Métodos para la detección y diagnóstico de fallos en motores eléctricos (Parte 1ª)

 

Detección de asimetrías rotóricas por métodos convencionales

 Los rotores de los motores de inducción están constituidos por un conjunto de barras unidas en ambos extremos por dos anillos, denominados anillos de cortocircuito. El conjunto formado por las barras y los anillos de cortocircuito se denomina jaula.

 La asimetrías en la jaula rotórica de un motor de inducción suelen estar relacionadas con las altas temperaturas alcanzadas en el rotor y con las elevadas fuerzas centrifugas que soportan tanto barras como anillos, especialmente durante los regímenes de funcionamiento transitorio. Los problemas pueden iniciarse durante la construcción de la máquina debido a una fundición defectuosa en los rotores de aluminio, o a uniones defectuosas en el caso de anillos de cortocircuito soldados o ensamblados. De esta forma aparecen juntas de alta resistencia eléctrica o porosidades en la fundición que producen puntos de elevada temperatura dentro de la jaula.

 La fractura suele iniciarse en los puntos de la barra que no están soportados por el cuerpo del rotor, es decir en las proximidades de la unión con el anillo de cortocircuito o en éste mismo, ya que en dicha zona es donde suelen acumularse las mayores tensiones mecánicas de la estructura. En el proceso de evolución de la avería hay que tener en cuenta que la jaula rotórica proporciona las fuerzas de frenado y aceleración al motor, por tanto, si la máquina sufre fluctuaciones bruscas en su velocidad de giro, originadas por su ciclo de trabajo o por el tipo de maquina accionada, el fallo puede desarrollarse rápidamente como consecuencia de la fatiga de los materiales. Además, debido a los regímenes transitorios térmicos del motor la jaula puede sufrir movimientos diferenciales dentro del paquete magnético rotórico, lo que conduce habitualmente a la torsión y agrietamiento de los anillos. Una vez que una barra o anillo se ha agrietado, el proceso es degenerativo la barra defectuosa se calienta en torno a la fisura hasta llegar a romperse. La rotura origina la aparición de arcos eléctricos entre las dos partes separadas, que habitualmente dañan al circuito magnético. Las barras adyacentes soportan entonces corrientes mayores y por tanto mayores solicitaciones térmicas y mecánicas, con lo cual se inicia el proceso de aparicion de nuevas grietas. En la figura 1 se puede observar un rotor con esta avería.

 La rotura de una de las barras produce una alteración en el campo magnético del motor que se traduce en la aparición de dos series de armónicos de campo giratorios que se desplazan en la máquina con sentidos de giro inverso.

Fig. 1. Rotor de un motor de media tensión con dos barras rotas, diagnóstico realizado por ABB Service.

 Dichos armónicos de campo inducen fuerzas electromotrices que finalmente dan lugar a la aparición de armónicos en las corrientes de alimentación del motor. Los armónicos de corriente pueden interaccionar con el campo magnético de la máquina para producir fuerzas capaces de generar vibraciones. Sin embargo, la detección de este tipo de fallo mediante el análisis de vibraciones ha demostrado muy poca fiabilidad, ya que la respuesta modal de toda la estructura que soporta a la maquina define si ésta va a vibrar o no con la avería.

 El método de diagnóstico habitual para este tipo de fallo consiste en el análisis, en el dominio de la frecuencia de las corrientes de alimentación del motor y posterior valoración de los armónicos de las siguientes frecuencias: (1+2S)f y (1-2S)f, donde S es el deslizamiento y f la frecuencia de alimentación del motor. A modo de ejemplo, en la figura 2 se presenta el espectro de corriente de un motor de media tensión que presenta el rotor seriamente dañado. 

Fig. 2. Espectro de corriente de un motor con varias barras rotas, diagnóstico realizado por ABB Service.

 Aunque el procedimiento de diagnóstico parece, en esencia, sencillo presenta sin embargo, una serie importante de inconvenientes que serán descritos a continuación.

 Relación entre la amplitud de los armónicos anteriores y el nivel de fallo

 Para poder determinar el estado del rotor mediante la medición de los armónicos laterales es necesario poder relacionar su amplitud con el nivel de deterioro de la jaula. Ello no es posible si no se dispone de una gran experiencia y se han realizado estudios estadísticos sobre distintos tipos de motores. M.F. Cabanas realizó un estudio sobre una base de datos de unos 300 motores pertenecientes a plantas industriales, previamente diagnosticados por ABB Service Delegación Asturias. Los resultados de dicho estudio se presentan en la gráfica de la figura 3.

Fig. 3. Criterio de diagnóstico desarrollado por ABB Service Delegación Asturias y el grupo de investigación en el diagnóstico de máquinas eléctricas de la Universidad de Oviedo.

 Influencia de las corrientes interlaminares

 Puesto que el origen de las anomalías que se producen en la corriente de alimentación está en la distorsión que origina la no circulación de corriente por la barra rota, parece obvio, que si existiera un camino alternativo para ella una vez que la barra estuviese separada del anillo, el efecto de la perturbación sería menos notable.

 En trabajos recientes, Kerzesbaun y Landy, definieron las corrientes interlaminares como corrientes circulantes entre barras adyacentes a través del paquete magnético del motor. La circulación de dichas corrientes, junto con su expresión matemática aparece representada de forma esquemática en la figura 4. En ella se muestra la barra del motor que se ha roto al separarse del anillo por el extremo derecho y la distribución de corriente que aún circula por ella debido al camino alternativo formado por el núcleo a ambos lados de la barra.

 En motores de inducción de gran tamaño donde las barras, habitualmente de cobre, están insertadas en las ranuras del núcleo sin ningún aislamiento, se producen resistencias de contacto entre las barras y el núcleo relativamente bajas. De este modo, se propicia la aparición de corrientes a través del circuito magnético comprendido entre dos barras adyacentes aún cuando la máquina no haya sufrido ningún tipo de avería. La circulación de las corrientes anteriores alterará en mayor o menor medida el campo magnético de la máquina, pero cuando realmente va a hacerse relevante es cuando existan asimetrías rotóricas: al producirse la rotura de una barra por su separación del anillo, ésta seguirá siendo capaz de conducir corriente ya que existirá un camino alternativo a través del núcleo.

Este comportamiento del motor está totalmente determinado por sus características constructivas, de hecho, en los estudios anteriores se obtuvieron valores medios para la resistencia entre barras de máquinas de gran tamaño, del orden de 20 μΩ para un metro de longitud efectiva del núcleo. Este valor, característico de las máquinas grandes, es casi dos órdenes de magnitud menor que el que se obtuvo en el caso de pequeños motores con el rotor de aluminio fundido. Por tanto, se puede afirmar que en máquinas grandes el valor de la impedancia de la barra es mayor o del mismo orden que el correspondiente a la porción de núcleo comprendida entre barras adyacentes, mientras que en motores pequeños dicha resistencia es bastante mayor que la impedancia de la barra. Así pues, el fenómeno de las corrientes interlaminares parece propio de los grandes motores de inducción, motivo por el cual su comportamiento bajo condiciones de asimetría rotórica diferirá notablemente del de los motores pequeños.

 En la figura 4 se puede observar como a medida que se va recorriendo la barra, la fuga de corrientes desde la barra rota hacia las adyacentes se va haciendo mayor, llegando así al extremo donde se encuentra la avería, punto en el que la corriente por la barra es nula. Además, conforme nos alejamos de la rotura, a lo largo de la barra rota las corrientes decrecen exponencialmente, lo que implica que la mayor parte de las corrientes interlaminares circularán desde la barra rota a las dos barras adyacentes en la zona donde la barra se ha separado del anillo de cortocircuito.

 Este último hecho obliga a que la distorsión eléctrica y magnética producida por la avería se concentre al final del rotor, en las proximidades de la rotura. Esta situación se observa en grandes motores en los cuales la rotura de la barra viene acompañada de la destrucción del paquete magnético en las proximidades del anillo de cortocircuito.

 En cuanto al modo en que la presencia de las corrientes interlaminares afecta al diagnóstico, cabe señalar que la reduccion en la distorsión producida por la avería no afecta a las frecuencias inducidas por ésta en las corrientes estatóricas, sin embargo sí afectará a su amplitud reduciéndola, ya que la corriente circulante por el rotor dispone ahora de un camino alternativo. Por tanto, la distorsión causada por el fallo en las corrientes estatóricas será menos acusada y el criterio de valoración que debe emplearse más conservador. En la figura 5 se puede observar una fotografía en la que se presentan dos barras pertenecientes al rotor de un motor que sufrió un fallo catastrófico. En ella se puede observar como el deterioro sufrido por las barras se ajusta de una forma bastante clara al patrón definido para la circulación de corrientes interlaminares: a lo largo de toda la barra se puede apreciar como en aquellas zonas donde existía contacto entre la barra y la chapa magnética del núcleo estatórico se produjo un importante deterioro como consecuencia de la circulación de corrientes en la dirección periférica del rotor. Además, tal y como se aprecia en la fotografía el daño es creciente conforme nos acercamos a la zona de rotura de la barra.

 

Fig. 4. Distribución de corrientes interlaminares en una ba-rra rota de un motor de inducción.

 

Fig. 5. Barras rotóricas dañadas por la circulación de corrientes interlaminares.

Influencia de la inercia

Como se indicó anteriormente, el procedimiento convencional para el diagnóstico de averías rotóricas implica la medición de los armónicos lateral inferior y superior del espectro de corrientes. Aunque en un principio podría pensarse que ambos están ocasionados directamente por el fallo su origen es, sin embargo, algo más complejo: El armónico lateral inferior está causado directamente por la avería, mientras que el superior es consecuencia de una oscilación producida en el par motor de la máquina por el primero. Además, la presencia del armónico de frecuencia (1+2S)f ocasionará la aparición de un nuevo armónico a la frecuencia (1-4S)f con lo que la avería se traducirá en la aparición de bandas en torno a la frecuencia de alimentación de anchura 2Sf. Puesto que la inercia de la máquina influye en la capacidad de fallo para provocar oscilaciones en el par motor, también influirá en las amplitudes de los armónicos característicos. De hecho, publicaciones muy recientes, demuestran que un incremento en la inercia del motor provoca un aumento en el armónico lateral superior y un decremento en el inferior de igual magnitud.

 Por otro lado, si se realiza un estudio matemático completo, del funcionamiento del motor en condiciones de avería se pueden encontrar armónicos de otras frecuencias cuyas amplitudes también se incrementan con el fallo. En la tabla 1 se muestran dichas frecuencias: i es un número entero, P es el número de pares de polos, S es el deslizamiento y f la frecuencia de alimentación.

 

Tabla 1. Frecuencias adicionales a las convencionales válidas para el diagnóstico de la asimetría rotórica

Influencia de la máquina accionada

 En un estudio realizado entre ABB Service Delegación Asturias y el grupo de trabajo de la Universidad de Oviedo se pudo determinar la influencia que máquinas con pares torsores pulsantes producían sobre el espectro de corrientes del motor. Para ello se analizaron los espectros de corriente de numerosos motores en los que el par demandado estaba sometido a pulsaciones. Los casos más típicos fueron aquellos en los que el motor accionaba molinos y otros elementos mecánicos a través de engranajes reductores. En ellos se pudo comprobar como las vibraciones torsionales de la máquina aparecían reflejadas en el espectro de corrientes del motor en forma de bandas laterales alrededor de la frecuencia de alimentación. En la figura 6 se presenta el espectro de corrientes de un motor que acciona un molino a través de un reductor.

 

Fig.6. Espectro de corriente de un motor accionando un molino diagnóstico realizado por ABB Service Delegación Asturias.

En este espectro se puede observar como aparecen multitud de bandas laterales alrededor de la frecuencia de alimentación. Dichas bandas laterales responden a una expresión matemática de la forma ±K*fr donde K, es una constante y fr es la velocidad de salida del reductor -en este caso 52 rpm- expresada en Hz o lo que es lo mismo la frecuencia de las vibraciones torsionales a las que está sometido el motor.

 

FUENTES:

Grupo de investigación en el diagnóstico de Maquinas Eléctricas, Universidad de Oviedo (Manés F. Cabanas, Manuel G. Melero, Gonzalo A. Orcajo, José Manuel C. Rodriguez, Francisco R. Raya)

ABB Service Delegación de Asturias (Juan S. Sariego)

 

 

Continua en: Métodos para la detección y diagnóstico de fallos en motores eléctricos (Parte 2ª).

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Medidas para la puesta a tierra de equipos e instalaciones en Subestaciones

 

Cercados alrededor de las subestaciones

Los cercados metálicos desnudos deben estar puestos a tierra en varios puntos, por ejemplo, en cada esquina. Según las condiciones locales (que el cercado esté en el interior o en el exterior del sistema de puesta a tierra), la conexión a tierra debería hacerse al sistema de puesta a tierra de alta tensión o con los electrodos de tierra separados.

No es preciso realizar la puesta a tierra de las partes metálicas del cercado revestidas de material aislante.

Todas las aberturas físicas del cercado que rodea una subestación, por ejemplo, las puertas, deben contar con una conexión equipotencial que asegure que no se crean potenciales peligrosos entre las partes del cercado.

NOTA — En España el RAT en la ITC 13, punto 7 6 c) admite la posibilidad de no realizar la puesta a tierra de las barreras o los cercados metálicos si están situados lejos de la principal conexión a tierra.

Canalizaciones

Las canalizaciones metálicas del interior de una subestación deberían conectarse con el sistema de puesta a tierra de la subestación.

Debería evitarse el uso de canalizaciones metálicas, por ejemplo, suministros de agua, procedentes de fuera del perímetro de la subestación y en su lugar utilizar otros materiales distintos del metal.

Raíles de tracción

Los raíles de los sistemas ferroviarios no eléctricos que penetran en el emplazamiento de la subestación deben conectarse al sistema de puesta a tierra de la subestación.

En el perímetro del emplazamiento de la subestación deben colocarse juntas aislantes adecuadas en los raíles para mantener la separación eléctrica de estos con el resto de los raíles del sistema ferroviario. En algunos casos pueden requerirse dos juntas aislantes en los raíles para impedir que la locomotora cree un cortocircuito. Debe prestarse una atención especial a los emplazamientos desde los cuales se opera el sistema ferroviario. Para la adopción de medidas, debería consultarse con el propietario del sistema ferroviario y debería tenerse en cuenta lo siguiente:

Durante un defecto a tierra dentro de una subestación, los cables y los tubos metálicos aislados de entrada o salida de ésta, pueden verse sometidos a diferencias de tensión.

Según la manera en que la pantalla y/o la armadura del cable esté puesto a tierra (en uno o en los dos extremos) pueden aparecer, en la pantalla y/o en la armadura, importantes corrientes o variaciones de tensión. El aislamiento de los cables o los tubos ha de estar dimensionado de acuerdo con estas circunstancias.

En el caso de puesta a tierra en un solo extremo, esto puede hacerse dentro o fuera de la subestación. Debe prestarse atención a las posibles tensiones de contacto en el otro extremo aislado.

En caso necesario, pueden adoptarse las precauciones que se muestran en los siguientes ejemplos:

• interrupción de la continuidad de las partes metálicas cuando salen del área del sistema de puesta a tierra;
• aislamiento de las superficies o partes conductoras;
• montaje de barreras adecuadas alrededor de las superficies o partes conductoras para impedir que sean tocadas;
• montaje de una barrera aislada entre las partes conectadas a diferentes sistemas de puesta a tierra;
• gradiente de potencial adecuado;
• limitación de las sobretensiones mediante el uso de dispositivos adecuados.

Cuando un sistema de puesta a tierra de alta tensión forma parte de un sistema de puesta a tierra global, donde normalmente no deberían aparecer diferencias de potencial peligrosas, los problemas pueden surgir si son accesibles simultáneamente partes conductoras de tubos y cables aislados, etc. conectados a un potencial de tierra remoto y partes conductoras y puestas a tierra de la instalación de alta tensión.

Por lo tanto, es necesario que este equipo se sitúe a una distancia suficiente de las áreas influenciadas por los electrodos de tierra. Si ello no es posible, deben tomarse las medidas apropiadas.

No puede especificarse una distancia general, el grado de peligro debe determinarse en cada caso particular. Para la realización de este cálculo se facilitan algunos consejos sobre distancias apropiadas para evitar tensiones peligrosas:

U_E elevación del potencial de tierra.

U_accept límite admisible del potencial de superficie de tierra (por ejemplo, un valor de la figura 1) a una distancia d_accept (U_accep < UE).

NOTA 1 — Esta curva se refiere a defectos a tierra en sistemas de alta tensión

NOTA 2 — Si la duración del flujo de corriente es mucho más larga que la que muestra el gráfico, puede usarse un valor de 75 V para U_Tp.

Figura 1: Tensiones de contacto admisibles U_Tp para una duración limitada del flujo de corriente

NOTA: En España los valores para el gráfico que muestra la tensión de contacto U_TP admisible para una duración limitada del flujo de corriente no son aplicables, en su lugar deben utilizarse los cálculos que se especifican en el RAT ITC 13, apartado 1.1.

Instalaciones de transformadores y/o de equipos de maniobra montados sobre apoyos

En general, todo transformador montado sobre apoyos, combinado o no con equipo de maniobra, debe ser puesto a tierra.

En ocasiones, cuando en el apoyo solamente está situado un transformador, un sistema de puesta a tierra mínimo (es decir, una pica de tierra o un electrodo de tierra en anillo o el pie de un apoyo conductor) cumple los requisitos de la puesta a tierra del transformador.

En general, los equipos de maniobra montados en apoyos hechos de acero u otro material conductor o hechos de hormigón armado deben ser puestos a tierra. El sistema de puesta a tierra debe asegurar como mínimo una continuidad equipotencial, a través de una malla de tierra, en la posición de explotación. De otra forma, cuando se use aislamiento de la zona de operación o cuando la maniobra se realiza con el uso de material aislante (por ejemplo, herramientas aislantes, alfombrillas o guantes) es suficiente una puesta a tierra mínima (por ejemplo, una pica de tierra o un electrodo de tierra en anillo).

No es necesario realizar la puesta a tierra de los equipos de maniobra montados sobre apoyos hechos de material no conductor. Si no son puestos a tierra, deben instalarse en el mecanismo de maniobra y fuera del alcance de la mano elementos aislantes, mecánicamente fiables (por ejemplo, barras de maniobra hechas de material aislante). Estos elementos aislantes deben diseñarse para la tensión nominal del sistema. La parte del mecanismo de maniobra que puede alcanzarse desde el suelo ha de ser puesta a tierra para disipar posibles corrientes de fuga. Es suficiente una pica de tierra de 1 m de longitud como mínimo o un electrodo de tierra horizontal alrededor del apoyo y a una distancia de aproximadamente 1 m. Los electrodos de puesta a tierra y los conductores de tierra deben satisfacer las siguientes secciones mínimas:

Conductores de tierra:

Debido a la resistencia mecánica y a la estabilidad contra la corrosión, las secciones mínimas son:

—     Cobre: 25 mm²

—     Aluminio: 35 mm²

—     Acero: 50 mm²

Conductores equipotenciales: Se recomienda que el tamaño de los conductores y de equipotencialidad esté en consonancia con los conductores de tierra antes mencionados.

NOTA — Los conductores de tierra y equipotenciales hechos de acero requieren protección apropiada contra la corrosión

Circuitos secundarios de los transformadores de medida

Los circuitos secundarios de todos los transformadores de medida deben ser puestos a tierra lo más cerca posible de los terminales secundarios del transformador de medida.

La sección mínima indicada anteriormente no es de aplicación a este tipo de material. Se requiere una sección mínima de cobre de 2,5 mm²; si el conductor de tierra no está mecánicamente protegido, entonces se precisa cobre de 4 mm².

Sin embargo, si la puesta a tierra es necesaria en otros puntos, en tal caso debe ser imposible desconectarla involuntariamente.

NOTA — En España el RAT en la ITC 13 no exceptúa la sección de los conductores de conexión a tierra del devanado secundario de los transformadores de medida.

 

 

POST RELACIONADO:

Potenciales transferidos en los sistemas de puesta a tierra

https://imseingenieria.blogspot.com/2016/06/potenciales-transferidos-en-los.html

 

Fosos de drenaje para transformadores con líquido aislante

 

Generalidades

Los transformadores con dieléctrico líquido deben estar provistos de un foso de recogida individual o de una combinación de un foso de recogida individual y un tanque colector compartido.

En las instalaciones de interior, los suelos impermeables con bordillos suficientemente elevados pueden servir de foso de recogida del fluido si no hay instalados más de tres transformadores y cada uno de ellos contiene menos de 1 000 litros (véase la figura 1).

Figura 1: Ejemplo para pequeños transformadores sin lecho de grava ni depósito colector

En una instalación de exterior puede prescindirse de foso de recogida siempre que la cantidad de aceite contenida en un transformador esté por debajo de los 1 000 litros. Esto no es de aplicación a las áreas de recogida y a las zonas especialmente protegidas de polución de aguas.

NOTA 1 — En todos los casos deben tenerse en cuenta las reglamentaciones locales y de ser necesario, obtenerse los permisos correspondientes.

NOTA 2 — cuando el transformador contenga líquido aislante, pero su potencia sea menor o igual de 250 kVA, la fosa podrá suprimirse. Asimismo, también podrá suprimirse cuando se utilice líquido aislante biodegradable que no puede derramarse a cauces superficiales o subterráneos o a canalizaciones de abastecimiento de aguas o de evacuación de aguas residuales.

La norma UNE-EN 61936-1 complementa este apartado de la siguiente forma:

Los fosos de recogida y los depósitos colectores cuya utilización comparten varios transformadores deben disponerse de forma que el incendio de un transformador no pueda propagarse a otro.

Lo mismo es de aplicación a los fosos de recogida individuales conectados a los depósitos colectores de otros transformadores; con este fin pueden utilizarse, por ejemplo, capas de grava o tuberías rellenas de fluido. Las disposiciones que tienden a extinguir las llamas en una fuga de fluido son preferibles, por ejemplo, un lecho de grava (aproximadamente de 300 mm de espesor y con una granulometría de aproximadamente 40/60 mm) extingue las llamas del aceite incendiado que se filtra en él.

 NOTA — En España  se aplica lo indicado en el RAT ITC 14 apartado 5.1 a):

Instalación de dispositivos de recogida del líquido dieléctrico en fosos colectores.

Si se utilizan aparatos o transformadores que contengan más de 50 litros de dieléctrico líquido, se dispondrá de un foso de recogida del líquido con revestimiento resistente y estanco, para el volumen total de líquido dieléctrico del aparato ó transformador. En dicho depósito o cubeta se dispondrán cortafuegos tales como: lechos de guijarros, sifones en el caso de instalaciones con colector único, etc. Cuando se utilicen pozos centralizados, se dimensionarán para recoger la totalidad del líquido dieléctrico del equipo con mayor capacidad.

Cuando se utilicen dieléctricos líquidos con punto de combustión igual o superior a 300º C será suficiente con un sistema de recogida de posibles derrames, que impida su salida al exterior.

Disposición de los fosos de recogida y los depósitos colectores.

 

Los fosos de recogida y los depósitos colectores deben diseñarse y disponerse de alguna de las siguientes formas:

 

Foso de recogida con depósito colector integrado para la totalidad de los fluidos (figura 2)

 

Figura 2: Foso de recogida con depósito colector integrado.

 

Foso de recogida con depósito colector separado. Cuando hayan varios fosos de recogida, las tuberías de drenaje pueden conducir a un depósito colector común a todos ellos, en tal caso, este debe ser capaz de contener la totalidad del aceite del transformador más grande (figura 3).

 

Figura 3: Foso de recogida con depósito colector separado

 

Foso de recogida con depósito colector integrado para varios transformadores. Este debe ser capaz de contener la totalidad del aceite del transformador más grande (figura 4).

Figura 4: foso de recogida con depósito colector integrado común

 

Las paredes y los conductos asociados de los fosos y depósitos colectores deben ser resistentes al aceite y al agua.

 

Debe asegurarse que la capacidad de los fosos/depósitos colectores de los fluidos aislantes y refrigerantes no se reduce indebidamente a causa del agua que penetre en ellos. Debe ser posible drenarlos o extraer el agua.

 

Se recomiendo un dispositivo simple que indique el nivel de líquido.

 

Debe prestarse atención al peligro de congelación.

 

Deben tenerse en cuenta las siguientes medidas adicionales para la protección de las canalizaciones de agua y de las aguas subterráneas:

• Debe impedirse que los fluidos aislantes y refrigerantes rebasen la capacidad de los fosos/depósitos/bordillos del suelo y se desborden.
• Para las instalaciones de exterior, se recomienda que la longitud y la anchura del foso sea igual a la longitud y la anchura del transformador aumentando un 20% de la altura del transformador en cada lado.
• Las aguas drenadas deben pasar a través de dispositivos de filtración para separar los fluidos, a tal fin deben tenerse en cuenta sus pesos específicos (figura 5).

Figura 5: Ejemplo de sistema para filtración agua/aceite del foso de recogida

 

Cuando el terreno se encuentra en zonas de difícil excavación o la urgencia de ejecución lo requiere existen soluciones  alternativas a los fosos de drenaje de hormigón como son los cubetos de retención de aceite prefabricados en acero modulares con sistema de extinción para transformadores de alta tensión, con protección antifuego, retención y filtración, conformes a la reglamentación ITC RAT 14 y 15 y la ley de aguas del Real Decreto Legislativo 1/2001, de 20 de julio, BOE» núm. 176, de 24/07/2001.

                   

                                            Cubetos de retención modulares   (AKHELEC)

POST RELACIONADO:

 

Sistemas de protección contra incendios en Transformadores de Subestación

https://imseingenieria.blogspot.com/2016/04/sistemas-de-proteccion-contra-incendios.html

El aislamiento en las redes de Alta Tensión

 

Aislamientos principales

Se distinguen los siguientes tipos de aislamiento:

• aislamiento entre cada fase y tierra,
• aislamiento entre contactos abiertos cuando un disyuntor o seccionador está en posición “abierto ",
• Aislamiento fase a fase.

La resistencia de estos aislamientos se verifica mediante ensayos de tensión aplicada sea por impulsos, o por un período de un minuto.

Los niveles requeridos para estas tres categorías de aislamiento suele ser el mismo, pero:

• a menudo se dan distancias de aislamiento entre fases de contactos superiores a las necesidades puramente dieléctricas (por ejemplo, requisitos de seguridad).
• a veces se solicitan  aislamientos entre “entrada – salida” de circuitos mayor que entre “fase – tierra”, especialmente si este último tiene un aislamiento reducido.

Formas de tensiones aplicadas

Curva característica de aislamiento V = f (t)

Dadas las diferentes formas de las piezas entre las cuales se aplica la tensión, el campo eléctrico en su intervalo rara vez es uniforme. Por tanto, la tensión soportada depende mucho del tiempo que es aplicada (ver fig.1). Un explosor con electrodos de puntas soporta menor tensión que un explosor con electrodos planos para la misma distancia entre electrodos de fase y tierra, pero el fenómeno se invierte para impulsos muy cortos, por lo tanto muy escarpados.

Figura 1: tensiones mantenidas por dos tipos de intervalos en función de la duración de la aplicación de la tensión

Origen de las tensiones

Las tensiones y sobretensiones aplicadas a los aislamientos tienen formas variadas dependiendo de su origen. Se distinguen:

• tensión alterna normal de la red,
• sobretensiones momentáneas a la frecuencia de alimentación de la red debidas a las variaciones de la configuración de la red,
• sobretensiones de maniobra producidas por las conmutaciones en la red en las cuales generalmente predomina la amplitud y duran desde unos cientos a unos miles de microsegundos,
• sobretensiones atmosféricas (rayos) transmitidos por las líneas, que generalmente tienen duraciones muy cortas, entre algunas unidades a pocas decenas de microsegundo, pero puede alcanzar valores muy elevados,
• tensión continua debida a la carga residual de las líneas después de haber sido desconectadas, que generalmente disminuye con bastante rapidez en el tiempo (10 % cada 10 milisegundos).

Coordinación del aislamiento

No sería económico, ni siquiera posible, diseñar redes de transporte y sus equipos de tal manera que resistan todas las posibles sobretensiones. Se diseñan, por tanto, de forma prudente los puntos con aislamiento reducido  para que las sobretensiones puedan circular sin causar daño, protegiendo así los órganos sensibles de la instalación.

Estos dispositivos (explosores o pararrayos autovalvulares) también deben soportar sin problemas las  tensiones "normales". Ver fig. 2.

Figura 2: Coordinación de los aislamientos en una red de 400 kV

Formas de tensiones normalizadas

Para comprobar el comportamiento de los equipos a las diversas tensiones que le pueden ser aplicadas y para comparar la resistencia de estos equipos, los laboratorios deben realizar ensayos reproducibles de un equipo a otro y de un laboratorio a otro.

Por tanto, se llevan a cabo las siguientes pruebas:

• Ensayos a frecuencia industrial.

Los transformadores de prueba permiten aplicar al objeto ensayado una tensión  alterna que se aumenta hasta un valor establecido en el cual se mantiene durante un minuto y luego se reduce a cero. Un intervalo en el aire tiene aproximadamente 250 kV eff. por metro.

• Ensayos de choque tipo rayo.

Los impulsos de tensión son principalmente producidos por un "generador de descargas" compuesto esencialmente por condensadores que se cargan en paralelo y que se descargan en serie en el objeto ensayado a través de un sistema de resistencias (ver fig. 3 y foto de cabecera). Para que esta tensión sea alcanzada, los impulsos producidos se definen por su amplitud máxima U_c, duración t_F y t_Q al final de la cual la tensión se reduce a U_c/2.

Se distinguen:

• las "ondas de choque tipo rayo", con un frente escarpado (en principio t_F = 1,2 µs y t_Q = 50 µs); la resistencia del aire es aproximadamente 500 kV por metro.
• las "ondas tipo maniobra" (en principio t_F = 250 µs y t_Q = 2500 µs); la resistencia del aire es de unos 400 kV por metro.

A veces se utilizan otras formas de onda en algunos casos especiales. El número de ondas de choque a aplicar en cada polaridad (+ y -) está establecida en las normas .

Combinaciones:

• los ensayos a frecuencia industrial y las ondas tipo maniobra son también realizadas mientras el equipo bajo prueba se rocía con lluvia artificial, normalizada,
• los aparatos de mayor tensión deben soportar ensayos donde la tensión a frecuencia industrial  se aplica simultáneamente con las ondas de choque.

Figura 3: Onda de choque: esquema de principio de un generador y forma de onda

Realización de los aislamientos

Tipos de aislantes

Los aislantes más utilizados en la aparamenta de Alta Tensión son:

• gases (aire y SF6),
• Aceite mineral,
• resinas moldeadas, a veces reforzadas por fibras o cerámicas.

Influencias sobre la rigidez dieléctrica

• Las formas redondeadas de las partes en tensión reducen el campo eléctrico en su proximidad y favorecen la resistencia dieléctrica
• El aumento de la presión de los gases aislantes en general aumenta su resistencia dieléctrica.
• La presencia de contaminación (polvo, cuerpos extraños, grasas, etc.) reduce la resistencia dieléctrica de un tramo.
• La humedad siempre es perjudicial, especialmente si las condiciones de temperatura y presión pueden producir condensación en gotitas y penetrar en los aislantes (estratificados o fibras impregnadas).

Aislamiento de los circuitos auxiliares

Los circuitos de baja tensión y los disyuntores (generalmente  de 100 a 400 V c.a. y  48 a 250 V c.c.) también pueden generar ondas de sobretensiones al maniobrar en los circuitos de BT, o por inducción de otros circuitos de alta o baja tensión. Por lo tanto, deberán tener un aislamiento en consecuencia. En general, este aislamiento se comprueba mediante un ensayo a frecuencia industrial (2 kV) pero a veces, también se exigen impulsos tipo rayo (5 kV cresta); finalmente, en la instalación, a menudo se practican mediciones de aislamiento (en miles de megohmios) a aproximadamente 1 kV c.c.

En algunos casos, también se comprueba:

• que las maniobras de los disyuntores no provoquen sobretensiones excesivas en las redes de BT,
• que el control de los disyuntores no es sensible a las interferencias radiadas.

Envejecimiento de los aislamientos

Descargas parciales

Un aislamiento puede resistir perfectamente los ensayos de resistencia descritos anteriormente y contener, sin embargo, imperfecciones tales como: vacuolas, inclusiones o zonas no homogéneas. En el momento de la aplicación de tensión,  se presentan pequeñas descargas en las proximidades de estas imperfecciones, pero el resto del aislamiento es capaz de soportar la tensión aplicada durante el tiempo del ensayo. Sin embargo, si el campo eléctrico es relativamente fuerte, estas pequeñas descargas pueden desgastar el aislamiento y degenerar en un cebado de arco completo después de unos meses o unos pocos años de servicio.

Cuando el material utiliza aislantes susceptibles de tener este tipo de defectos, es necesario detectarlos. Para ello, se detecta la corriente de alta frecuencia provocada por estas "descargas parciales" mediante aparatos que permiten medirlas (en picoculombios) y visualizarlas en un osciloscopio.

Ver posts:

¿Qué son las descargas parciales?

https://imseingenieria.blogspot.com/2019/04/que-son-las-descargas-parciales.htm 

Contaminación de los aislantes

En atmósferas industriales o marinas, los aislantes pueden recibir un depósito más o menos conductor, lo que puede causar un contorneamiento eléctrico. Hay varias formas de reducir este riesgo:

• prolongar la "línea de fuga" de los aisladores, es decir, el camino que va de un electrodo al otro de la porcelana, con un adecuado diseño del perfil (ver fig. 4);

Figura 4: perfil de un aislador anti-polución, punteada la línea de fuga

• cubrir las porcelanas con grasa hidrófoba. Aunque esta grasa debe ser renovada periódicamente;

Figura 5: Limpieza y tratamiento de aisladores con grasa hidrófoba

• lavar las porcelanas. En algunas subestaciones, este lavado se realiza en tensión, sin desconectar el servicio eléctrico.

Figura 6: limpieza de aisladores con chorro de agua a presión

Perturbaciones radiofónicas

Los puntos y ángulos afilados en tensión son el origen de pequeñas descargas a través de los primeros milímetros del aire, muy visible en oscuridad, especialmente en clima húmedo. Es el denominado "efecto corona". Estas descargas emiten interferencia electromagnética que pueden interrumpir las comunicaciones por radio.

Los ensayos permiten medir estas perturbaciones y eventualmente reducir por medio de anillos o cubiertas para-efluvios. 

Figura 7 : Anillo anticorona en una línea de 500 kV

 

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