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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.

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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.

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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.

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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.

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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)

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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)

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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.

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