Glosario Técnico de Generadores Eléctricos Industriales

Parte fija del generador donde se inducen las tensiones de salida. Está formado por un núcleo magnético laminado (paquete de chapa de acero al silicio) que aloja el devanado trifásico de armadura. En generadores de 1 a 350 MW el estator es la pieza más crítica del activo: una falla de aislamiento o un núcleo dañado puede dejar la máquina fuera de servicio meses.

Norma: IEC 60034-1 · IEEE 115

Reparación de núcleos del estator →

Parte giratoria que aloja el devanado de campo y crea el flujo magnético. Existen dos arquitecturas principales: rotores de polos salientes (típicos en hidrogeneradores y máquinas de baja velocidad) y rotores de polos lisos o cilíndricos (típicos en turbogeneradores de 2 polos a 3,000/3,600 rpm). El tipo de rotor define qué pruebas aplican — por ejemplo, balance de polos solo aplica a polos salientes.

Norma: IEEE 115 · IEC 60034-4

Diagnóstico de rotor con RSO →

Paquete laminado de chapa de acero al silicio aislado entre láminas que confina el flujo magnético del estator. Cada lámina lleva un recubrimiento dieléctrico delgado para evitar corrientes parásitas (eddy currents). La degradación del aislamiento entre láminas — por sobrecalentamiento, contaminación o falla mecánica — es lo que las pruebas ELCID y de toroide detectan.

Norma: IEC 60034-26 · IEEE 56

Reapilado y reparación de núcleos →

Conjunto de bobinas de cobre aisladas que generan o reciben el campo electromagnético. El devanado del estator (devanado de armadura) entrega la potencia útil, mientras que el devanado del rotor (devanado de campo) recibe la excitación DC para crear el flujo. Cada devanado tiene su propia clase térmica y se diagnostica con pruebas eléctricas distintas (Hipot, descargas parciales, RSO).

Norma: IEC 60034-1 · IEEE 43

Rebobinado de estator y rotor →

Clasificación térmica del sistema de aislamiento eléctrico. Clase F admite temperatura máxima de operación continua de 155 °C y clase H de 180 °C. La mayor parte del parque industrial mexicano de generadores usa clase F con sistema VPI (Vacuum Pressure Impregnation) — la temperatura de trabajo real debe quedar al menos 10 K por debajo del límite de clase para no degradar la vida útil estadística.

Norma: IEC 60085 · IEEE 1

Cojinetes lubricados por película de aceite a presión que soportan el eje del rotor. Los tipo journal (cilíndricos) son comunes en máquinas pequeñas; los tilting pad (de zapatas oscilantes) se usan en turbogeneradores grandes por su mayor estabilidad dinámica. Su estado se monitorea con sensores de proximidad y termopares — los valores se comparan contra ISO 10816 para evaluar severidad de vibración.

Norma: ISO 10816 · API 670

Análisis de vibraciones ISO 10816 →

Prueba de oscilografía por pulsos repetitivos aplicada al devanado del rotor para detectar cortocircuitos entre espiras (interturn shorts). Se inyectan pulsos idénticos desde ambos extremos del devanado y se comparan las trazas — una diferencia entre las dos formas de onda revela el punto del corto. Es la prueba de referencia para diagnóstico de rotores de turbogeneradores.

Norma: IEEE 95

Prueba RSO en taller y campo →

Prueba electromagnética de baja intensidad (4% del flujo nominal) para detectar fallas de aislamiento entre láminas del núcleo del estator. Sustituye en muchos casos a la prueba de toroide tradicional — no requiere desmontar el rotor en máquinas accesibles y es mucho más rápida. Se identifica el defecto por la corriente de fuga (signal current) que aparece en el sensor Chattock.

Norma: IEC 60034-27-4 · IEEE 56

Prueba ELCID al núcleo del estator →

Descargas eléctricas localizadas que no llegan a puentear todo el aislamiento — ocurren en vacuolas, contornos, o interfases del sistema dieléctrico. La medición de DP es el método más sensible para detectar degradación temprana del aislamiento del estator antes de que se produzca una falla catastrófica. Se mide off-line (taller) y on-line (en operación) con sensores capacitivos o acopladores RTD-SSC.

Norma: IEC 60270 · IEEE 1434

Medición de descargas parciales →

Prueba de alta tensión aplicada al devanado para verificar que el aislamiento soporta sobretensiones de operación sin descargar. Hipot DC se usa preferentemente en pruebas de campo y mantenimiento por su menor estrés capacitivo; Hipot AC reproduce mejor las condiciones de operación pero estresa más el aislamiento. El valor de prueba se calcula como (2 × Un + 1 kV) para máquinas nuevas según IEC 60034-1.

Norma: IEEE 95 · IEC 60034-1

Hipot AC y DC en taller →

Prueba clásica del núcleo del estator: se enrollan vueltas de cable alrededor del yugo y se inyecta corriente para producir flujo magnético cercano al nominal (~85-100%). Se hace un barrido térmico con cámara infrarroja para detectar puntos calientes — un cortocircuito entre láminas se manifiesta como hot spot localizado. Requiere desmontar el rotor.

Norma: IEEE 56 · IEC 60034-26

Prueba de toroide al núcleo →

Prueba aplicable a rotores de polos salientes: se mide la tensión inducida o la impedancia de cada polo individualmente y se comparan los valores entre todos los polos del rotor. Un polo con tensión o impedancia significativamente distinta sugiere cortocircuito entre espiras, conexiones flojas o defecto de fabricación. Es prueba obligatoria antes de la sincronización en hidrogeneradores.

Norma: IEEE 115

Balance de polos en rotor →

Variante de la prueba de balance de polos en la que se inyecta corriente AC al devanado de campo y se mide la caída de tensión polo a polo. Diferencias mayores al 5-10% entre polos indican cortocircuitos entre espiras. Es más sencilla y rápida que el balance completo, por lo que se usa como cribado rápido en mantenimiento mayor.

Norma: IEEE 95

Caída de tensión por polo →

Prueba que aplica impulsos de alto voltaje y compara las formas de onda entre fases o entre bobinas equivalentes. Una asimetría entre las trazas revela cortocircuitos entre espiras o entre bobinas. Es típica en pruebas de motores y bobinas individuales antes del rebobinado completo. Complementa al RSO en rotor y a la medición de inductancia.

Norma: IEEE 522 · EASA AR100

Cociente entre la resistencia de aislamiento medida a 10 minutos y la medida a 1 minuto con megóhmetro. Un IP mayor o igual a 2 se considera satisfactorio en aislamientos modernos (clase F/H); valores menores a 1 sugieren contaminación, humedad o degradación severa. Es prueba de mantenimiento de rutina antes de cualquier ensayo de alta tensión.

Norma: IEEE 43

Medición del ángulo de pérdidas dieléctricas del aislamiento. Un aislamiento sano tiene tan δ bajo (típicamente < 0.5% en clase F); valores crecientes en función del voltaje aplicado (tip-up) indican vacuolas internas o contaminación. Es prueba complementaria a descargas parciales para evaluar estado global del sistema de aislamiento.

Norma: IEEE 286

Conjunto de técnicas aplicadas al generador en operación: medición continua de descargas parciales (DP online), vibración online en cojinetes con sensores fijos, temperatura por RTD y termopares, y corrientes de excitación. Permite construir tendencias de degradación y planear mantenimiento basado en condición — no en calendario.

Norma: IEEE 1129 · IEC 60034-27-2

Inspección térmica con cámara infrarroja (typically FLIR-class detectors) aplicada a cabezales de bobinas, conexiones, escobillas, cojinetes y tableros eléctricos asociados. Detecta puntos calientes que indican alta resistencia de contacto, sobrecarga o fallas incipientes de aislamiento. Es ensayo no destructivo y se realiza con el equipo en operación.

Norma: ASTM E1934 · ISO 18434

Sistema computarizado de gestión de mantenimiento (en español GMAO — Gestión del Mantenimiento Asistido por Ordenador). Registra órdenes de trabajo, historial de fallas, refacciones, costos y planes preventivos por activo. Para generadores críticos integra datos de monitoreo predictivo y resultados de pruebas — base de un programa de Reliability-Centered Maintenance (RCM).

Norma: ISO 14224 · SAE JA1011

Sistema portátil de monitoreo de descargas parciales online — referencia mundial en su categoría. Permite medir DP en operación sin instalación permanente de sensores: se conectan acopladores capacitivos temporales y se realiza un período de medición (típicamente 24-72 h). Útil para inspecciones de campo y baselining antes de instrumentar el activo de forma permanente.

Norma: IEC 60270 · IEEE 1434