Resumen

En general, a pesar de que el costo individual de los bujes es relativamente bajo comparado con el costo total del equipamiento donde está aplicada, una falla en la aislación de un buje puede causar daños severos al equipamiento, como, por ejemplo, un transformador de potencia o transformador de corriente, pudiendo llevar hasta incluso a su pérdida total.

La capacitancia y la tangente delta son reconocidas como algunos de los principales parámetros para diagnóstico de condición de la aislación de bujes, ya que estos parámetros son directamente afectados por el deterioro de la aislación. Por ejemplo, capas de aislación en cortocircuito causan aumento de la capacitancia, mientras el ingreso de humedad por falla en el sellado causa aumento en la tangente delta.

Este artículo presentará una metodología para monitoreo online de la capacitancia y tangente delta de bujes y de transformadores de corriente, con la filosofía y los principios básicos utilizados, incluyendo los siguientes tópicos:

• Medición de las corrientes de fuga de los bujes directamente en sus taps de prueba o de tensión;
• Tratamiento matemático y estadístico de las mediciones para extraer las informaciones de capacitancia y tangente delta del aislamiento;
• Sensibilidad y precisión de la técnica de monitoreo;
• Alarmas por valores absolutos de capacitancia y tangente delta;
• Alarmas por tendencias de evolución de capacitancia y tangente delta;
• Protecciones contra sobretensiones y sobrecorrientes causadas por fenómenos transitorios en la red (por ejemplo, irrupciones de maniobra e impulsos atmosféricos) y contra apertura accidental del tap del buje.

Será presentada la experiencia obtenida con la utilización de este sistema en campo, monitoreando simultáneamente 3 bujes de 500kV y 3 de 230kV en un transformador de potencia y 3 transformadores de corriente de línea de 500kV. Con ello pudieron ser verificadas la estabilidad del sistema de monitoreo y su inmunidad a las variaciones normales del sistema de potencia, además de su operación cuando estuvo sujeto a irrupciones de maniobra y otras perturbaciones.

Los bujes son accesorios aplicados en equipamientos de alta tensión con el objetivo de proveer pasaje a la corriente eléctrica entre el medio externo y el interior del equipamiento, proveyendo también la aislación necesaria con relación a la carcasa del equipamiento. Algunos de los ejemplos de aplicación más comunes son transformadores de potencia, reactores de derivación y disyuntores de alta tensión.

A pesar de tratarse de un accesorio de los diversos equipamientos citados, y de en general su costo individual ser relativamente pequeño cuando es comparado con el costo global del dispositivo, los bujes desempeñan una función esencial para la operación del equipamiento.

Por otro lado, los bujes están sujetos a esfuerzos dieléctricos considerables, y una falla en su aislación puede reflejarse en daños no sólo en el buje, sino también en el equipamiento a que está asociado. En casos extremos, una falla dieléctrica en un buje puede llevar a la total destrucción del equipamiento de alta tensión (en el caso de un transformador de potencia, por ejemplo, los perjuicios en un suceso de este porte pueden ser de algunas centenas de veces el costo del buje que originó el problema).

Entre los diversos tipos de buje existentes, se destacan para aplicación en equipamientos de alta y extra-alta tensión los bujes del tipo condensivo, en que su cuerpo aislante consiste en diversas capas aislantes cilíndricas concéntricas, intercaladas a capas conductoras también cilíndricas cuya función es uniformizar al máximo el campo eléctrico. La capa conductora más interna puede estar eléctricamente conectada al conductor principal, de forma de aumentar el radio y disminuir el campo eléctrico en esta región (disminuyendo también los intensos campos eléctricos que pueden ser causados por rugosidades en el conductor principal). La capa conductora más externa es conectada al flange del buje, y este a su vez a la tierra. Ya las capas conductoras intermedias permanecen aisladas, con potencial fluctuante. Para aplicación a la intemperie, todo este conjunto estará contenido en un envoltorio impermeable, frecuentemente de porcelana. La conexión de la última capa (o de una de las últimas capas) conductora a tierra es hecha generalmente a través de una conexión removible próxima a la base del buje, denominada tap de tensión o tap de prueba (figura 1).

El conjunto descrito arriba actúa eléctricamente como diversos capacitores conectados en serie, formando un divisor de tensión capacitivo. De esta forma, la diferencia de potencial total del conductor principal en relación con la tierra es dividida igualmente entre los diversos capacitores.

Figura 1 – Forma constructiva de un buje condensivo

Cuando la tensión de operación es aplicada a un buje condensivo, una corriente, denominada corriente de fuga, pasa a circular a través de su aislación, debido principalmente a su capacitancia, y en mucha menor proporción debido a sus pérdidas dieléctricas (expresadas por el factor de disipación o tangente delta). La figura 2 ilustra esta situación; en esta figura podemos observar el equivalente eléctrico obtenido con la construcción mostrada en la figura 1, ya con el buje energizado.

Este es el modelo eléctrico equivalente “serie”. Un modelo eléctrico “paralelo” podría también ser aplicado, con los mismos resultados. Con el modelo adoptado, tenemos la siguiente corriente de fuga resultante:

Donde “R” representa el componente resistivo de la impedancia de la aislación, que genera la parte resistiva de la corriente de fuga, asociada a las pérdidas dieléctricas, siendo “X” el componente reactivo debido a la capacitancia de la aislación.

Figura 2 – Circuito equivalente de un buje condensivo energizado

El objetivo del monitoreo online de bujes condensivos es la detección de alteraciones en la aislación del buje aún en su fase inicial, indicando el desarrollo de condiciones que podrán llevar a la falla dieléctrica del equipamiento. Para esto es necesario detectar, con el buje energizado, cambios en la capacitancia y en la tangente delta de la aislación, o sea, cambios en la impedancia “Z” de la aislación del buje.

En cada uno de los bujes la corriente de fuga Ifuga fluye a través de la capacitancia C1 hacia la tierra, pasando por el tap de prueba, siendo esta corriente función de la tensión fase-tierra y de la impedancia de la aislación. De esta forma, cualquier alteración en la impedancia de la aislación (capacitancia o factor de disipación) se reflejará en una alteración correspondiente en la corriente de fuga que, en teoría, se podría utilizar para la detección de la alteración ocurrida en la impedancia.

Mientras tanto, uno de los obstáculos que se encuentra para la detección conforme descrito arriba es el orden de grandeza de las alteraciones que se desea monitorear. Alteraciones tan pequeñas como un incremento algebraico de 0,3% en el factor de disipación de un buje pueden representar la diferencia entre un buje nuevo, en buenas condiciones, y un buje en el límite de lo aceptable. Resulta evidente que una alteración tan pequeña en el factor de disipación provocará una alteración prácticamente insignificante en la corriente de fuga del buje, tornando inviable su detección por medio del monitoreo sólo de la corriente de fuga de cada buje.

Una de las técnicas que permite superar la limitación práctica demostrada es la utilización de la suma vectorial de la corriente de fuga de los tres bujes en un sistema trifásico. En un núcleo como este, las tres corrientes de fuga están desfasadas entre sí en aproximadamente 120º, y normalmente tienen la misma orden de magnitud, ya que los tres bujes tienen capacitancias en principio semejantes y las tensiones de las tres fases están cerca del equilibrio. Con ello, la suma de las tres corrientes de fuga tiende a un valor bastante menor que cada una de las corrientes de fuga tomadas individualmente, como es ilustrado en la figura 3(a) para una condición inicial dada de capacitancias y factores de disipación.

Figura 3 – Corrientes de fuga de tres bujes en un sistema trifásico y su suma; (a) Para una condición inicial dada; (b) con alteración en la capacitancia y factor de disipación del buje de la fase A.

Suponiendo ahora que ocurra una alteración en la capacitancia y en el factor de disipación del buje de la fase A, como mostrado en la figura 3(b), el Vector Alteración DI que expresa el desplazamiento de la corriente Ia de su valor inicial hasta su valor final se refleja también en la corriente sumada, que es alterada en relación con su valor inicial según el mismo Vector Alteración DI.

Por lo arriba expuesto, se observan algunas características intrínsecas al método utilizado:

• Es necesaria la determinación de una referencia inicial de corrientes para el sistema, para en seguida compararlas con las nuevas mediciones online, de forma de determinar las alteraciones ocurridas en la capacitancia y en el factor de disipación de los bujes;
• No es efectuada la medición de los valores absolutos de capacitancia y tangente delta de los bujes, pero sí la medición de las  variaciones ocurridas en estos parámetros. No obstante ello, una vez que sean conocidos los valores iniciales de capacitancia y tangente delta de cada buje (valores presentes en el momento en que es determinada la referencia inicial de corrientes), la medición de las variaciones ocurridas permite conocer los valores actuales de capacitancia y tangente delta;
• En el caso de bujes nuevos, pueden ser utilizados como valores iniciales de capacitancia y tangente delta los valores de placa determinados por el fabricante de los bujes. Sin embargo, para bujes ya en operación es recomendable que, en la instalación del sistema de monitoreo online, sea efectuada la medición de estos parámetros a través de métodos convencionales, con los bujes desenergizados. Con eso se garantiza que estén siendo utilizados por el sistema de monitoreo valores iniciales correctos.

Otra cuestión no abordada hasta este punto es que las corrientes de fuga y la corriente sumada son influenciadas no sólo por los cambios en la capacitancia y tangente delta de los bujes, sino también por alteraciones en las tensiones fase-tierra en cada buje. Esta influencia es eliminada por medio de tratamientos matemáticos y estadísticos realizados en las mediciones, razón por la cual el proceso de determinación de la referencia inicial de corrientes es efectuado en un período de tiempo de 10 días luego del inicio de operación del sistema de monitoreo. Ya el proceso de medición de las alteraciones ocurridas, por las mismas razones, tiene una constante de tiempo de respuesta de aproximadamente 10 días.

Como expuesto arriba en la introducción, la construcción física del buje da origen a un divisor de tensión capacitivo, siendo la porción inferior de este divisor normalmente cortocircuitada conectando a tierra el tap del buje, de modo que la tensión de este en relación a la tierra es de cero voltios. Para que sea posible la medición de la corriente de fuga del buje, esta conexión a tierra directa es removida y substituida por el circuito de medición de la corriente de fuga. Debido a la baja impedancia de este circuito, la tensión del tap en relación con la tierra permanece cerca de cero. Debe ser observado que, en caso de interrupción accidental de este circuito de medición, el divisor de tensión capacitivo generará una tensión en el tap del buje que normalmente es superior a la rigidez dieléctrica del tap en relación con la tierra, con riesgos de daños al buje.

Para evitar que esto suceda, el adaptador de conexión al tap del buje está provisto de un dispositivo limitador de tensión que entra en conducción en caso de abertura del circuito de medición, constituyendo un camino de baja impedancia para la corriente de fuga, de modo que la tensión del tap en relación con la tierra permanece en pocos voltios. Este dispositivo limitador no es susceptible de desgastes de naturaleza eléctrica o mecánica, lo que permite que conduzca la corriente de fuga por tiempo indeterminado.

La figura 4 ilustra la aplicación del monitoreo de bujes en un transformador trifásico de 500/230kV en la subestación Mesquita de Cemig. En esta figura se puede observar la topologia típica de un sistema de monitoreo de bujes, constituido por 3 partes básicas:

• Adaptadores para tap – proveen la conexión eléctrica a los taps de los bujes, garantizando también su sellado contra intemperie. Incorpora la protección contra apertura accidental del circuito de medición, evitando que el tap permanezca en abierto;
• Módulo de Medición – recibe las corrientes de fuga de tres bujes de un conjunto trifásico, efectúa las mediciones de estas corrientes y su procesamiento matemático y estadístico, disponibilizando para el módulo de interfaz los valores actuales de capacitancia y tangente delta a través de una puerta de comunicación serial;
• Módulo de Interfaz – recibe las informaciones del(os) módulo(s) de medición y las pone a disposición de forma local en su display y remotamente a través de contactos de salida para alarma, salidas analógicas (mA) y puertas de comunicación serial. Opcionalmente, el Módulo de Interfaz puede ser conectado también a la red Intranet de la empresa para acceso remoto a las mediciones.

Este sistema inició su operación monitoreando la capacitancia y la tangente delta de los bujes de 500kV y 230kV del transformador de potencia. En los gráficos de la figura 5 podemos observar el comportamiento típico de esas variables en un período de 5 meses. En ese intervalo, se observa que el sistema de monitoreo proporcionó mediciones que permanecieron bastante estables, con variaciones inferiores a 0,1% para las capacitancias y 0,05% (en variación absoluta) para las mediciones de tangente delta.

Figura 4 – Monitoreo de bujes en transformador trifásico; (a) Transformador; (b) Adaptador en el tap del buje 500kV; (c) Adaptador en el buje 230kV; (d) Panel con Módulos de Medición y de Interfase.

Figura 5 – Oscilaciones típicas en las mediciones de Capacitancia y Tangente Delta

Esos resultados, además de mostrar que la aislación de los bujes no presentó variación en el período, demuestran también la estabilidad de la técnica empleada para el monitoreo online y su inmunidad a la interferencia de fenómenos transitorios en las tensiones del sistema de potencia. Tales fenómenos pueden incluir irrupciones de maniobra, oscilaciones en las tensiones fase-tierra y desequilibrios entre fases, como se puede observar indirectamente en el gráfico de la figura 6, donde son presentadas las mediciones típicas de las corrientes de fuga en los taps de los bujes para el mismo período. Como no ocurrieron variaciones en la capacitancia y en la tangente delta de los bujes, todas las variaciones observadas en esas corrientes de fuga son causadas por las oscilaciones normales de las tensiones del sistema eléctrico, que sin embargo no provocaron variaciones indebidas en las mediciones de capacitancia y tangente delta.

Figura 6 – Mediciones típicas de Corrientes de Fuga

Figura 7 – Monitoreo de Transformadores de Corriente; (a) TCs monofásicos 500kV; (b) Caja secundaria con descarga a tierra del blindaje disponible; (c) Panel Común con Módulo de Medición; (d) Módulo de Interfase en el transformador de potencia