Efecto Corona 232r4e

COMISION DE INTEGRACION ENERGÉTICA REGIONAL COMITE NACIONAL __COLOMBIA____ Código: IISIMSE-CO-T-09

Seminario Internacional de Mantenimiento en Sistemas Eléctricos II SIMSE CIER 2009 Bogotá,Colombia; 30 de septiembre de 2009 APLICACIÓN DE LA CORONOGRAFÍA ULTRAVIOLETA PARA EL DIAGNÓSTICO DE DISRUPCIONES DE CAMPO ELECTRICO Y DETECCIÓN DE FALLAS OCULTAS EN COMPONENTES DE SUBESTACIONES, LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA, GENERADORES Y MOTORES HV Autor/es: GUYDIMAN PATARROYO MORALES, Ingeniero Electromecánico, certificación PTA en termografía infrarroja, certificación CITI en coronografía ultravioleta; certificación en análisis de vibraciones mecánicas, BINT Empresa o Entidad: TECNICONTROL S.A. Cargo: Director Departamento Servicios Mantenimiento Industrial Lugar y fecha de elaboración del documento: Chía, Mayo 20 de 2009 Tema: Aplicación de Nuevas Técnicas, Herramientas y/o Tecnologías para la Ejecución del Mantenimiento. Área: Generación, transmisión, operación de sistemas y distribución.

PALABRAS-CLAVE: Emisión fotónica, disrupción campo eléctrico, transmisión, distribución.

DATOS DE LA EMPRESA. Dirección: Autopista norte KM 19, costado occidental, centro empresarial TYFA (vía Chía Bogotá) Código Postal: 11001 Teléfono: 57 1 6671444 ext 127 Fax: 57 1 6760794 E-Mail: [email protected]

RESUMEN El presente documento tiene como objetivo principal el dar a conocer a la industria del sector eléctrico colombiano y latinoamericano los principios tecnológicos, ventajas, beneficios y resultados obtenidos en la aplicación de la coronografía ultravioleta (UV) como herramienta de mantenimiento predictivo en la detección de fallas por disrupción de campo eléctrico que no son detectadas de manera precisa con tecnologías convencionales.

ultrasonido por emisión al aire (UT), positrón tester e isolometros. UV al captar las emisiones en el rango del ultravioleta (longitudes de onda comprendidas entre los 200 a 450 nm) permite la detección temprana (efluvios) de fallas potencialmente críticas que generan la degradación de materiales dieléctricos tales como el vidrio, cerámica y epóxicos utilizados en la fabricación de aisladores; así mismo permite evaluar la condición de conductores, componentes de subestaciones y llevar a cabo pruebas off-line para evaluar la calidad de reparaciones de devanados del estator en generadores y motores.

El principio tecnológico de UV es la utilización de las emisiones fotónicas generadas al medio ambiente por disrupciones de campo eléctrico en sus diferentes formas: efecto corona, tracking, descarga parcial y arco eléctrico, permitiendo así visualizar, localizar y cuantificar de manera objetiva fallas que son potencialmente críticas y que no son detectadas por termografía infrarroja (IR),

1

INTRODUCCION

aplicación en subestaciones, líneas transmisión, motores y generadores.

de

Las técnicas actuales de mantenimiento basado en la condición, evolucionan en forma permanente en busca de procedimientos que permitan aumentar simultáneamente la disponibilidad y confiabilidad y mantenibilidad de las instalaciones eléctricas, esto implica una amplia tendencia al aumento de las técnicas predictivas y al desplazamiento de las actividades preventivas o de sustitución y reparación periódica. Por otra parte estamos asistiendo a un aumento mundial de la preocupación por la seguridad de las personas que operan las instalaciones, razón por la cual los pasos que conducen a este objetivo primario deben encaminarse cuidadosamente. En los últimos veinte años ha habido un constante desarrollo de la tecnología de instalaciones de alta tensión. Este hecho es particularmente significativo cuando nos referimos al aislamiento de equipos de media y alta tensión debido al incremento en el uso de aislantes epóxicos y poliméricos. Estos aislantes demostraron ser muy sensibles a descargas superficiales; que, si bien constituía uno de los modos de falla convencionales, poseía una incidencia menor en aislantes más resistentes como los cerámicos y de vidrio.

Figura 1. Disrupciones de campo eléctrico (descarga parcial) detectadas por UV en una cadena de aisladores cerámicos, tensión 220 KV. 1. DISRUPCIONES DE CAMPO ELECTRICO: ENFOQUE A PARTIR DE LAS EMISIONES DE FOTONES. Las descargas por efecto corona se producen en la proximidad de la superficie de los materiales cuando la intensidad de campo eléctrico “E” posee un valor tal que supera la rigidez dieléctrica del aire. Los mencionados efluvios eléctricos comienzan cuando un electrón libre es acelerado a través de un gas por acción del campo eléctrico. Un electrón acelerado por el campo eléctrico puede adquirir energía suficiente para provocar la aparición de nuevos electrones libres, mediante su colisión con átomos del gas. Dicho proceso se llama ionización por impacto de electrón.

A partir de investigaciones iniciadas por el EPRI (Instituto de investigaciones de potencia eléctrica, por sus siglas en inglés), se ha desarrollado un nuevo método de detección de disrupciones de campo eléctrico como el efecto corona, descargas parciales, tracking y arco eléctrico, que consistente en medir la radiación ultravioleta producida en una ventana de frecuencia definida por la zona, donde la radiación ultravioleta solar es filtrada por la atmósfera. De esta forma, pueden visualizarse los efluvios aún con luz diurna.

También se produce la foto-ionización, en la cual un fotón proveniente de una fuente distante impacta con un átomo, entregando una cantidad de energía tal que permite la liberación de un electrón y la creación de un ion positivamente cargado.

El presente documento describe básicamente el equipo utilizado, las bases teóricas, experimentales y de campo del método de detección y muestra algunos ejemplos de

Los electrones así liberados se desplazan a través del aire, siendo acelerados por acción del campo eléctrico, y pueden colisionar con átomos de nitrógeno, oxígeno y otros gases

2

presentes. La mayoría de las colisiones son de tipo elásticas y los electrones pierden sólo una pequeña parte de su energía cinética en cada una de esas colisiones, ocasionalmente, un electrón puede impactar a un átomo con la energía suficiente para excitarlo, cuando esto sucede el átomo adquiere un nivel de energía superior: uno o más de sus electrones pasan a un nivel orbital superior, por lo que el electrón que lo impactó pierde parte de su energía cinética al crear dicho estado. Más tarde, el conjunto de átomos excitados volverá a su estado normal, irradiando este exceso de energía en forma de luz, calor y ruido audible. Esta liberación de energía corresponde a la emisión de radiación electromagnética. Asimismo, un electrón puede impactar con un ion positivamente cargado, neutralizándolo, este proceso se denomina recombinación y también produce liberación de energía o emisión de radiación.

En torno al conductor, el campo eléctrico tiene su máxima intensidad. Un electrón libre en esa zona es acelerado, alejándose del conductor, y crea una avalancha. En este caso las condiciones de desarrollo de la avalancha son más desfavorables a medida que se aleja del conductor, pues el campo disminuye rápidamente.

(

Figura 2. Cargas de espacio en la vecindad de un Conductor Negativo Algunos de los fotones producidos en esta avalancha golpean al conductor, liberando electrones que crean otras avalanchas y la cantidad de electrones libres crece rápidamente. Los electrones, al alejarse del conductor, dejan atrás los iones positivos producidos y finalmente se ligan a moléculas neutras, generalmente oxígeno, formando iones negativos.

Durante la mayor parte de su viaje el electrón no produce ionización, colisiona con los átomos que están en su camino en forma elástica y pierde sólo una pequeña parte de su energía cinética el electrón puede sufrir otros dos procesos de pérdida de energía cinética: difusión y captura. El proceso de difusión se produce en forma permanente, los electrones se desplazan desde zonas de mayor concentración hacia las zonas de menor concentración.

El campo se deforma por efecto de las concentraciones de carga en el espacio: aumenta cerca del conductor por efecto de la carga espacial positiva, y esto provoca que los nuevos electrones libres en la superficie del conductor se recombinen con las cargas positivas antes de multiplicarse.

Por otra parte, cuando un átomo neutro captura a un electrón se crea un ion negativamente cargado y se libera energía, se emite radiación. Este ion es una partícula relativamente inmóvil y voluminosa, por lo que no ionizará el gas por colisión, salvo en casos de energía sumamente elevada. 2. MECANISMOS DESCARGAS

DE

FORMACIÓN

)

Con el movimiento de la carga positiva hacia el conductor, la ionización en la superficie cesa cuando el campo en esa zona disminuye bajo el valor inicial por neutralización de esta carga y por la presencia de la carga negativa más lejos.

DE

2.1 Descarga en Conductor con Polaridad Negativa

3

E

E

semiciclo positivo, el campo toma su distribución normal y comienza otro proceso que es repetitivo y produce efluvios luminosos con perturbaciones radio-eléctricas.

E

EM

r

r

+

Los electrones libres en este caso son acelerados hacia el conductor y se mueven con intensidad de campo creciente. Si el campo es suficientemente alto, ocurren ionizaciones y se forman avalanchas que alcanzan un valor máximo al llegar al conductor. Los electrones se recombinan en el conductor, dejando atrás los iones formados en la avalancha y produciendo fotones que crean avalanchas secundarias sobre la nube de iones, la cual actúa como prolongación del conductor, dando origen a un canal ionizado. Las nuevas ionizaciones se producen principalmente en el extremo del canal. Cuando éste llega a una zona de baja intensidad de campo la ionización se detiene. Las cargas espaciales constituidas por iones, se desplazan por efecto del campo y se restablecen las condiciones iniciales y el proceso puede repetirse.

r

+ +

a)

b)

c)

Figura 3. Modificación del campo y desplazamiento de cargas en torno al Conductor Negativo. En a), b) y c) se muestra la distribución de campo eléctrico en tres instantes sucesivos.

Al alejarse la carga negativa por efecto del campo, retornan las condiciones iniciales y el proceso se repite; cada vez se produce un pequeño pulso de corriente de frente muy escarpado por la velocidad de formación de la avalancha. Se produce radiación de energía que aparece en forma de luminosidad continua, por la elevada frecuencia de los pulsos que alcanzan desde 1 KHz hasta algunos MHz, lo cual provoca ruido audible e interferencias a frecuencias de radio, la energía para estos procesos es extraída del campo y constituye las pérdidas corona. Los pulsos de corriente y la frecuencia de éstos conforman las fuentes de interferencia.

(

)

F

2.2 Descarga en Conductor con Polaridad Positiva

Figura 4 Cargas de espacio en la vecindad de un Conductor Positivo

Si el cambio de polaridad es producto de una tensión alterna y encuentra una carga espacial negativa en las proximidades del conductor (iones negativos generados en la etapa anterior), estos iones aumentan la intensidad de campo y se desplazan hacia el conductor, donde se neutralizan. Dado que el desplazamiento de los iones es lento, no genera corrientes importantes y no se produce interferencia. En la recombinación se emite una luminosidad continua. Después de este fenómeno, que sucede al comienzo del

Con el conductor positivo, la avalancha electrónica tiene su origen en el aire en torno al conductor y se desarrolla hacia él. Los electrones son absorbidos por el conductor, dejando atrás una nube de iones positivos de mucho menor movilidad, alejándose del conductor. Esta avanzada de iones positivos actúa como prolongación del conductor, formando canales “streamer” que avanzan producto del alto efecto de borde de campo eléctrico en su extremidad, mucho más lejos que las avalanchas de polaridad negativa. Se

4

crean nuevas avalanchas de electrones libres y pares ión-electrón, creados por fotoionización, en el extremo del canal. Éste queda formado por un frente de intensa carga de espacio positiva y un cuerpo de plasma recorrido por una intensa corriente electrónica.

3.1 Gradiente superficial La descripción de los procesos anteriores evidencia el importante papel que juega en este fenómeno el valor de la intensidad del campo en la superficie del conductor. Se sabe con anterioridad que en un campo eléctrico uniforme es necesario un gradiente superficial de 29.8 kV punta/cm, bajo condiciones normales de temperatura y presión (25 C y 760 mm de Hg), para causar la ionización del aire. Sin embargo, un gradiente de exactamente esta magnitud en la superficie del conductor no será suficiente para producir efecto corona, debido a que los iones no tienen oportunidad de acumularse en cantidad suficiente para producir la descarga corona, a menos que el gradiente crítico sea excedido hasta una distancia considerable desde el conductor y puedan de esta forma producir la avalancha.

Cuando las ramificaciones del “streamer” alcanzan zonas de campo débil, su avance se detiene; los electrones se recombinan o forman iones negativos que se alejan del campo. Las condiciones iniciales pueden restablecerse y el proceso reiniciarse. Este proceso de ionización se propaga lejos del conductor mucho más que las avalanchas de polaridad negativa, genera corrientes cuyo valor sube muy rápido y alcanza amplitudes varias veces mayores que con polaridad negativa. E

E

E

El gradiente superficial necesario para alcanzar el umbral corona en el gas que rodea un conductor cilíndrico liso, se denomina gradiente crítico visual o gradiente de iniciación, Ev. Alcanzar el nivel Ev en la superficie del conductor, significa que en una determinada distancia de dicha superficie se ha alcanzado el nivel de ruptura necesario para desencadenar el proceso de descargas y el inicio de las manifestaciones luminosas. F. W. Peek provee una fórmula para determinar el campo superficial crítico de un conductor cilíndrico, Ev en kVpunta/cm.

EM

r

r

r + + +

a)

b)

c)

Figura 5. Modificación de campo y desplazamiento de cargas en torno al Conductor Positivo. En a), b) y c) se muestra la distribución de campo eléctrico en tres instantes sucesivos. 3. VARIABLES QUE INFLUYEN EN EL EFECTO CORONA.

Ev

g0 1

0.301 R

(1)

La aparición e intensidad de las descargas corona es afectada por los siguientes factores: g0: gradiente crítica disruptiva del aire kVpunta / cm.

3.1 Gradiente superficial. 3.2 Estado de la superficie del conductor. 3.3 Densidad relativa del aire. 3.4 Efecto del agua en el conductor.

R: radio del conductor, en cm.

5

29.8

El valor teórico del gradiente crítico definido por la ley de Peek puede diferir del gradiente crítico efectivo o real por efecto del estado de la superficie del conductor. 3.2 Estado de superficie del conductor

Dentro del rango de presiones encontradas usualmente, la densidad del aire aumenta con la presión y disminuye con la temperatura. La Comisión Electrotécnica Internacional (CEI) da la siguiente expresión para , la densidad relativa del aire:

Los cálculos de gradiente superficial en la superficie de conductores de líneas de transmisión se hacen frecuentemente considerando conductores cilíndricos, de superficie lisa y perfectamente pulida, del mismo diámetro exterior que el conductor real. Debido a las ralladuras, melladuras y otros daños que pueden existir sobre la superficie de los conductores cableados, el gradiente efectivo o real es algo mayor que el calculado y por lo tanto, cada conductor real tendrá un gradiente crítico visual un poco menor por el conocido efecto de concentración de cargas y por consiguiente de mayores gradientes, que se producen en puntos o aristas existentes en conductores cargados; de allí que en las líneas el efecto corona se inicia siempre en estas irregularidades y por ello se trata de que los conductores no sufran daños durante la construcción.

0.393 P 273 T

(2)

donde: P T

: presión del aire, en mm Hg. : temperatura del aire, en C.

El factor de corrección por densidad del aire, se toma en general como k; el valo r del exponente “k” varía entre 0.5 y 1. Finalmente, el gradiente crítico “Ec”, en kV punta/cm, se expresa como:

Ec

Se considera un factor de corrección “m”, llamado coeficiente de estado de superficie, para el gradiente crítico, el cual se estima por:

go

m 1

0.301 R

(3)

3.4 Efecto del Agua en el conductor: El agua, en la forma de lluvia o llovizna, después de un corto período es capaz de formar una película en torno al conductor. Sin embargo, debido al efecto de la gravedad, en la parte inferior del conductor se acumulan gotas de agua, las cuales pasan a constituir discontinuidades en la superficie del conductor, que originan nuevas fuentes de corona. El agua reduce los niveles de gradiente crítico, provocando de esta forma mayores pérdidas corona y niveles de interferencias superiores. La corrección sobre tales variables se hace a través del coeficiente de superficie “m”.

m: 1.00 Conductor liso ideal. m: 0.95 Conductor cableado nuevo y limpio. m: 0.70 - 0.80 Conductor cableado envejecido. m: 0.50 - 0.70 Conductor tratado deficientemente. m: 0.60 Conductor bajo lluvia, nuevo o envejecido.

3.3 Densidad relativa del aire: La fórmula de Peek es válida en condiciones normales de laboratorio. Si la densidad del aire varía por efecto de la temperatura o presión, esto afecta la rigidez dieléctrica del aire y por consiguiente, el gradiente crítico.

4. MÉTODOS PARA EL CÁLCULO DE GRADIENTE SUPERFICIAL DE UN CONDUCTOR

6

4.1 Método de Coeficientes de Potencial

Basado en este principio básico, se puede determinar el campo eléctrico en configuraciones de multiconductores simples, donde tanto la altura de los conductores como la separación entre ellos son muy grandes en comparación con el radio del mismo. Para ello, se definen los coeficientes de potencial propio del conductor “i” (pii) y mutuo entre conductores “i” y “j” (pij) como:

El Método de Coeficientes de Potencial permite encontrar las cargas de un sistema de conductores, mediante la aplicación directa de la teoría de imágenes: se reemplaza el plano de tierra por la imagen del conductor con respecto al plano. 2R

V

V

pii

1 2

Ln 0

H

pij

V=0 2H

1 2

Ln

2Hi Ri Dij '

0

Dij

(6)

p ji (7)

donde las distancias geométricas Dij y Dij’ quedan definidas en la figura

-V

D ij

Figura 6. Imagen para simular plano de tierra Hi

La distribución de carga de un conductor y de su imagen pueden ser exactamente representadas por líneas de carga, cuya posición, si la razón entre altura sobre el suelo con respecto al radio del conductor es alta (H/R > 100), coincide muy estrechamente con el centro del conductor. De este modo se obtiene el gradiente superficial del conductor, dado por la expresión:

V

E

(4)

2H R Ln R

Hj

D' ij

Figura 7. Distancias múltiples conductores.

(4)

Este conjunto de expresarse como:

: potencial del conductor. : radio del conductor. : altura media del conductor.

q 2

Ln 0

2H R

ecuaciones

V = [P Q

puede

(8)

con lo que se llega a:

En términos de la magnitud de carga, el potencial puede expresarse como:

V

entre

Considerando superposición, el potencial total debido a los N conductores simples es: Vi =pi1 q1 + ...+ pij qj+ ...+ piN qN i=1,2,...,N

Donde: V R H

geométricas

Q = [P

(5)

-1

V = [C V

(9)

De donde se obtiene el gradiente superficial promedio a lo largo de cada conductor simple:

7

Emi = qi / (2

0

Ri)

llevar la misma carga total, al mismo potencial. El radio de este conductor ficticio es:

(10)

Estas ecuaciones son para un conductor simple; para el caso de conductor en haz, se propone utilizar el radio del conductor equivalente a igual capacidad, y el radio medio del conductor, para el caso de conductor en hebras.

Rc: Radio de conductor equivalente de igual capacidad.

4.2 Método de Markt y Mengele

Segunda Etapa:

Este método para el cálculo de gradiente superficial, es aplicable a líneas con conductores en haz. Su aplicación se divide en tres etapas:

Se utiliza el método de coeficientes de potencial para calcular la carga total de cada uno de los conductores equivalentes, con los valores de potencial adecuados para las diferentes fases o polos, utilizando el radio equivalente de igual capacidad del conductor ficticio.

Rc = (n R An-1)1/n = A (n R / A)1/n

Primera Etapa: Consiste en reemplazar el haz de conductores por un conductor único equivalente de igual capacitancia; por lo tanto, para un haz de “n” subconductores, distribuidos regularmente en un círculo de centro 0 y radio A, como lo muestra la figura: 3

Tercera Etapa: Conocida la magnitud de la carga total del haz, se calcula el gradiente superficial promedio:

2

2R

Em 2 n

A i

Qt 2 0

1 nR

(12)

El gradiente superficial promedio se define como el promedio aritmético de los gradientes superficiales medios de subconductores individuales. Y el gradiente superficial promedio máximo del haz está dado por la expresión:

1

0 s j

(11)

n

Figura 8. Distribución geométrica de conductor en haz.

EM

n : número de Subconductores. R: radio del Subconductor. A=s/ s: distancia entre Subconductores consecutivos. A : radio del círculo de subconductores.

Em 1

R A

(13)

4.2.1 Corrección para conductor con Hebras

Para el caso de conductor hecho con hebras existe una expresión en función del gradiente superficial promedio, ecuación (13), y del ángulo sobre la periferia del conductor debido a la no uniformidad del gradiente de voltaje en ésta; la expresión está dada por:

Un conductor único colocado en el centro del haz, de igual capacitancia que éste, debería

8

E ( ) Em 1

rh cos R

pueden ser del orden de 100 veces las pérdidas en caso de buen tiempo y puede variar en un factor 10 entre lluvia fuerte y leve. Para el cálculo de pérdidas se utilizan métodos que se diferencian esencialmente por el tipo de conductor de la línea en cuestión.

(14)

donde: rh : radio de la hebra. R : radio medio del conductor. nh : número de hebras en la periferia.

5.1 Método de F. W. Peek El fenómeno corona ha sido estudiado, entre otros, por F. W. Peek, quien mediante observaciones empíricas desarrolló fórmulas para el estudio cuantitativo de éste en el caso de cilindros paralelos, de superficie lisa. La pérdida corona PPEEK, en kW/km/fase, queda expresada en la fórmula:

E

2rh

Em

R

Figura 9. Variación periférica del campo en conductor cableado De esto resulta como campo superficial máximo: Emax

Em 1

rh R

241

PPEEK

(f

25 )

R (V Vd )2 x 10 5 D

(16)

donde: : densidad relativa del aire. f: frecuencia del sistema, en Hz.

(15)

R: radio del conductor, en cm. D: distancia efectiva entre fases, en cm.

5. MÉTODOS PARA EL PÉRDIDA CORONA

CÁLCULO

V: voltaje efectivo fase neutro, en KV.

DE

Vd: voltaje efectivo crítico disruptivo, en KV,

En los procesos elementales que intervienen en el efecto corona en las líneas de transmisión, se libera energía, la que se manifiesta en forma de calor, luminosidad, radiaciones electromagnéticas, generación de productos químicos (ozono), ruido que produce interferencias en un amplio rango de frecuencias e incluso vibraciones mecánicas. Toda esta energía liberada proviene del campo eléctrico de la línea y por lo tanto es parte de la energía que se transmite, constituyendo las pérdidas corona. La pérdida corona para condiciones climáticas de buen tiempo es insignificante en conductores bien dimensionados. No obstante, esta pérdida está siempre presente y representa una cierta cantidad de energía consumida por la línea. Sin embargo, para condiciones de mal tiempo, estas pérdidas

Vd

g 0 m0 R

Ln

D R

(17)

Tabla 1 Valores de m propuestos: 1.0 : para conductor liso, pulido. 0.93 - 0.98 : para conductor áspero o envejecido. 0.80 - 0.87 : para conductor en hebras g0 = 21.07

Kvef / cm

= 0.392 P / (273+T)

(18)

donde: P : presión atmosférica en mm de Hg. T: temperatura ambiental en C.

9

Esta expresión es válida para el caso de un único conductor por fase, y de acuerdo a la experiencia recogida en la bibliografía, recomendable para conductores “delgados” (menos de 1 pulgada de diámetro).

2)

Para cables de varios hilos, que tienen 12 o más hebras en la capa exterior:

2

Peek tampoco consideró en la expresión propuesta condiciones climáticas adversas, las cuales pueden ser incorporadas sustituyendo el valor de “m0” por un factor “m” que incluya dichas condiciones.

ed 48 .6

Log10 3m

sen c

En este procedimiento se calcula primero la tensión característica de la línea por fase (ed), luego, se calcula la razón entre la tensión por fase de servicio y la tensión característica de la línea, con esta última se calcula un factor ( ) que se obtiene de las curvas mostradas en las figuras 14 y 15 y finalmente se aplica la ecuación de Peterson para pérdidas corona. Para una mejor aplicación del algoritmo, éste se ha subdividido en las siguientes etapas:

2

nh

(21)

nh

nh: número de hebras de la capa exterior. Rh: radio hebra capa exterior en cm. R: radio medio del conductor en cm.

3)

Para el cálculo de ed existen tres casos importantes, dos de ellos para conductor en hebra: 1) Conductores redondos de superficie lisa y limpia: R Log10(D/R)

1 2

Primera etapa:

2/3

(20)

con:

5.2 Método de Peterson

ed = 48.6 m

D D ( nh 1) Log10 c Rh R c Rh 1 nh 1 cRh 2( R c Rh )

Para un cable que tiene 6 hebras en la capa exterior:

ed=35.47

2/3

R m (Log10(D/R)+0.0677)

(22)

Segunda etapa: Se calcula enseguida la razón V/ed y se determina, a través del gráfico presentado en las figuras 14 y 15, el valor del factor .

(19)

en que: R: radio del conductor en cm.

Función empírica de Peterson para calcular la pérdida por efecto Corona

D: distancia entre fases en cm.

10

: densidad relativa del aire. 1

ed: tensión característica de la línea por fase, en kVefectivo fn .

0.1

0.01 0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

V/ed

10

1.8

2

2.2

2.4

2.6

La figura 10 muestra la función de Peterson para cálculo de pérdidas por Efecto Corona con razón (V/ed) entre 0.6 y 2.4 .

pérdida corona para conductor tipo en haz. Uno de estos métodos es aplicable a condiciones climáticas de buen tiempo y el otro para mal tiempo.

Función empírica de Peterson para calcular la pérdida por Efecto Corona 100.0

5.4 Método para buen tiempo Para un conductor fasciculado de n subconductores por fase se da la siguiente relación empírica para PEDF : potencia de pérdida por corona, kW / km / fase:

10.0

1.0

PEDF = P0 r1.8 (n + 6)2 f / 50

0.1 1

3

5

7

9

11

13

15

17

19

21

(23)

V/ed

donde:

Figura 11. Función de Peterson para cálculo de pérdida por Efecto Corona con razón (V/ed) entre 1 y 19 .

f: frecuencia de la tensión en Hz. r: radio del subconductor en cm.

Tercera etapa:

n: número de subconductores. P0: es un factor de pérdida de potencia que se obtiene de la figura siguiente, considerando el gradiente relativo como razón entre el gradiente máximo del haz y el campo eléctrico crítico del subconductor liso, E0.

Determinado , se calcula la pérdida por efecto corona para buen tiempo por la siguiente relación:

PPETERSON

20 .95 10 6 f V 2 D 2 ( Log10 ) R

E0

(23) PPETERSON : Potencia de pérdida por corona, en kW / km / fase.

g0

1

0.301 r

(24)

E0: campo eléctrico crítico del subconductor liso ideal, en kVefect. . r: radio del subconductor, en cm. g0 y : son los descritos en el método de Peek.

F : frecuencia del sistema, en Hz. V : tensión de servicio en KV efect.fn. . El método de Peterson es aplicable sólo al caso de un conductor por fase y entrega mejores aproximaciones en el caso de conductores “gruesos” (más de 1 pulgada de diámetro).

P é r d i d a s P0

Cond. sucio Estado medio de superficie

Cond. limpio Em/Eo

5.3 Método de Electricité de (EDF)

Gradiente relativo

Figura 12. Pérdidas en conductores secos.

Los investigadores C. Gary y M. Moreau desarrollaron dos métodos para el cálculo de

11

5.5 Método para mal tiempo.

El factor m, para un mismo valor de intensidad de lluvia puede variar en 20 - 30 %, dependiendo del grado de envejecimiento del conductor. Esta variación puede traducirse perfectamente en una variación de hasta 100 % en la pérdida específica Pe, con bajas intensidades de lluvia, y bajo campo eléctrico.

Este método es un proceso analítico desarrollado rigurosamente y verificado experimentalmente con mediciones en líneas y en jaulas de prueba. Fueron utilizadas configuraciones en haz de 1 a 8 subconductores, con diámetros entre 2.0 y 5.8 cm por conductor. La pérdida corona para mal tiempo queda determinada por:

C o e f.

0.3

m

valores excepcionales

0.4

de

PEDF = k Pe

(25)

E s t a d o

donde: k: factor que depende de las características geométricas de la línea y viene dado por la expresión. f

f k (n r ) 2 50

Log10

R0

conductor nuevo

E N V E J E C I M I E N T O

0.5

0.6

de 0.7

S u p.

conductor viejo mm/hr

0.1

Rc Log10 R Log10 0

Rc

1

Figura 13. Determinación de "m". P é r d.

r: radio del subconductor, en cm.

e s p e c í f c a

R0: radio del conductor a potencial cero, de la línea coaxial equivalente, en cm. Rc: radio del conductor único equivalente de igual capacidad, en cm.

5.00

Pe

m=

0.6

0.7

0.8

1.00 0.50 0.20 0.10 0.05

: radio medio de emigración de la carga espacial, en cm.

r

0.4 0.5

2.00

Em/E0 0.4

= 1 + 0.308 /

100

Intensidad de lluvia

(26)

f: frecuencia del sistema, en Hz.

25 n r

10

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Gradiente relativo

Figura 14. Pérdida específica por corona

(27)

6. INSPECCIONES COLOMBIA

(28)

Se han seleccionado algunos casos de inspecciones para detección de corona, descargas parciales, Trucking y arco eléctrico realizadas en nuestro país en los últimos dos años. Se ha tratado de mostrar distintos casos que correspondan a distintos fenómenos, o distintas causas, independientemente de la gravedad de las mismas y sus consecuencias.

Pe: pérdida específica corona, que depende del campo eléctrico relativo E* y del estado de superficie de los conductores “m”, se obtiene de la figura (17) y (18) considerando el gradiente relativo como la razón entre el gradiente promedio y el campo eléctrico de Peek .

12

REALIZADAS

EN

Colombia ofrece todos los procesos que conforman el panorama eléctrico: generación, transformación, transmisión y distribución de energía eléctrica, donde las disrupciones de campo eléctrico pueden estar presentes. La siguiente figura muestra los procesos por nivel de tensión y la configuración del sistema de interconexión nacional:

6.1 FALLAS EN AISLADORES Y EQUIPO CON AISLAMIENTO SÓLIDO. Los aislamientos fabricados con resinas epóxicas, se construyen impregnando el equipo al que se realiza vacío en un equipo en el que se introduce la resina, con las sustancias acelerantes, colorantes etc y generalmente utilizando para relleno un elemento inerte por ejemplo fibra de vidrio. Como forma usual de control del aislamiento se realizan ensayos de descargas parciales que tienden a comprobar el estado de burbujas de aire internas, en cantidad y tamaño. Estas burbujas podrían producir descargas internas (descargas parciales).

RED DE TRANSMISIÓN 220 – 500 Kv 4

220/115 kV RED DE STR 115-57.5 kV

Red de Distribución en baja tensión SDL 120-208 V

3

SDL > 1 kV

Respecto al campo eléctrico superficial, generalmente, a partir del diseño del aislador o equipo en general que se esté diseñando, se estudian las líneas de campo, utilizando por ejemplo métodos de componentes finitos. Durante la operación y en un efecto combinado de humedad y contaminación superficial, las líneas de campo se deforman. Esta acumulación de contaminación superficial distorsiona el campo eléctrico creando superficies aleatorias. Si aumenta el campo eléctrico, aumenta la energía de desplazamiento de los electrones hasta llegar a una acumulación de energía capaz de producir efluvios, que no finalizan como descargas completas debido a que la disminución del campo eléctrico, no uniforme, hace que la partícula se desacelere y se extinga la descarga iniciada.

2

1

Figura 15. colombiano.

57.5 – 30 kV

Esquema

sistema

eléctrico

Estos efluvios van aumentando el deterioro superficial y el material va perdiendo sus propiedades dieléctricas cuando los efluvios evolucionan en descargas, lo que provoca cambio del color superficial del aislante, tendiendo en algunas ocasiones al blanco al comenzar el rompimiento molecular de la estructura polimérica, el que a su vez contribuye a la extensión de la zona de la descarga. Si este efecto no es detectado a tiempo, comienzan a producirse pequeños caminos carbonizados, los que pueden llegar

Figura 16. Sistema de interconexión nacional 220 KV y 500 KV. Fuente: XM los expertos en mercado. 6. TIPOS DE FALLAS DETECTADAS CON UV EN LINEAS DE TRANSMISIÓN, SUBESTACIONES ELECTRICAS

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al cabo de algunos meses a producir una falla crítica. El comienzo de la descarga por elevado campo eléctrico puede producirse del lado de la fase o del lado de tierra indistintamente, dependiendo fuertemente de la geometría de los elementos metálicos involucrados y en consecuencia de su influencia en los perfiles de campo. Las figuras 17, 18 y 19 muestran con mayor detalla esta “patología” eléctrica.

Figura 19. Aislador fallado y contaminado donde se evidencia la pérdida de hidrofobicidad y absorción de agentes contaminantes. 6.2 FALLAS POTENCIA Figura 17. Aislador polimérico fallado por arco eléctrico. Se observa la degradación del material por la radiación UV del sol (polvo blanco).

EN

CONDUCTORES

DE

Un fenómeno similar ocurre con los terminales de cables de potencia. Nuevamente los efluvios pueden comenzar por la zona cercana a borne con tensión del terminal o del lado de masa, en la pantalla del cable. La geometría del trabajo de la pantalla, finalizado en sitio, algunas veces de forma rápida es un lugar propicio para la existencia de campos eléctricos irregulares y posiblemente de alto valor (terminaciones con extremos agudos). Si el problema aumenta y comienza la generación de descargas superficiales, llega a un punto donde, en algunas ocasiones el fenómeno, ya avanzado, puede detectarse mediante termografía infrarroja. Cabe señalar que en este caso, si se encuentra el problema antes de que se produzca la falla, se resuelve de forma sencilla sustituyendo los elementos aislantes exteriores del terminal, en caso contrario ocurrirá un cortocircuito. La reparación debe constituir en algo más que reconstruir el terminal, debido a que si no se resuelve el problema del elemento conductor que inicia las descargas corona, al cabo de un tiempo el problema se volverá a repetir y aparecen entonces terminales que deben ser reparados periódicamente, por no atacarse la

Figura 18. Aislador polimérico tipo line post para línea de 115 KV.

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causa principal, que es conocer el lugar de inicio de la descarga.

Figura 20. Descargas parciales en conductores de potencia.

Figura 21. Descarga parcial en platina de conexión de un seccionador de barras. Tensión 220 KV.

6.3 FALLAS EN ELEMENTOS DE CONEXIÓN Y APOYO. Elementos de conexión y apoyo de alta tensión están normalmente dimensionados para lograr un valor controlado de radiación electromagnética, la cual puede interferir en las telecomunicaciones y por lo tanto está limitada por las normas y los ensayos correspondientes. Sin embargo es frecuente que durante la instalación de estos elementos no queden instalados de manera adecuada, por lo cual se presentarán descargas corona. En este caso la falla se produce en materiales ferrosos tratados superficialmente, como ser zincado, debido a que la descarga va deteriorando el metal de protección y finaliza finalmente en piezas atacadas por el óxido de hierro.

Figura 22. Descarga parcial entre el primer disco del aislador tipo barra (lado fase) y la estructura metálica de soporte. S.E. 110 KV 6.4 FALLAS EN LÁMINAS AISLANTES SEPARADORAS Y MANDOS MECÁNICOS AISLADOS La misma situación se produce en materiales utilizados como mamparas de aislamiento o elementos aislantes que se utilizan para la transmisión del movimiento a piezas metálicas con tensión, en seccionadores y disyuntores. Nuevamente la generación de corona, que comienza en las zonas de mayor campo eléctrico (uno de los dos extremos) comienza a deteriorar al aislante, formando caminos superficiales, que al transcurrir del tiempo y carbonizados, finalmente producen al arco

Figura 20. Oxido negro generado por efecto corona en la caperuza del disco aislador en línea de 34.5 KV

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eléctrico completo llevando al sistema a la falla.

de energía eléctrica y al desmejoramiento de la potencia reactiva (bajo factor de potencia) el cual es penalizado por las empresas distribuidoras de la energía eléctrica.

Figura 23. Descarga parcial en el aislador del seccionador de una celda de protección de transformador a 13.2 KV.

Figura 24. Estator con bobinas flameadas. Estudios efectuados por el Instituto EPRI (Electrical Power Research Institute) en los Estados Unidos en conjunto con la firma General Electric revelan que el mayor porcentaje de incidencia de falla en motores/generadores eléctricos (41%) tiene como causa raíz defectos de tipo eléctrico, aun cuando una falla mecánica es la causa aparente.

6.5 FALLAS EN ESTATORES DE MOTORES Y GENERADORES La aplicación de técnicas predictivas especializadas en motores/generadores eléctricos tiene como propósito principal el poder detectar fallas en las maquinas eléctricas rotatorias de forma tal que las interrupciones en la producción debido a fallas inesperadas sean reducidos al máximo (nivel de confiabilidad). Dichas fallas en equipos críticos conducen a perdidas económicas considerables a nivel de la industria ya que ocasionan interrupciones en la producción durante el lapso de tiempo de una reparación costosa o en el peor de los casos hasta que el equipo sea sustituido, lo cual agrava la situación cuando no se cuenta con un reemplazo inmediato de un equipo costoso. El otro aspecto involucrado consiste en la disminución de costos por ahorro energético al contar con la herramienta apropiada para llevar a cabo pruebas de aceptación después de una reparación costosa y poder evaluar la eficiencia de un motor/generador eléctrico. Al detectar fallas eléctricas y mecánicas en una maquina rotatoria se puede evaluar su condición y eficiencia de funcionamiento ya que en la mayoría de los casos los desperfectos conducen a un consumo mayor

Figura 25. Distribución de fallas en motores y generadores según EPRI.

Las fallas más comunes en estatores son: Desajuste de bobinas Espaciamiento inadecuado en bobinas de fases diferentes

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El espaciamiento inadecuado se presenta cuando devanados de bobinas de diferente fase no se encuentran separadas adecuadamente, el vacío creado genera una diferencia de potencial dando lugar a descargas parciales que lentamente corroen las paredes de tierra. A menor distancia de separación, la DP adquiere más intensidad acelerando la velocidad de degradación de aislamientos. Espacios inadecuados y condiciones ambientales de operación con polución pueden generar condiciones de DP´s superficiales

Contaminación. Sobretensión en interfases El desajuste de bobinados se genera por el efecto combinado de fuerzas electrodinámicas y ciclos térmicos que producen el desgaste en ranuras, empaquetaduras, bobinas y a la contracción del espesor en resinas aislantes. El o directo entre la superficie del estator y las bobinas genera un daño en el recubrimiento superficial, aumentando la tensión entre estas o con el hierro del estator. Si estas tensiones superan el valor de disrupción de campo eléctrico (24KV/cm) ocurrirá la descarga parcial.

Figura 26. Empaquetaduras de bobinas que han entrado en o directo con el inducido de un motor

Figura 27. Efecto sobre el aislamiento de una bobina debido a la descarga parcial ocurrida en el espacio generado entre espiras. Fuente: Eklund infrared inc.

Bobinados con daño severo en el recubrimiento superficial requieren ser reparados o reemplazados debido a que la alta producción de ozono acelera estados de corrosión en la pared de aislamiento a tierra por las DP´s generadas en las ranuras. No se puede predecir el tiempo entre la detección de desajustes y la falla, pero un indicador que puede servir es el incremento de temperatura en secciones del bobinado, especialmente en aquellas sometidas a altas tensiones. Máquinas refrigeradas son más propensas y sufrir DP´s en ranuras. Inspecciones visuales y resultados de pruebas de espesor en recubrimientos generarían el monitoreo de actividad por DP´s, si estas están presentes en una sola ranura, se requerirá la entrada de la máquina al programa de aseguramiento de confiabilidad.

Agentes contaminantes “conductores” (sales, partículas metálicas) húmedas, aceite mezclado con polvo generan un tipo de falla denominado tracking (erosionamiento) que afecta los devanados del estator facilitando el paso de corrientes disruptivas aceleran la degradación de propiedades dieléctricas de materiales y resinas aislantes.

Figura 28. Efecto de Trucking sobre aislamiento de una espira. Fuente: Eklund infrared inc.

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Las normas IEEE 522-2004 e IEEE 1434-2000 ensayos de alta tensión para aislamiento entre entre espiras (máquinas nuevas y usadas) y ensayos de descargas parciales (máquinas nuevas y usadas) respectivamente explican los procedimientos para hacer este tipo de pruebas en motores y generadores de posición horizontal.

disrupciones de campo eléctrico en líneas de transmisión inclusive hasta distancias de 300 metros, lo cual permite rutinas de inspección helicotransportadas. Los resultados obtenidos con esta tecnología han permitido diagnosticar fallas por disrupciones de campo eléctrico, las cuales al no ser detectadas a tiempo por tecnologías convencionales han generado paradas de planta no programadas al adquirir valores críticos trayendo como consecuencia pérdidas en producción, sobre costos por mantenimiento reactivo y perdidas por compensaciones FES y DES a empresas del sector eléctrico.

Figura 29. Prueba de descargas parciales con equipo UV, aplicada a generador de 10MW. Fuente: Eklund infrared inc.

Figura 31. Fallas en un sistema eléctrico de 34.5 KV, analizados con termografía infrarroja y coronografía ultravioleta. La figura 31, muestra en la imagen térmica (lado izquierdo) el punto caliente localizado en las conexiones del corta circuito monopolar de la fase central (circulo amarillo), pero debido a que las disrupciones de campo eléctrico no generan calor, las descargas parciales ocurridas en los pararrayos (señales luminosas de la fotografía lado derecho) no son captadas por el equipo de IR. En la mayoría de los casos, los programas de mantenimiento tanto en líneas de 115 KV como de 220KV y 500KV y subestaciones se centran en la búsqueda de puntos calientes mediante IR, pero es importante tener en cuenta, que a medida que los niveles de tensión aumentan, son más evidentes las fallas inherentes por efecto corona, descarga parcial, tracking, arco eléctrico que a fallas por carga; caso contrario ocurre en niveles de distribución menores a

Figura 30. Prueba de descargas parciales con equipo UV, aplicada motor de 6.6 KV, 2500 H.P. Fuente: Eklund infrared inc.

7. VENTAJAS Y BENEFICIOS DE UV Beneficios obtenidos con la aplicación de UV: evita reemplazos innecesarios de componentes que presentan vida útil remanente, reduce riesgos de accidente por trabajo en alturas y riegos de electrocución, permite detectar la erosión, fractura, micro fisuras superficiales y corrosión en discos, herrajes y conductores. UV al ser una tecnología no invasiva, facilita la detección de

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13.2 KV donde debido a conexiones de circuitos que soportan cargas monofásicas se hacen más comunes las fallas por sobrecarga (conexiones de alta resistencia, conexiones sueltas, desbalances de línea).

BIBLIOGRAFIA. 1. UV S GROUP MEETING, Orlando, 2004. 2. GOMEZ. Maria Eugenia y otros, 1er. Congreso Uruguayo de Mantenimiento, Gestión de Activos y Confiabilidad, URUMAN, 2005

CONCLUSIONES Se puede observar, mediante el análisis de los resultados mostrados, la fiabilidad de los diagnósticos realizados mediante la tecnología UV, siendo las conclusiones más relevantes: 1. Desde el punto de vista de seguridad, enfocado a las personas y a las instalaciones UV es una tecnología preactiva en la evolución del sistema de gestión de HSE. La identificación correcta y oportuna de fallas en líneas, subestaciones de potencia y distribución, motores y generadores se traduce en la reducción de la probabilidad de daño mayor a estos activos, y reducción en el riesgo de afectación a personas, medio ambiente y a instalaciones adyacentes. El riesgo implícito por un diagnóstico no acertado se puede ver reflejado en disparos de líneas, degradación anticipada de componentes de alto costo y criticidad. 2. Los resultados obtenidos con UV superan las expectativas del uso de tecnologías tradicionales. La evaluación comparativa con datos reales muestra un nivel de éxito en el diagnóstico del 85% frente a un 40 y 50% usando otras tecnologías. 3. La implementación de UV dentro de los

planes de mantenimiento ha logrado evitar lucros cesantes estimados en US$450.000 a empresas del sector industrial y eléctrico al identificar de forma oportuna condiciones de operación anormal que podrían haber generado falla con pérdida de producción a empresas del sector industrial y compensaciones FES – DES a empresas del sector eléctrico.

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