De los ensayos off-line a la monitorización de máquinas rotativas

Andrés Tabernero 16 de agosto de 2022

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Andrés Tabernero

Responsable Área ensayos eléctricos
TECNATOM

RESUMEN

Generadores y Motores son elementos clave tanto en sector energético como en el industrial. Con la finalidad de conseguir su máxima fiabilidad, están sujetos a pruebas periódicas (ensayos off-line / de campo) en las sucesivas paradas programadas. Presentamos la evolución desde estos ensayos off-line a las distintas posibilidades de monitorización (medidas on-line) de estos activos a fin de detectar modos de fallo latentes entre estas paradas mejorando la fiabilidad y las posibilidades de Mantenimiento.

Palabras Clave: Generador, Motor, Turbogenerador, Hidrogenerador, medidas off-line y on-line, Monitorización, Mantenimiento Predictivo, Iris Power, Enging, CBM.

INTRODUCCIÓN

Las máquinas rotativas son elementos críticos en las instalaciones eléctricas (generadores) o industriales (motores - cogeneración). Se trata de dispositivos móviles, dinámicos cuya estimación de vida usual es de unos 30-40 años pero que están expuestos a distintos modos de fallo que podrían limitarla. Es clave reducir al máximo estas posibilidades de fallo trabajando con seriedad los distintos alcances de mantenimiento que a día de hoy y para las máquinas críticas precisan ser del tipo preventivo o predictivo. En el mantenimiento preventivo cambiaremos elementos cuando estimamos que estén deteriorados y gracias al predictivo cambiamos algo cuando hay indicadores que nos orienten para ello.

¿Qué razones justifican la degradación de la máquina rotativa y originan sus distintos modos de fallo? Usualmente se habla de mecanismos de degradación TEAM = Térmicos, Eléctricos, Ambientales y Mecánicos:

• Térmicos. Las leyes de Arrhenius nos aproximan la velocidad de degradación de los materiales que componen la máquina rotativa con la temperatura. En concreto, su efecto principal es sobre el aislamiento hasta que el mismo no pueda ya ejercer su función.
• Eléctricos. Distintas situaciones como transitorios / picos de tensión, sobrecargas, cortocircuitos, desequilibrios, puntos calientes, armónicos…
• Ambientales. Influencia del entorno. Sobre todo contaminación de distintos tipos como polvo, carbón, aceite, humedad, etc.
• Mecánicos. Al ser la máquina rotativa un elemento mecánico, la acción del movimiento y las distintas fuerzas ejercidas podrán generar roce, empujar y presionar distintos componentes conductores o aislantes.

Detectar y clasificar estos modos de fallo y relacionarlos con su origen no ayudará a planificar adecuadamente el mantenimiento. Para conseguir esto existen dos alcances usuales: ensayos off-line o monitorización:

ENSAYOS OFF-LINE

A día de hoy disponemos de un marco normativo claramente definido para los ensayos off-line en máquinas Rotativas. Estamos hablando de mantenimiento predictivo. Sabemos qué ensayos hacer a cada máquina (Tabla 1), como hacerlos, como interpretarlos y hay suficiente quorum en los criterios de aceptación para diagnosticar el estado y evolución de Generadores y motores.

Un adecuado programa de medidas adaptado a cada tipo de máquina tanto en ensayos escogidos como a cadencia de los mismos nos aportará información relativa a las distintas partes de la misma: bobinados, aislamiento, núcleo magnético, acuñado… También podrá orientar si el problema se produce en una zona u otra: zona de ranura, en cabezas de bobina, núcleo magnético, etc. Pero el escenario alrededor de los ensayos off-line (de campo, con la máquina parada y fuera de servicio) ha evolucionado. Desde hace tiempo, estas medidas a máquina parada conviven con ensayos complementarios con el activo en servicio, algunas técnicas miden parámetros parecidos, pero se ejecutan en servicio, en su entorno real con la máquina con temperaturas reales, empujes, fuerzas, vibración, carga y otros condicionantes que aportan más información al diagnóstico y pueden realizarse con la máquina en servicio.

MONITORIZACIÓN DE MÁQUINAS ROTATIVAS

La monitorización se concreta en la recogida, registro y valoración de distintas señales físicas procedentes de la máquina rotativa. Estas señales se recogerán mediante el uso de sensores específicos. Algunas señales serán similares a los parámetros recogidos en los ensayos off-line y otras serán específicas de la operación.

La monitorización ha venido para quedarse. Recordemos la medida de presión de los neumáticos en la gasolinera, hoy los coches ya nos informan de la misma e incluso algunos comunican el dato en el móvil. De momento la monitorización no desplaza a las medidas off-line, seguimos pasando por la gasolinera para ver si el diagnóstico del coche coincide con el manómetro de planta, pero ¿pensáis que esto seguirá así? Seguramente no y evolucionamos a una política de ejecución de ensayos programados cuando la monitorización lo sugiera o a ejecutar en máquinas muy críticas como en los sectores petroquímico o nuclear. Disponemos de más herramientas para determinar si
las grandes paradas van a espaciarse los periodos establecidos, si hay que parar antes, si podemos demorar la parada un año más con seguridad y sobre todo de información entre paradas para asegurar la adecuada fiabilidad de cada máquina rotativa y sus componentes.

Se presenta a continuación una descripción básica de las distintas técnicas resumidas en la Tabla 2, junto a sus sondas específicas:

1. Temperatura/ Termografía.
   Todas las máquinas mínimamente críticas disponen de sensores de temperatura, su cantidad y distribución está en función de la potencia o criticidad. La termografía queda confinada a motores y máquinas de mayor potencia sobre componentes específicos como los bornes de salida.
   
2. Vibraciones.
   Esta técnica está plenamente establecida, pues permite valorar gran parte de los problemas de origen mecánico al alterarse los patrones normales de vibración. Algunos modos de fallo recogidos desde vibraciones tienen un origen eléctrico como puntos calientes o cortos entre espiras en el rotor y pueden correlacionarse tanto desde tecnologías eléctricas como desde vibración.
   
3. Pureza de Hidrógeno, GCM.
   Los grandes turbogeneradores disponen de monitorización de la calidad del hidrógeno que sirve en su interior tanto de refrigerante como de aislante. Algunas máquinas disponen además de sistemas integrados que son capaces de detectar partículas pirolíticas que nos indicarán zonas específicas del generador a alta temperatura.
   
4. Descargas Parciales.
   Esta técnica está indicada para la valoración del estator en máquinas de alta tensión (UN>3kV). El muro aislante es el que confiere su limitación de vida al estator. A lo largo del tiempo, en este muro irán apareciendo huecos u otros daños en los cuales se producirán perforaciones puntuales y parciales. Esta técnica [5] nos permite valorar los cambios en la cantidad y tamaño de estos huecos.

De cada medida de DP podremos realizar una valoración cuantitativa en las bases de datos comparativas de algún fabricante [6] o cualitativa [5] que nos permitirá diagnosticar los distintos modos de fallo en curso, su gravedad y evolución. Esta técnica se ha particularizado para tener éxito en las distintas máquinas rotativas: Sensores SSC (Stator Slot Coupler=Tipo Antena) para turbogeneradores >100MW y capacitivos (Figura 1) para el resto. Usualmente usaremos 1 sensor por fase para motores, 2 para turbogeneradores y 2 o más para hidrogeneradores, todo ello a fin de evitar falsos positivos/negativos.

5. Ozono.
Una medida indirecta de Descargas Parciales es a través del ozono, este gas lo produce la actividad de descargas parciales superficial.

6. Flujo Rotórico.
El rotor es el segundo elemento crítico tras el estátor en las máquinas rotativas. Uno de los modos de fallo más críticos es la presencia de cortos entre espiras de máquinas síncronas que se valora con la tecnología de flujo rotórico. Se trata de un sensor de campo magnético cercano (Figura 2) montado sobre el estator y que ve pasar el bobinado del rotor. En máquinas de polos salientes se compara el flujo de cada polo y en máquinas de polos lisos se comparan ranuras simétricas de polos opuestos. Las diferencias de flujo nos indican presencia de cortos en el bobinado de menor flujo equivalente. El corto en el rotor no es crítico (no es mandatario parar la máquina de inmediato), aunque su detección nos permite controlar el problema hasta la próxima parada y determinar su gravedad y extensión.

7. Vibración en Cabezas de Bobina.
Se usarán sensores de fibra óptica (Figura 3) para facilitar medidas de posición, velocidad o aceleración que permitan valorar vibraciones anormales en la zona de cabezas de bobina del generador. En ciertas situaciones la zona de cabezas de bobina puede vibrar en frecuencias próximas a las de las fuerzas generadas por los campos magnéticos que actúan debidas a la corriente circulante y entrar en resonancia [11].

Estas resonancias pueden terminar en rupturas en los conductores de cobre o fallos entre fases. Es usual montar estos sistemas tras indicios de vibración (polvo / greasing) en la inspección visual de estas máquinas.

8. Ancho Entrehierro.
Sobre todo en hidrogeneradores es usual monitorizar el entrehierro: el espacio entre rotor y estator para determinar cambios dinámicos y valorar su posible relación con la carga. Son usuales los sensores de tipo capacitivo.

9. Shaft Monitoring.
Se trata de monitorizar la presencia de niveles irregulares de tensión o corriente en el eje del generador a fin de valorar problemas en la puesta a tierra, en rodamientos u otros modos de fallo.

10. Ensayos dinámicos.
Se trata de una técnica mínimamente intrusiva, que utiliza las tensiones y corrientes que alimentan cada motor. En máquinas de baja tensión la medida de corriente / tensión es directa y en el caso de las máquinas de Alta Tensión se usarán sus transformadores de medida. Esta técnica permite valorar problemas clasificados según su distinto origen: Alimentación (desequilibrios, armónicos), del propio motor (barras rotas en el rotor de jaula de ardilla, rupturas en el anillo de conexión, irregularidades en la excentricidad o en la carga) o de la carga. Estas técnicas han avanzado desde los primeros pasos de la evaluación de firmas de corriente MCSA [12] al conocimiento más profundo del espectro de frecuencia de los distintos modos de fallo y a la posibilidad de medida eficiente tanto con bajas cargas como en motores operando con convertidores (Figura 4).

Comentar que algunos sistemas de monitorización en continuo son capaces de combinar una o varias técnicas de entre las comentadas anteriormente (Figura 5), emitir alarmas para distintos límites programados y facilitar información al SCADA de planta.

Estas técnicas llevan ya bastante tiempo en el mercado, están plenamente establecidas y normalizadas y su uso está cada vez más extendido en las máquinas más críticas. Por último detallar el caso de las máquinas eólicas. Su monitorización desde el punto de vista eléctrico es algo particular, estas máquinas han sufrido una rápida evolución y presentan características específicas que hacen algo más compleja o específica su monitorización.

CONCLUSIONES

La monitorización llegó para quedarse. El usuario final precisa la máxima fiabilidad, las aseguradoras lo saben y ajustan sus primas favoreciendo a los clientes con mejores implantaciones de Monitorización y Mantenimiento predictivo. No son tolerables fallos en la producción y menos aún si son catastróficos. Es esencial conocer el estado, evolución y proyección de vida de nuestros activos críticos. Para la proyección de vida hemos pasado de dar especulaciones a disponer de apreciaciones más concretas gracias a la combinación entre los ensayos off-line y la monitorización.

REFERENCIAS

[1] Electrical Insulation for Rotating Machines. Design, Evaluation, Aging, Testing and Repair. Second Edition. Greg C. Stone, Ian Culbert, Edward A. Boulter, Hussein Dhirani. IEEE Press 2014.

[2] IEEE 62.2-2004. IEEE Guide for Diagnostic Field Testing of Electric Power Apparatus – Electrical Machinery.

[3] TB 437-2010. Cigre. Guide for On-Line Monitoring of Turbo-Generators. WG A1.11

[4] TB 558-2013. Cigre. Guide for the Monitoring, Diagnosis and Prognosis of Large Motors. WG A1-16.

[5] IEC 60034-27-2. On-line partial discharge measurements on the stator winding insulation of rotating electrical machines.

[6] V. Warren, G. Stone and H. Sedding, IRMC 2018. Qualitrol - Iris Power “Partial Discharge Testing: A Progress Report. PD a Global VPI Process.

[7] Electric Motor Tiered Maintenance Program. 1003095. 2002. W.E. Johnson.

[8] Monitorización de Motores Críticos con Descargas Parciales. Ingeniería del Mantenimiento. Nº11, Diciembre 2018. www.tbn.es

[9] La indisponibilidad de un motor no es: “si sucede”, es “cuando sucede”. Industria Química. Nº68. Abril 2019. Angel Merino y Andrés Tabernero.

[10] Andrés Tabernero, Valentín Fernandez & Roberto Ordoñez (Repsol Química Tarragona). Success Experience with On-Line Monitoring in Air Cooled Turbine Generators”. SCA1. 2015 Meeting Cigre Madrid.

[11] Generator Stator Endwinding Vibration Tutorial Guide EPRI (2011). Project Evaluation No 6382.H.O. Ponce, B. Gott, G. Stone

[12] “Current Signature Analysis for Condition Monitoring of Cage Induction Motors: Industrial Application and Case Histories” (IEEE Press Series on Power Engineering). Willian Tl Thomson & Ian Culbert. John Wiley & Sons Inc. Enero 2017.