III CONGRESO VENEZOLANO DE REDES Y ENERGÍA ELÉCTRICA Marzo 2012

Comité Nacional Venezolano

A2-37 METODOLOGÍA DE ENSAYOS, MONITOREO Y DIAGNÓSTICO DE LOS TRANSFORMADORES PRINCIPALES DE POTENCIA DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA MANUEL PIAR (TOCOMA) B. Angelieri* G. Cordero** P. Carvajal** * Universidad Nacional Experimental Politécnica “Antonio José de Sucre” ** Subcomisionaduría de Ingeniería y Proyectos Oriente, CORPOELEC

RESUMEN Este trabajo está enfocado al desarrollo de una metodología de ensayos y monitoreo para los Transformadores Principales de Potencia de la Central Hidroeléctrica Manuel Piar (Tocoma), con la finalidad de tener datos y registros suficientes de toda la vida de estos equipos, y así determinar la vida útil, las condiciones de trabajo y las actividades de mantenimiento necesarios para mantener el funcionamiento óptimo estos equipos. También se presenta una alternativa para realizar el diagnóstico basado en los ensayos propuestos y una serie de recomendaciones para el análisis de los resultados de estas pruebas. Finalmente, como caso estudio, se presenta una estimación de la vida útil basados en los transformadores de la Casa de Máquinas II de la Central Hidroeléctrica Antonio José de Sucre (Macagua), realizada con el software PTLOAD versión 6.1, por medio de valores de cargabilidad y temperatura de los transformadores. Por medio de esta metodología se tendrá un registro amplio de los transformadores desde el momento de su montaje en fábrica, estudio nunca antes realizado para transformadores similares en las centrales hidroeléctricas del Caroní. Esta es una herramienta de mucha utilidad para el personal de operación y mantenimiento de la planta, ya que contarán con data suficiente para tomar decisiones acertadas sobre el funcionamiento de estos equipos. PALABRAS CLAVE Transformadores, Vida Útil, Ensayos, Diagnóstico, Análisis Físico-Químico, Celulosa.

Puerto Ordaz, 0414-8760707, [email protected]

1. INTRODUCCIÓN La Central Hidroeléctrica “Manuel Piar” Tocoma, es la cuarta y última represa del desarrollo eléctrico del bajo Caroní, con la que se logrará un total de 17.580 MW de generación eléctrica instalada a lo largo del río. El aporte de esta central será de 2.160 MW, indispensables para el desarrollo de nuestro país. La planta contará con seis transformadores de potencia (cinco principales y uno de reserva) de 460 MVA cada uno. Estas máquinas serán sometidas a una serie de pruebas tanto en fábrica como en sitio, antes de su puesta en servicio, para comprobar que cumplan con las especificaciones contractuales y verificar que están en perfecto estado. Posteriormente se realizaran una serie de pruebas de rutina destinadas al mantenimiento. Es importante contar con la mayor información posible con el fin de tener una buena estadística que permita realizar un diagnóstico acertado y así determinar las acciones correctas de operación, mantenimiento y futura sustitución al término de su vida útil. La vida útil de un transformador está limitada por la vida del papel aislante (celulosa), ya que tiene una duración baja en relación a los demás materiales utilizados en estos equipos, y su degradación es irreversible. El aceite aislante puede ser regenerado aumentando así su vida, y las demás partes que conforman estas máquinas son metálicas y tienen una larga vida útil. Cuidando adecuadamente el aceite aislante estaremos cuidando todas las partes internas del transformador, incluyendo al papel. Dentro de las pruebas que se realizan al transformador están las pruebas al aceite, análisis físico-químico y análisis de gases disueltos, y las pruebas eléctricas. Todas estas pruebas son complementarias y de suma importancia para el diagnóstico de estas máquinas. También existen recomendaciones para analizar los resultados obtenidos de estas pruebas. Todas estas pruebas y recomendaciones se presentan en este trabajo así como una estimación de la vida útil que podrá tener estas máquinas de acuerdo con la cargabilidad histórica que se encuentran actualmente en servicio en otras centrales hidroeléctricas. 2. SUPERVISIÓN GENERAL DE LOS TRANSFORMADORES El fabricante entrega recomendaciones para realizar el mantenimiento general del transformador. Es importante que se planifique y ejecute un control e inspección regular cuidadosa del transformador y sus componentes, a fin de evitar fallas u otros problemas. Las superficies externas deben ser inspeccionadas regularmente y cuando sea necesario debe removerse el polvo, insectos, hojas y otras impurezas traídas por el aire. También debe realizarse una inspección regular de la superficie externa del tanque del transformador con el fin de detectar y remover posibles daños debido a la oxidación. Estos daños deben ser restaurados por medio de la aplicación de una pintura base y tinta de acabado. Además de estos programas, se debe llevar un registro diario de los siguientes datos: temperatura ambiente, temperatura del aceite, temperatura de los devanados, corriente y potencia de carga del transformador y tensión de línea. Estos parámetros son importantes para determinar la evolución del deterioro del transformador y estimar su pérdida de vida. 3. DIADNÓSTICO DE TRANSFORMADORES Para cuidar el interior o la parte activa del transformador, se realizan pruebas diagnóstico que nos dan una idea de la condición del aislamiento, del los devanados y del núcleo de la máquina. Tomando los resultados de estas pruebas se pueden tomar decisiones adecuadas con respecto al tipo y momento de mantenimiento, la necesidad de secado del aceite, si es posible o necesario realizar alguna reparación y en último caso la desincorporación del equipo. Por eso es importante realizar una rutina pruebas y llevar un registro completo de las mismas. Conjuntamente con las pruebas y ensayos de mantenimiento, se deben almacenar los resultados de las pruebas en fábrica y en sitio realizadas para la aceptación de las máquinas. Solo se puede realizar un diagnóstico correcto de las condiciones de los transformadores, si se tiene suficiente información sobre él.

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3.1. ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS El primer estudio que se le realiza al aceite es el análisis de gases disueltos. Partiendo de esta prueba se puede aplicar el Análisis de Gas Característico, el Método de Relaciones de Rogers, el Método de Triangulo de Durval, o cualquier otro tipo de análisis de gases disueltos, para tratar de determinar la presencia de una falla interna en el transformador. Las siguientes condiciones están establecidas en la norma IEEE Std C57.104-1991: Tabla I: Concentraciones de Gases Disueltos. [1] Límite de Concentración de Gas Característico Disuelto (ppm) Estatus H2 CH4 C2H2 C2H4 C2H6 CO CO2 TDCG Condición 1 < 100 < 120 < 35 < 50 < 65 < 350 < 2500 < 720 Condición 2 101-700 121-400 36-50 51-100 66-100 351-570 2501-4000 721-1920 Condición 3 701-1800 401-1000 51-80 101-200 101-150 571-1400 4001-10000 1921-4630 Condición 4 >1800 >1000 >80 >200 >150 >1400 >10000 >4630 Si la cantidad de gases está en la Condición 1, indica que el transformador está funcionando en condiciones satisfactorias y no presenta falla eléctrica o térmica, sin embargo, si los resultados están en la Condición 4, se debe sacar de operación el transformador lo antes posible, ya que puede presentar una falla grave en poco tiempo. Los valores intermedios indican la presencia de alguna falla eléctrica o térmica que debe ser investigada y reparada. En las normas IEEE Std C57.104-1991 y IEC 60599:1999 encontramos una guía de análisis amplia para diagnosticar el tipo de falla presente en un transformador dependiendo de los gases encontrados disueltos en el aceite. Se deben tomar muestras de aceite anualmente para realizar el análisis de gases disueltos. Teniendo un monitoreo constante de los gases de falla en los transformadores, podemos tomar acciones oportunas evitando fallas graves en la máquina. También debemos considerar la velocidad de generación de cada gas en específico para tener una mayor claridad de la gravedad de la falla. En la tabla II se presenta valores de generación de gases considerados aceptables. Tabla II: Velocidad de Generación de Gases. [2] Condición Normal Condición Seria < 5 cc/día > 100 cc/día H2 < 2 cc/día > 300 cc/día CH4 < 2 cc/día > 300 cc/día C2H6 < 2 cc/día > 300 cc/día C2H4 < 2 cc/día > 50 cc/día C2H2 500 cc/día CO < 300 cc/día > 1000 cc/día CO2 3.2. ANÁLISIS DEL ESTADO DEL PAPEL AISLANTE Cada gas delata algún tipo de falla en el transformador, pero sin duda los gases más importantes y que debemos darle una mayor atención son el monóxido de carbono y el dióxido de carbono. Cuando aparecen estos gases en el interior del transformador es porque existe alguna falla donde la celulosa está involucrada. La presencia de estos gases es síntoma de que se está degradando el papel aislante, lo que disminuye la vida del transformador. Al detectar una cantidad fuera de lo normal o un aumento acelerado de la cantidad de estos gases disueltos en el aceite, se debe planificar un estudio de las posibles causas con el fin de preservar el sistema aislante del transformador.

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Tabla III: Ponderación de Pruebas Referentes a la Celulosa. Parámetro Bueno Regular Humedad (%) < 0,6 0,6 – 2 Monóxido de Carbono (ppm) < 350 350 – 570 Dióxido de Carbono (ppm) < 2500 2500 – 4000 Furanos (ppb) < 100 100 – 250 Grado de Polimerización > 700 700 – 250

Malo >2 > 570 >4000 > 250 < 250

Importancia 30% 10% 10% 50%

Existe una correlación entre el dióxido y monóxido de carbono, furanos e índice de polimerización. La humedad también es enemiga del papel, ya que reduce su resistencia a la tracción lo que puede causar su rompimiento durante los esfuerzos mecánicos causados por cortocircuitos. Sin duda el parámetro más importante que debemos estudiar es el grado de polimerización, puesto que indica la condición física del papel aislante y la cantidad de vida útil restante. Debemos recordar que cuando el grado de polimerización es menor a 250, la vida útil del papel aislante llego a su fin, y por consecuencia la vida útil del transformador. Debido a su relevancia se le da una ponderación del 50% de importancia. La prueba de furanos es sustitutiva a la de grado de polimerización, por ello se ponderan de la misma manera. Se deben tomar muestras de aceite para este análisis con la misma regularidad que para el análisis de gases disueltos. 3.3. ANÁLISIS FÍSICO-QUÍMICO DEL ACEITE Consiste en estudiar una serie de parámetros que indican las condiciones de trabajo del aceite aislante, si está cumpliendo adecuadamente con su función de aislante y refrigerador, y si existe la necesidad de realizar algún tratamiento al aceite. En la tabla IV se presentan los valores aceptables para las propiedades del aceite en transformadores en servicio: Tabla IV: Ponderación de Pruebas Físico-Químicas del Aceite. Parámetro Bueno Regular Rigidez Dieléctrica (kV) > 33 33 – 28 Humedad (ppm) < 20 20 – 30 Factor de Potencia < 0,5 0,5 – 2 Número de Neutralización (mg KOH/g) < 0,1 0,1 – 3 Tensión Interfacial (din/cm) > 32 32 – 25 Índice de Calidad > 1500 ** 1500 – 600 Contenido de Inhibidor (%) > 0,2 *** 0,2 – 0,11 Color < 0,5 0,5 – 1,5 Gravedad Específica < 0,91 0,91 – 1 Azufre Corrosivo No Corrosivo Viscosidad (cSt 40°c) < 12 12 – 14 Punto de Inflamación (°c) > 155 155 – 145 Conteo de Partículas < 1500 1500 – 5000

Malo < 28 > 30 >2 >3* < 25 < 600 < 0,11 > 1,5 >1 Corrosivo > 14 < 145 > 5000

Importancia 8% 16% 16% 6% 6% 20% 4% 4% 4% 4% 4% 6% 2%

Notas: 1. ( * ) > 3 mg KOH/g. Fin de la Vida Útil del Aceite. 2. ( ** ) Para valores de Índice de Calidad menores a 1500 se recomienda adición de Inhibidores Artificiales. 3. ( *** ) 0,3 % es el valor máximo permitido para Inhibidores.

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Los valores aceptables están basados en los recomendados en las normas IEEE Std C57.106-2002, IEEE Std 637-1985, y en parámetros utilizados por CORPOELEC. Sin duda, el parámetro más importante que debemos monitorear es el Índice de Calidad, ya que nos indica si se está creando “lodos” en el aceite. Así mismo debemos tener controlados la Humedad y el Factor de Potencia. Estos tres parámetros nos sirven de guía para determinar el momento adecuado para realizar una regeneración del Aceite Aislante. 3.4. PRUEBAS ELÉCTRICAS Las pruebas eléctricas permiten determinar las condiciones del aislamiento y el estado físico de los devanados. Debemos relacionar las pruebas eléctricas con las pruebas en el aceite, principalmente la prueba de gases disueltos. Con estas dos herramientas podemos detectar fallas internas y su gravedad, para determinar la necesidad de algún trabajo de mantenimiento correctivo. En la tabla V se presenta un resumen de las pruebas eléctricas que se deben aplicar en vista de un buen mantenimiento y monitoreo de los transformadores: Tabla V: Ponderación de las Pruebas Eléctricas. Parámetro Factor de Potencia Capacitancia Tensión de Recuperación (RVM) Absorción de Corriente Continua Índice de Absorción Índice de Polarización Desvío de Potencia en Vacío (%) Desvío de Potencia en Corto Circuito (%) Desvío de Corriente de Excitación (%) Desvío de Relación de Transformación (%) Desvío de Resistencia de Devanados (%) Análisis de Respuesta en Frecuencia Descargas Parciales (µV) Eficiencia

Bueno

Regular

Malo

Importancia

< 0,5

0,5 – 1,5

> 1,5

> 1,6 > 1,25 0,5 >5 > 2,5 > 150

10% 7% 7% 7% 7% 7% 5% 5% 5% 5% 5% 10% 15% 5%

Frecuencia (Años) 2 4 4 4 2 2 2 2 4 2 4 4 2 2

La prueba de descargas parciales tiene una gran importancia, ya que una descarga de alta energía aunada con condiciones desfavorables del aceite aislante, podrían provocar una falla grave en el transformador, como una explosión o incendio. Aplicando los métodos acústicos de detección de descargas parciales podemos medir la gravedad y la localización de la falla. Las pruebas eléctricas deben realizarse con la frecuencia mostrada en la tabla V, basada en el programa de mantenimiento ya utilizado en la empresa, donde se hace una parada programada cada dos años para realizar mantenimiento de rutina. También puede ser adaptado para las necesidades específicas de los transformadores de Tocoma, dependiendo del uso y de las necesidades operacionales del equipo. Además de realizar esta rutina de pruebas, se deben realizar las pruebas de factor de potencia, tensión de recuperación, prueba de corto circuito, relación de transformación, resistencia de los devanados, análisis de respuesta en frecuencia y descargas parciales, siempre que se presente una falla en el sistema o en el conjunto generador-transformador, para garantizar que el transformador no haya sufrido algún daño considerable debido a esta falla. También debemos realizar las pruebas de factor de potencia, tensión de recuperación, índice de absorción, índice de polarización, prueba en vacío y corriente de excitación si se presenta una sobreexcitación fuera de los valores que la máquina tiene capacidad de soportar.

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También se debe efectuar una inspección termográfica anual en toda la superficie externa del transformador, para detectar puntos anormalmente calientes en los aisladores pasatapas producto de conexiones flojas, así como en el tanque de la máquina. También se puede comprobar si el sistema de refrigeración está funcionando adecuadamente, cuidando de esta manera al transformador de temperaturas peligrosas que lo puedan degradar rápidamente. 3.5. SUPERVISIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE RESERVA El transformador de reserva es poco exigido. Debido a que no está conectado al sistema, no sufre desgaste debido a las variaciones de carga y temperatura, ni por fallas en el sistema. Su mayor enemigo es la humedad. Debido a su baja temperatura, la humedad es absorbida por el papel aislante, degradándolo casi de la misma manera que si la máquina estuviera en servicio. Recordemos que la temperatura y la humedad son los mayores enemigos del aislamiento sólido. Al transformador de reserva, se debe realizar la misma supervisión general que los transformadores en servicio para cuidar los equipos accesorios. No es necesario realizar el análisis de gases disueltos, ya que esta máquina no presentará fallas que generen gases. Las pruebas que se deben realizar rutinariamente son: el análisis del estado del papel aislante, análisis físico-químico del aceite, y las pruebas eléctricas referidas a la condición del aislamiento, es decir, factor de potencia, capacitancia, tensión de recuperación, absorción de corriente continua, índice de absorción e índice de polarización. Todas estas pruebas deben realizarse con la misma regularidad para todas las máquinas, estén en servicio o no. 4. ESTIMACIÓN DE LA VIDA ÚTIL La estimación de la Vida Útil de los transformadores se hace a través del software PTLOAD versión 6.1. El PTLOAD es un software desarrollado por EPRI (Electric Power Research Institute). Los métodos de cálculo utilizados por esta herramienta de simulación están basados en la norma IEEE C57.91-1995, “Guía de Carga para Transformadores Sumergidos en Aceite Mineral” así como en la IEC Standard 354, “Guía de Carga para Transformadores Sumergidos en Aceite Mineral”. Ambas normas fueron consideradas en este trabajo como criterios de evaluación de las condiciones del aceite aislante. El programa PTLOAD (Power Transformers Loading) calcula las temperaturas del aceite y devanado del transformador, pérdida de vida de aislamiento, basándose en parámetros físicos del transformador, perfiles de carga y de temperatura. El objetivo del programa es proveer una manera de planificar de forma completa y segura la carga de transformadores bajo una amplia variedad de condiciones de operaciones. Se utiliza el Modelo Top Oil (Aceite Superior) para transformadores de tres devanados. Este modelo está basado en la norma IEEE C57.91-1995, el cual asume una distribución lineal de la temperatura del aceite desde la parte inferior hasta la parte superior del tanque, y un incremento paralelo de las temperaturas del devanado. Estas temperaturas son asumidas por muchos como una función de las pérdidas. Se realizó una serie de simulaciones, teniendo en cuenta varios perfiles de funcionamiento, intentando acercarnos lo más posible a las condiciones que encontraremos cuando estas máquinas estén en servicio. En el Caso 1, se realiza una simulación para condiciones críticas de carga y temperatura, utilizando el mayor perfil de carga del transformador y el promedio de las máximas temperaturas registradas. En el Caso 2, se estudia el caso cuando tenemos un perfil de carga y temperatura promedio, y en el Caso 3, se simula el caso para temperaturas promedio y un perfil de carga variable, es decir, cuando una de los generadores asociados funciona durante las 24 horas, y el otro generador funciona solo un periodo durante el día. Los resultados de estas simulaciones se muestran en la tabla VI:

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Tabla VI: Pérdida de Vida Acumulada Promedio. Pico de Carga Temperatura max. Caso (MVA) Devanado (°C) Caso 1 430,711 94,1 Caso 2 379,461 81,1 Caso 3 424,548 118,0

Temperatura max. Aceite (°C) 79,5 66,8 105,1 Promedio

Pérdida de Vida Acumulada Diaria (%) 0,0101 0,0023 0,0077 0,0067

Con este valor de pérdida de vida acumulada promedio, se hace una proyección de la vida útil del transformador. Primero supongamos que esta pérdida de vida es el promedio diario que tendremos cuando la máquina esté en funcionamiento, y la llevamos a la pérdida de vida anual multiplicando este valor por 365 días, entonces tendremos:

Luego realizamos una regla de tres para estimar cuando la pérdida de vida llegará al 100%: 2,445 % 100 %

1 año X

Podemos decir que el transformador tendrá una vida útil de 41 años si el aceite está en condiciones aceptables y el sistema de refrigeración funciona correctamente. Se tiene que destacar que este es un caso hipotético, puesto que no se tienen los valores reales de carga y temperatura de funcionamiento, se simula con datos de un transformador que tiene una condición de instalación diferente al que tendremos realmente, pero es útil para darnos una idea aproximada de la situación que encontraremos para los transformadores de Tocoma. Otra salvedad que debemos hacer es que el programa utiliza perfiles de carga continuas y en régimen permanente, pero los transformadores pueden ser expuestos a sobretensiones y sobrecorrientes transitorias causadas por fallas. Estas fallas pueden causar daños considerables en el aislamiento del transformador que el software no considera. Por este motivo debemos llevar un registro de fallas que afecten al transformador, para ser consideradas en la determinación de la vida útil. Se debe mencionar que estos transformadores nunca se encontraran sobrecargados, ya que están limitados por la potencia que entrega los generadores de la central, pero podemos estudiar el caso donde uno o varios intercambiadores de calor se encuentren fuera de servicio. El fabricante indica que se reduce en 14% la capacidad del transformador por cada intercambiador fuera de servicio. En la tabla VII se presenta los resultados de las simulaciones utilizando los mismos casos de la tabla VI, pero reduciendo la capacidad de refrigeración. La columna “% de Aumento de Pérdida” se refiere al aumento de pérdida de vida respecto a la pérdida esperada con todos los intercambiadores de calor en servicio. Se observa el incremento acelerado de deterioro si no tenemos todos los intercambiadores de calor funcionando. Es posible dejar en servivio a los transformadores si contamos con tres intercambiadores funcionando, pero si falla más de uno, debemos reducir drásticamente la carga que se le inyecta al transformador. También es poco probable que el transformador funcione con 3 o 4 intercambiadores fuera de servicio, ya que actuarían la protecciones térmicas de la maquina, sacándolo de servicio, este es solo un ejemplo del aumento del daño que se produce. De esta forma se simulan la mayor cantidad de casos a los que se podría someter a los transformadores cuando estén en servicio.

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Tabla VII: Pérdida de Vida para Situaciones de Refrigeración Limitadas. Pérdida de Vida % de Aumento Situación Caso Promedio Acumulada (%) de Pérdida Caso 1 0,0119 1 intercambiador Caso 2 0,0041 0,0110 64,17 fuera de servicio Caso 3 0,0172 Caso 1 0,0399 2 intercambiadores Caso 2 0,0101 0,0246 267,16 fuera de servicio Caso 3 0,0238 Caso 1 0,1687 3 intercambiadores Caso 2 0,0474 0,0990 1377,61 fuera de servicio Caso 3 0,0811 Caso 1 2,5556 4 intercambiadores Caso 2 0,8567 1,4431 21438,8 fuera de servicio Caso 3 0,9170 CONCLUSIONES

1.- Se presentó una serie completa de pruebas y ensayos que se deben realizar periódicamente con la finalidad de evaluar las condiciones de operación de los transformadores. Si se realizan todas las pruebas como se recomiendan, se tendrá una excelente base no solo para realizar trabajos de mantenimiento, sino para cualquier otro estudio que se quiera realizar a transformadores de este tipo, ya que se contará con una data completa de las condiciones y evolución de estas máquinas. 2.- Esta metodología de pruebas puede ser aplicada a cualquier transformador de potencia sumergido en aceite, aun cuando ya se encuentre en funcionamiento. La ventaja para el caso particular de los transformadores de Tocoma, es que se contará con datos desde el momento de su fabricación. 3.- Luego de estudiar detalladamente cada prueba, se elaboró una lista de ponderaciones basadas en la importancia que tiene cada una de ellas, con el fin de dar un diagnóstico bastante aproximado del estado de conservación de los principales elementos del transformador, es decir, el papel, el aceite y los devanados. 4.- Se realizó una estimación de la vida útil que tendrá estos transformadores, basados en datos de carga y temperatura de transformadores que se encuentran en servicio. El estudio realizado con el software PTLOAD 6.1 sirve como base comparativa para los resultados que se obtendrán de las pruebas a realizar cuando las máquinas ya estén en servicio. La vida útil esperada para los transformadores sometidos a estudio es de 40,89 años. BIBLIOGRAFÍA [1] IEEE Std C57.104-1991. Guide for the Interpretation of Gases Generated in Oil-Immersed Transformers. [2] Griffin, P.J. (1988). Criteria for the Interpretation of Data for Disolved Gases in Oil from Transformers. ASTM, Filadelfia, U.S.A. [3] IEEE Std 637-1985. Guide for the Reclamation of Insulating Oil and Criteria for Its Use. [4] IEC 60599:1999. Mineral Oil-Impregnated Electrical Equipment in Service – Guide to the Interpretation of Dissolved and Free Gases Analysis. [5] ABB Ltda Brasil, (2008). Manual de Mantenimiento para Transformadores y Reactores, Guarulhos, Brasil. [6] Gallo, E. (2005). Diagnóstico y Mantenimiento de Transformadores en Campo. ACIEM, Bogotá, Colombia.

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