Download Experiencia en el uso de aisladores compuestos ISA

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INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. ISA
COLOMBIA
Uso de aisladores Poliméricos en Líneas de Transmisión y Diagnóstico de
Aisladores con Tensión
Medellín , Colombia ; Sur América.
Septiembre de 2004
EXPERIENCIA EN EL USO DE AISLADORES COMPUESTOS EN LAS LÍNEAS DE
TRANSMISIÓN DE INTERCONEXIÓN ELECTRICA ISA (COLOMBIA) Y RED DE ENERGIA
DEL PERU REP.
Autores:
INGENIERO WILLIAM SANTANA ACHURY, ANALISTA GESTIÓN MANTENIMIENTO, INTERCONEXIÓN
ELECTRICA S.A. ISA, E-mail: whsantana@isa.com.co
INGENIERO HERNAN MORENO MONTOYA, COORDINADOR EQUIPO GESTION LINEAS, INTERCONEXIÓN
ELECTRICA S.A. ISA, E-mail: hhmoreno@isa.com.co
PALABRAS-CLAVE: Aisladores poliméricos,
modos de falla, métodos de inspección; costos
de mantenimiento.
RESUMEN:
Los costos del aislamiento en la construcción de una
línea de transmisión representan entre el 3% y 5% del
costo general del proyecto. La condición de
funcionamiento de las cadenas de aisladores es
fundamental para la continuidad y calidad del servicio
eléctrico y seguridad del personal ejecutor del
mantenimiento, para ello es necesario disponer de
metodologías de mantenimiento predictivos confiables
que verifiquen y detecten las unidades falladas; por lo
tanto es de gran impacto, en los estudios para futuros
proyectos de líneas de transmisión, la incorporación
de los costos de mantenimiento de las cadenas de
aisladores durante la vida útil de la línea.
Aunque los aisladores convencionales (vidrio y
porcelana) y poliméricos (llamados también
compuestos)
son
elementos
técnica
y
económicamente viables para su uso; los aisladores
convencionales presentan problemas que son bien
conocidos, debido principalmente a la madurez de su
INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. ESP
ISA
Dirección:Calle 12 s. #18-168
Medellín,Colombia, Sur América
Código Postal: A.A. No 7915
Teléfono: 57-4-315-7974
Fax: 57-4-3157741
Página web: www.isa.com
desarrollo,
utilización
a
nivel
mundial
y
estandarización. Sin embargo los aisladores
compuestos aún no tienen el mismo nivel de
experiencia operativa que permitan considerarse
como una tecnología madura y su problemática
hasta ahora empieza a ser descubierta gracias a las
recientes publicaciones de las empresas de energía
eléctrica, fabricantes y centros de investigación.
Con el propósito de aportar a lo descrito
anteriormente, el presente documento describe las
experiencias con el uso de los aisladores poliméricos
desde el punto de vista de análisis de la condición
del equipo ACE, identificación de fallas de los
aisladores y cálculos comparativos de costos de
mantenimiento en líneas de transmisión con
aisladores convencionales y compuestos en las
líneas de transmisión de Interconexión Eléctrica S.A.
ISA (en Colombia) y Red Eléctrica de Perú REP (en
Perú), dos empresas de transporte de energía
pertenecientes al Grupo Empresarial ISA.
2
INTRODUCCIÓN
La problemática de los aisladores de porcelana y
vidrio es bien conocida, debido principalmente a su
gran periodo de desarrollo, uso generalizado a nivel
mundial y estandarización dadas por normas
internacionales que regulan sus dimensiones,
principales características y pruebas. Aparte de los
actos de vandalismo y fallas ocasionales de común
ocurrencia durante operación, los aisladores
convencionales han servido al sector eléctrico
adecuadamente y así mismo, los usuarios han
logrado un significado nivel de confianza por mucho
tiempo. Los métodos de mantenimiento están bien
definidos y en los aisladores convencionales la
expectativa de vida, comprobada en algunos casos,
está entre los 30 a 50 años. Sin embargo, los
aisladores compuestos aún no tienen el mismo nivel
de experiencia y estandarización y su problemática
hasta ahora empieza a ser descubierta.
El Sistema de Transmisión de Energía de REP tiene
instalado el 32% de aislamiento polimérico en sus
líneas de transmisión con respecto al total de
cadenas instaladas considerando vidrio y porcelana
(26.716 cadenas de aisladores en total).
No todos los circuitos tienen instalado el mismo
material de aislamiento, es decir existen
combinaciones de cadenas instaladas de vidrio,
porcelana y polimérico para un mismo circuito. Lo
anterior se debe principalmente a que se ha
recurrido a la reposición de cadenas de aisladores
de vidrio o porcelana por cadenas de poliméricos
con el propósito de mejorar el desempeño del
aislamiento ante contaminación por los microclimas
que atraviesan las líneas de transmisión.
2. Análisis y Condición de Equipos - ACE
A pesar del bajo porcentaje que representan los
costos del aislamiento en la construcción de una línea
de transmisión con respecto al costo general del
proyecto; este mismo elemento puede causar
diferencias significativas para las áreas de
mantenimiento y operación desde le punto de vista de
desempeño; por lo que hace indispensable considerar
estos costos a la hora de seleccionar el aislamiento
en la etapa de diseño.
1. Aisladores Poliméricos instalados en ISA y REP
ISA tiene una cantidad instalada de aisladores
poliméricos del 18% en Colombia. La incorporación
de esta tecnología es reciente, empezando desde
1997 con la línea Betania-Ibagué a 230kV y desde
1999 a 500kV con la línea San Carlos-La Virginia,
entre otras líneas que utilizan este tipo de
aislamiento. La tabla 1 presenta las longitudes por
circuito para las líneas de transmisión que tienen
instalados aisladores poliméricos. La mayor cantidad
de líneas que poseen aisladores compuestos
atraviesan zonas con un nivel de contaminación de
moderado a bajo.
Tabla 1. Longitud por circuito aislador instalados
Descripción
Km
Total km/Cto ISA
8,755.70
Total
Km/Cto
aislador
polimérico instalado
1,587.53
Total
km/Cto
aislador
Convencional instalado
7,168.17
Identificar la condición de operación de las cadenas
de aisladores de las líneas de transmisión es de gran
importancia tanto para la calidad de la prestación del
servicio eléctrico como para la seguridad del
personal ejecutor del mantenimiento. Lo primero
debido a que con solo tener una cadena de
aisladores con daños mecánicos y/o eléctricos hará
que exista una gran probabilidad de discontinuidad
en el servicio eléctrico y lo segundo por que ante
cualquier tipo de intervención por mantenimiento en
la cadena o conductor hará que se tenga un riesgo
de accidente para el personal ejecutor.
Actualmente el grupo empresarial ISA realiza el
mantenimiento predictivo de los aisladores
poliméricos y
convencionales a través de la
inspección visual, termografía y/o la medición del
campo eléctrico a lo largo de la cadena de
aislamiento (Positron). Estas actividades se realizan
con línea energizada (con tensión), excepto en el
aislamiento
con
problemas
por
corrosión
(disminución de la sección del pin) siendo necesario
desenergizar la línea para una inspección minuciosa
y segura.
Debido a la “reciente” incorporación en el mercado
de los aisladores poliméricos es necesario
documentar todos las causas y modos de falla que
permita realizar un efectivo análisis y condición de
los equipos y proponer acciones de diseño o
mantenimiento que mitiguen el impacto de daño
sobre el aislamiento.
3
2.1. Métodos para detectar daños en aisladores
2.1.3. Termografía:
2.1.1. Inspección Visual:
La inspección termográfica se ha realizado con
mayor frecuencia en las cadenas de aisladores que
están instaladas en torres cercanas a la
subestaciones eléctricas para identificar puntos
calientes en el terminal del lado del conductor.
Escasas veces se han realizado sobrevuelos para la
inspección termográfica en el corredor de la línea,
esto debido a la dificultad de acercamiento del
helicóptero a las estructuras debido principalmente
a las condiciones de orden público en nuestro país y
a movimiento inadvertidos por los vientos. Los
correctivos para el reemplazo de las cadenas o
herrajes se hace con técnicas de mantenimiento en
línea viva a 230 kV y 500 kV. El costo del equipo de
termografía es de U$75.000 aproximadamente.
Los aisladores compuestos tienen mayor posibilidad
de sufrir daños que el aislador convencional y este
daño puede ocurrir con mayor facilidad durante la
manipulación, almacenamiento y montaje. Los daños
por vandalismo en los aisladores de porcelana y
vidrio son fácilmente detectados desde el suelo
(disparos), lo que no sucede en los compuestos ya
que por su pequeño tamaño (más angosto) requieren
de una inspección minuciosa para visualizar la
dimensión del daño.
Las fallas encontradas en los aisladores poliméricos
de REP no son fácilmente identificables desde el
suelo debido al diseño de las cadenas que tienen un
núcleo muy delgado, a la pequeña separación de las
faldas y a la dificultad para subir a la estructura y
tener mayor acercamiento por ser tipo poste.
Una buena práctica de diagnóstico que ha
funcionado en ISA para la identificación de las fallas
en los aisladores convencionales de porcelana es la
de complementar la inspección visual con el registro
de campo eléctrico de las cadenas de aislamiento.
2.1.2. Medidor de campo eléctrico - Positron
Como se mencionó anteriormente en ISA se utiliza el
equipo de medición de campo eléctrico a lo largo de
la cadena para identificar la perforación interna de
dieléctrico, ya que a simple vista no se puede
observar esta falla. La experiencia nos indica que el
uso de este equipo para el diagnostico de las
cadenas de aisladores de porcelana es excelente [1];
sin embargo con las cadenas poliméricas,
es
necesario tener mayores cuidados y precauciones en
la manipulación del equipo durante el registro en
campo ya que se pueden obtener fácilmente lecturas
erróneas. El costo de este equipo esta alrededor de
losUS$7.000
Fig. 2. Registro termográfico de cadena de aisladores poliméricos
a 500kV.
2.1.4. Otros equipos de diagnóstico:
Artículos internacionales [2][3] han demostrado que
la cámara de detección de corona es una
herramienta confiable para la detección las fallas
por degradación de la cubierta del aislador
polimérico dado que en este tipo de aisladores es
difícil encontrar los daños con solo la inspección
visual. Actualmente, el grupo ISA está adquiriendo
este tipo de tecnología; su costo esta alrededor US$
80.000.
.
Figura. 1 Medición Campo Eléctrico en la Cadena de Aisladores –
Mantenimiento predictivo en caliente
Fig. 3. Registro efecto corona en cadena de aisladores
poliméricos.
4
En la referencia [4] se describen algunas
consideraciones para la inspección de los aisladores
y la comparación de otros métodos para la detección
de fallas los mismos.
3. Comparación
INSPECCIÓN
de
costos
INVERSIÓN
E
Con el propósito de determinar la diferencia de costo
entre el uso del aislador polimérico y el convencional,
se hace la relación de costos de inversión y
mantenimiento preventivo de las cadenas de
aisladores por kilómetro de línea. Este análisis no
tiene en cuenta las ventajas que se obtienen con el
uso de los aisladores convencionales ante los
efectos de los atentados por grupos armados
ilegales.
3.1. Costos de Inversión adquisición de cadenas
de aisladores
Actualmente los costos de adquisición de las
cantidades
de
aisladores
poliméricos
o
convencionales para un nuevo proyecto de líneas de
transmisión como por ejemplo para una línea de
1050 km de longitud se muestra en la tabla 2. Estos
datos reales son tomados de los costos de inversión
de un proyecto de ISA para el próximo año.
Tabla 2. Costo
convencionales
de
adquisición
aisladores
poliméricos
Concepto
Polimérico
US$
Convencional
US$
Diferencia
Polimérico vs
Convencional
US$
Adquisición
de cadenas
de
aisladores
4,168.322
4,838,587
- 670,265
línea San Carlos- La Virginia. Esta línea es un
circuito a 500kV, configuración horizontal, con
cadenas de aisladores compuestos; la longitud total
es de 212.92 km (404 Torres). La línea entró en
operación en 1999 a 230 kV y en el 2000 quedó
energizado a 500kV. La frecuencia de inspección
visual es cada 2 años, considerando un rendimiento
de
2 torres diarias (incluyendo inspección
termográfica) nocturna. El costo total del recurso por
km para la inspección cada 2 años durante la vida
útil de la línea (40 años) es de 3,233 US$/km
3.2.1.2. Costos de uso de equipos para inspección
Para conocer el estado real de funcionamiento de
las cadena de aisladores compuestos es necesario
disponer de los siguientes equipos para su
diagnóstico:
Cámara Corona Day Cor II o similar: Costo
US$80,000, Cámara Infarroja: Costo US$ 75,000 y
Positron: Costo US$ 7,000
ISA tiene 5 equipos Positron (1 para cada Centro de
Transmisión de Energía) y 1 cámaras Infrarroja, así
mismo es necesario la adquisición de por lo menos 1
cámara corona. Considerando un promedio de vida
de equipos electrónicos de 10 años, el costo de los
equipos por km para la longitud total de líneas con
poliméricos instalado (1587.23 km) a 40 años es de:
477.7 US$/km
o
El costo total de mantenimiento preventivo es de:
3,710 US$/km. Por lo tanto, el costo total de
mantenimiento preventivo para una línea nueva con
1050 km de longitud sería de US$ 3,870,979.
3.2.2 Con Aisladores Convencionales Instalados
3.2.2.1 Costos de recursos para Inspección
La diferencia en costos de inversión entre aisladores
poliméricos comparativamente con aisladores
convencionales de vidrio o porcelana es de US$
670,265 a favor de los aisladores poliméricos.
La inspección en la línea San Carlos – La Virginia
se realiza cada 2 años, considerando un
rendimiento de 7 torres diarias. El costo total del
recurso por km para la inspección durante la vida
útil de la línea (40 años) es de 928 US$/km.
3.2. Costos de Mantenimiento Preventivo
3.2.2.2. Costos de uso de equipos para inspección
Estos costos se refiere al mantenimiento preventivo y
predictivo para analizar la condición de las cadenas
de aisladores con base en la información de la tabla
1.
Para la inspección de las cadenas de aisladores
convencionales se utiliza el equipo positron. ISA
cuenta con 5 equipos para el cubrimiento total de
sus líneas, considerando un promedio de vida de
equipos electrónicos de 10 años, el costo de los
equipos por km para la longitud total de líneas con
aisladores convencionales instalado (7,168.17 km)
a 40 años es de: 20 US$/km
3.2.1. Con Aisladores Poliméricos Instalados
3.2.1.1 Costos de recursos para Inspección.
Para conocer el costo del recurso (personal y
transporte) por kilómetro de línea para el
mantenimiento preventivo, se tomó como ejemplo la
5
Por lo tanto, el costo total de mantenimiento
preventivo para una línea nueva con 1050 km de
longitud sería de US$ 988,737.
3.3.
Resumen
Costos
Mantenimiento Preventivo
de
Inversión
y
La relación de costos de mantenimiento preventivo a
aisladores compuestos respecto a usar aisladores de
porcelana es de 4 a 1, más costoso cuando se tiene
la línea con aislador compuesto. Esto se observa en
la tabla 3.
Tabla 3. Relación costos inversión y mantenimiento
Items
Costo adquisición
material
Nuevo
proyecto de Línea
Mantenimiento
Preventivo
Polimérico
US$
Convencion
al US$
Diferencia
Polimérico vs
Convencional
US$
4,168.322
4,838.587
- 670,265
3,870,979
988,737
2,882,242
Total Sobrecosto
$ 2,211,977
Los resultados obtenidos de este análisis se
relacionan con lo mencionado en el artículo [5],
donde a pesar de que el aislamiento aporta
únicamente el 5% al 8% del costo de capital directo
de la línea, se asocia con más del 70% de salidas de
la línea, donde los costos de mantenimiento son
superiores al 30%-50%. Por lo tanto, es necesario
tener en cuenta en la selección de los aisladores
poliméricos no solo el peso bajo y costo bajo sino los
criterios de confiabilidad, costos de ciclo de vida y la
longevidad del sistema.
quedan en buen estado, adicionalmente el conductor
no se desprende de la cadena ni ésta del brazo de la
torre, lo que no sucede con la cadena de aislador
compuesto. El problema se incrementa en zonas
montañosas donde existen grandes vanos y
diferencias de cotas pues el tiempo de reparación de
una torre dinamitada se aumenta en estructuras con
aisladores compuestos por requerir mayor trabajo y
esfuerzo en la recuperación del conductor de las
partes bajas; lo que no ocurre con los aisladores
convencionales.
Otra consideración a tener en cuenta en estos casos
es que con la caída de la torre el aislador compuesto
se rompe siendo necesario cambiar toda la cadena;
en los casos en que no se observa externamente la
rotura , el aislador puede quedar con fibras
fracturadas en el interior del núcleo; siendo lo más
recomendable no volverlos a utilizar, por seguridad
en la ejecución del mantenimiento. Los daños de los
aisladores
convencionales
son
fácilmente
identificables caso contrario ocurre con los
compuestos que ocultan sus fallas.
Por lo anteriormente expresado se concluye que en
casos de los AMI los costos de recuperación con
aisladores poliméricos son mayores que en el caso
de los aisladores convencionales.
Fig. 4. Daño en las fibra de vidrio del aislador polimérico por AMI
a la torre 71 línea Miel - San Felipe
4. Modos y causas de falla en los aisladores
compuestos.
4.1. Experiencia en ISA
4.1.1. Comportamiento del aislamiento durante
los atentados a las estructuras de las líneas de
transmisión
Uno de los factores que afecta el servicio de
transporte de electricidad en ISA son los actos mal
intencionados (AMI) por parte de los grupos armados
ilegales a las estructuras. El comportamiento
mecánico de los aisladores convencionales ante la
caída de una torre es mejor que el de una cadena de
aislador compuesto, ya que a pesar de que algunos
de los aisladores convencionales se quiebran otros
Como ejemplo se presentan los costos de reposición
de los aisladores compuestos ante los atentados a la
infraestructura de la línea San Carlos – La Virginia
presentados entre los años 2001 y 2003. En total se
cambiaron 481 cadenas de aisladores compuestos,
de los cuales en stock se disponía de 281 y se
compraron 200 adicionalmente. El costo total de los
481 aisladores es de $148.225 USD. Si la cadena
en promedio se compone de 26 aisladores de
porcelana, el costo de los aisladores es de $240
USD; es decir para 481 cadenas el costo es de los
aisladores sería de $115.440 USD; sin embargo, por
experiencia, se considera que el 66% de la cadena
de porcelana es reutilizable; por lo que el costo real
de reposición de las cadenas de aisladores de
porcelana es $76.200 USD. Es de anotar que si no
se dispone en el almacén de repuestos, el aislador
6
de porcelana por estar estandarizado es de fácil
consecución; mientras que con el aislador compuesto,
es necesario especificar al fabricante las dimensiones
requeridas para el tipo de línea de transmisión. El
ahorro sería de: $72.000 USD.
La relación de costos de reposición de aislamiento
por efectos de los atentado es de 2 veces más
costoso al usar aislador polimérico con respecto al de
porcelana.
4.1.2. Fallas
desconocidas
en
las
líneas
por
Causas
En algunas líneas de transmisión de ISA donde se
tienen instalado aisladores poliméricos presentaron
condiciones operativas no deseadas, debido a que se
reportaban salidas de operación mayores a las
permitidas en diseño (3 salidas por 100 km-año). Es
el caso de la línea Miel-San Felipe circuitos 1 y 2 a
230 kV y La Virginia San Carlos a 500kV.
Las perturbaciones presentadas en el circuito Miel
San Felipe 1 desde su puesta en servicio hasta
diciembre de 2003 fueron 17 y 33 para el circuito 2, la
descripción de los eventos que generaron recierres,
desconexión y la cantidad por años se muestra en las
figuras 5,6.
Eventos Circuito Miel San Felipe 1
Debido a la gran cantidad de perturbaciones que
presentaron los circuitos 1 y 2 de la línea Miel - San
Felipe durante el 2002 y primer semestre del 2003,
fue necesario reemplazar los aisladores compuestos
por aisladores de porcelana. Inicialmente se
sectorizó la línea con base en la localización de las
fallas; luego se realizó la inspección visual detallada
de los elementos que la componen; dando como
resultado la no presencia de anomalías. También se
realizó la medición de puesta a tierra y los valores
registrados se encontraron dentro de los rangos de
diseño. Se procedió a registrar el campo eléctrico
alrededor de la cadena, con el uso del positrón, para
hallar alguna perforación del dieléctrico lo cual no se
evidenció en ninguna de las cadenas. De acuerdo
con la referencia [6], la inspección con el equipo
registrador de campo eléctrico no genera la misma
confiabilidad en los resultados del diagnóstico que al
usarlo en una cadena de porcelana. Por los
resultados anteriores y luego de consultar a un
especialista internacional quien ejecutó un programa
de software para el análisis de las fallas y debido a
que no se cuenta con una metodología adecuada
para la evaluación y pruebas de este tipo de
aislamiento que permita verificar su condición real
de operación, se procedió a realizar el cambio de
las cadenas de aisladores poliméricas por
aisladores de porcelana. A partir de Julio de 2003,
fecha en que se realizó el correctivo; tanto el circuito
1 como el 2 no han presentado fallas, hasta la fecha
(septiembre de/2004), en los sectores donde se
realizó el cambio.
10
Cantidad
8
6
4
2
0
Eventos Totales
(17)
2001 (1)
2002 (12)
2003 (4)
Descarga Atmosférica
AMI
No
Establecida
Fig. 5. Eventos Circuito Miel San Felipe 1 a 230kV discriminados
por año.
Cantidad
Eventos Circuito Miel San-Felipe 2
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
Eventos Totales (33)
2001 (3)
2002 (15)
2003 (15)
Descarga Atmosférica
AMI
No
Establecida
Fig. 6. Eventos Circuito Miel San Felipe 2 a 230kV discriminados
por año.
Es de anotar que se seleccionaron algunos
aisladores poliméricos que se bajaron de la línea,
conservando en lo posible sus condiciones de sitio,
es decir sin limpiarlos para quitarles el polvo y
guardándolos en cajas similares a las originales de
fábrica para que no se muevan, deflecten o se
dañen las aletas; para enviarlos a pruebas a los
laboratorios de alta tensión del fabricante y
determinar la posible causa de falla; aún no se tiene
respuesta.
Se reemplazaron 38 cadenas de aisladores
compuestos por 628 discos de porcelana
en la
fase inferior de los dos circuitos. El costo del
material fue de US$16,328. El costo total del
mantenimiento preventivo y correctivo para la
solución de la falla presente en la línea fue de
US$32,790. Algunas cadenas fue necesario hacerlo
con la línea desenergizada por la longitud grande
del vano lo que afectó la continuidad del servicio
eléctrico.
Algo muy similar ocurrió con la línea La Virginia San
Carlos, donde la solución fue cambiar las cadenas
7
poliméricas por porcelana. En la figura 7 se muestran
la cantidad y descripción de los eventos por año.
Cantidad
Eventos Circuito La Virginia San Carlos
40
35
30
25
20
15
10
5
0
Eventos
Totales
(45)
1999 (1)
2000 (1)
2001 (1)
2002 (11)
2003 (31)
Descarga Atmosférica
AMI
No
Establecida
Falla - Protección de Otro Elemento o Unidad Constructiva
Falla - Protección Eléctrica
Fig.7. Eventos Circuito La Virginia – San Carlos discriminados por
año.
Lo anterior genera incertidumbre si la falla fue por
problemas con el aislamiento, ya que las
inspecciones visuales y la medición con positron que
se efectuaron a las cadenas de aisladores
compuestos y la medición de puesta a tierra arrojaron
como resultado que el aislamiento estaba en buen
estado y las medidas se encontraron dentro de los
valores de diseño El costo total del mantenimiento
preventivo y correctivo para la solución de la falla
presente en la línea fue de US$30.000
4.1.3. Rotura de faldas - Inspección de conductor
y aislador
Cuando es necesario realizar inspecciones detalladas
de los cables conductores, herrajes y espaciadores
los ejecutores de mantenimiento se desplazan a
través de las cadenas de aisladores. Para el caso de
las cadenas con aisladores convencionales no existe
problemas por deterioro en los elementos al ser
pisados por los linieros; caso contrario sucede con los
aisladores compuestos que sufren rompimiento de las
faldas poliméricas lo que trae como consecuencia la
pérdida de las propiedades aislantes y deterioro físico
de la cadena. En la figura 8 se observa el
rompimiento de las faldas de una cadena de
suspensión de la torre 243 de la línea San Carlos –
La Virginia; lo anterior obliga a usar otros métodos
menos convencionales como el uso de escaleras, lo
que dificulta y demora la ejecución del mantenimiento.
4.1.4. Stock Mínimo para mantenimiento
Los aisladores convencionales normalizados en sus
dimensiones y características técnicas, facilita el uso
de este tipo de aislador en cualquier línea que utilice
este tipo de aislamiento; así mismo existe un ahorro
en el stock mínimo de aisladores ya que no se
necesita tener en el almacén distintos tipos y clases
de aislamiento para cada línea. Todo lo contrario
sucede con las cadenas de aisladores compuestos
donde para cada línea en operación se tiene unas
características
dimensionales,
mecánicas
y
eléctricas especiales definidas en la etapa de diseño
y diferentes fabricantes con diseños propios. Esto
último hace que se disponga de mayor cantidad de
aislamiento compuesto como repuesto y se pague
un monto mayor por seguros y bodegaje.
4.1.5. Problemas de Montaje de Aisladores
Compuestos
En la línea Betania-Ibagué se presentaron cadenas
de aisladores compuestos con daños en las faldas
poliméricas por manejo inadecuado de las cadenas
durante la instalación. Esta línea esta compuesta por
1530 cadenas aisladores poliméricos de tecnología
alemana.
4.1.6. Formación de hongos
En los aisladores instalados en esta línea Miel San
Felipe a 230 kV han presentado formación de
hongos como se muestra en la figura 9; durante el
almacenamiento estos aisladores muestran la
formación de una mancha contaminante en la
cadena, como se aprecia en la figura 10; estas dos
anomalías encontradas en la cadena pueden
disminuir la condición aislante de la goma silicónica,
como por ejemplo la pérdida de hidrofobicidad.
Fig 9. Cadenas contaminadas con formación de hongos en sus
faldas- Línea Miel -San Felipe 230kV
Fig. 8.. Rotura de faldas del aislador compuesto T241
La Virginia San Carlos.
8
Fig. 10. Cadenas contaminadas durante el almacenamiento con
formación de hongos en sus faldas y varilla central- Línea Miel-San
Felipe
como con el tipo de contaminante de la región. De
acuerdo con las muestras de aisladores
inspeccionados y la localización de las líneas a los
cuales pertenecen, se identificaron dos tipos de
contaminantes principales que afectan a la mayor
cantidad de aisladores, ellos son la sal marina y la
arena o polvo, en ocasiones se dan solos o
combinados. La distancia a la fuente que los genera
como el mar y/o el terreno árido, facilitan la
contaminación del aislamiento. Existen líneas con
poliméricos instalados donde el tipo de contaminante
se debe a cultivos agrícolas.
4.2. Experiencia en REP
La descripción de los modos y causas de falla se
realizaron a las unidades de cadenas de aisladores
que fueron desmontadas de las líneas de transmisión
que presentaron falla total o parcial del aislamiento y
que significaban alto riesgo de falla en el servicio
eléctrico. Adicionalmente se visitaron algunas torres
para evaluar la condición de los aisladores, así como
los instalados en el pórtico de la subestación Talara
(ubicada al norte de Perú).
4.2.1. Identificación de fallas
La inspección visual realizada a cada una de las
cadenas poliméricas arrojó como resultado la
evidencia en algunas de ellas de grietas, erosión y
ranuras en la cubierta del núcleo, así como la rotura
del aislador. Adicionalmente algunas cadenas
presentaron grietas en las faldas, específicamente en
la parte central del lado inferior. Todas las cadenas
presentaron contaminación con partículas de polvo y
en algunas de ellas presencia de sales.
Las fallas se presentan en algunas ocasiones a lo
largo de la cadena de aislamiento en diferentes
puntos de la varilla del aislador; pero en otras se
concentraba en el lado caliente de la cadena.
Es de anotar que la inspección visual en el sitio de
torre se dificultó por ser estructuras en madera tipo H
lo que no facilita el ascenso, con respecto a la torre
tipo celosía, para identificar las fallas. Desde el suelo
y con binoculáres no es fácil identificar las fallas
mencionadas anteriormente por la delgadez del
aislamiento y el pequeño espacio de separación entre
faldas.
4.2.2. Causa de fallas
La contaminación ambiental en aislamientos externos
es una causa frecuente de falla en líneas de
transmisión. La severidad del nivel de contaminación
está directamente asociado tanto con la climatología
El viento es otro factor meteorológico que impacta
sobre el aislador y a la vez ayuda a levantar las
partículas de arena y polvo que de acuerdo con su
intensidad contaminan o limpian el aislador.
Estos elementos impactan sobre el desempeño del
aislamiento en menor o mayor grado dependiendo
de la reacción química que se genere de los agentes
contaminantes con el material que compone el
aislador polimérico, a esto se le suma el nivel de
voltaje operativo y las variaciones de temperatura y
humedad en sitio, las cuales a la vez, están
determinadas por la altura y localización de la región.
De acuerdo con los resultados de la inspección
visual e identificación de las algunas variables
ambientales donde están localizados las cadenas de
aisladores, la causa principal del deterioro de la
cubierta polimérica se debe en gran medida a la
formación de descargas corona en el aislador,
efectos de reacción química entre el contaminante y
el compuesto propio del material con que esta hecho
el aislador y al incremento de la concentración de
campo eléctrico debido a la ausencia de anillo
corona. En la tabla 4 se describe el resumen de los
modos y las posibles causas de falla identificadas.
Tabla 4. Causas posibles de falla en los aisladores poliméricos de
REP
Línea
Año Inicio
transmisión operación
L248 Piura
Talara T257
L249 Talara
Zorritos T9
1997
L238 Piura
Chiclayo
1999
Pórtico L249
S/E Talara
Pórtico L248
S/E Talara
1999
1997
1997
Falla
No se evidenció (*)
Causa
Posible
No se
evidenció
Fractura núcleo – cerca Concentración
al terminal lado caliente. campo
No presenta fisuras en Eléctrico –
otros puntos de la
Cracking.
cadena
(**)
Fisuras a lo largo de la Bandas de
cubierta del aislador.
Arco secoEntizado en faldas
Tracking.
Radiación UV.
No se evidenció (**)
No se
evidenció
No se evidenció (**)
No se
evidenció
9
L248 Piura
Talara T085
L238 Piura
Chiclayo
T345
1997
No se evidenció (*)
1999
Fisuras a lo largo de la
cubierta del aislador.
Entizado en faldas
L245
VentanillaChavarria
1997
Fisuras a lo largo de la
cubierta del aislador. La
falla es más avanzada
hacia el lado caliente del
aislador.
L206 S.Juan
Pamacocha
Torre 507
1999
2000
Fractura núcleo – cerca
al terminal lado caliente .
Cortes corona en la
parte inferior y centro de
la falda
No se
evidenció (*)
Bandas de
Arco secoTracking.
Radiación UV
(***)
Bandas de
Arco secoTracking
Concentración
campo
Eléctrico –
Cracking.
Concentración
campo
Eléctrico –
Cracking.
Corte por
Corona.
Ausencia de
Anillo corona
(*) La inspección se realizó desde el suelo con el uso de
binoculares pero no fue fácil identificar las fallas que se pudieran
presentar en el aislador, debido a la delgadez del aislamiento y el
pequeño espacio de separación entre faldas.
(**) No se evidenciaron fallas, solo se observó contaminación de
polvo.
(***) Esta línea (L238) es la que presenta mayor ataque de
contaminantes; se encuentra en una zona de fuertes vientos, alta
contaminación por cloruros provenientes del mar y polvo por la
zona árida del lugar. Alta probabilidad de presentarse los
problemas por Tracking y entizado.
4.2.3. Bandas de Arco Seco y efecto del
compuesto.
La presencia de fisuras y erosiones en la cubierta que
cubre el núcleo del aislador se debe al fenómeno de
tracking (fisurado), el cual generalmente se inicia con
la pérdida de hidrofobicidad debido a la generación de
arcos de banda seca y en el caso de los aisladores de
goma silicónica empieza con la reducción del bajo
peso molecular (LWM) del fluido que cubre la
superficie del aislador. Algunos aisladores presentan
fisuras en la cubierta que cubre el núcleo del
aislador, en diferentes puntos a lo largo del
aislamiento como se observa en la figura 11. En la
referencia [7] reporta la relación entre la descarga
corona y las vecindades de la superficie hidrofóbica.
Otro fenómeno que se observó es el envejecimiento
por radiación ultravioleta en los aisladores con
compuestos EPR (Ethylene Propylene Rubber) los
cuales presentan en la superficie entizado y grietas.
Fig. 12. (a) Fractura del núcleo del aislador cerca al terminal del
lado caliente. (b) Presencia grietas en la cubierta del núcleo cerca
al terminal y núcleo expuesto a la penetración de humedad.
4.2.4. Concentración de Campo Eléctrico en el
terminal del aislador
Otra evidencia de falla que se observó es la rotura
total de la fibra de vidrio que conforma el núcleo del
aislador en el lado caliente o energizado (Fig.13) .
Esta falla se debe al proceso de generación de
descarga corona sobre el aislador polimérico.
Fig 13. Fractura total del aislador polimérico ocurrido en la línea
206 torre507
La agrupación de los gradientes de potencial en una
cadena de aisladores polimérica se presenta
especialmente en cercanías del terminal del lado
caliente en donde el esfuerzo eléctrico es
concentrado.
Cuando las grietas (cracking) se empiezan a formar
hasta dejar descubierto el alma del aislador donde
se encuentran las fibras de vidrio hace que se
incremente la penetración de humedad y por lo
tanto se acelera la fractura total del aislador.
Fig. 11. Formación de fisuras (Tracking) y proceso erosivo en la
cubierta del aislador compuesto ocurrido en la línea 238 torre 122
cerca de la subestación Chiclayo en Perú.
La fractura también se puede dar por concentración
del gradiente máximo de campo eléctrico (distancia
entre líneas de igual rigidez) en cercanías al terminal
del aislador que hace que se rompan las fibras de
10
vidrio del núcleo del aislador polimérico. La presencia
de esta falla se puede originar por una inadecuada
selección de los terminales y herrajes de la cadena de
aislamiento, por la ausencia o a la instalación de
anillos corona que no corresponden con los de diseño
(Instalación de diferentes tipos de anillos corona) o a
la inadecuada instalación del mismo ya sea durante
su construcción o por mantenimiento. Lo anterior no
reduciría efectivamente los gradientes de voltaje que
generan posteriormente el posible rompimiento de las
fibras de vidrio hasta la fractura total del aislador. La
necesidad de usar anillo corona en el lado caliente de
la línea es para tensiones superiores o iguales a 230
kV.
Agradecimientos
Conclusiones
[2]Corona
Camera
Manufacturer
Demostrates
Equipment to European Utilities; INMR;
Vol 12;
Numvber 2; Quarter two –2004; pg. 70.
Con base en las experiencias de uso de los poliméricos
en ISA (Colombia) y REP (Perú) y teniendo en cuenta
que este tipo de aislador presenta beneficios técnicos y
económicos durante la etapa de montaje por su bajo
peso y facilidad en el transporte; es necesario tener
presente el desempeño de los mismos durante la vida
operativa y las acciones de mantenimiento que estos
generan, ya sea a través de experiencias en otras
líneas con condiciones de operación similares, para así
identificar bajo que características ambientales,
sociales, económicas y técnicas se pueden utilizar.
El costo de mantenimiento de los aisladores
poliméricos instalados en las líneas de transmisión es
considerable durante la vida útil de operación debido a
los altos costos para el mantenimiento preventivo de las
cadenas y al número superior de tazas de falla que se
presentan respecto a los aisladores convencionales.
Por lo tanto es necesario tener presente estos costos y
las experiencias de uso en la selección de aislamiento
para futuros proyectos.
Los autores agradecen la colaboración en el desarrollo
del trabajo a los ingenieros Iván Mari y Joel Elizarbe
de Red de Energía del Perú.
Referencias
[1] SANTANA W; Metodología para la inspección y
reposición de aisladores en las cadenas de las
líneas de transmisión utilizando para el diagnóstico
el equipo verificador de aisladores – positrón;
Documento 2-G-UEP-016; Interconexión Eléctrica
S.A. ESP; Medellín: 1998.
[3] Developing A Maintenence Strategy For Composite
Insulators At Brazilian Utility; INMR; March-April 2002,
Pag 44-50
[4] SANTANA W.; Manual de Operación y
Mantenimiento de Líneas de Transmisión; Instituto
Tecnológico Superior de Irapuato; México; junio 2003.
[5] GORUR R; Insulators and the aging HV Grid:
Placing insulator technologies in perspective; Power
&Energy Continuity.
[6] GORUR R.S, CHERNEY E.A; BURNHAM J.T;
Outdoor insulators; Arizona USA.; Pag. 143; 1999.
[7] G. Cash, G George;, P Blackmore and D.
Birtwhistle: “In-situ assesment of Composite Insulator
Surface Condition”, 7th International Conference on
Dielectric Materials & Application, No.430,1996.