La subestación es el punto por donde entra o sale toda la energía de una planta o una central. Cuando falla, no falla un equipo: se queda sin energía todo lo que alimenta. Por eso su mantenimiento no se puede dejar para cuando algo truene, y tampoco conviene hacerlo solo cuando hay un paro.
Un buen programa combina dos tipos de trabajo: el que necesita librar y desenergizar el equipo, y el que se hace con la subestación en operación.
Lo que necesita librar el equipo
Es el mantenimiento clásico. Se programa en una ventana, se libra el equipo con su procedimiento de seguridad y se hacen la limpieza, los aprietes y las pruebas eléctricas:
Limpieza de aisladores, boquillas y gabinetes.
Revisión y apriete de conexiones.
Resistencia de aislamiento y factor de potencia del aislamiento.
Relación de transformación y resistencia de devanados de los transformadores.
Resistencia de contactos y tiempos de operación de interruptores.
Pruebas del aceite: rigidez dieléctrica, humedad y gases disueltos.
Revisión de protecciones y su coordinación.
Es indispensable, pero tiene un límite: se hace una vez al año o menos, y entre una ventana y otra la subestación queda sin revisar.
Lo que se revisa con todo energizado
Estas técnicas necesitan que el equipo esté trabajando, porque es cuando las fallas se muestran:
Termografía
Encuentra conexiones flojas, contactos dañados y desbalances de carga, que solo se calientan cuando pasa corriente. Es la inspección más útil en una subestación.
Ultrasonido
Escucha el efecto corona, el tracking y las descargas en aisladores, boquillas y celdas, que la termografía muchas veces no ve. Lo explicamos en la guía de efecto corona.
Gases en el aceite
Una muestra del aceite del transformador, tomada con el equipo en servicio, dice si hay una falla interna. En los transformadores críticos se puede medir en línea, cada hora.
Tierras físicas
La red de tierras y los pararrayos se miden para asegurar que protegen al personal y al equipo, como pide la NOM-022-STPS-2015.
Qué pide la norma
La NOM-029-STPS-2011 pide un programa de mantenimiento de las instalaciones eléctricas, procedimientos de seguridad y la identificación del riesgo de arco eléctrico. La NOM-022-STPS-2015 pide medir y registrar las tierras físicas y los pararrayos. Y la NFPA 70B, desde su edición 2023, pide un programa de mantenimiento eléctrico documentado, con inspecciones y pruebas según la condición de cada equipo. En los tres casos, lo que se revisa debe quedar registrado.
Cómo priorizar
Hacer el inventario de la subestación: transformadores, interruptores, celdas, tableros y su importancia.
Hacer una termografía y un ultrasonido con todo energizado para encontrar lo que ya está fallando.
Tomar muestras de aceite de los transformadores.
Con esos hallazgos, programar la ventana de mantenimiento con lo más urgente primero.
Repetir la inspección energizada con la frecuencia que pida cada equipo, y medir en línea los transformadores críticos.
Preguntas frecuentes
¿Cada cuánto se le da mantenimiento a una subestación?
Como referencia, el mantenimiento con equipo librado suele hacerse una vez al año, y las inspecciones energizadas de termografía y ultrasonido, una o más veces al año según la importancia y el estado de cada equipo. La NFPA 70B propone ajustar la frecuencia a la condición.
¿Es seguro inspeccionar con la subestación energizada?
Sí, con personal capacitado, el equipo de protección que indique el estudio de arco eléctrico y respetando las distancias de seguridad. La termografía y el ultrasonido se hacen a distancia, sin tocar partes energizadas.
¿Qué pasa si encuentro un punto caliente?
Se califica su gravedad y se decide si se corrige en la siguiente ventana o antes. Lo importante es que no se quede en el informe: cada hallazgo necesita su corrección y su reinspección.
Inspeccionamos subestaciones energizadas con termografía y ultrasonido, medimos tierras físicas y hacemos el estudio de arco eléctrico para que el mantenimiento se haga con seguridad.