Diagnóstico ao Estator do Gerador Elétrico

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
 
 
 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA 
UNIDAD PROFESIONAL ADOLFO LÓPEZ MATEOS 
 
 
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 
 
 
DIAGNÓSTICO AL ESTATOR DEL GENERADOR ELÉCTRICO DE LA 
CENTRAL TERMOELÉCTRICA FRANCISCO PÈREZ RÌOS 
 
TESIS 
 
QUE PARA OBTENER EL GRADO DE 
INGENIERO ELÉCTRICISTA 
 
 
P R E S E N T A 
 
MARIO DE JESÚS VILLAVERDE HIDALGO 
 
 
ASESORES 
 
M. EN C. JUAN ABUGABER FRANCIS 
M. EN C. MARIO ALBERTO VILLAVERDE SEGURA 
 
 
 
 
 
 
 
MÉXICO, D.F. JUNIO 2013 
 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUE LA SUPERIOR DE INGENI ERÍA MECÁNICA Y ELE CTRICA 
UNIDAD PROFESIONAL " ADOLFO LÓPEZ MAT EOS" 
TEMA D E TE S IS 
INGENIERO ELECTRICISTAQUE PA R A O BTENER E L TI TULO DE 
TESIS Y EXAMEN ORAL INDIVIDUAL
P O R LA OPCIÓN D E T ITULACI ÓN 
MARIO DE JESÚS VILLA VERDE HIDALGO DEBERA(N) DESAR ROLL AR 
"DIAGNÓSTICO AL ESTATOR DEL GENERADOR ELÉCTRICO DE LA CENTRAL 
TERMOELÉCTRICA FRANCISCO PÉREZ RIOS" 
REALIZAR UN DIAGNÓSTICO FUERA DE LÍNEA AL ESTATOR DEL GENERADOR ELÉCTRICO DE LA 
UNIDAD 3 DE LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA FRANCISCO PÉREZ RÍOS. 
>- GENERADOR ELÉCTRICO. 
>- PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS AL ESTATOR DEL GENERADOR ELÉCTRICO. 
>- PRUEBAS FUERA DE LÍNEA AL ESTATOR DEL GENERADOR ELÉCTRICO 
>- DIAGNÓSTICO AL GENERADOR ELÉCTRICO 
MÉXICO D.F., A 10 ABRIL 2013 
ASESORES 
ALBERTO VILLAVERDE SEGURA 
""'-AI,,~.I't.., DAVID RAMÍREZ ORTIZ 
DEPARTAMENTO ACADÉMICO 
DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 
 
 
 Página ii 
 
Agradecimientos 
 
A Dios. 
A mis padres y hermanos; Mario Alberto, Mayra Maria, Mayra Itzel y Luis 
Carlos. 
 
A la comisión revisora de mi tesis: 
 
Dr. Fermin Pascual Espino Cortez 
M. en C. Fabián Vázquez Ramírez 
M. en C. Juan Abugaber Francis 
M. en C. Mario Alberto Villaverde Segura 
 
Al asesor de mi tesis el M. en C. Mario Alberto Villaverde Segura. 
 
Al personal docente de la academia de Ingeniería Eléctrica. Al Ing. Cesar 
David Ramírez Ortiz y al M. en C. Jesús Alberto Flores por su apoyo. 
 
A la Comisión Federal de Electricidad, a la Central Termoeléctrica Francisco 
Pérez Ríos y a todo el personal de la central en especial al Ing. Raciel Lugo 
García y al Ing. Gustavo Candelas Guerrero. 
 
A todas las personas que de alguna manera contribuyeron a terminar este 
trabajo de tesis. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Página iii 
 
Índice 
 
Índice iii 
Relación de figuras vi 
Relación tablas ix 
Nomenclatura xi 
Resumen xiii 
Introducción xiv 
Capitulo 1. Generador Eléctrico 
1.1 Tipos de máquinas rotativas 2 
1.1.1 Motores 3 
1.1.2 Generador Síncrono 3 
1.1.3 Clasificación por el tipo de enfriamiento 6 
1.2 Devanado del estator características del sistema de aislamiento 8 
1.2.1 Aislamiento entre subconductores 10 
1.2.2 Aislamiento entre vueltas 10 
1.2.3 Aislamiento Principal 11 
1.4 Diagnostico a generadores eléctricos 14 
1.4.1 Evaluación de las condiciones del devanado y su vida útil restante 14 
1.4.2 Pruebas Fuera de línea vs. Pruebas en línea 15 
1.4.3 Pruebas fuera de línea 16 
 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas al estator del generador eléctrico 
 
2.1 Inspección visual 18 
2.2 Resistencia de aislamiento e índice de polarización 20 
2.2.1 Resumen de la prueba 20 
2.2.2 Criterio de aceptación 26 
 
 
 Página iv 
 
2.3 Factor de disipación y capacitancia 28 
2.3.1 Resumen de la prueba 29 
2.3.2 Criterio de aceptación 34 
2.4 Descargas parciales 36 
2.4.1 Resumen de la prueba 40 
2.4.2 Criterio de aceptación 43 
2.5 Descarga parcial a la ranura 45 
2.5.1 Resumen de la prueba 47 
2.5.2 Criterio de aceptación 50 
2.6 El CID 51 
 2.6.1 Resumen de la prueba 51 
 2.6.2 Criterio de aceptación 52 
2.7 Resistencia de devanados 52 
2.7.1 Resumen de la prueba 54 
2.7.2 Criterio de aceptación 54 
 
Capitulo 3. Pruebas fuera de línea al estator del generador eléctrico 
 
3.1 Seguridad 56 
3.2 Preparación del objeto de prueba 57 
3.3 Resistencia de aislamiento e índice de polarización 58 
3.4 Factor de disipación y capacitancia 61 
3.5 Descargas parciales 63 
3.6 Descarga a la ranura 67 
3.7 El CID 71 
3.8 Resistencia de devanados 76 
 
 
 
 
 Página v 
 
Capítulo 4. Diagnóstico al generador eléctrico 
 
4.1 Criterios de aceptación de las pruebas al estator 
4.1.1 Resistencia de aislamiento e índice de polarización 80 
4.1.2 Factor de disipación y capacitancia 83 
4.1.3 Descargas parciales 86 
4.1.4 Descarga parcial a la ranura 88 
4.1.5 El CID 90 
4.1.6 Resistencia de devanados 92 
4.2 Diagnostico final del generador eléctrico 94 
4.3 Costo de producción de la unidad 3 de la Central 96 
 Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos 
 
Conclusiones 97 
Referencias 99 
Apéndice A Circuito de prueba para la medición de resistencia de 101 
aislamiento. 
Apéndice B Circuito de prueba para la medición del factor de 102 
potencia y capacitancia. 
Apéndice C Circuito de prueba para la medición de las descargas 103 
parciales. 
Apéndice D Circuito de prueba para la medición de descargas a la 104 
ranura. 
Apéndice E Circuito de prueba para la medición de EL CID. 105 
Apéndice F Circuito de prueba para la medición de la resistencia de 106 
devanados. 
 
 
 
 
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Relación de figuras 
 
Figura 1.1 Rotor de polos lisos [7]. 4 
Figura 1.2 Rotor de polos salientes [7]. 5 
Figura 1.3. Integración de los diferentes aislantes de la bobina 
del estator [7]. 9 
Figura 1.4. Bobina conformada por grupo de soleras, se 
muestra el radio de curvatura [7]. 10 
Figura 1.5. Bobina tipo diamante con transposiciones en los cabezales [7]. 10 
Figura 1.6. Aislamiento principal de la bobina, compuesta por 
soleras de cobre [7]. 11 
Figura 1.7. Pintura conductora aplicada sobre la superficie de 
una bobina [7]. 12 
Figura 1.8. Cabezal típico de un bastón donde se muestra 
la cinta conductora y la cinta graduadora [7]. 13 
Figura 2.1. Circuito de prueba para la medición de la 
resistencia de aislamiento con guarda [9]. 26 
Figura 2.2. Factor de potencia medido en función de la 
tensión aplicada o tip-up [9]. 30 
Figura 2.3. Diagrama equivalente del aislamiento del generador eléctrico [9]. 31 
Figura 2.4. Aislamiento en buen estado [9]. 31 
Figura 2.5. Aislamiento degradado [9]. 32 
Figura 2.6. Defecto observado en las ranuras del estator [7]. 46 
Figura 2.7. Caracterización de la descarga parcial a la ranura [7]. 46 
Pintura Conductora 
 
 
 Página vii 
 
Figura 2.8. Medición de una ranura del estator cuando se 
presenta descargas parciales a la ranura [7]. 46 
Figura 2.9. Desplegado de las ranuras del devanado de un 
generador eléctrico [7]. 48 
Figura 2.10. Graficas obtenidas en base a los valores 
registrados en una fase de un generador eléctrico [7]. 49 
Figura 3.1. Área de trabajo acordonada durante las 
pruebas al generador eléctrico. 56 
Figura 3.2. Medidor de resistencia de aislamiento marca AVO (megger). 58 
Figura 3.3. Fase C del generador eléctrico aterrizada y se 
muestra la lamina aislando las terminales del neutro. 59 
Figura 3.4. Estator del generador eléctrico de la Central 
Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos. 59 
Figura 3.5. Analizador de aislamiento 4100 de la marca Doble. 61 
Figura 3.6. Conexión del gancho de prueba a la fase C del 
lado del neutro y la fase A y B aterrizadas. 61 
Figura 3.7.Calibración del instrumento de medición 
aplicando un pulso de 2,000 pC. 64 
Figura 3.8. Gancho de la fuente (M4100) conectado a la fase A del 
 lado del neutro, las fases B y C aterrizadas y aisladas entre sí. 65 
Figura 3.9. Terminal de la fase A del lado del Bus de fase, 
se muestra el capacitor de acoplamiento. 65 
Figura 3.10. Instrumentación para realizar la prueba de descarga a la ranura. 67 
Figura 3.11. Desplegado del devanado del generador eléctrico (Unidad 3). 68 
 
 
 Página viii 
 
Figura 3.12. Medición de las descargas parciales en las 
ranuras del generador eléctrico. 69 
Figura 3.13. Autotransformador variable para inducir la tensión de prueba. 72 
Figura 3.14. Disposición del cable utilizado en la medición formando 
el toroide para inducir la corriente en mA y registrar las 
mediciones. 72 
Figura 3.15. Instrumento de medicion El CID de la marca Adwell. 73 
Figura 3.16. Calibración de la bobina de Chattock también llamada “carro”. 73 
Figura 3.17. Medición en cada una de las ranuras del devanado (27 ranuras). 74 
Figura 3.18. Registro de las mediciones en la prueba de El CID. 75 
Figura 3.19. Equipo para la medición de resistencia de devanados 
de la marca Vanguard. 76 
Figura 3.20. Conexión en la salida del generador eléctrico 
(Bus de fase aislada). 77 
Figura 3.21. Conexión al lado de neutro. 77 
Figura 4.1. Grafica de resistencia de aislamiento contra tiempo. 81 
Figura 4.2. F.D. contra tensión aplicada a la máquina. 84 
Figura 4.3. Capacitancia contra tensión aplicada a la máquina. 84 
Figura 4.4. Grafica de descargas parciales contra la tensión en aumento. 87 
Figura 4.5. Grafica de los valores obtenidos, se muestran los valores 
más altos registrados del lado excitación del generador eléctrico. 89 
Figura 4.6. Grafica de los valores obtenidos, se muestran los valores 
más altos registrados del lado turbina del generador eléctrico. 89 
Figura 4.7. Se muestran los valores más altos obtenidos, en la ranura 5 y 8. 91 
 
 
 Página ix 
 
Figura 4.8. Gráfico de la medición de la ranura 1 a la ranura 9, 
se muestra marcado en un círculo el daño detectado 
en la ranura 5 y 8 del núcleo del estator. 91 
Figura 4.9. Grafica de los valores corregidos, se muestra una 
diferencia mínima entre devanados. 92 
 
 
Relación de tablas 
 
Tabla 2.1. Resumen de los efectos más comunes 
observados durante las inspecciones 
visuales a generadores eléctricos. 19 
Tabla 2.2. Tensiones de C.D. que se aplicarán durante la 
prueba de resistencia de aislamiento [5]. 27 
Tabla 2.3. Valores mínimos recomendados por clases de aislamiento 
 según la IEC 60085-01: 1984 [5]. 27 
Tabla 2.4. Valores mínimos recomendados para resistencia de 
aislamiento a 40 ° C (todos los valores en MΩ) [5]. 28 
Tabla 2.5. Criterios utilizados por CFE para el valor absoluto y 
la del F.D. [10]. 35 
Tabla 2.6. Criterio de evaluación utilizado por la CFE para el 
valor absoluto y la variación del F.D. [1]. 35 
Tabla 2.7. Criterio de evaluación para Mica-epoxi por el 
Japan Iere Council [7]. 43 
Tabla 2.8. Criterio de evaluación adoptado por la CFE [10]. 43 
Tabla 2.9. Valores de corriente en mA para diferentes 
materiales aislantes [7]. 50 
 
 
 Página x 
 
Tabla 2.10. Criterio de evaluación para la prueba de 
descarga a la ranura [10]. 50 
Tabla 2.11. Criterios de aceptación para la prueba El Cid [7]. 52 
Tabla 3.1. Valores obtenidos de la prueba de resistencia de 
 aislamiento en GΩ. 60 
Tabla 3.2. Valores obtenidos de la prueba de factor 
de disipación y capacitancia. 62 
Tabla 3.3. Mediciones de las descargas parciales a la fase A, B y C. 66 
Tabla 3.4. Valores obtenidos de la prueba descarga a la ranura, 
en negritas se muestra a que ranura pertenece a cada fase. 70 
Tabla 3.5. Valores registrados en la prueba de El Cid. 75 
Tabla 3.6. Valores obtenidos en la prueba resistencia de devanados. 78 
Tabla 4.1. Valor de la en color verde. 80 
Tabla 4.2. Valores corregidos de la prueba de factor de 83 
disipación y capacitancia. 
Tabla 4.3. Mediciones de descargas parciales. 86 
Tabla 4.4. Valores resaltados en amarillo de los puntos donde 
se registraron los máximos en las mediciones del lado 
excitación y lado turbina. 88 
Tabla 4.5. Registro de las mediciones de la prueba El CID. 90 
Tabla 4.6. Valores corregidos de la prueba resistencia de devanados. 92 
Tabla 4.7. Comparación de los valores corregidos obtenidos 
de la medición y los valores de la prueba anterior. 93 
 
 
 
 Página xi 
 
Tabla 4.8. Concentrado de resultados, normas aplicable 
y criterios de evaluación de las pruebas realizadas 
al estator del generador eléctrico. 95 
Tabla G1. Costos incrementales a máxima eficiencia de las 
unidades de la Central Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos 106 
 
 
Nomenclatura 
 
 Valor absoluto del factor de disipación. 
 Resistencia de aislamiento (En MΩ) corregida a 40 °C. 
 Es la capacitancia medida a 0.2Vn (µF). 
 Factor de apilamiento del cobre (0.92). 
 Resistencia de aislamiento medida a 1 minuto de la aplicación de la 
tensión de prueba (Ω). 
 Coeficiente de temperatura de la Resistencia de aislamiento (°C). 
 Resistencia de devanado corregida a una temperatura específica (Ω). 
 Resistencia de aislamiento medida (En MΩ). 
 Resistencia medida del devanado de campo (Ω). 
 Número de bobinas por fase (27 bobinas/3 fases). 
 Tensión nominal de la máquina (kV). 
 Temperatura especificada (°C). 
 Temperatura del devanado al momento de efectuar la medición (°C). 
 Variación del factor de disipación. 
 
 
 Página xii 
 
C Capacitancia medida a la tensión máxima de prueba (µF). 
DP o DP´s Descarga parcial o parciales (pC). 
P.I. Índice de polarización. 
Tip-up Prueba de factor de disipación medida a dos niveles de tensión por lo 
regular 20% de la Vn y 80% de la VN. 
Vn Tensión nominal del generador o máquina eléctrica (V). 
ΔC/C (%) Variación de la capacitancia. 
 Constante del cobre (234,5). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Página xiii 
 
Resumen 
 
Este trabajo documentó un procedimiento de pruebas para la realización de un 
diagnóstico fuera de línea al estator del generador eléctrico que se localiza en la 
Unidad 3 de la Central Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos, ubicada en Carretera 
Jorobas-Tula km 27.5 2ª Sección del Llano, Tula de Allende Hidalgo. El estudio dio 
a conocer el estado de los devanados y aislamientos del estator del generador y 
mostro la magnitud de los valores obtenidos en cada una de las pruebas que 
conformaron el diagnóstico. Los resultados de las pruebas se compararon con los 
criterios de aceptación de las normas correspondientes a cada una. 
 
El diagnóstico del estator del generador eléctrico, se realizó mediante las pruebas 
que fueron realizadas el 20 de Octubre de 2012 durante el periodo de 
mantenimiento mayor programado. Se llevo a cabo mediante la aplicación de las 
siguientes pruebas: Resistencia de aislamiento e índice de polarización, Factor de 
disipación y capacitancia, Descargas parciales, Descarga parcial a la ranura, El 
CID, Resistencia de devanados. 
 
Al finalizar las pruebas se obtuvo el diagnóstico final el cual nos indicó el estado 
de los devanados y aislamientos del estator. Mediante la prueba de El CID Se 
detecto un defecto en la ranura 5 y 8. Los valores obtenidos en cada una de las 
pruebas presentan valores aceptables y se observa una tendencia de degradación 
mínima. El generador se encuentra en condiciones aceptables de funcionamiento, 
pero no entrara en servicio debido al defecto encontrado.Página xiv 
 
Introducción 
 
El suministro de energía eléctrica es esencial para el desarrollo de la sociedad, en 
la actualidad la energía eléctrica es generada en centrales hidroeléctricas, 
termoeléctricas, eólicas y nucleares. Estas centrales generadoras producen 
energía eléctrica a partir de distintas materias primas y recursos naturales 
disponibles (Agua, combustibles fósiles, vapor del subsuelo, reacción nuclear, 
viento y sol). Dentro del proceso termoeléctrico se hace una clasificación de 
acuerdo a la tecnología utilizada para hacer girar los generadores eléctricos. En 
esta clasificación se encuentra vapor, turbogas, combustión interna y ciclo 
combinado. 
Todas estas tecnologías se basan en dos elementos para la generación de 
energía eléctrica, la turbina y el generador eléctrico. Ambos están unidos por 
medio de un eje que transmite la energía mecánica rotatoria de la turbina al 
generador para generar electricidad. Debido a que el generador eléctrico es un 
elemento clave en la generación de energía eléctrica, su salida de servicio 
ocasiona problemas técnicos y pérdidas económicas. 
Los problemas más comunes que se presentan en los generadores eléctricos 
provienen de los diferentes elementos o sistemas que lo integran. El sistema de 
aislamiento eléctrico, el sistema de enfriamiento, sus partes mecánicas, 
principalmente las chumaceras, son los sistemas en los que se observa mayor 
incidencia de falla. La razón principal por la que un generador eléctrico sale de 
servicio es a causa de falla en el sistema de aislamiento eléctrico, esto se observa 
en la Figura 1. 
 
 
 
 Página xv 
 
 
Figura 1. Principales causas de falla de los generadores eléctricos [7]. 
 
El sistema de aislamiento está conformado por los aislamientos del rotor y del 
estator; estos deben soportar los esfuerzos térmicos y mecánicos cuando el 
generador eléctrico se encuentre en operación, así como los efectos ocasionados 
por agentes contaminantes externos como la humedad, polvo y partículas 
agresivas en los sistemas de enfriamiento. Para reducir el riesgo de una falla en el 
sistema de aislamiento en el generador eléctrico, es necesario considerar los 
siguientes puntos: Una operación adecuada, realizar evaluaciones periódicas 
(Diagnósticos periódicos) y realizar el mantenimiento requerido (Mayor, Menor y 
Semestral). Dentro de las evaluaciones periódicas encontramos los diagnósticos 
en línea y fuera de línea, estos son la herramienta más importante para detectar 
fallas y verificar el estado de cualquier generador eléctrico. 
Se debe mencionar que el diagnostico en línea no es más importante que el 
diagnóstico fuera de línea; el diagnostico en línea debe ser corroborado por el 
fuera de línea y viceversa, ya que ambos diagnósticos son complementarios. El 
presente trabajo realizará un diagnóstico fuera de línea del estado actual de los 
devanados y aislamientos del estator del generador eléctrico de la Central 
Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos. 
 
 
 Página xvi 
 
También se mostrará el procedimiento para realizar un diagnóstico fuera de línea 
al estator del generador eléctrico empleado en las centrales generadores del país. 
El propósito de un diagnóstico de esta clase es detectar defectos incipientes y 
determinar el grado de deterioro que va sufriendo el sistema de aislamiento de 
cualquier generador eléctrico. Al localizar un problema en el generador eléctrico, 
inmediatamente se toman las medidas de mantenimiento o rehabilitación 
necesarias para solucionarlo. Esto se verá reflejado en un ahorro económico, si se 
realiza en tiempo-forma con lo cual se tendrá una mayor eficiencia de todo el 
sistema. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Página xvii 
 
 
 
 
 
 
 
OBJETIVO 
 
Realizar un diagnóstico fuera de línea al estator del generador eléctrico de la 
Unidad 3 de la Central Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos. 
 
 
OBJETIVOS PARTICULARES 
 
1. Recopilar los datos obtenidos de cada una de las pruebas que fueron 
realizadas durante el periodo de mantenimiento mayor del generador 
eléctrico (Proporcionadas por la CFE). 
2. Corregir los datos en base a las normas vigentes y correspondientes a cada 
una de las pruebas realizadas. 
3. Comparar los datos con los criterios establecidos en las normas vigentes. 
4. Interpretar los resultados obtenidos en cada prueba y realizar el diagnostico 
final. 
 
CAPITULO 1. GENERADOR 
ELÉCTRICO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Capitulo 1. Generador Eléctrico 
 
 Página 2 
 
Capitulo 1. Generador eléctrico 
 
Desde que los motores y generadores fueron inventados, una amplia gama de 
tipos de máquinas eléctricas se han creado. En muchos casos, las diferentes 
empresas han llamado el mismo tipo de máquina o el mismo componente por 
nombres completamente diferentes. Por lo tanto, para evitar confusiones, antes de 
una descripción del generador y los sistemas de aislamiento del generador, es 
necesario identificar y describir los tipos de máquinas. Esta tesis se concentra en 
máquinas de 1 kV en adelante. 
 
1.1 Tipos de máquinas rotativas 
 
Las máquinas eléctricas con una potencia nominal de 1 HP o 1 kW y superiores 
se clasifican en dos grandes categorías: los motores, que convierten la energía 
eléctrica en energía mecánica y generadores (también llamados alternadores), 
que convierten energía mecánica en energía eléctrica. Además, hay otra máquina 
llamada un condensador síncrono que es un generador/motor especializado que 
genera potencia reactiva. 
 
Los motores o generadores pueden ser de corriente alterna (C.A.) o corriente 
continua (C.D.) es decir, pueden utilizar o producir corriente alterna o corriente 
directa. Los motores de corriente continua y generadores se utilizaron 
ampliamente en la antigua industria. Sin embargo, con motores de velocidad 
variable fabricados mediante la combinación de un motor de corriente alterna con 
un sistema electrónico IFD (Invertir-fed drive), los motores de corriente continua 
son cada vez menos comunes. 
 
Los generadores también se clasifican de acuerdo con el tipo de enfriamiento 
utilizado. Pueden ser directa o indirectamente enfriados, usando aire, hidrógeno y 
agua como medio de refrigeración. Existe una gran variedad de máquinas, pero 
Capitulo 1. Generador Eléctrico 
 
 Página 3 
 
estos motores y generadores constituyen la gran mayoría de las máquinas 
eléctricas que se utilizan actualmente en todo el mundo. 
 
1.1.1 Motores 
 
En los motores de corriente alterna, el estator también es llamado armadura. Los 
motores de C.A. se clasifican generalmente de acuerdo con el tipo de devanado 
del rotor. El devanado del rotor es también conocido como un devanado de campo 
en la mayoría de los tipos de máquinas. La mayoría de los motores de C.A. 
monofásicos son menores a 1 kW y los motores trifásicos por lo regular tienen 
potencias mayores a 1 kW. 
 
1.1.2 Generador síncrono 
 
Prácticamente todos los generadores eléctricos utilizados actualmente son del tipo 
síncrono. Existen también los generadores de inducción, utilizados especialmente 
en los generadores de turbinas eólicas, pero que son menos usados en 
comparación a los generadores sincrónicos. En los generadores síncronos, la 
corriente de excitación circula a través del rotor, que crea un campo magnético en 
el rotor. 
 
Al mismo tiempo, el rotor se hace girar por una turbina de vapor (usando el 
combustible fósil o nuclear), turbina de gas, motor diesel, o turbina hidroeléctrica. 
El campo giratorio del rotor induce una corriente que fluye en el devanado del 
estator (inducido) que a su vez genera una corriente alterna. Los generadores 
síncronos se clasifican principalmente de acuerdo al diseño del rotor, y éste se 
determina en función de la velocidad de la turbina. 
 
 
 
 
Capitulo 1. Generador Eléctrico 
 
 Página 4 
 
Rotor de polos lisos 
 
Tambiénconocidos como rotores cilíndricos, son más comunes en máquinas de 
alta velocidad, es decir, máquinas en las que el rotor gira aproximadamente a 
1000 rpm o más. Cuando el sistema eléctrico funciona a 60 Hz, la velocidad del 
rotor es generalmente 1800 rpm o 3600 rpm. La superficie lisa del rotor reduce la 
resistencia aerodinámica, es decir, la pérdida de energía debido a la fricción del 
aire (u otro gas) que se encuentra en el espacio entre el rotor y el estator. 
 
Esta pérdida se vuelve mayor a altas velocidades y aumenta cuando existen 
protuberancias en la superficie del rotor. La forma cilíndrica lisa también permite 
una estructura más robusta bajo las altas fuerzas centrífugas que se producen en 
máquinas de alta velocidad. Los generadores de polos lisos a veces llamados 
"turbogeneradores" suelen ser impulsados por turbinas de vapor o turbinas de gas. 
En la Figura 1.1 se muestra un rotor de polos lisos. 
 
 
Figura 1.1 Rotor de polos lisos [7]. 
 
 
 
 
 
 
Capitulo 1. Generador Eléctrico 
 
 Página 5 
 
Rotor de polos salientes 
 
En este tipo de generadores los polos de campo magnético se localizan montados 
sobre el borde del rotor. Debido a que los polos del campo magnético sobresalen 
del rotor, el rotor de polos salientes crea turbulencia en el espacio de aire entre el 
rotor y el estator lo que resulta en una pérdida de resistencia aerodinámica 
relativamente alta. Sin embargo, generalmente la velocidad de rotación de este 
tipo de generadores, es menor de 1000 rpm, y las pérdidas se consideran 
moderadas. En la Figura 1.2 se muestra la fotografía de un rotor de polos 
salientes. 
 
 
Figura 1.2 Rotor de polos salientes [7]. 
 
Los generadores de polos salientes generalmente se utilizan en turbinas 
hidráulicas, que tienen un régimen de revoluciones bajo. En comparación con el 
par o dos pares de polos en un turbogenerador, en un rotor de polos salientes se 
encontran cincuenta pares de polos generalmente. Es necesario un gran número 
de polos debido a que la frecuencia de C.A. que se genera es proporcional al 
número de pares de polos y la velocidad del rotor. 
 
 
Capitulo 1. Generador Eléctrico 
 
 Página 6 
 
Debido al gran número de pares de polos requeridos, los generadores de polos 
salientes tienen un gran diámetro en el rotor con el fin de montar todos los polos. 
Se han fabricado hidrogeneradores hasta aproximadamente 800 MW, el rotor de 
un hidrogenerador de esta potencia siempre es montado verticalmente, y puede 
tener más de 10 m de diámetro. 
 
1.1.3 Clasificación por el tipo de enfriamiento 
 
Otra clasificación importante de los generadores se da por el medio de 
refrigeración que utilizan: agua, aire o hidrógeno. La corriente que fluye a través 
del estator y los devanados de rotor es una de las principales fuentes de calor en 
las máquinas eléctricas. Estas generalmente se llaman pérdidas , ya que el 
calor generado es proporcional al cuadrado de la corriente por la resistencia de los 
conductores (casi siempre de cobre en los devanados del estator, pero a veces de 
aluminio en rotores SCI). 
 
Además existen otras fuentes de calor: las pérdidas de núcleo magnético, 
pérdidas por fricción, y las pérdidas por corrientes parásitas (Eddy). Todas estas 
pérdidas hacen que la temperatura de los devanados aumente. Provocando que el 
aislamiento del devanado se deteriore y la máquina puede fallar debido a un 
cortocircuito. 
 
Enfriamiento indirecto por aire 
 
Los motores y generadores modernos menores de 100 MVA casi siempre son 
refrigerados por aire que fluye sobre el rotor y el estator. Esto se llama 
enfriamiento indirecto ya que los conductores de devanado no están directamente 
en contacto con el aire de refrigeración debido a la presencia de aislamiento 
eléctrico en los bobinados. El aire es continuamente aspirado desde el medio 
ambiente, es decir, no recircula. 
Capitulo 1. Generador Eléctrico 
 
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A estos generadores por lo regular se les implementan filtros y caminos indirectos 
por donde circula el aire para evitar que las partículas (Arena, polvo de carbón, la 
contaminación, etc) y humedad entre en la máquina. Estas máquinas se conocen 
como protegidas contra la intemperie o WP. Otra forma de obtener aire frío es 
cerrar totalmente la máquina y recircular el aire a través de un intercambiador de 
calor. 
 
Enfriamiento indirecto con hidrogeno 
 
La mayoría de los grandes turbogeneradores usan hidrógeno recirculado como 
gas de refrigeración. El hidrógeno permite una pérdida de resistencia 
aerodinámica menor y una mejor transferencia de calor que el aire, debido a que 
el hidrógeno tiene moléculas más pequeñas y ligeras en comparación con el aire. 
Aunque el hidrogeno genera un costo extra, es más rentable, debido a la ganancia 
de porcentaje en la eficiencia. 
 
EL usar refrigeración por hidrogeno dependerá de las necesidades del cliente, 
aunque en los años 1990, en máquinas mayores a 300 MVA se usaba hidrogeno 
como una tendencia definida. Mientras que en el pasado, la refrigeración de 
hidrógeno se usaba a veces en generadores de vapor y generadores de turbina de 
gas hasta de 50 MVA. 
 
Con las máquinas indirectamente enfriadas, el calor de las pérdidas primero 
debe ser transmitida a través del aislamiento eléctrico que cubre los conductores, 
que forma una barrera térmica significativa. Aunque no es tan eficaz en la 
eliminación de calor, en particular refrigerados por hidrógeno devanados se 
permite que el hidrógeno fluya dentro de los tubos de cobre huecas o tubos de 
acero inoxidable, al igual que en el diseño de refrigeración por agua. 
 
 
 
Capitulo 1. Generador Eléctrico 
 
 Página 8 
 
Enfriamiento Directo (Agua o Hidrogeno) 
 
En los grandes generadores eléctricos, los devanados del rotor y del estator están 
frecuentemente enfriados de forma directa. Este tipo de enfriamiento utiliza agua 
o hidrógeno que circula internamente en la máquina a través de los conductores o 
a través de conductos adyacentes a los conductores. En Los devanados del 
estator enfriados directamente, se hace pasar agua muy pura a través de huecos 
en los conductores de cobre, o a través de tubos de acero inoxidable adyacente a 
los conductores de cobre. 
 
Dado que el medio de refrigeración está directamente en contacto con los 
conductores, es una manera muy eficiente de eliminar el calor producido por las 
pérdidas . En ambos casos, se deben tomar medidas especiales para 
garantizar que el agua o hidrógeno no cause problemas en el aislamiento 
eléctrico. Los turbogeneradores modernos normalmente sólo utilizan refrigeración 
directa si son más grandes que 200 MVA. 
 
 
1.2. Devanado del estator características del sistema de 
aislamiento 
 
Los aislamientos de los generadores (estator y rotor) tienen como objetivo separar 
el potencial de operación de los devanados de las zonas con potencial de tierra o 
con potenciales diferentes. Los aislamientos del estator y del rotor también deben 
soportar los esfuerzos térmicos y mecánicos de operación, así como los efectos 
ocasionados por agentes externos como las sustancias contaminantes. También 
se requiere un aislamiento en el núcleo del estator (Entre laminaciones) para evitar 
corrientes circulantes entre las laminaciones y un aislamiento en una de las dos 
chumaceras para evitar corrientes circulantes en la flecha del rotor. 
 
Capitulo 1. Generador Eléctrico 
 
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En la práctica, ningún material por sí solo cumple con todos los requerimientos 
eléctricos, mecánicos y térmicos, por lo que se requiere la integración de sistemas 
aislantes. Estos diferentes sistemas aislantes han ido evolucionando, tanto en los 
materiales utilizados como en sus técnicas de fabricación. La Figura 1.3., nos 
muestra los diferentes aislantes por los que esta compuesta la bobina del estator 
del generador eléctrico.Figura 1.3. Integración de los diferentes aislantes de la bobina del estator [7]. 
 
Soleras o subconductores 
 
Las bobinas de los generadores manejan altas corrientes, si se utilizara un solo 
conductor sería de una sección transversal considerable, difícil de maniobrar para 
formar las bobinas. De igual forma se evitan perdidas por efecto piel . Por lo tanto, 
las bobinas están conformadas por soleras de cobre o subconductores. Los 
subconductores tienen un radio de curvatura en sus aristas de 0.51 a 1.27 mm, 
como se muestra en la Figura 1.4. Para evitar concentraciones de campo eléctrico 
se fabrican bobinas completas “tipo diamante” o secciones rectas de bobina. 
 
 
Capitulo 1. Generador Eléctrico 
 
 Página 10 
 
 
Figura 1.4. Bobina conformada por grupo de soleras, se muestra el radio de 
curvatura. 
 
1.2.1 Aislamiento entre subconductores 
 
Los subconductores van transpuestos para uniformizar la densidad de corriente (2 
A/mm2). Los subconductores van aislados entre sí, para evitar pérdidas por efecto 
piel y por corrientes parásitas como se muestra en la Figura 1.5. El gradiente entre 
subconductores es menor de 1 V, por lo que el aislamiento es lo más delgado 
posible. Se utilizan cintas de enamel, algodón, poliamida, fibra de vidrio ó 
vidrio/dacrón y papel de mica, si falla este aislamiento se generan pérdidas. 
 
 
Figura 1.5. Bobina tipo diamante con transposiciones en los cabezales. 
 
1.2.2 Aislamiento entre vueltas 
 
Cuando cada barra o bobina está formada por dos o más vueltas, es necesario 
aislar las vueltas entre sí. El aislamiento entre vueltas evita corrientes inducidas 
entre dichas vueltas, el gradiente entre vueltas es de 10 V a 200 V. Se utiliza 
Capitulo 1. Generador Eléctrico 
 
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algodón, vidrio, papel de mica, si este aislamiento falla, se generan puntos 
calientes, que son el inicio del mecanismo que termina dañando el aislamiento 
principal. 
 
1.2.3 Aislamiento principal 
 
Aísla las bobinas del núcleo del estator y soporta directamente la tensión de 
operación de fase a tierra. Transmite el calor del cobre hacia el núcleo y está 
formado por capas de material aislante que envuelven al paquete de 
subconductores, al aislamiento entre subconductores y al aislamiento entre 
vueltas. Su falla produce un corto circuito a tierra franco, la Figura 1.6., muestra 
este aislamiento en color verde. 
 
 
Figura 1.6. Aislamiento principal de la bobina, compuesta por soleras de cobre. 
 
Ningún material por sí solo cumple con los requerimientos del aislamiento 
principal. La mica es el mejor aislante, pero es quebradiza. Se utilizan hojuelas o 
polvo de mica sobre un material de soporte (en forma de cinta), unidos con un 
material aglomerante (resina). La resina puede ser clase B (130 ºC), F (155 ºC) o 
H (180 ºC). El curado del sistema aislante se realiza a la temperatura de curado de 
la resina. 
 
 
 
Aislamiento Principal 
Capitulo 1. Generador Eléctrico 
 
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Pintura conductora 
 
La pintura conductora o cintas conductoras (color negro), son hechas a base de 
resina con alto contenido de carbón. Se aplican sobre la superficie de la parte 
recta de las bobinas, cubriendo toda la longitud de la ranura. El contacto de la 
pintura conductora con el núcleo, permite que la superficie de las bobinas adquiera 
el potencial de tierra. 
Esto elimina las descargas parciales en las cavidades que quedan entre la 
superficie de las bobinas y las paredes de las ranuras. Su resistencia superficial 
varía de 102 /cm a 104 /cm. Esta resistencia impide que la pintura ponga en 
corto circuito las laminaciones del núcleo. La Figura 1.7 muestra la pintura 
conductora (Negro). 
 
 
Figura 1.7. Pintura conductora aplicada sobre la superficie de una bobina. 
 
Su aplicación, se extiende más allá de la longitud de la ranura, dependiendo del 
diseño de la máquina. Al finalizar la capa de la pintura conductora se tiene una 
transición de medio donde el campo eléctrico pasa del aislamiento hacia el aire. Al 
final de la capa conductora se forma una concentración de campo eléctrico, por lo 
que se generan descargas parciales externas. 
 
 
Pintura Conductora 
Capitulo 1. Generador Eléctrico 
 
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Pintura graduadora 
 
Para evitar la concentración de campo eléctrico, al final de la pintura conductora, 
se aplica una capa de pintura o cinta graduadora (color gris), traslapada 1 pulgada 
sobre la cinta conductora. La longitud de aplicación de la graduadora varía en 
función del diseño de la máquina. La pintura o cintas semiconductoras son hechas 
con carburo de silicio u óxido de fierro. 
 
La resistencia superficial de la pintura graduadora varia de 109 /cm a 1011 /cm, 
su valor varía en función inversa con el campo eléctrico. El producto de su 
resistencia superficial por la corriente de fuga es lo que determina el potencial en 
su superficie. El potencial en la superficie de la bobina pasa de un valor 0 al final 
de la pintura conductora a un valor máximo al final de la pintura graduadora. 
 
Cabezal típico de un bastón donde se muestra la cinta conductora y la cinta 
graduadora, Figura 1.8. La cinta o pintura graduadora solo realiza su función en 
longitudes hasta de 20 cm. Si se aplica una longitud mayor ya no realiza su 
función después de los 20 cm. 
 
 
Figura 1.8. Cabezal típico de un bastón donde se muestra la cinta conductora y la 
cinta graduadora. 
 
Cinta graduadora 
Capitulo 1. Generador Eléctrico 
 
 Página 14 
 
1.4 Diagnóstico a generadores eléctricos 
 
Existes alrededor de 40 pruebas o más que pueden ser utilizadas para 
diagnosticar las condiciones de los devanados y aislamientos. Uno puede gastar 
considerables cifras de dinero si es que se piensa en realizar un número elevado 
de pruebas, sin mencionar el tiempo que la máquina sale fuera de servicio, 
aunado al costo que la falla genere. Por lo tanto se mencionaran la razón por la 
cual solo ciertas pruebas son aplicadas y porque es conveniente aplicar dichas 
pruebas [2]. 
 
1.4.1 Evaluación de las condiciones del devanado y su vida útil restante 
Diagnosticar la condición de los devanados y aislamientos del generador eléctrico 
o estimar la vida útil restante del devanado, es una razón para realizar un 
diagnostico. Por ejemplo si una central eléctrica quiere conocer el estado del 
generador eléctrico que tiene 15 años operando sin falla o si es necesaria alguna 
medida de mantenimiento o reparación. El encargado de la máquina querrá saber 
el historial de comportamiento del generador eléctrico durante ese periodo de 
tiempo. 
El diagnostico, nos ayudara a conocer y resolver esas preguntas que surgen 
cuando se presenta algún incidente. Desafortunadamente por si solo un 
diagnostico no nos dará una respuesta final y concisa. Una de las razones es que 
la vida de un devanado depende de los efectos transitorios que se presenten en el 
sistema eléctrico de potencia o cuando un operador cometa un error. Además, 
determinar el tiempo de vida restante de la máquina, es difícil ya que la mayoría 
de las pruebas delatan un síntoma, no la causa raíz de la falla. 
La mayoría de las pruebas miden el efecto de la causa raíz, es complicado dar un 
diagnostico certero. Aparte, es necesaria la cooperación de dos o más equipos de 
personas realizando las mismas pruebas para hacer una mejor evaluación de los 
resultados y que se correlacionen. Por lo tanto, un diagnostico de los devanados y 
Capitulo 1. Generador Eléctrico 
 
 Página 15 
 
aislamientos debe de tener un número limitado de objetivos, ya que no es posible 
conocer todo de una sola vez. 
Estos pueden ser, determinar el deterioro en los aislamientos que ha sufrido la 
máquina. En algunos casos la severidad del proceso de falla, y no menos 
importante el riesgo de falla. Este riesgo de falla significa la probabilidad que 
ocurra una falla ya sea transitoria o unerror de operación del generador eléctrico. 
1.4.2 Pruebas Fuera de línea vs. Pruebas en línea 
La mayoría de las pruebas pueden ser hechas sin desarmar de forma parcial o 
total la máquina. Sin embargo algunas pruebas solo pueden hacerse con la 
máquina desarmada, por lo regular con el rotor fuera del estator. En contraste las 
pruebas en línea se refieren a las pruebas realizadas durante la operación del 
generador o la máquina, en este tipo de pruebas se puede cambiar las 
condiciones de operación para obtener un mayor número de datos que permitirán 
hacer un mejor diagnóstico. 
No significa que un tipo de pruebas sean mejores que las otras, una correcta 
selección de pruebas fuera de línea y en línea permitirá tener un diagnostico más 
preciso. La combinación de estas pruebas puede cambiar debido a las 
condiciones de cada planta e incluso de unidad a unidad. Lo importante es 
considerar la importancia de la máquina en ese momento y el criterio económico. 
 
 
 
 
 
 
 
Capitulo 1. Generador Eléctrico 
 
 Página 16 
 
1.4.3 Pruebas Fuera De Línea 
Aquí se describirán las pruebas que la CFE realiza de forma regular cuando existe 
alguna falla o se produce algún problema con el generador eléctrico. Todas las 
pruebas requieren que el generador sea desarmado de forma parcial, por lo 
regular con el rotor extraído. También las pruebas que se describen son las que 
han demostrado ser más útiles al realizar un diagnóstico. Sin embargo esto no 
significa que se sugiera realizar las pruebas descritas, o que otras pruebas no 
sean útiles. 
El propósito de cada prueba será descrito, junto con el tipo de máquina y el tipo de 
devanado de cada máquina para la cual la prueba es útil. También algunas 
pruebas serán comparadas con pruebas similares, se describirá de forma práctica 
la forma en que la prueba se aplica y el tiempo estimado en el cual se debe 
realizar la prueba al igual que las condiciones del entorno ideales para realizar las 
pruebas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Capitulo 2. Procedimiento de 
pruebas fuera de línea al Estator 
 
 
 
 
 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator 
 
 Página 18 
 
2.1 Inspección visual 
 
La inspección visual es una de las herramientas de diagnostico más importantes y 
efectivas si se realiza adecuadamente. La condición en la que se puede realizar la 
inspección visual más extensiva y detallada es con el rotor extraído del generador. 
Es importante buscar golpes, raspaduras, evidencia de descargas parciales, 
verificar el apriete de las cuñas y amarres, buscar decoloraciones en el barniz de 
protección, escurrimientos de resina, abombamientos en el aislamiento, ubicación 
de pinturas, entre otros. Los puntos principales a inspeccionar son los siguientes: 
 
- Verificar si hay zonas con polvo blanco en cuñas del estator y sobre amarres, 
separadores y barras en el cabezal, indicativo de actividad de descargas parciales. 
- Verificar si la separación entre barras en el cabezal es uniforme. Que no hay 
signos de aflojamiento o deformación de las barras en el cabezal ni separadores ni 
amarres flojos. 
- Verificar si hay caminos de falla (tracking) entre barras en el cabezal. Poner 
atención especial en separadores de barras contiguas que tengan alta diferencia 
de potencial entre ellas. 
- Verificar que no haya grietas ni erosión en el aislamiento. Poner especial 
atención en la zona de salida de las barras en la ranura y en los amarres y 
separadores. 
- Verificar si hay polvo amarillento sobre las cuñas en las ranuras. Esto es 
indicativo de desgaste del material de las cuñas o aislamiento por aflojamiento de 
cuñas. 
- Verificar si hay signos de sobrecalentamiento en el aislamiento del devanado o 
en el núcleo magnético y los blindajes magnéticos. 
- Verificar estado general de limpieza. Presencia de polvo o aceite sobre el 
aislamiento. 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator 
 
 Página 19 
 
- Verificar que no estén obstruidos con suciedad o materiales extraños los ductos 
de enfriamiento del núcleo del estator. 
- Verificar si las barras tienen rellenos ondulados junto a sus cuñas de cierre de 
ranura. En la Tabla 2.1., se resumen los efectos más comunes observados 
durante la inspección visual. 
 
Tabla 2.1. Resumen de los efectos más comunes observados durante las 
inspecciones visuales a generadores eléctricos. 
Problema Síntoma Causa Efecto 
Aflojamiento de 
cabezales. 
Grietas o 
evidencias de 
expansión 
diferencial y 
desplazamiento de 
separadores y 
amarres. 
Diseño inapropiado y 
esfuerzos mecánicos 
prolongados. 
Falla del aislamiento a 
tierra y vibraciones. 
Descarga a la 
ranura 
Deposito de polvos 
blanco, rojo o gris. 
Alta concentración de 
campo eléctrico 
Probabilidad de falla del 
aislamiento a tierra 
Sistema de 
acuñado 
deficiente 
Aflojamiento de 
cuñas y rellenos de 
ranura. 
Problemas de diseño. 
Daño mecánico, reduce 
la efectividad del apriete 
de la bobina en el 
núcleo contra fuerzas 
electromagnéticas 
anormales. 
Envejecimiento 
térmico 
Descoloramiento y 
desprendimiento de 
cintas 
Sobrecalentamientos 
prolongados y perdida 
de adherencia de 
cintas 
Aflojamiento de bobinas 
en ranura, 
sobrecalentamiento, 
debilitamiento del 
aislamiento a tierra. 
Grietas 
Separación de 
cintas o grietas a la 
salida de la ranura 
Ciclos térmicos 
excesivos 
Debilitamiento del 
aislamiento a tierra. 
Contaminación 
Depósitos de 
carbón, aceite y 
humedad. 
Fugas de aceite del 
sistema de sellos y 
polvo del medio 
ambiente 
Tracking eléctrico y 
sobrecalentamiento 
Erosión 
Fricción en bobinas 
y conexiones 
Abrasión química, 
partículas metálicas y 
aflojamiento del 
acuñado 
Debilitamiento del 
aislamiento y 
conexiones 
 
 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator 
 
 Página 20 
 
2.2 Resistencia de aislamiento 
 
El valor absoluto de la resistencia de aislamiento y el índice de polarización se 
usan para determinar la condición del aislamiento en cuanto a suciedad y 
humedad del mismo y decidir si el devanado es apto para operar ó realizarle 
pruebas con tensiones elevadas. También, es la prueba de rigor para determinar 
si existe falla a tierra o entre fases en el devanado después de ocurrir un disparo 
del generador. La práctica usual es que cuando se vayan a realizar pruebas 
dieléctricas con tensiones equivalentes a la nominal del devanado ó mayores, se 
mida previamente su resistencia de aislamiento, incluyendo el índice de 
polarización, para asegurar que el devanado se encuentra en buenas condiciones 
de limpieza y seco para prevenir un posible daño al aislamiento por el esfuerzo de 
la tensión. 
2.2.1 Resumen de la prueba 
La resistencia de aislamiento se define como la resistencia (en MΩ) que ofrece un 
aislamiento al aplicarle tensión de C.D. durante un tiempo dado, medido a partir de 
la aplicación del mismo, como referencia se utilizan los valores de 1 a 10 minutos. 
 
La corriente que fluye dentro del volumen de aislamiento está compuesta de: 
 
Corriente capacitiva 
 
Es una corriente de magnitud alta y de corta duración que decrece rápidamente a 
un valor despreciable (generalmente en un tiempo máximo de 15 seg), conforme 
se carga el aislamiento, y es la responsable del bajo valor inicial de la resistencia 
de aislamiento. Su efecto es notorio en aquellos equipos que tienen capacitancia 
alta, como el cable de potencia de grandes longitudes. 
 
 
 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator 
 
 Página 21 
 
Corriente de absorción dieléctrica 
 
Esta corriente decrece gradualmente con el tiempo, desde un valor relativamente 
alto a un valor cercano a cero, siguiendo una función exponencial. Generalmente 
los valores de resistencia obtenidos a los primeros minutos de una prueba, quedan 
en gran parte determinados por la corriente de absorción.Dependiendo del tipo y 
volumen del aislamiento, esta corriente tarda desde unos cuantos minutos a varias 
horas en alcanzar un valor despreciable, sin embargo, para efecto de prueba de 
Megger puede despreciarse el cambio que ocurre después de 10 minutos. 
 
Corriente de conducción irreversible 
 
Esta corriente fluye a través del aislamiento y es prácticamente constante y 
predomina después de la corriente de absorción se hace insignificante. La 
corriente que fluye sobre la superficie de aislamiento se conoce como corriente de 
fuga. Esta corriente al igual que la de conducción, permanece constante y ambas 
constituyen el factor primario para juzgar las condiciones de un aislamiento. 
 
Absorción dieléctrica 
 
La resistencia varía directamente con el espesor del aislamiento e inversamente al 
área del mismo; cuando repentinamente se aplica tensión de corriente directa a un 
aislamiento, la resistencia se inicia con un valor bajo y gradualmente va 
aumentando con el tiempo hasta estabilizarse. 
 
A la curva obtenida cuando se grafican valores de resistencia de aislamiento 
contra tiempo, se le denomina curva de absorción dieléctrica y su pendiente indica 
el grado relativo de secado o suciedad del aislamiento. Si el aislamiento está 
húmedo o sucio, se alcanzará un valor estable en uno o dos minutos después de 
haber iniciado la prueba y se obtendrá una curva de baja pendiente. 
 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator 
 
 Página 22 
 
Índice de absorción y polarización 
 
La pendiente de la curva de absorción dieléctrica puede expresarse mediante la 
relación de dos lecturas de resistencia de aislamiento, tomadas a diferentes 
intervalos de tiempo durante la misma prueba. A la relación de 60 segundos a 30 
segundos se le conoce como índice de absorción, y a la relación de 10 minutos a 
1 minuto como índice de polarización. El índice de polarización es muy útil para la 
evaluación del estado del aislamiento de devanados de generadores y 
transformadores, y es indispensable que se obtenga justamente antes de efectuar 
una prueba de alta tensión en máquinas rotatorias. 
 
Factores que afectan la prueba 
 
A menos que las mediciones de resistencia y absorción dieléctrica se realicen con 
suma habilidad, se presentarán fluctuaciones importantes provocadas por factores 
que se expondrán en los párrafos siguientes. Cada uno de estos factores pueden 
ser causas de errores en la medición de la resistencia de aislamiento, los cuales 
no deben considerarse como problemas del aparato de medición. 
 
Efecto de la condición de la superficie del aislamiento 
 
Los depósitos como carbón, polvo o aceite depositados en las superficies 
aislantes pueden bajar la resistencia de aislamiento. Este factor es particularmente 
importante cuando se tienen superficies aislantes relativamente grandes, 
expuestas al ambiente. El polvo depositado sobre la superficie aislante 
ordinariamente no es conductor cuando está seco, pero cuando se expone a la 
humedad se vuelve parcialmente conductor y decrece entonces la resistencia de 
aislamiento, por lo que se le deberá eliminar toda materia extraña que esté 
depositada sobre el mismo antes de efectuar la prueba. 
 
 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator 
 
 Página 23 
 
Efecto de la temperatura 
El valor de la resistencia de aislamiento de un devanado depende de la 
temperatura del devanado y el tiempo transcurrido desde la aplicación de la 
tensión. Con el fin de evitar los efectos de la temperatura en el análisis, las 
pruebas posteriores deben realizarse cuando el devanado está cerca de la misma 
temperatura que la prueba anterior. Sin embargo, si la temperatura del devanado 
no se puede controlar desde el tiempo de prueba a otro, se recomienda que todos 
los valores de prueba de aislamiento se corrijan a una temperatura base común de 
40°C, utilizando la ecuación (2.1). Aunque el valor corregido es una aproximación, 
esto permite una comparación más significativa de los valores de resistencia de 
aislamiento a diferentes temperaturas. 
 
 (2.1) 
 
Si los efectos de la temperatura sobre el sistema de aislamiento bajo prueba son 
desconocidos, se puede obtener un valor aproximado para el coeficiente de 
temperatura ( . Se puede obtener mediante la ecuación 2.2: 
 
 
 
 (2.2) 
 
Debemos tener en cuenta que esta es sólo una aproximación y no se debe utilizar 
para calcular la resistencia de aislamiento si se tienen temperaturas muy bajas o 
muy elevadas en comparación con 40°C. Ya que se introducirían errores 
significativos al momento de realizar el diagnóstico. El método que utilizaremos 
para la medición de la resistencia de aislamiento e índice de polarización se 
mencionara en los párrafos siguientes. 
 
 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator 
 
 Página 24 
 
Método tiempo-resistencia o absorción dieléctrica 
 
Este método consiste en aplicar la tensión de prueba durante un período de 10 
minutos, tomando lecturas a intervalos de 1 min. En el caso de Megger 
manualmente se aplica tensión durante 1 minuto y se toman lecturas a los 30 seg 
y 60 seg. Su aplicación se basa en las características de absorción del aislamiento 
y proporciona una buena referencia para evaluar el estado de los aislamientos en 
aquellos equipos con características de absorción notable, como son las grandes 
máquinas rotatorias y transformadores de potencia, sobre todo cuando no existe 
historial de pruebas anteriores. 
 
Limitaciones 
 
Sin dejar de reconocer las ventajas de la prueba de Megger como una guía útil en 
la evaluación de las condiciones del devanado de una máquina, ésta no debe 
tomarse como criterio exacto, ya que tiene varias limitaciones, entre las cuales 
aparecen las siguientes: 
 
- La resistencia de aislamiento de un devanado no tiene una relación directa con 
su rigidez dieléctrica y por tanto es imposible predecir el valor de resistencia al que 
fallara. 
- Aún cuando con base a la experiencia se han definido valores mínimos 
recomendables, existen máquinas que tienen una superficie de aislamiento 
extremadamente grande, que debe tener valores de resistencia inferiores a los 
mínimos recomendados por más que sus devanados estén en buenas 
condiciones. 
- Una medición aislada de resistencia de aislamiento a una tensión deseada no 
indica si la materia extraña responsable de la baja resistencia está concentrada o 
distribuida. 
 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator 
 
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Preparación de la máquina para la prueba 
 
Cuando se requiere información sobre la condición interna del aislamiento sin que 
el valor se vea afectado por la condición superficial, el aislamiento deberá 
limpiarse y secarse. La temperatura del devanado debe estar por encima del punto 
de rocío para evitar condensación de la humedad en la superficie del aislamiento. 
No es necesario que la máquina se encuentre parada para efectuar la prueba de 
Megger en ocasiones es deseable que la máquina esté girando para que el 
devanado se sujete a las fuerzas centrífugas que ocurren en servicio. 
 
El primer paso es descargar completamente toda carga residual antes de efectuar 
la prueba, conectando los devanados a tierra cuando menos 10 minutos antes de 
su indicación. Es conveniente que la medición de la resistencia de aislamiento 
abarque exclusivamente los devanados de la máquina, para lo cual es necesario 
desconectar todo equipo externo a la misma. 
 
Circuitos de prueba 
 
Básicamente Existe dos tipos de circuitos de prueba para la medición de la 
resistencia de aislamiento en las máquinas rotatorias: circuito de prueba utilizando 
la guarda y circuito de prueba sin utilizarla. Dentro de estos dos tipos de circuitos 
existen varias conexiones, según sea el tipo de información que se requiera. En 
este caso utilizaremosel circuito mostrado en la Figura 2.1., el cual requiere usar 
la guarda del Megger. 
 
 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator 
 
 Página 26 
 
 
Figura 2.1. Circuito de prueba para la medición de la resistencia de aislamiento con 
guarda [9]. 
 
2.2.2 Criterio de aceptación 
 
La tensión de prueba para la medición de resistencia de aislamiento dependerá de 
la tensión nominal de la maquina. Los valores recomendados de resistencia de 
aislamiento e índice de polarización son los mostrados en la Tabla 2.2. 
 
Tabla 2.2. Tensiones de C.D. que se aplicarán durante la prueba de resistencia de 
aislamiento [5]. 
 
Tensión Nominal del Devanado [V] Tensión de Prueba [V] 
<1,000 500 
1,000-2,500 500-1,000 
2,501-5,000 1,000-2,500 
5,001-12,000 2,500-5,000 
>12,000 5,000-10,000 
 
Los valores mínimos recomendados de P.I. para corriente alterna y máquinas de 
rotativas se localizan en la Tabla 2.3. La Tabla 2.3., se basa en la clase térmica de 
los materiales aislantes y, con la excepción de los devanados de campo no 
aislados, se aplica a todos los materiales aislantes independientemente. 
 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator 
 
 Página 27 
 
Tabla 2.3. Valores mínimos recomendados por clases de aislamiento según la IEC 
60085-01: 1984 [5]. 
Tipo de Aislamiento P.I. Mínimo 
Clase A 1.5 
Clase B 2.0 
Clase F 2.0 
Clase H 2.0 
 
La resistencia de aislamiento mínima después de 1 minuto para la prueba en los 
devanados del estator de la máquina y los devanados del rotor se puede 
determinar a partir de la Tabla 2.4. 
 
Tabla 2.4. Valores mínimos recomendados para resistencia de aislamiento a 40 ° C 
(todos los valores en MΩ) [5]: 
Resistencia de 
Aislamiento mínima 
[MΩ] 
Tipo de Generador 
 = kV+1 
Para la mayoría de los bobinados realizados antes de 1970, 
todos los devanados de campo, y otros que no se describen a 
continuación 
 = 100 Bobinas de corriente alterna construidas después de 1970 
 = 5 
Para la mayoría de las máquinas con bobinado aleatorio y 
bobinas de forma arrollada inferiores a 1 kV 
kV= Tensión nominal de la máquina. 
 
La experiencia muestra que los valores anteriores de resistencia de aislamiento 
mínima pueden ser al menos 10 veces los indicados sin problemas para lograrlo. 
 
 
 
 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator 
 
 Página 28 
 
2.3 Factor de disipación y capacitancia 
 
La prueba de tangente delta de un aislamiento, también denominada factor de 
disipación y, también, equivalente al factor de potencia, es una medida de las 
pérdidas dieléctricas del aislamiento. Su magnitud depende del tipo de aislamiento 
y de las condiciones del mismo y es independiente de su volumen. La desventaja 
de esta prueba es que sólo determina la condición promedio del aislamiento, es 
decir, no detecta el punto de peor condición. 
 
Su valor puede verse afectado por la humedad y suciedad en la superficie del 
aislamiento que permite una circulación de corriente a tierra a través de la 
superficie del mismo aumentando las pérdidas. El valor de tangente delta aumenta 
con las descargas parciales en el aislamiento. Por esta razón, se recomienda 
efectuar la prueba a dos valores de tensión, uno inicial, suficientemente bajo (20% 
de la tensión nominal) para prevenir que haya descargas parciales y el otro a la 
tensión nominal de fase a tierra (100% de la Vn), que permita medir las pérdidas 
ocasionadas por las descargas parciales. 
 
Esta forma de medición se conoce como tip-up y es una medición indirecta de las 
descargas parciales. En esta prueba, además de los valores absolutos de 
tangente delta y tip-up, se debe analizar la tendencia de estos valores. Algunos 
fabricantes recomiendan obtener el tip-up a una tensión de fase a tierra igual a la 
tensión nominal entre fases de la máquina. CFE considera que no es necesario 
aplicar una tensión de prueba tan elevada. Es suficiente con aplicar la tensión 
nominal de fase a tierra. En esta prueba, además de los valores absolutos de 
tangente delta y tip-up, se debe analizar la tendencia de estos valores. 
 
 
 
 
 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator 
 
 Página 29 
 
2.3.1 Resumen de la prueba 
 
Los aislantes eléctricos dentro de sus características, tienen la de mostrar 
pérdidas al aplicar una tensión. Estas pérdidas son función de lo perfecto o 
imperfecto del aislamiento, y las causas que deterioran un aislamiento 
consecuentemente afectarán las pérdidas en watts que tenga el mismo. La 
medición de estas pérdidas y la relación que tienen con el producto de los volt por 
los amper de carga nos define el factor de potencia del aislamiento. 
Numéricamente se expresa como el coseno del ángulo de fase del dieléctrico o 
también como el seno del ángulo de las pérdidas. 
 
La medición del factor de potencia de un aislamiento, tiene la ventaja de ser 
independiente del volumen total del aislamiento, por ser una indicación de las 
pérdidas por unidad de volumen. En la medición de watts de pérdida, volt y amper 
efectivos para el cálculo del factor de potencia del aislamiento consiste el principio 
de la prueba, ya que por ser variables esos parámetros de acuerdo con la 
condición del aislamiento, nos dará una indicación de estado del mismo. Otra de 
las características de los aislamientos, es la de incrementos en las pérdidas, 
cuando la tensión aplicada alcanza un valor en el cual se produce ionización en 
las cavidades internas de los aislamientos. 
 
Basándose en esta característica, si existen cavidades en él, se podrá conocer al 
medir las pérdidas o factor de potencia de un aislamiento. Si se grafica el factor de 
potencia medido en función de la tensión aplicada, se notará si existen cavidades, 
una variación significativa en la pendiente de la curva indicara el punto donde se 
inicia la ionización tal como se muestra en la Figura 2.2. 
 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator 
 
 Página 30 
 
 
Figura 2.2. Factor de potencia medido en función de la tensión aplicada o tip-up [9]. 
 
La ionización de los gases en los huecos en la estructura de aislamiento provoca 
un aumento en el factor de potencia. La Ionización en los huecos del aislamiento 
es una forma de descarga parcial. La energía disipada por la descarga parcial está 
representada por una resistencia en paralelo como se muestra en la Figura 2.3. 
Un aislamiento en buen estado con un contenido pequeño de huecos exhibirá un 
nivel bajo de factor de potencia y la resistencia tendrá un valor finito (cercano a 
cero). Un aislamiento en mal estado muestra un valor alto de resistencia, causado 
por un nivel mayor de descargas parciales, y un nivel más alto de factor de 
potencia. 
 
 
Figura 2.3. Diagrama equivalente del aislamiento del generador eléctrico [9]. 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator 
 
 Página 31 
 
El objetivo de esta prueba es caracterizar y determinar el incremento de pérdidas 
dieléctricas y capacitancia en función de la tensión alterna aplicada para evaluar la 
homogeneidad y compacticidad del sistema de aislamiento que esta fuertemente 
influenciado por los revestimientos superficiales graduadores de campo eléctrico 
[7]. La corriente capacitiva que fluye a través del aislamiento depende de las 
características del aislamiento, la corriente resistiva ideal debería ser cero, pero en 
realidad siempre existe y depende de las impurezas dentro del aislamiento o de 
las impurezas depositadas en la superficie del mismo, además de las condiciones 
ambientales como la humedad. En la Figura 2.4., se muestra un aislamiento en 
buen estado, con una corriente resistiva baja. 
 
 
Figura 2.4. Aislamiento en buen estado [9]. 
 
El aumento de la corriente resistiva que depende de la contaminación y la 
humedad en el aislamiento provoca unaumento en el F.D. que significa que existe 
degradamiento en el aislamiento. En la Figura 2.5., se puede apreciar un 
aislamiento degradado, donde observa una corriente resistiva alta y por lo tanto un 
F.D. alto. A continuación se definen los dos conceptos necesarios para entender el 
criterio de evaluación para el factor de disipación y capacitancia. 
 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator 
 
 Página 32 
 
 
Figura 2.5. Aislamiento degradado [9]. 
 
 : (Valor absoluto del factor de disipación) Es el valor obtenido al 20% de 
y representa el tipo de aislamiento utilizado, se asume que a este nivel de tensión 
no existe efecto corona. Un incremento de éste puede ser debido a un incremento 
en la resistencia de contacto entre la superficie de bobina y la ranura, como 
consecuencia del deterioro del revestimiento conductor. 
 
 : (Variación del factor de disipación) La magnitud de es una medición 
cuantitativa de las pérdidas por efecto corona disponibles a la tensión de 
operación qua ataca los recubrimientos graduadores y las resinas. Es una 
indicación de la compacticidad del sistema, aislante de hueco interno en el 
aislamiento y buenos contactos entre los revestimientos superficiales de la barra y 
ranura. Para recepción de devanados nuevos se obtiene una segunda variación 
del factor de disipación definida entre los valores obtenidos al 100% de Vn y al 
20% de Vn definido como . Dependiendo del nivel de tensión y el tipo de 
aislamiento se esperan los valores típicos Tabla 2.5. 
 
Capacitancia 
 
El devanado del estator puede considerarse como un capacitor cuyos electrodos 
están formados por los conductores del devanado y el núcleo del estator y su 
dieléctrico por el sistema de aislamiento. La capacitancia del devanado se reduce 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator 
 
 Página 33 
 
con la formación de huecos en el aislamiento y aumenta si este se satura con 
agua. La medición periódica de la capacitancia puede ser útil para determinar 
delaminación por sobrecalentamiento o contaminación con agua en el devanado 
[1]. 
 
Para poder detectar cambios significativos en la capacitancia se necesita medirla 
con equipos de prueba con resolución de tres decimales. Generalmente los 
equipos de medición de tangente delta o factor de potencia incluyen la medición 
de la capacitancia con una buena resolución y se pueden realizar ambas 
mediciones al mismo tiempo. Sin embargo, la experiencia ha mostrado que esta 
prueba no es muy sensible para detectar degradación del devanado. 
 
Capacitancia por fase: Es el valor medido a la tensión de fase a tierra, el cual no 
depende más que de la potencia de la maquina y de la constante dieléctrica del 
aislamiento. 
 
Variación de la capacitancia: Se expresa en porciento y es calculada entre la 
tensión de prueba más alta 0.8 Vn y 0.2 Vn, de acuerdo a la siguiente ecuación: 
 
 
 
 
 
 
 (2.3) 
 
C: Capacitancia medida a la tensión máxima de prueba 
 : Es la capacitancia medida a 0.2Vn. 
 
Procedimiento de prueba 
 
- Las mediciones se realizan fase por fase, una bajo tensión y las otras 2 referidas 
a tierra mediante el circuito de prueba mostrado en el apéndice B. 
- En casos especiales y para máquinas cuyo neutro no está accesible realizar una 
medición global sobre las 3 fases sometidas a tensión simultáneamente. 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator 
 
 Página 34 
 
- Para cualquier método de medición, se debe de realizar un pre-esfuerzo 
eléctrico, mayor de 15 segundos a la tensión de prueba de la máquina para la 
estabilización de las mediciones. 
- Las mediciones se realizan incrementando la tensión de prueba en pasos del 
20% de la Vn, siendo Vn la tensión de línea a neutro ( ), hasta el 100% de la 
tensión nominal si se tiene un devanado nuevo. En caso de devanados en 
mantenimiento se aplicara hasta el 80% de Vn dependiendo de la condición actual 
del espécimen y en común acuerdo con el personal técnico de la central. 
- Los valores medidos de capacitancia, watts y corriente obtenidos en cada paso 
de tensión deben registrarse de acuerdo al equipo de prueba que se utilice. 
- En cada medición debe de registrarse la temperatura ambiente, temperatura de 
devanados, capacitor patrón utilizado y humedad relativa. 
- Para una buena reproducibilidad de los resultados de prueba, cada secuencia de 
pruebas debe de ser realizada aproximadamente con el mismo retardo de tiempo. 
- En el caso de medidores automáticos, el tiempo para el registro debe de ser al 
menos de 15 segundos. 
 
2.3.2 Criterios de aceptación 
 
No existe ningún valor límite impuesto a este criterio que da una indicación con 
respecto al grado de compactación del sistema de aislamiento; sin embargo está 
fuertemente influenciado por los revestimientos graduadores superficiales. Una 
reducción drástica en la capacitancia de devanados nuevos después de un 
período inicial de operación puede ser un indicativo de un curado incompleto del 
devanado y puede ser precursor de pérdida de compactación y descarga corona 
en la sección de ranura. Los criterios utilizados para esta prueba son los 
mencionados a continuación. 
 
 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator 
 
 Página 35 
 
Criterios de evaluación para F.D y tip-up 
 
Tabla 2.5. Criterios utilizados por CFE para el valor absoluto y la del F.D. [10]. 
Tensión (kV) Tipo aislamiento 
13.8 Hojuela de mica/Asfalto < 4 < 2 
13.8 a 14.4 Papel de mica/epoxi < 1 < 1 
15 a 18 Papel de mica/epoxi < 1.5 < 1 
19 a 26 Papel de mica/epoxi < 2 < 1 
 
Por norma y para valores de cálculo, se define el tip-up como la diferencia de los 
factores de potencia medidos a dos tensiones diferentes aplicados al aislamiento. 
En C.F.E. se utilizan los mostrados en la Tabla 2.6. 
 
Tabla 2.6. Criterio de evaluación utilizado por la CFE para el valor absoluto y la 
variación del F.D. [1]. 
Tipo de aislamiento 
Tangente δ 
 
Tip-up 
 a 
Poliester o Epoxi-mica ≤ 1% ≤ 1% 
 
Complementario a los puntos anteriores se sugiere comparar los resultados entre 
fases individuales, así como con los datos registrados para unidades similares o 
con respecto a los obtenidos en fábrica. En caso de no contar con información 
alguna, los resultados obtenidos serán el punto de partida para futuras 
evaluaciones. 
 
2.4 Descargas parciales 
 
Por más cuidadoso que sea el proceso de fabricación del aislamiento de los 
devanados del estator, es imposible que la resina de impregnación de las cintas 
aislantes penetre y llene perfectamente todo el volumen del aislamiento por lo que 
siempre quedará una cantidad de huecos pequeños dentro del mismo. Cuando el 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator 
 
 Página 36 
 
aislamiento eléctrico del devanado es sometido a la tensión de operación del 
generador, en aquellos huecos donde se alcance a través de ellos un nivel de 
tensión de aproximadamente 3 kV/mm, se romperá dieléctricamente el aire 
contenido en ellos y se producirán descargas parciales [1]. 
 
Las descargas parciales originadas en el semiciclo positivo de la tensión serán de 
polaridad negativa y las que se originen en el semiciclo negativo de la tensión 
serán de polaridad positiva. La magnitud de las descargas parciales depende del 
tamaño de los huecos, mientras más grandes sean los huecos, mayor será la 
magnitud de las descargas parciales. La unidad de magnitud de las descargas 
parciales en pruebas fuera de línea realizadas en CFE es el picocoulomb, pC. Aun 
los devanados nuevos nacen con una cantidad de descargas parciales internas 
del orden de algunos miles de pC, generalmente de 2 a 3, dependiendo del equipo 
de medición y su calibración, en pruebas fuera de línea. 
 
En condiciones no severas de operación deun generador, es decir, sin 
aflojamiento de los devanados, sin arranques y paros muy frecuentes, sin cambios 
bruscos y fuertes de carga y sin temperaturas excesivas, se espera que el 
aislamiento se vaya degradando gradualmente a lo largo de muchos años, 
apareciendo más huecos y los existentes haciéndose cada vez mayores. Sin 
embargo, ante la ocurrencia frecuente de los factores de degradación antes 
mencionados, la aparición de huecos y daños en diferentes puntos del sistema de 
aislamiento se acelera, con lo cual aumenta la cantidad y magnitud de las 
descargas parciales. 
 
Por esta razón, se considera que las descargas parciales son un síntoma y no la 
causa de la degradación del aislamiento. Sin embargo, una vez que las descargas 
parciales se presentan en gran cantidad y magnitud, su acción contribuye a 
acelerar la degradación del aislamiento. En las pruebas fuera de línea se miden la 
magnitud y el patrón de distribución de las descargas parciales respecto a una 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator 
 
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onda senoidal de referencia con lo cual se trata de determinar el grado de la 
degradación y su probable localización en el sistema de aislamiento. 
 
La correcta interpretación de estos patrones de descargas parciales requiere 
mucha experiencia en este tipo de pruebas. En las máquinas eléctricas rotativas, 
existen numerosos sitios donde se pueden presentar descargas parciales. El 
diseño de la máquina, los materiales de construcción, los métodos de fabricación, 
las condiciones de uso y mantenimiento afectan directamente la cantidad, la 
ubicación, las características, y evolución de las descargas parciales. 
 
Aunque hay muchas fuentes potenciales de descargas parciales, se debe tener en 
cuenta que no existe en la actualidad ninguna tecnología que pueda analizar los 
patrones de las descargas parciales y determinar la fuente exacta que origina la 
descarga parcial. A pesar de que algunos defectos producen patrones fácilmente 
identificables, pueden coincidir en parte con otros factores que contribuyen a la 
falla. Este tipo de situaciones complica la interpretación precisa de los patrones de 
las DP´s. 
 
Efectos de las descargas parciales 
 
Las descargas parciales ocasionan: 
 
- Degradación interna. 
- Degradación superficial (tracking). 
- Calentamiento en las áreas en donde se presentan las descargas. 
- Erosión mecánica de las superficies del aislamiento por bombardeo iónico. 
 
Para la detección de DP, se aprovechan sus efectos 
 
- Pulsos de corriente (Método eléctrico) 
- Zumbido (Método acústico) 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator 
 
 Página 38 
 
- Rayos ultra violeta (Método óptico) 
- Olor a ozono (monitoreo de la concentración de ozono) 
 
En el diagnóstico de generadores, se utiliza el método eléctrico para medir las 
DP´s y se aprovechan sus efectos óptico, acústico y el olor a ozono para tratar de 
ubicarlas. Para las pruebas de diagnóstico en la CFE, el método empleado es el 
método eléctrico que será tratado a continuación. 
 
Métodos de medición 
 
Las distintas técnicas para la medición de descargas parciales, difieren según los 
medios o dispositivos empleados para la captura y cuantificación de las señales, y 
también de acuerdo a la finalidad o motivos de la medición como búsqueda de 
defectos puntuales, monitoreo preventivo, criterios de aceptación y/o rechazo y 
evolución de la degradación. Los métodos eléctricos, mediante acoplamiento 
capacitivo, son empleados para determinar condiciones normalizadas de 
aceptación o rechazo, búsqueda y análisis de defectos. 
 
El método eléctrico es el único método capaz de cuantificar en unidades de DP 
(pC) el resultado final de una medición. Para obtener el resultado de una medición, 
expresado en unidades normalizadas de carga aparente (pC), es necesaria 
siempre una etapa previa de calibración del sistema, mediante la inyección de una 
carga denominada patrón. La denominada carga “aparente” (no verdadera), tiene 
su origen en el hecho de que resulta imposible medir estas magnitudes en el lugar 
de origen del defecto (interno en un aislamiento), y por lo tanto solo se limita a 
cuantificar el efecto o mejor dicho la diferencia de potencial, que dicha descarga 
interna produce en bornes del sistema de medición (extremos del objeto bajo 
ensayo); de ahí su denominación de “Aparente”. 
 
 
 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator 
 
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Calibración 
 
El objetivo de la calibración, es el de verificar que el sistema de medición, será 
capaz de cuantificar correctamente, en amplitud y en fase, la magnitud de la DP a 
medir, de acuerdo a una cantidad considerada como patrón, expresada en pico-
coulombs (pC). Esta magnitud patrón será provista por un instrumento 
específicamente contrastado según lineamientos de IEC 60270, denominado 
Calibrador (de 0 a 100 pC). La etapa de calibración debe ser realizada siempre en 
forma previa al energizado del sistema, y luego de verificados y conectados todos 
los elementos que intervienen en el circuito de ensayo, (muestra, fuente, 
accesorios, etc.), debido a que cada elemento tendrá un impacto sobre la carga 
aparente a registrar. 
 
Una nueva calibración deberá ser realizada, cada vez que se efectúe una nueva 
medición bajo distintas condiciones. El pulso de calibración debe ser inyectado 
ubicando el calibrador lo más cerca posible de la muestra. La magnitud del pulso 
de calibración a inyectar, deberá ser seleccionada, en el orden más cercano 
posible al nivel de DP que se espera medir en la muestra bajo ensayo (50% a 
200% de la magnitud especificada de DP, según la IEC 60270). 
 
En caso de ruidos o interferencias que impidan la visualización del pulso patrón 
sobre la pantalla del medidor, se deberá fijar un valor de inyección de por lo 
menos un orden mayor al ruido ambiente, por ejemplo 100pC para el caso de un 
ruido ambiente de 50pC. Una vez finalizada la calibración del sistema, se debe 
desconectar y retirar el calibrador, antes de proceder a realizar la prueba. Se debe 
repetir la calibración cada vez que se realice una modificación en el sistema, ya 
sea en la fuente de alta tensión, cables de conexionado, tierras auxiliares u otro 
ajuste necesario del detector de DP. A continuación se describen los conceptos 
para la medición de las DP´s: 
 
Capitulo 2. Procedimiento de pruebas fuera de línea al estator 
 
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Magnitud de la carga aparente medida a la tensión de fase a tierra: La medición de 
esta variable nos determina la actividad por descarga parcial presente a la tensión 
de operación de la maquina. Se deben de comparar los resultados entre fases 
individuales, así como con los datos registrados para unidades similares o con 
respecto a los obtenidos en fábrica. En caso de no tener referencia alguna con 
respecto a esta prueba, los resultados obtenidos serán el punto de partida para 
futuras evaluaciones. 
 
Tensión de inicio de la descarga parcial: En tanto mayor sea la magnitud de esta 
variable con respecto a las otras fases y/o máquinas similares, mejor será la 
condición actual del sistema aislante que se esté probando. 
 
Tensión de extinción de la descarga parcial: En condiciones normales, la magnitud 
de este valor es ligeramente menor o igual a la tensión de inicio de la descarga 
parcial. 
 
2.4.1 Resumen de la prueba 
 
- Las mediciones se realizan fase por fase, una bajo tensión y las otras 2 referidas 
a tierra, en base al circuito de medición mostrado en el anexo, acoplado 
capacitivamente el detector de descargas parciales, como se muestra en la figura 
del anexo. 
- Una vez configurado el circuito de prueba, conservando la misma configuración 
que en pruebas anteriores, se procede a la calibración del sistema de medición, 
aplicando un pulso de 1,000 pC. Es recomendable efectuar