en Transformadores tiene como propósito confirmar que, en
condiciones de ensayo que simulen severas condiciones de funcionamiento, no
contienen descargas parciales que, con el tiempo, pudieran perjudicar su
aislamiento.
Varias normas
tratan sobre las descargas parciales y su medición en transformadores:
- Norma IEC 60270 trata sobre la medición general de descargas parciales;
- Norma IEC 62478 trata sobre los métodos de medición acústicos y electromagnéticos de DP’s
- Norma IEC 60076-3 para los transformadores en general;
- Norma IEC 60076-11 para los transformadores secos en particular.
Según la norma
IEC 60076-11, la ausencia de descargas parciales en transformadores secos está
confirmada cuando su amplitud medida al 130% Ur es menor de 10 pC. (Ver figuras
5 y 6).
Medida
de descargas parciales en laboratorio
La tensión de ensayo de descargas parciales aplicadas al transformador
debe aproximarse al máximo a la forma sinusoidal y tener una frecuencia
superior a la frecuencia asignada, para evitar una corriente magnetizante
excesiva durante el ensayo.
Figura 3: Equipo Hipotronic de detección de
descargas parciales
Esta tensión depende de la norma, en función de que:
- los devanados vayan a conectarse a redes con una toma de tierra a través de una pequeña resistencia, o a tierra por medio de una impedancia de valor débil: en este caso, se induce una corriente de pre-tensión entre línea y tierra de 1,8 Ur durante 30 s., seguida, sin interrupción, de una tensión de 1,3 Ur durante 3 minutos, durante los cuales deben medirse las descargas parciales.
- Los devanados vayan a conectarse a redes aisladas, o a tierra mediante una impedancia con un valor alto: en este caso, se induce una corriente de pre-tensión entre fases de 1,3 Ur durante 30 segundos con una borna de línea conectada a tierra, seguida, sin interrupción, de una tensión de Ur durante 3 minutos durante los cuales deben medirse las descargas parciales. Este ensayo se repite con otra borna de línea conectada a tierra.
Circuito
de ensayo y aparatos de medida
Sea cual sea el tipo de circuito de ensayo y de aparato de medida
utilizado, estos deben estar calibrados. Salvo que el cliente especifique lo
contrario, el transformador está a temperatura ambiente durante el ensayo y las
superficies de los aisladores han de estar secas y limpias. La norma enumera
una serie de circuitos de ensayo;
Figura 4: Circuito de ensayo para objetos
autoexcitados
Este esquema representa un circuito de ensayo donde la tensión es
inducida en el transformador de potencia.
El circuito se compone de:
- una fuente de tensión alterna,
- una impedancia o un filtro Z que bloquea los impulsos de descargas, producidas por el transformador y reduce las perturbaciones procedentes de la fuente,
- una capacidad Ca, correspondiente a la impedancia capacitiva propia del trasformador, de un condensador de enlace Ck.
- un circuito de medida, conectado a las bornas del transformador sometido a prueba por medio de un condensador de enlace adecuado y compuesto por:
- la impedancia de medida Zm, que incluye una resistencia, o una resistencia y un condensador, o un dispositivo filtrante más complejo;
- el cable coaxial de enlace;
- el aparato de medida también llamado detector; este último fija la banda pasante del circuito de medida y permite visualizar las descargas parciales.
- Las descargas parciales provocan transferencias de cargas en el circuito de ensayo, e impulsos de corriente a través de la impedancia Zm.
- La impedancia determina, mediante el transformador sometido a prueba y el transformador de enlace, la duración y la forma de los impulsos de las tensiones medidas.
Función
del ensayo
Este ensayo
tiene por objeto determinar el estado dieléctrico global del transformador.
Modalidades
El
transformador se alimenta en vacío a una frecuencia de 270 Herzios.
Los niveles de
tensión se aplican sobre la AT según los dos casos contemplados por la
norma:
1er caso: la
tensión de ensayo entre línea y tierra debe seguir el siguiente ciclo:
Figura
5
2º caso: la
tensión de ensayo entre fases debe seguir el siguiente ciclo:
Figura
6
La medida de
las descargas parciales se realiza mediante capacidades conectadas entre
cada fase AT y
la tierra.
Esquema
de montaje
1er caso:
Figura
7
2º caso:
Figura
8
El filtro de
paso bajo deja pasar los 270 Hz y evita tener que medir las descargas parciales
procedentes de la alimentación.
El filtro de
paso alto, conectado entre la salida de las capacidades y la tierra, permite dejar
pasar únicamente las frecuencias distintas de 270 Hz, es decir las
correspondientes a las descargas parciales.
Los
condensadores están dimensionados para fuertes tensiones de 50 kV y al mismo tiempo
están exentos de descargas parciales.
El detector de
descargas, unido a un conmutador de 3 posiciones, permite elevar los valores de
cresta de las descargas parciales según el ciclo de la norma, en cada fase.
La zona de
medida suele situarse en la banda pasante de 40 a 400 kHz.
Calibrado
Antes de medir las descargas parciales debe realizarse un calibrado, ya
que los impulsos de las tensiones medidas se atenúan tanto en los devanados
como en el circuito de medida.
Para ello, se inyectan impulsos, simulados por medio de un generador de
descargas calibradas, a las bornas del transformador.
Sensibilidad
de la medida y niveles de descargas parciales admisibles:
Las medidas de descargas parciales tienen errores más importantes que
otros tipos de medida efectuados durante los ensayos de Alta Tensión.
Las medidas, reciben la influencia de numerosos parámetros no
cuantificables por un lado, y por otro, del valor del ruido de fondo que no debe
sobrepasar el 50% del nivel de descargas parciales aceptable especificado.
No obstante, cuando la intensidad de las descargas parciales
especificada es inferior o igual a 10 picoculombios (pC), puede admitirse un ruido de fondo que
alcance el 100% del valor especificado.
El nivel límite de las descargas parciales medidas debe acordarse
conjuntamente entre el fabricante y el comprador. No obstante, a no ser que se
especifique lo contrario, el valor de dicho nivel se fija en 10 pC para los
transformadores secos en resina.
Calibrado
Un generador
patrón conectado entre una borna de Media Tensión y tierra envía impulsos
calibrados.
Cuando el valor
observado en el detector es idéntico al generado por el patrón calibrador,
significa que no hay atenuación de la señal. En ese caso, el valor de las descargas
parciales se deduce directamente de la lectura del detector.
En caso
contrario, cuando el valor leído en el detector no es el mismo que el valor enviado
por el generador de impulsos, la atenuación de tensión debe registrarse y añadirse
a cada punto de medida.
Interpretación
de las descargas parciales en el detector
Las descargas
parciales se visualizan en 2 semiperíodos de la onda sinusoidal:
Tabla
1
Métodos acústicos para la detección de descargas parciales
Los métodos
acústicos se han desarrollado durante los últimos 30 años, su uso se ha
incrementado notablemente para la búsqueda incipiente de fallos en
subestaciones aisladas en gas (GIS) y Transformadores.
Una de las
características más importante de estos métodos, es la posibilidad de detectar
una descarga parcial con la subestación en servicio, otra ventaja del método
acústico es su fácil aplicación, la inmunidad al ruido y las posibilidades de
detectar un fallo.
Los fallos pueden
ocurrir de muchas formas, las pruebas de recepción están encaminadas a detectar
las imperfecciones que puedan causar fallos en el dieléctrico en un futuro.
Este tipo de fallos en transformadores secos pueden ser causados por:
-
Partículas libres en movimiento,
-
Protuberancias en el conductor central o en el encapsulado,
-
Vacíos o fisuras en el encapsulado,
-
Pantallas electrostáticas flotantes,
-
Partes metálicas flojas,
-
Cuerpos extraños dejados en el interior después del ensamblaje,
-
Partículas de polvo conductor adheridas al encapsulado.
No todos los
defectos pueden ser detectados con métodos electroacústicos antes de que ocurra
un fallo, de acuerdo a datos estadísticos recogidos por el CIGRE en el estudio
WG 33/23.12 alrededor del 55% de los defectos pueden ser detectados y un 40%
permanecer ocultos hasta que ocasionan el defecto.
Es recomendable y
sumamente útil, la aplicación de estos métodos de diagnóstico para detectar
defectos (imperfecciones) en Subestaciones aisladas en gas GIS y
Transformadores secos o en baño de aceite, sobretodo porque estas pruebas pueden
realizarse con las instalaciones en servicio. Para estos casos suelen
utilizarse dos métodos; el de ultra alta frecuencia UHF y el método de
detección electroacústica, estos métodos pueden reducir el número de pruebas y
los costos de operación al poder detectar fallos incipientes.
Los métodos
acústicos son más utilizados para revisiones periódicas con la instalación en
servicio y no requerir ningún acondicionamiento especial.
Figura
9: Detección de DP’s con detectores acústicos
El método UHF
requiere la instalación de sensores internos y por ello se utiliza más en
pruebas de recepción o en aplicaciones de comprobaciones en línea.
Figura
10: Sensores acústicos internos para comprobaciones ON-LINE
A escala
microscópica la energía liberada de una descarga parcial (PD) se incrementa con
la temperatura del espacio gaseoso que la rodea, resultando una sobrepresión
local instantánea, que genera una perturbación que se propaga en forma de onda
acústica de alta frecuencia HF de muy pequeña amplitud, las ondas generadas son
esféricas y cuando la onda incidente alcanza la interfase con la pared metálica
de la GIS o del encapsulado, una porción de la onda es transmitida y otra es
reflejada (dependiendo de la impedancia acústica de los dos medios).
Un receptor
acústico colocado al otro lado de la pared o del encapsulado, recoge la porción
de la onda transmitida y convierte ese ruido en una señal eléctrica que puede
ser analizada por un instrumento y revelar la presencia de descargas parciales
o partículas en movimiento en el interior del encapsulado.
Figura
11: Detector de ultrasonidos montado en el extremo de un tubo aislante de fibra
de vidrio
Técnicas de medición in situ
El reto es
llevar a cabo estas mediciones en el sitio donde están instalados y funcionando
los transformadores.
Existen algunas
dificultades tales como la falta de accesibilidad alrededor del transformador y
la presencia de perturbaciones ambientales radiadas o transmitidas en la gama
de frecuencias de las descargas parciales.
Para tener en
cuenta estas dificultades, existen varios tipos de detección y localización que
pueden ser utilizados:
- Detección en el rango de frecuencia ultrasónica de las ondas acústicas creadas por las DP’s.
- La detección de las ondas electromagnéticas creadas por las DP’s.
- Medidas eléctricas con equipos portátiles
Ciertas
condiciones de operación anómalas pueden detectarse con estos métodos, tales
como: partículas metálicas o conductoras en un campo eléctrico elevado (bobinas
encapsuladas), distancias insuficientes entre los cables y las superficies de
las bobinas, por ejemplo. Estos ejemplos muestran la viabilidad de la inspección
en transformadores secos.
Dependiendo del
caso, el diagnóstico puede ser más o menos sensible. La implementación de los tres
tipos de medidas permite mejorar el diagnóstico
en la mayoría de los casos.
Detección en el rango de frecuencia ultrasónica de las ondas
acústicas creadas por descargas parciales
Las descargas
en el aire o sobre superficies de materiales de aislamiento sólido crean ondas
de presión acústica que se pueden detectar por un receptor ultrasónico. Dentro
de la gama de frecuencia ultrasónica (20 a 100 kHz), la sensibilidad de detección
es bastante buena y el nivel de ruido es bajo, pero puede verse perturbada por
reflexiones de onda.
El sistema de
medición consiste en un sensor ultrasónico y un reflector parabólico. Las señales
ultrasónicas se convierten en señales audibles a través de un auricular o
procesadas en un instrumento.
Figura
12: Detector ultrasónico PDS 100 de Doble y antena direccional
El nivel de
detección es de aproximadamente 10 picocoulombs.
La búsqueda de
descargas parciales se hace alrededor del transformador cuando existe un
espacio libre de acuerdo con las reglas de seguridad.
Este tipo de
método de detección no permite detectar descargas parciales internas en los
bobinados, debido a la mala propagación del ultrasonido dentro de los
materiales poliméricos, sin embargo, es muy eficaz para identificar fuentes ultrasónicas
en el aire (efecto corona).
Detección de ondas electromagnéticas creadas por descargas
parciales (IEC 62478)
Los transitorios
electromagnéticos creados por las descargas parciales pueden ser localizados con la instalación en funcionamiento por medio
de sensores capacitivos
o inductivos.
La sensibilidad
es sin embargo bastante pobre. Si es posible la desconexión del transformador,
el aparato puede colocarse más cerca del transformador en un trípode aislado.
La sensibilidad de esta forma es mucho mayor. La detección y localización de
descargas parciales en el interior de las bobinas sería entonces posible.
Medición Eléctrica (IEC 60270)
Cuando es
posible la medición eléctrica in situ, debe ser llevada a cabo de acuerdo con
la norma IEC 60076-11, que trata de transformadores secos. Se necesita una gran
cantidad de material. Por ejemplo, para un transformador de 3 fases: alimentación
trifásica, 3 condensadores, y un dispositivo de medición de descargas
parciales. Es la única forma de llevar a cabo mediciones que dan resultados
fiables. Por desgracia, a menudo hay alteraciones en las áreas eléctricas y el
nivel de ruido es bastante alto.
Figura 13: Equipo portátil PD-Smart (sin accesorios) de Doble para
detección de DP’s eléctrica y electromagnética
En el caso de que
una medición de este tipo no sea posible realizar, pueden utilizarse algunos dispositivos
portátiles: conectados a uno de los terminales del transformador y aislados de
tierra o cualquier parte metálica. La señal medida se transmite por medio de
fibra óptica y es procesada. Este método que permite la medición en los
terminales, puede detectar descargas parciales internas y externas con alta
sensibilidad.
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