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Localización de Fallas eléctricas
Regresando a los principios
Por Peter Bechard
Este artículo fue publicado en
Uptime®
Magazine
en su edición de febrero del 2006
Una
caldera alimentada por una bomba accionada por dos motores de inducción
de 3500 HP parece estar desarrollando un problema. La falla de esta
bomba tendrá como resultado la pérdida de un generador que produce
actualmente la mitad de la producción de energía de la estación. Los
operarios se quejan que un compresor grande en varias ocasiones ha
fallado al arrancar. Un controlador no suena en la manera que lo hacía.
Un ventilador ha desarrollado un sonido audible de "golpe" durante la
operación. Uno de los aspectos más agradables de trabajar como un
electricista es tomar tal evidencia como "parece estar desarrollando un
problema," determinando lo que pasa realmente, y para hacer una decisión
en la línea de acción correcta. Localizar una falla de manera exitosa de
un aparato complejo da al técnico un sentido tremendo de satisfacción.
Si a usted le gusta esa sensación o satisfacción, y quiere
experimentarlo más, tener un plan efectivo de localización de fallas, y
darle seguimiento, es su mejor apuesta.
Lo que
presentamos a continuación es una discusión corta con respecto a
localización de fallas eléctricas básicas. Es una vista general amplia
de lo que se ha comprobado ser un sencillo, pero efectivo, método de
investigar un problema eléctrico. Utilice este proceso de siete pasos
para conseguir organizarse cuando se presente un problema complejo.
El
Proceso de los siete pasos
1.
Reunir información
2. La
comprensión del funcionamiento defectuoso
3.
Identificar cuales parámetros necesitan ser evaluados
4.
Identificar la fuente del problema
5.
Corregir/reparar el componente
6.
Verificar la
reparación
7.
Realizar el análisis de la causa raíz (RCA)
1.
Reunir información es un primer paso lógico en cualquier tentativa de
localización de fallas. El dicho "mira antes de saltar" siempre es
válido.
Por lo
tanto, pregúntese acerca o realice lo siguiente: ¿Qué documentación
técnica acerca del equipo está disponible? ¿Que tan exacto se supone
que el equipo debe operar? ¿Hay alguna lección previa aprendida? Revise
cualquier material histórico que exista para el equipo. Identifique
equipo semejante para que lo pueda comparar con el equipo que fallo.
Esto puede ser especialmente útil si hay limitación de datos técnicos
disponibles para el equipo que falla.
Apliquemos el paso 1 al ejemplo de la caldera.
Para
una reparación costosa, como una bomba de alimentación de caldera, la
importancia de contestar o realizar la mayoría de los pasos mencionados
arriba antes de considerar una actividad de reparación es vital. Aplicar
el primer paso tuvo como resultado una revisión del análisis actual de
firma del equipo (CSA Curret Signatue Analisis, por sus siglas en
ingles) y el material histórico del análisis de vibración. Durante esta
revisión se noto que la amplitud de la frecuencia de paso de polo en el
CSA había aumentado para ambos motores que accionan la bomba. Sin
embargo, el análisis de vibración no indicó ningún problema posible, ni
mecánico ni eléctrico.
Ahora
que usted ha identificado los recursos técnicos y la operación del
equipo, está en una posición de entender el funcionamiento defectuoso.
2.
Comprender el funcionamiento defectuoso significa que usted entiende
cómo o lo que el proceso es, y qué porción del proceso opera
inexactamente.
Responda a estas preguntas:
¿Cómo
supuestamente debe de trabajar el proceso? ¿Qué no funciona como debe?
¿Qué causaría estos resultados o fallas?
Aplicando el paso 2, con la caldera en cuestión no ha sido reportada por
operaciones de tener un problema pero los técnicos de campo, por el uso
de instrumentos predictivos, han tendenciado una posible anomalía.
Defectos del rotor, desalineación de los cojinetes, desviación
magnética, o fluctuaciones anormales de carga fueron determinadas a ser
las causas posibles de la tendencia hacia arriba de la frecuencia del
paso del polo.
Identifique lo siguiente:
3.
Identificar que parámetros necesitan ser evaluados requiere la
comprensión clara de la discrepancia y que señala afecta el componente
supuesto. ¿Cuál señal de entrada controla el componente? ¿Cual es la
salida esperada del supuesto circuito? ¿Hay una demora de tiempo,
secuencia, o un punto que puede ser verificado? Identifique los
parámetros que necesitan ser registrados que puedan confirmar o negar
sus sospechas con respecto al problema.
Figura
1 – Utilizando un MCEMAX para probar un medidor de alto voltaje
Para el
paso 3, tener acceso a los cables que suministran el alto voltaje los
motores de la bomba de alimentación de la caldera, resultaría difícil.
Sin embargo, probando los transformadores de la corriente y
transformadores de medida (CT y PT por sus siglas en ingles) ofrece un
método alternativo fácil para reunir las señales requeridas del voltaje
y la corriente para ayudar en la localización de fallas (ver figura 1).
Habiendo realizado estos primero tres pasos - - reuniendo información,
entendiendo el funcionamiento defectuoso, e identificar cuales
parámetros necesitan la evaluación - es ahora tiempo de realizar las
medidas y las observaciones requeridas a identificar el componente
defectuoso. Asegúrese de que todos los mecanismos de seguridad
requeridos sean adheridos al realizar cualquier prueba.
4. Para
identificar la fuente del problema se requiere que el técnico:
• Aísle
los componentes y evalúa los parámetros de circuito.
• Aísle
el circuito por grupos cuando trate con un circuito complicado (enfoque
de medio paso)
•
Identifique el componente fallido utilizando los datos registrados
Una
prueba recomendada para confirmar una posible anomalía y establecer la
severidad, es una comparación actual del perfil entre dos máquinas
iguales. Esto es referido a veces como una prueba de análisis de
proceso. La figura 2 muestra el ejemplo de dos máquinas idénticas. La
prueba de arranque rápido del MCEMAX es una captura de un solo canal de
RMS de corriente encapsulada hasta por 60 segundos. La prueba tiene una
tasa de muestreo de 3600 muestras por segundo y produce un gráfico
digital de la tira de la corriente de RMS.
En este
ejemplo hay una diferencia considerable entre la unidad 3 y 4 motores.
Con esta información limitada, un técnico tendría por lo menos una
fuerte evidencia de que se requiere investigación adicional y posible
acción de la unidad 4 motriz es necesaria.
Las
modulaciones vistas en la Figura 2 crearán las variaciones del momento
de torsión y la degradación posible de componentes eléctricos y
mecánicos si se deja. El paso 4 llama para el análisis más detallado de
los datos disponibles para aislar la fuente del problema. Para
proporcionar análisis adicional del espectro actual, PdMA ha
desarrollado el Análisis Espectral Avanzado (ASA por sus siglas en
ingles). ASA utiliza la demodulación actual para identificar y separar
cada una de las frecuencias específicas que modulan la corriente. Al
poner en correlación estas frecuencias a los componentes eléctricos y
mecánicos del ensamble motriz de la bomba, el técnico puede determinar
cuál componente crea el impacto más grande.
Figura
2: Captura de corrientes de RMS
Un
ejemplo de la corriente demodulada de ASA se muestra en la Figura 3. El
proceso de la demodulación remueve el componente de la frecuencia de 60
Hz de la señal capturada. Quitar el componente de 60 Hz de la muestra,
permite las variaciones repetitivas del momento de torsión desarrolladas
por artículos mecánicos tales como los cinturones y los engranajes, que
fueron perdidos previamente en la proporción de la señal a ruido del
espectro, para ser identificados. Estas frecuencias mecánicas son
transmitidas a la señal actual vía el flujo aéreo del espacio del motor
durante la operación.
Figura
3 – Espectro de la corriente demulada de ASA
Aplicar
el paso 4 a las bombas de alimentación de la caldera, las Figuras 4 y 5
muestra los espectros actuales demodulados de uno de los motores tomados
aproximadamente con 1 año de diferencia. La frecuencia FP ha sido
aislada para la evaluación del cambio en la amplitud con el tiempo. El
otro motor tuvo resultados semejantes. Fue el aumento en la amplitud de
FP que levantó preocupación sobre la condición del equipo. Se realizaron
pruebas adicionales con particular atención a evaluar la condición del
rotor del motor. Se determino después de reunir información adicional de
la vibración, análisis de circuito motriz y datos de la corriente de la
señal actuales que el equipo necesitaba ser removido del servicio para
reparación. Lo que fue especialmente difícil al tomar esta decisión fue
que los datos de la vibración eran inconclusos. De varias inspecciones
tomadas al equipo en diferentes tiempos, sólo uno mostró cualquier signo
de aumento de niveles de vibración.
Armado
con datos, ahora puede determinar qué se necesita hacer con el
componente del cual se sospecha. Muchos veces después de la primera
serie de localización de fallas, los primeros tres pasos pueden
necesitar ser repetidos; sin embargo, ahora usted tiene datos
adicionales para trabajar.
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Fig 4
y 5 - Espectros actuales demodulados ASA |
5. El
corregir/reparar el componente identificado como dañado basándose en los
datos registrados. Realice las reparaciones requeridas al circuito. El
completar el paso 5 puede pasar de unos ajustes sencillos a un reemplazo
completo del componente.
Para
las bombas de alimentación de la caldera, al inspeccionar los dos
motores, los técnicos encontraron que un motor tenía las barras
dobladas/dañadas del rotor. El daño al rotor no fue sorpresa debido a
las indicaciones elevadas de la frecuencia del paso del polo durante el
análisis de señal de corriente. ¿Pero, por qué sólo uno de los rotores
cuando ambos motores tenían valores elevados?
Los
técnicos sentían que desde que ambos motores fueron montados a un eje
común, no sería inusual para la elevada frecuencia del paso de polo de
un motor para ser transmitido por el eje al otro.
Además
de la degradación de la barra del rotor, los técnicos descubrieron un
daño severo a los cojinetes de carga final de cada motor. La flecha en
la Figura 6 muestra el área dañada de la carcaza del cojinete. Durante
la instalación inicial, el centro magnético no fue puesto apropiadamente
para uno, o posiblemente en ambos motores, lo que llevó al empuje axial
del eje impulsor, causando el daño al cojinete. Los técnicos realizaron
inspecciones de instalaciones a bombas semejantes para asegurar que
ambos motores fueron alineados apropiadamente con respecto al centro
magnético.
6.
Verificación de la reparación después de la terminación. Asegúrese que
el equipo opere como fue diseñado. Realice otra Serie de pruebas para
verificar que el equipo está trabajando correctamente y que no existe
ninguna otra discrepancia.
Después
de la reparación y la instalación de los motores de la bomba, o de la
instalación de motores de reemplazo, se volvió a probar para asegurar
que la instalación no tendría como resultado el mismo mecanismo de
fracaso en el futuro. Mirando otro ejemplo, en la Figura 7 un MCEMAX fue
utilizado para identificar una coyuntura alta de la resistencia en la
caja de la conexión de un motor de inducción de 460v.AC. Los topes del
motor fueron reemplazados y re-encintados teniendo como resultado una
reducción del 3 % en el desbalanceo resistivo y una alarma mas limpia.
Figura
6 – Cojinete dañado
7.
Realizar el análisis de la causa raíz (RCA), aunque es mencionado al
último, comienza en el primer paso del proceso de localización de
fallas. Debe utilizar el conocimiento adquirido a través del proceso de
localización de fallas para determinar lo que podría haber causado
posiblemente que el componente fallara. ¿Falló el componente
prematuramente? ¿Por qué fallan las bobinas motrices después de sólo
cuatro años de servicio? Estas son apenas algunos de las preguntas que
pueden venir a la luz al evaluar el proceso entero de la reparación. Sin
identificar la causa posible que llevó al fracaso, la reparación siempre
será sólo temporal. Al trabajar durante el proceso de localización de
fallas, pregúntese, "¿Es esta la causa primordial o sólo un síntoma del
problema"?
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Fecha de la prueba |
07/13/1998 |
07/16/1998 |
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Identificación de la Prueba |
1651 |
1658 |
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Voltaje |
500 |
500 |
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Temperatura del Motor |
28 |
35 |
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M Ohm Medidos |
2000 |
1100.0 |
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M Ohm corregidos |
OVR |
780.0 |
|
pF Ph 1 a tierra |
34250 |
34500 |
|
Ohm Ph 1 a 2 |
0.07700 |
0.07500 |
|
Ohm Ph 1 a 3 |
0.07700 |
0.07450 |
|
Ohm Ph 2 a 3 |
0.07730 |
0.07500 |
|
M H Ph 1 a 2 |
1.590 |
1.590 |
|
M H Ph 1 a 3 |
1.580 |
1.585 |
|
M H Ph 2 a 3 |
1.585 |
1.595 |
|
% desbalanceo Res |
3.52 |
0.45 |
|
% Desbalanceo Ind. |
0.32 |
0.31 |
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Perdida de energía en $ |
63.23 |
7.90 |
|
Código de Condición |
|
Bueno |
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Figura 7 – Conexión de alta resistencia y resultado de las
pruebas |
Al
procurar determinar la causa del aumento de la temperatura mientras el
motor trabaja, un técnico registró la corriente de RMS al motor. El
proceso accionado por el motor implica cambiar constantemente las
velocidades y las cargas, mostrado en la Figura 8. Con la captura de
corriente de arranque rápido del MCEMAX que proporciona un gráfico de la
corriente a través del ciclo repetitivo; fue evidente por qué la
temperatura motriz corría tan alto. La línea horizontal indica la placa
de identificación de corriente a carga completa.
Utilizando estos datos, los técnicos determinaron que el motor fue
pequeño para la variación de carga que manejaba. Reparar el motor dañado
por el calor no habría sido una solución permanente al problema.
Instalar un motor sólo ligeramente más grande que el original tuvo como
resultado una instalación donde la temperatura de operación del motor
esta bien dentro del rango de temperatura de su sistema de aislamiento.
Figura
8: Gráfica de la corriente de RMS
Resumen
Siguiendo un proceso sistematizado bien pensado cuando se enfrenta con
un problema eléctrico de localización de fallas, aumentará mucho su
eficacia. Invierta un poco de tiempo para hacer su investigación y
determinar su plan de acción de localización de fallas. El beneficio de
nuevos paquetes de equipos de prueba, que combina las tecnologías de
múltiples pruebas en una unidad, es como aumentan la flexibilidad y la
capacidad de la caja de herramientas de localización de fallas de un
técnico.
Inventaríe su equipo de prueba y determine lo que usted tiene disponible
para cuando se presente la oportunidad de utilizar el proceso de los
siete pasos de localización de fallas.
Peter Bechard, PdMA Corporation,
es nativo de California y ha estado viviendo en Tampa, Florida desde que
se jubilo de la Armada de lo Estados Unidos hace siete años. Se graduó
del Colegio de Columbia con un título en Administración de empresas.
Al
trabajar con PdMA, Peter ha completado los requisitos formales como
Instructor/Facilitador de Langevin Learning Services. También termino la
formación profesional en operación y reparación de Servomotores, y en la
corriente/calidad de energía harmónica en Sistemas de Distribución
Industriales. Sus viajes con PdMA lo han mandado muy lejos como a
Singapur para talleres de confiabilidad de motores y tan cerca como al
Acuario de Florida en Tampa, donde PdMA proporciona servicios de MCEmax
como parte de su programa de mantenimiento predictivo.
Durante
los once años de su carrera Naval, Peter fue supervisor principal para
el mantenimiento, reparación y operación del equipo rotatorio de AC y
DC. También pasó tres años como Oficial de Certeza de Calidad para
reparaciones de submarinos nucleares en la Base de Submarinos de Pearl
Harbor. Pete puede ser contactado en el tel (813) 621-6463 ext. 104 o en
pete@pdma.com |
