Probando Aislamientos de Motores con Voltajes DC

Generalmente cuando se habla de hacer tests con señal de alto voltaje DC a aislamiento de motores, se considera que es menos riesgoso que hacer un test AC equivalente. Sin embargo, cuando se están haciendo pruebas al motor y a los cables de potencia juntos, como a menudo lo hacemos en el campo, algunas consideraciones adicionales son importantes. A lo largo de los años de estar haciendo pruebas a los sistemas de aislamiento, una creciente preocupación se fue desarrollando en el sentido de que un gran número de fallas en los cables ocurrían poco después de que se realizara la prueba DC Hipot Testing, esto dio como resultado que se hiciera una importante investigación justo antes de comenzar el siglo XXI buscando el posible rol que podrían tener las pruebas DC. Lo que los investigadores encontraron es que no todos los cables de distribución respondían de la misma forma. Se encontró que el aislamiento de polietileno (PE/XLPE) era el más susceptible debido a las cargas en los espacios de aire que se desarrollan en áreas localizadas de la resina PE. Esta carga queda almacenada y se añade al pico de estrés de voltaje que ve el aislamiento durante un impulso o durante el siguiente arranque del motor AC. Adicionalmente, estos cables a menudo van subterráneos y están en ambientes potencialmente húmedos. Esto puede llevar a que se creen arboles de agua en el aislamiento que van a llegar a debilitar dicho sistema de aislamiento cuando los mismos  reciban elevados picos de voltaje en el arranque.

TIP: Si usted en este momento va a instalar cables subterráneos en un ambiente potencialmente húmedo, considere usar cables EPR, también desarrollan una carga entre sus espacios de aire dentro del aislamiento, pero ella se disipa muy rápidamente y no se añade a los picos de voltaje que estresan el aislamiento. 

Fuente: PDMA

Bombas Industriales

Ya sea para suministrar el agua municipal, extraer petróleo del fondo del océano o sacar mediante sifón fluidos agresivos en plantas químicas, las sociedades modernas necesitan unos sistemas de bombeo fiables y eficientes. 

Para los operadores de bombas industriales actuales, esto significa descubrir formas de reducir el costo total de propiedad, cumpliendo al mismo tiempo una legislación medioambiental cada vez más estricta. El reto para los fabricantes consiste en prolongar el tiempo medio entre fallos, optimizando el consumo energético durante todo el ciclo de vida de la bomba, dado que la energía supone el 45% del costo total de propiedad de las bombas. 

 

Mayor fiabilidad y vida útil

Las bombas industriales a menudo funcionan en condiciones difíciles y lugares remotos con exigentes ciclos de servicio. Las dificultades de funcionamiento para las disposiciones de rodamientos reducen muchas veces su tiempo operativo, rendimiento y vida útil.

Un mantenimiento efectivo es fundamental para minimizar los costos del ciclo de vida y las paradas no planificadas. Un mantenimiento deficiente puede generar una pérdida de eficiencia de las bombas del 10 al 15%.

Una enorme demanda eléctrica 

Los sistemas de bombeo representan casi el 20% de la demanda de energía eléctrica del mundo y, en las actividades de una planta industrial, pueden suponer entre el 20 y 25% del consumo energético total. El consumo de energía constituye el 45% del costo total de propiedad de una bomba.

Ahora que el costo de la energía sigue subiendo y la legislación medioambiental se está volviendo más estricta, reducir el consumo energético va a ser cada vez más importante.

Vibración y Ruido

Los excesivos niveles de vibración y ruido asociados a las bombas representan un gran problema para el rendimiento óptimo y para cumplir las normativas vigentes. 

 

A menudo, la causa raíz de que los niveles de vibración y ruido sean excesivos está relacionada con una desalineación del eje, una lubricación inadecuada, un montaje incorrecto, disposiciones de rodamientos inapropiadas o un enfriamiento ineficaz. Sea cual sea la causa, los altos niveles de vibración aumentan la fricción, el consumo energético y el desgaste de los componentes, dando lugar frecuentemente a: 

- El fallo prematuro de los equipos
- Un mantenimiento costoso
- Paradas no planificadas
- Pérdidas de producción

Fuente: SKF

Balanceo Dinámico de Rotores

Balanceo de Rotores de Motores y Generadores eléctricos en sitio y en banco, basado en la Norma INTERNATIONAL STANDARD ISO 1940-1.

De acuerdo con la Norma ISO 1940-1, existen unos Grados de Calidad de Balanceo aplicados para todo tipo de máquinas. Para motores y generadores eléctricos aplican los Grados G6,3 y G2,5.

G6,3: para motores y generadores con velocidades nominales de hasta 950 RPM
G2,5: motores y generadores con velocidades nominales por encima de 950 RPM

El Grado G2,5 implica más calidad, precisión o finura en el balanceo. Esto significa que cuando se balancea un rotor de una máquina eléctrica, después del balanceo, al ponerla en funcionamiento a velocidad nominal, se esperaría que en la prueba de Análisis de Vibraciones, resulte un nivel (amplitud) de vibraciones -medida en términos de velocidad- no mayor a 2,5 mm/seg para el grado G2,5 y de 6,3 mm/seg para el gradoG6,3. Lo anterior, de acuerdo con la Carta de Severidad de Vibraciones.

En otras palabras, lo que se busca es que cuando se balancee un rotor, ya sea en Banco o en Sitio, al poner en funcionamiento la máquina con su rotor balanceado, los niveles o amplitudes vibracionales obtenidos durante la prueba de Análisis de Vibraciones, sean lo más bajos posibles de acuerdo con las Normas, los requerimientos del fabricante y la Carta de Severidad que aplican para los diferentes tipos de máquinas.

Ahora bien, una cosa es balancear un rotor en banco o en sitio y otra cosa es hacer una prueba de Análisis de Vibraciones. Cuándo se hace balanceo en banco o en sitio, hay que tener en cuenta que se balancea el ROTOR (ventilador, impulsor, jaula de ardilla, rotor bobinado, etc.) y este puede quedar bien balanceado de acuerdo con la Norma; pero al EQUIPO COMPLETO, cuando se le realice un Análisis de vibraciones, en muchos casos los niveles de vibraciones caen dentro de valores de aceptabilidad pero no tan suaves como se desea, esto se debe a que pueden haber otras fallas que estén aportando al nivel vibracional global (desalineamiento, solturas mecánicas, problemas de estructura, rodamientos, problemas eléctricos, etc.)
Por lo tanto, si el equipo completo UNICAMENTE presenta problemas de desbalanceo, cuando se balancee su rotor según las normas, lo que se espera es que sus niveles vibracionales sean muy buenos.

De otra manera, si se requiere un balanceo en sitio, es porque el equipo seguramente está vibrando demasiado. Se esperaría que después de realizar el balanceo el equipo quede con niveles de vibraciones bajos, pero no siempre sucede así ya que pueden existir otras fallas que hay que corregir en el equipo y que pueden estar aportando a las altas vibraciones iniciales. Es aquí donde juega un papel importante la habilidad, el conocimiento y la experiencia del Analista de Vibraciones para diagnosticar el estado de la máquina.

Fuente: Ing. Abelardo Victoria

Hay más respecto al tema de Capacitancia

Las mediciones de Capacitancia a Tierra (CTG) han sido durante mucho tiempo en baja tensión y corriente alterna AC, el equivalente a la (RTG). Medición de Resistencia a Tierra en Corriente Directa CC cuando se habla de las pruebas de resistencia del aislamiento. Una diferencia clave es que los valores de CC RTG se pueden comparar con los estándares existentes, tales como IEEE 43 (Práctica recomendada para la prueba de resistencia de aislamiento de máquinas rotativas), para ayudar al analista en la identificación de aislamientos que se están degradando. Sin embargo, los valores de CTG son únicos para cada combinación de los circuito de potencia y activos incorporados al circuito, y deben ser comparados con las referencias que tengamos para el análisis de tendencias.

A menudo, se pasan por alto aquellos valores por debajo del rango de la CTG que tengamos de referencia. Comúnmente debemos asegurarnos de descartar la influencia de los condensadores para el mejoramiento del factor de potencia o pararrayos. Un valor de bajo rango en la CTG puede ser su primera indicación de que el circuito de tierra no está funcionando correctamente. Debido a la alta frecuencia de la señal de prueba de CA que se utiliza durante la prueba de la CTG, es raro incluso en un entorno de extremadamente alta RTG, que esta señal no encuentre una manera de volver al probador a través del camino de aislamiento y de retorno a tierra. En general, un valor de bajo rango de la CTG, básicamente, significa que no hay un buen camino para nuestra señal de prueba para volver a través del circuito de tierra. Una investigación adicional en el circuito de distribución de tierra, puede encontrar que la carcasa del motor bajo prueba no está correctamente conectado a tierra y en el peor de los casos usted podría encontrar que todos los motores en la misma aplicación o edificio pueden estar conectados a tierra de manera incorrecta.

Fuente: PDMA

Motores DC: Problemas y Soluciones

POLOS DE CONMUTACIÓN O INTERPOLOS INVERTIDOS

La función de los devanados de conmutación es reducir o eliminar el chisporroteo de las escobillas, conectarlos invertidos (o al revés) puede resultar en peor chisporroteo, comparable a que si no se estén usando los polos de conmutación. Si una máquina rebobinada o reparada chisporrotea de manera severa cuando se le aplica carga o cuando arranca, es muy probable o seguro que los polos de conmutación estén invertidos. Cortocircuite las conexiones de los inter-polos con un cable de cobre fuerte, mientras la máquina está bajo carga con lo cual confirmar que se suspenda el chisporroteo. Si este se reduce con el devanado cortocircuitado, es indicador de que el devanado de conmutación está conectado inversamente y deberá ser corregido.

LOCALIZACIÓN DE BOBINAS DE ARMADURA ABIERTAS

Una bobina de armadura abierta puede generalmente ser detectada mediante una inspección visual del conmutador. Las barras que se conectan a las bobinas defectuosas estarán parcialmente recalentadas o descoloridas por el excesivo calor y arco como se observa en la figura. Muchas veces se abren originados por sobrecalentamiento debido a sobrecargas o ventilación inadecuada, lo cual causa el ablandamiento de la soldadura que conecta las bobinas con el colector.

La inspección de los puntos de conexión o unión de las soldaduras revela ésta condición. Estas deberán ser limpiadas y resoldadas con un soldador (cautín grande, especial para esta labor) y la máquina deberá ser limpiada con el fin de destaponar los ductos de ventilación tapados. 

Una prueba de barra-barra de la armadura revela cualquier circuito abierto o conexión de alta-resistencia no detectada por la inspección visual.

Cuando la máquina es puesta en servicio, la corriente de carga debe ser chequeada (verificada, medida) y comparada con el valor de placa. Un amperaje mayor que lo normal es una indicación de sobrecarga. Si el circuito abierto no es en los puntos soldados se debe identificar el tipo de bobinado y la reparación de emergencia requerida. Puede ser determinada por el número de puntos quemados y su ubicación geométrica sobre el conmutador.

Fuente: Ing. Raúl Moreno 

Tangente Delta de un Transformador de Potencia

La prueba o ensayo Tangente Delta es una medida del estado de un aislamiento. También se la denomina factor de disipación y es una medida de las pérdidas dieléctricas de un aislante solido o líquido.

Se aplica a transformadores (según UNE 20101), generadores, máquinas eléctricas en general y también a los aceites aislantes que se utilizan en estas máquinas.

Por tanto, su magnitud depende del tipo de aislamiento y de las condiciones del mismo y es independiente de su volumen. Su valor puede verse afectado por la humedad y suciedad en la superficie del aislamiento que permita una circulación de corriente a tierra a través de la superficie del mismo aumentando las pérdidas.

La idea es que cualquier aislante puede asimilarse a un condensador ideal en paralelo/serie a una resistencia que representa sus pérdidas dieléctricas. El ángulo delta entre la corriente capacitiva y la total se denomina ángulo de pérdidas o factor de disipación. El ensayo de tangente delta persigue la determinación de este ángulo y está basado en una fuente de alta tensión alterna de potencia y un puente de Schering para determinar la tangente delta y la capacidad del dieléctrico estudiado a la tensión de ensayo.

Este ensayo se complementa realizándolo a varias tensiones aproximándose a la nominal de la máquina y obteniendo con el conjunto de resultados el llamado "Tip-up" de la tangente delta. La idea es que en un aislamiento perfecto la tangente delta no varíe con la tensión. La medida proporcionará información del grado de humedad y contaminación del dieléctrico.

El valor de tangente delta aumenta con las descargas parciales en el aislamiento. Por esta razón, se recomienda efectuar la prueba, por lo menos, a dos valores de tensión, uno inicial, suficientemente bajo para prevenir que haya descargas parciales y el otro a la tensión nominal de fase a tierra, que permita medir las pérdidas ocasionadas por las descargas parciales. Esta forma de medición se conoce como "tip-up" y es una medición indirecta de las descargas parciales.

Fuente: TodoExpertos Blog

Más información sobre la Prueba Tangente Delta AQUÍ

Armónicos de Tensión y de Corriente

Los armónicos son tensiones o corrientes sinusoidales que poseen frecuencias que son múltiplos enteros de la frecuencia a la cual el sistema de alimentación está diseñado para operar. La distorsión armónica se origina debido a las características no lineales de los equipos y cargas de un sistema de potencia. Normalmente los variadores de velocidad pueden inyectar el 5to, 7mo y entre otros armónicos dependiendo de la configuración de potencia del mismo hacia el motor, incrementado la temperatura de operación, afectando el sistema de aislamiento.

La norma IEEE 519 recomienda los valores límites permitidos para los armónicos, los que se encuentran establecidos en la siguiente tabla. Cabe resaltar que los armónicos de secuencia negativa son los que más afectan a los motores.

Valores de distorsión de tensión permitidos 

Valores de  distorsión  de corriente permitidos

IL representa el valor de corriente correspondiente al valor promedio de la demanda máxima que se ha presentado en los últimos dos meses.

El equipo Explorer 3000 le permite mediante sus aplicaciones, realizar la toma de medidas correspondientes a Armónicos de Tensión y de Corriente. 

Autor: Hector F. Virgüez

Analista de Confiabilidad y Alta Tensión