En una máquina rotativa lo que falla es el aislamiento, y por eso la mayor parte de este material trata de descargas parciales. El vídeo resume seis webinars técnicos sobre motores y generadores, el embarrado que los une al transformador y lo que los ciclos de las renovables están haciendo a los transformadores de central.
Ideas clave
- Las sondas RTD que ya lleva el devanado del estátor sirven también para detectar descargas parciales, y comparar sus lecturas localiza el defecto.
- En el embarrado, un sensor de corriente en el camino de tierra trabaja a potencial de tierra e indica de qué lado de la unión viene la descarga.
- En un caso real, la descarga llevaba al menos dos meses subiendo antes del primer disparo por temperatura.
- En almacenamiento con baterías y en eólica el transformador ya no tiene una carga estable sino un ciclo, y cada parte del ciclo ataca algo distinto.
- La humedad pasa del papel al aceite con la temperatura: el mismo transformador marca 10 ppm en frío y más de 100 en caliente.
Descargas parciales: una corriente minúscula en una ventana estrecha
Una descarga en una vacuola provoca una pequeña caída de tensión en la muestra, y la carga que la repone es un impulso de corriente de alta frecuencia. Ese impulso es lo que el instrumento mide realmente. Los trabajos publicados sitúan la mejor detección entre 30 kHz y 30 MHz; por encima de 30 MHz solo queda disponible una pequeña fracción de la señal. La banda importa más que la sensibilidad: escuchar en la ventana equivocada no encuentra nada, por bueno que sea el instrumento.
Los sensores ya están en el devanado
La idea que recorre tres de estas sesiones es que las RTD del estátor, los detectores de temperatura embebidos en el devanado, sirven también como sensores de descargas parciales. Son más sensibles que un condensador de acoplamiento, porque el elemento abarca una longitud de devanado, mientras que un condensador de acoplamiento hace una medida puntual. El método no toca el cableado de las RTD, así que la medida de temperatura no se ve afectada, y suele haber de dos a seis RTD por fase, según el tamaño de la máquina. Las reglas de reconocimiento de patrones desarrolladas para los condensadores de acoplamiento siguen siendo válidas; solo cambia la sensibilidad.
La lectura más alta es la más cercana al defecto
Esto da algo que los ensayos convencionales difícilmente consiguen: la localización. Se mide en cada RTD alrededor del estátor, se comparan las magnitudes ranura por ranura, se sitúa el defecto junto a la que da la lectura más alta, se sigue la tendencia de esa ranura en el tiempo y se actúa antes de la parada, no durante ella. La alternativa convencional es una sonda de corona, que exige abrir la máquina y solo llega a la zona a la que se tiene acceso físico.
El conducto de barras: nada se mueve, así que ¿para qué vigilarlo?
Es un sistema inerte sin piezas móviles, que es la objeción habitual. Pero las uniones atornilladas sufren ciclos térmicos cada día que funciona la central. Las conexiones flojas se deben a los ciclos térmicos y a un par de apriete incorrecto; las uniones de alta resistencia, a películas superficiales, óxidos o pérdida del recubrimiento; las trenzas flexibles son el lugar habitual; las grietas en las juntas de dilatación dejan entrar la humedad. Y en torno a tres cuartas partes de los fallos en este equipo están relacionados con el aislamiento.
El sensor que se usa ahí es elegante. Un sensor de corriente en el camino de tierra capta impulsos de alta frecuencia en la superficie metálica de la envolvente. Trabaja a potencial de tierra, así que no hay riesgo de alta tensión al instalarlo, no es invasivo (no hay que modificar el propio embarrado) y la polaridad del impulso distingue el lado de la máquina del lado del embarrado. Se combina con temperatura en cápsula, humedad y presión.
Un caso: dos meses de aviso en la descarga
Un seccionador estaba monitorizado tanto por descargas parciales como por temperatura. Se produjeron dos disparos cuando la temperatura superó su consigna, pero la fuerte subida de la descarga había empezado al menos dos meses antes. El fallo se produjo en las esquinas, por efecto pelicular. La temperatura lo confirmó; la descarga lo predijo.
El transformador elevador: el que no se puede cambiar en una semana
El transformador elevador del generador se trata de forma distinta a un transformador de red porque no se puede sustituir con prisas y nunca descansa. El aceite toca todos los componentes de la parte activa, así que el gas informa sobre todos ellos, y un aumento brusco de los gases disueltos es el mejor indicador de un defecto incipiente. En torno al 90 % del tiempo la máquina se comporta con total normalidad; el otro 10 % es para lo que existe el monitor, y una vigilancia estrecha puede mantenerla en servicio hasta una parada programada. Por coste, las sesiones recomiendan un monitor de uno o dos gases en toda una flota en lugar de un analizador completo en una sola máquina.
Ciclos renovables: cada esfuerzo ataca algo distinto
Un transformador en una instalación de almacenamiento con baterías o eólica ya no tiene un perfil de carga estable. Tiene un ciclo de trabajo:
| Esfuerzo | Qué ataca |
|---|---|
| Ciclos térmicos | envejecimiento del aislamiento |
| Armónicos | calentamiento por corrientes de Foucault, calentamiento adicional |
| Migración de humedad | menor rigidez dieléctrica |
| Faltas pasantes | desplazamiento mecánico del devanado |
| Rampas rápidas | fatiga térmica |
| dV/dt elevado | solicitación del aislamiento |
Los transformadores convencionales se diseñaron para una carga relativamente estable; estos ciclos de trabajo son fundamentalmente distintos.
Por qué engaña la muestra: 10 ppm en frío, 137 en caliente
Casi toda el agua está en el aislamiento sólido, no en el aceite, y el calentamiento la expulsa del papel hacia el aceite. Una máquina de 50 MVA puede marcar 10 ppm a 20 °C y 137 ppm a 80 °C: el agua no ha cambiado, solo la temperatura. Por eso los operadores ven picos de ppm en carga después de una muestra en frío «segura». La saturación relativa medida en línea tiene en cuenta la temperatura automáticamente; una cifra de ppm de laboratorio, no.
Qué sale mal en la práctica
- Tratar un transformador de servicio renovable como uno convencional.
- Fiarse solo de los indicadores de aceite y de devanado, con poca visibilidad del punto caliente.
- Ignorar los armónicos: sobrecalentamiento oculto y envejecimiento acelerado.
- Umbrales de alarma estáticos: alarmas intempestivas, o eventos que pasan desapercibidos.
- Sin datos de referencia de la puesta en servicio, no es posible seguir una tendencia a largo plazo.
En qué coinciden las seis sesiones
- En las máquinas rotativas falla el aislamiento, así que la medida es la descarga.
- Hay que escuchar en la ventana de frecuencia adecuada, o el instrumento no encuentra nada.
- Los sensores a menudo ya están instalados: aproveche las RTD del estátor.
- El conducto de barras no es inerte: las uniones atornilladas sufren ciclos cada día.
- Los ciclos renovables son un problema distinto, no uno menor.
Equipos relacionados
El monitor de máquinas rotativas RMM de Dynamic Ratings y el PD Profiler monitorizan las descargas parciales en servicio; el resto de la gama está en detección de descargas parciales. Para los transformadores elevadores, consulte el monitor de transformadores E3 y el sensor de hidrógeno GRIDSCAN5000. Para hablar de su central, contacte con nuestros ingenieros.