junta directiva - ineel.mx · Óscar alfonso reyes martínez y Óscar escorsa morales •...

Presidente: Enrique Ochoa Reza, Director General de la Comisión Federal de ElectricidadSecretario: Sergio Valdés Ramírez, Presidente de la Cámara Nacional de Manufacturas EléctricasProsecretario: Fernando A. Kohrs Aldape, Director de Planeación, Gestión de la Estrategia y Comercialización, Instituto de Investigaciones EléctricasConsejeros propietarios: • Francisco Leonardo Beltrán Rodríguez, Subsecretario de Planeación y Transición Energética, Secretaría de Energía • Luis Carlos Hernández Ayala, Director de Operación, Comisión Federal de Electricidad • Guillermo Turrent Schnaas, Director de Modernización, Comisión Federal de Electricidad • José Luis Aburto Ávila, Subdirector de Programación, Comisión Federal de Electricidad • Noé Peña Silva, Subdirector de Transmisión, Comisión Federal de Electricidad • Alejandro Sibaja Ríos, Director General de Programación y Presupuesto “B” de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público • José Narro Robles, Rector de la Universida Nacional Autónoma de México • Enrique Fernández Fassnacht, Director del Instituto Politécnico Nacional • Salvador Vega y León, Rector General de la Universidad

Boletín IIE es una publicación trimestral, de distribución gratuita y editada por el Departamento de Difusión del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE). Los artículos firmados son responsabilidad de sus autores. El material de este boletín solo puede reproducirse parcial o totalmente, con la autorización escrita del IIE. ISSN0185-0059. Certificado de licitud de título 01777. Franqueo pagado, publicación periódica, permiso número 002 0583, características 319 321412, autorizado por Sepomex.

El tiraje de esta publicación es de 1,600 ejemplares.

• José Luis Fernández Zayas, Director Ejecutivo • Ángel Fierros Palacios, Director de Energías Alternas • Salvador González Castro, Director de Tecnologías Habilitadoras • Rolando Nieva Gómez, Director de Sistemas Eléctricos • José M. González Santaló, Director de Sistemas Mecánicos • Fernando A. Kohrs Aldape, Director de Planeación, Gestión de la Estrategia y Comercialización • Alfredo Gómez Luna Maya, Director de Administración y Finanzas • Gladys Dávila Núñez, Jefa del Departamento de Difusión

Presidente: Carlos Ortiz Gómez, Director General de Investigación, Desarrollo Tecnológico y Formación de Recursos Humanos, Secretaría de EnergíaSecretario técnico: Fernando A. Kohrs Aldape, Instituto de Investigaciones Eléctricas

• Luis Carlos Hernández Ayala, Comisión Federal de Electricidad • Mario Alberto Cervantes García, Secretaría de la Función Pública • Federico Millán del Portillo, Secretaría de la Función Pública • Alejandro Sibaja Ríos, Secretaría de Hacienda y Crédito Público • José Narro Robles, Universidad Nacional Autónoma de México

Junta Directiva

Comité Técnico Operativo

Comité Editorial

Autónoma Metropolitana • Sergio Hernández Vázquez, Director Adjunto de Centros de Investigación, Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología • Hugo Gómez Sierra, Director de División Cables, Condumex • Carlos Rafael Murrieta Cummings, Consejero independienteComisarios públicos: • Mario Alberto Cervantes García, Delegado y Comisario Público Propietario del Sector Energía de la Secretaría de la Función Pública • Federico Millán del Portillo, Subdelegado y Comisario Público Suplente del Sector Energía de la Secretaría de la Función PúblicaInvitados: • Odón de Buen Rodríguez, Director General de la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía • Carlos Antonio Álvarez Balbas, Socio Director, Despacho Álvarez Balbas, S. C.

• Enrique Fernández Fassnacht, Instituto Politécnico Nacional • Salvador Vega y León, Universidad Autónoma Metropolitana • Sergio Hernández Vázquez, Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología • Odón de Buen Rodríguez, Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía • Salvador Portillo Arellano, Prolec GE Internacional S. de R.L. de C.V. • Francisco Javier Varela Solis, Comisión Federal de Electricidad

• Federico Estrada Arias, Coordinador Editorial • Arturo Fragoso Malacara, diseño gráfico • Verónica García Rodríguez, diagramación, formación y cuidado de la edición • Wendy Lugo Sandoval, publicación electrónica • Sergio Ortega López, fotografía • Ana María Sámano Ramírez, distribución

Sumario

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Sumario Editorial

DivulgaciónDiagnóstico de generadores de potencia a través del Sistema de Monitoreo en línea AnGeL / Diagnosis of power generators through Online Monitoring System AnGeLIgnacio Roberto Campuzano Martínez, H. Octavio de la Torre Vega, Jaime Carrillo Corona y Eduardo Reyes Aguas

Tendencia tecnológicaEvaluación de la eficiencia energética de generadores en plantas hidroeléctricas: Casos de estudio / Efficiency Assessment of Hydroelectric Power Plants Generators: Case StudiesFrancisco Antonio Carvajal Martínez y Rosario Esther González del Castillo

Artículo técnicoExperiencias en el diagnóstico de cortocircuitos en el devanado de rotores en generadores de potencia usando bobinas exploradoras / Experience in diagnosing short circuits in the rotor winding in power generators using search coilsJaime Carrillo Corona, H. Octavio de la Torre Vega, Ignacio Roberto Campuzano Martínez, Salvador Adrián Torres Montes de Oca y José Tomás Ramírez Niño

Soluciones innovadoras con energía

Comunidad IIE • Obtiene IIE acreditación como entidad de certificación y evaluación / IIE obtains accreditation as an entity of certification and evaluation• El papel del nuevo CENACE en el modelo de la industria eléctrica post reforma / The role of the new CENACE in the model of the electricity industry post-reform • Compromisos y expectativas del Centro Nacional de Control del Gas Natural / Commitments and expectations of the Centro Nacional de Control del Gas Natural (CENAGAS)• Políticas públicas en la investigación y desarrollo científico y tecnológico / Public policies in research and scientific and technological development

Breves técnicas• Desarrollo de equipos para el diagnóstico de generadores eléctricos / Development of equipment for diagnosing generatorsÓscar Alfonso Reyes Martínez y Óscar Escorsa Morales • Diagnóstico de motores de gran capacidad en sitio / On-site diagnostic of high capacity induction motorsRosario Esther González del Castillo

Artículo de investigaciónComputer Assisted Detection of Interturn Short-Circuits in Rotor Windings / Asistencia computarizada para la detección de cortocircuitos en devanados de rotoresJosé Tomás Ramírez Niño y Alberth Pascacio de los Santos

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26

36

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40

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Boletín IIE, 2015

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enero-marzo

Editorial

Las máquinas eléctricas son la parte vital de la generación de energía eléctrica, por lo que es de gran interés mantener su funcionamiento óptimo en términos de confiabilidad, disponibilidad y mantenimiento efectivo.

Con la finalidad de prever las salidas no programadas, incrementar su vida útil y la administración de la sobrecarga, de tal forma que el servicio de energía eléctrica al usuario final sea de calidad, es necesario el desarrollo de nuevas técnicas y tecnologías que permitan el monitoreo en línea y su diagnóstico, pero que además sea continuo.

La generación de energía eléctrica eficiente y la atención de la demanda de energía en el nuevo esquema de la reciente reforma energética aprobada y promulgada por el Gobierno de México son vitales para la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Petróleos Mexicanos (PEMEX), debido a que pasan de ser empresas paraestatales a empresas productivas del estado, lo que implica una mejora sustancial en la forma de hacer las cosas.

La innovación tecnológica y administrativa que esta reforma implica y demanda, marca la pauta para que ambas empresas sean verdaderamente productivas y competitivas, contando para ello con el apoyo de centros e institutos de investigación y desarrollo tecnológico como lo es el Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE).

En este primer número del Boletín IIE 2015 se presenta el artículo de divulgación, en el cual se describe la instalación de 42 Sistemas de Análisis de Generadores en Línea “AnGeL” en diferentes plantas termoeléctricas, hidroeléctricas y geotérmicas de la CFE, sistema desarrollado por el Instituto.

En la sección de tendencia tecnológica se da a conocer la evaluación de la eficiencia energética de generadores llevada a cabo en

Editorial

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Son más de 500 investigadores que laboran en el Instituto de Investigaciones Eléctricas, quienes proveerán tanto a la CFE como a PEMEX, principalmente, y a la industria eléctrica y energética en general, las tecnologías y herramientas necesarias para lograr sus objetivos, llevándolos a ser aún más productivos y competitivos.

Sin duda alguna todos los centros e institutos de investigación deberemos, además, considerar la posibilidad de ser el soporte tecnológico de otras empresas generadoras de energía, pertenecientes a la iniciativa privada, nacional e internacional, para que todos los actores energéticos en México trabajen en armonía, de tal forma que juntos impulsemos el desarrollo económico y sustentable de nuestro país.

plantas hidroeléctricas, con el objetivo de proporcionar soporte técnico a un programa de rehabilitación y modernización de estas unidades generadoras.

El artículo técnico da a conocer las características de los diferentes tipos de sensores magnéticos, puntos de instalación, señales medidas y técnicas de diagnóstico de cortocircuitos en el devanado de rotores en generadores de potencia usando bobinas exploradoras, analizando y discutiendo los resultados de su aplicación en campo.

En esta ocasión, en las breves técnicas se menciona el desarrollo de equipos para el diagnóstico de generadores eléctricos, así como la evaluación y diagnóstico de motores en planta.

El artículo de investigación describe una técnica propuesta por el Instituto para la evaluación de cortocircuito en devanados de rotores en operación.

Boletín IIE, 2015enero-marzo

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Diagnóstico de generadores de potencia a través del Sistema de Monitoreo en Línea AnGeL

Introducción

La generación eléctrica es uno de los pilares del desarrollo sustentable de un país. Las compañías productoras de energía invierten considerables capitales para mantener la confiabilidad y productividad de sus plantas, por lo que los programas de mantenimiento aplicados periódicamente son esenciales para conservar la integridad de los equipos. Parte del énfasis en los mantenimientos programados es la ejecución de evaluaciones mediante pruebas fuera de servicio para verificar el estado de las máquinas. Con las inspecciones se han logrado detectar y corregir algunos defectos, sin embargo, se han presentado fallas en los generadores en operación, derivadas de mecanismos de deterioro que no han podido ser detectados con las inspecciones fuera de servicio. Las pérdidas económicas por los periodos de reparación y no generación de energía son considerables.

Ignacio Roberto Campuzano Martínez1, H. Octavio de la Torre Vega1, Jaime Carrillo Corona1 y Eduardo Reyes Aguas2

1 Instituto de Investigaciones Eléctricas2 Comisión Federal de Electricidad

AbstractThey have installed 42 online monitoring generator systems called Análisis de Generadores en Línea “AnGeL” in as many thermoelectric, hydroelectric and geothermal plants of CFE .The systems were installed as part of the CFE program to further the implementation of predictive maintenance methods in their power plants. The variables that the system monitors are partial discharge, air gap magnetic flux through a search coil for detecting short circuit between turns of the rotor winding in case of thermoelectric generators, hydroelectric generators eccentricity and neutral and shaft currents. In this paper a review of the results of the information provided by the monitoring systems is presented.

Divulgación

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Motivado por esta situación, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) incursionó en la instalación de un sistema de monitoreo en línea denominado AnGeL: Análisis de Generadores en Línea, con el cual se pretende avanzar, de prácticas de mantenimiento preventivas aplicadas hasta ahora, a métodos predictivos mediante los cuales se pueda anticipar la ocurrencia de fallas o situaciones anormales que pongan en riesgo la integridad de los generadores.

Los primeros sistemas AnGeL se instalaron en las centrales termoeléctricas de Manzanillo I y II, en un total de seis generadores de 350 MW a 20 kV. Posteriormente se instalaron en los generadores de las centrales Presidente Plutarco Elías Calles, Francisco Pérez Ríos, Presidente Adolfo López Mateos y Carbón II. Se continuó con las centrales General Manuel Moreno Torres, Carlos Ramírez Ulloa, Ángel Albino Corzo, Villa de Reyes, Río Escondido y Los Azufres. A la fecha existen 42 generadores equipados con el sistema de monitoreo en centrales termoeléctricas, hidroeléctricas y geotérmicas. En este artículo se presenta una reseña de los resultados obtenidos con el sistema de monitoreo en línea. Con el objetivo de realizar una evaluación integral, los resultados en línea se complementaron con los historiales de prueba fuera de línea, mantenimiento y condiciones

operativas de los equipos. Asimismo se emitieron los diagnósticos y las recomendaciones de mantenimiento pertinentes de acuerdo con el estado dieléctrico y operativo de cada generador.

Parámetros que registra el Sistema AnGeL

Los parámetros que son registrados cuando el generador se encuentra en operación son: descargas parciales, corriente de neutro, corriente inducida en la flecha y flujo magnético del rotor. Para el registro del nivel de descargas parciales se instalaron capacitores acopladores en cada una de las fases del devanado del estator; las corrientes del neutro y flecha se adquieren mediante transformadores de corriente instalados en el circuito de baja tensión del transformador de puesta a tierra y directamente en la conexión del cable de puesta


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a tierra de la escobilla respectivamente, y por último una bobina exploradora, ubicada en una de las cuñas del devanado del estator. En la figura 1 se muestran los sensores instalados en los generadores y una representación de las variables que se registran con el sistema. Para el caso de generadores hidroeléctricos, en lugar de la bobina exploradora se instalan varias bobinas de una sola vuelta distribuidas en el estator, en las cuales el voltaje inducido se traduce en distancia del entrehierro entre las superficies del rotor y estator.

Resultados obtenidos de los parámetros que registra el Sistema AnGeL

A continuación se presentan algunos resultados obtenidos en cada una de las variables que monitorea el sistema. Se hace énfasis en la interpretación de las magnitudes y formas de onda obtenidas para relacionar las variables con el comportamiento electromagnético de los generadores en operación. La comparación entre máquinas similares proporciona indicadores cualitativos que sirven de referencia en la determinación del estado de una máquina respecto a otra. Igualmente importante para el diagnóstico es la información que se refiere al mantenimiento de las unidades, historial de pruebas fuera de servicio, parámetros operativos y esfuerzos a los que se somete a los generadores,

como resultado de solicitudes o requerimientos de la red a la que están sincronizadas.

Corriente del neutro

En el neutro del generador la forma de onda predominante del voltaje es de 180 Hz (tercera armónica), con cierto nivel de 60 Hz (frecuencia fundamental) y en menor proporción frecuencias impares.Todos los generadores tienen una característica única en su forma de onda del voltaje del neutro. La forma de onda es producto del diseño y construcción de la máquina y es difícil que dos generadores tengan las mismas características, aun cuando sean del mismo diseño y fabricante. A partir de la caracterización de la forma de onda inicial, puede establecerse un monitoreo observando la tendencia y cambios en los armónicos de la señal a través del tiempo. La ocurrencia de cambios, ya sean mecánicos o eléctricos, trae como consecuencia un desbalance electromagnético que se ve reflejado en el contenido armónico (THD) de las señales de voltaje en el neutro.

La señal de 180 Hz es función directa de las condiciones de carga del generador; en condiciones de carga máxima la componente de tercera armónica alcanza su valor máximo y viceversa. En cambio, la corriente de frecuencia fundamental parece no modificarse con la carga y se mantiene prácticamente invariable con el tiempo de operación del generador.

Figura 1. Sensores instalados y variables que se registran con el sistema de monitoreo en línea AnGeL.

Divulgación

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La magnitud de la corriente de neutro de distintos generadores tiene diferencias significativas, inclusive siendo de misma potencia nominal. En la figura 2 se grafica la magnitud rms (media cuadrática) y las componentes de 60 Hz y 180 Hz de un grupo de generadores con una capacidad del orden de 350 MW. En esta gráfica es posible notar la diferencia que existe entre las magnitudes de la corriente del neutro de diferentes generadores instalados en distintas centrales.

Teóricamente podría intuirse que los generadores de la C.T. Tuxpan son las máquinas que presentan mayor desbalance electromagnético porque tienen las mayores magnitudes de corriente de neutro, sin embargo, también puede ser una característica inherente derivada de las consideraciones de diseño del fabricante. Este aparente mayor desbalance de estos generadores también debería estar reflejado en el contenido armónico de los parámetros que entrega la máquina. En la tabla 1 se muestra el contenido armónico de los voltajes y corrientes que entregan a la red los generadores TG-2 de Tula y el TG-5 de Tuxpan, los cuales tienen diferencias significativas en la magnitud de la componente de frecuencia de 180 Hz en la corriente del neutro.

Como se muestra en la tabla 1, el THD de las corrientes y voltajes de los generadores son similares y están dentro de los límites permisibles que marca la Norma IEEE 519 (IEEE 519, 1992). Debe concluirse entonces que

las magnitudes de la corriente del neutro de los generadores de la C.T. Tuxpan se deben más a las características inherentes al diseño, que a un desbalance electromagnético por deficiencia en la construcción u operación del generador.

La magnitud de la componente de 60 Hz de la corriente del neutro es por sí solo un parámetro que brinda información del estado de la máquina. Los balances eléctrico, magnético y mecánico del generador contribuyen con la magnitud de esta componente. En la figura 3 se presenta la magnitud de la componente de 60 Hz de la corriente del neutro que se registra en algunos generadores que están equipados con el Sistema AnGeL.

Cambio de la corriente del neutro en función del tiempo de operación del generador. Si el balance electromagnético y mecánico se conserva, entonces la magnitud de la componente de 60 Hz de la corriente del neutro debe mantenerse invariable en el tiempo. Se ha observado en unidades gemelas, que la magnitud de la componente de 60 Hz tiene una correlación directa con el nivel de vibración del generador. Entre mayor la componente de 60 Hz de la

Figura 2. Armónicos de la corriente del neutro en algunos generadores equipados con el AnGeL.

Generador THD (%) en voltaje THD (%) en corrienteTG-2 Tula 0.7 3TG- 5 Tuxpan 1.5 5

Tabla 1. Contenido armónico de los voltajes y corrientes que entregan a la red los generadores TG-2 de Tula y TG-5 de Tuxpan.


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corriente del neutro, mayor el nivel de vibración y viceversa, como puede verificarse en la tabla 2 donde se muestra la correlación entre los parámetros de la componente de 60 Hz de la corriente del neutro con el nivel de vibración del

turbo-grupo de los generadores 1 a 4 de la C.T. Manzanillo I.

En la figura 4 se muestra la variación de la componente de 60 Hz en función del tiempo de los generadores de las unidades 4 y 6 de la C.T. Tuxpan y la unidad 2 de la C.T. Francisco Pérez Ríos (Tula) en un periodo de monitoreo de 13 meses (noviembre de 2006 a diciembre 2007). La gráfica del generador 6 se mantiene prácticamente invariable durante el periodo de monitoreo, la de la unidad 4 tiene un incremento gradual significativo, y la gráfica que corresponde al generador de la unidad 2 cambia sin ninguna tendencia definida. De acuerdo con la figura, el generador de la unidad 6 conserva sus características electromagnéticas y mecánicas sin cambios significativos, lo que es una indicación de las buenas condiciones de la máquina. En general y con excepción de los generadores de la unidades 2 de Tula y 4 de Tuxpan, el resto de los generadores equipados con el AnGeL muestran condiciones similares.

En el caso del generador de la unidad 2 de la C.T. Tula, la componente de 60 Hz en la corriente del neutro presentaba variaciones significativas y un comportamiento errático. En esta máquina, durante evaluaciones fuera de línea, se encontró aflojamiento de pernos pasantes, valores de corrientes en cuadratura superiores al recomendado en la prueba de EL CID, y ruptura de amarres y elementos de sujeción del devanado. El comportamiento errático de la

Figura 3. Magnitud de la componente de 60 Hz en la corriente del neutro de algunos de los generadores equipados con el sistema AnGeL.

Generador No.

Componente de 60 Hz (A)

Nivel de vibración máxima (micras).Clasificación de acuerdo a ISO7919-2:2001

1 1.13 1354 0.79 833 0.48 662 0.17 58

Figura 4. Variación de la componente de 60 Hz de la corriente del neutro de los generadores TG- 6 de la C.T. Pdte. Adolfo López Mateos y TG-2 de la C.T. Francisco Pérez Ríos.

Tabla 2. Correlación entre componente de 60 Hz de la corriente del neutro y nivel de vibración del turbo-grupo.

Divulgación

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componente de 60 Hz de la corriente del neutro de este generador era evidencia del deterioro que sufrió la máquina, como consecuencia de las sincronizaciones fuera de fase a las que estuvo expuesta en 1977. En este generador se cambió el núcleo y el devanado de estator en 2009.

En el caso del generador de la unidad 4 de Tuxpan, la corriente del neutro tiene una creciente componente de 60 Hz: de 0.4 mA que tenía en 2006 a 3.1 A en el 2015, esto representa un incremento de 775 %. En la figura 5 se muestra la componente de 60 Hz del generador de la unidad 4, junto con la correspondiente de las unidades 5 y 6 que son máquinas de la misma capacidad, del mismo fabricante, con similar fecha de manufactura y horas de operación. Puede intuirse que algún cambio en los componentes del generador se está presentando y está provocando este comportamiento atípico. El generador de la unidad 4 tiene un bajo nivel de vibración, de acuerdo con lo establecido en la Norma ISO 7919-2:2001 (ISO 7919-2:2001, 1996), inclusive inferior al que se registra en los generadores de las unidades 5 y 6, por lo que no se atribuye este incremento a cambios de índole mecánica. Haciendo referencia a la figura 3, es conveniente señalar que en el generador de la unidad 3 de la C.T. Tuxpan, cuya gráfica corresponde al valor más alto en la componente de 60 Hz en la corriente del neutro, se presentó una falla dieléctrica en una de las fases del devanado en 2009. El aspecto importante a señalar es que la componente de 60 Hz de la corriente del neutro de este generador era de aproximadamente 3.4 A en

2007, dos años antes de su falla. La magnitud de la componente de 60 Hz de la corriente del neutro del generador de la unidad 4 de 3.1 A está ahora muy cercana al valor que tenía el generador de la unidad 3 dos años antes de su falla.

Corriente de flecha

La corriente de flecha es otro parámetro que depende del balance electromagnético y mecánico del grupo turbina-generador. La flecha, a similitud con el neutro del circuito eléctrico del devanado del estator, puede verse como el neutro magnético del generador donde se inducen los voltajes y corrientes, producto del desbalance de la unidad generadora y además es la vía de puesta a tierra de otras señales inducidas como los pulsos de alta frecuencia del sistema de excitación estática, los voltajes inducidos por el magnetismo residual de componentes y de cargas electrostáticas generadas por la fricción de álabes con vapor en la etapa de baja presión de la turbina. La escobilla de puesta a tierra tiene la función de drenar a tierra todas estas señales inducidas y evitar la generación de voltajes con magnitudes suficientes para dañar las chumaceras (Verma y Girgis, 1981).

En la figura 6 se grafican los valores registrados de la corriente de flecha de algunos generadores de 350 MW. En la escobilla de puesta a tierra de la flecha del generador de la unidad 3 de la C.T. Tuxpan se inducía la mayor magnitud de voltaje. Este resultado

Figura 5. Componente de 60 Hz de la corriente del neutro de los generadores de las unidades 4, 5 y 6 de la Central Termoeléctrica Presidente Adolfo López Mateos.


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coincidía con el hecho de que era la máquina con la mayor componente de 60 Hz en la corriente del neutro.

Otra característica que debe observarse en la señal del voltaje inducido en la flecha es la frecuencia predominante de la forma de onda. Esta última es la resultante de la suma de las frecuencias de los diferentes voltajes que se inducen en la flecha por distintas fuentes. De los resultados obtenidos en las Centrales de Tuxpan, Manzanillo y Tula, se ha observado que la forma de onda que predomina y puede considerarse como “típica”, tiene una componente principal de 180 Hz en la que se acoplan los pulsos de alta frecuencia originados en el sistema de excitación estática, como la que se ilustra en la figura 7.

Cualquier cambio en la componente predominante en la forma de onda de la corriente de flecha puede representar condiciones anormales de operación. Desde un desbalance en el circuito electromagnético del generador o la simple desconexión o mal funcionamiento de la escobilla de puesta

a tierra, dará como resultado el cambio en la frecuencia predominante de la corriente inducida en la flecha.

Un ejemplo que ilustra un deficiente contacto de la escobilla de puesta a tierra con la flecha del turbo-grupo se presentó en el generador de la unidad 3 de Tuxpan. El historial de la corriente de flecha muestra un comportamiento inestable en función del tiempo. El valor rms de la corriente fluctuaba entre 4 y 100 mA con componentes principales en frecuencia de 180 Hz y la mayor parte del tiempo de 60 Hz, como se ilustra en la figura 8.

Los cambios en magnitud y frecuencia predominante eran consecuencia de un contacto inadecuado y por lo tanto intermitente de la escobilla con la flecha. Se recomendó revisar la instalación y la correcta operación de la escobilla de puesta a tierra, y los aislamientos de los pedestales de las chumaceras de este generador.

Para los generadores que registraron corrientes de flecha superiores a 10 mA como en el caso de los generadores TG-4 y TG-6 de la C.T. Tuxpan y Figura 6. Magnitud rms de la corriente de flecha de los generadores

equipados con el AnGeL.

Figura 7. Forma de onda típica de la corriente de flecha medida en los generadores equipados con el sistema AnGeL.

Divulgación

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bobina 1 del polo 1 debe ser idéntico al voltaje que se induce debido al paso de la bobina 1 del polo 2. El resultado de esta comparación de voltajes inducidos en la bobina exploradora para cada par de bobinas polares es el que se grafica en el histograma del Sistema AnGeL y se le denomina factor de similitud S1. Si el flujo inducido en la bobina exploradora no es el mismo, es una indicación de que las bobinas de los polos del rotor no son simétricas y puede deberse a un corto circuito entre espiras o a tierra. Entre mayor sea la diferencia de impedancia de las bobinas mayor será la diferencia en el flujo magnético inducido y consecuentemente mayor el factor de similitud.

En la figura 9 se muestra el factor de similitud obtenido con las primeras bobinas exploradoras que se instalaron en los generadores equipados con el Sistema AnGeL. Con base en el

el TG-1 de la C.T. Manzanillo I se recomendó revisar la correcta instalación de la escobilla. Principalmente en el caso del TG-1 de Manzanillo I donde, de acuerdo con los historiales de prueba, algunos cojinetes han tenido que ser sustituidos al encontrarlos con daño por “pitting”.

En algunos generadores, los historiales mostraron desconexión de las escobillas de puesta a tierra. Se informó de esta situación a los ingenieros responsables de las distintas plantas en el momento que se identificó esta situación.

Bobina exploradora

Para detectar corto circuitos en el rotor se utiliza la técnica de la bobina exploradora. Un sensor de campo magnético se instala en la cercanía de los devanados del rotor. El giro del rotor provoca que en el sensor o bobina, se induzca un potencial tangencial proporcional al número de vueltas de la bobina y a la corriente que circula en cada una de ellas (NxI). Para el correcto funcionamiento electromagnético del generador, los polos del rotor se diseñan para que sean lo más simétrico posible y así obtener un voltaje generado lo más cercano a una onda sinusoidal de 60 Hz con el menor contenido de armónicos. De esta forma, el voltaje que se induce en la bobina exploradora debido al paso de la

Figura 8. Contenido armónico y forma de onda de la corriente de flecha del TG-3 de la C.T. Tuxpan: a) cuando la frecuencia predominante es de 180 Hz y b) cuando la frecuencia predominante es de 60 Hz.

a) b)


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análisis de la comparación de las señales adquiridas en varios generadores se decidió que un factor de similitud con una magnitud superior de 15 podría ser representativo de la presencia de corto circuito entre espiras o a tierra. Por esta razón se recomendó la revisión de los rotores con factores de similitud superior a 15, en este caso las dos unidades de la C.T. Manzanillo II en el orden que aparecen en la gráfica. La recomendación de revisión sugirió la ejecución de las pruebas estáticas tradicionales y la prueba de impedancia dinámica hasta la velocidad nominal.

Adicional a la recomendación de la revisión fuera de línea de los dos rotores, se observó que las asimetrías se comportaban

de manera diferente, la correspondiente al TG-1 que se muestra en la figura 10 (a), cambia su configuración en el tiempo, mientras que la correspondiente al TG-2, figura 10 (b), se mantiene invariable.

Es posible entonces concluir que los cortos circuitos entre vueltas pueden manifestarse de manera distinta dependiendo de la libertad de movimiento de los conductores de las bobinas polares. La correcta o incorrecta conmutación de tiristores del sistema de excitación estática puede también influir en la forma de onda de las señales inducidas en la bobina exploradora. Si la conmutación tiene la fase y magnitud correcta, los pulsos generados en la excitación y que se acoplan capacitivamente al rotor, tendrán menor efecto sobre la forma de onda de los voltajes inducidos en la bobina y viceversa.

La ejecución de las pruebas estáticas en los rotores de los generadores de las Figura 9. Factor de similitud de los rotores de los generadores

equipados con la bobina exploradora del sistema AnGeL.

Figura 10. Gráficos del factor de similitud correspondientes a a) rotor del TG-1 y b) rotor del TG-2, de la Central Termoeléctrica Manzanillo II.

b)a)

Divulgación

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unidades 1 y 2 se llevó a cabo en agosto y noviembre del 2008 respectivamente. Los resultados de la pruebas de comparación de pulsos, mostradas en la figura 11, confirmaron la asimetría detectada con el sistema de monitoreo en línea en ambos generadores.

Los resultados obtenidos tanto en línea como fuera de línea confirmaron la diferencia de impedancia entre los devanados polares del rotor. El usuario decidió continuar el servicio de ambos rotores, basado en que de acuerdo con el historial de pruebas de estos equipos se ha observado que la diferencia de impedancias es dinámica, es decir en ocasiones hay evidencia de corto circuito y en otras no. En los registros del Sistema AnGeL también se corroboró este comportamiento. Otro de los fundamentos por lo que los rotores se pusieron en servicio fue el hecho de no registrar un elevado nivel de vibración en los generadores (en particular por tratarse de generadores de dos polos). No obstante que los

rotores continúan en servicio, es importante continuar el monitoreo de los rotores ante la posibilidad de que en algún momento los cortos circuitos se manifiesten y permanezcan invariables en el tiempo.

Las formas de onda que se muestran en la figuras 10, corresponden a bobinas instaladas en las cuñas del estator aproximadamente a una distancia de 9 cm del rotor. Las bobinas exploradoras que se están instalando actualmente se encuentran a distancias menores del rotor, aproximadamente a 3 cm. Esta reducción en distancia se manifiesta en el incremento del voltaje inducido en la bobina por el paso de cada una de las bobinas del rotor, lo que facilita la identificación de la bobina del rotor con un corto circuito entre espiras y además reduce la influencia del acoplamiento de los pulsos de excitación estática. En la figura 12 se muestra una señal típica adquirida por una bobina instalada a 2 cm del rotor y la comparación correspondiente entre polos que despliega el software de análisis del Sistema AnGeL (Ramírez et al., 2009).

Descargas parciales

La actividad de descargas parciales en equipo eléctrico de potencia es evidencia de deficiente diseño y/o manufactura, pero lo es también de envejecimiento o tendencia de deterioro de los aislamientos de alta tensión. Existen en la

Figura 11. Comparación de pulsos inyectados en los devanados polares de los rotores del TG-1 y TG-2 de la C.T. Manzanillo II.


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embargo, con base en la experiencia adquirida y con referencia a algunos criterios como el establecido por el CRIEPI, en el Instituto se han formulado algunos criterios para clasificar el estado de un aislamiento considerando las condiciones operativas de los generadores, por ejemplo el tipo de sistema de enfriamiento de las bobinas.

En la figura 13 se muestra el nivel de descargas parciales que se registró en los primeros generadores equipados con el sistema de monitoreo AnGeL. De acuerdo con los criterios establecidos en el IIE, se recomendó revisar los devanados para determinar el origen de la alta actividad de descargas parciales en los generadores con un nivel superior de 30 nC.

En tres de los cuatro generadores en los que se detectó alto nivel de descargas, se ha llevado a cabo el cambio del devanado del estator. El TG-1 y TG-2 de C.T. Manzanillo I fueron re-devanados en el 2012 y 2015 respectivamente. El devanado del TG-2 de la C.T. Tula se cambió en el 2009.

Figura 12. a) Señal típica adquirida por una bobina exploradora a una distancia aproximada de 3 cm de la superficie del rotor y b) comparación entre polos que despliega el software de análisis del sistema AnGeL.

Figura 13. Nivel de descargas parciales registradas en los generadores equipados con el Sistema AnGeL.

Q máx (nC) a 1.2 Vn Estado del sistema aislante

≤ 10 Devanado en buenas condiciones

De 10 a 30 Devanado en condiciones de continuar su servicio con recomendación de inspección

> 30 Estado crítico del devanado

literatura algunos criterios que sirven de referencia en la evaluación y determinación del estado de los aislamientos de máquinas eléctricas de alta tensión como el publicado por el CRIEPI (CRIEPI, 1991), que se reproducen en la tabla 3.

Es importante aclarar que estos criterios aplican para pruebas fuera de línea en condiciones ambientales de presión y temperatura. Para pruebas en línea no existen hasta ahora en la literatura criterios de evaluación. Sin

Tabla 3. Criterios de evaluación del CRIEPI para devanados de generadores en servicio.

b)a)

Divulgación

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A la fecha, se ha detectado alto nivel de descargas parciales en los generadores TG-2 de la C.T. Tuxpan y TG-4 de la C.T. Tula. En estos generadores se está llevando a cabo un monitoreo cercano en conjunto con los usuarios responsables de las unidades.

En las unidades 13 a 16 de la geotérmica Los Azufres se llevó a cabo un monitoreo temporal con un versión itinerante del Sistema AnGeL. La variable principal que se monitoreo fue la actividad de descargas parciales. Se realizó una clasificación para determinar la máquina con las características dieléctricas menos favorables con objeto de evaluarla fuera de línea. Con base en los resultados obtenidos de ambas evaluaciones se ejecutaron acciones correctivas que incrementaron la confiabilidad y disponibilidad de los generadores de la Central (Campusano et al., 2011).

Conclusiones

Se está realizando un gran esfuerzo para proveer de sistemas de monitoreo en línea en los generadores de la CFE. Los resultados iniciales aquí reportados son el producto de los primeros pasos hacia el enfoque predictivo que la CFE quiere implantar en sus centrales de generación. El seguimiento del comportamiento de las variables y el análisis a través del sistema de monitoreo permitirá ampliar los alcances y beneficios por la aplicación de acciones de mantenimiento

basados en los resultados de la evaluación en línea. Este esfuerzo debe traducirse en el establecimiento de programas de atención de acuerdo con el estado de cada generador y obtener de esta forma, un incremento en la confiabilidad y continuidad en servicio de los generadores. Al Sistema AnGeL puede incorporarse el registro de otras variables para incrementar su capacidad de diagnóstico.

ReferenciasIEEE 519. IEEE Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems. 1992.

ISO 7919-2:2001 Mechanical vibration -- Evaluation of machine vibration by measurements on rotating shafts -- Part 2: Land-based steam turbines and generators in excess of 50 MW with normal operating speeds of 1500 r/min, 1800 r/min, 3000 r/min and 3600 r/min. First edition 1996-07-15.

Verma S. and Girgis R. Shaft potentials and currents in large turbo generators, Report for the Canadian Electrical Association. Research & Development, Suite 580, One Westmount Square, Montreal, Quebec, H3Z2P9, May 1981.

Central Research Institute of Electric Power Industry. An Insulation Deterioration Diagnostic Method for Generator Windings. Special Document for IERE members (R-99019), Japan, 1991.

Ramírez J., Pascacio A., Carrillo J., de la Torre O. Monitoring network for online diagnosis of power generator. Elsevier, Measurement 42 (2009) 1203-1213.

Campuzano R., Carrillo J., Sánchez J., García L. y Cisneros F. Análisis dieléctrico y operativo de generadores mediante monitoreo en línea. X Congreso Latinoamericano y VII Iberoamericano en alta tensión y aislamiento eléctrico, ALTAE 2011, 26 al 30 septiembre 2011, La Habana, Cuba.


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Currículum vítae

Jaime Carrillo Corona[[email protected]]

Ingeniero Mecánico Electricista por la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) en 1978. Fue profesor de la Escuela Nacional de Estudios Profesionales (ENEP) Aragón de la UNAM, de 1979 a 1991. En 1980 ingreso al Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) como investigador del Departamento de Equipos Eléctricos. Ha dirigido proyectos relacionados con sistemas automatizados para laboratorios de pruebas a equipos eléctricos y sistemas de monitoreo en línea para transformadores y generadores de potencia. Actualmente es el encargado de la integración de los Sistemas de Monitoreo en Línea para los generadores de potencia denominado AnGeL, contratado por la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Fue miembro del Sistema Nacional de Investigadores (SNI) con nombramiento de Investigador Nivel I de 1986 a 1994.

Ignacio Roberto Campuzano Martínez[[email protected]]

Maestro en Ciencias por la Universidad de Salford, Reino Unido en 1994. Ingeniero electricista por la Universidad Autónoma del Estado de Morelos (UAEM) en 1989. Ingresó al Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) en 1988. Actualmente es investigador de la unidad de equipos eléctricos. Se especializa en sistemas aislantes de máquinas rotatorias de alta tensión. Tiene publicaciones relacionadas con la evaluación de sistemas aislantes en sitio, identificación de mecanismos de deterioro mediante pruebas de laboratorio, e integración de técnicas de evaluación de generadores en línea. Es jefe del proyecto de rehabilitación de los generadores de las unidades 1 y 3 de la central hidroeléctrica Ing. Carlos Ramírez Ulloa, El Caracol.

H. Octavio de la Torre Vega[[email protected]]

Maestro en Ingeniería por el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM) en 1985. Ingeniero Industrial Electricista por el Instituto Tecnológico de Morelia en 1979. Ingresó al Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) en 1981. Actualmente es investigador en la Gerencia de Equipos Eléctricos. Su área de especialidad versa sobre el desarrollo de sistemas para el diseño y diagnóstico de equipo eléctrico.

Eduardo Reyes Aguas

Ingeniero Mecánico Electricista por la Universidad Veracruzana en 1984. Ingresó a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en 1978, donde ha desempeñado diferentes cargos que le han permitido especializarse en la operación de los equipos de generación y transmisión de la energía eléctrica. Destacan los cargos de Ingeniero de Pruebas Eléctricas (puesta en servicio) en la Central Nucleoeléctrica Laguna Verde (CNLV); la jefatura del Departamento Eléctrico en la Central Termoeléctrica Presidente Adolfo López Mateos de Tuxpan, Veracruz, y la jefatura del Departamento de Protecciones y Control Eléctrico en la Gerencia de Ingeniería Eléctrica de la Subdirección de Generación de la CFE. Actualmente es Subgerente de Equipo Primario, en la misma Subdirección de Generación de la CFE.

Tendencia tecnológica

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Introducción

La infraestructura de generación de energía eléctrica de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se compone de 209 plantas generadoras, con una capacidad instalada de 52,515 MW. Las centrales hidroeléctricas producen 11,266.78 MW, 21.82% de esta energía (Comisión Federal de Electricidad, 2015). En años recientes, la CFE ha desarrollado proyectos hidroeléctricos de gran capacidad, sin embargo, centrales hidroeléctricas de baja capacidad con generadores de hasta 30 MW se encuentran en operación comercial.

Recientemente, la Gerencia de Equipos Eléctricos del Instituto de Investigaciones Eléctricas ha realizado conjuntamente con la CFE, proyectos relativos al desarrollo y aplicación de técnicas de evaluación de la eficiencia energética de generadores eléctricos de gran capacidad instalados en centrales hidroeléctricas (Reyes et al., 2012). Adicionalmente, la CFE ha iniciado un programa de rehabilitación para centrales hidroeléctricas de baja

Evaluación de la eficiencia energética de generadores en plantas hidroeléctricas: Casos de estudioFrancisco Antonio Carvajal Martínez y Rosario Esther González del Castillo

Abstract

Three aged generators, 2 MW, 8 MW and 16 MW of capacity installed and operating in two different hydroelectric Power Plants at Mexico, were evaluated on-site, to determine the energy efficiency and provide a technical support to a rehabilitation program. This on-site assessment was based on the calorimetric method. The objects of the tests were to determine the losses of the electrical generator under different load conditions, to obtain an efficiency curve to compare with original efficiency values. This paper includes descriptions of the method followed and actual tests made. The results of the calculations also are given. The results of the tests show that the load losses of generator can be determined with fair accuracy by this method, on units with an open cooling system.


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capacidad con 20 o más años de operación. Debido a esto, dicha entidad ha solicitado al IIE apoyo técnico para el desarrollo y aplicación de técnicas de evaluación de la eficiencia energética de los generadores eléctricos de baja capacidad que operan en esas plantas.

Como parte de estos proyectos se evaluaron tres generadores hidroeléctricos de 2 MW, 8 MW y 16 MW de capacidad de generación y con varios años de operación, se evaluaron para determinar su eficiencia energética y con esta información proporcionar un soporte técnico a un programa de rehabilitación y modernización. La evaluación de la eficiencia energética de estas unidades generadoras operando en planta, se basa en el método colorimétrico establecido en normas (IEC 60034-2-1). Este artículo incluye la descripción del método de evaluación aplicado, su implementación, las pruebas aplicadas en planta, así como los resultados obtenidos y su análisis.

Generadores evaluados

Como parte de la evaluación de eficiencia energética de generadores utilizados en centrales hidroeléctricas de

baja capacidad, se incluyeron tres generadores con capacidades de 2 MW, 8 MW y 16 MW, operando en dos diferentes centrales hidroeléctricas de la CFE, los cuales tienen al menos 20 años de operación y actualmente se encuentran incluidos en un programa de rehabilitación y modernización. En la tabla 1 se incluyen sus características técnicas.

Dichos generadores evaluados cuentan con un sistema de enfriamiento por aire en circuito abierto, esto es, el aire de enfriamiento es tomado del medio ambiente circundante a la máquina, a través de conductos de ventilación, este aire de enfriamiento es impulsado a través del estator y el rotor del generador por los ventiladores montados en su eje y es descargado a la parte exterior del generador o de la central, a través de conductos de escape.

Descripción de la prueba (método calorimétrico)

La eficiencia de un generador eléctrico es la relación que existe entre su potencia de entrada y su potencia de salida, operando en condiciones específicas. En máquinas pequeñas, estas potencias se pueden medir de una manera directa con medidores de par mecánico y medidores de energía eléctrica, sin embargo, en generadores de mayor capacidad donde la potencia mecánica de entrada proporcionada por la turbina no se puede medir directamente, se requiere un método de prueba para obtener la eficiencia energética del generador.


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Generador No.1 No. 2 No. 3

Capacidad (KW) 2000 8000 16000

Tensión de generación (V) 6600 4400 4400

Corriente estator (A) 219 1312 2624

Velocidad (RPM) 720 360 360

Frecuencia (HZ) 60 60 60

Tabla 1. Datos de placa de generadores evaluados.

La norma internacional IEC 60034-2-1, incluye cuatro métodos principales para la determinación de la eficiencia energética de máquinas eléctricas rotatorias de gran capacidad. Uno de estos métodos es el calorimétrico, el cual puede ser aplicado en máquinas enfriadas por aire en un sistema abierto y se incluye en la Norma IEC 34-2A . En la práctica, el método calorimétrico para la determinación de pérdidas tiene ventajas de aplicación en generadores hidroeléctricos, en comparación con otros métodos incluidos en la normativa, debido principalmente a que es un método de prueba no intrusivo. Éste método considera que todas las pérdidas de la máquina aparecen en forma de calor. La mayor parte del calor generado en condiciones de carga es removido del generador por medio del aire de enfriamiento, lo cual significa que las pérdidas pueden ser determinadas principalmente con base en la diferencia de temperatura a la entrada y a la salida del sistema de enfriamiento, más el calor perdido por radiación y convección en las superficies del generador. De acuerdo al método calorimétrico, la eficiencia del generador eléctrico se calcula con base en las pérdidas medidas durante las pruebas realizadas:

( )100*

ig

g

PPP+

=η

Pi = P1 + P2

Donde:

η Eficiencia energética (%).Pg Potencia generada (kW).

Pi Pérdidas dentro de la superficie de referencia del generador (kW).P1 Pérdidas transmitidas al medio refrigerante en forma de calor y que puede ser medida calorimétricamente (kW).P2 Pérdidas no transmitidas al medio refrigerante, pero que son disipadas a través de la superficie de referencia por conducción, convección, radiación, fugas, etc. (kW).

Implementación del circuito de prueba en planta Para la realización de las pruebas en las centrales hidroeléctricas para evaluar las pérdidas y la eficiencia del generador se utilizó:

• Medidor de flujo aire (termo anemómetro con manómetro diferencial), con sistema de adquisición automatizada de mediciones.

• Cámara termográfica.• Higrómetro-termómetro para

medición de temperatura y humedad ambiente.

• Barómetro analógico para medición de presión barométrica local.

• Sistema para medición de temperaturas del aire de enfriamiento basado en RTD.

• Medidor ultrasónico para medición de flujo de aceite de enfriamiento en chumaceras.

• Programa de computadora del IIE para el cálculo de eficiencia (EFIGEN).


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• Analizador de potencia para medición de parámetros de generación.

El arreglo del circuito de medición en planta implementado por el IIE para la evaluación de la eficiencia del generador se muestra en la figura 1.

Desarrollo de pruebas en planta

Las mediciones en sitio para la determinación de la eficiencia energética de los generadores se llevó a cabo de la siguiente manera:

• Se realizaron mediciones del flujo y la temperatura de aire en la entrada y la salida del sistema de enfriamiento del generador. Para una mayor precisión en las mediciones se realizó una división geométrica de los conductos de aire, en secciones de aproximadamente 0,1 m x 0,1 m. La medición de la entrada (Qi) y salida de flujo volumétrico de aire (Qo) y su temperatura promedio se realizó cada hora, hasta lograr el equilibrio

térmico de acuerdo a los criterios de la norma IEC 60034-2A.

• Se midieron y calcularon las áreas totales de la superficie de referencia, incluyendo carcasa del generador, así como las superficies de las chumaceras y excitador.

• La medición de la temperatura de la superficie de referencia se llevó a cabo utilizando una cámara termográfica. Esta temperatura se utilizó para determinar las pérdidas por radiación y convección (P2).

• Se registraron la temperatura ambiente (Ta), humedad (h) y la presión barométrica local.

• La potencia eléctrica generada se midió directamente en la instrumentación del generador, situada en el cuarto de control de la central (Pg).

Figura 1. Circuito de medición en planta para la determinación de la eficiencia energética del generador.


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• Mediante el uso del software desarrollado por el IIE, se realizó el cálculo de las pérdidas y la eficiencia a 100% de carga nominal o carga máxima.

• También se realizó la medición y los cálculos anteriores para el generador operando al 75% y 50% de la carga nominal.

Resultados obtenidos de las pruebas de eficiencia energética

Resultados del generador evaluado núm. 1

Este generador eléctrico de 2,000 kW se encuentra instalado y operando en la central hidroeléctrica Colotlipa de la CFE (U-2), la cual fue originalmente diseñada para operar a 50 Hz. Actualmente opera a 60 Hz y cuenta con un sistema de enfriamiento con base en aire en circuito abierto (figura 2).

Las pruebas de evaluación de la eficiencia energética del generador se realizaron con la unidad generando potencias eléctricas de 1,860 kW, 1,510 kW y 1,030 kW, a factor de potencia unitario. La tabla 2 incluye los parámetros medidos durante el proceso de la estabilización térmica de la unidad generadora a 100% de carga. En la tabla 3 se incluyen los parámetros utilizados para el cálculo de pérdidas y la eficiencia del generador para esta condición de carga.

Figura 2. Generador evaluado núm. 1 de 2000 kW, C. H. Colotlipa de la CFE (U-2).


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Eficiencia del generador eléctrico evaluado núm.1Potencia generada [kW] 1860Factor de potencia 1.00Condiciones ambientales

Temperatura [°C] 32.9Presión barométrica [kPa] 92.53Humedad 45%Aire de enfriamiento

Temperatura aire entrada [°C] 35.14Temperatura aire salida [°C] 52.44Flujo de aire a la salida [m3/s] 3.74Pérdidas disipadas por el aire de enfriamiento [kW] (P1) 68.323Superficie de referencia

Temperatura promedio de la superficie [°C] 44.74Pérdidas disipadas en la superficie de referencia [kW] (P2) 5.355Pérdidas totales [kW](P1+P2) 73.68Eficiencia calculada del generador núm. 1 96.19%

Tabla 3. Resultados de pérdidas y eficiencia para el generador evaluado núm. 1 a 100% de carga.

Tabla 2. Parámetros medidos durante el equilibrio térmico, generador evaluado núm. 1, operando a carga máxima.

Equilibrio térmico del generador U2 C. H. Colotlipa (carga máxima 1860 KW)

Hora muestra: 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00Temp Aire frío (oC) 26.30 27.01 29.32 30.87 32.74 33.23 33.90 35.30 34.88 35.14Densidad (Kg/m3) 1.046 1.042 1.034 1.032 1.026 1.025 1.022 1.017 1.019 1.017Cp (kJ/Kg-K) 1.039 1.041 1.042 1.037 1.038 1.037 1.037 1.038 1.037 1.038Humedad 76% 76% 68% 55% 50% 47% 46% 44% 43% 45%Ts (oC) [s(T*Q)/Qtotal] 43.11 44.64 45.45 48,41 49.42 49.78 49.99 51.62 51.55 52.44Qs (m3/min) 229.78 229.23 233.53 229.95 225.19 218.79 225.09 227.61 228.75 224.64Qs (m3/s) 3.83 3.82 3.89 3.83 3.75 3.65 3.75 3.79 3.81 3.74Delta T 16.81 17.63 16.13 17.55 16.69 16.55 16.09 16.32 16.67 17.30Cp *rho*DeltaT*Qs (KW) 70.0 73.1 67.6 72.0 66.7 64.1 64.0 65.3 67.2 68.4

PTotal Enfrim: 70.0 73.1 67.6 72.0 66.7 64.1 64.0 65.3 67.2 68.4dP/h: 4.43% -7.43% 6.40% -7.32% -3.82% -0.25% 2.14% 2.76% 1.82%


El generador evaluado núm. 2, con una capacidad de generación de 8000 kW, se encuentra instalado y operando en la central hidroeléctrica Necaxa de la CFE (U-4). Este generador se evaluó operando a 7,100 kW, 6,030 kW, 4,230 kW y factor de potencia unitario y tiene un sistema de enfriamiento con base en aire en circuito abierto (figura 3). La tabla 4 incluye los parámetros utilizados en el cálculo de las pérdidas y la eficiencia energética de este generador operando a carga máxima.


El generador evaluado núm. 3, con una capacidad de generación de 16,000 kW, se encuentra instalado y operando en la central hidroeléctrica


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Figura 3. Generador evaluado núm. 2 de 8000 kW, C. H. Necaxa de la CFE (U-4).

Eficiencia del generador eléctrico evaluado núm. 2Potencia generada [kW] 7100Factor de potencia 1.00Condiciones ambientalesTemperatura [°C] 35.7Presión barométrica [kPa] 92.28Humedad 46%Aire de enfriamientoTemperatura aire entrada [°C] 33.49Temperatura aire salida [°C] 44.21Flujo de aire a la salida [m3/s] 41.78Pérdidas disipadas por el aire de enfriamiento [kW] (P1)

473.8

Superficie de referenciaTemperatura promedio de la superficie [°C] 42.65Pérdidas disipadas en la superficie de referencia [kW] (P2)

4.525

Pérdidas totales [kW](P1+P2) 478.325Eficiencia calculada del generador núm. 2 93.68%

Tabla 4. Resultados de pérdidas y eficiencia para el generador evaluado núm. 2 a carga máxima.

Eficiencia generador eléctrico evaluado no. 3Potencia generada [kW] 15300Factor de potencia 1.00Condiciones ambientalesTemperatura [°C] 35.8Presión barométrica [kPa] 92.28Humedad 43%Aire de enfriamientoTemperatura aire entrada [°C] 30.31Temperatura aire salida [°C] 44.34Flujo de aire a la salida [m3/s] 74.83Pérdidas disipadas por los circuitos de enfriamiento [kW] (P1)

1126.92

Superficie de referenciaTemperatura promedio de la superficie [°C] 46.54Pérdidas disipadas en la superficie de referencia [kW] (P2)

9.128

Pérdidas totales [kW](P1+P2) 1136.048Eficiencia calculada del generador No. 3 93.09%

Tabla 5. Resultados de pérdidas y eficiencia para el generador evaluado núm. 3 a carga máxima.

Necaxa de la CFE (U-2) y se evaluó operando a 15,300 kW, 12,160 kW, 8,278 kW y factor de potencia unitario. Tiene un sistema de enfriamiento con base en aire en circuito abierto (figura 4). La tabla 5 incluye los parámetros utilizados en el cálculo de las pérdidas y la eficiencia energética de este generador operando a carga máxima.


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Conclusiones

Los resultados de las pruebas de eficiencia energética aplicadas a los generadores evaluados núm. 1, 2 y 3, instalados y operando en centrales hidroeléctricas de la CFE, permiten dar soporte técnico a las decisiones de la rehabilitación y modernización de estos generadores con varios años de operación.

El método calorimétrico aplicado para la determinación de la eficiencia energética de los generadores se encuentra normalizado, sin embargo, su correcta aplicación en sitio depende de las características de cada central generadora y en gran medida de la precisión de la instrumentación y la correcta implementación de la instrumentación durante la realización de las pruebas, así como de la correcta interpretación de los resultados obtenidos, los cuales muestran que las pérdidas del generador eléctrico y por lo tanto la determinación de su eficiencia energética, se pueden obtener con una precisión razonable mediante este método, por lo que se considera que técnicamente su aplicación es viable a otros tipos de generadores en estos rangos de capacidad de generación.

La evaluación de la eficiencia energética del generador eléctrico permite al usuario contar con valores actualizados, considerando el estado y las condiciones de operación actuales, esto para dar soporte técnico a los aspectos relacionados con la gestión de los generadores que incluye:

Figura 4. Generador evaluado núm. 3 de 16,000 kW, C. H. Necaxa de la CFE (U-2).

• Soporte técnico a la toma de decisiones relativas a las actividades de mantenimiento, rehabilitación, sustitución y operación de los generadores.

• Referencia técnica para futuros trabajos de modernización enfocados a mejorar la eficiencia de las unidades generadoras.

• Valores actualizados para la determinación de la eficiencia global de los grupos turbina-generador.• Cumplimiento de programas de eficiencia energética establecidos por el Gobierno Federal.


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Currículum vítae

Francisco Antonio Carvajal Martínez[[email protected]]

Maestro en Ciencias por la Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica (ESIME), del Instituto Politécnico Nacional (IPN) en 2003. Diploma de especialidad en Generadores de inducción por la Nottingham Trent University en Inglaterra en 1991. Ingeniero Industrial Electricista por el Instituto Tecnológico de Veracruz en 1982. Ingresó como investigador al área de Máquinas Eléctricas Rotatorias de la Gerencia de Equipos Eléctricos (GEE) del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) en 1984. Su área de investigación incluye los aspectos relacionados al diseño, operación y diagnóstico de motores y generadores de gran capacidad. Ha dirigido proyectos para Petróleos Mexicanos (PEMEX), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y usuarios privados. Actualmente realiza trabajos de investigación para el desarrollo e implementación de metodologías de análisis y medición de eficiencias de generadores operando en plantas hidroeléctricas. Ha sido profesor en la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) y en la Facultad de Ciencias Químicas e Industriales de la Universidad Autónoma del Estado de Morelos (UAEM). Es autor de varios artículos nacionales e internacionales dentro del área de Máquinas Eléctricas Rotatorias.

Rosario Esther González del Castillo[[email protected]]

Máster en Integración de las Energías Renovables en el Sistema Eléctrico por la Universidad del País Vasco (EHU) en Bilbao, España en 2011. Licenciatura en Ingeniería Eléctrica por el Instituto Tecnológico de Aguascalientes en 2008. Ingresó al Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) en abril de 2008 como becaria de Adiestramiento en Investigación Tecnológica (AIT). Se incorporó como investigadora a la Gerencia de Equipos Eléctricos (GEE) en 2009. Ha participado en varios proyectos de investigación y desarrollo tecnológico dentro de la línea de investigación de máquinas eléctricas rotatorias. Participó como investigadora en el proyecto del desarrollo de la ingeniería del subsistema eléctrico de la Máquina Eólica Mexicana (MEM). Ha desempeñado la jefatura de los laboratorios de la GEE. Actualmente participa en los proyectos de investigación para el desarrollo e implementación de metodologías de análisis y determinación de la eficiencia energética de motores y generadores operando en centrales de generación y cogeneración.

Referencias

Comisión Federal de Electricidad, http://www.cfe.gob.mx. Reyes M., Pascasio S., Pérez A., León R., Sistema para el Cálculo de Parámetros Eléctricos y Eficiencia Energética para Generadores Hidroeléctricos de Gran Capacidad. Boletín IIE, Vol. 36, núm. 2, abril-junio 2012.

IEC 60034-2-1. Rotating Electrical Machines - Part 2-1: Standard Methods for Determining Losses and Efficiency from Tests (Excluding Machines for Traction Vehicles).

IEC 60034-2A. Rotating Electrical Machines - Part 2: Methods For Determining Losses And Efficiency Of Rotating Electrical Machinery From Tests (Excluding Machines For Traction Vehicles) - First Supplement: Measurement Of Losses By The Calorimetric Method.

Urquiza G., Basurto M. A., Castro L., Adamkowski A. and W. Flow. Measurement Methods Applied to Hydro Power Plants (2012), In Tech, disponible en: http://www. intechopen.com


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Experiencias en el diagnóstico de cortocircuitos en el devanado de rotores en generadores de potencia, usando bobinas exploradorasJaime Carrillo Corona, H. Octavio de la Torre Vega, Ignacio Roberto Campuzano Martínez, Salvador Adrián Torres Montes de Oca y José Tomás Ramírez Niño

Introducción

La detección oportuna de una posible falla por cortocircuito en los devanados del rotor, debido a los esfuerzos mecánicos severos a que están sometidos los devanados durante la operación, permite a los responsables de los generadores realizar un mantenimiento predictivo que evite grandes pérdidas económicas derivadas de los altos costos de un mantenimiento correctivo, el paro de generación eléctrica y la indisponibilidad para su venta, entre otras.

En el mundo existen varias técnicas y sistemas que permiten realizar estas detecciones de forma oportuna (Albright, 1970; Stone et al., 2004; Tavner et al., 2008; Ramirez et al., 2009). Las técnicas pueden usar sistemas de adquisición manual que utilizan a un experto humano para realizar el diagnóstico, hasta los automáticos que con un solo click generan el reporte de diagnóstico. Sin embargo, para poder obtener un resultado confiable, el desarrollo del sensor magnético, el punto de ubicación y la forma de instalación resultan vitales (Carrillo et al., 2006; Carrillo y Ramírez,

Abstract

In the last fifteen years the IIE has been conducting diagnosis of short circuits in winding rotors turbo of power generators using magnetic sensors, known as search coils (SBET) and installed in the stator wedges specifically in the air gap. In this paper the characteristics of the different types of magnetic sensors, installation points, measured signals and diagnostic techniques are presented. Finally, we analyze and discuss the results of its field application.

Artículo técnico

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2009; Carrillo, 2009; Carrillo y Vázquez, 2013; Carrillo et al., 2014; Carrillo, 2015, A; Carrillo, 2015, B).

Con el afán de apoyar a los responsables de los generadores de potencia del país en cuanto al diagnóstico del devanado de los rotores, se ha venido implementando técnicas de medición, desarrollo de sensores magnéticos y sistemas para la medición y monitoreo en línea de bajo costo. Con base en esto se han instrumentado, con diferentes tipos de sensores magnéticos, treinta turbogeneradores en el país y se han emitido los diagnósticos respectivos de cada rotor (De la Torre et al., 2009; De la Torre, 2011; Campuzano et al., 2013). Esperamos que la experiencia obtenida y presentada en este trabajo sirva de base para quienes requieran detectar los cortos circuitos en los devanados de los rotores de turbogeneradores.

Medición de señales en el entrehierro de un turbogeneradorTécnica de medición

El IIE ha venido utilizando varias técnicas de medición del flujo magnético tangencial, para la determinación de cortos circuitos entre espiras del devanado del rotor de los generadores de potencia. La técnica de medición básica requiere de una cadena de medición, compuesta por un sensor magnético instalado en el entre hierro del generador, un acondicionador de la señal y un

equipo de medición, pudiendo ser un osciloscopio que permita almacenar la señal y transferirla a una computadora para su posterior análisis. Una técnica de medición exprofeso incluirá, en lugar del osciloscopio, un sistema de adquisición de datos con capacidad para almacenar la señal y aplicar un algoritmo para el diagnóstico (De la Torre, 2011; Campuzano et al., 2013; Carrillo y Vázquez, 2013; Carrillo et al., 2014), tal y como se muestra en la figura 1.

El sensor magnético o bobina exploradora (SBET)

Tipo de sensores magnéticos

Algunos turbogeneradores de potencia traen de fábrica bobinas exploradoras instaladas y cuentan con salidas para tomar registros con un osciloscopio o sistema de adquisición de datos. En generadores que no cuentan con bobina exploradora, implementar sensores magnéticos con instalación similar al de fábrica (Albright, 1970; Stone et al., 2004; Tavner et al., 2008), ver figura 2, representa un gasto


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Figura 1. Técnicas de medición para las señales del entrehierro en un turbogenerador usando un sensor magnético (SBET).

extremadamente costoso. El reto para el IIE, en el diagnóstico de rotores a partir del año 2000, fue lograr instalar bobinas exploradoras con la menor intervención en el generador y con el menor costo.

El uso de cualquier tipo de sensor invasivo causa desconfianza a los responsables de la operación de los generadores, y la aplicación del sensor magnético en turbogeneradores de 300 MW no fue la excepción. Por ello, inicialmente se diseñó la bobina exploradora dentro de una de las cuñas que van en las ranuras del estator y se instalaba lo más cercano a los cabezales del estator. Para procurar la extracción y reposición del menor número de cuñas, se extraían cinco cuñas, incluyendo la cuña candado, se instalaba la cuña-bobina librando la campana del rotor (Carrillo et al., 2006). En la figura 3 se muestra la

Figura 2. Sensor magnético tipo lápiz (SBETL) instalado de fábrica en un generador, observe la longitud de bobina exploradora, trayectoria y pasamuro para la toma de medición.

Figura 3. Sensor magnético tipo cuña con Bobina Exploradora Tangencial SBET0.

Artículo técnico

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bobina exploradora SBET0 instalada en la ranura 22, cuña 3 del generador G2 de la CTMAM, Manzanillo, así como la señal generada.

La forma de la señal medida con el SBET0, el punto de ubicación en el estator, la dificultad y el tiempo dedicado para la instalación no fueron satisfactorios, por lo que se continuó con nuevos diseños de las formas mecánicas de los sensores magnéticos, para lograr obtener mejor calidad de la señal y mantener la confianza del cliente en el uso de estos dispositivos. En la figura 4 se indica el sensor SBET2.5 tipo piramidal, estos fueron instalados en el generador G2, ranura 39, cuña 4 y en el generador G4, ranura 11, cuña 33 de la CDPPEC, Petacalco Guerrero, con una mejora sustancial en la señal. En el caso de generadores del orden de 20 MVA a 40 MVA, que tienen un entrehierro de 2 cm a 3 cm, se construyen bobinas tipo SBET0.5. En la figura 5 se muestran las SBET0.5 instaladas en el TG-2 de 32 MVA, 13.8 kV de la Refinería Miguel Hidalgo, Tula, y en el G16 de 25 MW, 13.8 kV, de la CGLA, Los Azufres, Michoacán.

Tanto el sensor SBET0 como el SBET2.5, le daban la confianza a los responsables de los generadores por su robustez y seguridad en la instalación, prácticamente eran cuñas con bobina integrada, pero se seguía sacrificando la posibilidad de acercarnos más al rotor y por ende no lograr mejorar la baja calidad de la señal registrada en la bobina exploradora.

Figura 4. Sensor magnético tipo piramidal con Bobina Exploradora Tangencial SBET2.5.

Figura 5. Sensor magnético tipo plano con Bobina Exploradora Tangencial SBET0.5.

Para el caso de los generadores de 20 MVA a 40 MVA con entrehierro pequeño, las bobinas planas permiten obtener señales de buena calidad, comparadas con los sensores SBET0 y SBET2.5 por el entrehierro grande que dejan de cubrir.

Actualmente, la bobina exploradora que nos ha entregado mejores resultados es la tipo poste mostradas en la figura 6, con ella se ha logrado obtener señales que superan las entregadas por las SBET0 y las SBET2.5, con la calidad similar a las instaladas de fábrica en los turbogeneradores; evitar intervención en la estructura de la carcasa del estator; la extracción de cuñas en las ranuras del estator; daño a la bobina exploradora en la introducción y extracción del rotor; reducir el tiempo de instalación y costos asociados, además de continuar con la confianza de los responsables de la operación de los generadores.


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tipo lápiz (SBETL) instrumentados por el fabricante del generador 3 y 4 de la CCCarbónII, 3 a 6 de la CTPALM. Los sensores tipo poste SBET# entregan señales de buena calidad que permiten realizar un mejor diagnóstico, quedan entre 2 cm a 4 cm de distancia a la superficie de donde van las bobinas del rotor, comparadas con los 1.5 cm de distancia de los sensores SBETL instalados de fábrica, señales que permiten realizar un mejor diagnóstico.

Ubicación de los sensores magnéticos en el estator

La experiencia obtenida con cada uno de los tipos de sensores instalados, nos ha llevado a establecer diferentes puntos de instalación según sea el caso del generador por instrumentar, el tamaño del entrehierro y la forma de extracción de los rotores. Para el caso de los generadores del orden de 300 MW con entrehierro aproximado de 9 a 10 cm, se recomienda la instalación en la parte central de

El IIE continúa optimizando el diseño y seleccionando materiales que conforman al sensor magnético tipo poste, para lograr que soporte el mayor tiempo posible las condiciones a que son sometidos en el entrehierro durante la operación de los turbogeneradores de alta potencia.

Se tiene instrumentado con sensores magnéticos tipo poste (SBET#, # = altura del poste) los generadores 5, 9, 10 11 y 12 del complejo Manzanillo; 2 y 4 de la CDPPEC, 1 y 2 de la CTVR; 1 y 2 de la CC Carbón II, 1 a 4 de la CCJLP, 2, 4 y 5 de la CTFPR; 4 de la CTCRR Guaymas; 3 de la CT Altamira y con

Figura 6. a) Sensor magnético tipo poste con Bobina Exploradora Tangencial (SBET#); b) SBET7 instalado en la ranura 10, cuña 4, lado turbina del generador G2 de la CTVR, Villa de Reyes; c) Señal generada; d) SBERT5 instalado en la ranura 21 cuña 6 lado turbina del generador G4 en la CT Guaymas.

Artículo técnico

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Figura 7. Recomendación para la ubicación de los sensores magnéticos tipo SBET7 o de mayor altura.

la longitud del estator, para medir señales de mejor calidad, ubicándola en una de las ranuras de los cuadrantes I y II, entre los 45 a 90 grados de cada uno de ellos, esto con el objetivo de evitar daños a la bobina exploradora durante los procesos de introducción y extracción del rotor (figura 7). En los casos de generadores del orden de 20 MVA a 40 MVA, los cuales poseen entrehierros del orden de 2 cm a 3 cm, también se recomienda lo anterior, no obstante, pueden ser colocados en la parte baja de los cuadrantes III y IV, protegidos dentro de los “dientes” del núcleo (figura 5).

Diagnóstico de cortocircuitos en los devanados de rotores de turbogeneradores usando un sensor magnético

Desde el año 2000, cada uno de los generadores instrumentados por el IIE con un sensor magnético ha sido diagnosticado, indicando si hay o no cortos circuitos en los devanados de sus rotores y para ello también ha desarrollado programas de cómputo (software) que permiten analizar las señales medidas y aplicar algoritmos de diagnóstico. Los algoritmos automatizan el proceso de comparación entre los polos de la señal de voltaje inducido en la bobina exploradora, originado por el paso del campo magnético tangencial generado por cada una de las bobinas de los polos del rotor. Esto es, verificar que el valor pico a pico generado por cada una de las bobinas del polo 1 sea idéntico al valor pico a pico que se induce en su bobina imagen del polo 2. El valor resultante de esta comparación de valores indica qué tan similares o simétricos son los polos y si no son simétricas, puede ser indicio de cortocircuitos entre espiras.

Técnica para el diagnóstico

La señal generada por cualquier sensor magnético, como los mostrados en las figuras, puede ser analizada por los programas desarrollados por el

Figura 8. Diagnóstico de cortos circuitos en los devanados de rotores de turbo generadores usando un sensor magnético y los algoritmos desarrollados por el IIE.


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a) Señal adquirida por analizar: RMH_27052010_1030.

b) Ciclo seleccionado y analizado de la señal adquirida: RMH_27052010_1030.

c) Comparación de semiciclos con el algoritmo AnGeL.

Figura 9. Resultados del análisis de la señal adquirida por el sensor SBET0.5 usando el algoritmo “AnGeL”.

Diagnóstico de cortocircuitos en el devanado del rotor del TG-2 de la Refinería Miguel Hidalgo, usando un sensor magnético SBET0.5

La señal generada por el SBET0.5 (figura 5) y analizada por el algoritmo del AnGeL se muestra en la figura 9. En el análisis comparativo no se detectaron asimetrías magnéticas producidas por cambios de impedancia en los devanados del rotor del TG-2. La comparación de señales adquiridas por la bobina exploradora registraron niveles

Figura 10. Resultados del análisis de la señal adquirida por el sensor SBET0.5 usando el algoritmo “DeCCEDRo”.

a) Señal adquirida, datos de las bobinas del rotor y datos resultantes para el diagnóstico.

b) Comparación de un semiciclo con el algoritmo “DeCCEDRo”.

IIE para el diagnóstico automático, dentro del sistema AnGeL, o en un análisis semiautomático con el software denominado DeCCEDRo. Ambos contienen algoritmos para la presentación gráfica de la comparación de las señales que permite identificar el diagnóstico de la existencia o no de un cortocircuito en las espiras de las bobinas polares (figura 8).

Artículo técnico

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Figura 11. Resultados del análisis de la señal adquirida por el sensor SBET6 en el G2 de la CTMNZII, usando el algoritmo “AnGeL” (gráfica superior) y prueba de comparación de pulsos al rotor (gráfica inferior).

magnéticas en el inicio de los devanados polares. Esta diferencia puede ser causada por cortocircuito entre espiras en los devanados. Se recomendó al Jefe de Mantenimiento Eléctrico de la Central realizar en el mantenimiento mayor, la prueba de comparación de pulsos en ambos polos al rotor, los resultados corroboraron la asimetría, y se recomendó la revisión de este rotor retirando los anillos de retención para verificar el aislamiento del devanado.

Diagnóstico de cortocircuitos en el devanado del rotor del G3 de la Central Carboeléctrica Carbón II (CCCarbónII), usando un sensor magnético SBETL

La señal generada por el SBETL (figura 2) y analizada por el algoritmo AnGeL se indica en la figura 12. En el análisis comparativo realizado se detectaron diferencias en la

Figura 12. Resultados del análisis de la señal adquirida por el sensor SBETL en el G3 de la CCCarbónII, usando el algoritmo “AnGeL”.

máximos de asimetría del orden de 8 a 9, que no superaron las 15 unidades consideradas como indicio de cortocircuitos entre espiras.

Esta misma señal del SBET0.5 fue analizada por el algoritmo DeCCEDRo los resultados se indican en la figura 10. Para este análisis es necesario conocer el número bobinas por polo y el número de espiras que conforman cada bobina, estos valores se introducen en la primer columna de la ventana de diálogo mostrada en la figura 10 inciso a), y los valores de la segunda columna son calculados por el algoritmo, son todos menores a UNO, lo cual significa que no hay diferencia de impedancias que puedan indicar la existencia de cortocircuitos entre espiras en el devanado del rotor del TG-2 de la refinería Miguel Hidalgo.

En la gráfica de la figura 10 inciso b), no se detectan asimetrías magnéticas producidas por cambios de impedancia en los devanados del rotor del TG-2. Ambos algoritmos presentan el mismo diagnóstico.

Diagnóstico de cortocircuitos en el devanado del rotor del G2 de la C.T. Manzanillo II, usando un sensor magnético SBET6

La señal generada por el SBET6 (figura 6) y analizada por el algoritmo AnGeL se indica en la figura 11. En este análisis se detectaron asimetrías


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comparación de los voltajes inducidos en las bobinas 2, 5 y 6, con mayor énfasis en la bobina 6, lo que puede indicar la existencia de cortocircuito entre espiras. Se recomendó al Jefe de Mantenimiento Eléctrico de la Central, efectuar una inspección minuciosa del rotor con pruebas fuera de operación, incluyendo la prueba de impedancia dinámica e inclusive la inspección del devanado retirando los anillos de retención.

Conclusiones

La experiencia adquirida durante estos quince años permite sugerir a los responsables del mantenimiento eléctrico de los generadores de potencia, realizar la instalación de cuando menos un sensor magnético en el entrehierro durante un mantenimiento mayor, cuando se extrae el rotor, de esta forma, cuando el generador se encuentre en operación, se podrán usar cualquiera de las técnicas de medición y registro de las señales proporcionada por el sensor magnético, para que se analice la señal y se diagnostique si hay o no cortocircuitos en los devanados de sus rotores.

El sensor magnético tipo poste SBET# es de tipo invasivo, su instalación no requiere de modificar la estructura del estator del generador, esto hace que el costo de la aplicación de estos sensores y la técnica de medición para el diagnóstico sean insignificantes para los grandes beneficios que de ello se pueden lograr, principalmente para evitar fallas catastróficas en los rotores y costos enormes de reparación.

La mayoría de los generadores instrumentados por el IIE con este tipo de sensores magnéticos se encuentran conectados a los sistemas de monitoreo en línea AnGeL el cual cuenta con los algoritmos indicados en este artículo, embebidos en sus programas de diagnóstico, permitiendo a los operadores de dicho sistema realizar los diagnósticos vía remota.

El IIE continuará optimizando el diseño de sensores magnéticos y la selección de materiales que lo conforman, para lograr mayor calidad y durabilidad que permitan soportar las condiciones de temperatura y presión originadas en el entrehierro durante la operación de los turbogeneradores, sin olvidar la minimización de costos de los sistemas de monitoreo en línea de estas señales.

Referencias

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Artículo técnico

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Reconocimientos

El trabajo que existe atrás de una presentación de resultados en un artículo involucra la participación de un grupo de personas de diferentes especialidades, a quienes es difícil listar como coautores, por tal razón les hacemos un reconocimiento y les agradecemos su apoyo para poder indicar dichos esfuerzos en este documento.

Currículum vítae

Jaime Carrillo Corona[[email protected]]Ingeniero Mecánico Electricista por la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) en 1978. Fue profesor de la Escuela Nacional de Estudios Profesionales (ENEP) Aragón de la UNAM, de 1979 a 1991. En 1980 ingresó al Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) como investigador del Departamento de Equipos Eléctricos. Ha dirigido proyectos relacionados con sistemas automatizados para laboratorios de pruebas a equipos eléctricos y sistemas de monitoreo en línea para transformadores y generadores de potencia. Actualmente es el encargado de la integración de los Sistemas de Monitoreo en Línea para los generadores de potencia denominado AnGeL, contratado por la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Fue miembro del Sistema Nacional de Investigadores (SNI) con nombramiento de Investigador Nivel I de 1986 a 1994.

Ignacio Roberto Campuzano Martínez[[email protected]]Maestro en Ciencias por la Universidad de Salford, Reino Unido en 1994. Ingeniero Electricista por la Universidad Autónoma del Estado de Morelos (UAEM) en 1989. Ingresó al Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) en 1988. Actualmente es investigador de la Gerencia de Equipos Eléctricos. Se especializa en sistemas aislantes de máquinas rotatorias de alta tensión. Tiene publicaciones relacionadas con la evaluación de sistemas aislantes en sitio, identificación de mecanismos de deterioro mediante pruebas de laboratorio, e integración de técnicas de evaluación de generadores en línea.

H. Octavio de la Torre Vega[[email protected]]Maestro en Ingeniería por el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM) en 1985. Ingeniero Industrial Electricista por el Instituto Tecnológico de Morelia en 1979. Ingresó al Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) en 1981. Actualmente es investigador en la Gerencia de Equipos Eléctricos. Su área de especialidad versa sobre el desarrollo de sistemas para el diseño y diagnóstico de equipo eléctrico.

Salvador Adrián Torres Montes de OcaIngeniero Electromecánico por el Instituto Tecnológico de Zacatepec. En 2008 ingresó al Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) como becario de prácticas profesionales dentro de la Gerencia de Equipos Eléctricos. En el mismo año realizó una estancia como becario de tesis en la Gerencia de Procesos Térmicos. Desde su ingreso al IIE en 2009 como investigador por honorarios, ha trabajado en proyectos de instrumentación de sistemas de monitoreo en línea de generadores de la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Asimismo, ha formado parte de proyectos de servicios para la evaluación y diagnóstico de generadores y motores de alta tensión, tanto en línea como fuera de línea, pertenecientes a la CFE, Petróleos Mexicanos (PEMEX) e industria privada. Cuenta con experiencia y conocimientos en el manejo de

equipos de medición y prueba con alta tensión, utilizados en el diagnóstico de máquinas eléctricas rotatorias, así como experiencia en la construcción e instalación de sensores empleados para el análisis de generadores en línea.

José Tomás Ramírez Niño[[email protected]]Doctor en Ciencias e Ingeniería de Materiales por la Universidad Autónoma del Estado de Morelos (UAEM) en 1998. Maestro en Electrónica por la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) en1980. Licenciado en Ingeniería Mecánica Eléctrica por la UNAM en 1974. Inició su actividad de investigación en 1981 en el Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE). Es miembro del Sistema Nacional de Investigadores (SNI), con nombramiento de Investigador Nivel I de 1986 a 1994 y de 1998 a la fecha. Ha sido responsable de numerosos proyectos contratados con empresas como la Comisión Federal de Electricidad (CFE), Condumex, S.A. de C.V. y el Sistema de Transporte Colectivo (STC) Metro. Actualmente se desempeña en la Gerencia de Equipos Eléctricos, siendo responsable del grupo de instrumentación electrónica para el diagnóstico de equipos eléctricos. Es autor de doce patentes y diecinueve artículos internacionales, cuya tecnología se aplica actualmente en el monitoreo de más de cuarenta generadores de potencia de la CFE.


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Soluciones innovadoras en energía

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Obtiene IIE acreditación como entidad de certificación y evaluación

El papel del nuevo CENACE en el modelo de la industria eléctrica post reforma

El 26 de febrero de 2015, Eduardo Meraz Ateca, Director General del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) presentó la conferencia: El papel del nuevo CENACE en el modelo de la industria eléctrica post reforma.

Eduardo Meraz habló sobre el sistema eléctrico nacional y describió las principales características del Mercado Eléctrico Mayorista. Asimismo explicó cuáles son las responsabilidades principales del CENACE en este nuevo marco: Control operativo del sistema eléctrico nacional con eficiencia y confiabilidad, operar un nuevo mercado eléctrico mayorista, planeación de la expansión del sistema de transmisión y distribución

que competa a la red que manejará el mercado eléctrico mayorista, y garantizar el acceso abierto y no indebidamente discriminatorio a la Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución.

Eduardo Meraz también destacó los retos del CENACE en esta nueva era de los mercados energéticos en México, en la que intervienen las energías renovables, resaltando el apoyo y asesoría que el IIE le está brindando a esta entidad, la cual le permitirá alcanzar objetivos y tomar decisiones adecuadas, relacionadas con el tema en cuestión. De igual forma hizo énfasis en la necesidad de preparar recursos técnicos y humanos.

El 19 de febrero de 2015, el Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) obtuvo su acreditación como Entidad de Certificación y Evaluación (ECE), otorgada por el Consejo Nacional de Normalización y Certificación de Competencias Laborales (CONOCER).

La gestión para obtener dicha acreditación fue realizada por el Centro de Posgrado del IIE, adscrito a la Dirección de Administración y Finanzas.

José Luis Fernández Zayas, Director Ejecutivo del Instituto recibió la cédula No. ECE 185-15 de manos de Carlos León Hinojosa, Director General del CONOCER. Con esta cédula, el Instituto se convierte

en Entidad de Acreditación y Certificación (ECE), registrada dentro del Programa Nacional de Competencias que dirige el CONOCER.

La acreditación del IIE como ECE le permitirá capacitar, evaluar y certificar las competencias de técnicos especialistas, a través precisamente de estándares de competencias. Inicialmente, éstas se centrarán en el sector eléctrico y el de las energías limpias. Para ello, el Instituto se encuentra gestionando el desarrollo de cuatro nuevos estándares de competencias, los cuales están siendo desarrollados por investigadores de alto nivel del IIE.

Comunidad IIE

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Políticas públicas en la investigación y desarrollo científico y tecnológico

Compromisos y expectativas del Centro Nacional de Control del Gas Natural

El 14 de abril de 2015 se presentó la conferencia: “Políticas públicas en la investigación y desarrollo científico y tecnológico”, la cual fue impartida por Enrique Cabrero Mendoza, Director General del Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología (CONACYT).

Enrique Cabrero habló, en términos generales, de la situación actual de dicha entidad, sobre la política de ciencia, tecnología e innovación en México, así como de los nuevos retos a los que se enfrenta e hizo énfasis que mientras en otros países hay hasta 12 investigadores por cada mil habitantes, en México solamente hay uno, pero que las políticas públicas están cambiando y se están haciendo esfuerzos para lograrlo, como la creación e implementación del Programa Especial de Ciencia,

El 25 de marzo de 2015 se llevó a cabo una conferencia magistral dictada por David Madero Suárez, director general del Centro Nacional de Control de Gas Natural (CENAGAS), en la que habló sobre los compromisos y las expectativas a cumplir de este organismo con el sector eléctrico nacional, a fin de contribuir a su crecimiento.

Madero Suárez felicitó al IIE por su 40 aniversario y dijo que “instituciones como ésta que ha formado el Estado Mexicano son fundamentales para poder instrumentar los cambios que requiere el México moderno” y destacó que ambas instituciones ya han sostenido pláticas sobre proyectos en los que el Instituto podría apoyar a esa entidad.

Tecnología e Innovación (PEiITI). También habló de los instrumentos para el desarrollo regional para la investigación, destacando los fondos mixtos, los fondos regionales y los fondos sectoriales e hizo hincapié que en seis años se detonó una inversión total en innovación en el país, a través del Programa de Estímulos a la Innovación (PEI). Asimismo, dijo el CONACYT trabaja en el fortalecimiento de la infraestructura en instituciones de educación superior y centros públicos, así como en el fortalecimiento de los laboratorios nacionales.

Enrique Cabrero se refirió al acceso abierto al conocimiento y a la ciencia, y de la cooperación a nivel mundial de México a través de su participación en megaproyectos internacionales.

Asimismo se refirió a que el CENAGAS surgió como respuesta a una necesidad que se tenía de romper la integración vertical que tenía Petróleos Mexicanos (PEMEX) como el productor, transportista y comercializador del gas natural en México, con el fin de dar los resultados propuestos con la reforma energética recientemente aprobada. Se refirió a que la nueva Ley de Hidrocarburos, que completa dicha reforma, especifica los roles que el CENAGAS tendrá como transportista, así como gestor técnico del sistema.

También habló sobre los objetivos a cumplir por este nuevo organismo, entre ellos, garantizar el abasto seguro y confiable de gas natural en México.

Boletín IIE, 2015

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El generador eléctrico es un componente crítico dentro del proceso de generación de energía eléctrica. Es el encargado de transformar la energía mecánica en energía eléctrica, además de proporcionar estabilidad de frecuencia y regulación de tensión en el sistema eléctrico. Debido a su importancia, existe una normativa asociada muy extensa que cubre requerimientos de capacidades y comportamiento, métodos de prueba, guías de aplicación y recomendaciones para su operación.

Por lo general, las pruebas en fábrica son realizadas por el propio proveedor y se consideran como pruebas de rutina, por lo que su ejecución no representa mayor dificultad. Sin embargo, algunas de las pruebas en campo son difíciles de realizar por los altos niveles de voltaje y/o corriente que se originan durante su ejecución. En este sentido, las pruebas de potencial aplicado y de cortocircuito son las más complicadas de realizar en sitio. En la primera de ellas se requiere contar con una fuente capaz de proporcionar el voltaje de prueba que es 2Vn+1000; mientras que en el segundo caso, el equipo de prueba utilizado para la generación del cortocircuito debe soportar varias decenas de kiloamperes. Por ello, en el mundo solo algunas compañías cuentan con la infraestructura necesaria para llevar a cabo este tipo de pruebas.

Para atender las necesidades de las nuevas plantas de generación, el Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) ha desarrollado equipos que han permitido realizar algunas de las pruebas demandadas por el sector eléctrico nacional. Como ejemplo de ello, en los últimos años se desarrollaron y entregaron a la Gerencia de Ingeniería Eléctrica de la CFE, laboratorios móviles y sistemas resonantes con voltajes de operación de hasta 50 kV, para la evaluación de generadores

Desarrollo de equipos para el diagnóstico de generadores eléctricos

Óscar Alfonso Reyes Martínez [[email protected]]

Óscar Escorsa Morales [[email protected]]

enero-marzoBoletín IIE, 2015

Para garantizar la adecuada operación de un generador eléctrico, éste debe ser sometido a una serie de pruebas estáticas y dinámicas durante su proceso de manufactura, puesta en servicio y mantenimiento. En este sentido, las pruebas de puesta en servicio y de mantenimiento resultan de vital importancia para garantizar la adecuada operación de un generador eléctrico. Normas como la IEEE Std. 115, IEEE Std. 43, IEEE Std. 4 e IEEE Std. 286, establecen los requerimientos para llevar a cabo las pruebas de aceptación y puesta en servicio de un generador eléctrico. En México, la Comisión Federal de Electricidad (CFE), a través de especificaciones como la W4200-12, establece las pruebas que deben ser realizadas en fábrica y en campo a un generador nuevo, así como a sus componentes principales.

Breves técnicas

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instalados en centrales termoeléctricas e hidroeléctricas (figuras 1 y 2). Estos equipos, además de haber sido utilizados para la evaluación de generadores durante su etapa de mantenimiento, también han servido para realizar pruebas de alta tensión en corriente alterna durante el proceso de puesta en servicio de los generadores.

Además de los sistemas resonantes, el IIE ha desarrollado sistemas para el cálculo de parámetros eléctricos de generadores hidroeléctricos mediante pruebas de cortocircuito. Los sistemas desarrollados están constituidos por un sistema de adquisición y procesamiento de datos, un sistema óptico para transmisión de señales analógicas, sensores para medición de voltaje, corriente, temperatura, presión y el equipamiento necesario para la prueba de cortocircuito trifásico súbito (figura 3). El sistema fue diseñado y probado para soportar una capacidad de corriente máxima de 70 kA rms durante 10 segundos. Cabe resaltar que el sistema de adquisición de datos tiene la capacidad de adaptarse a cualquier transformador de potencial y de corriente instalados en las plantas de generación, así como a sensores de voltaje y corriente comercial que cuenten con fuente de alimentación propia.

El IIE también ha desarrollado herramientas computacionales para realizar el cálculo de la eficiencia energética de generadores hidroeléctricos con sistema de enfriamiento

Figura 1. Sistema resonante de 50 kV para evaluar en sitio generadores de centrales termoeléctricas e hidroeléctricas.

Figura 2. Equipos desarrollados para la evaluación de generadores eléctricos.

Figura 3. Sistema para realizar pruebas de cortocircuito trifásico súbito y cálculo de parámetros eléctricos de generadores de centrales hidroeléctricas.

Figura 4. Programa de cómputo para el cálculo de la eficiencia energética de generadores hidroeléctricos enfriados por agua.

de agua y aire (figura 4). Éstos toman como base los lineamientos establecidos en la norma IEC 60034-2-2 para el cálculo de pérdidas en generadores eléctricos por el método calorimétrico. Normalmente, el cálculo de la eficiencia energética se debe realizar como parte de las pruebas de aceptación de un generador eléctrico, sin embargo, ya ha sido aplicado en generadores en servicio, debido a que instituciones como la CFE y Petróleos Mexicanos (PEMEX) están interesadas en mejorar la eficiencia operativa de sus plantas de generación eléctrica. Mediante este sistema se puede realizar el cálculo de la eficiencia energética por el método calorimétrico para los casos de pérdidas globales y pérdidas segregadas.

Boletín IIE, 2015

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Los motores de inducción en nuestro país representan el 61% del consumo de energía del sector industrial, se estima que son aproximadamente 2.6 millones los motores de inducción trifásicos instalados en México (Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía 2014–2018). La importancia de estos equipos dentro de diferentes procesos hace necesario asegurar su continuidad operativa, mediante la detección oportuna de fallas incipientes originadas por los esfuerzos eléctricos, térmicos y magnéticos a que se encuentran sometidos durante su operación. Detectar una falla potencial de manera anticipada permite planear la remoción del motor con fines de mantenimiento, con lo que se reducirán las pérdidas de producción, debido a la falta de este equipo. Estudios efectuados por el Instituto de Investigación de Potencia Eléctrica en los Estados Unidos de América (EPRI por sus siglas en inglés) en conjunto con empresas privadas, revelan que el mayor porcentaje de incidencia de falla en motores eléctricos (41%) tiene como causa raíz defectos de

tipo eléctrico, aun cuando una falla mecánica es la causa aparente.

Actualmente, la Gerencia de Equipos Eléctricos del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE), realiza evaluaciones de motores mayores de 100 CP instalados en planta, mismas que permiten diagnosticar el estado operativo en que se encuentran estos equipos. Las principales técnicas de evaluación de motores se basan en la detección en línea de las descargas parciales, la cual nos permite determinar el estado del sistema aislante del devanado de estator de motores de media tensión (hasta 13.8 kV), mientras que el análisis del espectro en frecuencia de las corrientes de fase nos permite determinar las condiciones de operación del rotor de motores de inducción tipo jaula de ardilla de cualquier capacidad y nivel de tensión. La aplicación de estas técnicas de diagnóstico en línea y fuera de línea permite el establecimiento de estrategias de mantenimiento basadas en la condición real del equipo (mantenimiento predictivo). A continuación se presenta una breve descripción de estas pruebas.

Pruebas de motores eléctricos fuera de operación (pruebas fuera de línea)

Éstas se aplican a motores de inducción, no energizados, en su sitio de instalación, mediante la medición de sus parámetros eléctricos y los de su circuito de fuerza. Se evalúa la condición del sistema aislante del estator y la condición del rotor (figura 1).

enero-marzoBoletín IIE, 2015

Diagnóstico de motores de gran capacidad en sitio

Rosario Esther González del Castillo([email protected])

Breves técnicas

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Las pruebas aplicadas a motores fuera de operación incluyen:

• Prueba de resistencia de aislamiento. La confiabilidad del motor depende de la integridad de su sistema aislante, por lo que éste resulta la parte más importante. El sistema de aislamiento de los motores se encuentra sujeto a diversos esfuerzos de tipo mecánico, térmico y eléctrico. La prueba de resistencia de aislamiento es una prueba que detecta la presencia de humedad y/o sustancias contaminantes en la superficie de los devanados. Mediante esta prueba se determinan los índices de polarización y de absorción dieléctrica, que nos indican la variación de la resistencia a tierra del aislamiento respecto al tiempo.

• Pruebas estándar de corriente alterna (c. a.). Éstas se aplican para determinar la condición general del motor y se pueden aplicar a todos los motores, ya sean nuevos o reparados. Las pruebas que el IIE aplica como pruebas estándar de c. a. son la medición de:

Resistencia a tierra. Los valores obtenidos de la medición de la resistencia a tierra permite evaluar la condición del aislamiento a tierra del motor y sus cables de alimentación, en caso de ser evaluados de manera conjunta.

Capacitancia a tierra. Los valores de la capacitancia a tierra son un indicador que permite identificar la presencia de elementos contaminantes depositados en el aislamiento del estator.

• Resistencia óhmica. Mediante la medición de la resistencia de fase a fase en el motor, se identifican desbalances resistivos, lo cual permite evaluar sus devanados. Altos desbalances resistivos indican que durante la operación, el motor presentará puntos calientes por conexiones de alta resistencia.

Inductancia fase a fase. Los valores de inductancia de fase a fase que se obtienen durante esta prueba son útiles para evaluar los devanados, núcleo magnético y componentes del rotor del motor. Altos desbalances inductivos indican fallas en el devanado del estator y defectos en el rotor.

Prueba de comparación de pulsos. Comúnmente, las fallas en los devanados de los motores se inician como cortos entre espiras dentro de las bobinas, los cuales generan puntos calientes que degradarán el aislamiento en vueltas adyacentes hasta que falle la bobina y por lo tanto el motor. El mecanismo de falla puede tomar largo tiempo para que se manifieste como una falla a tierra, por lo que la prueba de resistencia de aislamiento no puede detectarla. Este tipo de fallas se detectan mediante la prueba de comparación de pulsos, que detecta defectos en el aislamiento, espira-espira, bobina-bobina o fase-fase, fallas que no pueden ser detectadas

Figura 1. Aplicación de pruebas a Motor de 2650 C.P., 4160 Volts fuera de operación.

Boletín IIE, 2015

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fácilmente por las demás pruebas. El equipo utilizado por el IIE para realizar esta prueba inyecta pulsos de voltaje a la bobina del motor y los pulsos reflejados resultantes son la respuesta de la inductancia de la bobina. En la figura 2 se muestra un ejemplo de los resultados obtenidos con esta prueba.

Prueba de la condición del rotor (motor fuera de operación). La prueba fuera de línea al rotor de motores de inducción del tipo jaula de ardilla se basa en la medición de las inductancias de fase a fase del motor, con el rotor colocado en diferentes posiciones predeterminadas. Los resultados obtenidos de esta prueba son una representación gráfica de la relación rotor-estator y con base a su análisis se pueden detectar excentricidades, defectos del rotor y verificar fallas del estator.

Pruebas de motores eléctricos en operación (pruebas en línea)

Estas pruebas a los motores eléctricos para evaluar y diagnosticar su estado operativo se realizan a aquellos equipos que por su importancia dentro del proceso no pueden ser puestos fuera de operación. Este tipo de pruebas son la base técnica para el establecimiento de estrategias y programas de mantenimiento basadas en la condición real del equipo (mantenimiento predictivo). Las pruebas principales de este tipo aplicadas por la Gerencia de Equipos Eléctricos son:

• Detección en línea de las descargas parciales. El método desarrollado y aplicado para motores de gran capacidad y media tensión (6.6 a 13.8 kV) es no invasivo y consiste en la medición de las Descargas Parciales (DP) en los conductores y conexiones a tierra de la pantalla de los cables principales de suministro de energía al motor, utilizando un sensor de campo cercano (bobina Rogowski, tipo gancho) cuyo ancho de banda de medición es de 2 MHz a 40 MHz. Las señales medidas por el sensor son electrónicamente procesadas para ampliar su duración, digitalizadas y enviadas a un detector digital de descargas parciales convencional. El sistema de detección de DP en banda ultra ancha despliega la medición en un patrón de DP tipo frecuencia de repetición de pulso-carga-ángulo de fase (N-Q-F).

• Análisis de las corrientes de fase. El diagnóstico en línea de motores mediante el análisis de las corrientes de fase es un método no invasivo, para detectar la presencia de fallas incipientes, tanto mecánicas como eléctricas del motor. Esta técnica se basa en el análisis de los espectros en frecuencia de alta resolución de la corriente de alimentación del motor operando en línea, bajo condiciones de carga nominal. La técnica de diagnóstico en línea basada en el análisis de las corrientes de fase permite detectar diversas condiciones de falla en los motores eléctricos, como son:

Figura 2. Aplicación de pruebas a motor de 2650 C.P., 4160 Volts fuera de operación.

Breves técnicas

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– Ruptura de barras del rotor.

– Grietas en anillos de cortocircuito de la jaula.

– Falsos contactos en soldaduras de la jaula.

– Irregularidades estáticas y dinámicas del entrehierro.

En la figura 3 se muestra la realización de la medición de parámetros del motor operando desde el tablero de su interruptor. La condición del rotor del motor se realiza mediante la aplicación del análisis de las bandas laterales respecto al valor pico de la fundamental, del espectro en frecuencia de las corrientes de fase, tal como se muestra en la figura 4.

• Análisis de la potencia eléctrica de suministro al motor. Las técnicas empleadas para el análisis de la potencia eléctrica de alimentación a motores de inducción se basan en la medición simultánea y el análisis de las señales de voltaje y corriente de alimentación al motor. Este análisis permite identificar características del suministro de potencia eléctrica al motor, que afectan su condición, como lo son desbalances de voltajes, picos de voltajes, niveles elevados de distorsión armónica, fallas incipientes en el devanado del estator, así como la determinación de la eficiencia del motor en ese punto de operación. La presencia de conexiones de alta resistencia, tanto en el motor como en el circuito de alimentación principal, trae como resultado desbalances de voltajes

Figura 4. Espectro en frecuencia de las corrientes de fase del motor, mostrando bandas laterales.

Figura 3. Pruebas de motores eléctricos en operación.

y altas corrientes circulantes. Estas corrientes causan elevación de temperaturas en los devanados del motor, lo cual puede provocar daños del aislamiento. Mediante la medición y análisis de los tres voltajes de fase y el cálculo del nivel de desbalance se puede determinar la severidad de la conexión de alta resistencia.


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ResumenEl problema de detectar y localizar cortocircuitos en devanados de rotores para turbogeneradores ha representado siempre todo un reto tecnológico. Estos devanados están en serie y completamente embebidos en el acero de la flecha. El aislamiento entre vueltas de los devanados está sujeto a grandes esfuerzos mecánicos producidos por la velocidad de rotación. Por tanto, es común que los cortocircuitos se presentan solamente cuando el generador está en operación.

La técnica propuesta por la Gerencia de Equipos Eléctricos del Instituto de Investigaciones Eléctricas permite evaluar los rotores en operación. Además de proporcionar datos de la localización de los cortos en el rotor, proporciona información del número de vueltas en cortocircuito. Con esta técnica se propone incrementar la confiabilidad en la detección de problemas en rotores mediante el procesamiento estadístico de las señales medidas por medio de una bobina exploradora instalada en el estator.

Paper originally presented at the Computer Application in Power, IEEE,

october 2001. Vol. 14, num. 4

Computer Assisted Detection of Interturn Short-Circuits in Rotor Windings José Tomás Ramírez Niño and Alberth Pascacio de los Santos

Artículo de investigación

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Introduction

The integration of measurement systems based on different types of sensors is now possible and computers play an important role in it. These systems rely on monitoring many variables of electrical machines and on sophisticated data analysis and databases.

In recent years, the Electric Equipment Department of Mexico’s Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) has been working on the development of equipment that integrates electrical measurement systems, combining the sensors’ output of the electric machines and features that computers presently provide. The role of the computer is determinant because only with its help can the statistical analysis needed to obtain the desired results be completed.

Comisión Federal de Electricidad, one of the two Mexican electric power utilities, and Petroleos Mexicanos, the Mexican oil company, have been using this IIE’s development.

The quality of service in the electric industry depends on the reliability of its equipment. The current tendency in the industry is to continuously monitor all critical variables of power equipment that are essential for high-quality service.

The electric power industry has special problems regarding instrumentation. It requires control and monitoring of a great number of variables of the electric equipment in a high electromagnetic noise environment.

Particularly, power generators are critical electrical equipment and much effort developing diagnostic techniques has been made in order to improve their reliability.

Short circuits in rotor winding

Short-circuited turns in power generator rotor windings produce operational problems such as high vibration levels and therefore its early detection is convenient.

Usually, interturn short-circuits appear only during operating conditions, due to mechanical, electromagnetic or thermal stress conditions. Therefore, it is necessary to use on-line monitoring in order to detect these short circuits.

Normally, the resistance of the windings on opposite poles is identical, for example the winding A1 and B1 in Figure 1 are identical. The heat produced by the Joule’s effect is distributed symmetrically about the quadrature axis. If the interturn insulation is damaged so that two or more turns of the winding become short-circuited, then the resistance of the damaged coil diminishes and less heat is generated


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than in the symmetrical coil in the opposite pole. The rotor body thus experiences asymmetric heating, which produces a thermal bow in the rotor body, causing vibration.

The unbalanced magnetic forces on the rotor, produced by the change in the mmf (magneto-mechanical force) from the winding, contribute also to increase the vibration. If a shorted turn occurs in a coil close to the pole face, the increase in the bearing vibration may exceed the maximum level recommended for continuous operation. Therefore, this operation condition forces to limit the excitation rotor current, thus restricting the unit’s flexibility and operability.

The problem of detecting and locating shorted turns in rotor windings has always been a difficult technological challenge. Since the winding is completely embedded in the steel and the turns insulation is not physically loaded until it is subjected to the centrifugal forces produced above certain speed, the problem of detecting shorted turns appears to be very cumbersome.

Interturn short circuit detection

The comparative measurement of the magnetic flux density produced by each winding is one of the current techniques available for short circuit detection in the rotor’s winding. Placing a measuring coil tangentially and near to the rotor does this measurement. The schematic set-up for a typical rotor with six windings in each pole is shown in figure 1.

This technique can be applied solely for non-salient pole machines and either when the rotor is under testing out of its stator or installed in a stator slot when the test is on line.

The tangential orientation of the search coil is preferred to the radial orientation because in the latter the main magnetic flux density is larger than the magnetic flux density produced by the individual windings and masks their separate behaviour. Ideally, the search coil should be placed as close as possible to the rotor surface. In practice, the measurement is obtained from a stationary search coil placed near the rotor surface but in the stator slot, although the signals provided by the search coil are disturbed by the magnetic flux density in the stator.

Pictures of the search coil installation in the stator slot are shown in figure 2.

The detection technique is based on the construction symmetry of the rotor, which considers that the first winding of one pole is equal to the first winding of the opposite pole. Therefore, if there is an interturn short circuit in one of these windings, a voltage difference on the induced at the probing coil will be produced.

This method is able to determine the magnitude or severity of the failure, that is, the method could determine how many turns within the winding have a short circuit condition.

For every complete turn of the rotor, the magnetic field produced by each winding induces a voltage at the

Figure 1. Schematic diagram of a rotor with three windings and the search coil.

Figure 2. Detail of the search coil in the installation process.


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search coil. Two values from each winding are measured and compared with the corresponding winding at the opposite pole. The winding A1 in the pole A from figure 1 for example, and its symmetrical winding, winding B1 in the pole B, pass near the search coil twice, A1a, A1b and B1a, B1b (first and second pass voltage for the pole A and B respectively). Thus, it is possible to compare the induced voltage between symmetrical windings at each rotation cycle.

However, several factors could introduce errors in the measurement, which may lead to a mistaken electrical failure diagnosis.

Changes in the excitation current produced by electrical noise are one of the main factors that directly affect the magnetic flux density generated. The excitation systems, mainly static excitation systems, generate electrical noise that always causes excitation current variations and changes on the induced voltage over the search coil. On the other hand, the rotor could have magnetic irregularities that could produce abnormalities or magnetic asymmetries, which produce a waveform distortion, also detected by the search coil.

The amount of turns for each winding is a decisive factor affecting the resolution of this technique. The more turns the windings have, the more difficult to detect one turn in short circuit conditions inside the winding.

Data acquisition set up

The measurement set up is shown in figure 3. The electrical signal provided by the search coil is first filtered to reduce the first and the third harmonic components. A high pass filter is the first stage in the signal processing and this reduces the frequency components that are produced by the main magnetic field at 60 Hz and 180 Hz, when the rotor speed is 3600 rpm, for example. Then, a low-pass filter is used in order to reduce the aliasing error in the digitalizing process. Both filters make a band pass filter shown in figure 3. This signal process is performed by an external hardware module, which conditions the signal to be acquired by the computer.

A commercial data acquisition hardware module is used for the analogue to digital conversion with a sampling rate of 100k samples/seconds and with a 12 bit resolution.

Computer application

A graphical programming language was used to build this application. The program runs in the Windows platform that controls the acquisition process and the statistical signal analysis. In order to illustrate the program structure, a programming block diagram of the main menu control is shown in figure 4.

The application software was designed to monitor on-line power generators and it runs in a desktop or laptop computer. This application is able to evaluate short-circuits in the rotor periodically and store the measurements in a database. Additionally, the system can send the information via TCP/IP or modem to a maintenance control office upon request.

A typical waveform from the signal provided by the search coil is shown in figure 5. The voltage induced on the search coil by each winding and the effect of the poles when they pass over the search coil is shown in figure 5.

The first computer application task is to extract, from this waveform, the value of the induced voltage provided

Figure 3. Measurement set up arrangement.


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by each coil and store them in vector form in order to be statistically processed.

Statistical analysis

Often electrical noise and interference produce errors in the measured data and therefore, produce errors in the failure diagnosis.

Statistical analysis is a very useful tool for determining windings’ asymmetry obtained from real measurements.

The technique proposed by the IIE provides the data, at nominal rotor speed, to locate the short-circuited windings and the number of their short-circuited turns. This technique improves the sensitivity and dependability by means of a statistical process applied to the signal provided by the search coil.

When the first and second passes of each winding are plotted as the abscissa and ordinate respectively, a plot, as shown in figure 6, is obtained. Usually, there are two clusters of points associated with the two poles and the statistical distribution of the measured data can be observed. The clusters’ separation is a measure of the windings asymmetry.

The dispersion produced by noise in the measurement and imperfections in the construction of windings can be observed, as well as the differences produced by interturn short circuits in the winding.

The mean of each set of data is obtained for each pole separately.

Figure 4. Graphic programming block diagram.

Figure 5. Typical waveform provide from the search coil.

Figure 6. Two clusters of points of the measured data.


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Then, different phenomena might be observed. The asymmetry between windings of the same pole and between the opposite poles are shown in figure 7.

The distance between the means, as the statistical parameter, determines the presence of a short circuit in a particular winding. The means An and Bn are shown schematically in figure 8 as two points.

A probability concept is often used as a way to determine whether or not a hypothesis is true. This concept of probability is a form of inductive reasoning that may be very useful in the diagnosis of electrical power equipment.

In assuming that the measured data have a normal probability distribution, a statistical hypothesis is made in order to assess whether the hypothesis itself is true or false.

The hypothesis test selected assumes that there is no difference between the data obtained from windings of pole A and pole B. The analysis is perform on the done means’ separation as in shown in Figure 8; the probability about the hypothesis is calculated.

If a short circuit was found in some winding with a probability lower than 0.7 for example, then, the hypotesis is probably false. However, if the probability calculated is greater than 0.95, then, a true short circuit was found.

The number of turns on short circuit that has been detected in a particular

Figure 7. Statistical distribution plot that shows the windings asymmetry.

Figure 8. Schematic diagram of the statistical distribution of measured data.

winding is given as the ratio of the normalized distance between means and the number of turns from the winding.

The software output, applying the proposed method, is shown in figure 9. The generator characteristics’ data, the test rotation speed, the short circuit turns from each winding and its probability are displayed.

Field application

The proposed method was tested in a 40 MBA Siemens generator located in a power plant at Tula, Hidalgo Mexico; the data shown in figures 6 and 9, were taken from that application.


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Currículum vítae

In figure 9, the measure data from the coil # 4 are shown. In this particular case, two interturn short circuits, on the winding Nº 6, at the B pole were found with a probability of 92%. The interturn short circuits were produced by coal pollution and cleaning the windings eliminated this failure. The integrity of the insulation has not been compromised.

The use of a probing coil for sensing the tangential magnetic flux density

is carried out, by considering random noise, periodic interference and the probability distribution differences in the measurements.

Details of the electronic set-up and software are available from the authors, upon request.

Acknowledgment

The authors thank Dr. Roberto Canales for his valuable technical and editorial support.

For Further ReadingKennedy R., Rickey D., Monitoring and Control of Industrial Power Systems. IEEE Computer Applications in Power Volume 2, Number 4, October 1989, pages 42-46.

Ramirez-Niño J., García A., Robles E.and Castaño V., A mathematical method for improving the detecting of interturn short circuits in rotor windings of power generators. Measurement Science and Technology, Vol 12, Nº 2, February 2001, pages 213-219.

Conolly H., Lodge L., Jackson R.J. and Roberts I. (1985). Detection of interturns short-circuits in generator rotor windings using air-gap search coils. 2nd. Conf. On Electrical Machines Design and Applications, pp 11-15, 1985.

Albright D. (1971). Interturn short-circuit detector for turbine-generator rotor windings”. IEEE Trans. Power Appar. Syst. 90 478-483.

Figure 9. Statistical analysis results from a field measurement.

of the rotor is a non-invasive and inexpensive technique, which may be used when the rotor is rotating at nominal speed.

The results obtained illustrate the effectiveness of the statistical analysis proposed as well as demonstrate the computer as a powerful information-processing tool.

This technique allows acquiring the probability with which the diagnosis

Alberth Pascacio de los Santos[[email protected]]

Was born in Tuxtla Gutiérrez, México. He holds as an example a BS degree in Electrical Engineering from the Instituto Tecnológico de Tuxtla Gutiérrez. He has experience in electronic instrumentation and graphical programming language for virtual instrumentation. He has been a researcher at the Instituto de Investigaciones Eléctricas since 1998.

José Tomás Ramírez Niño[[email protected]]

Was born in México D.F. He holds BS and MS degrees in Electrical Engineering from the Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) and PhD degree at the Universidad Autónoma del Estado de Morelos (UAEM). He has experience in optical communication links, signal analysis, and electronic instrumentation. He has been researcher at the Instituto de Investigaciones Eléctricas since 1981 and is currently working in the electrical equipment area.

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