La diversidad de equipos que componen una
Subestación Eléctrica se ven expuestos, durante su vida útil, a diferentes fenómenos naturales
tales como descargas eléctricas, corrosión ambiental, degradación del
aislamiento, y fallos propios en las operaciones del sistema de transmisión que
afectan a sus componentes y como consecuencia a la fiabilidad y vida útil de
los mismos. El proceso de degradación y envejecimiento del material es acumulativo,
y frecuentemente las pérdidas económicas y daños que acarrean por fallos en la instalación
son mucho más costosos que su oportuna renovación.
De lo anterior se deriva la importancia de
implantar un programa de mantenimiento que garantice la disponibilidad de cada
elemento componente de la Subestación y permita obtener una alta confiabilidad
y continuidad de la transmisión de energía y consecuentemente del suministro de
energía eléctrica a los usuarios.
La legislación sobre instalaciones eléctricas
establece que toda instalación de más de 1.000 V debe tener un contrato de
mantenimiento que asegure que el suministro se realiza con regularidad y en las
necesarias condiciones de seguridad (art. 12 del reglamento español sobre
Centrales eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación y art.92 del
reglamento de Verificaciones eléctricas).
En el presente documento se exponen diferentes técnicas
de diagnosis y pruebas de campo cuyo objetivo es establecer un plan de
mantenimiento especializado capaz de proporcionar la trazabilidad del
comportamiento de los diferentes elementos de la Instalación y faciliten el
análisis y toma de decisiones en lo que respecta a la frecuencia y organización
del mantenimiento más conveniente: preventivo, correctivo, predictivo, monitoreo
o incluso el posible reemplazo de equipos. Dicha frecuencia se fija en función
de criterios de responsabilidad y riesgo, tales como: régimen y trabajos de
explotación, características tecnológicas de la instalación, incidencias
detectadas y seguridad.
La elaboración del diagnóstico se basa en la
comprobación de los resultados obtenidos con los criterios y tolerancias
establecidas, tales como: protocolo de recepción, datos facilitados por el
fabricante, valores disponibles de pruebas anteriores o de modelos similares,
comparación con resultados obtenidos en otras fases y datos referenciados en
documentos y procedimientos de mantenimiento, aplicados con el mismo método de
medida o complementados por la evolución observada con otras técnicas asociadas.
“Lo
que no se mide, no se controla y lo que no se controla no se mejora”
Para su aplicación, algunas de las técnicas de
mantenimiento precisan que los equipos de la Subestación se encuentren fuera de
servicio, en tanto que otros requieren que el equipo a evaluar se encuentre en
servicio, siendo conveniente en estos casos incluir en el diseño del sistema la
instalación de adaptadores mecánicos y sensores eléctricos que faciliten la
medición.
En los últimos años se ha apreciado un progresivo
desarrollo en la incorporación de nuevas técnicas de medida en la
monitorización de parámetros de mantenimiento, tales como: intensidad de corte
acumulada en interruptores, régimen térmico en transformadores de potencia,
etc. Asimismo, merece destacar el avance alcanzado, en la monitorización on-line
de las instalaciones mediante sistemas de control digital que incluyen la
teletransmisión de señales, alarmas y la medida de magnitudes de funcionamiento
del sistema eléctrico de la Subestación.
Sobre estos sistemas de monitorización, se expone
en la siguiente URL, como ejemplo, un sistema avanzado sobre vigilancia on-line
de Transformadores de Potencia:
1.- Técnicas
de control y verificación en el mantenimiento predictivo de Subestaciones
A continuación se exponen las técnicas de
verificación eléctrica y controles a realizar en cada elemento de la
Subestación Eléctrica, se requieren, para su adecuada ejecución, equipos de
medida y análisis de última generación por lo que se precisa que el personal
operario esté especializado en su manipulación.
En nuestros comentarios nos vamos a basar en los
Sistema Multifunción de Prueba y Diagnóstico de Subestación de la casa Omicron.
Figura 1: Partes componentes del
equipo de pruebas CPC 100 de Omicron
Figura 2: Componentes funcionales del
CPC 100 (Omicron)
Figura 3: Equipo CPC 100 con módulo
de diagnóstico
del estado de aislamiento CP TD1
(Omicron)
2.- Ensayos
de campo en Transformadores de Potencia,
Los transformadores de Subestación son los
equipos que requieren mayor inversión en su adquisición y puesta en servicio,
su importancia en el proceso de transmisión de energía eléctrica es vital, la
avería de un transformador de esta naturaleza implica asumir elevados costos,
no solo por el reemplazo de la unidad sino también por el lucro cesante ante la
imposibilidad de una rápida reparación o reposición para abastecer el
suministro eléctrico.
Las pruebas eléctricas de campo que integran el
análisis del comportamiento de estos transformadores y de las cuales se pueden
llevar una trazabilidad en el tiempo son:
2.1.- Factor de disipación (DF)/ (tang δ) en
arrollamientos y bornas (bushing) y capacitancia de arrollamientos. Estas
pruebas están descritas en la norma IEEE Std. 62-1995 “Draft Standard Guide for
Diagnostic Field Testing of Electric Power Apparatus”
2.2.- Relación de transformación, polaridad y fase:
El estándar ANSI/IEEE C57.12.91 hace una descripción de la prueba y los métodos
de evaluación de la misma.
2.3.- Corriente de excitación
2.4.- Medición
de la impedancia en cortocircuito/reactancia de dispersión. Se rige por ANSI/IEEE Std. 62-1995.
1.5.- Resistencia de aislamiento: Se mide la
resistencia de aislamiento en cada devanado, de
acuerdo al estándar ANSI/IEEE C57.12.91.
2.6.- Resistencia de devanados: Los valores
obtenidos deben compararse con los valores de fábrica corregidos a la misma
temperatura. Se rige por ANSI/IEEE Std. 62-1995.
2.7.- Medida de la resistencia de conmutación en
reguladores en carga
2.8.- Descargas parciales
2.9.- Análisis de respuesta en frecuencia (FRA)
2.1 Factor
de disipación (DF)/ (tang δ)
2.1.1.-
En arrollamientos de transformadores
El deterioro del aislamiento, contaminación o
daños físicos pueden originar cambios en los valores de la capacidad de los
arrollamientos y bornas (bushings) de los transformadores. A su vez, cada
aislante tiene un determinado nivel de pérdidas dieléctricas. Un buen aislante
implica, generalmente, bajas pérdidas dieléctricas. Por el contrario, un nivel
elevado de pérdidas puede ser indicativo de problemas en la estructura del
aislamiento.
Estas pérdidas pueden ser debidas a
contaminación, suciedad o sustancias químicas. El coeficiente que se considera
para estimar estas pérdidas es la tg δ (tangente del ángulo de pérdidas o
factor de disipación). Los
valores de tang. δ (%) informan del estado del aislamiento, valores elevados de
tangente δ implican deterioro del dieléctrico o en proceso degenerativo.
Figura 4: Circuito equivalente del
condensador real
Con la medida del factor de potencia o tangente
del ángulo de pérdidas en aislantes sólidos y líquidos se puede detectar la
presencia de un defecto, aunque existan capas de aislante en buen estado en
serie con el defectuoso, permitiendo aislar en la medición el efecto del
aislamiento externo.
Interpretación de resultados:
- Aislamiento correcto: Tang. δ < 0,5 % para Un > 132 kV y < 1 % para Un < 132 kV
- No existencia de tip-up o tip-down
- Aplicación de factor de corrección a 20 ºC según temperatura y humedad del equipo.
- Interpretación de resultados si tang. δ > 0,5 %
Figura 5
Para el caso de los arrollamientos, las
mediciones se hacen para tensiones del orden de los 10 kV y, mediante el uso de
guardas es posible medir la capacidad y tg δ entre los diferentes
arrollamientos y tierra, como se indica en el ejemplo de la Figura 6.
Figura 6: Configuración para la
medición de la capacidad y Tg δ
En la actualidad, pueden emplearse sistemas de
medición on-line, que monitorean los valores de capacidad y tg δ de los
arrollamientos y bushing, con la ventaja adicional, que dichos valores son a la
tensión de servicio.
2.1.2.-
En Bornas capacitivas:
El costo de las bornas es poco significativo
respecto al transformador propiamente dicho. Sin embargo un fallo en una borna
puede sacar intempestivamente de servicio al transformador.
Es por ello que deben ser chequeados periódicamente.
Para evaluar el estado de las bornas por medio de las mediciones de capacidad y
tg δ, se deben considerar las dos capacidades C1 y C2 que presentan.
Figura 7: Tipología clásica de un
bushing
Interpretación de resultados en bornas nuevas:
C1
< 0,5 %
C2
< 2 %
Figura 8: Progresión de la Capacidad
y Tang δ de un bushing de AT
De acuerdo a IEEE Std. 62-1995, para los bushings
las diferencias de los valores de referencia y los medidos no deben ser
superiores al 1 %.
2.1.3.-
Capacitancia de un transformador
Los valores de capacidad dan información sobre la
configuración geométrica del transformador. Comparando valores de capacitancias se detectan desplazamientos de
los devanados después de haberse producido efectos electrodinámicos en las
instalaciones, vibraciones importantes o seísmos. La variación de la capacidad
de un aislamiento prueba, entre otras,
la existencia de condiciones anormales, como presencia de humedad,
secciones de condensador cortocircuitadas o interrumpidas, defectos a tierra
del blindaje, deformación de bobinados en transformadores de potencia y
deficiencias en condensadores de reparto de tensión.
Figura 9: Medida de las capacidades
en un transformador
Metodología del ensayo, aplicable a cualquier
aparamenta:
- Limpieza del aislamiento externo
- Conexionar correctamente según condicionantes de la medición
- Medida de todas las capacidades a diferentes tensiones de ensayo (normalmente a 2 y a 10 kV sin sobrepasar la tensión máxima por fase del devanado).
El equipo empleado para la medida de capacitancia
y Tang. δ es el representado
en la figura 3 compuesto por la unidad CPC 100 junto con el CP TD1 de Omicron.
2.2.- Relación de transformación, polaridad y fase
Permite detectar:
- Defectos de aislamiento de pequeña magnitud en los bobinados y en el regulador.
- Confirma la relación de la placa de características.
- Detecta cortocircuitos entre espiras en las bobinas
La relación de transformación generalmente se
mide desde el devanado de alta tensión hasta el devanado de baja tensión, con el
fin de evitar tensiones peligrosas en las entradas de medición.
Un núcleo magnetizado o la ausencia de una
referencia de tierra pueden influir en la medición y producir resultados
incorrectos. Por lo tanto es muy importante asegurarse de que el núcleo del transformador
está desmagnetizado y de que se han realizado las conexiones a tierra adecuadas
en cada devanado,
Cuando el defecto es muy resistivo, por ejemplo,
la existencia de carbonilla, no permite detectar el defecto utilizando baja
tensión, en tales casos hay que recurrir a un ensayo de 10 kV o bien al ensayo
de excitación descrito en 2.3.
Figura 10: Esquema de conexiones para
la prueba de relación
de transformación por toma en un TP,
Yy0
Figura 11: Esquema de conexiones para
la prueba de relación
de transformación por toma en un TP,
Yd5
Figura 12: Esquema de conexiones para
la prueba de relación de transformación
en cada una de las tomas del
regulador en carga
Medida de la relación de transformación a 10 kV:
Metodología del ensayo:
- Se aplica tensión alterna de 10 kV a cada fase de los devanados primarios de alta tensión y se mide la tensión en el lados secundario
- La prueba se repite en cada toma del regulador de tensión.
Interpretación de resultados:
- La relación entre primario y secundario debe de coincidir con los obtenidos en fábrica.
- De acuerdo con la normas IEC 60076-1 e IEEE C57.152 los valores medidos no deberán desviarse más de un 0,5 % de la relación nominal.
Tipos de defectos encontrados:
- Espiras cortocircuitadas
- Cortocircuito entre bobinas diferentes
- Anomalías entre contactos del selector o preselector de tomas de regulación.
La polaridad y el ángulo de fase tienen
particular importancia cuando el transformador se encuentra conectado en
paralelo con otros transformadores. Mediante este ensayo se verifica la
desviación angular entre el primario y secundario de cada fase.
Las diferencias con los valores de referencia,
pueden ser debidas a desplazamientos geométricos entre arrollamientos,
generados por fuertes solicitaciones dinámicas.
Para saber más, ver post: “Ensayo de
Transformadores: Medida de la relación de transformación y verificación del
símbolo de acoplamiento” en el siguiente link:
2.3.-Medida
de la corriente de excitación en transformadores de potencia
La medida de la corriente de excitación a tensión
reducida puede utilizarse en campo para localizar ciertos defectos relacionados
con el aislamiento de la estructura del núcleo y chapas magnéticas, fallos en
el aislamiento entre espiras del devanado y deficiencias en los dispositivos de
conmutación del regulador de tensión.
Figura 13
En la prueba de corriente de excitación la
inyección de tensión se efectúa por el lado de alta tensión, ya que de esta
forma el valor de la corriente requerida es menor. Si la conexión del
transformador es en estrella, la conexión deberá efectuarse entre fase y
neutro, con el neutro desconectado. En caso de que la conexión sea en triángulo,
la prueba se hace entre fase y fase. El terminal que queda libre debe ser conectado
a tierra. En el caso de transformadores trifásicos de columnas, los resultados mostrarán
dos corrientes iguales y una diferente. Si el lado de baja tensión se encuentra
en estrella y posee conexión a tierra esta deberá estar conectada.
Al aplicar tensión a cada uno de los bobinados
por separado obtenemos lecturas de intensidad de magnetización y potencia de
pérdidas.
La excitación es correcta cuando se obtienen
resultados similares en fases extremas (diferencias menores del 6%) y
ligeramente superiores a la de la fase central.
Permite detectar los problemas siguientes:
- Cortocircuito entre espiras
- Laminado del núcleo magnético en cortocircuito
- Bridas de apriete del núcleo flojas
- Cambios en las características del hierro
- Contactos o conexiones flojas
Continua en: Controles y Verificaciones eléctricas
en Subestaciones (Parte 2ª):
https://imseingenieria.blogspot.com/2019/11/controles-y-verificaciones-electricas_7.html
https://imseingenieria.blogspot.com/2019/11/controles-y-verificaciones-electricas_7.html
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