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MANTENIMIENTO MODERNO EN TRANSFORMADORES DE POTENCIA

J. R. Artero- Ing. Empresa Transmisora de El Salvador - ETESAL, S.A. DE C.V. El Salvador – Centro América

Resumen – Dentro de los equipos de potencia más importantes en el proceso de transmisión de energía eléctrica, se encuentran los transformadores de potencia, los cuales adicionalmente es uno de los equipos que requiere de una mayor inversión en su adquisición y puesta en servicio. Durante su vida útil los transformadores se ven expuestos a diferentes fenómenos naturales tales como descargas eléctricas, corrosión ambiental, y fallas propias de la operación de un sistema de transmisión que afectan sus componentes y como consecuencia la confiabilidad y vida útil del mismo. De lo anterior se deriva la importancia de implantar un programa de mantenimiento que garantice la disponibilidad del transformador que permita obtener una alta confiabilidad y continuidad de la transmisión de energía y por ende el suministro de energía eléctrica a los usuarios finales. El presente trabajo plantea los diferentes factores que componen un plan de mantenimiento de transformador que proporcionen una trazabilidad del comportamiento de los diferentes elementos que conforman un transformador y faciliten el análisis y toma de decisiones en la frecuencia de los mantenimientos preventivos, correctivos, monitoreo o posible reemplazo del equipo.

Inicialmente se presentará una breve introducción respecto a la función del aceite dieléctrico y del papel-celulosa en los transformadores, posteriormente se plantearan los elementos que deben hacer parte de un plan de mantenimiento; continuando con la descripción de las diferentes pruebas de campo que aportan valiosa información para determinar el comportamiento y estado del transformador, descripción de los métodos utilizados para el análisis de la información obtenida y los diferentes procesos utilizados para la regeneración de las características físico químicas del aceite dieléctrico. Adicionalmente se expone un caso práctico en el cual se implementaron los métodos descritos para el análisis de una falla.

Palabras clave: Transmisión – Mantenimiento – Transformadores –Diagnostico – Pruebas de campo -

Dieléctrico 1 INTRODUCCIÓN

Los transformadores de potencia son de gran importancia para la operación de un sistema de transmisión. Este permite que la energía generada en una central, sea elevada a un nivel de voltaje para ser transmitida a grandes distancias con pocas pérdidas y finalmente se pueda disminuir su voltaje para su utilización final en los centros urbanos y zonas industriales. De ahí surge que en los últimos años el mantenimiento que se efectúa a estos equipos sea cada vez más estricto y cuidadoso. Un buen plan de mantenimiento apoyando en pruebas eléctricas y físico-químicas, un buen análisis de ingeniería, son imprescindibles para garantizar su funcionamiento, durabilidad, disponibilidad y confiabilidad. En la actualidad se realizan diversas pruebas preventivas en transformadores energizados; factor de potencia, Cromatografía de gases disueltos en aceite, resistencia de aislamiento y devanados; que actualmente son reconocidas como métodos confiables para el diagnóstico e identificación de fallas eléctricas.

XIII ERIAC DÉCIMO TERCER ENCUENTRO

REGIONAL IBEROAMERICANO DE CIGRÉ

24 al 28 de mayo de 2009

Comité de Estudio A2 - Transformadores

XIII/PI-A2 -110 Puerto Iguazú

Argentina

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El propósito de este documento es exponer los diferentes métodos utilizados para obtener la información del comportamiento de los diferentes componentes del transformador, que nos permitan determinar su funcionamiento, disponibilidad de servicio de tal forma poder tomar las decisiones en cuanto a frecuencias de mantenimiento, monitoreo de parámetros, sustitución del mismo o analizar las fallas ocurridas con el objetivo de identificar las causas raíz de las mismas e implantar las medidas correctivas para prevenir su recurrencia. Se presentará un caso real, en cual la aplicación de estos métodos fue esencial para determinar las causas de una falla, posterior reparación y puesta en servicio de un transformador. 2 FUNCIÓN DEL ACEITE EN LOS TRANSFORMADORES

El aceite tiene como principal función proveer aislamiento dieléctrico, proteger el papel, y evacuar el calor generado en el núcleo del bobinado. Además el aceite provee información acerca del funcionamiento del transformador y es una herramienta útil para determinar el estado de la aislación sólida.

El aceite debe cumplir estas funciones de la mejor forma posible durante el transcurso de los años, y para eso se debe tener en cuenta que los enemigos principales del aceite son el calor, agua, y oxigeno. Entonces, es necesario evitar que estos agentes tengan influencia directa o indirecta sobre el aceite. 3 FUNCIÓN DEL PAPEL/CELULOSA EN LOS TRANSFORMADORES

El papel dentro del transformador debe cumplir las siguientes 3 funciones principales:

• Proveer rigidez mecánica.

• Proveer rigidez dieléctrica.

• Espaciado.

La premisa que se debe tener siempre en mente es que la vida del papel es la vida del transformador, y por esta razón la preocupación central que se tiene cuando se establece una política de mantenimiento es la de mantener el papel en las mejores condiciones.

La pregunta constante que uno debe hacerse es: ¿Cuál es el estado de la aislación?. Con base al estado de la aislación sólida se puede pronosticar la vida útil que le resta al transformador.

4 DEGRADACIÓN DEL SISTEMA DE AISLAMIENTO (ACEITE-PAPEL)

El envejecimiento del sistema de aislamiento es un proceso complejo de degradación química y formación decompuestos agresivos (alcoholes, ácidos, peróxidos, acetonas, aldehídos, etc.) que forman sedimentos llamados lodos. Los lodos tienen un carácter ácido, son insolubles y su formación va acompañada de otros compuestos ácidos orgánicos disueltos en el aceite, cuya presencia es un síntoma inequívoco de envejecimiento (ver Fig. 1).

Fig. 1 Degradación del sistema de aislamiento (aceite-papel) 5 IMPORTANCIA DEL DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA DE AISLAMIENTO (PAPEL-ACEITE)

DE LOS TRANSFORMADORES

Si se tiene una degradación del sistema de aislamiento, y el transformador trabaja a bajas temperaturas, la humedad del aceite migra hacia la celulosa en el núcleo, y sus moléculas polares se orientan por el intenso

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campo eléctrico, de tal forma que a partir del 4.5% de humedad en el papel y para una temperatura de trabajo de 90ºC, el fallo del aislamiento por causa del campo eléctrico es inminente. La experiencia muestra que aproximadamente un veinte por ciento (20%) de los transformadores presenta síntomas de averías latentes que producirán una salida intempestiva de éstos del sistema. 6 PLAN DE MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES

Uno de los pasos más importantes que hay que tomar cuando se decide iniciar un plan de mantenimiento moderno en los transformadores, es establecer una frecuencia para realizar las diferentes pruebas. En el mantenimiento moderno, se contempla lo siguiente:

• Pruebas Eléctricas de Campo. • Pruebas Físico-Químicas y de Furanos. • Análisis de gases disueltos.

Con base a los resultados obtenidos, se determinan las acciones a implementar para proteger y salvaguardar el sistema de aislamiento interno de los transformadores, con el fin de prolongar su funcionabilidad.

6.1 Pruebas eléctricas de campo

Las pruebas eléctricas que hacen parte del análisis del comportamiento del transformador y de las cuales se pueden llevar una trazabilidad en el tiempo son:

• Factor de potencia y capacitancia de los devanados: Esta prueba es regida por la norma ANSI/IEEE Std. 62-1995.

• Relación de transformación: El estándar ANSI/IEEE C57.12.91 hace una descripción de la prueba y los métodos de evaluación de la misma.

• Impedancia: Se rige por ANSI/IEEE Std. 62-1995. • Resistencia de aislamiento: Se mide la resistencia de aislamiento en cada devanado, de

acuerdo al estándar ANSI/IEEE C57.12.91. • Resistencia de devanados: Los valores obtenidos deben compararse con los valores de

fábrica corregidos a la misma temperatura. Los valores medidos por fase en un transformador trifásico no deben sufrir una variación mayor del 5% entre fases. Se rige por ANSI/IEEE Std. 62-1995.

6.2 Pruebas Físico-Químicas

El análisis físico químico del aceite es uno de los aspectos más relevantes en las inspecciones de transformadores y resulta determinante a la hora de realizar el diagnóstico. Con este tipo de pruebas se procura obtener información sobre las propiedades funcionales (físicas, eléctricas y químicas) del aceite mineral aislante utilizado en equipos eléctricos y así poder determinar el estado del sistema de aislamiento del transformador. Las pruebas que se realizan para recabar la información son las siguientes:

• Tensión interfacial: Una disminución en el valor de TI indica la acumulación de contaminantes, productos de oxidación o ambos. Se basa en la Norma ASTM D971.

• Rigidez dieléctrica: Un valor bajo, indica generalmente la presencia de contaminantes tales como agua, suciedad u otras partículas conductivas en el aceite. La Norma ASTM D877 nos indica los valores aceptables.

• Contenido de humedad: Un contenido bajo de agua es necesario para obtener y mantener una rigidez dieléctrica aceptable, y pérdidas dieléctricas bajas en el sistema de aislamiento. La Norma ASTM D1533 es la que se toma como base de análisis.

• Color: Esta regido por la Norma ASTM D1524. • Factor de potencia: un alto valor de factor de potencia indica presencia de contaminación o de

productos debido al deterioro, tales como la humedad, carbón u otras materias conductivas. Esta regida por el IEEE Std 62-1995.

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• Contenido de inhibidor: El aceite dieléctrico nuevo contiene normalmente pequeñas cantidades de inhibidores naturales, estos retardan la oxidación del aceite hasta que son consumidos en su totalidad. En el momento que los inhibidores se agotan, la tasa de oxidación y el proceso de deterioro del aceite aumenta. La prueba es regida por la Norma ASTM D 2668.

• Número de neutralización: La oxidación de un aceite dieléctrico se lleva a cabo por medio de complejas reacciones en las que están involucradas el agua y el oxigeno; el número de neutralización es utilizado como una medida de la cantidad de ácidos orgánicos formados en el aceite debido a dicho proceso de oxidación. La Norma ASTM D974 nos indica los valores aceptables. Altas concentraciones de 2-furfural son una clara indicación de la degradación de la celulosa del papel aislante.

6.3 Pruebas Complementarias

6.3.1 Compuestos Furanos

Pruebas complementarias de confirmación deben realizarse para detectar cadenas de celulosas disueltas en el aceite que son producto de la pérdida del dieléctrico; estas cadenas son llamadas compuestos furánicos. La medición de estos compuestos en el aceite es utilizada como una herramienta de diagnóstico del estado del papel de los transformadores, además proporciona información suplementaria al análisis de gases disueltos (Cromatografía de Gases). El método que se emplea para analizar los compuestos Furanicos a través de la cromatografía líquida de alta viscosidad (HPLC) es el ASTM D5837 ó el IEC 61198. Con este análisis se puede reconocer los siguientes compuestos furánicos: 5-hidroximetil-2-furfural (HMF), Alcohol furfurílico (FOL), 2-furfural (FAL), 2-acetilfurano (AF) y 5-metil-2-furfural (MF).

6.3.2 Grado de Polimerización (GP)

La prueba que determina el Grado de Polimerización es utilizada para conocer la edad del aislamiento del papel de los devanados. Esta prueba proporciona la indicación más confiable de la edad del papel aislante. Así tenemos que un transformador nuevo tiene un GP de alrededor de 1,000; mientras que un transformador que presenta un GP de 150 a 200 es más susceptible a daños mecánicos durante movimientos físicos que pueden causar roturas en el papel.

6.3.3 Análisis de gases disueltos

Cuando el transformador presenta problemas o fallas incipientes (conexiones flojas, descargas parciales, arcos, etc.) que no pueden ser detectadas por las pruebas eléctricas de campo, el análisis de gases disueltos en el aceite (Cromatografía de gases) es una herramienta que proporciona información valiosa acerca del tipo de falla presente.

Los gases comúnmente detectados durante una condición de falla son: Hidrógeno (H2), Metano (CH4), Acetileno (C2H2), Etileno (C2H4) y Etano (C2H6).

Cuando la celulosa se ve involucrada, se produce Monóxido de carbono (CO) y Dióxido de carbono (CO2).

La tabla 1, describe la relación de la presencia de gases y las posibles fallas.

TABLA I: CATEGORIAS DE GASES CLAVES Y POSIBLES FALLAS

Gases claves Posible falla

Metano, Etano, Etileno y pequeñas cantidades de Acetileno

Condiciones térmicas que involucran al aceite

Hidrógeno, Metano y pequeñas cantidades de Acetileno y Etano

Descargas parciales

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Hidrógeno, Acetileno y Etileno Arqueo

Monóxido de Carbono y Dióxido de Carbono Condición térmica que involucra al papel

6.4 METODOS DE DIAGNÓSTICO A TRAVES DE LOS GASES MEDIDOS

Una vez obtenidas las concentraciones de cada gas a través de la cromatografía, se pueden utilizar varias técnicas para diagnosticar la condición del transformador, entre las cuales se pueden mencionar: la gráfica de Dörnenburg, el triángulo de Duval, el método nomográfico, patrones de diagnóstico a través del análisis de gases disueltos (AGD) y relaciones entre gases de R. R. Rogers.

6.4.1 Método de ROGERS

Las relaciones entre gases utilizadas por el método de Rogers para efectuar el análisis son: • Acetileno / Etileno (C2H2/C2H4) • Metano / Hidrógeno (CH4/H2) • Etileno / Etano (C2H4/C2H6) • Dióxido de carbono / Monóxido de carbono (CO2/CO)

La tabla 2, nos muestra las fallas típicas de acuerdo al resultado de la relación entre los gases encontrados.

TABLA II: METODO DE ROGER, ANÁLISIS DE RELACIÓN ENTRE GASES

Caso Falla Característica C2H2/C2H4 Acetileno /

Etileno

CH4/H2 Metano /

Hidrógeno

C2H4/C2H6 Etileno /

Etano

Ejemplos típicos

0 No hay falla 0 0 0 Envejecimiento normal. 1 Descargas parciales

de baja energía 0 1 0 Descargas en cavidades

rellenas de gas resultado de una impregnación incompleta o alta

humedad. 2 Descargas parciales

de alta energía 1 1 0 Descargas en cavidades

rellenas de gas resultado de una impregnación incompleta o alta

humedad, pero presentando degradación o perforación de

aislamiento sólido. 3 Descargas de baja

energía 1 a 2 0 1 a 2 Arqueos continuos en el aceite

debido a malas conexiones de diferente potencial o a un

potencial flotado. Ruptura de aceite entre materiales sólidos.

6.4.2 Método del total de gases combustibles disueltos

El Standard IEEE C57.104-1991 clasifica en cuatro niveles de condición a los transformadores de acuerdo al Total de Gases Combustibles Disueltos (TDGC): La tabla 3, describe los rangos en que las relaciones de gases pueden indicar que existan fallas en el transformador, se encuentre dentro de los parámetros aceptables o sea necesario programar un monitoreo más frecuente del transformador; la relación entre los gases se mide en partes por millón (ppm). En la tabla 3, se observa que el CO2 no esta incluido en el valor total debido que no es un gas combustible. Para efectuar el análisis se debe tener en cuenta los siguientes condiciones:

• Condición 1: Si el TDGC< 720 ppm. Indica que el transformador está operando satisfactoriamente. • Condición 2: 721< TDGC < 1,920 ppm. Indica un nivel de gases más alto que lo normal. Cualquier

gas combustible individual que exceda los niveles especificados en la tabla anterior, debe tener una investigación adicional.

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• Condición 3: 1,921< TDGC < 4,630 ppm. Indica un alto nivel de descomposición de la celulosa y/o aceite. Cualquier gas combustible individual que exceda los niveles especificados en la tabla anterior, debe tener una investigación adicional. Una falla (o fallas) esta probablemente presente.

• Condición 4: TDGC> 4,630 ppm. Indica una excesiva descomposición de celulosa y/o aceite. La operación continua del transformador puede resultar en una falla del mismo.

TABLA III: METODO DEL TOTAL DE GASES COMBUSTIBLES DISUELTOS

CONDICION H2 Hidrogeno

(ppm)

CH4 Metano (ppm)

C2H2 Acetileno

(ppm)

C2H4 Etileno (ppm)

C2H6 Etano (ppm)

CO Monox-Carbono

(ppm)

CO2 Dioxido Carbono

(ppm)

Tdgc (ppm)

1 100 120 35 50 65 350 2,500 720 2 101 – 700 121 –

400 36 – 50 51 –

100 66 – 100 351 – 570 2,500 – 4,000 721 – 1,920

3 701 – 1,800

401 –1,000

51 – 80 101 – 200

101 – 150 571 – 1,400 4,001 – 10,000

1,921 – 4,630

4 >1,800 >1,000 >80 >200 >150 >1,400 10,000 >4,630 7 PROCESOS DE RESTAURACIÓN DE LOS ACEITES DIELÉCTRICOS

Cuando las pruebas físico químicas, cromatografías o de Furanos indican que el aceite se encuentra fuera de sus especificaciones o no cumple con uno de los parámetros medidos, es necesario efectuar un tratamiento al aceite para extender la vida del transformador. Dependiendo del tratamiento que se necesite, los procesos al aceite dieléctrico pueden ser de dos tipos: Proceso de Regeneración y Proceso de Rea-condicionamiento.

7.1.1 Proceso de Regeneración

El objetivo de este tratamiento es el de restaurar las propiedades Físico, Químicas y Eléctricas del aceite dieléctrico, eliminando o reduciendo las sustancias coloidales en suspensión productos de oxidación, los compuestos polares y las trazas de ácidos orgánicos.

Las técnicas que se emplean en el tratamiento de Regeneración son:

• Absorción por contacto de productos de oxidación a través de tierras absorbentes ( tierras Füller) o filtros de carbón activado.

• Micro-filtración, para eliminar partículas sólidas.

• Deshidratación bajo vacío y aplicando temperatura.

• Desgasificación bajo vacío.

7.1.2 Proceso de Rea-condicionamiento

El proceso de reacondicionamiento tiene como objeto restaurar las propiedades Físico-Químicas y Eléctricas del aceite dieléctrico, de modo que su comportamiento en el interior del transformador sea el normalizado para su buen funcionamiento.

Las técnicas físicas que se emplean en este tratamiento de Reacondicionamiento son:

• Micro-filtración, para eliminar partículas sólidas.

• Deshidratación bajo vacío y aplicando temperatura.

• Desgasificación bajo vacío.

8 CASO PRÁCTICO

Transformador de potencia marca COEMSA ANSALDO de 75 MVA, de Subestación de Santo Tomás. En su historial de análisis al aceite, todo se encontraba normal (ver Fig. 2).

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El día 4 de febrero de 2004 se produce operación de protección diferencial, relevador Bucholtz y relevador patrón del transformador de potencia. Ante los hechos ocurridos, se ejecutaron pruebas eléctricas de campo y análisis de gases disueltos en el aceite, para investigar la causa del disparo del transformador. Los resultados de la prueba de resistencia de devanados en baja tensión mostraron valores anormales, ya que la resistencia ohmica obtenida en X2-X3 fue mucho mayor que el valor obtenido de X1-X2 y de X3-X1; lo cual hace suponer la existencia de un punto de apertura en la bobina X2-X3.

Fig. 2 Resultado pruebas de campo realizadas al Transformador de potencia marca COEMSA

ANSALDO de 75 MVA, año 2001 a 2003

La prueba de relación de transformación H0-H1/X1-X2 y H0-H3/X3-X1, dierón como resultado valores que superaban el valor permisible de 0.5% establecido por la norma IEEE Std. C57.10.00-1993. Los resultados de la prueba de impedancia monofásica fueron los siguientes: H0-H1/ X1-X2= 6.24%, H0-H3/ X3-X1= 6.26% y H0-H2/ X2-X3= N/A ( Resultado fuera del rango del equipo de prueba). Esto confirma que el problema se encuentra en el devanado X2-X3 del lado de baja tensión. Teniendo en cuenta que el valor de impedancia indicado en placa del transformador es de 6.28%. Se realizó prueba de cromatografía de gases, detectándose alta generación de gases combustibles; el valor total de gases combustibles fue de 4,257 ppm. Al efectuar el análisis de gases disueltos se observo la presencia de altas concentraciones de Hidrógeno y Acetileno, dando evidencia de que en el equipo se presento un Arco de Alta Energía, el cual generó gran cantidad de partículas de carbón. Con los resultados obtenidos se tomó la decisión de efectuar una inspección interna al transformador, determinándose que la falla se localizaba en el conmutador de voltaje sin carga 46-23 kV, en el lado de baja tensión (ver Fig. 2).

Fig. 2 Falla localizada en el conmutador de voltaje sin carga 46-23 kV, en el lado de baja tensión.

Una vez verificado el elemento fallado se realizaron diferentes actividades para efectuar su reparación:

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• Remoción de tapadera principal e izaje de núcleo. • Limpieza superficial en el núcleo (aspirado) y lavado con aceite caliente, para remover partículas

metálicas y carbón. • Sustitución de conmutador fallado por uno nuevo • Reingreso de la parte activa al tanque del transformador. • Colocación de tapadera principal. • Recirculado de aceite a una temperatura de 85°C, para remover la humedad de los devanados.

Luego del proceso de secado por 72 horas con aceite caliente, se realizó el ensayo de medición de punto de rocío, obteniéndose un valor de 0.9%. El valor máximo especificado para este transformador es de 1.5%, por lo que el valor medido es aceptable. Al finalizar el armado del transformador, se procedió a realizar alto vacío por 48 horas al transformador, para luego llenarlo completamente con aceite; al finalizar este proceso y previó a su puesta en servicio, se realizaron pruebas de relación de transformación, factor de potencia, resistencia de aislamiento, resistencia ohmíca a los devanados, obteniéndose resultados satisfactorios y dentro de los parámetros normales establecidos en las normas. Adicionalmente, se efectuaron pruebas de descargas parciales para garantizar la inexistencia de partículas metálicas en los devanados, las cuales dieron resultados satisfactorios. El día 22 de septiembre de 2004, a las 11:20 horas fue energizado en vacío el Transformador de potencia con resultados positivos, A las 12:18 horas, tomó carga quedando nuevamente en operación normal, a la fecha el transformador se ha comportado dentro de los parámetros normales de operación. 9 CONCLUSIONES

El análisis fisicoquímico efectuado a los aceites dieléctricos nos brindan información respecto al comportamiento de sus características químicas, mecánicas y eléctricas en el tiempo; estos datos nos permiten conocer la calidad del aceite, establecer en que estado se encuentra el transformador, estimar las posibles fallas que se están presentando al interior de este y contar con un diagnostico preciso que facilite la toma de decisiones en cuanto a establecer la frecuencia de los mantenimientos predictivos y preventivos o dado el caso realizar un mantenimiento correctivo que prevenga la falla del equipo.

La cromatografía, nos brinda información a corto plazo de los cambios inmediatos en las condiciones operativas del transformador, a través de los métodos de análisis de Rogers y Dörnenburg. Esto permite determinar con antelación condiciones de falla que podrían afectar en la operatividad del transformador.

En el mantenimiento de transformadores de potencia es importante utilizar los datos del análisis de aceites, y pruebas eléctricas en conjunto, ya que al contar con estos datos y verificar sus tendencias en el tiempo permitirán a los responsables del mantenimiento conocer el estado funcional del mismo, y poder tomar las decisiones necesarias para prevenir la ocurrencia de fallas inesperadas, que pueden llevar incluso a la perdida total del equipos, afectaciones de la economía de la empresa; calidad, confiabilidad en el servicio de suministro eléctrico.

La importancia de estos métodos de verificación de los parámetros de un transformador permitió como se describe en el caso práctico determinar la causa de la falla del mismo, la toma de decisiones para realizar una inspección interna, posterior puesta en servicio para brindar la confiabilidad y disponibilidad de entrega de energía.

10 REFERENCIAS

M. Horning, J. Kelly, S. Myers “Guía para el mantenimiento del transformador”, tercera edición, Transformer Maintenance Institute – TMI, 2005. “Manual de transformadores y reactores de potencias”, tomo II, Instituto Investigaciones Eléctricas, Comisión Federal de Electricidad, México, diciembre 2007. Apuntes de normas y/o Experiencias acumuladas del Departamento de Mantenimiento de ETESAL.