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Diagnóstico de generadores de potencia a través del Sistema AnGeL

Científicos del IIE, en colaboración con la CFE, instalaron un sistema de monitoreo en línea denominado AnGeL, con el que se pretende avanzar de prácticas de mantenimiento preventivas a métodos predictivos. Con ello, se pueden anticipar fallas o situaciones anormales que pongan en riesgo la integridad de los generadores. La instalación de este sistema es un paso más hacia las redes inteligentes

Autores: Roberto Campuzano, H. Octavio de la Torre, Jaime Carrillo Corona y Eduardo Reyes Aguas

Fotografías: Cortesía del IIE

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, con el objetivo de 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 detectarse con las inspecciones fuera de servicio. Las pérdidas económicas por los periodos de reparación y no generación de energía son considerables.

Ignacio Roberto Campuzano Martínez, Maestro en Ciencias; H. Octavio de la Torre Vega, Maestro en Ingeniería, y el Ingeniero Jaime Carrillo Corona, del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE), en colaboración con el Ingeniero Eduardo Reyes Aguas, Subgerente de Equipo Primario de la Subdirección de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), publicaron el artículo: “Diagnóstico de generadores de potencia a través del sistema de monitoreo en línea AnGel”, en el Boletín IIE, número 1 de 2015.

Los primeros sistemas AnGeL se instalaron en las centrales termoeléctricas de Manzanillo I y II, en un total de seis generadores de 350 megawatts (MW) a 20 kilovolts (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 un resumen de los resultados obtenidos con el sistema de monitoreo en línea. A fin de realizar una evaluación integral, los resultados en línea se complementaron con los histeriales de prueba fuera de línea, el mantenimiento y las 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 del sistema
Los parámetros registrados con el generador 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 la 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 a tierra de la escobilla, respectivamente. 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 el estator.

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Corriente del neutro
En el neutro del generador, la forma de onda predominante del voltaje es de 180 Hertz (Hz) (tercera armónica), con cierto nivel de 60 Hz (frecuencia fundamental) y, en menor proporción, frecuencias impares. Todos los generadores poseen una característica única en su forma de onda del voltaje del neutro. A partir de la caracterización de la forma de onda inicial se puede establecer un monitoreo, observando la tendencia y las transformaciones en los armónicos de la señal a través del tiempo. Los cambios, mecánicos o eléctricos, traen como consecuencia un desbalance electromagnético que se ve reflejado en el contenido armónico (THD) de las señales de voltaje en el neutro.

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Figura 1. Armónicos de la corriente del neutro en algunos generadores equipados con el sistema AnGeL

La magnitud de la corriente de neutro de distintos generadores tiene diferencias significativas, inclusive con la misma potencia nominal. En la Figura 1 se grafican la magnitud RMS y las componentes de 60 Hz y 180 Hz de un grupo de generadores con una capacidad de 350 MW. De tal manera, es posible notar la diferencia existente entre las magnitudes de la corriente del neutro de diferentes generadores instalados en distintas centrales.

También se muestra el contenido armónico de los voltajes y las 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.

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Figura 2. Magnitud de la componente de 60 Hz en la corriente del neutro de algunos de los generadores equipados con el sistema AnGeL

El THD de las corrientes y los voltajes de los generadores son similares y están dentro de los límites permisibles que marca la Norma IEEE 519. Debe concluirse, entonces, que las magnitudes de la corriente del neutro de los generadores de la central termoeléctrica 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 del 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 tal componente. En la Figura 2 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.

Corriente de flecha
Se trata de un parámetro que depende del balance electromagnético y mecánico del grupo turbina-generador. La flecha, en 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 las corrientes producto del desbalance de la unidad generadora; 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.

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Figura 3. Magnitud rms de la corriente de flecha de los generadores equipados con el sistema AnGeL

En la Figura 3 se muestran 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 central termoeléctrica Tuxpan se inducía la mayor magnitud de voltaje, resultado que coincidía con el hecho de que era la máquina con el mayor componente de 60 Hz en la corriente del neutro. Cualquier cambio en el 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, hasta la simple desconexión o mal funcionamiento de la escobilla de puesta a tierra, generando un cambio en la frecuencia predominante de la corriente inducida en la flecha.

Bobina exploradora
Para detectar cortocircuitos 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 la 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 bobina 1 del polo 1 debe ser idéntico al voltaje que se induce por el 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, quizás por un cortocircuito 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.

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Figura 4. Factor de similitud de los rotores de los generadores equipados con la bobina exploradora del sistema AnGeL

En la Figura 4 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 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 cortocircuito 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 central termoeléctrica 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.

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

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, criterios de evaluación; sin 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 del sistema de enfriamiento de las bobinas.

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El seguimiento del comportamiento de las variables y el análisis a través del sistema de monitoreo permitirá ampliar los alcances y los beneficios por la aplicación de acciones de mantenimiento

De acuerdo con los criterios establecidos en el IIE, se recomendó revisar los devanados a fin de determinar el origen de la alta actividad de descargas parciales en los generadores, con un nivel superior de 30 nC. Se detectaron cuatro generadores con altos niveles de descargas; en tres de ellos se ha llevado a cabo el cambio del devanado del estator. El TG-1 y TG-2 de la central termoeléctrica Manzanillo I se devanaron en 2012 y 2015, respectivamente. El devanado del TG-2 de la central termoeléctrica Tula se cambió en 2009.

Finalmente, los resultados iniciales son 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 los 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, así, un incremento en la confiabilidad y continuidad en servicio de los generadores. Al Sistema AnGeL puede incorporarse el registro de otras variables con el propósito de incrementar su capacidad de diagnóstico.

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