Problemas relacionados con el efecto corona que afectan a los aisladores de línea poliméricos

Aisladores, INMR Español, Mantenimiento

Algunas empresas de servicio básicos han experimentado un aumento en las fallas de los aisladores poliméricos en las líneas de transmisión de 115 y 138 kV. La investigación posterior mostró que estas fallas, a menudo, se atribuían a un campo eléctrico alto cercano a los fittings del extremo de alto voltaje o en ellos. Estos hallazgos sugerían que, al contrario de la práctica común en ese momento, es necesario considerar aplicar anillos anticorona en los aisladores de línea poliméricos a voltajes de sistema bajo los 161 kV. La confiabilidad se puede ver afectada si las empresas de servicio no toman medidas para minimizar el impacto de las descargas de corona en el material de goma de las polleras.

Este artículo editado para INMR, escrito por J. Phillips y Chris Englebrecht del EPRI, es una descripción general de estas fallas y propone estrategias para abordar el envejecimiento prematuro de los aisladores poliméricos en las líneas de 115 kV y 138 kV provocado por los campos eléctricos altos


El EPRI en los EE. UU. fue una de las primeras organizaciones de investigación que determinó que el campo eléctrico alto, y la actividad de descarga resultante de este, era un factor importante para el envejecimiento prematuro de los aisladores poliméricos. Según los resultados de la prueba en cámara de envejecimiento a múltiples tensiones y otras pruebas en el laboratorio de Lenox, Massachusetts, se identificó el campo eléctrico alto como un mecanismo de envejecimiento primario en los aisladores de 230 kV y 500 kV. Luego, se establecieron los límites apropiados de campo eléctrico. Más recientemente, las fallas de los aisladores a 115 y 138 kV, sugieren que el mismo fenómeno también se puede presentar a voltajes de sistema más bajos.

El envejecimiento de las secciones de los aisladores sujetos a un campo eléctrico local alto es, por lo general, el resultado de las tensiones asociadas a uno o más de los siguientes tipos de actividad de descarga:
• Actividad de corona continua de los fittings de los extremos o de los anillos de clasificación en condiciones secas.
• Descargas debido al humedecimiento no uniforme del material de goma.
• Descargas internas, por ejemplo, a lo largo de la interfaz entre el núcleo y la cubierta de goma o dentro del núcleo en sí.

La actividad de corona continua de los fittings metálicos de los extremos puede contener suficiente energía para causar erosión directamente en la goma, así como también, la pérdida de galvanización en los fittings metálicos de los extremos. En los aisladores hidrofóbicos, las gotas individuales o los parches de agua relativamente limitados pueden mejorar el campo eléctrico localizado en un factor de hasta 12 debido a la alta permitividad de agua (εr = 80). En las regiones del aislador con un campo eléctrico alto, esta mejora podría provocar una actividad de corona a partir del borde del agua. La investigación sugiere que no es probable que el efecto corona provocado solo por las gotas de agua genere una degradación significativa de la cubierta polimérica, ya que el aumento de temperatura provocado por este tipo de efecto corona es mínimo. Sin embargo, existe mucha evidencia de que los subproductos químicos del efecto corona, junto con la humedad, pueden causar una grave degradación del material. Según esto, la formación de ácido nítrico se considera importante. Por ejemplo, se ha encontrado que el pH en la superficie de un aislador cae desde un valor de aproximadamente 7 a 3,4 después de solo casi 15 minutos de actividad de corona en la superficie húmeda de un aislador. Además, se ha descubierto que algunas formulaciones de goma de silicona pueden ser particularmente vulnerables al deterioro cuando se exponen al ácido nítrico.

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La evidencia disponible sugiere que el efecto corona provocado por las gotas de agua puede ser solo la fase inicial del mecanismo de degradación más grave que lo sigue y que afecta el desempeño a largo plazo del aislador. En la actualidad, el proceso se entiende de la siguiente manera:
1. El efecto corona provocado por gotas de agua en las regiones con campo eléctrico alto genera una pérdida localizada de hidrofobicidad. Las regiones afectadas tienen magnitudes de campo eléctrico sobre el umbral de inicio del efecto corona provocado por las gotas de agua (ver la Figura n.° 1).

2. En condiciones de humedecimiento, los parches de agua superficial se forman en las regiones con una hidrofobicidad más baja y están separados por regiones secas o “bandas”.
3. Los arcos localizados forman espacios tipo puente entre los parches de agua.
4. La energía y la temperatura de estos arcos localizados son significativamente más altas que las del efecto corona por gotas de agua, lo que tensiona aún más la goma.
5. Con el tiempo, a medida que las regiones afectadas pierden la hidrofobicidad y quedan completamente humedecidas, mejora el campo magnético en las regiones adyacentes sobre el umbral de inicio del efecto corona por gotas de agua en condiciones de humedecimiento.
6. Luego, se inicia el mecanismo de envejecimiento en las regiones que no se vieron afectadas previamente. De esta manera, las regiones afectadas aumentan su tamaño.
7. Los subproductos que se forman con el efecto corona, combinados con agua, especialmente el ácido nítrico, pueden ser agresivos para la cubierta y generar fisuras o corrosión en los fittings de los extremos.

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Fig. 1: actividad de corona inducida por el agua (izquierda) y la pérdida resultante de hidrofobicidad en un aislador polimérico hidrofóbico.

En condiciones de humedecimiento, la superficie de los aisladores poliméricos hidrofílicos, tales como los EPDM, tienen mayor probabilidad de cubrirse con parches de agua en vez de con gotas separadas. Las regiones secas separan estos parches y, debido a la mejora en el campo eléctrico, pueden ocurrir chispas entre los parches. Estas descargas contienen más energía que el efecto corona y podrían degradar la goma. Aunque esta actividad también puede ocurrir lejos de la región de campo eléctrico alto, la observación casual durante las pruebas de envejecimiento sugiere que es más prevalente en las regiones con campo eléctrico alto.

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Fig. 2: imágenes infrarroja (derecha) y ultravioleta de actividad de descarga por humedecimiento no uniforme en aislador polimérico hidrofílico.

Las magnitudes de campo eléctrico lo suficientemente altas pueden provocar actividad de descarga dentro de cualquier defecto interno, por ejemplo, vacíos, inclusiones o mala adhesión entre el forro y el núcleo. A la vez, esto podría, eventualmente, provocar una falla en el aislador ya sea por destrucción de la varilla debido a la actividad de descarga o por “flashunder” (ver la Figura n.° 3).

Fig. 3: ejemplos de aisladores que fallaron debido a la destrucción de la varilla provocada por la actividad de descarga (izquierda) y el flashunder.

La investigación ha demostrado que no todos los aisladores se ven afectados de igual manera por los campos eléctricos altos. Los factores importantes que influyen en la velocidad y el nivel de degradación incluyen:
• Tipo de goma y diseño del sistema de pollera resistente a la intemperie.
• Diseño de sello de fitting del extremo.
• Nivel, ubicación y tipo de actividad de descarga que se determina, en gran medida, con el campo eléctrico a lo largo del aislador, el tipo y la intensidad del humedecimiento, la presencia de contaminantes y el nivel de hidrofobicidad del material.

Experiencia de Servicio

La ocurrencia de fallas en los aisladores de las líneas de 115 kV y 138 kV llevó a que algunas empresas en los EE. UU. iniciaran un estudio para entender mejor los mecanismos de envejecimiento en los aisladores de este tipo de voltaje. Como es evidente, a partir de la base de datos que tenía el EPRI en ese momento (ver la Figura n.° 2), estas fallas no fueron aisladas, sino más bien eran parte de una tendencia de fallas en aumento informadas en aisladores de 115 kV a 138 kV. En promedio, se informaron 5 fallas al año al EPRI desde 1998.

Fig. 4: números de fallas de aisladores poliméricos de 115 kV a 138 kV registradas por el EPRI.

En la Figura n.° 5 se muestra el desglose de los modos de falla de las 140 fallas registradas en la base de datos del EPRI en los aisladores de 115 kV a 138 kV. A partir de esta información, se puede ver que los modos de falla dominantes fueron las fisuras provocadas por la corrosión por tensión (fractura quebradiza) y el flashunder. Una gran parte de estas fallas ocurrieron en el mismo diseño de aislador y, específicamente, en unidades fabricadas entre 1993 y 1999.

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Fig. 6: ejemplo de superficies con fractura en un aislador que falló in situ.

Durante la investigación, se demostró que todas estas fallas se podían atribuir a la actividad de descarga continua del fitting del extremo en condiciones secas. Esta exposición continua al efecto corona generó fisuras en el forro de goma y la degradación del sello del fitting del extremo. Una vez que un sello se ve comprometido, la humedad puede entrar en contacto con la varilla de fibra de vidrio y provocar una fractura quebradiza. La fractura quebradiza es una falla mecánica de la varilla debido al ataque ácido, donde la fractura exhibe una o más superficies lisas y planas, principalmente, perpendiculares al eje de la varilla y con una apariencia como si la varilla estuviera cortada. Como consecuencia de estas fallas, las empresas de servicio se vieron forzadas a volver a examinar el uso de los anillos anticorona (o la falta de estos) en los aisladores poliméricos de 115/138 kV. Por lo tanto, en cooperación con el EPRI, las empresas de servicio han iniciado un número de actividades específicas desde el 2007 para evaluar el riesgo de que los aisladores poliméricos de 115/138 kV experimenten envejecimiento prematuro debido a los campos eléctricos altos. Entre las actividades se incluyen:

• Inspecciones de descarga diurnas,
• Examinación detallada de los aisladores sacados de servicio, investigaciones de falla y
• Cálculos de campo eléctrico.

Estas actividades se enfocaron, principalmente, en el diseño particular que sufrió la mayor parte de las fallas.

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Inspecciones de Descarga Diurnas

El EPRI, junto con 5 miembros de la empresa de servicios, realizó inspecciones de descarga diurnas en doce líneas de transmisión de 115 y 138 kV para determinar si la actividad de descarga continua ocurría desde los fittings de los extremos en condiciones secas. Aunque estas inspecciones apuntaban, principalmente, a un diseño en particular, también hubo oportunidades para inspeccionar un número limitado de otros diseños. En la Figura n.° 7 se muestran ejemplos de observaciones del efecto corona.

Fig. 7: Ejemplos de actividad de descarga observados en los diferentes diseños de aisladores.

Las conclusiones de estas inspecciones fueron:

• Se observó actividad de descarga de corona en condiciones secas en los fittings de los extremos de los aisladores poliméricos instalados en las doce líneas de transmisión de 115 kV y 138 kV inspeccionadas, aunque no todos los aisladores presentaban actividad de corona.
• Era más probable que ocurrieran descargas de corona en las correas del extremo muerto y menos probable en las configuraciones de postes con tirantes. Esto no es inesperado, ya que se sabe, a partir de los cálculos previos, que el campo eléctrico es, por lo general, más alto en los aisladores del extremo muerto que en las unidades de suspensión o en las unidades de postes con tirantes.
• A la fecha, se ha observado actividad de corona en 3 de los 4 diseños de aisladores de fabricantes diferentes (ver la Figura n.° 7).
• En un caso, las observaciones de efecto corona diurnas se hicieron antes y después de instalar un anillo anticorona. Esto confirmó que la adición del anillo eliminó el efecto corona del fitting del extremo.

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Inspección Detallada

El EPRI trabajó con 5 empresas de servicio para evaluar la degradación en más de 200 unidades de aisladores de 115 y 138 kV sacados de servicio. Todas se habían instalado entre 1994 y 2006 sin anillos anticorona y tenían el mismo diseño. Los 74 aisladores que se sacaron de servicio se sometieron a una examinación detallada que consistía en (1) una inspección visual, (2) medición de hidrofobicidad, (3) prueba de penetración de tinta, (4) disección y, en algunos casos, (5) pruebas mecánicas. Las unidades restantes se evaluaron solo con una inspección visual. En todos los casos, se encontró que la degradación más grave se producía en las mismas regiones, es decir, donde se vio actividad de corona en condiciones secas durante las inspecciones de descarga diurnas. En algunas unidades se encontró que la degradación del forro y del sello del fitting del extremo había avanzado hasta el punto que la varilla quedó expuesta al ambiente. Estas se consideraron unidades de alto riesgo, donde las fallas eran inevitables.

Fig. 8: ejemplos de actividad de descarga observados en dos diseños de aisladores diferentes.

Cálculos de Campo Eléctrico

Se realizaron cálculos exhaustivos de campo eléctrico en nombre de 4 empresas de servicio en ambos aisladores de 115 y 138 kV. El objetivo era entender mejor la distribución esperada del campo eléctrico en los aisladores de 115 y 138 kV, así como los parámetros que tienen influencia sobre él. Además, se quería evaluar las medidas de corrección posibles. Es importante destacar que los cálculos del campo eléctrico se hicieron tomando en cuenta las tres fases en las estructuras (y, en algunos casos, incluso los circuitos adyacentes). Los cálculos apuntaban a las estructuras donde ya habían ocurrido las fallas o donde se había observado el efecto corona. Estos cálculos consideraron tanto el campo eléctrico en los fittings del extremo (para indicar la probabilidad de ocurrencia de efecto corona en condiciones secas) como el forro (para indicar la probabilidad de ocurrencia de efecto corona inducido por el agua). A continuación se indican las conclusiones de estos cálculos:
• Los aisladores del extremo muerto tienen magnitudes de campo eléctrico más altas que los aisladores de suspensión.
• Los aisladores simples del extremo muerto tienen magnitudes de campo eléctrico más altas que los aisladores dobles del extremo muerto.
• Agregar una unión a una línea caliente genera una magnitud de campo eléctrico levemente más alta en el aislador.
• Existe una diferencia significativa en los niveles de campo eléctrico entre los diferentes diseños de aisladores (ver la Figura n.° 9). Los fittings de extremo pequeños y delgados tienden a tener campos eléctricos más altos en la región del sello del fitting del extremo. La forma del fitting del extremo dicta donde ocurre el campo más alto y, en consecuencia, si cualquier efecto corona en seco presente estará en contacto o no con el material de la cubierta.
• Las magnitudes de campo eléctrico exceden los límites recomendados por el EPRI en todos los diseños de los aisladores poliméricos de 115 y 138 kV instalados sin anillos anticorona.
• Agregar anillos anticorona de 8″ en el extremo vivo del aislador fue, en la mayor parte de los casos, suficiente para reducir las magnitudes de campo eléctrico hasta un nivel aceptable.
• Los resultados del modelado del campo eléctrico, combinado con la inspección con cámara de corona, confirmaron que las fallas que ocurrieron en los aisladores de 115 y 138 kV, así como la degradación observada, podrían relacionarse con los campos eléctricos altos en los aisladores.
• Es necesario ajustar los límites de campo eléctrico a un nivel más bajo para los aisladores instalados en altitudes altas, es decir, sobre los 3300 pies (1000 metros).

Fig. 9: ejemplos de campo eléctrico calculado en fitting de extremo de un aislador sin anillos anticorona. En azul se indica la magnitud de campo eléctrico más baja y en rojo, la más alta. El umbral del efecto corona corresponde, aproximadamente, al naranja.

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Evaluación de la Población

La experiencia en servicio sugiere, encarecidamente, la necesidad de instalar anillos anticorona en los aisladores poliméricos de 115 kV y 138 kV para protegerlos del envejecimiento prematuro provocado por la actividad de corona. Aunque esta conclusión puede parecer sencilla, las implicancias podrían ser bastante profundas, especialmente si ya hay un número importante de este tipo de aisladores en servicio. Entonces, las empresas de servicio deben enfrentarse al desafío de identificar las unidades de alto riesgo y decidir las acciones correctivas más apropiadas y más rentables. Afortunadamente, el deterioro provocado por la actividad de descarga de corona se desarrolla lento y esto le da a las empresas de servicio tiempo para realizar una evaluación apropiada de las condiciones.

El EPRI ha ayudado a desarrollar una estrategia de evaluación de población para abordar el envejecimiento prematuro de los aisladores poliméricos en las líneas de 115 y 138 kV provocado por un campo eléctrico alto. La clave de esta estrategia es un conjunto de herramientas que incluye guías de campo, bases de datos de fallas, técnicas de modelado de campo eléctrico, tecnologías de inspección de efecto corona y los resultados pertinentes del envejecimiento acelerado. En la Figura n.° 10, se muestra una descripción general del proceso.

Fig. 10: descripción general de la estrategia para evaluar la población de aisladores poliméricos.

Conclusiones

Desde el 2006, se han registrado un número creciente de fallas en aisladores poliméricos en líneas aéreas de 115 y 138 kV. Estas fallas eran graves ya que ocurrieron, principalmente, en los aisladores críticos del extremo muerto, lo que representa una amenaza para la integridad del sistema debido al riesgo de un conductor descendente. Los resultados de la investigación sugieren que estas fallas son provocadas por los campos eléctricos altos que ocurren cerca de los fittings del extremo de alto voltaje o en los fittings del extremo de alto voltaje de estos aisladores. En consecuencia, puede que sea necesario que se instalen anillos anticorona y anillos de clasificación en los aisladores poliméricos a estos niveles de voltaje.

Según las pruebas de laboratorio, los niveles de la actividad de corona en seco de los fittings del extremo que ocurrieron en servicio fueron más altos de lo esperado. El modelado del campo eléctrico apunta a dos explicaciones:
1. A 115 y 138 kV, la proximidad de las fases cercanas aumenta significativamente las magnitudes superficiales de campo eléctrico.

2. La mayor parte de las pruebas de laboratorio se hacen en configuraciones en suspensión, pero las magnitudes del campo eléctrico en los aisladores del extremo muerto y angulares duros son más altas.

 

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