Mantenimiento de Subestaciones Eléctricas: Guía de Confiabilidad y Normas

El mantenimiento de subestaciones eléctricas es el conjunto de procedimientos técnicos, diagnósticos y reparaciones diseñados para garantizar la operación segura, continua y eficiente de los activos de media y alta tensión. Una subestación es el nodo crítico donde se transforma y distribuye la energía eléctrica, por lo que su correcto funcionamiento es fundamental para la estabilidad de cualquier sistema eléctrico industrial, comercial o de servicio público. Un mantenimiento adecuado previene fallas, extiende la vida útil de los equipos y asegura el cumplimiento normativo.

El Pilar de la Confiabilidad en Sistemas Eléctricos

El mantenimiento de subestaciones es una inversión estratégica que protege el corazón operativo de industrias, EPCs y utilidades en México. Cuando una subestación opera en condiciones óptimas, el resultado es un suministro de energía constante y seguro, factores indispensables para la productividad y, fundamentalmente, para la seguridad del personal. Ignorar el mantenimiento incrementa exponencialmente el riesgo de paros no programados, que se traducen en pérdidas económicas significativas y fallas en cascada que pueden afectar a toda la red.

Por ello, para cualquier ingeniero, gerente de planta o firma de ingeniería, procura y construcción (EPC), es imperativo contar con un plan de mantenimiento robusto y ejecutado con precisión. Este plan debe adherirse estrictamente a las normativas de referencia como las de CFE, LAPEM, IEC e IEEE, asegurando que cada componente, desde el transformador de potencia hasta el último seccionador, opere conforme a sus especificaciones de diseño.

¿Qué buscamos realmente con el mantenimiento?

Un programa de mantenimiento bien estructurado va más allá de la simple limpieza y ajuste. Sus objetivos son estratégicos y tienen un impacto directo en la rentabilidad y seguridad de la operación:

• Garantizar la continuidad operativa: El objetivo principal es eliminar las interrupciones no planificadas. Una falla en un equipo crítico, como un transformador de potencia, puede detener una planta industrial por días, generando costos que superan con creces la inversión en mantenimiento preventivo.
• Proteger la seguridad del personal: Las subestaciones operan con niveles de tensión que no admiten errores. Un equipo con mantenimiento deficiente, conexiones flojas o aislamiento degradado representa un riesgo latente de arco eléctrico o electrocución.
• Extender la vida útil de los activos: Los equipos de una subestación, como interruptores de potencia o transformadores de marcas como G&W Electric o Hitachi Energy, constituyen inversiones de capital significativas. Un mantenimiento adecuado, que incluye desde análisis de aceite hasta termografía, permite detectar problemas incipientes y maximizar el ciclo de vida de estos activos.
• Cumplir con las normativas vigentes: La operación de una subestación en México está sujeta al cumplimiento de la Norma Oficial Mexicana (NOM). Durante las auditorías y verificaciones de las Unidades de Verificación de Instalaciones Eléctricas (UVIE), las bitácoras y registros de mantenimiento son la primera línea de evidencia. Una documentación ordenada es clave para evitar sanciones.

El mantenimiento proactivo no es un gasto, es una estrategia de gestión de riesgos. Prevenir una falla en un transformador principal puede ahorrar millones, no solo en el costo de reemplazo del equipo, sino en la producción perdida.

En resumen, el mantenimiento de subestaciones eléctricas es la disciplina que asegura que la energía fluya de manera confiable desde la generación hasta el consumo. Combinando inspecciones preventivas, diagnósticos predictivos y reparaciones planificadas, se construye un sistema eléctrico robusto, seguro y preparado para los desafíos de la industria moderna.

El Mantenimiento Preventivo: Tu Primera Línea de Defensa

En el contexto de las subestaciones eléctricas, el mantenimiento preventivo es una metodología sistemática para preservar la integridad y continuidad operativa de las instalaciones. No se trata de una simple rutina de inspección, sino de una estrategia proactiva diseñada para anticipar problemas, corrigiendo desviaciones menores antes de que escalen a fallas catastróficas, costosas y peligrosas.

La clave de un programa preventivo eficaz reside en la periodicidad y la documentación rigurosa. Implica ejecutar tareas cíclicas, debidamente registradas, que se enfocan en los componentes más susceptibles al desgaste por operación y factores ambientales. El objetivo es claro: asegurar que cada activo opere dentro de sus parámetros de diseño.

Los Procedimientos que no Pueden Faltar

Un plan de mantenimiento preventivo robusto se compone de varias actividades esenciales, cada una con un propósito y frecuencia definidos.

• Inspecciones Visuales y Termográficas: Es el punto de partida. Consiste en una revisión exhaustiva de cada equipo en busca de señales de alerta: corrosión, fugas de aceite, aisladores dañados o deformaciones estructurales. Esta inspección se complementa con termografía infrarroja, una herramienta crucial que permite visualizar puntos calientes en conexiones, los cuales indican alta resistencia y son un precursor inequívoco de una falla inminente.
• Limpieza de Componentes: El polvo, la contaminación industrial y la salinidad en zonas costeras son agentes que degradan el aislamiento. Su acumulación en aisladores reduce su capacidad dieléctrica, lo que puede provocar un arqueo eléctrico (flashover). Una limpieza programada, ejecutada con técnicas y solventes adecuados, es vital para mantener el nivel de aislamiento requerido por el sistema.
• Apriete de Conexiones (Torqueado): Las vibraciones mecánicas y los ciclos térmicos de carga y descarga pueden provocar el aflojamiento de las conexiones eléctricas. Es indispensable utilizar un torquímetro calibrado para verificar y ajustar la tornillería en barras colectoras (buses), terminales de transformadores e interruptores, asegurando una conductividad óptima y previniendo sobrecalentamientos.
• Revisión de Niveles de Fluidos y Gases: En equipos como transformadores y reactores, el nivel del aceite dieléctrico es un parámetro crítico. De igual manera, la presión del gas hexafluoruro de azufre (SF6) en interruptores de potencia debe mantenerse dentro de los rangos especificados por el fabricante. Niveles incorrectos comprometen seriamente la capacidad del equipo para aislar o interrumpir la corriente de falla.

La disciplina es el factor diferenciador en el mantenimiento preventivo. La omisión de una revisión semestral para "ahorrar" costos puede derivar en una falla catastrófica, cuyo costo de reparación y producción perdida es exponencialmente mayor.

Estos procedimientos se apoyan en tres pilares que todo programa de mantenimiento debe integrar.

Como ilustra la imagen, todo comienza con la seguridad del personal. A partir de ahí, se construye la continuidad del servicio y, finalmente, se alcanza la optimización de los activos a largo plazo.

Frecuencia y Documentación: El Ritmo del Mantenimiento

La periodicidad de estas tareas no es arbitraria. En México, una práctica común y efectiva es alinear el calendario de mantenimiento con las temporadas climáticas.

Generalmente, el mantenimiento de subestaciones eléctricas se programa dos veces al año. Una intervención en junio prepara la instalación para la temporada de lluvias y alta incidencia de descargas atmosféricas. Una segunda revisión en noviembre la adecúa para las bajas temperaturas y las variaciones de carga de fin de año.

Está demostrado que un programa de mantenimiento preventivo bien implementado puede reducir hasta en un 40% la probabilidad de fallas graves. No es casualidad que las entidades públicas en México apliquen programas rigurosos que incluyen limpieza, ajustes e inspecciones en estos meses para garantizar la confiabilidad del sistema. Para profundizar, se puede consultar la documentación técnica oficial que detalla estos protocolos.

La documentación es tan crucial como la ejecución. Cada intervención debe ser respaldada por una orden de trabajo y un checklist detallado.

Checklist de Mantenimiento Preventivo Semestral

Este es un resumen de las tareas críticas durante una jornada de mantenimiento preventivo en una subestación de media tensión, asegurando una cobertura completa.

Componente	Actividad Clave	Frecuencia Recomendada	Herramienta/Equipo Necesario
Transformador de Potencia	Inspección visual de fugas, nivel de aceite y estado de boquillas.	Semestral	Cámara termográfica, equipo de seguridad
Interruptores de Potencia	Verificación de presión de gas SF6, limpieza de aisladores.	Semestral	Manómetro para SF6, paños dieléctricos
Barras Colectoras (Buses)	Inspección termográfica de conexiones, reapriete con torquímetro.	Semestral	Cámara termográfica, torquímetro calibrado
Aisladores	Limpieza profunda para remover contaminantes (polvo, salinidad).	Semestral	Agua a presión (desenergizado), solventes
Tableros de Control	Limpieza interna, revisión de cableado y terminales.	Anual	Aspiradora industrial, multímetro
Sistema de Tierras	Medición de resistencia de la red de tierras.	Anual	Telurómetro (megger de tierras)

Este checklist sirve como guía para cubrir los puntos más vulnerables. Todos los hallazgos, mediciones y ajustes deben registrarse en una bitácora. Este historial es fundamental para detectar tendencias, diagnosticar problemas recurrentes y tomar decisiones informadas a futuro.

Técnicas de Mantenimiento Predictivo para Anticipar Fallas

Mientras que el mantenimiento preventivo se basa en un calendario, el mantenimiento predictivo (PdM) es un diagnóstico avanzado basado en la condición real del equipo. Su objetivo no es solo revisar, sino monitorear, medir y analizar el comportamiento de los activos en operación para detectar síntomas incipientes de una falla.

Esta estrategia de mantenimiento de subestaciones eléctricas se fundamenta en datos en tiempo real. En lugar de reemplazar un componente porque "ya le toca" según el manual, la intervención se realiza cuando la evidencia indica que su vida útil está por concluir. Esto optimiza el uso de recursos, evita paradas de producción innecesarias y, crucialmente, previene fallas con una precisión muy superior.

La Termografía Infrarroja: Viendo el Calor que Delata los Problemas

La cámara termográfica es una de las herramientas más potentes en el mantenimiento predictivo. Esta tecnología permite visualizar la radiación infrarroja (calor) emitida por los componentes, revelando problemas invisibles al ojo humano.

Un punto caliente en una conexión es un indicador claro de alta resistencia eléctrica, generalmente causada por un tornillo flojo, corrosión o desgaste. Si no se atiende, este sobrecalentamiento degrada el aislamiento, genera pérdidas de energía (I²R) y puede culminar en una falla catastrófica.

Una inspección termográfica periódica permite:

• Identificar conexiones deficientes en buses, terminales de transformadores e interruptores antes de que generen un arco eléctrico.
• Detectar desbalances de carga entre fases, que pueden indicar una distribución incorrecta o un equipo defectuoso.
• Evaluar el estado de los seccionadores y sus cuchillas, asegurando que no presenten puntos de alta resistencia que comprometan su operación.

La realización de barridos termográficos periódicos permite crear una línea base térmica de la subestación, facilitando la detección de anomalías al comparar mediciones a lo largo del tiempo.

Análisis de Gases Disueltos (DGA): El Diagnóstico Interno del Transformador

El transformador de potencia es el activo más crítico de la subestación. El Análisis de Gases Disueltos (DGA) es la técnica por excelencia para diagnosticar su estado interno sin necesidad de desenergizarlo y desensamblarlo.

Cuando el aceite dieléctrico del transformador se somete a estrés térmico o eléctrico, se descompone y libera gases específicos. El tipo y la concentración de estos gases revelan con precisión el tipo de falla que se está gestando en su interior.

Un técnico extrae una muestra de aceite para su análisis en laboratorio, donde se buscan gases clave:

• Hidrógeno (H2): Su presencia suele indicar descargas parciales (efecto corona).
• Metano (CH4) y Etano (C2H6): Se asocian con sobrecalentamiento a bajas temperaturas.
• Etileno (C2H4): Sugiere un sobrecalentamiento más severo que afecta directamente al aceite.
• Acetileno (C2H2): Es la señal de máxima alerta. Su presencia, incluso en pequeñas cantidades, indica la existencia de arcos eléctricos de alta energía, un precursor de una falla mayor.

Un incremento súbito en la concentración de acetileno es una alarma crítica que exige una desenergización programada para inspección y reparación, evitando así una posible explosión del equipo.

Esta técnica, estandarizada por normativas como las del IEEE, es fundamental en el mantenimiento de subestaciones eléctricas porque traduce datos químicos en inteligencia operativa que protege activos y previene pérdidas millonarias.

Análisis de Vibraciones en Partes Móviles

Aunque la mayoría de los equipos en una subestación son estáticos, componentes como los ventiladores de los transformadores o los mecanismos de operación de los interruptores poseen partes móviles. El análisis de vibraciones es esencial para monitorear su salud mecánica.

Cada equipo rotativo tiene una "firma" de vibración característica cuando funciona correctamente. Mediante acelerómetros y software especializado, se registra esta firma y se monitorean sus variaciones a lo largo del tiempo.

Un cambio en el patrón de vibración puede indicar:

• Desbalanceo en las aspas de los ventiladores.
• Desalineación en ejes de motores.
• Desgaste en rodamientos o cojinetes.
• Lubricación deficiente en los mecanismos.

Detectar estos problemas mecánicos de forma temprana evita que un desajuste menor evolucione a una falla completa, la cual podría comprometer el sistema de enfriamiento del transformador o la capacidad de operación de un interruptor en un momento crítico. Al integrar estas técnicas, el mantenimiento predictivo permite una gestión proactiva de los activos, garantizando una confiabilidad superior.

Cuando lo Inesperado Ocurre: Protocolos para Mantenimiento Correctivo y de Emergencia

A pesar de una estrategia robusta de mantenimiento preventivo y predictivo, ninguna subestación es inmune a fallas imprevistas. Es en estos momentos de crisis cuando se activa el mantenimiento correctivo, una disciplina que exige rapidez, precisión y un plan de acción rigurosamente definido para minimizar el impacto en la operación.

El objetivo principal es reducir el Tiempo Medio de Reparación (MTTR). Cada minuto que una subestación permanece fuera de servicio se traduce en pérdidas económicas directas y puede comprometer la estabilidad de la red eléctrica.

La Respuesta Inmediata: Diagnóstico Bajo Presión

El protocolo de emergencia se activa en el instante en que un sistema SCADA emite una alarma, un interruptor opera inesperadamente o el personal de campo reporta una anomalía. Los primeros minutos son críticos. La prioridad es evaluar la magnitud del problema, a menudo de forma remota, y garantizar la seguridad del personal que se movilizará al sitio.

Una vez en el lugar, el diagnóstico debe ser metódico y preciso. Es fundamental responder a preguntas clave: ¿Cuál fue la causa raíz de la falla? ¿Afectó a un componente aislado o es un síntoma de un problema sistémico? ¿Qué otros equipos podrían estar comprometidos? La experiencia del personal y el uso de herramientas adecuadas, como medidores de aislamiento o cámaras termográficas, son decisivos. Un diagnóstico erróneo solo prolonga la interrupción del servicio.

El Reto del Clima y por qué la Preparación lo es Todo

En México, las condiciones climáticas representan un desafío significativo. Se estima que hasta un 30% de las fallas en subestaciones están directamente relacionadas con fenómenos como huracanes, tormentas eléctricas e inundaciones. Estos eventos no solo causan el daño inicial, sino que complican enormemente las labores de reparación en términos de logística y seguridad.

La diferencia entre una interrupción de horas y una de días radica casi siempre en la preparación. Disponer de un stock de repuestos críticos y tener equipos de respuesta rápida en alerta es lo que distingue a una operación resiliente de una vulnerable.

Empresas con amplia experiencia en el sector confirman que sin protocolos de respuesta a emergencias bien definidos, el impacto en la red es severo. Una falla prolongada en una gran instalación industrial puede generar pérdidas superiores a los 10 millones de pesos por día. Para entender mejor estos factores, se puede aprender más sobre los retos del mantenimiento en el entorno mexicano.

La Seguridad no es Negociable en Condiciones Críticas

Durante una emergencia, la seguridad es la máxima prioridad. Trabajar en una subestación parcialmente energizada o bajo condiciones climáticas adversas multiplica los riesgos de forma exponencial. Por lo tanto, el protocolo de actuación debe ser inflexible:

• Asegurar la Zona de Trabajo: Antes de cualquier intervención, es imperativo delimitar el área y aplicar rigurosamente los procedimientos de bloqueo y etiquetado (LOTO). Esta es la única manera de garantizar que los equipos estén completamente desenergizados y puestos a tierra.
• Comunicación Constante: La coordinación entre el personal de campo y el centro de control debe ser fluida y precisa para coordinar maniobras, reportar avances y solicitar apoyo si es necesario.
• Equipo de Protección Personal (EPP) Adecuado: Se debe utilizar el EPP específico para el riesgo presente, incluyendo trajes de protección contra arco eléctrico (arc flash), guantes dieléctricos certificados y cascos de seguridad.

La movilización de personal y la disponibilidad de un inventario actualizado de repuestos críticos —desde fusibles y aisladores hasta transformadores de instrumento— son clave para una reparación expedita. La espera de una refacción puede convertir un problema de horas en una crisis de semanas, con un impacto catastrófico para la operación.

Pruebas Eléctricas Esenciales y la Normativa que no Puedes Ignorar

Mientras que las inspecciones visuales y termográficas ofrecen indicios valiosos, el diagnóstico definitivo sobre la condición de una subestación eléctrica se obtiene a través de pruebas eléctricas. Estos procedimientos no son opcionales; son una exigencia técnica y normativa que permite cuantificar la salud de los activos más críticos.

La ejecución correcta de estas pruebas, siguiendo los estándares de CFE, la NOM-001-SEDE e IEEE, es la columna vertebral del mantenimiento de subestaciones eléctricas. Los resultados obtenidos no son meros datos; son la evidencia tangible de que un interruptor operará correctamente ante una falla, que un transformador no presenta un defecto interno en desarrollo, y que el sistema de tierras protegerá al personal ante un cortocircuito.

Medición de Resistencia de Aislamiento (Prueba "Megger")

Esta es una de las pruebas más fundamentales. Su objetivo es verificar la integridad del material dieléctrico que aísla los componentes de alta tensión. Se utiliza un medidor de resistencia de aislamiento (conocido comúnmente como "Megger"), que inyecta un voltaje de corriente directa (DC) y mide la resistencia del aislamiento.

Un valor bajo de resistencia es una señal de alarma que puede indicar la presencia de humedad, contaminación o carbonización, condiciones que pueden provocar corrientes de fuga o un arco eléctrico. Los resultados deben compararse con mediciones históricas y los valores de referencia del fabricante para determinar si el equipo es seguro para continuar en operación.

Resistencia de Contactos en Interruptores y Seccionadores

Con cada operación, los contactos de interruptores y seccionadores sufren un desgaste microscópico. Con el tiempo, este desgaste incrementa la resistencia en el punto de contacto, generando calor y pérdidas de energía. Es una falla que se desarrolla lentamente pero con consecuencias graves.

Para detectarla, se utiliza un microhmímetro, un equipo que mide la resistencia con una precisión de micro-ohmios (µΩ). Si los valores medidos exceden las especificaciones del fabricante, es un indicador inequívoco de que los contactos están dañados, desalineados o contaminados, y requieren una intervención inmediata para evitar una falla en la operación.

La experiencia enseña a nunca subestimar los resultados de estas pruebas. Ignorar un valor de aislamiento en declive o una alta resistencia de contactos es, en la práctica, apostar a que no ocurrirá una falla catastrófica que pudo ser prevenida.

Relación de Transformación (TTR) y Resistencia Óhmica de Devanados

Estas dos pruebas constituyen una radiografía del estado interno de un transformador y son indispensables para evaluar la salud de su núcleo y bobinas.

• Prueba de Relación de Transformación (TTR): Verifica que la relación entre el voltaje del devanado primario y el secundario sea la correcta en todas las posiciones del cambiador de derivaciones (TAP). Una desviación puede indicar espiras en cortocircuito, un problema grave que afecta la regulación de voltaje y puede llevar a la destrucción del transformador.
• Resistencia Óhmica de Devanados: Mide la resistencia de las bobinas de cobre o aluminio. La comparación de los resultados entre fases y con datos de fábrica permite detectar conexiones internas flojas, hilos rotos o defectos en el cambiador de TAPs.

Las estadísticas en México indican que cerca del 25% de los apagones se originan por un mantenimiento deficiente en subestaciones. Pruebas como estas, ejecutadas con rigor técnico y en cumplimiento con los manuales de CFE y las normas IEEE, son obligatorias. Está demostrado que los programas de mantenimiento bien estructurados elevan la confiabilidad de las subestaciones por encima del 99.5%. Si desea profundizar, puede aprender más sobre el impacto del mantenimiento en la calidad de la energía.

Medición de la Resistencia del Sistema de Puesta a Tierra

De todos los sistemas de una subestación, la red de tierras es el más crítico para la seguridad. Su función es proporcionar una trayectoria de baja impedancia para que las corrientes de falla se disipen a tierra de forma segura, protegiendo tanto al personal como a los equipos.

Utilizando un telurómetro, se mide la resistencia de esta red. La NOM-001-SEDE es explícita sobre los valores máximos permitidos. Una resistencia elevada es inaceptable, ya que ante una falla, las tensiones de paso y de contacto podrían alcanzar niveles letales y los sistemas de protección podrían no operar correctamente. La correcta ejecución de esta prueba es un requisito normativo y el fundamento de un entorno de trabajo seguro.

Resolvemos tus Dudas sobre el Mantenimiento de Subestaciones

En la gestión diaria del mantenimiento de subestaciones eléctricas, surgen preguntas recurrentes. A continuación, respondemos las dudas más comunes de ingenieros y gerentes de planta, con respuestas basadas en la experiencia práctica.

¿Qué diferencia hay en la práctica entre mantenimiento preventivo y predictivo?

Aunque a menudo se confunden, la diferencia es fundamental. El mantenimiento preventivo se basa en un calendario fijo: se realizan tareas como reapriete de conexiones o limpieza de aisladores a intervalos predefinidos, independientemente de la condición del equipo. Es un enfoque basado en el tiempo ("time-based").

En cambio, el mantenimiento predictivo se basa en la condición real del equipo ("condition-based"). Se utilizan herramientas de diagnóstico como termografía o análisis de gases disueltos para monitorear el estado de los activos. La intervención solo se produce cuando los datos indican que una falla está comenzando a desarrollarse, optimizando así los recursos y evitando paradas innecesarias.

¿Cada cuánto tiempo se deben hacer las pruebas eléctricas más importantes?

La frecuencia óptima depende de la criticidad del equipo y de las condiciones ambientales. Sin embargo, las mejores prácticas y las normativas sugieren las siguientes periodicidades:

• Resistencia de Aislamiento (Prueba Megger): Mínimo una vez al año. En ambientes con alta humedad o contaminación, se recomienda una frecuencia semestral.
• Resistencia de Contactos: Anual, especialmente en interruptores de potencia que operan con frecuencia.
• Análisis de Gases Disueltos (DGA): Para transformadores de potencia, el estándar es anual. Sin embargo, si un análisis previo muestra una tendencia anómala, la frecuencia debe reducirse a trimestral o incluso mensual hasta estabilizar la condición.
• Resistencia del Sistema de Puesta a Tierra: Anual, sin excepción. Es un requisito de la NOM-001-SEDE y es fundamental para la seguridad del personal.

¿Qué es exactamente un "punto caliente" y por qué se le tiene tanto miedo?

Un "punto caliente" es un área de alta temperatura detectada con una cámara termográfica, generalmente en una conexión eléctrica. Es una señal inequívoca de alta resistencia, causada comúnmente por un tornillo flojo, corrosión o suciedad. Este sobrecalentamiento degrada el aislamiento de los conductores, genera pérdidas de energía y, si no se corrige, puede derivar en un arco eléctrico, una falla catastrófica y un potencial incendio.

Un punto caliente no es una advertencia, es una emergencia silenciosa. Ignorarlo es permitir que una falla corregible con un simple reapriete de terminales se convierta en una interrupción de servicio costosa y peligrosa.

¿Es posible hacer mantenimiento con la subestación energizada?

Algunas tareas de mantenimiento predictivo, como las inspecciones termográficas o visuales, deben realizarse con la subestación en operación para observar el comportamiento de los equipos bajo carga.

Sin embargo, la gran mayoría de las tareas de mantenimiento preventivo y todo el mantenimiento correctivo exigen una desenergización total. No existen atajos. Es mandatorio seguir un estricto protocolo de seguridad, como el de bloqueo y etiquetado (LOTO). Intervenir equipos de media o alta tensión sin una libranza adecuada es una práctica prohibida y potencialmente mortal. La seguridad del personal técnico es la máxima prioridad.

¿Qué refacciones críticas debería tener siempre a la mano?

Disponer de un stock de repuestos esenciales puede reducir drásticamente el Tiempo Medio de Reparación (MTTR). Aunque cada instalación es única, un inventario mínimo debería incluir:

• Fusibles de potencia: De diversas capacidades para media y baja tensión.
• Aisladores: Tipos de suspensión y poste, ya que están expuestos a factores ambientales y mecánicos.
• Apartarrayos: De las tensiones nominales correspondientes a la subestación.
• Juegos de boquillas y empaques: Específicos para el transformador de potencia.
• Aceite dieléctrico: Cantidad suficiente para rellenar niveles por fugas menores mientras se programa una reparación mayor.

Contar con estas refacciones es una inversión mínima en comparación con el costo de una parada de producción prolongada.

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