Descargas Parciales en Generadores de Alta Tensión

PD offline mide con la máquina parada y energizada con fuente externa — más control, más sensible a defectos pequeños. PD online mide con la máquina en operación normal — más representativo de condiciones reales, mejor para tendencias. Las dos son complementarias y se usan según oportunidad operativa.

PD es relevante para generadores de alta tensión (típicamente >6 kV) donde el aislamiento es el modo de falla dominante. En generadores de baja tensión (<1 kV) los modos de falla son distintos (mecánicos, térmicos) y otras pruebas son más relevantes.

Mínimo 3 mediciones espaciadas semestralmente para identificar tendencia confiable. La primera medición es baseline; la segunda y tercera ya empiezan a mostrar progresión o estabilidad. Programa predictivo recomendado: anual con baseline post-rebobinado.

No. Todos los aislamientos tienen algo de PD por defectos microscópicos inevitables. Lo importante es la magnitud absoluta vs umbral de la norma y la tendencia temporal. Un valor estable con magnitud baja puede ser aceptable; un valor en crecimiento es la señal de alerta real.

Sí. PD online se ejecuta con la máquina en operación normal — sin paro, sin pérdida de producción. Requiere instalar acopladores capacitivos en las terminales del estator (típicamente durante un mantenimiento programado previo). Después la medición es no intrusiva.

Entre 8 y 16 horas en sitio para el setup, energización con fuente externa, captura de datos por fase y desconexión. El análisis y entrega del protocolo se hace en 7–10 días hábiles tras la prueba.

El patrón fase-resuelto (Phase-Resolved Partial Discharge) grafica cada descarga detectada en función del ángulo de fase de la tensión AC aplicada (eje X, 0–360°) y su magnitud (eje Y, mV o pC). La forma del patrón es la firma del tipo de defecto: descargas en cavidades internas producen patrón simétrico concentrado cerca de los picos positivo y negativo de tensión; descargas superficiales (slot discharge) producen patrón asimétrico desplazado en fase; descargas en conexiones de extremos generan agrupaciones específicas con polaridad sesgada. Interpretar el PRPD es lo que distingue tipo de defecto y guía la decisión de intervención.

Sensor capacitivo (coupling capacitor) — acoplamiento galvánico a las terminales del estator, máxima sensibilidad, requiere instalación permanente o accesorio especializado. TEV (Transient Earth Voltage) — sensor de superficie sobre la carcasa metálica, detecta pulsos transitorios irradiados al exterior, fácil de aplicar sin desmontaje pero menos sensible. HFCT (High Frequency Current Transformer) — bobina toroidal sobre el cable de tierra del neutro, captura corrientes de alta frecuencia inyectadas por las descargas, buena para detección online sin acceso a las terminales. Las tres técnicas son complementarias y se eligen según oportunidad y nivel de sensibilidad requerido.

Cada descarga parcial es una micro-chispa eléctrica dentro de una cavidad o defecto del aislamiento sólido. La chispa libera energía como calor localizado, ozono, óxidos de nitrógeno y radiación UV — todos químicamente agresivos para el material polimérico del aislamiento. El proceso se llama electroluminiscencia y treeing: cada descarga deja un canal microscópico carbonizado que conduce mejor que el material virgen, lo que facilita la próxima descarga en el mismo punto. Con el tiempo, esos canales crecen como árboles (electrical trees) hasta atravesar el aislamiento completo y producir falla dieléctrica catastrófica. Medir DP es medir esa progresión antes del breakdown final.

El protocolo IEEE 1434 sugiere medir DP a tensión nominal (Un), a 1.1 × Un y a 1.5 × Un — la curva de DP vs tensión es diagnóstica. Aislamientos sanos muestran tensión de inicio de DP (PDIV — Partial Discharge Inception Voltage) por arriba de la tensión nominal. Aislamientos degradados muestran PDIV por debajo de la tensión nominal — operan continuamente con descargas activas. Aplicar la prueba solo a tensión nominal sin barrer la curva pierde información diagnóstica clave.

Sí, y es especialmente importante. En generadores enfriados por hidrógeno la rigidez dieléctrica del gas es mayor que la del aire, lo que altera la sensibilidad de las mediciones y los umbrales aplicables. IEEE 1434 e IEC 60034-27-2 reconocen ambientes presurizados con hidrógeno y proveen factores de corrección. La instrumentación se selecciona específicamente para entorno H₂ y la coordinación con el operador del gas es parte del protocolo.