John Allen
Sheppard Engineering
La Central Hidroeléctrica de Clachan, comenzó a funcionar en 1956. Esta central subterránea se encuentra localizada en la costa oeste escocesa, a unas 40 millas del norte de Glasgow y en la cabecera del lago salado Loch Fyne. Ver Figura 1. El ducto de descarga vierte el agua dentro del rio Fyne, en el cual se pesca salmón. Loch Fyne cuenta en una milla con pesca reconocida y marisquerías de renombre.
La turbina Francis de eje vertical con salto de agua de 900 pies (275 m) que acciona un generador de 50 MVA, 40 MW 428.6 rpm 11 kV fue diseñada por English Electric. En 1984, el núcleo del estator fue reconstruido y el estator fue rebobinado por Peebles Field Services (adquirida en 1998 por Dowding & Mills).
Durante el rebobinado de 1984, el núcleo original fabricado en secciones, fue reconstruido totalmente en forma de anillo y el bobinado Clase B fue reemplazado por un bobinado epóxico resin-rich Clase F. Las espiras fueron aisladas con cinta Samicaflex y el aislamiento a tierra generalmente estaba fabricado con cinta de mica S5; esta es una cinta de mica de 180g/m2 sobre un tejido de fibra de vidrio. La rigidez dieléctrica del aislamiento a tierra (Pared de aislamiento) de 41.9 v/mil (1,650 v/mm) era muy conservadora.
Durante el rebobinado se utilizaron cuñas epóxicas de vidrio de 5 mm (0.197”) con un relleno de Nomex 410 y separadores de bobinas de vidrio fenólico de 4 mm (0.157”). El ancho de la ranura perforada era de 22.15 mm (0.872”), lo que normalmente habría dado lugar a un ancho de ranura construida de 21.8 mm (0.858”) y el ancho de la pared de aislamiento especificada era de 21.1 mm (0.831”).
Como parte del programa para el reacondicionamiento de centrales eléctricas de la Scottish & Southern Electric (SSE), La Central hidroeléctrica de Clachan fue reacondicionada en el año 2000. El programa incluía el reacondicionamiento del estator del generador con la opción de rebobinarlo, si no se podían mejorar los niveles de descargas parciales.
Dowding & Mills reacondicionó el estator del generador, re-aislando el rotor y reemplazando la excitatriz de CC por un sistema de excitación sin escobillas. Ellos también cambiaron completamente los sistemas de control de la estación, conjuntamente con todas las instalaciones eléctricas de bajo y alto voltaje.
Estado del estator del generador
SSE utilizó una compañía independiente para evaluar el estado del estator del generador. Ese informe incluía lo siguiente:
- Los resultados de un examen visual muy limitado del estator indican que las cabezas del bobinado, a pesar que se encuentran contaminadas con carbón/aceite, parecen estar en buenas condiciones de acuerdo con su edad/vida operativa.
- Las señales de Descargas Parciales (PD) encontradas a la salida de la ranura de los conductores del bobinado, al fondo de las cabezas, eran un problema. Esto indicaba posibles signos de descargas en su fase inicial en la ranura/cinta gradiente, las cuales se sabe que son progresivas.
- Los resultados de una inspección muy limitada de las cuñas, indicaron que aproximadamente el 50 % de las que fueron verificadas habían desarrollado cierto grado de soltura, sobresaliendo un 25% de su longitud total.
- Las consecuencias de que la máquina continúe en servicio con dicha soltura, serán la aparición de vibraciones en las barras, que ocasionan daños en la protección corona que contribuyen al desarrollo de serias descargas en las ranuras y finalmente al fallo del aislamiento (Si no son corregidas). La experiencia indica que después de la aparición de las descargas en ranura, el tiempo del fallo puede ser menor de un año.
- Los resultados de las pruebas de PD a alta tensión, mostraron niveles de actividad bajos que indican que el aislamiento principal está en buen estado, pero con áreas aisladas en las que existen posibles descargas en su fase inicial, en ranura y/o descargas en la cinta gradiente relacionadas.
- Si se realiza el reacondicionamiento del generador (lo cual requiere extraer el rotor), apoyado y complementado por un reacuñado y llevando a cabo pruebas Tennessee Valley Authority (TVA), será posible obtener una vida probable de 15 – 20 años (siempre y cuando se implemente un programa regular de inspección y de pruebas de aislamiento con alta tensión).
- Teniendo en cuenta la soltura de las cuñas del estator, se considera que si no se realiza su rebobinado, el estator se debe reacuñar lo más pronto posible para prevenir el crecimiento de las descargas parciales en las ranuras y se debe implementar un monitoreo en línea de dicha condición para vigilar en tiempo real el estado del bobinado del estator.
Este informe acerca de la condición del estator del generador sirvió como guía durante el reacondicionamiento. Durante el desmontaje, se encontraron evidencias, respaldando así el análisis plasmado en dicho informe.
Debido a fugas en el sello de un cojinete, existía una gran contaminación que sumada a la pobre conmutación de la excitatriz, provocó la adhesión de polvillo de carbón al aceite que contaminaba el bobinado. Ver las Figuras 2 y 3.
Las cuñas estaban flojas y se detectó que el ajuste de las bobinas en el ancho de la ranura era inaceptable, con tolerancias entre el lado de la bobina y la pared de la ranura, que variaban desde 0.20 hasta 0.46 mm (0.008” a 0.018”). También se encontró daño en la superficie de control de efecto corona dentro de la ranura y en la interface entre la superficie de control de efecto corona y la cinta gradiente.
Esto provocó un fallo de todo el epóxico curado y los rellenos de felpa alrededor de los bloques de soporte entre bobinas, instalados durante el bobinado original, que habían absorido aceite. Ver Figura 4.
Debido a temas medioambientales, se realizó la limpieza del estator a mano utilizando un limpiador a base de cítricos, brochas de pintura, paños sin pelusa y atomizando el limpiador desde botellas.
Los espacios en las ranuras se rellenaron con Vetronite conductora hasta alcanzar el mínimo de 0.20 mm (0.008”), el cual es el valor aceptado en la práctica para los rebobinados de Alta Tensión en el Reino Unido.
Se cortó la parte superior de las felpas de los bloques de soporte entre bobinas que estaba impregnada con aceite y se reparó cualquier daño en la superficie de control corona en la ranura, utilizando una pintura adecuada impregnada de grafito.
Las áreas con indicios de actividad de descargas parciales o recalentamiento al final de las ranuras, fueron reparadas utilizando pintura impregnada con grafito y pintura gradiente impregnada con carburo de silicio.
El devanado del estator fue reacuñado con relleno de Nomex y se instalaron tiras de vidrio epóxico bajo las sólidas cuñas de vidrio epóxico G11.
Cualquier amarre defectuoso en las cabezas de bobina fue reemplazado y asegurado con resina epóxica, que a su vez fue curada utilizando sopladores de aire caliente. Se instalaron y se conectaron a la caja de conexiones externa, acopladores capacitivos para el análisis de descargas parciales, fabricados por IRIS (ahora Adwel).
Se aplicó al bobinado barniz anti-arco rociado al aire, el cual fue secado con sopladores de aire caliente con el bobinado completamente cerrado.
Las bobinas del rotor, que no habían sido rebobinadas en 1984, fueron re-aisladas con Nomex impregnado con epóxico, aplicando un aislamiento entre espiras que posteriormente fue curado bajo calor y presión.
La excitatriz de CC original fue convertida a una excitatriz trifásica sin escobillas de 21.5 Hz, con un campo estático de CC y un conjunto de diodos rotativos. Esto fue realizado para eliminar el polvillo de carbón de la excitatriz y también para ayudar a reforzar el campo del rotor (field forcing) y dar una mejor respuesta a los cambios de carga instantáneos con un nuevo regulador automático de voltaje digital (AVR).
Aunque la potencia original del generador, 50 MVA 40 MW -pf 0.80 no se modificó, se cambió el modo de operación al tipo multi arranque peak lopping (peak shaving).
Las cubiertas de acero del bobinado fueron reemplazadas por cubiertas no-magnéticas fabricadas a partir de un compuesto Balsa GRP (12 mm de espesor) que retarda las llamas de alta temperatura (1100° C). Esto rebajó las pérdidas parásitas cerca de los 50 kW y además facilitó el mantenimiento dada la gran reducción en el peso de las cubiertas del bobinado.
En el año 2000, el generador retornó al servicio y desde entonces ha estado funcionando satisfactoriamente.
Resultados de las pruebas
Las evaluaciones previas realizadas por terceros y después del reacondicionamiento, incluían la medición de las descargas parciales a máquina parada, utilizando para ello un detector análogo de descargas parciales Robinson DD5.
Los resultados de las pruebas después del reacondicionamiento bajaron drásticamente, así que no se pudo grabar ninguna PD al voltaje de fase (6350 v). La prueba realizada posterior al reacondicionamiento registró hasta 5600 picoculombios (pC) a 7 kV, mientras que a 8 kV se registraron hasta 500 picoculombios. Esta es una reducción muy significativa, tal como se muestra en la Tabla 1 y los gráficos 1 y 2.
Además, las pruebas TVA revelaron que aparte de una zona localizada en el extremo del núcleo (al final), las lecturas estaban dentro de un rango de 3 a 6 mA. El peor caso para las lecturas tomadas en el extremo del núcleo fue de 28 mA. No se encontraron evidencias de descargas en ranura ni alguna delaminación significativa del aislamiento.
Durante su reconstrucción en 1984, las laminaciones de los extremos del núcleo del estator fueron unidas entre sí con un adhesivo. Es posible que parte del adhesivo haya migrado dentro de la ranura, aislando la pared de la ranura del grafito presente en la superficie de la bobina, ocasionado lecturas mayores durante la prueba TVA o que existiese alguna delaminación o una burbuja de aire (void) en el recodo de la bobina (a la salida de la ranura).
En julio del 2000 y antes de llevar a cabo en agosto del mismo año las pruebas posteriores al reacondicionamiento, se realizó una prueba de descargas parciales con un equipo calibrado fabricado por IRIS.
El sistema de monitoreo de descargas parciales de IRIS evalúa el valor de las Qm y de las NQN. Se define como Qm a la magnitud de una PD correspondiente a la rata de PD a 10 pulsos por segundo, mientras que una NQN es la actividad total de PD en medio ciclo.
Dado que las Qm nos aportan más información acerca de la condición del bobinado, se utiliza esta magnitud para evaluar el estado del devanado.
Desde el reacondicionamiento realizado en el año 2000, los registros de los análisis de PD (PDA) han sido intermitentes, pero existen algunos disponibles desde el año 2006 hasta el 2014. En la Tabla 2 (a la izquierda) y la Tabla 3, se han asumido datos que han sido extrapolados linealmente.
La distribución estadística de las Qm para los hidro-generadores refrigerados con aire con condensadores de 80 pF, como las publicadas por IRIS Power, indicarían que la condición de este devanado es razonable para la edad que tiene.
Las tendencias de las NQN y las Qm no indican un incremento gradual significativo y a pesar que en el 2011 sus valores estuvieron muy alejados, al año siguiente los resultados de las pruebas fueron normales.
Si comparamos los resultados de las Qm de la Tabla 3 con los de la Tabla 2, todos los valores se encuentran dentro del 75% de las máquinas (111 mV a 10-12 kV en la Tabla 3). Cuando los niveles de las Qm superan el 90% de las máquinas o cuando las Qm doblan su valor en un período de 6 meses y continúan al alza o se estabilizan en ese alto nivel, esto indica claramente que existe un problema.
En 2011, aparte de la fase B (amarilla), las PD alcanzaron valores razonables sin una rata de cambio significativa. Ver gráfica 3. Considerando que los valores iníciales corresponden a un devanado de 22 años y los valores finales a uno de 30 años, estos nos indican que existe un desempeño aceptable.
En el informe de pre-evaluación, la Fase A (Roja) registraba los valores más altos de PD; ahora con la línea energizada, esta fase presenta los valores más bajos.
En este mismo informe de pre-evaluación, se registraron niveles altos de PD en la fase C (Azul), la que en la actualidad presenta la actividad de PD más reducida. Los valores más altos de PD se midieron desde el punto de estrella del devanado, el cual ve que se encuentra sometido a un esfuerzo eléctrico mucho menor durante el funcionamiento.
No es posible comparar directamente los resultados de las PD medidas a máquina parada con los obtenidos con la máquina en servicio, pero a futuro sería interesante, durante una determinada etapa, evaluar el bobinado realizando pruebas a máquina parada antes del próximo rebobinado y efectuar un análisis durante la remoción de las bobinas para identificar las fuentes de actividad de descargas parciales. Ver gráfica 4.
Sin embargo, dada la condición del devanado pasarán muchos años y es poco probable que esto suceda antes del 2024.
Conclusión
Este documento demuestra la idoneidad de los sistemas resin-rich en los hidro-generadores en servicio y resalta las ventajas de ser capaces de adoptar medidas correctivas a lo largo de la vida del bobinado, para solucionar problemas y asegurar que se logra un tiempo de vida del bobinado aceptable.
DISPONIBLE EN INGLÉS
ANSI/EASA AR100
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