IEC-60599{ed2.0}

NORMA INTERNACIONAL

CEI IEC 60599 Segunda edición 1999-03

Versión oficial en español

Equipos servicio

eléctricos

impregnados

en

aceite

en

Guía para la interpretación de los análisis de gases disueltos y libres

Mineral oil-impregnated electrical equipment in service Guide to the interpretation of dissolved and free gases analysis

Matériels électriques imprégnés d'huile minérale en service Guide pour l'interprétation de l'analyse des gaz dissous et des gaz libres.

 CEI 1999  AENOR 2000

Reservados todos los derechos de reproducción

Ninguna parte de esta publicación se puede reproducir ni utilizar de cualquier forma o por cualquier medio, ya sea electrónico o mecánico, incluyendo fotocopia o microfilm, sin el permiso por escrito de los editores. Secretaría Central de la Comisión Electrotécnica Internacional, 3 rue de Varembé. GINEBRA, Suiza Sede Central de AENOR, C Génova, 6. 28004 MADRID, España

CÓDIGO DE PRECIO

R

Para información sobre el precio de esta norma, véase catálogo en vigor.

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S


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ÍNDICE

ANTECEDENTES............................................................................................................................

4

INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................

5

1

OBJETO Y CAMPO DE APLICACIÓN ............................................................................

6

2

NORMAS PARA CONSULTA ............................................................................................

6

3

DEFINICIONES Y ABREVIATURAS ...............................................................................

6

4

MECANISMOS DE FORMACIÓN DE LOS GASES.......................................................

8

5

IDENTIFICACIÓN DE FALLOS .......................................................................................

10

6

CONDICIONES PARA CALCULAR LAS RELACIONES .............................................

13

7

APLICACIÓN A GASES LIBRES EN RELÉS DE GASES .............................................

14

8

NIVELES DE CONCENTRACIONES DE GASES EN SERVICIO................................

16

9

MÉTODO RECOMENDADO PARA LA INTERPRETACIÓN DEL AGD (figura 1)..

18

10

INFORME DE RESULTADOS ...........................................................................................

18

ANEXO A (Informativo) NOTAS DE APLICACIONES A LOS EQUIPOS ............................

21

ANEXO B (Informativo) REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE LAS RELACIONES DE GASES............................................................................................

30

ANEXO C (Informativo) BIBLIOGRAFÍA .................................................................................

33

Figura 1 – Diagrama de flujos .........................................................................................................

20

Figura B.1 – Representación gráfica 1 de las relaciones de gases.................................................

30

Figura B.2 – Representación gráfica 2 de las relaciones de gases.................................................

31

Figura B.3 – Representación gráfica 3 de las relaciones de gases – Triángulo de Duval............

32


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COMISIÓN ELECTROTÉCNICA INTERNACIONAL

Equipos eléctricos impregnados en aceite en servicio Guía para la interpretación de los análisis de gases disueltos y libres ANTECEDENTES 1) CEI (Comisión Electrotécnica Internacional) es una organización mundial para la normalización, que comprende todos los comités electrotécnicos nacionales (Comités Nacionales de CEI). El objetivo de CEI es promover la cooperación internacional sobre todas las cuestiones relativas a la normalización en los campos eléctrico y electrónico. Para este fin y también para otras actividades, CEI publica Normas Internacionales. Su elaboración se confía a los comités técnicos; cualquier Comité Nacional de CEI que esté interesado en el tema objeto de la norma puede participar en su elaboración. Organizaciones internacionales gubernamentales y no gubernamentales relacionadas con CEI también participan en la elaboración. CEI colabora estrechamente con la Organización Internacional de Normalización (ISO), de acuerdo con las condiciones determinadas por acuerdo entre ambas. 2) Las decisiones formales o acuerdos de CEI sobre materias técnicas, expresan en la medida de lo posible, un consenso internacional de opinión sobre los temas relativos a cada comité técnico en los que existe representación de todos los Comités Nacionales interesados. 3) Los documentos producidos tienen la forma de recomendaciones para uso internacional y se publican en forma de normas, informes técnicos o guías y se aceptan en este sentido por los Comités Nacionales. 4) Con el fin de promover la unificación internacional, los Comités Nacionales de CEI se comprometen a aplicar de forma transparente las Normas Internacionales de CEI, en la medida de lo posible en sus normas nacionales y regionales. Cualquier divergencia entre la Norma CEI y la correspondiente norma nacional o regional debe indicarse de forma clara en ésta última. 5) CEI no establece ningún procedimiento de marcado para indicar su aprobación y no se le puede hacer responsable de cualquier equipo declarado conforme con una de sus normas. 6) Se debe prestar atención a la posibilidad de que algunos de los elementos de esta Norma Internacional puedan ser objeto de derechos de patente. No se podrá hacer responsable a CEI de identificar alguno o todos esos derechos de patente.

La Norma Internacional CEI 60599 ha sido establecida por el comité técnico 10: Fluidos para aplicaciones electrotécnicas, de CEI. Esta segunda edición anula y sustituye a la primera edición publicada en 1978. Esta segunda edición constituye una revisión técnica. El texto de esta norma se basa en los documentos siguientes:

FDIS

Informe de voto

10/450/FDIS

10/460/RVD

El informe de voto indicado en la tabla anterior ofrece toda la información sobre la votación para la aprobación de esta norma. Los anexos A, B y C se dan solo para información.


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INTRODUCCIÓN

El análisis de los gases disueltos y libres (AGD) en el aceite es una de las herramientas de diagnóstico más ampliamente utilizadas para detectar y evaluar fallos en equipos eléctricos. Sin embargo, la interpretación de los resultados del AGD es, a menudo, compleja y debe hacerse con cuidado por personal experimentado en mantenimiento de aislamiento. Esta guía proporciona información para facilitar esa interpretación. La primera edición, publicada en 1978, ha servido bien a la industria, pero tenía limitaciones como la ausencia de diagnóstico en algunos casos, la ausencia de niveles de concentraciones y el hecho de que estaba basada principalmente en la experiencia obtenida en el campo de los transformadores de potencia. Esta segunda edición pretende solucionar esas limitaciones. Los esquemas de interpretación están basados en observaciones realizadas durante la inspección de un gran número de equipos en servicio rellenos de aceite defectuosos y los niveles de concentraciones se han deducido de los análisis efectuados en todo el mundo.


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Equipos eléctricos impregnados en aceite en servicio Guía para la interpretación de los análisis de gases disueltos y libres

1 OBJETO Y CAMPO DE APLICACIÓN Esta norma internacional es una guía que describe como se pueden interpretar las concentraciones de gases disueltos o gases libres para diagnosticar el estado de equipos eléctricos rellenos de aceite en servicio y sugerir futuras acciones. Esta guía es de aplicación a equipos eléctricos llenos de aceite mineral aislante y con un aislamiento sólido constituido por papel o cartón celulósicos. La información acerca de los tipos específicos de equipos como transformadores (de potencia, de medida, industriales, de locomotora, de distribución), reactancias, bornas, interruptores y cables llenos de aceite, se proporciona sólo a título indicativo en las notas de aplicación (véase el anexo A). Esta guía sólo puede utilizarse con precaución con otros sistemas de aislamiento líquido/sólido. En cualquier caso, las indicaciones proporcionadas deben ser vistas sólo como guía y cualquier acción derivada de ellas debe realizarse sólo con el adecuado juicio técnico.

2 NORMAS PARA CONSULTA Las normas que a continuación se relacionan contienen disposiciones válidas para esta norma internacional. En el momento de la publicación las ediciones indicadas estaban en vigor. Toda norma está sujeta a revisión por lo que las partes que basen sus acuerdos en esta norma internacional deben estudiar la posibilidad de aplicar la edición más reciente de las normas indicadas a continuación. Los miembros de CEI y de ISO poseen el registro de las normas internacionales en vigor en cada momento. CEI 60050(191):1990 − Vocabulario Electrotécnico Internacional (VEI) – Capítulo 191: Confiabilidad (seguridad de funcionamiento) y calidad del servicio. CEI 60050(212):1990 − Vocabulario Electrotécnico Internacional (VEI) – Capítulo 212: Aislantes sólidos, líquidos y gaseosos. CEI 60050(604):1987 − Vocabulario Electrotécnico Internacional (VEI) – Capítulo 604: Producción, transporte y distribución de la energía eléctrica. Explotación. CEI 60567:1992 − Guía para la toma de muestras de gases y aceite en equipos eléctricos rellenos de aceite y para el análisis de los gases libres y disueltos. CEI 61198:1983 − Aceites minerales aislantes. Métodos para la determinación de 2-furfural y compuestos relacionados.

3 DEFINICIONES Y ABREVIATURAS 3.1 Definiciones Para los propósitos de esta norma, se utilizan las siguientes definiciones, algunas de ellas basadas en CEI 60050(191), CEI 60050(212) y CEI 60050(604): 3.1.1 defecto: Suceso imprevisto o defecto en un dispositivo que puede dar lugar a uno o más fallos del dispositivo en sí mismo o de otros equipos eléctricos asociados [VEI 604-02-01]. NOTA − En equipos eléctricos, un defecto puede o no provocar un daño al aislamiento y fallo del equipo.

3.1.2 defecto sin daño: Defecto que no requiere acciones de reparación o sustitución del punto del defecto [VEI 604-02-09]. NOTA − Ejemplos típicos son arcos autoextinguibles en interruptores o calentamientos generalizados sin carbonización del papel.


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3.1.3 defecto con daño: Defecto que requiere acciones de reparación o sustitución del punto del defecto [VEI 604-02-08, modificado]. 3.1.4 incidente: Suceso relacionado con un fallo interno que, temporal o permanentemente, perturba la operación normal de un equipo [VEI 604-02-03, modificado]. NOTA − Ejemplos típicos son alarmas de gases, desconexión del equipo o fugas en el equipo.

3.1.5 avería: El final de la capacidad de un dispositivo para realizar la función requerida [VEI 191-04-01]. NOTA − En equipos eléctricos, la avería será el resultado de un defecto con daño o de un incidente que implique indisponibilidad, reparación o sustitución del equipo, como son una perforación interna, la rotura de la cuba, un incendio o una explosión.

3.1.6 defecto eléctrico: Descarga parcial o disruptiva a través del aislamiento 3.1.7 descarga parcial: Descarga que sólo puentea parcialmente el aislamiento entre conductores. Puede tener lugar dentro del aislamiento o ser adyacente al conductor [VEI 212-01-34, modificado] NOTA 1 – El efecto corona es una forma de descarga parcial que tiene lugar en un medio gaseoso alrededor de conductores alejado s de aislamientos sólidos o líquidos. No debe utilizarse este término de forma general para todos los tipos de descargas parciales. NOTA 2 – La cera X es un material sólido que se forma a partir de aceite mineral aislante como resultado de descargas eléctricas y que consiste en fragmentos polimerizados de las moléculas del líquido original [VEI 212-07-24, modificado]. En condiciones similares, otros líquidos pueden formar productos parecidos. NOTA 3 – A veces se describen como descargas parciales pequeños arcos de baja energía, por ejemplo como consecuencia de metales o de potenciales flotantes, pero éstos deben considerarse descargas de baja energía.

3.1.8 descarga (disruptiva): Formación de un arco como consecuencia de la perforación del aislamiento [VEI 604-03-38, modificado]. NOTA 1 – A menudo se describen las descargas como arcos, perforaciones o cortocircuitos. También se utilizan los siguientes tér minos más específicos: −

cebado (descarga a través del aceite);

−

perforación (descarga a través del aislamiento sólido);

−

contorneamiento (descarga en la superficie del aislamiento sólido);

−

formación de caminos conductores (degradación progresiva de la superficie del aislamiento sólido debido a descargas locales par a formar caminos conductores o parcialmente conductores);

−

descargas por chispas eléctricas que, según las convenciones de la física, son rupturas dieléctricas locales de alta densidad de ionización o pequeños arcos.

NOTA 2 – Dependiendo de la cantidad de energía acumulada en la descarga, ésta se describirá como descarga de baja o alta energía, en función de la extensión del daño observado en el equipo (véase 5.2).

3.1.9 defecto térmico: Temperatura excesiva alcanzada por el aislamiento NOTA − Casos típicos son: −

refrigeración insuficiente;

−

corrientes circulatorias excesivas en partes metálicas adyacentes (como resultado de malos contactos, corrientes de Foucault, pérdidas inducidas o flujo disperso);

−

corrientes circulatorias excesivas a través del aislamiento (como resultado de altas pérdidas dieléctricas), que conducen a fenómenos de embalamiento térmico;

−

sobrecalentamiento del devanado interno o de una salida a borna.


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3.1.10 valores típicos de concentraciones de gases: Concentraciones de gases que se encuentran normalmente en equipos que no presentan síntomas de fallo, y que están superadas sólo por un porcentaje arbitrario de contenidos de gases superiores, por ejemplo 10% (véase 8.2.1). NOTA 1 − Los valores típicos son diferentes para los diferentes tipos de equipos y para distintas redes eléctricas, dependiendo de las prácticas de su operación (niveles de carga, clima, etc.). NOTA 2 – En muchos países y por muchos usuarios, los valores típicos se denominan “valores normales”, pero aquí no se utiliza este término para evitar posibles malas interpretaciones.

3.2 Abreviaturas 3.2.1 Nombres y símbolos químicos Nombre

3.2.2

Símbolo

Nitrógeno

N2

Oxígeno

O2

Hidrógeno

H2

Monóxido de carbono

CO

Dióxido de carbono

CO2

Metano

CH4

Etano

C2H6

Etileno

C2H4

Acetileno

C2H2

Abreviaturas generales

AGD: Análisis de gases disueltos CIGRE: Conferencia Internacional de Grandes Redes Eléctricas S: Límite de detección analítico

4 MECANISMOS DE FORMACIÓN DE LOS GASES 4.1 Descomposición del aceite Los aceites minerales aislantes están constituidos por una mezcla de diferentes moléculas de hidrocarburos que contienen grupos químicos CH3, CH2 y CH unidos por enlaces carbono-carbono. Como resultado de defectos eléctricos y térmicos pueden romperse alguno de estos enlaces C-C y C-H, con formación de fragmentos pequeños inestables, en forma de radicales o iones, como son H•, CH3•, CH2•, CH• o C• (entre muchas otras formas más complejas), que se recombinan rápidamente, mediante reacciones complejas, para dar moléculas gaseosas como son hidrógeno (H-H), metano (CH3-H), etano (CH3-CH3), etileno (CH2=CH2) o acetileno (CH≡CH).Otros productos posibles de la recombinación de los radicales son hidrocarburos C3 y C4, partículas sólidas de carbono y polímeros a base de hidrocarburos (cera X). Los gases formados se disuelven en el aceite o, si se producen rápidamente en grandes cantidades, se acumulan como gases libres, pudiendo ser analizados por AGD según se describe en CEI 60567. Los defectos de baja energía, como son las descargas parciales de tipo plasma frío (descargas tipo corona), favorecen la escisión de enlaces C-H, que son los más débiles (338 kJ/mol), mediante reacciones de ionización, por lo que el hidrógeno es el principal gas de recombinación. Se necesita más energía o temperatura para la rotura de los enlaces C-C y su recombinación en gases con enlaces C-C sencillos (607 kJ/mol), dobles enlaces C=C (720 kJ/mol) o triples enlaces C≡C (960 kJ/mol), siguiendo procesos que tienen ciertas similitudes con los observados en la industria de fraccionamiento de petróleo.


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Así, se favorece la formación de etileno sobre metano y etano a temperaturas de, aproximadamente, 500 ºC (aunque esté presente en pequeñas cantidades a temperaturas inferiores). El acetileno requiere temperaturas de, al menos, 800 ºC a 1 200 ºC y un enfriamiento muy rápido para acumularse como gas estable de recombinación. Por tanto, el acetileno se forma en cantidades significativas principalmente en arcos, donde el canal conductivo ionizado se encuentra a varios miles de grados centígrados, la interfaz con el aceite líquido que le rodea está necesariamente a menos de 400 ºC (por encima de esta temperatura el aceite se vaporiza completamente), y hay una capa de vapores de aceite y gases de descomposición entre medias. El acetileno también se puede formar a temperaturas inferiores (< 800 ºC), pero en cantidades muy inferiores. Las partículas de carbono se forman a temperaturas de 500 ºC a 800 ºC y se observan después de arcos en el aceite o alrededor de puntos muy calientes. El aceite se puede oxidar con formación de pequeñas cantidades de CO y CO2, que pueden acumularse durante largos periodos de tiempo hasta alcanzar concentraciones importantes. 4.2 Descomposición del aislamiento celulósico Las cadenas de polímero del aislamiento sólido celulósico (papel, cartón, bloques de madera) contienen un gran número de anillos de anhidroglucosa que tiene débiles enlaces C-O y enlaces glicosídicos que son menos estables que los enlaces de los hidrocarburos del aceite, y que descomponen a temperaturas inferiores. A temperaturas superiores a 105 ºC tiene lugar, con velocidad significativa, la escisión de la cadena del polímero, y por encima de 300 ºC se produce su completa descomposición y carbonización. Durante este proceso se forman principalmente agua, monóxido de carbono y dióxido de carbono, en mucho mayores cantidades que durante la oxidación del aceite, así como cantidades menores de hidrocarburos gaseosos y compuestos furánicos. Estos últimos se pueden analizar según la CEI 61198 y se utilizan para complementar la interpretación del AGD y confirmar si el aislamiento celulósico está involucrado en un defecto. La formación de CO y CO2 se incrementa no sólo con la temperatura, sino también con el contenido en oxígeno en el aceite y el contenido en humedad del papel. 4.3 Otras fuentes de gases Algunos gases también pueden formarse, no como consecuencia de un defecto, sino por oxidación u otras reacciones químicas en las que están involucrados acero, superficies no protegidas o pinturas de protección. Puede formarse hidrógeno por reacción del acero con agua en la medida en que haya oxígeno disuelto en el aceite de las proximidades. Así, se han encontrado grandes cantidades de hidrógeno en algunos transformadores que nunca se habían energizado. También se puede formar hidrógeno por reacción de agua libre con recubrimientos especiales de superficies metálicas, o por reacción catalítica de algunos tipos de aceros inoxidables con aceite, en particular aceite a temperaturas elevadas con oxígeno disuelto. También se puede originar hidrógeno a partir de aceros inoxidables nuevos, absorbido durante su proceso de fabricación, o producido por soldadura, y liberado lentamente en el aceite. También se puede producir hidrógeno por descomposición de la fina capa de aceite existente entre los laminados del núcleo sobrecalentados a temperaturas de 140 ºC y superiores (véase [1]* del anexo C). También pueden producirse gases por exposición del aceite a la luz solar o durante la reparación de la máquina. Las pinturas internas de los transformadores, como resinas alquídicas o poliuretanos modificados que contienen ácidos grasos en su formulación, también pueden formar gases. Estas situaciones, sin embargo, son muy inusuales y pueden detectarse realizando análisis de AGD en equipos que nunca se han energizado o mediante ensayos de compatibilidad de materiales. La presencia de hidrógeno con total ausencia de otros hidrocarburos gaseosos, por ejemplo, puede ser una indicación de este problema. NOTA − El caso de los gases formados durante defectos anteriores y que permanecen en el transformador se trata en 5.3.

* Los números entre corchetes se refieren a la bibliografía del anexo C.


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5 IDENTIFICACIÓN DE DEFECTOS Toda formación de gases en servicio, por mínima que sea, es el resultado de una solicitación de alguna clase, incluso si es muy suave, como la temperatura normal de envejecimiento. Sin embargo, mientras la formación de gases esté por debajo de los valores típicos, no debe considerarse como una indicación de un “defecto”, sino como una “formación típica de gases” (véase la figura 1). 5.1 Composiciones de gases disueltos Aunque esté favorecida la formación de algunos gases, dependiendo de la temperatura alcanzada o de la energía contenida en el defecto (véase 4.1), en la práctica casi siempre se obtienen mezclas de gases. Una razón es termodinámica: aunque su formación no esté favorecida, también se forman gases secundarios, aunque en menores cantidades. Los modelos termodinámicos existentes, derivados de la industria del petróleo, no pueden predecir con precisión la composición de los gases formados, debido a que están basados en condiciones ideales de equilibrio gas/temperatura que no existen en los defectos. En la práctica se producen grandes gradientes de temperatura, por ejemplo como consecuencia del flujo del aceite o de su vaporización en superficies calientes. Esto es particularmente cierto en el caso de arcos de potencia que transfieren gran cantidad de calor a la capa de vapor de aceite/gases de descomposición entre el arco y el aceite, lo que probablemente explica el incremento observado en la formación de etileno además de acetileno. Además, los modelos termodinámicos actuales no se aplican al papel, que se carboniza de manera irreversible por encima de 300 ºC. 5.2 Tipos de defectos La inspección interna de cientos de equipos defectuosos ha conducido a las siguientes grandes clases de defectos detectables visualmente: − descargas parciales (DP) del tipo plasma frío (corona), que pueden producir la deposición de cera X sobre el papel aislante, o del tipo de chispas eléctricas que provocan pequeñas perforaciones carbonizadas en el papel, en forma de cabeza de alfiler, que, sin embargo, no son fáciles de encontrar; − descargas de baja energía (D1), en el aceite o en el papel, evidenciadas por grandes perforaciones carbonizadas en el papel, carbonización de la superficie del papel (caminos conductores) o partículas de carbón en el aceite (como durante el funcionamiento del conmutador del cambiador de tomas en carga); − descargas de alta energía (D2), en el aceite o en el papel, con arcos de potencia, evidenciados por la destrucción extensiva y la carbonización del papel, fusión de metales en los extremos de la descarga, extensiva carbonización del aceite y, en algunos casos, desconexión del equipo, lo que confirma la gran intensidad de corriente de la descarga; − defectos térmicos, en el aceite o en el papel, inferiores a 300 ºC si el papel se torna marrón (T1) y superiores a 300 ºC si se carboniza (T2); − defectos térmicos de temperaturas superiores a 700 ºC (T3) si existen evidencias de carbonización del aceite, coloración de metales (800 ºC) o fusión de metales (>1 000 ºC). Tabla 1 Abreviaturas DP

Descargas parciales

D1

Descargas de baja energía

D2

Descargas de alta energía

T1

Defecto térmico, t < 300 ºC

T2

Defecto térmico, 300 ºC < t < 700 ºC

T3

Defecto térmico, t > 700 ºC


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5.3 Relaciones básicas de gases Cada una de las seis amplias clases de defectos conduce a una forma característica de composición de hidrocarburos gaseosos, que puede ser traducida a una tabla de interpretación de AGD, como es la recomendada en la tabla 2, y que está basada en el uso de tres relaciones básicas de gases: C2 H 2 C2H4

CH 4 H2

C2H4 C2 H 6

La tabla 2 es de aplicación a todos los tipos de equipos, con pequeñas diferencias en los límites de las relaciones de gases para cada tipo específico de equipo. Tabla 2 Tabla de interpretación del AGD C2 H 2 C2H4 NS1)

CH 4 H2 <0,1

C2H4 C2 H 6 <0,2


>1

0,1 – 0,5

>1

D2


0,6 – 2,5

0,1 – 1

>2

T1

Defecto térmico t < 300 ºC

NS1)

>1 pero NS1)

<1

T2

Defecto térmico 300 ºC < t < 700 ºC

<0,1

>1

1–4

T3

Defecto térmico T > 700 ºC

<0,22)

>1

>4

Caso

Defecto característico

DP

Descargas parciales (véanse las notas 3 y 4)

D1

NOTA 1 – En algunos países se utiliza la relación C2H2/C2H6 en vez de la relación CH4/H2. También, en algunos países se utilizan límites ligeramente diferentes para esta relación. NOTA 2 – Las relaciones anteriores son significativas y deben calcularse sólo si al menos uno de los gases supera los valores típicos de concentración y velocidad de incremento de dicha concentración (véase el capítulo 9). NOTA 3 – CH4/H2 <0,2 para descargas parciales en transformadores de medida. CH4/H2 <0,07 para descargas parciales en bornas. NOTA 4 – Formas de descomposición de gases similares a las de las descargas parciales se han encontrado como resultado de la descomposición de delgadas películas de aceite entre los laminados del núcleo sobrecalentados a temperaturas de 140 ºC (véase 4.3 y [1] del anexo C). 1)

NS = No significativo cualquiera que sea el valor.

2)

Un valor en aumento de la concentración de C2H2 puede indicar que la temperatura del punto caliente es superior a 1 000 ºC.

En las tablas A.1, A.5, A.7 y A.11 pueden encontrarse ejemplos típicos de defectos en diversos tipos de equipos (transformadores de potencia, de medida, etc.), correspondientes a los seis casos de la tabla 2. En la tabla 2 parece que existe un cierto solapamiento entre los defectos D1 y D2, lo que significa que en algunos resultados de AGD debe darse una doble atribución D1 ó D2. Sin embargo, se ha mantenido la distinción entre D1 y D2 porque la cantidad de energía de la descarga puede aumentar significativamente el daño potencial al equipo y necesita diferentes medidas preventivas.


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NOTA – Las combinaciones de relaciones de gases que caen fuera de los límites de la tabla 2 y que no corresponden a un defecto característico de esta tabla, pueden considerarse mezclas de defectos o defectos nuevos que se combinan con altos niveles anteriores de gases (véase 6.1). En estos casos, la tabla 2 no puede proporcionar un diagnóstico, pero las representaciones gráficas que se muestran en el anexo B pueden utilizarse para visualizar qué defecto característico de la tabla 2 es el más próximo. El esquema menos detallado de la tabla 3 también puede utilizarse en estos casos para obtener, al menos, una distinción aproximada entre descargas parciales (DP), descargas (D) y defectos térmicos (T), antes que no obtener ningún diagnóstico.

Tabla 3 Esquema simplificado de interpretación Caso DP D T

C2 H 2 C2H4

CH 4 H2

C2H4 C2 H 6

<0,2 >0,2 <0,2

5.4 Relación CO2/CO La formación de CO2 y CO a partir del papel aislante impregnado en aceite aumenta rápidamente con la temperatura. Relaciones corregidas de CO2/CO inferiores a 3 se consideran, generalmente, como una indicación de que el papel probablemente está involucrado en el defecto, con algún grado de carbonización. Con el fin de obtener valores fiables de la relación CO2/CO en los equipos, deben corregirse (aumentarse) los valores de CO2 y CO primero por la posible absorción de CO2 atmosférico y, después, por los valores de fondo de CO2 y CO (véase 6.1 y el capítulo 9), resultado del envejecimiento del aislamiento celulósico, sobrecalentamiento de bloques de madera y la oxidación del aceite (que está enormemente influenciada por la disponibilidad de oxígeno originada por los detalles específicos de la construcción del equipo y su modo de operación) Por ejemplo, los equipos de respiración abierta, saturados con un 10% de aire disuelto, pueden contener hasta 300 µl/l de CO2 procedente del aire. En los equipos sellados, el aire está normalmente ausente, pero puede introducirse mediante filtraciones, con lo que la concentración de CO2 será proporcional a la cantidad de aire presente. Cuando se sospecha que existe una degradación excesiva del papel (CO2/CO < 3), es recomendable realizar un análisis de derivados furánicos o la medida del grado de polimerización de muestras de papel, cuando esto sea posible. 5.5 Relación O2/N2 Puede encontrase en el aceite O2 y N2 disueltos como consecuencia del contacto con el aire de la atmósfera en el conservador de equipos de respiración abierta, o por filtraciones en equipos sellados. En equilibrio, teniendo en cuenta las diferentes solubilidades relativas de O2 y N2, la relación O2/N2 en el aceite refleja la composición del aire y es próxima a 0,5. En servicio, esta relación puede descender como resultado de la oxidación del aceite o del envejecimiento del papel, si el O2 se consume más rápidamente de lo que se reemplaza por difusión. Factores tales como la carga y el sistema de preservación pueden afectar a esta relación pero relaciones inferiores a 0,3 generalmente se consideran indicativas de un excesivo consumo de oxígeno. 5.6 Relación C2H2/H2 En transformadores de potencia, las maniobras del cambiador de tomas en carga (CTC) producen gases que corresponden a descargas de pequeña energía (D1). Si existe la posibilidad de que haya intercambio del aceite o del gas entre el compartimento del CTC y la cuba principal, o entre los conservadores respectivos, estos gases pueden contaminar el aceite de la cuba principal y conducir a diagnósticos equivocados. Sin embargo, la forma de los gases de descomposición en el CTC es muy específica y diferente de la de descargas normales (D1) en la cuba principal.


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Por tanto, relaciones C2H2/H2 en la cuba superiores a 2 ó 3, se consideran como contaminación del CTC. Esto puede confirmarse comparando los resultados de AGD de la cuba principal, del CTC y de los conservadores. Los valores de la relación de gases y los de la concentración de acetileno dependen del número de maniobras del CTC y de la forma en la que ha tenido lugar la contaminación (a través del aceite o del gas). NOTA – Si se sospecha que existe contaminación por los gases procedentes del CTC, la interpretación de los resultados del AGD de la cuba principal debe hacerse con precaución restando el nivel de fondo de la contaminación del CTC, o debe desecharse por poco fiable.

5.7 Hidrocarburos C3 El método de interpretación de los análisis de gases descrito anteriormente, sólo tiene en cuenta los hidrocarburos C1 y C2. Algunos métodos de interpretación también utilizan las concentraciones de los hidrocarburos C3, y sus autores creen que estos hidrocarburos pueden proporcionar información complementaria que puede se útil para diagnósticos más precisos. Dado que los hidrocarburos C3 son muy solubles en el aceite, sus concentraciones prácticamente no se afectan por una posible difusión en el aire. Por el contrario, y dado que son muy solubles, son muy difíciles de extraer del aceite y los resultados de los análisis dependen en gran medida del método de extracción utilizado. Dado que la experiencia ha demostrado que, en la mayoría de los casos, es posible hacer diagnósticos satisfactorios sin tener en cuenta estos hidrocarburos, y por motivos de simplificación, se han omitido del método de interpretación indicado anteriormente. 5.8 Evolución de los defectos A menudo, los defectos comienzan como defectos incipientes de baja energía que pueden desarrollarse a otros más serios de mayor energía, que conducen a posibles alarmas de gases, averías y fallos. Cuando se detecta un defecto en una fase temprana de desarrollo, puede ser muy informativo examinar no sólo el incremento de las concentraciones de gases, sino también la posible evolución con el tiempo hacia un defecto de alta energía más peligroso. Por ejemplo, algunos transformadores de intensidad han trabajado satisfactoriamente durante largos períodos de tiempo con muy altos niveles de hidrógeno producido por descargas parciales. Sin embargo, las descargas parciales pueden también ocasionar la formación de cera X. Cuando hay cera X en cantidad suficiente para aumentar las pérdidas dieléctricas en el aislamiento papel-aceite, puede producirse un defecto térmico que, eventualmente, puede conducir a un embalamiento térmico catastrófico y fallo del equipo. En otros casos, sin embargo, el instante del fallo final del equipo puede tener lugar sin previo aviso. 5.9 Representaciones gráficas Las representaciones gráficas de las relaciones de gases son adecuadas para seguir la evolución de los defectos visualmente. El anexo B proporciona ejemplos de representaciones gráficas de defectos. Estas representaciones son también útiles en los casos en que no se obtiene un diagnóstico utilizando la tabla 2, debido a que caen fuera de los límites de las relaciones de gases. Utilizando las figuras B.1 o B.2, puede visualizarse fácilmente la zona o cuadro que está más próximo al del caso no diagnosticado y atribuirse, con cautela, a dicho caso. La figura B.3 es particularmente adecuada dado que siempre proporciona un diagnóstico.

6 CONDICIONES PARA CALCULAR LAS RELACIONES 6.1 Examen de los valores del AGD La toma de muestras y el análisis de los gases deben hacerse de acuerdo con lo recomendado en CEI 60567.


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a) Los valores de 0 µl/l o inferiores a los límites analíticos de detección S de un informe AGD deben reemplazarse por “inferior al valor S para este gas” (véanse en CEI 60567 los valores S recomendados) b) Si se han realizado análisis AGD sucesivos en períodos de tiempo relativamente cortos (días o semanas), las variaciones inconsistentes (por ejemplo, bruscos descensos de las concentraciones), deben eliminarse pues son indicativas de problemas analíticos o de toma de muestras. c) Las relaciones de gases son significativas y deben calcularse sólo si al menos el valor de la concentración de un gas es superior al valor típico y es superior al valor típico de incremento del gas (véanse la nota 2 de la tabla 2 y el capítulo 9). d) Si las relaciones de gases son diferentes a las de análisis previos, un nuevo defecto puede sobreponerse sobre uno viejo o sobre la condición de envejecimiento normal. Con el fin de obtener sólo las relaciones de gases correspondientes al nuevo defecto, se restan los valores AGD anteriores y se vuelven a calcular las relaciones. Esto es particularmente importante en el caso de CO y CO2 (véase 5.4). Hay que asegurarse de comparar los valores de AGD de muestras que se han tomado del mismo punto y, preferiblemente, con el aceite en movimiento. La interpretación también debe tener en cuenta los tratamientos previos realizados al equipo, como reparaciones, desgasificación o filtrado del aceite, que pueden afectar los niveles de gases en el aceite. NOTA – En el caso de transformadores de potencia de respiración abierta, pueden producirse pérdidas muy lentamente por difusión a través del conservador o como resultado de los ciclos de expansión del aceite con la temperatura, con el resultado de que los niveles de gases medidos pueden ser ligeramente inferiores a los niveles de gases formados. Sin embargo, no existe un acuerdo general acerca de la magnitud de estas pérdidas por difusión en servicio, unos consideran que es totalmente despreciable, otros que es potencialmente significativa dependiendo del tipo de equipo utilizado. En caso de duda, puede ser conveniente medir la concentración de gas en el conservador para tener una idea del volumen ventilado. Las pérdidas por difusión significativas pueden afectar las relaciones de gases, los valores típicos de concentraciones de gases y las velocidades de incremento de gases.

6.2 Incertidumbres en las relaciones de gases Debido a la precisión de los valores de AGD, hay también una incertidumbre en las relaciones de gases, que puede calcularse utilizando los valores de precisión en AGD descritos en CEI 60567. Por encima de 10 x S (siendo S el límite de detección analítico), la precisión típica es del 5% en los valores de AGD y hasta el 10% en las relaciones de gases. Por debajo de 10 x S, la precisión en los valores de AGD desciende rápidamente hasta un valor típico del 20% a 5 x S y hasta un 40% en la relación de gases. Por tanto, deben tomarse con precaución los cálculos de las relaciones de los gases a bajos niveles de concentración (menos de 10 x S), teniendo en cuenta las posibles variaciones que resultan de la reducida precisión. Esto es particularmente importante para transformadores de medida y bornas donde los valores típicos de concentraciones de gases pueden estar por debajo de 10 x S.

7 APLICACIÓN A GASES LIBRES EN RELÉS DE GASES Durante un defecto, la velocidad de producción de gases de todos los tipos está estrechamente relacionada con la velocidad de liberación de energía. Por tanto, la baja velocidad de liberación de energía de las descargas parciales, o de un punto caliente de baja temperatura, producirá gases lentamente con lo que existe la posibilidad de que todos los gases producidos se disuelvan en el aceite. La mayor velocidad de liberación de energía de un defecto del núcleo de alta temperatura, por ejemplo, puede provocar una formación de los gases suficientemente rápida como para producir burbujas. Normalmente, éstas se disolverán en el aceite parcialmente (y se intercambiarán con los gases previamente disueltos) pero parte del gas puede alcanzar el relé recolector de gases o el colchón de gas; este gas puede alcanzar el equilibrio con los gases disueltos en el aceite.


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Una muy rápida velocidad de liberación de energía asociada con un arco de potencia causa una rápida e importante formación de gases (el aumento de presión resultante acciona normalmente el relé colector). Las grandes burbujas formadas ascienden rápidamente hasta el relé e intercambian poco gas con el aceite de modo que, inicialmente, el gas que se recoge en el relé dista de estar en equilibrio con los gases disueltos en el aceite. Sin embargo, si este gas se deja en el relé durante un largo período de tiempo, algunos de sus constituyentes se disolverán, modificando la composición del gas recogido. El acetileno, que se produce en cantidades importantes en los defectos en los que hay arcos y que es un gas muy soluble, es un ejemplo destacable de un gas que se puede disolver relativamente rápido y provocar resultados engañosos. En principio, el análisis de los gases libres del relé colector o del colchón de gas pueden ser evaluados de la misma manera que el análisis de los gases disueltos en el aceite. Sin embargo, cuando el relé ha disparado y se ha acumulado gas en cantidades importantes, existe la posibilidad de que haya un defecto serio, por lo que debe realizarse el análisis de este gas para identificar el defecto. También son posibles las alarmas del Buchholz debido a acumulación de aire por combinación de días cálidos y descensos rápidos de temperatura durante la noche. Es, por tanto, importante recoger el gas del relé lo antes posible, sin quemarlo, y tomar muestras del aceite del relé y de la cuba principal. Cuando se produce el gas lentamente, el análisis de los gases disueltos en el aceite proporciona más información que el de los gases libres; este análisis de los gases en el aceite es, también, esencial para determinar la velocidad total de formación de gases y, por tanto, para comprobar si el defecto está aumentando, que es el aspecto más importante a investigar. Cuando se realiza el análisis de los gases libres, es necesario convertir las concentraciones de los diferentes gases en el estado libre en sus concentraciones equivalentes en disolución, utilizando la tabla 4, antes de aplicar el método de las relaciones de gases de la tabla 2, y compararlos con las concentraciones de los gases disueltos en el aceite del relé y de la cuba principal. Aplicando los principios indicados anteriormente, la comparación de las concentraciones reales en el aceite con las concentraciones equivalentes en el gas libre puede dar una información muy importante de la velocidad con la que las burbujas han ascendido a través del aceite y, por tanto, de la velocidad de formación de gases. El cálculo de las concentraciones de gases disueltos equivalentes a las concentraciones de los gases libres se hace aplicando los coeficientes de Ostwald para cada gas. Para un gas particular, el coeficiente k de Ostwald se define como: k=

concentracion de gas en la fase liquida concentracion de gas en la fase gas

con las concentraciones en microlitros por litro. En la tabla 4 se dan los coeficientes de Ostwald de varios gases en aceites minerales aislantes a 20 ºC y 50 ºC Tabla 4 Coeficientes de Ostwald de varios gases en aceites minerales aislantes Gas

k a 20 ºC

k a 50 ºC

N2 O2 H2 CO CO2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2

0,09 0,17 0,05 0,12 1,08 0,43 2,40 1,70 1,20

0,09 0,17 0,05 0,12 1,00 0,40 1,80 1,40 0,9

NOTA – Los valores dados en esta tabla representan valores medios obtenidos en algunos de los tipos corrientes de aceites minerales aislantes para transformador. Los datos reales pueden diferir un poco de estos valores. Sin embargo, los datos indicados pueden utilizarse sin que influyan en las conclusiones deducidas de los resultados de los ensayos recalculados.


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El coeficiente de Ostwald es independiente de las presiones parciales reales del gas en cuestión. Se supone que las fases líquida y gaseosa están a la misma temperatura; raramente este es el caso, pero el error introducido no invalida las conclusiones alcanzadas.

8 NIVELES DE CONCENTRACIONES DE GASES EN SERVICIO 8.1 Probabilidad de fallo en servicio 8.1.1 Generalidades. La probabilidad o riesgo de tener un incidente o fallo en servicio está relacionada con los niveles de concentraciones de gases. Por debajo de ciertos niveles de concentraciones (citados como valores típicos o valores normales), la probabilidad de tener un fallo es baja. Se considera que el equipo está sano, aunque no puede descartarse totalmente un fallo, incluso a estos bajos niveles, pero es improbable. Por tanto, puede hacerse una primera y rápida discriminación entre análisis sanos y sospechosos calculando los valores típicos para el equipo. La probabilidad de tener un fallo puede aumentar significativamente a valores muy por encima de los niveles típicos de concentración. En este caso, la situación se considera crítica pues, aunque es posible que no se produzca un fallo a estos niveles altos, el riesgo de que se produzca uno es alto. Estos fallos pueden dividirse en dos categorías: − fallos que se desarrollan en muy poco tiempo (que, por lo tanto, son imposibles de detectar mediante toma de muestras y análisis en el laboratorio y que sólo se pueden detectar con detectores en línea); − fallos que se desarrollan a lo largo de extensos periodos de tiempo. Sólo esta segunda categoría puede detectarse por análisis AGD en el laboratorio. 8.1.2 Métodos de cálculo. Las empresas eléctricas que disponen de grandes bases de datos de AGD y mantenimiento de equipos, pueden calcular la probabilidad de fallo en servicio de un equipo para determinados niveles de concentraciones de gases. Esto puede obtenerse calculando el número de análisis AGD que han conducido a un fallo real o incidente en servicio (alarma de gases, fallo, reparación, puesta fuera de servicio, etc.), y comparándolos con el número total de análisis AGD para ese tipo de equipo y a ese nivel de concentraciones de gases. Para obtener valores fiables de probabilidades de fallos se necesita un gran número de análisis. El conocimiento de estos valores es, sin embargo, útil cuando se eligen los porcentajes de normalidad más apropiados para una red y un tipo de equipo dados (véase 8.2.3). 8.2 Valores típicos de concentraciones 8.2.1 Generalidades. Los valores típicos de concentraciones son las cantidades aceptables de gases por debajo de las cuales la experiencia de campo ha mostrado que no existen posibles o detectables defectos incipientes, y que sólo las sobrepasan un porcentaje pequeño y arbitrario de contenidos en gases superiores, por ejemplo el 10%. En este ejemplo, los valores típicos de las concentraciones se denominan como valores típicos del 90%. Sin embargo, es preferible considerar los valores típicos de las concentraciones como una guía inicial para la toma de decisiones, cuando no se dispone de otra experiencia. No deben utilizarse para averiguar si existe un fallo o no dentro del equipo. Deben verse como valores por encima de los cuales la velocidad de formación de los gases puede permitir la detección de un probable defecto. Varios factores afectan los valores típicos de concentraciones, principalmente el tipo de equipo, el tiempo en servicio desde que se recibió y la naturaleza del defecto (eléctrico o térmico). En transformadores de potencia, otros factores que influyen son el tipo de protección del aceite, el factor de carga y el modo de trabajo.


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Los valores típicos de concentraciones pueden calcularse como se describe a continuación y deberían obtenerse por los usuarios de los equipos para cada tipo específico de equipo. 8.2.2 Métodos de cálculo. El método más sencillo de cálculo consiste en recopilar todos los resultados AGD relativos a un tipo específico de equipo. Para cada gas característico considerado, se calcula el número acumulado de análisis AGD en los que la concentración es inferior a un valor dado y, a continuación, se representa gráficamente en función de la concentración de gas. Utilizando esta curva, la concentración de gas que corresponde a un porcentaje dado del número total acumulado de análisis (por ejemplo 90%) es el valor típico de la concentración al 90% para ese gas y ese tipo de equipo. 8.2.3 Elección de porcentajes de normalidad. Si el porcentaje de normalidad elegido (por ejemplo 90%, 95% u otro) es demasiado bajo, se considerarán sospechosos demasiados equipos, con la consiguiente pérdida de credibilidad en el diagnóstico y las recomendaciones, y con un incremento de los costes de mantenimiento. Si el porcentaje de normalidad elegido es demasiado alto, pueden tener lugar fallos sin previo aviso suponiendo, también, costes considerables. La elección de un porcentaje de normalidad es, a menudo, una conjetura que se deja a la experiencia del usuario en equipos similares. También se obtiene una cierta libertad de acción en la elección del porcentaje de normalidad considerando la probabilidad de fallo y la tasa de fallos reales de los equipos en servicio. En ausencia de esta información o experiencia, los usuarios pueden elegir porcentajes de normalidad conservadores, como el 90%, como valor aproximado. Si no existen bases de datos adecuadas para calcular los valores típicos, los usuarios pueden también adoptar, como primer paso, los valores observados en otras redes y presentados en las notas de aplicación (véase el anexo A). De estos valores se deduce que, en general, los valores típicos son menores para transformadores de medida y bornas que para transformadores de potencia, especialmente los que tiene un CTC comunicado. 8.3 Valores de concentraciones de alarma Los valores de concentraciones de alarma son aquellos valores de concentraciones por encima de los cuales la probabilidad de un incidente es suficientemente alta como para requerir decisiones o acciones competentes urgentes. Los valores de concentraciones de alarma deben establecerse por los usuarios, los fabricantes o expertos independientes, en función de la experiencia previa con equipos de similares características (tensión, tipo, fabricante, guías de carga, edad, etc.). 8.4 Velocidades de incremento de gases Si no hay incremento de gases desde el último análisis, es probable que el defecto haya desaparecido (o que exista uno muy pequeño, en transformadores de respiración abierta, compensado por pérdidas por difusión a través del conservador, véase 6.1). Lo que debe considerarse como velocidad típica o de alarma de incremento de los gases depende en gran medida del tipo de equipo y su edad, tipo de defecto identificado, tipo de respiración y de carga, y volumen de aislamiento involucrado. En última instancia, la velocidad de incremento debe decidirla el usuario del equipo, el fabricante u otros expertos. Generalmente, se considera que un incremento de las concentraciones de gases de más del 10% por mes por encima de los valores típicos de concentraciones, es un requisito previo para establecer que el defecto es activo, suponiendo que la precisión de los valores de AGD es mejor del 10% después de un mes. Velocidades mucho mayores de incremento de gases, como el 50% por semana, y que evolucionen hacia defectos de energía mayor (por ejemplo D2 o T3), se consideran generalmente muy serias, especialmente si superan los valores de concentraciones de alarma. En el caso de transformadores de potencia, también se han descrito velocidades típicas de producción de gases en mililitros por día (véase la tabla A.3). Debe prestarse especial atención a los casos en los que se observa una aceleración en la velocidad de incremento de gases. NOTA – En el caso de los óxidos de carbono, las velocidades de incremento de gases dependen de la relación aceite/papel, que puede ser muy diferente dependiendo de los equipos considerados.


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Los detectores de gases en línea, incluyendo los de hidrógeno ya disponibles, pueden ser particularmente adecuados para detectar velocidades de incremento de gases atípicas que se producen en minutos, horas o semanas y que, generalmente, no se pueden detectar con tomas de muestra de aceite rutinarias que se hacen a intervalos mensuales o anuales. Sin embargo, cuando los detectores de gases detecten estos incrementos, deben hacerse análisis AGD completos en el laboratorio para confirmar las lecturas del detector, evaluar las velocidades de incremento de los diversos gases e identificar el defecto.

9 MÉTODO RECOMENDADO PARA LA INTERPRETACIÓN DEL AGD (figura 1) a) Se eliminan o corrigen los valores AGD inconsistentes (véase 6.1). Se calcula la velocidad de incremento de gases desde el último análisis, teniendo en cuenta los resultados de precisión del AGD. Si todos los gases están por debajo de los valores típicos de las concentraciones de gases y de las velocidades de incremento de gases, se indica "AGD normal / equipo sano”. Si al menos uno de los gases está por encima de los valores típicos de las concentraciones de gases y de incremento de gases, se calculan las relaciones de gases y se identifica el tipo de defecto utilizando la tabla 2 (véase 5.3). Se comprueba un posible diagnóstico erróneo (véase 4.3). Si fuese necesario, se restan los últimos valores de los actuales antes de calcular las relaciones de gases, particularmente en el caso del CO y CO2 (véase 6.1). Si los valores de AGD están por encima de los valores típicos pero por debajo de 10 x S (S = límite de detección analítico), véase 6.2. b) Se determina si las concentraciones de gases y las velocidades de incremento de gases están por encima de los valores de alarma. Se verifica si el defecto está evolucionando hacia su etapa final (véase 5.8). Se determina si el papel está involucrado (véanse 4.2 y 5.4). c) Se toman decisiones de acuerdo con la mejor práctica de ingeniería o con la ayuda de la figura 1. Se recomienda: 1) aumentar la frecuencia de las tomas de muestra (quincenal, mensual u otra) cuando las concentraciones de gases y sus velocidades de incremento superan los valores típicos, 2) considerar emprender acciones inmediatas cuando las concentraciones de gases y sus velocidades de incremento superan los valores de alarma.

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INFORME DE RESULTADOS

NOTA – El informe debe adaptarse al tipo específico de equipo considerado.

El informe de la interpretación del AGD debe incluir, cuando se disponga de ella, la siguiente información: a) informe del análisis AGD, incluyendo los valores S, método de análisis AGD y fecha del análisis NOTA – En el informe AGD, los valores de 0 µl/l o inferiores a los valores S se sustituyen por “inferior al valor S para este gas”.


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b) información específica del equipo como: 1) fecha de puesta en servicio, tensión, tipo genérico (por ejemplo, transformador de potencia o de medida), potencia nominal: 2) características especiales (por ejemplo, sellado o de respiración abierta, tipo de CTC (véase A.1.6)); 3) volumen de aceite; 4) fecha de toma de muestra de aceite o gas; 5) lugar de toma de muestra de aceite o gas; c) operaciones o incidentes especiales justo antes y después de la toma de muestras de aceite o gas, como desconexiones, alarmas de gases, desgasificación, reparación, puesta fuera de servicio; d) AGD previos del equipo; e) indicación de valores típicos para ese equipo específico, si se conocen: f) indicación de “AGD típico / equipo sano” o “Defectuoso”; g) en caso de “Defectuoso”, identificación del defecto utilizando la tabla 2 (véase 5.3), con indicación de los valores de las relaciones de gases calculadas; h) indicación de si el papel está involucrado o no, con el valor de la relación CO2/CO; i) acciones recomendadas: 1) nueva frecuencia de toma de muestras del aceite, 2) análisis de compuestos furánicos si la relación CO2/CO es menor de 3, 3) otros ensayos.


Al menos uno de los gases por encima de los valores típicos de concentraciones de gases y velocidades de incremento de gases Calcular relaciones de gases

Todos los gases por debajo de los valores típicos de concentraciones de gases y velocidades de incremento de gases

Describir como AGD típico / equipo sano

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Identificación del defecto mediante la tabla 2 (véase 5.3)

Concentraciones de gases superiores a los valores de concentraciones de gases y velocidades de incremento de gases de alarma, o cambio a un defecto de tipo D2

Condición de ALARMA

NOTA – Para transformadores de potencia, véase también A.1.5

Condición de ALERTA

Adoptar acciones inmediatas Considerar el control en línea, inspeccionar o reparar

Guardar los datos

Fig. 1 − Diagrama de flujo

Adoptar tomas de muestra más frecuentes. Considerar el control en línea

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Examen de los resultados de AGD (véase 6.1) Comparar con el AGD de muestras anteriores y con los valores típicos

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ANEXO A (Informativo) NOTAS DE APLICACIÓN PARA LOS EQUIPOS

ADVERTENCIA: Los valores de concentraciones típicas proporcionados en estas notas de aplicación son valores promedio de varios tipos de equipos. Sólo proporcionan indicaciones de los rangos de valores que se observan, normalmente, en los equipos. Usuarios individuales pueden obtener valores típicos diferentes, dependiendo de sus equipos específicos, los diseños de fabricación y modo de operación. Se urge a estos usuarios para que calculen sus propios valores siguiendo los métodos descritos en el capítulo 8. Los valores indicados en estas notas de aplicación deben consultarse sólo en ausencia de datos propios más precisos y nunca deben utilizarse contractualmente sin acuerdo especial entre las partes. En todos los casos debe aplicarse la mejor valoración de ingeniería posible. Los valores típicos de las concentraciones que se dan en las tablas no son valores límite. Si se exceden dichos valores, es una indicación de que deben realizarse más análisis rutinarios de AGD a intervalos más cortos, para comprobar las posibles tendencias en el incremento de los gases producidos y para obtener más información para el diagnóstico.

A.1 Transformadores de potencia Los valores proporcionados en este capítulo A.1 han sido proporcionados por el comité técnico 10 de CEI. Serán revisados por un grupo de trabajo conjunto de los comités técnicos 10 y 14: Transformadores de potencia, de CEI. A.1.1 Subtipos específicos − respiración abierta (conservador de tipo abierto); − sellado o de colchón de nitrógeno; − de red de transporte o de generación; − sin CTC que comunique con la cuba principal o con CTC en comunicación con la cuba; − de columna o acorazado; − reactancias A.1.2 Defectos típicos Véase la tabla A.1.


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Tabla A.1 Defectos típicos en transformadores de potencia Tipo DP

Defecto Descargas parciales

D1


D2


T1

Defecto térmico t < 300 ºC

T2


T3

Defecto térmico t > 700 ºC

Ejemplos Descargas en cavidades llenas de gases como consecuencia de una impregnación incompleta, alta humedad en el papel, sobresaturación de aceite o cavitación, y que conduce a la formación de cera X Chispas o arcos entre malas conexiones a potenciales diferentes o a potencial flotante, en anillos estáticos, toroides, discos o conductores adyacentes de devanados, soldaduras defectuosas o bucles cerrados en el núcleo Descargas entre piezas de sujeción, bornas y cuba, entre alta tensión y tierra en los devanados, en las paredes de la cuba Formación de caminos conductores en bloques de madera, en el adhesivo del aislante, en espaciadores de devanados. Ruptura dieléctrica del aceite, corriente de corte del selector Contorneamiento, formación de caminos conductores o arcos de alta energía local o de potencia Cortocircuitos entre baja tensión y tierra, conectores, devanados, bornas y cuba, barras de cobre y cuba, devanados y núcleo, en conductos de aceite, en la torreta. Bucles cerrados entre dos conductores adyacentes alrededor del flujo magnético principal, pernos aislados del núcleo, anillos metálicos de apriete de las patas del núcleo Sobrecarga del transformador en situaciones de emergencia Objeto bloqueado que restringe el flujo de aceite en los devanados Flujo de dispersión en las piezas de apriete de la culata Contactos defectuosos en conexiones atornilladas (particularmente entre barras de aluminio), contactos deslizantes, contactos del interior del selector (formación pirolítica de carbono), conexiones entre el cable y la varilla pasante de la borna Corrientes circulatorias entre piezas de apriete y bulones de la culata, piezas de apriete y chapa magnética, puestas a tierra, soldaduras o sujeciones defectuosas en las pantallas magnéticas. Rotura del aislamiento entre conductores paralelos adyacentes de los devanados Fuertes corrientes circulatorias entre cuba y núcleo Pequeñas corrientes en las paredes de la cuba originadas por un campo magnético altamente descompensado Cortocircuitos en las juntas de las chapas magnéticas del núcleo

A.1.3 Indicación de defectos mediante AGD La tabla 2 (véase 5.3) se puede utilizar directamente con todos los subtipos de transformadores con excepción de aquellos que tienen un CTC en comunicación con la cuba principal. En este último caso, si C2H2/H2 es mayor de 2 ó 3, existe contaminación desde el CTC a la cuba principal, y la tabla 2 no se puede utilizar o, si se utiliza, debe hacerse con cuidado, restando la contaminación del CTC (véase 5.6). NOTA 1 − La formación de gas por debajo de los valores típicos de las concentraciones de gases y las velocidades de formación de gases no debe considerarse como indicativa de “defecto”, sino como “formación normal de gas”. Las relaciones no son significativas en estos casos (véase la nota 2 de la tabla 2), NOTA 2 – En el caso de transformadores de potencia de respiración abierta, se produce una pérdida muy lenta de gases por difusión a través del conservador o como resultado de los ciclos de expansión del aceite, con el resultado de que los gases medidos pueden ser ligeramente inferiores que los niveles reales de gases formados en el transformador. Sin embargo, no existe acuerdo en la magnitud de estas pérdidas por difusión en servicio, unos consideran que es totalmente despreciable, otros que es potencialmente significativa dependiendo del tipo de equipo utilizado. En caso de duda, puede ser conveniente medir la concentración de gas en el conservador para tener una idea del volumen ventilado. Las pérdidas por difusión significativas pueden afectar las relaciones de gases, los valores típicos de concentraciones de gases y las velocidades de incremento de gases (véase 6.1).


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A.1.4 Valores típicos de las concentraciones En la tabla A.2 se proporcionan los rangos de los valores típicos del 90% observados en transformadores de potencia, en más de 15 redes individuales de todo el mundo e incluyendo más de 15 000 transformadores. Los principales factores que influyen en estos niveles son, principalmente, el subtipo de equipo, el tipo de defecto y la edad. Por ejemplo, los valores típicos son, generalmente, mayores en transformadores sellados que en transformadores de respiración abierta del mismo tipo. Todos los tipos de factores de influencia y todos los subtipos descritos en A.1.1, están incluidos en la tabla A.2. El porcentaje de normalidad más frecuentemente utilizado es el del 90%. Sin embargo, este porcentaje depende de las características de la población de transformadores. Los valores que se dan en la tabla A.2 son sólo para información. Tabla A.2 Rangos de concentraciones típicas del 90% observados en transformadores de potencia (todos los tipos) Valores en microlitros por litro

Subtipo de transformador

H2

CO

CO2

CH4

C2H6

C2H4

C2H2

Sin CTC

60-150

540-900

5 100-13 000

40-110

50-90

60-280

3-50

Con CTC en comunicación

75-150

400-850

5 300-12 000

35-130

50-70

110-250

80-270

NOTA 1 – Los valores indicados en esta tabla se obtuvieron de redes individuales. Los valores de otras redes pueden ser diferentes. NOTA 2 – “CTC en comunicación” significa que es posible la comunicación de parte del aceite o del gas entre el compartimento del CTC y la cuba principal, o entre los conservadores respectivos. Estos gases pueden contaminar el aceite de la cuba principal y afectar los valores normales de estos tipos de equipos. “Sin CTC” se refiere a transformadores que no tienen CTC o equipados con un CTC que no está comunicado o no tiene fugas con la cuba principal. NOTA 3 – En algunos países, se utilizan valores tan bajos como 0,5 µl/l de C2H2 y 10 µl/l de C2H4.

A.1.5 Velocidades típicas de incremento de gases Se cree que las velocidades de incremento de gases expresadas en mililitros por día en vez de porcentaje por mes (véase 8.4), están más relacionadas con el tamaño y la severidad del defecto y no están afectadas por el volumen de aceite del transformador. Sin embargo, para usar estas velocidades se necesita conocer el volumen de aceite, lo que no siempre es posible. Lo que debe considerarse como velocidad típica de incremento de los gases depende en gran medida del tipo de equipo y su edad, tipo de defecto identificado, tipo de respiración y de carga, y volumen de aislamiento involucrado. En última instancia, la velocidad de incremento debe decidirla el usuario del equipo, el fabricante u otros expertos. La experiencia ha demostrado que las velocidades indicadas en la tabla A.3 representan comportamientos típicos de equipos con respiración abierta. Los valores que se dan en la tabla A.3 son sólo para información.


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Tabla 3 Velocidades típicas de incremento de gases en transformadores de potencia Valores en mililitros por día

Hidrógeno

<5

Metano

<2

Etano

<2

Etileno

<2

Acetileno

<0,1

Monóxido de carbono

<50

Dióxido de carbono

<200

NOTA –

Los valores mostrados en esta tabla se obtuvieron de redes individuales. Los valores de otras redes pueden ser diferentes. Los valores de otros tipos de transformadores, por ejemplo, transformadores sellados, también pueden ser diferentes.

La ecuación para calcular la velocidad de incremento de gases es: velocidad =

1y

1

2

6

− y1 m

ρ d 2 − d1

6 ml/día

donde y1

es el análisis de referencia;

y2

es el último análisis;

(y2-y1)

es el incremento, en microlitros por litro;

m

es la masa de aceite, en kilogramos;

ρ

es la densidad, en kilogramos por metro cúbico;

d1

es la fecha de y1;

d2

es la fecha de y2.

NOTA – Algunos usuarios prefieren utilizar velocidades típicas de incremento de gases expresadas en microlitros por litro por mes o en porcentaje por mes.

A.1.6 Información específica que se debe añadir al informe AGD (véase el capítulo 10) − potencia nominal; − subtipo de transformador; respiración abierta o sellado; − temperatura de la parte superior del aceite; − tipo de sistema de enfriamiento; ONAN (aceite natural, aire natural), OFAF (aceite forzado, aire forzado), etc.; − horas en servicio; − tipo de CTC (en comunicación con la cuba principal o no); − número de operaciones del CTC, si se conocen. NOTA – A menudo, los CTC se componen de un selector de carga, localizado en el aceite de la cuba principal, y de un conmutador, localizado en un compartimento separado pero con el mismo eje de trabajo.


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A.2 Transformadores industriales y especiales A.2.1 Subtipos específicos − transformadores de horno; − transformadores rectificadores; − transformadores de ferrocarril; − transformadores de distribución (sólo transformadores industriales y de servicios, de potencias inferiores a 10 MVA, que no sean de compañías eléctricas). A.2.2 Defectos típicos Véase la tabla A.1. A.2.3 Identificación de defectos Véase A.1.3. A.2.4 Valores típicos de concentraciones Véase la tabla A.4. Los valores que se dan en la tabla A.4 son sólo para información. Tabla A.4 – Ejemplos de valores de concentraciones típicas del 90% observadas en una red típica (todos los tipos de transformadores) Valores en microlitros por litro

Subtipo de transformador

H2

CO

CO2

CH4

C2H6

C2H4

C2H2

Horno *

200

800

6 000

150

150

200

*

Distribución

100

200

5 000

50

50

50

5

NOTA – Los valores de esta tabla se han obtenido de una red individual. Los valores de otras redes pueden ser diferentes. * El diseño y el montaje del cambiador de tomas en carga influyen en los datos. Por esta razón, no se pueden proponer valores estadísticamente significativos para el acetileno.

A.3 Transformadores de medida A.3.1 Subtipos específicos TI: TT: TCIT: TTCI: TTC: TTM:

Transformadores de intensidad (de diseño tórico o de horquilla) Transformadores de tensión Transformadores combinados (intensidad-tensión) Transformadores de tensión en cascada (inductivos) Transformadores de tensión capacitivos Transformadores de tensión magnéticos (véase [2] del anexo C).

NOTA – Las definiciones de estos subtipos pueden encontrarse en [6] del anexo C.

A.3.2 Defectos típicos Véase la tabla A.5.


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Se ha publicado que la tasa de fallos es de alrededor del 1% del total de la población (véase [2] del anexo C), aunque se han observado tasas mucho mayores en un número limitado de subgrupos. Los fallos definitivos más frecuentes incluyen la ruptura dieléctrica localizada o catastrófica del aislamiento de papel/aceite, consecuencia de una larga actividad de descargas parciales o embalamientos térmicos. Tabla A.5 – Defectos típicos en transformadores de medida Tipo Defecto DP Descargas parciales

D1


D2


T2


T3

Defecto térmico t > 700 ºC

Ejemplos Descargas en cavidades llenas de gas como resultado de una pobre impregnación, humedad en el papel, sobresaturación de aceite, arrugas o dobleces en el papel, que conducen a la deposición de cera X y al incremento de las pérdidas dieléctricas Descargas relacionadas con las operaciones de interruptores próximos (en el caso de los TI) o con sobretensiones en los bordes de secciones unitarias de condensadores (caso de los TTC) Chispas alrededor de conexiones defectuosas o tiras metálicas flotantes Formación de caminos conductores en el papel Arcos en las conexiones de las pantallas estáticas Cortocircuitos locales entre las pantallas de reparto capacitivo, con altas densidades locales de corriente capaces de fundir las pantallas. Los cortocircuitos generales con paso de potencia, son a menudo destructivos, dando lugar a la rotura o explosión del equipo y el AGD no es siempre posible después del fallo Corrientes circulatorias en el aislamiento de papel/aceite como resultado de altas pérdidas dieléctricas, relacionadas con la contaminación por cera X, humedad o selección incorrecta de los materiales aislantes, y que tienen como consecuencia calentamiento dieléctrico y embalamiento térmico Malos contactos en conexiones o soldaduras Sobrecalentamiento debido al circuito ferroresonante en TTM Corrientes circulatorias en los bordes del circuito magnético

A.3.3 Identificación de defectos por AGD Se aplica la Tabla 2 (véase 5.3) a todos los subtipos, con la excepción de que CH4/H2 es menor de 0,2 en vez de 0,1 para las descargas parciales. A.3.4 Valores típicos de concentraciones En la tabla A.6 se dan los valores típicos del 90% de las concentraciones observadas en transformadores de medida. El porcentaje de normalidad del 90% es el que se utiliza más frecuentemente. Los factores de influencia son el subtipo del equipo, el tipo de defecto y la edad. Los valores indicados en la tabla A.6 lo son sólo para información Tabla A.6 Rangos de concentraciones típicas de 90% observados en transformadores de medida Valores en microlitros por litro

Subtipo de transformador TI TT

H2

CO

CO2

CH4

C2H6

C2H4

C2H2

6-300 70-1 000

250-1100

800-4 000

11-120

7-130

3-40 20-30

1-5 4-16

NOTA 1 – Los valores indicados en esta tabla se han obtenido de una red particular. Los valores de otras redes pueden ser diferentes. NOTA 2 – El valor de H2 para los TI es mucho menor para los transformadores sellados con membrana de caucho (±20 µl/l) que para los sellados con membrana metálica (±300 µl/l).


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Se han publicado los siguientes valores máximos admisibles para transformadores de medida sellados sin que haya sido necesario emprender ninguna acción sobre el transformador Valores en microlitros por litro

H2

CO

CO2

CH4

C2H6

C2H4

C2H2

300

300

900

30

50

10

2

A.4 Bornas A.4.1 Subtipos específicos − de tipo condensador; − de tipo no condensador. A.4.2 Defectos típicos Véase la tabla A.7 En varios casos, las descargas parciales tienen como consecuencia un incremento de pérdidas dieléctricas, embalamiento térmico y rotura definitiva. Los fallos definitivos más frecuentes están relacionados con la perforación del aislamiento del núcleo entre capas cortocircuitadas (resultado de descargas parciales o embalamientos térmicos), contorneamiento a lo largo de la superficie interna de la porcelana (que a menudo conduce a la explosión) y contorneamientos a lo largo de la superficie del núcleo. Tabla A.7 Defectos típicos en bornas Tipo

Defecto

Ejemplos

DP

Descargas parciales

Descargas en cavidades llenas de gas como consecuencia de humedad en el papel, pobre impregnación, sobresaturación de aceite o contaminación, o deposición de cera X. También en papel aislante aflojado durante el transporte con arrugas o dobleces

D1


Chispas alrededor de conexiones defectuosas en la toma capacitiva Arcos en las conexiones de las pantallas estáticas Formación de caminos conductores en el papel

D2


Cortocircuitos localizados entre las pantallas de reparto capacitivo, con altas densidades de corriente localizadas capaces de fundir las pantallas (véase la definición de D2 en 5.2), pero sin conducir a la explosión de la borna

T2

Defecto térmico

Corrientes circulatorias en el papel aislante como resultado de elevadas pérdidas dieléctricas, relacionadas con contaminación o selección inadecuada de los materiales aislantes, que tienen como resultado embalamientos térmicos

300 ºC < t < 700 ºC

Corrientes circulatorias en conexiones defectuosas en la pantalla de la borna o en el conductor de alta tensión, con transmisión de la temperatura al interior de la borna por medio del conductor


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A.4.3 Identificación de defectos por AGD Se propone la siguiente tabla simplificada de interpretación Tabla A.8 Esquema simplificado de interpretación para bornas C2 H 2 C2H4

Defecto

CH 4 H2

C2H4 C2 H 6

CO 2 CO

< 0,07

DP D T TP

>1 >1 < 1, > 20

NOTA − DP = descargas parciales D = descargas T = defecto térmico TP = defecto térmico en el papel

En los casos en los que no se puede atribuir un único defecto característico utilizando esta tabla simplificada, o cuando se requiere un diagnóstico más preciso, debe utilizarse la tabla general 2. NOTA – Algunas bornas modernas contienen mezclas de aceite mineral y dodecilbenceno (DDB), en proporciones no conocidas. La composición de los gases producidos por el DDB no es la misma que la del aceite mineral y el DDB absorbe más gas que el aceite mineral.

A.4.4 Valores típicos de concentraciones Se proponen los siguientes valores típicos del 95%. Los valores dados en la tabla A.9 lo son sólo para información Tabla A.9 Valores de concentraciones típicas del 95% en bornas Valores en microlitros por litro

H2

CO

CO2

CH4

C2H6

C2H4

C2H2

140

1 000

3 400

40

70

30

2

A.5 Cables con aceite A.5.1 Defectos típicos Descargas y puntos calientes en las terminaciones de los cables o en las uniones. A.5.2 Identificación de defectos Se utiliza la tabla 2. El AGD es difícil de aplicar en cables debido a la falta de representatividad de las muestras de aceite (a veces la toma de muestra sólo es posible a grandes distancias del defecto; falta de convección del aceite; gases atrapados en el papel aislante…). También, los cables modernos a menudo contienen mezclas de aceite mineral y dodecilbenceno (DDB), en proporciones no conocidas. La composición de los gases producidos por el DDB no es la misma que la del aceite mineral, y el DDB absorbe más gases que el aceite mineral bajo solicitaciones eléctricas.


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A.5.3 Valores de concentraciones típicas Los valores dados en la tabla A.10 lo son sólo para información Se han observado los siguientes valores de concentraciones típicas del 95% en cables. Tabla A.10 Rangos de valores de concentraciones típicas del 95% observados en cables Valores en microlitros por litro

H2 150-500

CO 40-100

CO2 220-500

CH4 5-30

C2H6 10-25

C2H4 3-20

C2H2 2-10

NOTA − Los valores indicados en esta tabla se han obtenido de una red particular. Los valores de otras redes y con diferentes tipos de diseños de cables pueden ser diferentes.

A.6 Equipos de conexión A.6.1 Subtipos específicos − cambiador de tomas en carga (CTC); − selectores de cargas; − aparamenta de conexión. A.6.2 Defectos típicos Véase la tabla A.11 Tabla A.11 Defectos típicos en equipos de conexión Tipo D1 D2

Defecto

Ejemplos


Operación normal del CTC, selectores


Los contactos del selector no alcanzan su posición final sino que paran a medio camino, debido a un fallo del mecanismo de rotación, induciendo a descargas de cebado

Arcos en el anillo del selector de tomas en vacío, conexiones del CTC

Arcos en el anillo del selector de tomas en vacío, conexiones del CTC, de alta energía o de potencia, con fallos que, a menudo, se transmiten a los devanados T3

Defectos térmicos

Aumento de la resistencia entre los contactos del CTC o del preselector, como resultado de formación de carbono pirolítico, defectos del selector o un gran número de maniobras

NOTA 1 − En esta tabla se proporcionan ejemplos de defectos detectados por AGD de muestras de aceite tomadas del compartimento del equipo de conexión. NOTA 2 − Los equipos de conexión anejos a los transformadores son complejos y de diversos diseños. La descripción detallada de estos sistemas y la interpretación de los resultados del AGD debe hacerse con la ayuda del fabricante del equipo de conexión, particularmente en lo que concierne a los tipos de descargas que pueden o no tener lugar en el equipo.

A.6.3 Identificación de defectos por AGD Se utiliza la tabla 2 para todos los subtipos. A medida que aumenta el número de maniobras del CTC, se ha observado un efecto térmico que se superpone al efecto de descargas del corte de la corriente, posiblemente como resultado de un incremento de la resistencia de los contactos del CTC contaminados por carbón pirolítico.


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ANEXO B (Informativo) REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE LAS RELACIONES DE GASES (véase 5.9)

Clave

DP D1 D2 T1 T2 T3

Descargas parciales Descargas de baja energía Descargas de alta energía Defecto térmico, t < 300 ºC Defecto térmico, 300 ºC < t < 700 ºC Defecto térmico, t > 700 ºC

NOTA 1 – La flecha indica incremento de la temperatura NOTA 2 – Los ejes se han limitado a valores de 10 en aras de la claridad de la presentación, pero realmente se extienden hasta valores sin límites. Las coordenadas de cada zona son las mismas que en la tabla 2 y en la figura B.2.

Fig. B.1 − Representación gráfica 1 de las relaciones de gases (véase [3] del anexo C)


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Clave

DP D1 D2 T1 T2 T3

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Descargas parciales Descargas de baja energía Descargas de alta energía Defecto térmico, t < 300 ºC Defecto térmico, 300 ºC < t < 700 ºC Defecto térmico, t > 700 ºC

NOTA 1 – Cada uno de los casos definidos en la tabla 2 se representa por un paralelepípedo o “caja” en el gráfico de tres dimensiones. NOTA 2 – Las coordenadas de cada paralelepípedo son las mismas que en la figura B.1 y la tabla 2. Es recomendable utilizar esta representación con ayuda de un programa de ordenador.

Fig. B.2 − Representación gráfica 2 de las relaciones de gases (véase [4] del anexo C)


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donde %C 2 H 2 =

100x x+y+z

siendo x = [C2H2] en microlitros por litro

%C 2 H 4 =

100y x+y+z

siendo y = [C2H4] en microlitros por litro

%CH 4 =

100z x+ y+z

Clave

DP D1 D2 T1 T2 T3

siendo z = [CH4] en microlitros por litro Descargas parciales Descargas de baja energía Descargas de alta energía Defecto térmico, t < 300 ºC Defecto térmico, 300 ºC < t < 700 ºC Defecto térmico, t > 700 ºC

Límites de zonas DP

98% CH4

D1

23% C2H4

13% C2H2

D2

23% C2H4

13% C2H2

T1

4% C2H2

10% C2H4

T2

4% C2H2

10% C2H4

T3

15% C2H2

50% C2H4

38% C2H4

29% C2H2

50% C2H4

Fig. B.3 – Representación gráfica 3 de las relaciones de gases – Triángulo de Duval (véase [5] del anexo C)


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ANEXO C (Informativo) BIBLIOGRAFÍA [1] OOMMEN et al., CIGRÉ Paris 1998, paper 12-206 [2] EPRI Workshop, Proceedings on Failed High Voltage Instrument Transformers, 1992 [3] DÖRNENBURG et al., Etz Nº 98, 1977; pp 211-215 [4] COUDERC et al., CEIDP San Francisco, 1996 [5] DUVAL et al., CIGRÉ Symposium Berlin 1993, Paper 110-14 [6] CEI 60050 (321):1986 − Vocabulario Electrotécnico Internacional (VEI). Capítulo 321: Transformadores de medida.


ICS  

17.220.99; 29.040.10; 29.180 CEI 1999 AENOR Marzo 2000 Depósito legal: M 11555:2000

Sede central Teléfono: 91 432 60 00 C Génova, 6 28004 MADRID, España Fax: 91 310 40 32 e-mail: [email protected] http://www.aenor.es

Oficina Central Telf. Int. +41 22 919 02 11 3, rue de Varembé Case postale 131 Fax: +41 22 919 03 00 CH-1211 GENEVE 20 Suisse e-mail: [email protected] http://www.iec.ch


IEC-60599{ed2.0}

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