revista cier nº 52 - 2009 mantenimiento de interruptores...

Revista CIER Nº 52 - 2009

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Caracterización de fenómenos de desgaste y deterioro en interruptores

de potencia y su aplicación en la definición de la estrategia de

mantenimiento

INDICE

1. PROCESOS DE DETERIORO Y DESGASTE EN INTERRUPTORES

2. FENÓMENOS DE DESGASTE Y DETERIORO EN CÁMARAS DE INTERRUPCIÓN

3. DETERIORO EN EMPAQUETADU- RAS

4. DETERIORO Y DESGASTE EN MECANISMOS DE ACCIONA- MIENTO

5. EL SISTEMA DE CONTROL Y SUS PROCESOS DE DETERIORO

6. SUGERENCIAS Y MEJORAS PARA LA ESTRATEGIA DE MAN- TENIMIENTO DE INTERRUPTO- RES DE POTENCIA

7. CONCLUSIONES Y RECOMEN- DACIONES

8. REFERENCIAS

Resumen: El presente trabajo esta enfocado a la identi! cación y caracterización de los principales procesos de desgaste y dete-rioro en interruptores de potencia y su aplicación en la de! nición y optimización de una nueva estrategia de mantenimiento para estos equipos.

La información recopilada de artículos y estudios internaciona-les relacionados con los modos de falla, deterioro y degradación de componentes de los interruptores junto con el análisis del his-torial de datos relacionados con los esfuerzos experimentados por dichos equipos en ISA durante eventos operativos en los últimos cinco años así como su ciclo de servicio se usaron para estimar el grado de avance de los principales procesos de deterioro y des-gaste previamente identi! cados en esta población de equipos.

Con base en los resultados obtenidos y teniendo en cuenta tanto los estudios MCC realizados en ISA, los cuales de! nen la actual estrategia de mantenimiento, como el actual estado del arte de las técnicas de diagnóstico de condición y monitoreo de interruptores se plantean modi! caciones a la actual estrategia de mantenimiento a través de la inclusión de nuevas tareas de mantenimiento, eliminación y reformulación de otras existentes teniendo en cuenta criterios como efectividad de detección de la tarea de mantenimiento, costos de ejecución, registro adecuado de los resultados en el sistema SAP/R3, severidad de los modos de falla detectados, entre otros.

Javier Enrique Acevedo, Fray Alberto Herreño Rocha/ INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. E.S.P.COLOMBIA

[email protected]

III Congreso CIER de la Energía - CONCIER 2007

27 al 30 de noviembre de 2007

Medellín, Colombia

1. Proceso de deterioro y desgaste

en interruptores

Los procesos de deterioro y envejecimiento en los diferentes componentes de un interruptor, al igual que todo tipo de equipos, están determina-

dos por la naturaleza de los materiales con que es-tán fabricados, la forma o tipo de acción que des-empeña el componente y el tipo de esfuerzos de estos soportan. Adicionalmente anomalías en los procesos de diseño y fabricación del componente o una inadecuada selección del material pueden

Mantenimiento de interruptores de potencia


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incidir en la aparición temprana de procesos de deterioro y/o desgaste.

En la práctica, cualquier equipo esta siempre sometido a una amplia variedad de esfuerzos después de ser colocado en servicio los cuales causan que el equipo se deteriore, reduciendo a futuro la capacidad de soporte de los mismos. Así es que para seleccionar las técnicas de manteni-miento apropiadas para una población de equipos se hace necesario conocer la magnitud y frecuen-cia de los esfuerzos y entender la forma en que se presentan y evolucionan sus principales modos de falla y procesos de desgaste y deterioro.

2. Fenómenos de desgaste y dete-

rioro en cámaras de interrupción

Dentro de los procesos de desgaste y dete-rioro más representativos que ocurren al interior de componentes de la cámara de interrupción se pueden mencionar los siguientes:

Ablación y deformación geométrica de toberas � por efecto de radiación del arco eléctrico.

Erosión de contactos de prearco por efecto del � arco eléctrico.

Desgaste de contactos principales por fric-� ción.

Descomposición del gas aislante SF6 por efec-� tos térmicos originados por el arco eléctrico.

Degradación y apertura de divisores internos � del capacitor de igualación por esfuerzos die-léctricos o por fatiga mecánica.

Fuga de aceite y/o ingreso de humedad en ais-� lamiento de condensadores de igualación.

Fatiga térmica de resistores de apertura por � número elevado de operaciones de cierre-apertura consecutivas.

Delaminación o descascaramiento super! cial � de la pértiga de accionamiento en ! bra de vi-drio por ataque químico de subproductos de degradación de SF6 o por proceso de enveje-cimiento.

Aunque pareciera que en el interior de una cá-mara de un interruptor aislado en SF6 siempre hay altísimas temperaturas debido al arco eléctrico, en realidad el mismo SF6 brinda un aislamiento tér-mico que con! na al arco a una zona o canal muy reducido donde existen temperaturas de hasta 10.000 °K permitiendo que fuera de esta zona se tengan temperaturas mucho menores.

La erosión de contactos de prearco es un fenó-meno complejo que en resumen depende de las siguientes variables:

Composición del contacto del material y su mi-� cro estructura (proceso de fabricación).

Dureza y porosidad de la super! cie de contacto. �

Forma del elemento que hace el contacto inicial. �

Duración del arco, amplitud, frecuencia y forma. �

Fuerzas mecánicas entre las super! cies del � contacto ! jo y el móvil.

Pruebas y estudios de laboratorio tendientes a aracterizar el fenómeno de desgaste y deterioro de contactos de interruptores [1], [2] han mostrado lo siguiente:

La curva de tiempos equivalentes de erosión � de contactos (esto es la relación entre el nú-mero de veces que puede interrumpir una co-rriente de determinado valor respecto al núme-ro de veces que puede interrumpir la corriente de cortocircuito plena) mostrada en la Figura 1 presenta dos características claramente dis-tinguibles, una para corrientes menores que el 20% de la corriente de cortocircuito y otra para corrientes mayores a este valor. Esto signi! ca que el proceso de deterioro es claramente re-ducido para corrientes menores al 20% de la corriente de cortocircuito.

Existe un comportamiento asintótico a valores � cercanos al 3% de la corriente de cortocircuito nominal lo que signi! ca que la interrupción de valores de corriente iguales o menores a este producen el mismo efecto de deterioro.

Figura 1. Curva de Tiempos equivalentes vs. Corriente despe-

jada para un interruptor de SF6.

Equiv

ale

nt T

imes

(tim

e)

10.000

1.000

100

10 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Breaking Current ( Ib /kA)

1

2


40


De la encuesta internacional sobre esfuerzos eléctricos en interruptores en servicio [3] realizada por el grupo SC13 de CIGRE en el año 1994 se obtuvo que:

Mas del 90% de las fallas en sistemas de � transmisión fueron en líneas de transmisión con un valor de 3.3 fallas despejadas / año para el percentil 90 de la población de datos evaluados.

El 70% de las fallas fueron monofásicas, el � 20% bifásicas y solo el 10% de las fallas invo-lucraron las tres fases.

De las compañías que participaron en la � consulta y que dieron resultados de medicio-nes de las corrientes de cortocircuito despe-jadas por sus interruptores, se encontró que el 90% de estas corrientes estuvieron entre el 30% y el 40 % del valor de la corriente de cortocircuito especi! cada para el interruptor.

Realizando un ejercicio similar para los inte-rruptores de ISA, teniendo en cuenta el historial de fallas despejadas por los mismos entre los años 2001 y 2006 inclusive (5540 registros, 240 inte-rruptores) se obtuvo lo siguiente

El 90% de los valores de corrientes de fallas � despejadas estuvo por debajo de los 6 kA (13% de la corriente de cortocircuito de un in-terruptor de 40 kA) y el 95% de los valores por debajo de 8 kA (18% de la Icoci referida).

El 90% los interruptores evaluados mostraron � una tasa anual de despeje de fallas de alrede or de 10 fallas / año. El percentil 95 de la po-blación de datos correspondió a una tasa de alrededor de 13 fallas / año.

Figura 2. Diagrama comparativo de valores estimados de desgaste de contactos de

prearco de interruptores de ISA contra modelo de deterioro típico.

En la Figura 2 se observa una comparación entre la sumatoria de corrientes interrumpidas por interruptor de ISA proyectada para todo su ciclo de vida (asumiendo 30 años) comparada contra la curva que de! ne el modelo de desgaste de con-tactos de prearco según [1]. En ella se puede no-tar que la totalidad de los datos están por debajo de la curva que de! ne el modelo de deterioro lo que signi! ca que los desgastes equivalentes ex-perimentados por los contactos de prearco de los interruptores de ISA durante su ciclo de vida serán muy inferiores a los que determinarían su reem-plazo.

Con esta información y la mencionada en los párrafos anteriores se puede concluir que es muy poco probable que se requieran reemplazos de contactos de prearco debido a erosión por efectos térmicos en interruptores de bajo ciclo de servicio(bahías de línea) en ISA durante todo su ciclo devida.

Sin embargo, se presentan cuestionamien-tos a este planteamiento a la hora de abordar el caso de interruptores de alto ciclo de servicio (aquellos que energizan bancos de capacitores o condensadores) ya que en la mayoría de estos, el cierre o apertura se realiza a través de man-do sincronizado (controlled switching) quedando la duda sobre la reducción efectiva del proceso de desgaste y deterioro de contactos y toberas que proporciona el uso del mando sincronizado. Basados en estudios y cálculos realizados se pue-de asumir que la erosión de contactos por arco es proporcional el número de operaciones y a la co-rriente interrumpida elevada a un exponente que puede estar entre 1.7 y 3.0.


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Adicionalmente, el tiempo de prearco in" uye en la intensidad del proceso de erosión durante el cierre o apertura del interruptor ya que este tiempo es proporcional a la energía térmica que disipan los contactos durante estas operaciones.

El mando sincronizado reduce la magnitud de la corriente a interrumpir en el caso de maniobra de equipos inductivos y la probabilidad de reignición dieléctrica en más del 40% en el caso especí! co de reactores de línea con apertura controlada.

El efecto de reducción de la erosión de contac-tos en interruptores de alto ciclo de servicio con-trolados por mando sincronizado se explica por los siguientes elementos:

Reducción de la magnitud de las corrientes in-� terrumpidas.

Reducción de la duración del tiempo de prear � co debido a la �selectividad� de la zona donde ocurre el disparo.

Reducción de la probabilidad de ocurrencia de � tiempos de apertura muy reducidos, los cuales en el caso de interrupción de corrientes capa-citivas, ocasionan reencendidos.

Otro fenómeno que ocurre al interior de la cá-mara de extinción es la deformación geométrica ypérdida de material de las toberas por efecto com-binado de la temperatura y la radiación del arco eléctrico. La super! cie interna de la tobera expe-rimenta descascaramiento, quemado y vaporiza-ción del material el cual, en su gran mayoría, se recombina posteriormente volviendo a su estado original. La pérdida de material de la tobera afecta la dinámica de " ujo y densidad del gas soplado sobre el arco eléctrico cambiando la distribución y magnitud de las temperaturas en puntos de los contactos y de las mismas toberas acelerando su degradación.

Algunos experimentos e investigaciones [4], [5]han sido realizados en los últimos años para tratar de aclarar la in" uencia del arco eléctrico y de los valores de corriente interrumpida en la erosión de contactos y la degradación del gas SF6.

En la Figura 3, [5] se comparan las magnitudes de las energías de arco y de radiación en función de la corriente interrumpida y se puede observar que la energía de radiación es un componente im-portante de la energía total del arco eléctrico.

Por su parte, la Figura 4 muestra la cantidad y tasa de pérdida de material en toberas en función de la corriente interrumpida.

Teniendo en cuenta que los ejes verticales de ambas variables son a escala logarítmica y que el tiempo de arco usado en este experimento fue de 1 ciclo (tiempo de arco mucho mayor al que normalmente se da en las interrupciones de co-rrientes de falla en eventos típicos operativos), se puede inferir que para corrientes menores a 10 kA, lo cual aplica a la casi totalidad de los interruptores de ISA, la degradación y pérdida de material en toberas será despreciable.

La energía térmica y de radiación del arco eléc-trico también da lugar a la degradación del gas SF6 a través de dos medios:

Descomposición térmica por efectos de alta � temperaturas.

Formación de subproductos gaseosos por � combinaciones de subproductos directos de la descomposición térmica del SF6, combinados con gases producto del deterioro del material de las toberas (Te" ón) como es el caso del CF4 y del material de aleación de los contac-tos de prearco.

Figura 3. Curvas de magnitud de energías de arco y de radia-

ción en función de la corriente interrumpida.

Figura 4. Cantidad y tasa de pérdida de material en toberas

bajo diferentes corrientes de interrupción.

Energ

y Q

(kJ

)

300

250

200

150

100

50

Radiation energy Q rad

Arc energy Q arc

Arcing time t arc

= 1.0 cycle

Frecuency f = 60 HZ

Interrupting current i (kA)

Interrupting current i (kA)

Arcing time t arc

= 1.0 cycle

Frecuency f = 60 HZAmount of nozzle ablatica M

Abla

tion r

ate

R

Am

ount of nozz

le a

bla

tion M

(g)

0 10 20 30 40 50 60 70

6 10 100

10

1

0.5

10

1

0.1

Ablacion rate R


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Adicionalmente, se han realizado investigacio-nes que han permitido obtener modelos de gene-ración de subproductos de SF6 en función de la corriente interrumpida.

La Figura 5 muestra la generación de SOF2, uno de los principales subproductos de degrada-ción térmica del SF6, calculada en ppm (partes por millón) en función de los kA interrumpidos en un volumen de 1 litro de SF6 con electrodos de aluminio [4]. Datos de estas tasas de generación pueden ser usados para estimar el nivel de de-gradación al que llegará el SF6 de una población determinada de interruptores si se conoce las ca-racterísticas de frecuencia y magnitud de las co-rrientes que estos despejan.

Una vez estimado este nivel de degradación, puede identi! carse la periodicidad óptima con que debería realizarse la tarea de mantenimiento de medición de pureza del gas, tarea considerada dentro casi todas las estrategias de mantenimiento de interruptores usadas por diferentes empresas.

Figura 5. Formación de SF02 como una función de la ener-

gía del arco para electrodos de aluminio.

3. Deterioro de empaquetaduras

Uno de los modos de falla más recurrentes y de mayor incidencia en interruptores aislados en gases la fuga de SF6. Este modo de falla puede pro-ducirse debido a las siguientes causas [6], [7]:

Ataque químico producido por los subproduc-� tos de degradación del gas aislante SF6 de-bido a la acción térmica de las corrientes de cortocircuito.

Endurecimiento del empaque. Las altas tem-� peraturas ambientales y el calor producido por la circulación de corriente a través del interrup-tor en uso normal afecta la elasticidad de los empaques y los endurece.

Corrosión electroquímica debido al par gal-� vánico existente entre la empaquetadura, la aleación de aluminio de los " anches y el aire húmedo externo.

El ataque químico al empaque se produce por la acción de algunos subproductos de degradación del SF6 de naturaleza gaseosa ante la presenciade arco eléctrico. A pesar que el interruptor cuenta con un tamiz molecular, generalmente elaborado a partir de silicato de aluminio sintéticamente re-constituido, su capacidad de absorción bajo casos de alto ciclo de servicio (alto número de interrup-ciones con altas corrientes asociadas) puede lle-gar a saturarse en forma no homogénea, espe-cialmente en presencia de humedad como lo han mostrado algunas investigaciones [8] permitiendo la presencia de subproductos de degradación en forma gaseosa potencialmente corrosivos para los empaques.

El fenómeno de corrosión electroquímica se da por efecto de par galvánico existente entre el ma-terial del empaque y el material del " anche dado que existe un contacto eléctrico entre los dos com-ponentes.

Cuando el agua salada esta presente la corro-sión se acelera formando depósitos en la super! -cie metálica del " anche que terminan por afectar la calidad del sello y permitiendo la fuga de SF6. Algunos investigadores recomiendan que la dife-rencia de potencial electroquímico entre el material del empaque y el " anche debe estar en un rango entre -50 mV y + 50 mV para evitar el fenómeno de corrosión. Este requerimiento básico para el buen desempeño del conjunto empaque-" anche puede asegurarse a través de la realización de la prueba ASTM B117 con cámara de niebla salina.

Mantenimiento de interruptores de potenciaS

OF

2 C

once

ntr

atio

n (

uL/L

)

Ontario HydroKulsetas et alCould - Brown BovierTominaca et al

SOF2

formation rates for

AI - AI electrodes

ARC energy per litre of SF6

(kJ/L)

106

105

104

103

102

0.01 0.1 1.0 10


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El endurecimiento de los empaques es conse-cuencia del proceso de envejecimiento de los mis-mos. Las diferentes formas en que los empaques pueden fallar se pueden resumir como [9]:

Deterioro por ataque de ozono y radiación ul-� travioleta.

Pérdida de retención. �

Deterioro por temperatura. �

Ataque de compuestos de degradación del � SF6.

El nitrilo, material preferentemente usado en la fabricación de empaquetaduras es especialmen-te susceptible al daño por radiación UV y ozono. Este deterioro se da principalmente durante el proceso de almacenamiento de la empaquetadu-ra antes que esta sea puesta en servicio y ocurre especialmente cuando se somete a esfuerzo de tensión, como cuando esta doblada o colgada. En esta condición la radiación ultravioleta y el ozono inciden sobre la super! cie de la empaquetadura y causan �rupturas� en las cadenas de carbono del polímero generando fracturas super! ciales que van profundizándose cada vez mas como conse-cuencia de los posteriores ataques del ozono y la radiación.

La pérdida de retención o deterioro de la pro-piedad �compression set� se debe a una serie de factores dentro de los que se cuentan la excesiva fuerza de compresión, la relación caucho / tejido del empaque y la adherencia a las paredes de las super! cies que lo contienen.

El deterioro por temperatura se da cuando el empaque opera a temperaturas por encima de sus especi! caciones. El ataque químico de la empa-quetadura se produce por reacciones entre com-puestos formados por la combinación de subpro-ductos de degradación del gas SF6 y del Te" ón de las toberas con la empaquetadura.

Una de las preguntas que frecuentemente se realiza el personal de mantenimiento es acerca de la vida media de una empaquetadura y su in-cidencia en la afectación de una de sus funciones básicas como es la de mantener la estanqueidad del gas al interior de la cámara de extinción. Varios estudios se han realizado para identi! car la vida esperada de una empaquetadura de EPDM en di-ferentes aplicaciones [6], [9], [10], [11] (estanquei-dad de compartimentos que contienen materiales radioactivos, estanqueidad de armas explosivas presurizadas con nitrógeno como atmósfera in-terna para impedir su oxidación y corrosión, dia-fragmas de actuadores de válvulas de control de

aplicación industrial y desempeño de sellos diná-micos en interruptores). A pesar de la diferencia de aplicaciones, y al hecho que la mayoría de las aplicaciones estaban enfocadas a veri! car el des-empeño de sellos estáticos (en los interruptores de alto voltaje los diafragmas de los actuadores de los mandos mecánicos y de la empaquetadura que permite el paso de la pértiga aislante actuado-ra son del tipo de sello dinámico) las pruebas rea-lizadas tuvieron en común que trataron de identi! -car la expectativa de vida de la empaquetadura y el comportamiento de su estanqueidad a través de pruebas de envejecimiento acelerado. En una de estas pruebas adicionalmente se veri! co el com-portamiento de la porosidad propia del material de la empaquetadura y se estimó la rata de ingreso de humedad a través de la misma.

En común, dentro de las conclusiones de to-dos los experimentos referenciados anteriormente se menciona que de acuerdo con los resultados obtenidos el envejecimiento de la empaquetadura no es un factor importante en la determinación del nivel de fugas del medio interno que esta sella. En varios de los casos, se mencionan expectativas de vida de las empaquetaduras entre los 15 y los 40 años en condiciones normales de degradación. En lugar de envejecimiento normal aparecen otros fe-nómenos que pueden inducir la aparición de fugas en etapas tempranas del ciclo de vida del empa-que como la extrusión de los mismos, la corrosión entre ranura de alojamiento y empaque y la inade-cuada selección del empaque considerando los esfuerzos que este debe soportar.

4. Deterioro y desgaste en mecanis-

mos de accionamiento

Los fenómenos de deterioro y desgaste en me-canismos de accionamiento están in" uenciados por la energía que manejan y por su complejidad mecánica. Los continuos desarrollos tecnológicos en los mecanismos de accionamiento como la apertura por doble movimiento han llevado a una reducción en el volumen y la energía mecánica que requieren los interruptores para su acciona-miento.

Todos los mecanismos de accionamiento tienen en común los siguientes componentes [13]:

Dispositivos de ampli! cación y transducción � (bobinas, electroválvulas y trinquetes de ac-cionamiento).

Dispositivos de potencia (pistones, resortes). �


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Dispositivos de recuperación de energía (en-� granajes, compresores, bombas).

Dispositivos de almacenamiento de energía � (tanques presurizados, resortes).

Cada una de los diferentes tipos de mecanis-mos tiene sus desafíos particulares que afectan la con! abilidad esperada de los mismos.

Los mandos neumáticos han sido usados ex-tensivamente desde las primeras aplicaciones de los interruptores aislados en SF6 debido a su sim-plicidad, la disponibilidad ilimitada de su medio de accionamiento y la herencia tecnológica que viene des los antiguos interruptores de soplado de aire. La evolución tecnológica de este tipo de mecanis-mo y el incremento asociado de su con! abilidad operativa se ha caracterizado por:

El reemplazo de los antiguos sistemas de su-� ministro de aire, pesados y centralizados para grupos de equipos a sistemas autónomos para cada equipo.

Reducción de la presión de operación del � mecanismo lo que ha permitido diseños mas simples y con menos esfuerzos mecánicos y desgaste sobre los componentes y menos exigentes en el tratamiento de super! cies en contacto. Adicionalmente reduce sustancial-mente la ocurrencia de fugas por defectos en el sello.

Mayores contenidos de humedad permitidos � en el aire de accionamiento al reducirse las presiones de trabajo.

Auto lubricación de válvulas y componentes � del actuador de potencia.

Dispositivos mecánicos que eliminan la nece-� sidad de mantener la presión de aire durante el estado estacionario de cierre o apertura.

Los requerimientos de mantenimiento de este tipo de este tipo de mecanismo contemplan entre otros el drenaje periódico del tanque de expansión de aire y el mantenimiento y cambio de aceite del compresor.

Por su parte, los mandos o accionamientos hi-dráulicos se caracterizan por usar " uidos como medio de accionamiento los cuales son incom-presibles, permiten manejar mayores presiones lo que a su vez reduce el área de los dispositivos que generan la fuerza de accionamiento lo que con-lleva la reducción en el tamaño del mecanismo. Adicionalmente, el " uido hidráulico permite la auto lubricación de componentes y la reducción del desgaste así como la incidencia de corrosión en

los mismos. El desafío a la con! abilidad de este tipo de mecanismo esta representando en la ade-cuada selección y diseño de los sellos que le per-miten operar a altas presiones así como los altos requerimientos en el proceso de maquinado de las super! cies donde estos actúan ya que las marcas super! ciales producto de este proceso pueden ocasionar posteriores fugas. Igualmente, impedir el ingreso de aire al sistema hidráulico es otro de los desafíos que afronta el diseño y construcción de este tipo de mecanismo ya que este ingreso esta generalmente asociado a la ocurrencia de ca-vitación en las zonas de alta presión y al prematu-ro desgaste de los asientos de las válvulas.

Un relativamente nuevo tipo de mecanismo que pretende solucionar en parte los problemas de con! abilidad asociados a los sistemas neumáticos es el mecanismo basado en el principio de gas di-námico. Este mecanismo, usa una pequeña parte del gas SF6 usado en la extinción del arco (típica-mente el 2%) como medio actuador del interruptor a una menor presión. La ausencia de sellos entre atmósferas de alta presión de SF6 y aire reduce la probabilidad de fuga del gas y los consecuentes efectos ambientales. El diseño tipo �sellado de por vida� contiene un compresor dentro de la zona de baja presión que devuelve el gas usado en el ac-cionamiento a la zona de alta presión. La conexión del módulo con el exterior se hace a través de co-nectores eléctricos fabricados bajo especi! cacio-nes militares. La con! abilidad de este mecanismo recae sobre el doble sello estático dispuesto en todas las uniones.

Finalmente se debe mencionar el mecanismo de resorte, el cual ha sido clásicamente usado en interruptores de hasta media tensión pero muy poco en alta y extra-alta tensión debido a los re-querimientos de energía de activación que estos interruptores demandan. Actualmente, con las me-joras y optimizaciones de las cámaras de extinción y la consecuente reducción de estas y sus meno-res requerimientos de energía, se esta reconside-rando el uso de este tipo de mecanismos en alta tensión.

5. El sistema de control y sus proce-

sos de deterioro

El reporte CIGRE de la Segunda Encuesta so-bre Fallas y Defectos en Servicio de Interruptores de Alto Voltaje publicado en 1994 [14] mostró que aproximadamente el 25% de las fallas mayores y menores de interruptores en servicio fueron cau-sadas por sistemas de control.


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Esta fue la tercera causa de falla después de los mecanismos de operación y las fugas de gas SF6 del sistema de extinción y de la función de monitoreo asociada.

Un estudio preliminar del Grupo de Traba-jo A3.12 realizado en Octubre de 2004 mostró que seis de los componentes de los sistemas de control concentraron el 91% de las fallas atribui-das a estos sistemas en interruptores de SF6. Estos componentes son: bobinas (11%), cableado y uniones (10%), switches auxiliares (14%), relés (28%), sensores de energía (14%) y Sistemas de Monitoreo de Densidad de Gas (14%).

Para el caso de las bobinas, un gran número de las fallas reportadas en estos componentes in-volucraron capacitores que normalmente se usan para mejorar la respuesta de la bobina. Las accio-nes sugeridas para este componente incluyen por tanto el mejoramiento del diseño de las bobinas, el dimensionamiento adecuado del cableado para evitar situaciones de bajas tensiones en bornes y la implementación de control digital que monito-reen la condición de la bobina, limitar el voltaje de operación y la duración de la señal.

Los defectos del cableado y sus uniones fueron limitados en número e importancia. Sin embargo, algunas recomendaciones surgen para mejorar la con! abilidad de este componente como son el uso de controles digitales que reduz-can el número de conexiones requeridas, el uso de sistemas de monitoreo que detecten conexio-nes " ojas o defectuosas y el uso de terminales de conexión rápida con resorte.

Otro componente de alta importancia en el sis-tema de control el switch auxiliar ya que su des-empeño de! ciente puede causar que fallen otros componentes principales.

Los principales defectos en este componente se relacionan con la inapropiada señalización y las causas asociadas a estos modos de falla son el desajuste mecánico y los efectos ambientales relacionados (corrosión, suciedad).

Dentro de las posibles acciones a implementar para mejorar el desempeño de este componente esta la lubricación adecuada, la correcta selección de los materiales especialmente cuando el des-empeño se da en ambientas potencialmente agre-sivos (alta agresividad, contaminación, etc) y el montaje apropiado especialmente en equipos que experimentan alta vibración durante su operación normal.

Según el estudio referido los relés fueron el componente con mayor contribución a las fallas del sistema de control. La mayoría de estas estu-vieron relacionadas con problemas de hardware de los mismos relés incluyendo problemas de con-tactos.

Las mejoras identi! cadas tendientes a mejorar la con! abilidad y reducir la tasa de fallas de este componente incluyen selección de componentes de una mayor robustez como los de tipo indus-trial, veri! car los valores nominales de carga que soportan así como los valores de temperatura y humedad al interior de los gabinetes los cuales pueden afectar su desempeño.

Los sensores de energía usados en mecanis-mos hidráulicos y los sensores de posición usa-dos en mecanismos operados por resortes fueron identi! cados como los tipos de sensores que mas contribuyen a las fallas de sistemas de control en interruptores de SF6.

Por su parte, en los sistemas de monitoreo, las causas primarias de falla identi! cadas estuvieron relacionadas con el mecanismo del switch de gas así como las fugas de SF6 en las tuberías que componen estos sistemas. Adicionalmente, un 20% de las averías estuvieron relacionadas con problemas de contactos en dispositivos de seña-lización.

El sistema de control comprende tanto los cir-cuitos eléctricos como los trinquetes y/o válvulas en el mecanismo de liberación de la energía me-cánica del mecanismo.

Teniendo en cuenta que del correcto desempe-ño de este sistema depende el buen funcionamien-to del interruptor se hace necesario identi! car una estrategia de mantenimiento que permita el des-empeño óptimo y con! able de este componente. Tomando como base los defectos ya relacionados de los diferentes componentes de este sistema y teniendo en cuenta las funciones básicas que este realiza se pueden identi! car algunos parámetros o variables importantes que deben ser objeto de monitoreo o seguimiento en la estrategia de man-tenimiento a implementar:

Per! l de la corriente de bobinas. �

Voltajes del sistema de control. �

Estado de los switches auxiliares. �

Continuidad del circuito de control. �

Control de temperatura y humedad del interior � del gabinete.


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6. Sugerencias y mejoras para la es-

trategia de mantenimiento de inte-

rruptores de potencia

Integrar el conocimiento que surge a través del estudio detallado de los modos de falla de un equi-po sumado a la valoración de sus esfuerzos puede conducir a la de! nición de una estrategia de man-tenimiento objetiva que permita el desempeño del equipo de acuerdo con los estándares estableci-dos y durante la vida útil estimada de una forma costo-efectiva.

Para el caso de ISA y de acuerdo con los estu-dios y análisis realizados, la gran mayoría de los interruptores aislados en SF6 interrumpen corrien-tes por debajo de los 10 kA y lo hacen con un ciclo de servicio, en la mayoría de los casos, bastante inferior a 13 veces por año. Se percibe por tanto, que para estos interruptores, los siguientes modos de falla asociados al deterioro de componentes de la cámara por incidencia del arco eléctrico se-rian de muy baja ocurrencia. Estos modos de falla son:

Erosión de contactos de pre-arco. �

Pérdida de material y deformación de tobe-� ras.

Degradación térmica del SF6. �

Por otra parte y teniendo en cuenta el reducido número de operaciones anuales de estos interrup-tores, se tendría una baja probabilidad de ocu-rrencia en los siguientes modos de falla:

Desgaste de contactos principales por fric-� ción.

Fatiga y desgaste de componentes del meca-� nismo asociados a la trasmisión del movimien-to.

Sin embargo, se debe tener en cuenta que a su vez, el bajo ciclo de servicio puede dar lugar al bloqueo de algunos componentes en los cuales el movimiento es importante para su adecuada lubri-cación.

Para el caso de interruptores de alto ciclo de servicio que controlan bancos de compensación capacitivas o reactores de línea, si bien experi-mentan un mayor número de operaciones anuales que los anteriores, el hecho que la mayoría ten-gan dispositivos de mando sincronizado hace que los esfuerzos térmicos asociados a fenómenos de reencendido por interrupción de bajas corrientes y la interrupción o establecimiento de menores co-rrientes de carga sean de ocurrencia reducida.

Por tanto, comparando estos interruptores con la gran población de interruptores de bajo ciclo, se tendría como única diferencia, una mayor proba-bilidad de ocurrencia de fenómenos de desgaste por fricción en contactos principales y de prearco y en procesos de deterioro de componentes del mando mecánico asociados a la transmisión de movimiento.

Es importante tener en cuenta que si bien se han identi! cado algunos modos de falla asociados a los fenómenos de deterioro, desgaste y degra-dación de los principales componentes del inte-rruptor, existen otros modos de falla asociados a defectos de diseño y manufactura de componen-tes cuyo control implica un exhaustivo estudio de las propiedades de los materiales que los compo-nen y un aseguramiento detallado de los procesos de mecanizado usados en su fabricación, conoci-miento que ! nalmente debe quedar re" ejado en documentos de especi! caciones de compra y de pruebas en fábrica que aseguren un probabilidad de ocurrencia de estos modos de falla.

Dentro de una estrategia de mantenimiento predictivo, normalmente se incluyen pruebas y mediciones que tienden a identi! car desviaciones en variables asociadas a los modos de falla y pro-cesos de desgaste o deterioro que son objeto de seguimiento. Algunas veces, la información obte-nida a partir de esta mediciones y análisis no es adecuadamente interpretada o analizada lo cual le resta efectividad de detección a la tarea de man-tenimiento.

Para el caso de interruptores, existen tareas de mantenimiento predictivo que se aplican con el ! n de seguir la evolución de modos de falla y poder controlar su evolución en forma oportuna. A con-tinuación se describen algunas de ellas haciendo énfasis en los parámetros de la prueba que deben registrarse para mejorar la efectividad de detec-ción de modos de falla objeto de seguimiento.

La medición de resistencia de contactos ha sido de! nida como la tarea clásica enfocada a determi-nar el estado deterioro de los mismos.

Recientemente se ha propuesto un método [15] basado en el comportamiento dinámico de esta misma variable el cual, evalúa el comportamiento dinámico de la resistencia de los contactos a baja velocidad a velocidades entre los 0.002 m/s y 0.2 m/s permitiendo evaluar la condición de los con-tactos de prearco, lo cual en la técnica clásica de medición no era posible.


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Las curvas de la Figura 6-(a) y la Figura 6-(b) comparan la reproducibilidad del comportamiento dinámico de la resistencia de contactos obtenidas a velocidad nominal y baja (0.2 m/s y 0.15 m/s).

Como la efectividad de una técnica de diagnós-tico no solo depende de la medición en si, sino de la determinación y análisis de los parámetros mas signi! cativos de la prueba, los cuales se deben registrar en el sistema de información de mante-nimiento para su evaluación posterior, para esta prueba en particular se propone el registro históri-co de los siguientes parámetros de la prueba, los cuales aparecen descritos en las Figura 7-(a) y en la Figura 7-(b):

Número de Operaciones (a la realización de la � prueba).

Resistencia promedio ! nal (Rp). �

Resistencia promedio del contacto de arco � Ra.

Tiempo de sostenimiento del contacto princi-� pal (Wp).

Tiempo de sostenimiento del contacto de arco � (Wa).

Posición ! nal del contacto de arco (Pa).�

Figura 6-(a). Comportamiento dinámico de la resistencia de

contactos de un interruptor durante una apertura a velocidad

nominal.

Figura 6-(b). Comportamiento dinámico de la resistencia de con-

tactos de un interruptor durante una apertura a velocidad baja.

Figura 7-(a). Resumen de medidas a registrar en sistema de

información SAP/R3 para medición de comportamiento di-

námico de la resistencia de contactos a baja velocidad en fun-

ción del tiempo.

Figura 7-(b). Resumen de medidas a registrar en sistema de

información SAP/R3 para medición de omportamiento diná-

mico de la resistencia de contactos a baja velocidad en fun-

ción del desplazamiento del contacto (mm).

Con el ! n de identi! car la ocurrencia de modos de falla que afecten la función principal de cierre y apertura de los interruptores se ha identi! cado la medición de velocidad y desplazamiento como la tarea predictiva por excelencia [16]. Algunos de los modos de falla que esta metodología puede identi-! car se relacionan con la afectación de la energía de impulso (incremento o reducción debido a pro-blemas en válvulas o mecanismos impulsores), de la función de amortiguamiento (pérdidas de " uido en mecanismos amortiguadores).

c

c

c

c


48

Su efectividad radica en que permite monitorear dinámicamente toda la acción de cierre o apertura desde que se genera el pulso de activación, has-ta la consecución del estado estacionario desea-do para el interruptor. Las curvas obtenidas para la velocidad y desplazamiento de los contactos, como se ven en la Figura 8, pueden analizarse en conjunto con las curvas de corriente de bobinas y de resistencia dinámica para obtener un diagnós-tico completo de la condición del mecanismo, de los contactos de prearco y del sistema de control del interruptor.

La función del trinquete (match) es liberar el mecanismo de operación para iniciar el recorrido durante las operaciones de apertura o cierre.

Para que esta función se de en forma óptima, el circuito de control, los contactos auxiliares, las bobinas y el mecanismo del trinquete deben estar en condiciones óptimas de funcionamiento. Los principales modos de falla que afectan esta fun-ción tienen que ver con el retardo en la liberación del mecanismo del trinquete debido a contactos defectuosos, deterioro de la bobina, corrosión o suciedad en el entrehierro de la misma o inade-cuada lubricación del mecanismo.

La medición, visualización y análisis del com-portamiento de la corriente de la bobina durante la totalidad de la operación de cierre o apertura del interruptor se constituye en una herramienta muy valiosa para determinar la condición integral del conjunto sistema de controlbobina- trinquete-contacto auxiliar [17].

La Figura 9 muestra el comportamiento típico de la corriente de la bobina durante una opera-ción de un interruptor. Asimismo se muestran los puntos mas relevantes y signi! cativos de la traza,

los cuales deben registrase en una base de datos para su posterior análisis y comparación con re-gistro históricos del mismo interruptor o de otros equipos similares.

Los puntos importantes de la traza que debe-rían ingresarse en el sistema integrado de infor-mación de mantenimiento son:

Parámetro A: Crecimiento inicial de la corriente � a través de la bobina.

Parámetro B: Factor de forma determinado por � la velocidad de movimiento de la armadura de la bobina.

Parámetro C: Tiempo total de energización de � la bobina.

Parámetro D: Tasa de elevación de la corriente � controlada por la nueva inductancia de la bo-bina (la inductancia cambia con el movimiento de la armadura).

Parámetro E: Tasa de decrecimiento de la co-� rriente determinada por la resistencia de la bo-bina.

Punto 1: Magnitud proporcional a la energía � requerida para mover la armadura desde la osición inicial.

Punto 2: Final del movimiento de la armadura. �

Punto 3. Punto donde el contacto auxiliar inte-� rrumpe la corriente a la bobina.

7. Conclusiones y Recomendacio-

nes

A lo largo de este artículo se han mencionado y tratado con cierto detalle los principales y más comunes fenómenos de deterioro y desgaste en interruptores aislados en SF6. También se ha eva-luado el nivel de esfuerzos y el ciclo de servicio que soportan los interruptores de ISA encontrán-dose que son relativamente bajos.

De igual forma se evaluaron en detalle algunas de las metodologías de diagnóstico, las cuales a través de un registro y análisis sistemático de sus

Figura 8. Ejemplo de curvas de velocidad y desplazamiento

de contactos en un interruptor.


Figura 9. Principales parámetros de evaluación en curvas de

corriente de bobina en interruptores.


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resultados pueden suministrar información mas objetiva que la evaluada actualmente al interior de ISA lo cual puede mejorar la efectividad de la estra-tegia de mantenimiento predictivo en ISA.

En resumen los principales hallazgos y conclu-siones son:

De acuerdo con los resultados de los análisis � realizados, la mayoría de interruptores de ISA presentan una probabilidad baja de ocurrencia de fenómenos de deterioro térmico los com-ponentes de la cámara principal debido a su bajo ciclo de servicio y al reducido valor de sus corrientes interrumpidas. Esto debe tenerse en cuenta en la toma de decisiones de reemplazo de equipos de subestaciones especialmente cuando a través de estudios se dan señales sobre incremento de las potencias de cortocir-cuito en ciertos puntos de la red de transmi-sión. Adicionalmente, esta información debe considerarse en la de! nición de las periodici-dades de ejecución de algunas tareas de man-tenimiento predictivo de interruptores.

Se sugiere continuar con los estudios de los � procesos de deterioro para incluir aspectos no cubiertos en este trabajo como el desgaste por fricción entre contactos de super! cies metáli-cas, criterios básicos para aseguramiento de con! abilidad en mecanismos teniendo en cuen-ta su energía de operación, puntos de concen-tración de esfuerzos y cambios de movimiento y materiales de componentes.

Algunas acciones como la veri! cación de com-� patibilidad galvánica entre la empaquetadura y la pieza metálica que la aloja deben ser objeto de evaluación y posible inclusión en las especi-! caciones técnicas de adquisición de interrup-tores y de empaquetaduras.

Se sugiere profundizar en la completa imple-� mentación de técnicas de diagnóstico incluyen-do la selección y veri! cación de los parámetros obtenidos a partir de la ejecución de dichas pruebas y asegurar su ingreso a SAP como documentos de medida. De esta forma se faci-litará su inclusión como datos de entrada de al-goritmos de evaluación de condición de mayor objetividad que los actuales.

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revista cier nº 52 - 2009 mantenimiento de interruptores...

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