ENERO/JUNIO 2022 - VOLUMEN 32 (1)
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DOI 10.15517/ri.v32i1.48667
Ingeniería 32(1): 33-48, enero-junio, 2022. ISSN: 2215-2652. San José, Costa Rica
Caracterización de descargas parciales en ranuras y por vibración
presentadas en estatores de hidrogeneradores
Characterization of partial discharges in slots and by vibration in
stators of hydrogenators
Oscar Núñez Mata
Escuela de Ingeniería Eléctrica, Universidad de Costa Rica, San José, Costa Rica
Email: oscar.nunezmata@ucr.ac.cr
ORCID:0000-0002-5410-6121
Jonathan Rodríguez Campos
Ingeniero Electricista, Instituto Costarricense de Electricidad, San José, Costa Rica
e-mail: jrodriguezcam@ice.go.cr
ORCID 0000-0002-3747-2277
Recibido: 14 de octubre 2021 Aceptado: 12 de diciembre 2021
_________________________________________________________
Resumen
La conabilidad y disponibilidad de los hidrogeneradores depende en gran medida de la condición del
aislamiento del devanado de estator, que está expuesto a una combinación de esfuerzos térmicos, eléctricos,
ambientales y mecánicos. Una interrupción no programada de una máquina en funcionamiento podría poner
en riesgo la estabilidad del sistema eléctrico, así como provocar pérdidas económicas, por lo que es necesario
contar con técnicas de monitoreo de condición, como es la medición de descargas parciales en-línea. Una
descarga parcial se dene como una descarga eléctrica localizada, que solo une parcialmente el aislamiento
entre los conductores, acompañada de movimiento de cargas, emisión acústica, radiación y reacción química,
entre otros efectos. La medición de descargas parciales en-línea es una de las técnicas más utilizadas para
seguir la evolución de grandes hidrogeneradores. En este artículo se propone una metodología novedosa
para detectar los mecanismos de falla de descargas parciales: i) en ranura; y ii) por el establecimiento de
chispas por vibración, mostrando ejemplos utilizando una máquina en servicio. La metodología se basa en
la medición de descargas parciales en-línea para distintos niveles de potencia activa. Lo anterior permite
encontrar dependencias térmicas y mecánicas, que logren localizar y caracterizar el mecanismo de falla.
Posteriormente, se establecen una serie de posibles causas-raíz de cada uno, y las recomendaciones de
reparación. Los resultados obtenidos en las pruebas realizadas muestran que la medición de descargas
parciales en-línea es efectiva cuando se trata de detección temprana de fallas repentinas, y se ha aplicado
con éxito en el hidrogenerador evaluado.
Palabras clave:
Análisis de falla, descargas parciales, generadores, mantenimiento, pruebas de aislamiento.
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Abstract
The reliability and availability of hydro generators is highly dependent on the condition of the stator
insulation, which is exposed to a combination of thermal, electrical, environmental and mechanical stresses.
An unscheduled interruption of a generator in operation could jeopardize system stability, as well as cause
economic losses, so it is necessary to have condition monitoring techniques, such as on-line partial discharge
measurement. A partial discharge is dened as a localized electrical discharge, which only partially joins
the insulation between the conductors, accompanied by movement of charges, acoustic emission, radiation
and chemical reaction, among other effects. On-line partial discharge measurement is one of the most used
techniques to follow the evolution of large hydro generators. This article proposes a novel methodology to
detect the failure mechanisms of partial discharges: i) in slot; and ii) by sparks produced by vibration, showing
one example using a generator in service. The methodology is based on on-line partial discharge measurement
for different active power levels. The above allows nding thermal and mechanical dependencies, which
are able to locate and characterize the failure mechanism. Subsequently, a series of possible root causes of
each are established, and recommendations for repair. The results obtained in the tests carried out show that
on-line partial discharge measurement is effective when it comes to early detection of sudden failures, and
has been successfully applied in the hydro generator evaluated.
Keywords:
Failure analysis, generators, insulation tests, maintenance, partial discharges.
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1. INTRODUCCIÓN
La confiabilidad y disponibilidad de los hidrogeneradores depende en gran medida de la
condición del aislamiento del devanado de estator, que está expuesto a una combinación de
esfuerzos térmicos, eléctricos, ambientales y mecánicos [1]. Con el desarrollo de un sistema
de energía de alta calificación para un mercado eléctrico desregulado, los hidrogeneradores de
media tensión juegan un papel clave en asegurar la rentabilidad y confiabilidad de la operación
del sistema eléctrico. Por ejemplo, una interrupción no programada de una máquina en funcio-
namiento podría resultar en una inestabilidad del sistema al que está conectado, así como una
pérdida de inversión de capital. Los programas de mantenimiento modernos incorporan diver-
sas técnicas de diagnóstico, evolucionando desde los enfoques basados-en-tiempo a enfoques
de mantenimiento basados-en-condición [2]. Así, hoy en día es posible evaluar el estado de una
máquina eléctrica utilizando los parámetros obtenidos de: las pruebas de diagnóstico fuera-de-lí-
nea, los datos del monitoreo en-línea y la información del historial operativo. Estos métodos de
evaluación proporcionan información útil para ampliar la vida operativa de diferentes aparatos
de potencia, entre estos se destacan los generadores eléctricos, siempre buscando minimizar el
riesgo de costosas fallas [3].
Las fallas en generadores están asociadas tanto a sus componentes mecánicos como aque-
llas fallas de origen eléctrico. En este sentido, se ha encontrado que cerca del 56 % de los pro-
blemas en grandes hidrogeneradores se deben al deterioro del sistema de aislamiento de estator
[1]. Entre las causas principales de falla del sistema de aislamiento, está la actividad de descar-
gas parciales (DPs), que es tanto una causa como un indicador de seguimiento del estado. Por
ejemplo, las DPs internas representan un 22 % de las causas-raíz de las fallas en devanados de
estator de grandes generadores [4]. Por lo tanto, el seguimiento de la actividad de DPs es útil
para detectar defectos y fallas latentes. La prueba de DPs se ha utilizado durante más de 80 años
como una herramienta de control de calidad en fábricas de máquinas eléctricas y componentes.
Gracias a esta prueba, es posible encontrar defectos de fabricación que, eventualmente, podrían
conducir a fallas en el equipo [5].
Una descarga parcial se define como una descarga eléctrica localizada, que une parcialmente
el aislamiento entre los conductores, acompañada de: movimiento de cargas, emisión acústica,
radiación de luz y una reacción química [6]. Utilizando estas manifestaciones físicas de las DPs,
las señales se pueden medir por diferentes métodos y dispositivos, incluyendo: detección eléctrica,
detección acústica, detección de luz y método de detección química [1]. Entre los métodos más
utilizados está la detección de señales eléctricas, ya sea con pruebas fuera-de-línea (máquina fuera
de operación), como monitoreo en-línea (máquina en operación). La medición en-línea detecta
directamente los pulsos eléctricos de las DPs del devanado del estator durante el funcionamiento
normal del generador [7]. El monitoreo de DPs en-línea se puede realizar de forma periódica (por
ejemplo: cada seis meses). O bien, es posible establecer monitoreo continuo de DPs en-línea.
Justamente, la tendencia mundial hacia el mantenimiento predictivo ha incrementado el
interés por utilizar distintas pruebas en-línea con el equipo en operación. Con este método, es
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posible establecer el estado dieléctrico de la máquina y observar su comportamiento bajo los
esfuerzos (solicitaciones) reales de operación. Un sistema de monitoreo de DPs en-línea para
hidrogeneradores requerirá de dos pasos fundamentales, a saber: detección e interpretación.
Cada descarga parcial crea un pequeño pulso de corriente eléctrica que se propagará por todo
el devanado del estator. Estos pulsos tienen una duración de unos pocos nanosegundos, con
frecuencias que van desde CC, hasta varios cientos de megahercios. Los pulsos eléctricos son
detectados y procesados de varias formas por los diversos sistemas de monitoreo de DPs [7]. En
general, el sistema de monitoreo en-línea requiere de los siguientes componentes: i) un sensor
para detectar la corriente de la descarga y convertirla en una señal digital; ii) instrumentación
para caracterizar las señales de DPs (determinación del número de eventos, su magnitud pico,
polaridad y posición de la fase de CA), junto con ayudar a distinguir el ruido; y iii) software
que procese la información sobre el estado del aislamiento [5].
El diagnóstico en-línea permite obtener información sobre la severidad y localización de
las DPs, detectando distintos modos de falla, tales como: abrasión del aislamiento, cuñas de
estator sueltas, degradación térmica del aislamiento o defectos de fabricación, entre otros. En
este sentido, desde fines de la década de 1980 algunos devanados de estator de hidrogeneradores
aparentemente han fallado debido a un mecanismo conocido como “erosión por chispas” o “chis-
pas por vibración” presentado en las ranuras de estator. El mecanismo puede producir chispas
relativamente intensas entre la superficie de la barra del estator y el núcleo magnético, durante
la operación del hidrogenerador. La intensidad de las chispas es tal que puede erosionar la pared
a tierra del aislamiento, mucho más rápido que las descargas de ranura típicas [8]. Durante el
funcionamiento del hidrogenerador, la abrasión de los devanados del estator se produce debido
a la vibración causada por la fuerza electromagnética, que provoca una descarga parcial de la
ranura (erosión por chispas) [9]. Además, el calentamiento producido por la corriente en los
devanados (que se puede agravar por deficiente disipación de calor) incrementará el fenómeno
de la erosión por chispas [9].
Los mecanismos de falla de DPs en las ranuras han sido ampliamente estudiados en la lite-
ratura [9], [5], [4], [2], [10], [11], [8]. Sin embargo, no se encuentra en la literatura una meto-
dología detallada que logre identificar las dependencias mecánicas y térmicas, que lleven a un
diagnóstico del mecanismo de falla predominante, Como se indica en [8], es difícil distinguir
entre distintos mecanismos de falla, lo que puede dificultar el diagnóstico y la toma de decisio-
nes para los responsables de la operación de hidrogeneradores.
Comprender el proceso de desarrollo de DPs en las ranuras de estatores de hidrogeneradores
mientras están en operación es fundamental con el fin de proporcionar una alerta temprana de
fallas. En este artículo se propone una metodología novedosa para detectar y caracterizar sepa-
radamente los mecanismos de falla de DPs conocidos como: i) en ranura; y ii) provocado por
chispas por vibración, mostrando un ejemplo real al utilizar una máquina en servicio. La meto-
dología se basa en la medición de DPs en-línea para distintos niveles de potencia activa, tal y
como lo sugiere la normativa que se utiliza para este tipo de pruebas [12]. Lo anterior permite
encontrar dependencias térmicas y mecánicas (por vibración), que logren localizar y caracterizar
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el(los) mecanismo(s) de falla presente(s). Posteriormente, esto servirá para establecer una serie
de posibles causas-raíz de cada uno, y las recomendaciones de reparación.
Este artículo está organizado de la siguiente manera: en la Sección 2 se revisa la teoría
relacionada con la actividad de DPs en ranuras y por vibración. En la Sección 3 se presenta la
propuesta metodológica. En la Sección 4 se muestra la evaluación de la propuesta. Finalmente,
en la Sección 5 se presentan las conclusiones y trabajos futuros, en búsqueda de la reducción
en la contaminación y aumento en las actividades económicas.
2. DESCARGAS PARCIALES EN RANURAS Y DEBIDAS A CHISPAS POR
VIBRACIÓN
2.1. Introducción
Una descarga parcial se considera una descarga de baja energía localizada dentro de un micro
volumen de aire, el cual se ubica en el estator (por ejemplo, una burbuja de aire atrapada dentro
del aislamiento), y afecta parcialmente al material aislante (degradándolo y envejeciéndolo). Las
DPs pueden presentarse en sistemas de aislamiento líquidos o sólidos de equipos eléctricos de
media y alta tensión, como es el caso de los generadores eléctricos de media tensión [5]. Estas
descargas deterioran la zona alrededor de donde se producen, ocasionando erosión de los mate-
riales que conforman la protección mecánica y dieléctrica del devanado. Su origen tiene directa
relación con distintos fenómenos, que son: i) durante el proceso de fabricación del sistema de
aislamiento y de los devanados, donde pueden quedar pequeñas cavidades de gas aprisionado,
formando zonas conocidas como “burbujas de aire”; y ii) durante la operación normal se forman
cavidades o acumulación de contaminación, donde se pueden presentar estas descargas [13].
La Fig. 1 explica el fenómeno que sucede en el interior de un material aislante que incluye
alguna burbuja de aire. El aislante y el aire pueden ser caracterizados por un parámetro cono-
cido como su permitividad, con la permitividad del aire y la del material aislante, donde se tiene
que La permitividad define la tendencia de un material a polarizarse frente a un campo eléctrico
E y así anular parcialmente el campo interno [14]. Cuando se aplica la tensión HV (en Fig. 1
B), el campo tiende a concentrarse en la burbuja de aire. Las cargas se acumulan en los extre-
mos (en Fig. 1 A) y una ionización gaseosa transitoria ocurre al exceder el valor crítico, y esta
ionización produce una descarga por el aire. El tipo de descarga parcial está en función de su
localización dentro del devanado. En general se clasifican en descargas [15]:
• internas (como la Fig. 1);
• superficiales (superficie de un dieléctrico o interface entre dos dieléctricos, o un dieléc-
trico y el núcleo laminado);
• superficies aislantes (como en las cabezas de bobinas contaminadas).
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Fig. 1. Volumen de aire en material aislante como origen de DPs: A) acumulación de cargas en un micro
volumen dentro del aislamiento, B) ubicación en el material aislante que es sometido a una tensión HV.
Dentro de las descargas superciales están las denominadas DPs en ranura, que se establecen
en zonas dentro de las ranuras del estator [16]. Son catalogadas como de riesgo alto, y se produ-
cen por el mal (o falta de) contacto entre la capa de nivelación del campo eléctrico y la pared de la
ranura del núcleo de estator (tierra) [6].
2.2 Descargas parciales en ranura
Con la introducción de los sistemas de aislamiento de tipo epoxi-mica en máquinas de media
tensión en la década de 1950, un mecanismo de falla denominado “descarga en ranura” se presentó
con mayor regularidad [8],[17]. Por ejemplo, algunos de los sistemas utilizados por distintos fabri-
cantes a base de epoxi-mica son [7]: i) General Electric con su sistema Micapals I y II; ii) Siemens
con su sistema Micalastic; y iii) ABB con su sistema Micadur. Típicamente, las descargas en ranura
sólo aparecen durante el funcionamiento de la máquina, ya que son las fuerzas electromagnéticas
y la vibración las que conducen al establecimiento de las mismas. Sólo en caso de presentarse una
gran degradación de la capa de nivelación del campo eléctrico de la barra, que se ubica en la ranura
y en la zona inmediata a la salida de la misma, es que las mediciones fuera-de-línea podrán detectar
este tipo de descargas. Hay tres fuentes generales de DPs en ranura, que son [8]:
• Barras sueltas: donde la vibración de la barra desgasta y deteriora el revestimiento de la
ranura y el aislamiento a tierra.
• Recubrimiento de ranura mal fabricado: provocando una resistencia inicial excesivamente alta.
• Pobre conexión del revestimiento conductivo de la barra a tierra: donde la barra no está
debidamente conectada a tierra.
Parte del diagnóstico que se debe realizar a los hidrogeneradores trata justamente de identi-
car cuál de estas tres fuentes anteriores inició el proceso de DPs en ranura. Distintas empresas
generadoras de electricidad han informado de la erosión del revestimiento de ranura producido por
este tipo de descargas [18]. Se ha encontrado con mayor frecuencia en generadores de hidráulicos
refrigerados por aire de 6.6 kV y superiores, aunque se ha observado en generadores refrigerados
por hidrógeno, donde la presión del gas se espera que suprima la actividad de las descargas. Por
ejemplo, la empresa Canadiense Ontario Hydro ha reportado en el pasado que algunos de sus gene-
radores hidráulicos mostraban signos de actividad de DPs en ranura [19].
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La Fig. 2 muestra el equivalente esquemático de la descarga parcial en la ranura. Este tipo de
descarga se da entre dos electrodos separados por un dieléctrico (aislante de barrera) [20].
Fig. 2. Representación de una descarga parcial en ranura de hidrogenerador. Adaptada de [20].
2.3 Descargas parciales debidas a chispas por vibración
El mecanismo de falla denominado “erosión por chispas” o “chispas por vibración”, presentado
en las ranuras, es diferente al de la descarga parcial en ranura, que se suele presentar en máquinas
de media tensión [12]. Existe un proceso de deterioro similar, pero con ciertas diferencias que deben
ser consideradas principalmente durante el diagnóstico de la máquina. A menudo, las chispas por
vibración se confunden con el tipo de descarga parcial en ranura, porque la vibración de la barra está
involucrada y se producen chispas en la supercie de las barras dentro de la ranura. La causa princi-
pal de las chispas por vibración es un diseño y fabricación defectuosos, y los fabricantes de máquinas
pueden evitarlo en la mayoría de los diseños. El mecanismo es impulsado por el campo magnético en
el núcleo del estator y, por lo tanto, puede ocurrir en cualquier punto del devanado, incluso en el neutro.
Aunque este proceso es poco común, ocasionalmente aparece tanto en hidrogeneradores refrigerados
por aire como en máquinas refrigeradas por hidrógeno. Las chispas de vibración solo se producirán
cuando se cumplan dos siguientes condiciones simultáneamente [8]: a) el revestimiento conductivo
de la barra en la ranura tiene una baja resistencia óhmica; y b) las barras vibran durante la operación
de la máquina, producto de las fuerzas magnéticas. Esto puede ocurrir en todo el devanado de estator.
La Fig.3 muestra una barra altamente dañada, que operó en un hidrogenerador eléctrico. En la
barra se muestra el patrón típico de falla de chispas por vibración.
Fig. 3. Barra de hidrogenerador con daño debido a chispas por vibración: A) no deterioro en las zonas de los ductos de ventilación, B) gran
deterioro en las zonas de contacto con el núcleo de estator. Fuente: [11].
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El patrón de falla presentado en la Fig. 3 se debe al establecimiento de corrientes circulantes
en lazos que abarcan: las capas aislantes de la barra, las láminas del núcleo, cerrándose el circuito
por medio de la tornillería de sujeción del estator. Ese bucle de conducción posible permitirá el
establecimiento de la corriente circulante en el momento que la tensión se induzca en este [11].
Finalmente, los dos mecanismos de falla eléctrica estudiados (descargas parciales en ranura
y chispas por vibración) que se presentan en los devanados de estator pueden estar estrechamente
relacionados entre sí (en la manifestación física o apariencia). Sin embargo, dieren fundamental-
mente en la causa raíz y las acciones correctivas a seguir. Como resultado de lo anterior, la falla
del devanado podría ser diagnosticada erróneamente y la acción correctiva a menudo no es la ade-
cuada. Por lo tanto, es necesario contar con metodologías de diagnóstico de hidrogeneradores, que
distingan entre los distintos modos de falla.
3. METODOLOGÍA PROPUESTA
La metodología para la detección de descargas en ranura y debidas a chispas por vibración se
basa en la medición de DPs en-línea, realizando cambios en el nivel de carga del hidrogenerador
(aumento/disminución). Para desarrollar dicha propuesta se tomó como base la recomendación
general que aparece en la norma IEEE 1434-2000 sobre medición de DPs en máquinas rotativas.
En la norma indicada, se propone realizar mediciones en-línea de DPs en hidrogeneradores con
variaciones de carga. Se busca encontrar relaciones entre el nivel de actividad de DPs con la carga
y la temperatura del devanado de estator [12]. Sin embargo, en la norma mencionada, no se esta-
blece un procedimiento detallado para llevar a cabo los cambios de carga, establecer la cantidad de
pasos, denir el tiempo para la realización de las mediciones, y más bien se dan recomendaciones
generales.
Los efectos del aumento/disminución de la potencia activa sobre el aislamiento del devanado
de estator serán los siguientes: i) el cambio de la amplitud de la vibración electromagnética; ii) el
aumento de temperatura; y iii) la variación de la fuerza electromagnética [2]. Estos cambios pueden
afectar la actividad de DPs. Se considera, entonces, que la dependencia de la actividad de DPs con la
temperatura del devanado se atribuye a la variación del tamaño de las cavidades de aire presentes en
el aislamiento de la ranura. Se espera que la cavidad de aire cambie, debido a la expansión del aisla-
miento con la temperatura. Por ejemplo, se reportan casos de disminución de la actividad de DPs en
generadores hidroeléctricos que utilizan un sistema de aislamiento de asfalto-mica, con el aumento
de la potencia y la temperatura [21]. Lo anterior se explica por la expansión del asfalto, causada por
el aumento de temperatura, lo que disminuyó el tamaño de la cavidad (producida por la delamina-
ción del aislamiento) y, por lo tanto, se redujo la actividad de las DPs. Por el contrario, en el caso de
sistemas de aislamiento de epoxi mica, la presencia DPs en ranuras aumentará con la temperatura,
debido a que la expansión térmica no es compensada por el nivel de actividad de DPs en ranura [22].
Basándose en lo anterior, se plantea una medición del hidrogenerador en ocho (8) pasos,
para distintos niveles de potencia activa, empezando desde el vacío, hasta la máxima potencia, y
volviendo a disminuir al nivel de vacío. Este procedimiento considera únicamente la entrega de
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potencia activa por parte del generador, con un nivel de potencia reactiva bajo. El objetivo de esto
es lograr el mayor impacto sobre los cambios de temperatura en los devanados de estator. La Fig. 4
muestra una gráca secuencial con los ochos pasos en los cuales se realizarán distintas mediciones
en porcentaje de máxima potencia activa. Este procedimiento debe ser coordinado con el centro de
despacho de energía y el departamento de operación de la central de energía, ya que la unidad en
evaluación debe estar enteramente dedicado a la realización de las pruebas.
Fig. 4. Nivel de potencia para los pasos de la prueba de aumento/disminución de carga.
Algunas de las recomendaciones generales para la realización de la prueba y asegurar la
validez de los datos registrados son las siguientes:
• Mantener condiciones operativas similares.
• Mantener condiciones ambientales similares (un cambio súbito implicaría la detención
de la prueba). Un aspecto muy particular se tiene con la humedad relativa, ya que un
cambio significativo en esta puede impactar las DPs superficiales, y afectar los resul-
tados obtenidos.
• Realizar la prueba con valores de tensión y potencia reactiva con variaciones máximas
de ±2 %.
•
Incluir, dentro del análisis, los valores de referencia límites (definidos como: bajo,
moderado, crítico) de la actividad de DPs en-línea según alguna normativa o recomen-
dación de fabricantes (en el caso de estudio de la Sección IV se usará la recomendación
del fabricante del equipo de medición de DPs en-línea).
Los resultados de las pruebas se analizan buscando dependencias entre la actividad registrada
de DPs en-línea, con el nivel de potencia y la temperatura del devanado de estator. El diagnóstico
se realiza siguiendo lo indicado en el CUADRO I.
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CUADRO I
DIAGNÓSTICO DE HIDROGENERADORES PARA LA PRUEBA DE
AUMENTO/DISMINUCIÓN DE CARGA
Resultado Condición Dependencia Diagnóstico Causa(s)-raíz posible(s)
Incremento en la
actividad de DPs
con el aumento de
la potencia activa
Temperatura del
devanado aproxi-
madamente
constante
Mecánica Probable pres-
encia de chispas
por vibración
• Inadecuado diseño y/o fabri-
cación, o montaje.
• Resistencia de la capa semi-
conductora de la barra dema-
siado baja.
•
Aojamiento de la barra en
la ranura.
Incremento en la
actividad de DPs
con el aumento de
la temperatura del
devanado
Potencia activa
constante
Térmica Probable presen-
cia de descargas
parciales en
ranura
•
Inadecuado diseño y/o
fabricación.
• Resistencia de la capa semi-
conductora de la barra dema-
siado alta.
•
Aojamiento de la barra en
la ranura.
Fig. 5. Pasos de la prueba de aumento/disminución de potencia.
En caso de llegarse a un diagnóstico de probable presencia de descargas parciales en ranura,
por la determinación de una dependencia térmica, se puede conrmar, de manera directa, mediante
el monitoreo de ozono [8]. La experiencia demuestra que, si la concentración de ozono excede alre-
dedor de 0,1 ppm, es altamente probable que se está produciendo un nivel de DPs supercial alto.
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Al utilizar la metodología propuesta se realizaron pruebas en un hidrogenerador que está en
operación para evaluar su condición. Los resultados se presentan a continuación.
4. CASO DE ESTUDIO Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
El objetivo de la prueba es observar el efecto de las variaciones signicativas de la potencia del
hidrogenerador y la temperatura del devanado estator, en la magnitud de las DPs en-línea. Con los
resultados obtenidos se busca: i) corroborar el estado actual del devanado; ii) identicar el meca-
nismo de falla que interviene directamente en la magnitud de las DPs; y iii) analizar el estado de
la acción correctiva del reacuñado realizado en el estator cinco años atrás. Los datos técnicos del
hidrogenerador evaluado se muestran en el CUADRO II.
Inicialmente, se recomienda que el hidrogenerador esté en vacío (sin carga) con el estator a
la menor temperatura posible. En este caso, la unidad se encontraba como condensador síncrono
con una temperatura de estator que ronda los 60 °C. Según la metodología de la Fig. 5, se registra-
rán lecturas de DPs en ocho puntos, cada lectura tarda 5 min (el responsable de la prueba registra
rápidamente los datos para minimizar el efecto de las diferencias de temperatura), con excepción
de la No. 5, donde el generador se quedará entregando una potencia del 100 % por tres horas para
propiciar el aumento de temperatura en el devanado de estator, y buscar con ello una temperatura
estable. En esta prueba, los pasos fueron los siguientes:
• Inicio de la prueba.
• Paso 1. Con la unidad fuera de línea, se alimenta su excitación para obtener tensión nominal.
Se registra la medición No. 1, duración 5 min.
•
Paso 2. La unidad se sincroniza a la red, ajustando una potencia de 10 MW. Se registra la medi-
ción No. 2, duración 5 min.
• Paso 3. La unidad se lleva a una potencia de 30 MW. Se registra la medición No. 3, duración
5 min.
• Paso 4. La unidad de sube a una potencia de 60 MW. Se registra la medición No. 4, duración
5 min.
• Paso 5. La unidad se mantiene en una potencia constante de 60 MW. Se registra la medición
No. 5, duración 3 h.
• Paso 6. La unidad se reduce a una potencia de 30 MW. Se registra la medición No. 6, dura-
ción 5 min.
• Paso 7. La unidad se reduce a una potencia de 10 MW. Se registra la medición No. 7, dura-
ción 5 min.
• Paso 8. Se abre el interruptor de la máquina, pero manteniendo la excitación en la unidad. Se
registra la medición No. 8, duración 5 min.
Los cambios en la temperatura del devanado registrados durante la prueba se muestran en la
Fig. 6.
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CUADRO II
DATOS GENERALES DEL HIDROGENERADOR EVALUADO
Potencia 67 MVA
Tensión 13.2 kV
Clase de
aislamiento F
Cantidad de polos 24
Año de fabricación 2000
Durante la prueba de aumento/disminución de potencia (según se muestra en la Fig. 6) se rea-
lizaron mediciones de DPs con el equipo de monitoreo en-línea junto con el registro de la tempe-
ratura en el devanado. Para cada medición, se registraron las siguientes variables involucradas: i)
potencia activa; ii) potencia reactiva; iii) humedad; iv) temperatura ambiente; iv) temperatura de
estator; y iv) tiempo de la medición. Se pretende observar la variación de las magnitudes de DPs,
vericando los niveles de los parámetros Qm+ y Qm-, los cuales representan la magnitud de las
descargas en mV a 10 pulsos/segundo. Los parámetros Qm+ y Qm- corresponden a la magnitud pico
de las DPs positivas y negativas, respectivamente, registradas por el instrumento de medición [7].
Fig. 6. Cambios en la temperatura del devanado durante la prueba de aumento/disminución de potencia.
Los cambios en la actividad de DPs durante la prueba se muestran en la Fig. 7.
Los datos son registrados para cada fase con los cuales se preparó la Fig. 7, tomando como base los
valores límite recomendados por el fabricante del equipo de monitoreo. En primer lugar, la Fig. 7 muestra
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el efecto que tiene sobre la actividad de DPs frente al cambio de la temperatura a potencia constante. En
segundo lugar, se presenta el comportamiento de las DPs ante cambios de potencia a una temperatura
constante. La Fig. 7 muestra únicamente el parámetro Qm+ por fase, ya que por tratarse de DPs en ranuras,
el patrón típico presenta un predominio de los pulsos positivos [12].
En la Fig. 7 se conrman las variaciones en la magnitud de DPs positivas al cambiar la temperatura
del devanado, con una potencia constante. Se verica que un aumento en la temperatura tiene un efecto
directo en el aumento de la magnitud de las DPs en todas las fases. Por el contrario, se concluye que no
hay un efecto signicativo en la magnitud de las DPs con la variación de la potencia, con temperatura
aproximadamente constante.
Fig. 7. Registro de la actividad de DPs para distintos niveles de potencia del hidrogenerador.
Tras el análisis del efecto que tienen los cambios de temperatura y la potencia en la magnitud
de las DPs, junto con pruebas complementarias que salen del alcance de este artículo, la actividad
de DPs en la unidad en evaluación es causada por un desgaste aumentado de la cinta semiconduc-
tora de las barras. Actualmente, no se presenta un cambio signicativo en la magnitud de las DPs
con dependencia mecánica, es decir, no hay movimiento signicativo de las barras dentro de las
ranuras (que provoca chispas por vibración).
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La causa-raíz del daño de la supercie de la barra en la cinta semiconductora fue provocada por
el movimiento de barras dentro de las ranuras, identicado antes del reacuñado. Este movimiento
fue originado por la suma de varios factores, que fueron encontrados evaluando una serie de ante-
cedentes que no están incluidos en este artículo, que se resumen como: i) una ejecución inadecuada
del montaje de barras; ii) altas temperaturas de operación; y iii) oscilaciones de potencia.
5. CONCLUSIONES Y TRABAJOS FUTUROS
En este artículo, se estudió el desafío de evaluar y diagnosticar estatores de hidrogeneradores
mediante un enfoque práctico. Se propuso una metodológica para la evaluación del hidrogenerador
por medio de la medición de la actividad de descargas parciales, utilizando el monitoreo en-línea, a
partir de la recomendación de la norma IEEE 1434-2000. El uso de una prueba de aumento/dismi-
nución de potencia de la unidad ofrece una herramienta novedosa para hacer frente a las dicultades
de distinguir entre descargas parciales en ranura, de las causadas por el fenómeno conocido como
chispas por vibración. En apariencia, estas dos manifestaciones de descargas parciales presentan
similitudes, pero las acciones correctivas son diferentes. Esto permitirá a los responsables de la
operación de hidrogeneradores enfrentar el diagnóstico de las unidades de mejor manera.
Se demostró que bajo una prueba de aumento/disminución de potencia, se pueden establecer
dependencias mecánicas y térmicas de la actividad de descargas parciales. Por lo tanto, se logrará
diagnosticar el hidrogenerador en cuanto a la presencia de descargas parciales en ranura y las oca-
sionadas por chispas por vibración. La metodología propuesta se probó en la evaluación de un
hidrogenerador en operación, el cual contaba con un registro histórico muy detallado para compro-
bar la efectividad del diagnóstico alcanzado. El principal resultado del estudio fue constatar que la
metodología fue sensible a los cambios en las variables medidas. El buen desempeño de la meto-
dología es resultado de la forma en que se establece el conjunto de pasos, con sus respectivas ins-
trucciones, y el uso de la medición de descargas parciales en-línea y la temperatura del devanado,
ya que el monitoreo fuera-de-línea no sería sensible a los síntomas presentados en el devanado de
estator. Como técnica de comprobación, se midió el nivel de ozono presente, vericándose valores
excesivos (típicos de actividad de descargas parciales en ranura).
El trabajo futuro se centrará en aplicar la metodología en nuevos hidrogeneradores para su com-
probación y ajuste. Además, se requieren desarrollar mayores análisis en cuanto a la relación de la
metodología con otras pruebas de monitoreo en-línea y fuera-de-línea, incluyendo también métodos
de análisis estadísticos y/o avanzados (por ejemplo: basados en aprendizaje de máquina). Finalmente,
con el objetivo de mejorar el desempeño de la metodología, se sugiere realizar mediciones desde
el inicio de la operación de un hidrogenerador, para seguir la evolución de las variables medidas.
AGRADECIMIENTOS
Esta investigación se realizó gracias al apoyo del proyecto de investigación: “Detección de
fallas, control e integración de sistemas de energías renovables no convencionales con almacena-
miento energético para redes inteligentes” código 322-C1-467 de la Universidad de Costa Rica.
Ingeniería 32(1): 33-48, enero-junio, 2022. ISSN: 2215-2652. San José, Costa Rica DOI 10.15517/ri.v32i1.48667 47
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