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Es claro que las fallas de los cables reducen la calidad de la energía, la satisfacción del cliente, y la confiabilidad del sistema de potencia. En este sentido, la mejor manera de reducir la ocurrencia y duración de averías en el sistema de un cable (cable ⋃ empalmes o uniones ⋃ terminaciones) es identificar, localizar y reparar los defectos en el mismo antes de que una falla ocurra y en consecuencia deba interrumpirse el suministro de energía. El mantenimiento preventivo basado condición del cable en las redes, sustituye cada vez más el mantenimiento orientado al acontecimiento (correctivo) en las instalaciones de cable, pero más allá de las decisiones de carácter preventivo que no necesariamente son acertadas en el tiempo (cuando se consideran el aspecto financiero, esto es, depreciación, costo de sustitución, valor de salvamento, etc.), lo más deseable sería predecir con la mayor exactitud posible el final de la vida útil de parte/toda la instalación. Desafortunadamente, hasta ahora no existe una prueba para este sistema que informe sobre el remanente de vida operacional de un sistema de cable.No obstante, un buen conocimiento de la construcción de las redes cableadas, de los tipos de cable usados y de sus accesorios, simplifica considerablemente la evaluación de mediciones realizadas sobre el sistema del cable. Los tipos de defectos y los pasos requeridos para hacer la diagnosis/localización de los tales, son de las cosas más importantes que el técnico de líneas subterráneas debe estar enterado.Las descargas parciales, como se verá más adelante, son defectos en el sistema del cable consecuencia de otros defectos, particularmente de los vacíos e imperfecciones en el material sobre el núcleo conductor, o en el manejo y la calidad de la labor realizada por los encargados de la instalación y mantenimiento de dicho sistema. Por tal motivo, la medición de las descargas parciales se convierte en un buen indicador del estado en el cual opera un sistema de cable. En general, los objetivos de la tecnología de pruebas por descargas parciales son:• Reducir el nivel de riesgo global del sistema de potencia. A pesar de que las detecciones son de carácter local, todas las localizaciones de defectos deben ser señaladas.• Dirigir los programas de reemplazo/renovación identificando y localizando las secciones de cables con alto riesgo y/o reconfigurando las redes eléctricas, pero en el tiempo económicamente preciso.• Desarrollar sistemas y herramientas que luego puedan ser aplicadas a otros elementos valiosos del sistema de potencia, tales como aisladores, transformadores, motores, etc.Así que la prueba y diagnosis del cable, así como las medidas de descargas parciales, serán las protagonistas en lo próximo.
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JOSÉ ESPINA ALVARADO
SARTENEJAS, JULIO DE 2008
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CONTENIDO
1 INTRODUCCIÓN .............................................................................. 4
2 PRUEBAS DE CAMPO ....................................................................... 5
3 DEFECTOS EN EL SISTEMA DE AISLAMIENTO ................................... 7
3.1 ÁRBOLES EN LOS CABLES..................................................................................................................................... 7
3.1.1 Arboles de Agua (WT) ......................................................................................................................... 7
3.1.2 Arboles Eléctricos (ET) ........................................................................................................................ 8
3.2 DESCARGAS PARCIALES (PD)............................................................................................................................... 9
3.2.1 Mecanismo de las descargas ............................................................................................................ 10
3.2.2 Circuito equivalente de las PD ........................................................................................................... 12
3.2.3 Corrientes de PD ............................................................................................................................... 12
3.2.4 Carga eléctrica aparente .................................................................................................................. 12
4 MÉTODOS DE DETECCIÓN DE LA DEGRADACIÓN EN CAMPO ........ 15
4.1 PRUEBAS DE RESISTENCIA A GRAN POTENCIAL (HIPOT) .......................................................................................... 15
4.1.1 HIPOT de Corriente Alterna ............................................................................................................... 15
4.1.2 HIPOT de Corriente Directa ............................................................................................................... 18
4.1.3 HIPOT en muy baja frecuencia .......................................................................................................... 20
4.2 EVALUACIÓN DE LA CONDICIÓN GENERAL (GCA) ................................................................................................... 22
4.2.1 Factor de Disipación (DF o tanδ) ....................................................................................................... 23
4.2.2 Espectroscopia Dieléctrica (DS) ......................................................................................................... 23
4.2.3 Despolarización ................................................................................................................................ 24
4.2.4 Corriente de fuga .............................................................................................................................. 24
4.2.5 Distorsión total armónica (THD) ....................................................................................................... 26
4.2.6 Ventajas y desventajas generales de GCA ......................................................................................... 26
4.3 MEDICIÓN DE PD ........................................................................................................................................... 27
5 LOCALIZACIÓN DE FALLAS EN CABLES ........................................... 30
5.1 PROCEDIMIENTO PARA LA LOCALIZACIÓN DE FALLAS. ............................................................................................... 31
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5.1.1 Probar .............................................................................................................................................. 31
5.1.2 Analizar la información obtenida ...................................................................................................... 32
5.1.3 Pre-localizar la falla .......................................................................................................................... 33
5.1.4 Puntualizar (pin-pointer)................................................................................................................... 34
5.2 TÉCNICAS DE LOCALIZACIÓN DE FALLAS ................................................................................................................ 35
5.2.1 Reflectometría de Dominio de Tiempo (TDR) .................................................................................... 36
5.2.2 TDR Diferencial ................................................................................................................................. 36
5.2.3 Reflexión de Arco .............................................................................................................................. 36
5.2.4 Reflexión de Arco Diferencial ............................................................................................................ 36
5.2.5 Reflexión de Corriente de Impulso ..................................................................................................... 37
5.2.6 Quemado de un defecto ................................................................................................................... 38
6 OTRAS TÉCNICAS EN DESARROLLO ............................................... 39
7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................ 40
8 BIBLIOGRAFÍA ............................................................................... 41
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1 INTRODUCCIÓN
Es claro que las fallas de los cables reducen la calidad de la energía, la satisfacción
del cliente, y la confiabilidad del sistema de potencia. En este sentido, la mejor manera de
reducir la ocurrencia y duración de averías en el sistema de un cable (cable ⋃ empalmes o
uniones ⋃ terminaciones) es identificar, localizar y reparar los defectos en el mismo antes
de que una falla ocurra y en consecuencia deba interrumpirse el suministro de energía. El
mantenimiento preventivo basado condición del cable en las redes, sustituye cada vez más
el mantenimiento orientado al acontecimiento (correctivo) en las instalaciones de cable,
pero más allá de las decisiones de carácter preventivo que no necesariamente son acertadas
en el tiempo (cuando se consideran el aspecto financiero, esto es, depreciación, costo de
sustitución, valor de salvamento, etc.), lo más deseable sería predecir con la mayor
exactitud posible el final de la vida útil de parte/toda la instalación. Desafortunadamente,
hasta ahora no existe una prueba para este sistema que informe sobre el remanente de vida
operacional de un sistema de cable.
No obstante, un buen conocimiento de la construcción de las redes cableadas, de los
tipos de cable usados y de sus accesorios, simplifica considerablemente la evaluación de
mediciones realizadas sobre el sistema del cable. Los tipos de defectos y los pasos
requeridos para hacer la diagnosis/localización de los tales, son de las cosas más
importantes que el técnico de líneas subterráneas debe estar enterado.
Las descargas parciales, como se verá más adelante, son defectos en el sistema del
cable consecuencia de otros defectos, particularmente de los vacíos e imperfecciones en el
material sobre el núcleo conductor, o en el manejo y la calidad de la labor realizada por los
encargados de la instalación y mantenimiento de dicho sistema. Por tal motivo, la medición
de las descargas parciales se convierte en un buen indicador del estado en el cual opera un
sistema de cable. En general, los objetivos de la tecnología de pruebas por descargas
parciales son:
Reducir el nivel de riesgo global del sistema de potencia. A pesar de que las
detecciones son de carácter local, todas las localizaciones de defectos deben ser
señaladas.
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Dirigir los programas de reemplazo/renovación identificando y localizando las
secciones de cables con alto riesgo y/o reconfigurando las redes eléctricas, pero en
el tiempo económicamente preciso.
Desarrollar sistemas y herramientas que luego puedan ser aplicadas a otros
elementos valiosos del sistema de potencia, tales como aisladores, transformadores,
motores, etc.
Así que la prueba y diagnosis del cable, así como las medidas de descargas parciales,
serán las protagonistas en lo próximo.
2 PRUEBAS DE CAMPO
En principio, una prueba de cables debería identificar de una manera no destructiva,
algún problema potencial que pueda existir en parte del equipamiento, de modo que
puedan tomarse acciones preventivas para evitar posibles fallas de esa parte que se
traduzcan en una interrupción del servicio. En el caso de los cables, una evaluación de esa
naturaleza aplica no sólo a tales, sino también a los accesorios asociados a él (empalmes y
terminaciones), refiriendo en adelante a todo el conjunto como “sistema del cable”.
Las pruebas se realizarán durante distintas etapas de la existencia del sistema.
Cuando se trata de pruebas en campo, la norma IEEE 400 0 las define de la siguiente
manera:
Prueba de instalación: Se hace después que el cable ha sido colocado en sitio, pero
antes de la instalación de los accesorios. Pretenden detectar algún daño en el cable
debido a fabricación, transporte e instalación.
Prueba de aceptación: Se realiza antes de la alimentación al sistema del cable. Su
propósito es determinar el daño debido a manejo e instalación en cable y accesorios.
También se conoce como “prueba pos tendido”.
Prueba de mantenimiento: Se hace durante la vida de operación del sistema del
cable. Su propósito es evaluar la condición y verificar la operatividad del sistema del
cable para iniciar un adecuado programa de mantenimiento.
A su vez, las pruebas en campo pueden clasificarse dentro de las dos siguiente categorías:
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Tipo 1: Éstas comúnmente son realizadas en altas tensiones y referidas como
pruebas del tipo “Pasó/Falló”. Son concebidas para detectar defectos en el
aislamiento del sistema del cable para mejorar la confiabilidad del servicio después
que la parte defectuosa es aislada, retirada, y son realizadas las reparaciones
adecuadas. Más allá de averiguar si el sistema del cable “resistió” o no la tensión
aplicada durante la prueba, se obtiene poco conocimiento acerca de su condición.
Figura 1. Secuencia de un evento que condujo a la destrucción de un empalme durante una prueba de Tipo 1 (Fuente: [6]).
Tipo 2: Diagnóstica. Evalúa la condición del sistema de cable y trata de establecer el
lapso que resta de su vida de servicio. Deben proveer indicaciones del nivel de
deterioro del sistema de aislamiento. Algunas de estas pruebas mostrarán su
condición global del cable (por ej. el factor de disipación), y otras indicarán la
ubicación de defectos discretos que pueden ser los sitios donde fallará el cable en el
futuro (por ej. las descargas parciales).
Figura 2. Secuencia de un evento durante un prueba de Tipo 2. A diferencia del caso mostrado en la figura anterior, en la fotografía central apenas se observa el destello de una descarga (Fuente: [7]).
La Figura 1 evidencia el carácter destructivo de las pruebas Tipo 1 al “quemar” la
parte del sistema del cable que estaba defectuosa; mientras que en la Figura 2, una prueba
Tipo 2 localiza el defecto sin destruir el cable, permitiendo realizar un diagnóstico
posterior.
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3 DEFECTOS EN EL SISTEMA DE AISLAMIENTO
Si bien son muchos los mecanismos que pueden provocar el deterioro del sistema de
aislamiento de un cable, a continuación se prestará cuidadosa atención a las dos causas de
mayor interés técnico en el campo de investigación y desarrollo: arborescencias y descargas
parciales (una lista más amplia puede revisarse en la Tabla 1)
3.1 Árboles en los cables
Este problema se manifiesta con la formación de canales potenciales de falla que
adoptan la forma de un árbol. Con frecuencia los árboles aparecen originados por descargas
en las cavidades, por las partículas de impurezas, o por imperfecciones (protrusiones) en
las capas adyacentes al material aislante; o por la humedad que penetra en el polietileno
extruido, siendo causa de la arborescencia. En los dieléctricos orgánicos sólidos, las
arborescencias parecen ser el mecanismo más probable de falla eléctrica a largo plazo, en
comparación con la falla catastrófica más rápida. Puntualizando, las causas de la aparición
de la arborescencia se pueden clasificar como: eléctrica, agua y electroquímica, todos ellos
se inician en lugares de altos esfuerzos eléctricos.
3.1.1 Arboles de Agua (WT)
La causa principal de envejecimiento del aislamiento y subsecuentes fallas en el caso
de cables extruidos son los árboles de agua, los cuales representan un verdadero cáncer
para aislamientos XLPE y EPR. Este tipo de defecto crece y madura debido a un proceso de
electroforesis en los cables extruidos (no ocurre en los cables PILC [5]). Cuando se
desarrolla WT, se forman canales electro-oxidados de muy poco diámetro que siguen la
dirección del campo eléctrico y tratan de puentear el aislamiento (árboles venteados).
El establecimiento de un campo eléctrico aumenta la penetración de la humedad en
los materiales orgánicos, con resultados nocivos. El polietileno tiene una permeabilidad
más baja para la humedad que cualquier otro plástico, excepto el PVC. Para que crezcan las
arborescencias de agua, se requiere que existan esfuerzos de agua y de CA. Cuando la
concentración de agua ocluida aumenta, la tensión que origina las arborescencias de agua
disminuye. Así la degradación por WT, siempre asociados a la humedad, tendrá crecimiento
lento (meses, años), probablemente con vacíos discretos separados por el aislamiento, pero
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distintivamente, el aislamiento debe estar manchado para verlos. Esto puede ser resultado
de los productos químicos en o alrededor del cable, o bien, puede ser manchado al
momento de examinar el cable. Los contaminantes solubles, como las sales, son
particularmente dañinos porque propician la oxidación [3].
La falla final es debida a árboles eléctricos (ET) que se forman en las áreas secas
adyacentes a un WT. Estos deben tender un puente sobre una porción significativa del
aislamiento antes de que un ET tenga ocasión de desarrollarse (ver Figura 3).
Figura 3. Paso de un árbol de agua a otro de tipo eléctrico (Fuente: [1]).
Las características distintivas del aislamiento afectado por WT, son:
Tensión AC de ruptura más baja.
Pequeño incremento en la capacitancia con la tensión.
Incremento en factor de disipación (tanδ) en caso de aislamiento seco.
Factor de disipación (tanδ) crece con la tensión.
Distorsión en la forma de onda de la corriente de pérdidas.
No se manifiestan descargas parciales (PD) hasta justo antes de la falla.
La componente DC de la corriente de fuga es más elevada.
3.1.2 Arboles Eléctricos (ET)
Con frecuencia el aislamiento contiene cavidades llenas de aire o gas, con diferente r,
dando lugar a la creación de mayores tensiones eléctricas. Los iones siempre presentes en
el gas adquieren velocidad y energía cinética debido al campo y chocan con moléculas no
ionizadas. Si los iones en movimiento poseen suficiente energía, pueden remover electrones
de las moléculas con lo que se crean más iones, y se crea una descarga gaseosa cuando los
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electrones que se mueven a altas velocidades, golpean las paredes de la cavidad,
provocando la erosión del material [14]. Los árboles eléctricos formados así, se caracterizan
por "tubos vacíos" (ambiente sin agua), y crecimiento acelerado (horas, semanas), cuya
forma dependerá de los esfuerzos y de la frecuencia. Los ET crecen a niveles de tensión
mucho más altos que los que se necesitan para los WT.
Los árboles que comienzan a crecer a partir de un hueco interno o de una inclusión
(no venteados), sólo en raras ocasiones llegan a crecer mucho. Los árboles que se forman
por tensiones de CA moderadas en una interfase electrodo/aislamiento (esto es, en la
protección del conductor) y que contienen imperfecciones, son causa de problemas
comerciales de mayor importancia, que los árboles que resultan de las descargas internas y
de impulsos.
Figura 4. Dos ET en el aislamiento. En la capa semiconductora se tiene un ET más alargado (con característica de serpentina), debido al esfuerzo eléctrico que impone la
proximidad al núcleo del cable (donde el campo eléctrico es más intenso). La arborización en la parte superior no está tan extendida porque las impurezas desde
donde se inicio no está tan próximas al núcleo (Fuente: [1]).
3.2 Descargas Parciales (PD)
En ingeniería eléctrica una descarga parcial es una ruptura de la rigidez dieléctrica
muy localizada del aislamiento líquido o sólido. A diferencia del efecto corona, que se
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manifiesta en los conductores o hardware aéreo de una forma más o menos estable, las
descargas parciales tienen una naturaleza mucho más esporádica.
3.2.1 Mecanismo de las descargas
Las descargas parciales (PD) ordinariamente comienzan en huecos, grietas o
elementos extraños en el aislamiento sólido, en las interfaces entre el aislamiento sólido y
líquido (o entre dos materiales aislantes), o entre conductor y aislamiento o en burbujas en
el aislamiento líquido. Las PD reducen la distancia entre elementos en tensión pero sólo en
la porción del aislamiento afectada.
Las PD en un material aislante suelen iniciarse en huecos rellenos de gas dentro del
dieléctrico, o dicho de otro modo, dentro de árboles eléctricos. Puesto que la constante
dieléctrica del hueco es considerablemente más baja que la del material aislante, el campo
eléctrico es superior en el hueco que en distancias similares dentro del material aislante. Si
la tensión por metro dentro del hueco aumenta por encima del umbral de tensión de efecto
corona las PD iniciarán su actividad; a tal umbral, se le conoce como “tensión de incepción”
(PDIV). Por otro lado, las PD se extinguen cuando la tensión se reduce más allá del nivel
conocido como “tensión de extinción” (PDEV).
Figura 5. Una descarga parcial puede interpretarse como la descarga eléctrica que no completa el
puente entre dos electrodos (Fuente: [4]).
Una vez dieron comienzo las PD se produce un deterioro progresivo de los
materiales aislantes, pudiendo causar a la postre el fallo del aislamiento. Las PD se
previenen con diseños cuidadosos y buenos materiales. En equipos de alta tensión la
integridad del aislamiento se verifica mediante el empleo de equipos de detección de PD
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tanto durante el proceso de fabricación como periódicamente durante la vida útil de las
unidades. La prevención y detección de las PD es capital para garantizar una operación
duradera y fiable de los equipos de alta tensión de las compañías eléctricas.
(a)
(b)
12/42
(c)
Figura 6. Lugares propicios para las PD en (a) cables extruidos, (b) cables con aislamiento de papel, y (c) en los accesorios, esto es,
empalmes o juntas, y terminaciones (Fuente: [4]).
3.2.2 Circuito equivalente de las PD
El circuito equivalente de un dieléctrico con una cavidad puede ser modelado como
un divisor de tensión capacitivo en paralelo con otro condensador. El condensador superior
del divisor representa el paralelo de las capacidades en serie con la cavidad y el
condensador inferior representa la capacidad del hueco. El condensador en paralelo
representa el resto de capacidad no afectada por la cavidad.
3.2.3 Corrientes de PD
Cuando se inicia la actividad de PD, pulsos transitorios de corriente de alta
frecuencia aparecerán con una duración entre nanosegundos y microsegundos, estos pulsos
reaparecerán de suerte repetitiva. Las corrientes de PD son difíciles de medir por su escasa
magnitud y duración. El evento puede ser detectado como un cambio minúsculo en la
corriente consumida por el equipo a prueba. Otro método para medir estas corrientes es
instalar una resistencia en serie con el equipo de estudio y analizar la caída de tensión con
un osciloscopio.
3.2.4 Carga eléctrica aparente
El cambio real de la carga que se produce durante una descarga parcial no es
medible de forma directa. Se utiliza el concepto de carga aparente. La carga aparente (q) de
un episodio de PD no representa la carga real del equipo sino que representa la variación de
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la carga que, si estuviese conectada entre los terminales del equipo a prueba, provocaría
una variación de la tensión equivalente al episodio de PD. De forma matemática puede
modelarse mediante la ecuación:
La carga eléctrica aparente suele medirse en picoculombios (pC), y su frecuencia está en el
orden de cientos de MHz..
A pesar que en este trabajo se ha hecho especial énfasis en los defectos de
arborización y PD, en la Tabla 1 se amplía el conocimiento acerca de los mecanismos de
degradación de cables, en particular los de aislamiento extruido.
Tabla 1. Principales mecanismos de degradación de cables extruidos [3].
Mecanismos de Deterioro Causa Método de la Prueba Diagnóstica
Árboles de agua (WT) Defectos locales (LD)1, agua, nivel de tensión
DF2, DS, tensión de recuperación, pérdidas en CD, pérdidas armónicas en AC2
Árboles eléctricos (ET) LD, WT, nivel de tensión PD
Descargas parciales (PD) LD, ET, nivel de tensión PD
Descargas superficiales (Tracking)
Contaminación superficial, vacíos inter-fase, nivel de tensión
PD, inspección visual
Ruptura intrínseca Rayos Ninguna
Cambios químicos (oxidación, hidrólisis)
Alta temperatura o contacto directo con líquidos agresivos
DF, DS, tensión de recuperación, pérdidas en CD
Termo-mecánico Sobrecarga Inspección visual, PD (en caso de vacios a causa de la deformación mecánica)
Calentamiento dieléctrico, fuga térmica, punto caliente
Sobrecarga Inspección visual (señales de sobrecalentamiento), DF, DS, pérdidas en CD
Endurecimiento/Ablandamiento de aislamiento/pantallas/chaquetas
Altas temperaturas, exposición a solventes
Inspección visual, PD en caso de vacios
Corrosión de la pantalla Agua, químicos agresivos Reflectometría en el dominio del tiempo (TDR), medición de resistencia
DF: Factor de disipación. DS: Espectroscopia dieléctrica. 1 No todos los defectos locales (LD) derivarán en WT, ET y PD’s. 2 Son necesarios WT’s de alta densidad. 3 Únicamente sensibles cuando la longitud afectada de cable es relativamente grande.
4 MÉTODOS DE DETECCIÓN DE LA DEGRADACIÓN EN CAMPO
Se adelantó que las pruebas disponibles podían conducir a la destrucción del sistema
de aislamiento en lugar de proveer una indicación o diagnóstico. A continuación, se
presentan las técnicas más empleadas en la actualidad.
4.1 Pruebas de Resistencia a Gran Potencial (HIPOT)
La prueba de resistencia HIPOT son las más simples de realizar. Según la fuente de
tensión puede ser discriminada en tres categorías: frecuencia industrial (PWRFRQ),
corriente directa (DC), y muy baja frecuencia (VLF). En general, estas pruebas son
consideradas de Tipo 1, y tienen en común los siguientes aspectos:
Pros -> SIMPLICIDAD
Tensión prescrita durante un tiempo específico.
Equipo simple y de relativo bajo costo.
Simplemente pasó/falló, por lo cual no demanda grandes habilidades por parte
del operador.
Contras -> DESTRUCTIVAS, NO PREDICTIVAS
No controla el efecto de la prueba.
Destructivo para el aislamiento del cable.
Proceso serie con múltiples defectos.
Ciego para ciertos tipos de defectos.
Enfoque del “martillo de dos manos” que debilita todos defectos
equitativamente.
4.1.1 HIPOT de Corriente Alterna
Este método de prueba está basado en el uso de corriente alterna a frecuencia
industrial, y suele referírsele por las abreviaturas HIPOT PWRFRQ. La principal ventaja de
este método sobre los otros de la misma clase es que los esfuerzos a los que es sometido el
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aislamiento son comparables a las de sus condiciones de operación normal. Sin embargo,
una desventaja práctica es el hecho de que el sistema del cable representa una gran carga
capacitiva para esta prueba, y en el pasado se requerían voluminosos y costosos
generadores y transformadores de prueba para esfuerzos de ensayo por encima de los
niveles usuales a los cuales estaba sometido.
El tamaño del transformador puede ser sustancialmente reducido usando el principio
de resonancia. Si la capacitancia efectiva del cable entra en resonancia con un inductor, el
efecto multiplicativo del circuito resonante (su factor Q) propicia diseños de
transformadores de prueba de menor volumen. La reducción dimensional del generador de
pruebas puede conseguirse usando el circuito pulso-resonante.
4.1.1.1 Características del sistema de pruebas
Los sistemas resonantes tienen un rango de sintonización específico para la
capacitancia el cable bajo prueba. El mínimo que puede ser energizado en una resonancia
serie es cero, usando un condensador de la capacidad apropiada en paralelo con la parte del
sistema que está siendo probada. En la resonancia paralelo, el sistema de prueba puede ser
energizado sin conectar capacitancia alguna. Un rango típico de sintonización está en el
orden de 20:1, de máxima a mínima capacitancia [13].
La salida del sistema de pruebas resonante consiste en una línea de potencia con
frecuencia modulada a baja frecuencia, como de 1 Hz. La distribución de esfuerzos en el
sistema del cable bajo prueba es idéntica a la correspondiente con una operación normal,
excepto que la magnitud del esfuerzo varía periódicamente.
4.1.1.2 Procedimiento de prueba
Transformadores convencionales: El equipo de prueba es energizado, la tensión
incrementada lenta y linealmente hasta que el nivel requerido para la prueba es
alcanzado; entonces debe mantenerse esa magnitud por el período de pruebas
especificado. Finalizado este tiempo, la tensión debe ser reducida a cero a la misma
tasa con la que fue antes establecida.
Sistemas resonantes: Casi el mismo procedimiento que en el caso anterior excepto
que la tensión se eleva en principio a 5% del nivel de prueba, cuando el sistema debe
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ser sintonizado. La sintonización puede requerir un ajuste menor cuando la tensión
de prueba es alcanzada.
Tensión Industrial (media tensión): En circuitos de distribución residencial
subterráneos (URD), es práctica común usar los dispositivos de seccionamiento para
aislar el segmento que presenta defecto, re-energizando el circuito tantas veces
como sea necesario para tal fin. El problema es que de esta manera, pueden
generarse sobretensiones que pueden causar excesivos impulsos de corriente,
reduciendo ambas condiciones la vida útil y la confiabilidad del circuito subterráneo.
Se han desarrollado dispositivos para eliminar la necesidad de re-energizar un
circuito subterráneo fallado. Con el uso de un “tester” convencional, un rectificador
de alta tensión, los adaptadores correctos, y un sistema fuente en AC se puede
determinar la conveniencia de re-energizar el circuito. Un voltímetro puede indicar
la cantidad de corriente de carga que tiene el circuito que está siendo probado. Dado
que el cable subterráneo es un buen condensador, un circuito sin falla daría una alta
lectura cuando el “tester” es conectado al circuito la primera vez. Como la
capacitancia se carga, la lectura en el voltímetro decrece, de otro modo sería una
indicación de falla del circuito.
Figura 7. Equipo para HIPOT PWRFRQ (Fuente: [4]).
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Después de completada la prueba, todas las puestas a tierra del circuito deberían ser
re-establecidas y el sistema asegurado.
La tasa de de elevación o descenso recomendada para la prueba de tensión es de 1
kV/s, aproximadamente. La duración de una prueba de aceptación en un sistema de cable
nuevo es usualmente de 15 min a una tensión especificada. Las pruebas de mantenimiento
pueden durar de 5 a 15 min [13]. Una prueba diagnóstica (por ej. medición de PD) puede
ser realizada en este lapso, y la tensión debería mantenerse con una tolerancia de ±1%.
4.1.1.3 Ventajas y desventajas de las pruebas HIPOT PWRFRQ:
Ventajas
El cable es sometido al mismo esfuerzo eléctrico que en servicio.
Es bueno para los defectos de conductividad y de alta impedancia.
No induce carga espacial.
Desventajas
Es grande y pesado (ver Figura 7).
Es costoso.
Las pruebas son costosas.
La demanda de potencia es extremadamente elevada.
El cable puede fallar durante la prueba.
4.1.2 HIPOT de Corriente Directa
Existe una amplia tradición del uso de este tipo de pruebas en sistemas de cable de
aislamiento laminado. Sin embargo, recientemente se ha demostrado que las pruebas de CD
tienden a ser ciegas para ciertos tipos de defecto, y por otra parte, pueden agravar la
condición de deterioro de algunos cables con aislamiento extruido envejecidos o afectados
con WT. Vale recordar que en régimen permanente la CD crea un campo eléctrico dentro
del aislamiento determinado por su conductancia, mientras que a frecuencia industrial el
campo eléctrico es dispuesto por la contante dieléctrica (capacitancia) del aislamiento.
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4.1.2.1 Procedimiento de prueba
El equipo para logra estas tensiones se rectifica un suministra un suministro de
potencia AC. La tensión de salida es variable por el ajuste de la tensión de entrada AC, y por
tanto debe medirse la corriente suministrada desde el lado HVDC.
Con este equipo pueden realizarse tres tipos de prueba:
Prueba de resistencia DC: A un nivel de tensión y un tiempo prescritos, el cable es
considerado aceptable si no ocurre la ruptura dieléctrica.
Prueba Corriente de fuga-tiempo: Se traza tal relación probando el cable a una
tensión prescrita. Tomando las precauciones del caso, esta prueba provee
información diagnóstica sobre el sistema del cable.
Prueba de tensión de paso o corriente de fuga hasta la saturación: La tensión es
incrementada en pequeños pasos mientras la corriente de fuga es registrada, hasta
que se alcanza la tensión de prueba máxima, o hasta que se evidencia una fuerte
relación no lineal entre la corriente y la tensión. El abandono de la linealidad puede
denotar un sistema de aislamiento defectuoso.
Figura 8. Equipo de pruebas HIPOT DC (Fuente: [4]).
4.1.2.2 Ventajas y desventajas de las pruebas HIPOT CD
Ventajas
Es la más portátil de las fuentes.
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Larga tradición de uso, con resultados satisfactorios para sistemas de cables con
dieléctricos laminados, y una bien establecida base de datos.
Es bueno para defectos conductivos (agua en PILC).
Equipo relativamente memos costoso que uno no-DC comparable en kV de salida.
Desventajas
Polariza el cable. Después de la prueba, la carga espacial agrava los defectos en la
extensión de cables extruidos envejecidos; además, tal carga puede acumularse
especialmente en los accesorios del cable.
Es ciego para defectos de alta impedancia, tales como cortes y cavidades.
La corriente de fuga depende absolutamente de las condiciones atmosféricas.
No replica las condiciones de servicio ni las pruebas de fábrica. La distribución del
esfuerzo es sensible a la temperatura.
4.1.3 HIPOT en muy baja frecuencia
Las pruebas HIPOT en muy baja frecuencia (VLF), cuando se aplican a cables cuyo
sistema de aislamiento está en un avanzado estado de degradación, puede agravar la
condición y causar la ruptura antes que la prueba pueda ser terminada.
Las pruebas VLF de resistencia para sistemas de cable son discriminadas así: forma
de onda pulso-coseno y forma de onda seno.
4.1.3.1 Forma de onda pulso-coseno VLF
El equipo probador de cables VLF genera un pulso de onda bipolar de 0,1 Hz cuyos
cambios de polaridad son sinusoidales. Las transiciones sinusoidales en el rango de
frecuencia industrial inicia una PD en un defecto del aislamiento (en caso de existir), cuyo
pulso de onda de 0,1 Hz provoca un canal de ruptura en su interior. En minutos el defecto es
detectado y forzado a llegar a la falla.
Una vez conectado al equipo de prueba, en 5 o 6 pasos la tensión de prueba es
regulada hasta el nivel de 3 U0 (U0 es la tensión de fase de la red industrial). Los tiempos de
prueba recomendados son de 15 a 60 min [13]. Si el sistema del cable pasa esta prueba, la
tensión aplicada debe ser llevada a cero, y tanto el cable como el equipo de prueba deben
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ser descargados y puestos a tierra. Por otro lado, si el cable falla la prueba, el equipo debe
ser apagado para descargar al sistema. La falla debe ser localizada con un equipo auxiliar
especialmente diseñado para la ubicación de las fallas.
4.1.3.2 Forma de onda seno VLF
Se generan formas de ondas sinusoidales cambiantes de menos que 1 Hz. Cuando el
esfuerzo de campo local en un defecto del cable excede la rigidez dieléctrica del aislamiento,
las PD comienzan. El esfuerzo de campo local es una función de la tensión de prueba, de la
geometría del defecto, y de la carga espacial. Después de la iniciación de la PD, los canales
de descarga llegarán a la ruptura durante el tiempo de prueba recomendado.
La tensión de prueba es regulada a 3 U0. El tiempo de pruebas recomendado es de
60 min o menos.
Figura 9. Equipo de pruebas HIPOT VLF (Fuente: [4]).
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4.1.3.3 Ventajas y desventajas de las pruebas HIPOT VLF
Se resumen ventajas y desventajas de las dos tecnologías antes mencionadas en la
siguiente tabla.
Tabla 2. Ventajas y desventajas de las HIPOT VLF.
HIPOT VLF Ventajas Desventajas
Forma de onda pulso-coseno
Debido a las transiciones sinusoidales entre los pulsos de HV, no pueden ser generadas ondas viajeras. Debido a los continuos cambios de polaridad, las peligrosas cargas espaciales no tienen cabida. El tamaño, peso y requerimientos de potencia del equipo es similar al empleado en las pruebas DC. Puede ser usado en aislamientos extruidos y también en los de papel impregnado. Trabaja mejor cuando se eliminan unos cuantos defectos del aislamiento. Es usada para “quemar” los defectos del cable sin poner en peligro la integridad de su sistema. Cuando un cable pasa, de nuevo puede ser puesto en servicio
En cables con daño extensivo por WT o ionización del aislamiento, la prueba no es conclusiva. Se requerirá de una medición adicional de pérdidas en el aislamiento. El tope para la tensión de esta prueba es 54 kV
Forma de onda seno
Debido a los continuos cambios de polaridad, las peligrosas cargas espaciales no tienen cabida. El equipo de pruebas es portátil y sus requerimientos de potencia son comparables a los de un equipo de localización de fallas convencional. Puede ser usado en aislamientos extruidos y también en los de papel impregnado. Trabaja mejor cuando se eliminan unos cuantos defectos del aislamiento. Es usada para “quemar” los defectos del cable sin poner en peligro la integridad de su sistema. Cuando un cable pasa, de nuevo puede ser puesto en servicio. Existen equipos VLF que además de probar resistencia del material, tienen la capacidad de medir el factor de disipación a 0,1 Hz para diagnosticar cables con alto grado de degradación en su aislamiento
En cables con daño extensivo por WT o ionización del aislamiento, la prueba no es conclusiva. Se requerirá de una medición adicional de pérdidas en el aislamiento. El tope para la tensión de esta prueba es 36 kV y la máxima capacitancia de carga es de aproximadamente 3 µF a 0,1 Hz. La carga total de energía en el cable debe ser suministrada y absorbida por la prueba durante cada período eléctrico. Esto limita el tamaño del sistema de cable que puede ser probado.
4.2 Evaluación de la Condición general (GCA)
Evaluación de la Condición General es un término que involucra una larga lista de
métodos y tecnologías de pruebas diagnósticas a cables, las cuales tratan de determinar la
salud global del sistema de aislamiento. Estas pruebas representan una de las más
sofisticadas herramientas de diagnóstico. A continuación se hará mención de algunas.
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4.2.1 Factor de Disipación (DF o tanδ)
En principio, este factor fue usado para supervisar el envejecimiento y la
deterioración de cables con dieléctricos extruidos. Bach y otros divulgaron una correlación
entre un aumento del factor de disipación de 0.1 Hz y un nivel de tensión de interrupción
del aislamiento que disminuye a frecuencia industrial. El factor de pérdida de 0.1 Hz es
determinado principalmente por defectos WT del aislamiento del cable y no por el agua que
conducen a lo largo de sus superficies. La medida del factor de pérdida con una forma de
onda sinusoidal de 0.1 Hz ofrece la evaluación comparativo del envejecimiento del tipo
aislamientos del PE, de XLPE, y del EPR. Los resultados de la prueba permiten la
diferenciación entre aislamientos del cable: como nuevos, defectuosos, y altamente
degradados. El factor de pérdida con una forma de onda sinusoidal de 0.1 Hz se puede
utilizar como prueba de diagnóstico. Los cables se pueden probar en programas de
mantenimiento preventivos y volver al servicio después de probar. Las medidas del factor
de pérdida en el VLF se pueden utilizar para justificar gastos de rejuvenecimiento o de
reemplazo del cable.
Con un generador de prueba VLF de 0,1 Hz, se mide tanδ a dos tensiones U0 y 2U0, y
se determina la variación de tanδ. Los valores así obtenidos, se usan para caracterizar el
estado del aislamiento como bueno, defectuoso, o altamente deteriorado. Por ejemplo, si un
aislamiento XLPE es probado con U0 y 2U0 a 0,1 Hz y 0,0012 < tanδ < 0,002, pero
∆tanδ < 0,006, el cable entra en la categoría de defectuoso o envejecido, puede seguir
operativo pero debería ser monitoreado semestralmente (la condición ∆tanδ es la más
restrictiva; para más detalles, ver la referencia [10]).
4.2.2 Espectroscopia Dieléctrica (DS)
La constante y la pérdida dieléctrica se miden en función de la frecuencia (0.1 mHz -
1 Hz, dependiendo de la longitud de cable) y en función de nivel de tensión (normalmente
hasta el voltaje nominal). La variación de los parámetros medidos es una indicación de la
presencia media de los WT en un sistema del cable de polimérico, es decir, del ingreso de
agua en cables con aislamiento de papel. Como los árboles del agua no se concentran
generalmente en una sola localización, sino se distribuyen a lo largo de regiones más
grandes del cable, este método proporciona en la mayoría de los casos una buena
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evaluación de la condición total del cable. Todavía no existen métodos para detectar y/o
para localizar densidades concentradas localmente de los árboles del agua.
En DS las medidas de la constante dieléctrica compleja se realizan en varias
frecuencias permitiendo a un espectro de la frecuencia de la constante dieléctrica ser
analizado. El espectro refleja las características del material dieléctrico en la gama de
frecuencia medida. Los WT aumentan la pérdida y la capacitancia de la muestra material
dieléctrica. Estos dos parámetros son también dependientes de la tensión. La dependencia
respecto a la tensión, de las pérdidas y de la capacitancia del cable con arborescencias de
agua, se utiliza como factor que discrimina en el diagnóstico dieléctrico de la
espectroscopia.
4.2.3 Despolarización
Actualmente, las publicaciones están discutiendo la posibilidad para diagnosticar un
cable envejecido por WT en media tensión (MT) con métodos de tensión y corriente de
retorno. Este método aplica una tensión de CD relativamente baja sobre el aislamiento del
cable. Después de retirar la alimentación, la tensión de retorno sobre el aislamiento del
cable es medida. Esta tensión es causada por impurezas, defectos, pero también
polarización normal del aislamiento bajo condiciones de carga en CD. En vez de medir la
tensión, la corriente de retorno se mide con una impedancia pequeña. Los resultados de
estos métodos pueden dar el índice de presencia de WT, pero resultados confiables,
probados, no se tienen todavía. No obstante, en principio, la medida realizada con estos
métodos tiene las mismas características en dominio de tiempo que la espectroscopia
dieléctrica en dominio de la frecuencia. La eficacia de las mediciones de tensión y corriente
de retorno para los cables de transmisión representa un tema de permanente investigación.
4.2.4 Corriente de fuga
Es importante reconocer los componentes de la fuga de DC. La corriente de salida de
la prueba en el cable no es la verdadera fuga. La salida de corriente es la suma de tres
corrientes: capacitancia geométrica, absorción, y la verdadera fuga,
it = ig + ia + ic
donde ig = corriente de capacitancia geométrica,
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ia = corriente de absorción,
ic = corriente de fuga/conducción, y
it = corriente total.
La forma de la curva de corriente total (it) con respecto al tiempo indica la condición
del dieléctrico. Una de bajada de las corrientes con respecto al tiempo es una indicación de
aislamiento sano. Un claro o rápido aumento de la corriente es indicación de dudosa
condición, o inminente falla. Una curva plana es generalmente consecuencia de las
condiciones de prueba.
La variación de corriente de salida con respecto al tiempo de aplicación de tensión
general se considera más indicativa que su valor absoluto. Las formas características de la
curva tiempo-corriente de fugas y sus probables causas se resumen a continuación:
Un rápido aumento de la fuga en la curva a tensión constante puede ser indicativo de
aislamiento defectuoso. Sin embargo, otros caminos de fuga (sobre superficies de
porcelana, o a través de fluidos aislantes) pueden contribuir con ese resultado.
Una caída de la fuga en la curva es indicativo de buenas características de
aislamiento, especialmente si se encuentra en niveles similares en todas las fases.
Una curva plana con fuga de bajo valor es generalmente un indicio de aislamiento
aceptable. La horizontalidad puede verse influida por la longitud del circuito,
geometría del cable, y la posible presencia de humedad o contaminantes en las
superficies de terminales.
Una curva plana con fuga de alto valor puede indicar cualquiera de las siguientes
condiciones:
o A. Presencia de humedad.
o B. Contaminantes sobre las superficies de terminales u otras superficies de
fuga.
o C. Fugas superficiales superiores a las fugas volumétricas.
o D. Aislamiento laminado húmedo.
o E. Condición de los fluidos aislantes.
o F. Pérdidas de ionización del aire (corona) desde las proyecciones.
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Disímiles fugas en las curvas son indicativos de la no uniformidad de los sistemas de
aislamiento. La curva característica de cada etapa debe ser analizada para
determinar la causa de disimilitud. Las pérdidas por ionización del aire de las
proyecciones pueden afectar una fase más que a las demás, dependerá del blindaje a
corona (como en las terminales), la temperatura y la humedad transitorias, el
movimiento del aire, y cosas por el estilo.
En términos generales, el aumento de las corrientes con la tensión de prueba deben
ser aproximadamente lineales para aislamiento sano. Debe impedirse la corona terminal y
reducir al mínimo las fugas en superficies terminales porque todo esto puede alterar los
resultados de las pruebas.
4.2.5 Distorsión total armónica (THD)
En ambientes no sinusoidales, las componentes armónicas según el dominio de
frecuencias provoca calentamiento adicional en el conductor, más allá del valor nominal
correspondiente a una carga no distorsionante, lo cual acelera el envejecimiento y deterioro
del material aislante, traduciéndose en más altas corrientes de fuga y efecto pelicular.
4.2.6 Ventajas y desventajas generales de GCA
Ventajas:
No es destructiva, porque las pruebas son realizadas a modestos niveles de tensión
durante el tiempo de ensayo.
Monitorea la condición global del cable durante la aplicación de la tensión de prueba.
Efectiva para la detección y evaluación de los defectos tipo conducción.
Los equipos necesarios para la realización de las pruebas son portátiles y los
requerimientos de potencia bastante manejables.
Se han establecido prácticas discriminadas para cables: críticamente envejecidos;
moderadamente envejecidos; “como nuevos”.
Desventajas:
En principio, son requeridos archivos de rasgos característicos de varios tipos de
cables.
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La correlación con estudios a gran escala indica una exactitud de 50-69%.
Es altamente dependiente de la temperatura en cables extruidos.
Es ciega para los defectos de alta impedancia (cortes y cavidades), y para descargas
parciales con menos de 104 pC [4].
No puede encontrar defectos individuales (requiere cientos de WT’s en XLPE, EPR).
No es efectiva con cables de aislamiento mixto.
No localiza los defectos.
No repite las condiciones de prueba del fabricante.
La interpretación de los resultados está sujeta a un análisis previo.
El equipamiento es más costoso que el asociado a HIPOT.
4.3 Medición de PD
Existen varios equipos para la detección de descargas parciales. Los equipos
detectan las descargas parciales asociadas a la presencia de defectos de aislamiento sobre
los empalmes de cables y otros accesorios de cables, con el fin de verificar la seguridad y la
fiabilidad de las redes eléctricas.
Los equipos deben ser precisos para hacer parte de un programa de mantenimiento
preventivo. Deben detectar con gran precisión las descargas parciales de los empalmes de
cables tipo XLPE/EPR, codos de cables y terminaciones. Sería conveniente además, la
detección de los ultrasonidos generados por los efectos corona y los arcos sobre los
componentes de las redes eléctricas.
Sin embargo, vale destacar que la mayoría de los equipos disponibles para cumplir
esta misión en cables, están pensados para hacer las pruebas “en frío” (off-line, es decir, con
el cable des-energizado; en la aplicación a máquinas eléctricas la experiencia es otra, de
hecho se realiza la supervisión on-line, o bien, “en caliente” 0). Peor aún estos equipos son
incapaces de señalar con precisión el lugar de la descarga en el cable más allá de las
terminaciones. Por otra parte, se han realizado esfuerzos cuyo principal aporte es la
preselección de las conexiones débiles del cable por medio de pruebas “en caliente”, cuyas
medidas se pueden examinar “en frío” más detalladamente después [12]. Aunque la
detección en línea sin la localización produce ya la información valiosa, la localización del
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sitio de la descarga parcial es, sin embargo, una necesidad y conduce al mejor conocimiento
la condición del cable-sistema.
Tabla 3. Ventajas y desventajas de pruebas de PD.
PD Ventajas Desventajas
En caliente
El cable está energizado. Detecta y localiza algunos defectos en los accesorios, y otros tantos en los cables. No se requiere de una fuente de tensión externa
Detecta a lo sumo 3% de los defectos en el aislamiento de un cable
extruido (ver Figura 10). No es una prueba calibrada, así que sus resultados no son objetivos. No tiene validación con pruebas de fábrica ni con estándares americanos. No existe correlación con estudios en campo a gran escala. No aplica en cables de gran longitud. Las alcantarillas deben ser drenadas. No se tiene un reporte en sitio de los resultados de la prueba
En frío
No es destructiva. Replica las pruebas de fábrica en forma calibrada. Replica las condiciones de los regímenes permanente y transitorio. Localiza todos los defectos en una sola prueba desde una de las terminaciones del cable. Indirectamente localiza grandes WT’s asociados a ET’s. La correlación de su exactitud con estudios a gran escala es de 85 - 95%. Aplica en cables de hasta 5 km. Monitorea la respuesta del aislamiento del cable durante la aplicación de la tensión de prueba. Efectiva en cables de aislamiento mixto. Avalada por IEEE 400 como la más efectiva de las pruebas . El equipo puede ser comprado y operado por el personal de la empresa de servicio. Provee resultados en sitio
El cable debe estar desenergizado. El equipo es más costoso que el asociado a HIPOT
Tabla 4. Cuadro comparativo de pruebas en campo para detectar la degradación [4].
Figura 10. Gráfico de frecuencia acumulada de eventos de descargas parciales como función de la
tensión de prueba (Fuente: [4]).
En la Tabla 4, se muestra que la combinación de las tecnologías PD en frío y GCA
permite cubrir un mayor número de aplicaciones en cuanto a diagnóstico y localización de
defectos en cables de potencia.
5 LOCALIZACIÓN DE FALLAS EN CABLES
Hoy en día los métodos modernos son conocidos por el nombre genérico de
rastreadores, que consiste en recorrer el trazado de la línea, dotados de detectores
especiales para la localización del punto donde se encuentra situada la avería, siendo
denominados estos el método acústico y el método de inducción.
Pero las más eficaces técnicas de detección de averías se basan en el principio de la
reflexión de un impulso eléctrico de corta duración que se envía a lo largo del cable. Se le
conoce con el nombre de "RADAR, tiempo de reflexión de impulsos, eco de impulsos o
reflectómetro. Consiste en medir el tiempo que transcurre entre el momento del envío y el
de llegada del impulso reflejado. Estos dos instantes se ven representados en una pantalla
como dos picos sobre una línea horizontal. La distancia entre los dos picos representa el
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tiempo transcurrido entre la salida del impulso y la llegada de la imagen reflejada en la
avería. Para ello, se presenta, también, una línea de referencia graduada en microsegundos,
cuyo cero se puede hacer coincidir con la salida del impulso. El tiempo transcurrido,
dividido por dos, nos da el tiempo de llegada al lugar del defecto.
La imagen de la pantalla facilita más información adicional sobre la naturaleza de la
avería, pues si el pico del impulso reflejado se sitúa en el mismo sentido que el del impulso
original es que el conductor está interrumpido, mientras si está en dirección opuesta es que
está cortocircuitado.
No obstante, se aconseja a la persona que deba hallar el punto donde se encuentra la
avería en sí, que lea detenidamente el manual de instrucciones sobre el tipo de aparato que
va a utilizar, así como del método que se debe aplicar con su equipo.
5.1 Procedimiento para la localización de fallas.
A continuación, los pasos que se deben seguir para tener una aproximación al punto
de falla en un cable subterráneo, y así poder aislar solamente una pequeña sección del
mismo y tomar las acciones pertinentes para su mantenimiento y reparación.
La secuencia a seguir es la siguiente:
Probar con un “tester” de aislamiento o un “megger”.
Analizar la información obtenida.
Pre-localizar la falla (aproximarse).
Puntualizar.
5.1.1 Probar
Antes que nada, lo primero que debe hacerse es des-energizar y aislar la sección del
cable fallado. Aunque la principal falla que se presenta en los cables subterráneos es la de
un conductor a tierra, las fallas de conductor a conductor también pueden presentarse.
Puede recogerse valiosa información caracterizando la falla con un probador de
aislamiento o un megger que generalmente tienen rangos de µA y/o MΩ. Para ello debe
realizarse una serie de mediciones con el megger entre el conductor fallado y tierra como se
indica a continuación.
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Figura 11. Medición inicial con un extremo puesto en corto.
i. En el lado A, conecte el megger entre el conductor fallado y tierra como se muestra
en la Figura 11. Medición inicial con un extremo puesto en corto. Anote el valor de
resistencia de aislamiento de fase o de corriente de fuga.
ii. Haga lo mismo con los conductores restantes, es decir conecte el megger entre los
conductores de fase y tierra uno a la vez y anote las lecturas.
iii. Compruebe la continuidad del lado A, para esto puede hacerse un corto entre el
conductor de fase y el neutro del lado B como se muestra en la Figura 12. Medición
inicial con los dos extremos puestos en corto.. Si en esta operación se obtiene una
lectura de 10 Ω o más cuando el cable tiene un neutro concéntrico, testee el conducto
y el neutro en forma independiente, utilizando para esto un cable como camino de
regreso. Con esto se puede determinar si es el conductor de fase o el neutro el que
está fallado. Si se obtiene una lectura de infinito, es probable que el conductor de
fase o el neutro estén completamente abiertos, esto puede ser el resultado de una
excavación o una falla que ha deteriorado y abierto el conductor de fase. Repita
todas las pruebas desde el lado B y registre las lecturas.
Figura 12. Medición inicial con los dos extremos puestos en corto.
5.1.2 Analizar la información obtenida
Con los datos obtenidos, debe verificar lo siguiente:
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i. Si la resistencia de aislamiento del conductor fallado es menor de 50 Ω o de más de
1 MΩ, será relativamente sencillo localizar la falla. Solo si existe agua o aceite en la
cavidad fallada o si existen fallas múltiples, podrían presentarse dificultades en la
localización de la falla.
ii. Si el megger, o el probador de aislamiento, indica valores de resistencia de
aislamiento de menos de 10 Ω, puede ser que no sea posible crear una descarga en
arco (que se conoce con el nombre de “flashover”) en el lugar de la falla cuando se
utilizan los métodos de impulso consecutivo. A menudo este tipo de falla se llama
falla cerrada o de metal a metal (“bolted”).
De todas formas es siempre conveniente, cuando sea posible, hacer la medición en
ambos lados del cable.
Por ejemplo, si se tiene una medición de 8 Ω en el lado A y de 250 Ω en el lado B, es
probable que el conductor este fallado y abierto y que la parte conectada al lado A esté
fallada, pero no la parte conectada al lado B.
5.1.3 Pre-localizar la falla
La selección de una técnica de localización se basa por lo menos en parte, en la
naturaleza de la falla, y algunas de las técnicas empleadas para este cometido son:
Seleccionar/Dividir: Se emplea para todas las fallas, no se emplean instrumentos de
localización y solo se debe subdividir el sector fallado y realizar las pruebas en cada
segmento dividido.
Reflectómetro en el Dominio del Tiempo (TDR): Este método se emplea en fallas que
miden menos de 200 Ω y en todas en la que el cable está abierto.
Reflectómetro de Alta Energía: Se emplea en la localización de todas las fallas,
reflexión de arco, reflexión de arco diferencial, reflexión de impulso y decaimiento.
Detección de Impulso Electromagnético: Se emplea en la detección de todas las fallas
en cortocircuito y en algunas fallas abiertas.
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Figura 13. Esquema para localizar el punto de falla mediante “thump”.
5.1.4 Puntualizar (pin-pointer)
Ubicar con exactitud la localización de la falla, se denomina puntualización, llamada
también ubicación exacta de la falla, ésta es necesaria antes de efectuar la excavación.
Después de pre-localizar la falla, hay que conectar un generador de impulso a un
extremo del cable fallado; luego, sólo se debe escuchar en la zona fallada un ruido que
delata la posición de la falla.
El método es sencillo, si se tienen los instrumentos adecuados; al final, sólo es
cuestión de tener buen oído, pues al utilizar un generador de impulso, la descarga
instantánea de energía produce luz, calor y sonido (prácticamente se produce un relámpago
pequeño controlado, o lo que es lo mismo, una falla pequeña controlada). Pues bien la
pequeña explosión que se produce, genera un frente de ondas sonoras que viajan saliendo
de la tierra. Este evento sísmico audible es lo que en la jerga electricista se denomina el
“thump” de la falla y es precisamente la que revela la localización exacta de la misma.
No obstante, en esta tarea pueden presentarse algunas dificultades que podrían
impedir la “puntualización” de la falla. A continuación, se describirán algunos de ellos.
Cuando el ruido no es lo suficientemente intenso como para ser escuchado, tal vez se
deba utilizar un detector de impulso acústico para puntualizar con exactitud la falla.
A veces la tierra es demasiado densa, o el sonido viaja alejándose hacia debajo de la
falla y no puede ser escuchado.
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En cables secundarios enterrados, los equipos de “testeo” de gradiente de tensión
son efectivos para la ubicación exacta de la falla, pero ésta depende de la falla
existente entre el conductor y tierra.
Cuando el cable está en un ducto, se debe emplear un método diferente.
Cuando un conductor único está dentro de un ducto plástico, los cortos sólo
ocurrirán si el agua se filtra dentro el ducto a través de una grieta, ruptura u otro
punto de acceso que se haya formado. En este caso, cuando una falla ocurre, la
corriente de fuga fluye a tierra desde la rotura del aislamiento del conductor, y sigue
el agua hasta la grieta del ducto. Si se utiliza el gradiente de tensión, la ubicación de
la grieta en el conducto es posible, pero el punto de falla no sería descubierto.
En la se muestra un moderno equipo para la puntualización de fallas.
Figura 14. Pin-pointer. Mide el campo Electromagnético que produce el impulso y el efecto Electromagnético del arco en la
falla. El indicador de nivel centrado en cero muestra ambas magnitudes y polaridad del sentido de la corriente.
5.2 Técnicas de Localización de fallas
Ahora se describirá la manera de ver los problemas en los cables subterráneos,
leyendo la información que nos muestran los instrumentos, pues estos en general, señalan
la distancia a varios eventos, como resultado de los cambios de impedancia en el cable, tales
como empalmes o el extremo del cable. Los métodos modernos más empleados son los
siguientes:
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5.2.1 Reflectometría de Dominio de Tiempo (TDR)
Llamada también reflectometría convencional o radar de baja tensión, este método
incluye un analizador con un generador de pulsos de señal de frecuencia elevada que los
transmite por el cable que estamos probando e incluye un osciloscopio que muestra las
reflexiones de los pulsos. En la pantalla del TDR se representan muchos puntos de
referencia reconocibles tales como empalmes, cortes y fallas de derivación en cables de
energía con una resistencia de aproximadamente menos de 200 Ω.
5.2.2 TDR Diferencial
Cuando un TDR convencional se programa para presentar en su pantalla la
diferencia algebraica entre dos trazas de entrada, se denomina TDR diferencial. Si las dos
trazas son idénticas, el monitor presentará una línea completamente plana. Esto puede ser
útil cuando se localizan fallas en un sistema trifásico donde la fase fallada puede
compararse con una fase buena. Cuando se utiliza un TDR diferencial la falla se ubicará
probablemente colocando el cursor en donde exista una diferencia entre ambas trazas.
5.2.3 Reflexión de Arco
A menudo mencionado como uno de los métodos de radar de alta tensión, este
método supera la limitación de 200 Ω del reflectómetro convencional. Además del TDR, se
necesita un filtro de reflexión de arco y un generador de impulso. El generador de impulso
proporciona una gran elevación de corriente en el lugar de la falla creando un cortocircuito
momentáneo que el TDR puede mostrar como una reflexión en sentido descendente. El
filtro protege el TDR del pulso de alta tensión generado por el generador de impulsos.
5.2.4 Reflexión de Arco Diferencial
Patentado por AVO Internacional, este método de reflectometría de alta energía, es
básicamente una extensión de la reflexión de arco. Requiere el uso de un generador de
impulso, un filtro de reflexión de arco y un analizador. El analizador DART mostrará la
diferencia algebraica entre la traza de baja tensión y la subsiguiente traza de alta tensión. La
reflexión de arco diferencial elimina todas las reflexiones idénticas antes de la falla. La
primera reflexión descendente que aparece (la falla) se podrá ahora identificar fácilmente.
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Figura 15. De arriba abajo: principio de funcionamiento del
reflectómetro, “display” en caso de terminal abierta, y “display” en caso de terminal en corto.
5.2.5 Reflexión de Corriente de Impulso
Este método requiere del uso de un acoplador de impulso (acoplador lineal), un
generador de impulso y un analizador. El analizador hace el trabajo de un osciloscopio con
memoria que captura y muestra reflexiones desde la falla, producidas por el pulso de la
tensión del generador de impulso. El analizador opera en forma pasiva como un registrador
de impulsos. El empleo de impulsos de alta energía es especialmente efectivo en la
localización de fallas en tramos muy largos y en cables con fallas difíciles de ionizar que no
se evidencian en forma efectiva utilizando la reflexión de arco.
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Figura 16. Velocidades de propagación típicas, para calcular la distancia a la discontinuidad con el uso de TDR.
5.2.6 Quemado de un defecto
El modo de quemado se usa cuando la falla no forma arco con la tensión máxima
disponible del capacitor de impulso. Es decir que poniendo toda la tensión disponible en el
cable, ésta aún no descarga. Esto es debido a las características eléctricas de la falla, lo cual
puede cambiarse por una operación de quemado del defecto. Se procede aumentando la
tensión en el cable hasta que la falla se descomponga y luego, proveyendo una corriente
estable o en aumento, se produce el quemado y carbonizado de la falla, que a su vez
disminuye su resistencia y reduce la tensión necesaria para la descomposición. De allí el
término “quemado” que condiciona la falla para que se descomponga a una tensión menor y
produzca el efecto sísmico o “thump”.
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Estudios recientes indican que la operación de quemado puede ser también una
razón para la disminución del tiempo de duración de los cables de tipo XLPE, por lo que se
recomienda que esta operación se use con moderación en este tipo de cable. Sin embargo, el
quemado es mucho más común en los cables PILC, por lo que no se registran efectos
nocivos cuando se usa el quemado en los mismos.
En la ilustración que sigue, puede observarse lo siguiente: la falla existente en el
cable, se encuentra ubicada inicialmente en la región 1, esta zona excede la tensión máxima
de nuestro generador de impulso, y por tanto no es posible utilizar los métodos de
reflectometría descritos más arriba, por lo tanto hay que aplicar el método del quemado
para reducir la falla, después de lo cual, la falla se desplaza a la región 2, donde se le puede
“cebar” para determinar con exactitud su localización.
Figura 17. Efecto del quemado sobre la tensión de descomposición.
6 OTRAS TÉCNICAS EN DESARROLLO
A continuación y sólo a manera de mención, se comentan las tendencias de la
investigación en este campo de trabajo.
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Existe un que método emplea el Sistema de Posicionamiento Global (GPS) en
combinación con una Unidad Medidora de Fase (PMU). El GPS asegura la exactitud
del sincronismo entre ambas terminaciones (es un algoritmo de doble terminación).
Las redes neuronales artificiales (ANN) pueden ser usadas para predecir la
impedancia de falla vista desde el localizador. Los arreglos de entrenamiento deben
ser adecuadamente preparados para cubrir todas las situaciones prácticas del
problema.
La transformada de onditas (WlT), a diferencia de la de Fourier, no sólo está
localizada en el dominio de la frecuencia sino que también lo está en el dominio del
tiempo. Esta característica la habilita para detectar la ocurrencia de perturbaciones
muy rápidas tales como los transitorios que viajan entre el punto de falla y la
terminación de la línea, hasta que el estado posfalla sea alcanzado.
Los algoritmos genéticos son usados interpretando el problema de localización de
fallas como un problema de optimización, en el cual la impedancia vista desde la
protección es la función objetivo. Entonces, entre las variables de decisión estarán la
distancia y la resistencia de falla.
7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
1) Diversas pruebas de diagnóstico pueden medir el envejecimiento masivo o
localizado.
2) La prueba de resistencia HIPOT DC no es una práctica recomendada en
mantenimiento. Su uso estaría restringido a las pruebas de instalación y aceptación,
pero es contraproducente para los cables que ya tienen 5 o más años de operación.
3) HIPOT VLF PWRFRQ para prueba de cables, empalmes, uniones, etc. y para quemar
fallas.
4) La corrosión de la pantalla y la inspección visual verifican la validez de las pruebas
del DF y de PD.
5) Las pruebas del DF y de PD se deben realizar para conseguir una evaluación total.
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6) Realizar medidas del DF en pruebas de resistencia en VLF tiene como ventaja el
hecho de que el conductor es sometido al mismo tipo de esfuerzo que en condiciones
normales de operación. DF da un diagnóstico global del sistema de aislamiento.
7) Las condiciones de prueba en IEEE 400.2 (prueba en campo en VLF) necesitan
cumplirse
8) Las medidas periódicas mejorarán exactitud de la evaluación de la condición
9) Se necesitan más datos en métodos alternativos a DF, es decir, DS, tensión de
recuperación, etc. (algunos están siendo aplicados en Japón y Europa). El problema
es que necesitan más cooperación y datos compartidos.
10) Las pruebas de PD en frío han mostrado una exactitud en sus diagnósticos sobre el
90 % de los casos. Los resultados pueden ser óptimos cuando se combina este tipo
de pruebas con otras de tipo diagnósticas, específicamente las GCA.
11) Los datos del TDR pueden ser archivados para ser usados en diagnósticos
posteriores u otras fallas.
12) Los trazados de circuitos complejos pueden ser difíciles de interpretar.
Recomendación para estos casos: aplicar TDR Diferencial.
13) No pueden ser localizadas fallas de alta impedancia mayores a 200 Ω.
Recomendación para esos casos: aplicar la técnica de reflexión de arco (ARM).
14) Con un ARM el número de impulsos necesarios para localizar la avería es mínimo,
pero no se pueden localizar fallas que no soportan la formación del arco.
Recomendación para estos casos: aplicar reflexión de olas de pulso.
8 BIBLIOGRAFÍA
Artículos técnicos:
[1] MASHIKIAN M.S./SZATKOWSKI A. “Medium Voltage Cable Defects Revealed by
Off-Line Partial Discharge Testing at Power Frequency”. IEEE Electrical
Insulation Magazine, July/August 2006 - Vol. 22, No. 4, Pages 24-32.
Internet:
[2] www.adwel.com/PDF/COPA_spanish_LA.pdf [3] www.avo.co.nz/techpapers/2006-conference/2006-Conference_JDensley.pdf
42/42
[4] www.bryndan.com/cabletest/NJ10_11_05.pdf
[5] http://www.netaworld.org/files/ItemFileA504.pdf
[6] http://www.youtube.com/watch?v=sopTVjKJs00
[7] http://www.youtube.com/watch?v=PJ_LRjYdeDk
Folletos:
[8] MEGGER. “Fault finding solutions”. Canada, MEG-231/MIL/3M/11.2003.
Normas:
[9] IEEE Std 400-2001. “IEEE Guide for Field Testing and Evaluation of the
Insulation of Shielded Power Cable Systems”.
[10] IEEE Std 400.2 -2004. “Guide for Field Testing of Shielded Power Cable Systems
Using Very Low Frequency (VLF)”.
[11] IEEE Std 400.3 -2006. “Guide for Partial Discharge Testing of Shielded Power
Cable Systems in a Field Environment”.
Tesis:
[12] WIELEN, P.C.J.M. van der. “On-line Detection and Location of Partial Discharges in Medium-Voltage Power Cables”. Doctoral dissertation, Eindhoven University Press. Eindhoven University of Technology, The Netherlands, 2005.
Textos:
[13] THUE, W. “Electrical Power Cable Engineering”. Marcel Dekker, Inc. USA, 1999.
[14] WEEDY, B. M. “Líneas de Transmisión Subterráneas”. Editorial LIMUSA, México, 1983.
