Manual de Ejecución de Mantenimiento Preventivo de Subestaciones Eléctricas

PROCEDIMIENTO Código: OPS_ME_MP_SE_V1 Versión: 01-2015

Revisado por: MVAprobado por: MV

Fecha de Aprobación 31-8-2015Página: 1 de 13

MANUAL EJECUCIÓN – MP SEE

MANUAL DE EJECUCIÓN DE SERVICIOS DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO PARA SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

1. OBJETIVOSEste manual tiene por objetivo brindar información teórica y práctica de los procedimientos de operación, mantenimiento y seguridad para las subestaciones eléctricas, respetando siempre las normas vigentes en materia de salud, seguridad y medio ambiente, para lograr el funcionamiento adecuado bajo cualquier condición de operación.

2. OBJETIVOS ESPECIFICOS Describir el funcionamiento de cada uno de los elementos principales que constituyen las subestaciones

eléctricas y el conjunto de sus componentes ya interconectados. Describir los procedimientos a realizarse durante los trabajos de mantenimiento preventivo en las

subestaciones Eléctricas. Clasificación de los elementos o dispositivos que van ser objeto del mantenimiento. Conocer y respetar las normas de seguridad para minimizar el riesgo de accidentes del personal que

opera la subestación.

3. ALCANCESEn este proyecto trataremos principalmente de los procedimientos técnicos correspondiente al desarrollo y ejecución de los mantenimientos preventivos a las subestaciones eléctricas.

4. PROCEDIMIENTO TÉCNICO DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE LOS EQUIPOS DE LAS SUBESTACIONESEn este capítulo se van a describir las actividades técnicas necesarias para la correcta ejecución del mantenimiento preventivo de la subestación, en donde se contemplarán los siguientes puntos:

Charlas respectivas de los procedimientos de seguridad Inspección visual y detección potencial en los alimentadores Corte del suministro por parte de la concesionaria

a. Desconexión de las cargasb. Maniobras de puesta a tierra y desenergización

Mantenimiento y pruebas a los equipos existentes en la subestación Limpieza general del ambiente de la subestación Reconexión de suministro por parte de la concesionaria Inspección del correcto funcionamiento de la subestación Elaboración de informes de mantenimiento y protocolos de pruebas Cotización por las tareas correctivas a realizarse de las observaciones encontradas durante el

mantenimiento preventivo

El documento una vez impreso se convierte en una copia no controlada





5. CHARLA DE SEGURIDADPara llevar a cabo la ejecución del mantenimiento preventivo y prevenir accidentes, es necesario realizar una pequeña reunión con el personal operativo para la charla de seguridad. Dicha charla se registrará en un formato que detallará el nombre de las personas involucradas en la charla, el expositor, los temas a exponer y los procedimientos de seguridad. En dicha charla se deberán tocar, como mínimo, las siguientes actividades:

Herramientas y EPPs Uso adecuado de los equipos de protección personal. La selección adecuada de las herramientas a utilizar, de acuerdo a los voltajes de operación del circuito

cuando se trabaje con líneas vivas. Instrucciones al personal para la revisión de herramientas y equipos, con la finalidad de verificar que

están en condiciones de funcionamiento. Así mismo, se darán las Instrucciones sobre el adecuado almacenamiento, transporte y uso de los equipos para garantizar su buen funcionamiento.

Actividades Específicas de trabajo y seguridad Instrucciones concretas sobre el trabajo a realizar. Realizar la distribución de personal para realizar ciertas actividades. Realizar las indicaciones necesarias al personal para identificar las instalaciones eléctricas que

presentan mayor peligro. Indicar al personal las medidas de seguridad necesarias a tomar para impedir daños y las acciones que

se deben aplicar antes, durante y después en los equipos o áreas donde se realizaran las actividades de mantenimiento. En este punto, se debe hacer referencia a los siguientes puntos relevantes: Evaluar la presencia de tensión o ausencia de la energía eléctrica en equipos o instalaciones

eléctricas a revisar. Verificar que la puesta a tierra esté en condiciones de funcionamiento o bien colocar las tierras

temporales. Finalizado los trabajos de mantenimiento, realizar una inspección en todo el circuito o red en el que

se efectuaron los mantenimientos, con el objetivo de asegurarse que ha quedado libre de materiales, herramientas y personal.

Indicaciones para delimitación de zonas, colocación de señales y etiquetas de seguridad en las instalaciones eléctricas que estén en mantenimiento.

Charla de Seguridad para mantenimiento

6. INSPECCIÓN VISUAL Y DETECCIÓN TENSIÓN EN LOS ALIMENTADORES






Esta inspección consiste en la observación y verificación a detalle de los diferentes componentes de la subestación durante su operación normal, considerando parámetros operativos, estado y condiciones físicas del equipo de la subestación. Tiene por finalidad revisar visualmente el estado exterior de los equipos, anotándose en una planilla los resultados de dicha inspección.

Inspección de la subestación Revisar la limpieza general de la subestación, para determinar si existen nidos o cualquier otro

material que impida la operación adecuada del equipo. Verificar la no existencia de falsos contactos o chisporroteo por falta de ajuste en las conexiones. Revisar que no existan daños físicos o golpes en los aisladores. Revisar el estado de tablero de transferencia y del grupo electrógeno, para poder trasladar las

cargas a la red de emergencia.

Inspección al transformador Verificar la no existencia de falsos contactos o chisporroteo por falta de ajuste en las conexiones. De ser el caso, revisar que no existan fugas de aceite en válvulas, radiadores, cordones de

soldadura y empaques. Revisar la conexión a tierra. Revisar el estado de la pintura del transformador. Revisar si el transformador produce ruido o vibración anormal. Revisar que no exista daños físicos o golpes en: boquillas, terminales, conductores válvulas y

tanque. Inspección de la red de tierras. Revisar que estén completos y en buen estado los conectores, conductores y varillas del sistema de

tierras.

Inspección del transformador con pérdida de aceite

7. CORTE DEL SUMINISTRO POR PARTE DE LA CONCESIONARIA






Este servicio de corte de suministro eléctrico por parte de la concesionaria de cada zona es importante para que el mantenimiento de la subestación se pueda realizar sin ningún riesgo eléctrico. Una vez presente la concesionaria, el supervisor técnico realizara las coordinaciones con la concesionaria para poder liberar la subestación, para ello es indispensable tomar en consideración los siguientes pasos:

Apertura física de los interruptores termomagnéticos Apertura de las cuchillas (seccionador de potencia, interruptor de potencia o seccionador Cut Out)

que está conectada a la acometida de la concesionaria donde se manejan valores de media tensión Realización de la apertura por parte de la concesionaria.

Maniobras de puesta a tierra y desenergización Este procedimiento cosiste en conectar a tierra mediante un aterramiento portátil las posibles

entradas de energía en media y baja tensión. Se realiza después de la apertura, y es importante para la protección del personal, que vaya a

realizar el mantenimiento de la subestación. El objetivo de poner a tierra cada una de las partes de la subestación se debe a que después de la

apertura, aunque la subestación ya no está energizada en el transformador, cuchillas o tableros se puede tener presencia de tensión por una falla en los equipos de apertura y cierre de circuitos.

Detección de tensión en los alimentadores Este procedimiento se realiza después de la apertura y consiste en verificar con ayuda de un

revelador de tensión la ausencia de tensión en cada uno de los alimentadores y de las cuchillas que suministran energía a la subestación.

Apertura y Revelado de tensión del seccionador Potencias

8. LIMPIEZA DEL AMBIENTE DE LA SUBESTACIONEste procedimiento se realiza solo para subestaciones convencionales y compactas; se procede después de culminada todos los procedimientos de apertura mencionados anteriormente, además que es una condición importante para que el trabajo sea seguro, eliminando riesgo de accidentes, simplificando el trabajo, aumentando el espacio disponible y finalmente evitar que los equipos de la subestación se vuelvan a ensuciar al iniciar sus mantenimientos y pruebas. Este procedimiento consiste en:






Limpieza del suelo del ambiente con escoba y aspiradora industrial, esto con el fin de presentar así un trabajo de mayor calidad.

Limpieza de los buzones o ductos de cables con aspirado industrial. Limpieza exterior e interior del gabinete de la subestación con aspiradora y ceras para limpieza de

tableros.

Limpieza de ambiente de S.E y Buzón de M.T

9. MANTENIMIENTO Y PRUEBAS A LOS EQUIPOS DE LA SUBESTACIONEn esta parte vamos a describir paso a paso las actividades de mantenimiento a realizarse para cada elemento de la subestación eléctrica ya sea convencional o compacta; estas actividades serán las mismas a realizarse en todas las subestaciones eléctricas particulares de PROMART a nivel nacional.

Mantenimiento y Pruebas a las unidades de M.T (Seccionadores e Interruptores de Potencia)Antes de iniciar con el mantenimiento de estos equipos se debe tener la seguridad de que las piezas no estén energizadas y deberán ponerse a tierra antes de tocarlas. Nunca deberá abrirse o cerrarse a no ser que el circuito ya esté abierto en algún otro punto, como en este caso la acometida de la concesionaria.

Mantenimiento Preventivo a seccionadores de potenciaEl procedimiento de mantenimiento de este equipo consiste en:

Inspección general del seccionador. Se verificará el correcto dimensionamiento de los fusibles de M.T. Se verificará el estado actual de los cables de llegada. Se verificarán los puntos de oxidación o contactos dañados en los mecanismos del seccionador y

efectuar así la reposición de pernos en mal estado. Limpieza general y engrasado de los mecanismos de apertura y cierre. Se realizará la limpieza general del seccionador de potencia con trapo industrial para sacar

acumulaciones de polvo. Pulverizado general con solvente dieléctrico al seccionador y a los fusibles de protección de M.T Limpieza de los aisladores que soportan el seccionador mediante el empleo de solvente dieléctrico. Lubricación de los mecanismos de apertura y cierre.






Aplicación de solvente dieléctrico al seccionador de potencia.

Reapriete de conexiones en generalEn este procedimiento se realizara el ajuste de cada uno de los elementos que sujetan los cables y los soportes del seccionador para garantizar que no presente fallas por falso contacto.

Pruebas de operación mecánica del seccionador de potenciaSe realizara las maniobras mecánicas de apertura y cierre necesario al seccionador para comprobar así la eficiencia de los mecanismos de bloqueo, esto nos ayudara también en verificar que el seccionador no se encuentre trabado y que la apertura no sea lenta. Para el buen funcionamiento de los mecanismos de bloqueo deben cumplir las siguientes condiciones:

La manija de la puerta de la celda de M.T no deberá abrirse si el seccionador de línea a la que esta acoplado se encuentra cerrado.

El seccionador de línea no podrá cerrarse si el seccionador de potencia a la que se encuentra acoplado está en posición cerrada.

El seccionador de línea no podrá abrirse si el seccionador de potencia a la que se encuentra acoplada está en posición cerrada.

La cuchilla de puesta a tierra no podrá cerrarse si el seccionador de potencia a la que se encuentra acoplada está en posición cerrada.

Prueba de resistencia de aislamientoLa resistencia de aislamiento será medida con un instrumento llamado meghometro Analógico de 10kV, marca Megabras, modelo Mi 10KVe. Esta prueba tiene como finalidad determinar las condiciones del aislamiento, para detectar pequeñas imperfecciones o fisuras y su degradación por envejecimiento.

Antes de iniciar con prueba de aislamiento se debe tener abierto el seccionador y aterrizar la base del seccionador, para luego realizar las mediciones entre las partes activas y masa, y entre los distintos bornes entre sí, estas mediciones no deben ser inferiores a 250 MΩ (Ver Tabla 3.7), pero dichos valores pueden ser altos o bajos y depende mucho de factores como temperatura o el contenido de humedad.






Prueba de aislamiento al seccionador de potencia

Mantenimiento preventivo a seccionadores tipo Cut OutEl procedimiento de mantenimiento de este equipo consiste en:

Realización de la apertura de los porta fusibles con la pértiga telescópica una vez finalizada la apertura por la concesionaria.

Retiro y desmontaje del seccionador Cut – Out. Limpieza de la porcelana y partes metálicas del Seccionador tipo Cut - Out con trapo y solvente

dieléctrico. Revisión de la capacidad de corriente del fusible tipo Link (o de expulsión) y el cambio respectivo en

caso amerite. Lijado de la parte metálica oxidada del seccionador tipo Cut - Out. Lubricación del Resorte del Gatillo de disparo. Prueba de resistencia de aislamiento de extremo a extremo de cada seccionador.

Aplicación de solvente dieléctrico al seccionador Cut-Out

Mantenimiento y pruebas al transformadorEl procedimiento de mantenimiento de este equipo consiste en lo siguiente:






Inspección general del transformador. Se realizara solo la inspección visual de que si todos los componentes del transformador se

encuentran en óptimas condiciones, consiste en lo siguiente: Revisar la operatividad del indicador de nivel de aceite; para comprobar acertadamente la cantidad

de aceite que tiene el transformador, procurando que este en el nivel exacto, ya que un cambio repentino en el nivel de aceite es signo de que el transformador se encuentre sobrecalentado, el tanque está dañado o que existe una fuga.

Revisar la operatividad del indicador de temperatura; para conocer la temperatura que guarda el transformador (Max. 110ºC) cuando está operando, pues una falla de este puede ocasionar que el transformador se dañe.

En caso sea necesario, verificar si el Silica gel está húmedo o seco; ya que este material permite asegurar que el aire que ingresa al interior del transformador no contenga humedad que es perjudicial para el aceite dieléctrico.

Verificar si las ruedas las ruedas del transformador están sobre rieles correctamente anclados. Verificar fugas de aceite y estado de las empaquetaduras; la fuga de aceite puede ser causada por

el deterioro de algún empaque o por mal posicionamiento. Percibir ruidos anormales al transformador; esto es posible siempre y cuando estés familiarizado

con el sonido que el transformador produce durante su operación, y cuyas causas pueden ser por defecto en el mecanismo de ajuste del núcleo o aflojamiento de las piezas de anclaje.

Registro de la placa del transformador; esto con el objetivo de anotar y conocer los datos técnicos del transformador, un dato importante en conocer son los niveles de tensión primario y secundario, ya que con ella podemos calcular la relación de transformación teórica y compararla con la relación de transformación medida con el equipo DTR y verificar así que se encuentre dentro los limites.

Limpieza exterior y lubricación del transformador. Durante la limpieza se conectara los terminales del transformador a tierra, con el objetivo de evitar

accidentes eléctricos; la limpieza exterior del transformador consiste en lo siguiente:

Limpieza del tanque o cuba del transformador; esto se realiza con un limpiador liquido detergente disuelto en agua y trapo industrial, en donde se debe retirar el polvo acumulado en toda la superficie, para finalmente pulverizar a todo la superficie con solvente dieléctrico.

Limpieza de las boquillas (aisladores) del transformador; se realiza primero con estopa para retirar el polvo acumulado, luego se aplica el solvente dieléctrico con una pistola pulverizador, dicho solvente debe tener alta rigidez dieléctrica.

Limpieza y pulverizado con solvente dieléctrico a los fusibles de protección. Limpieza y pulverizado con solvente dieléctrico a los cables de llegada y salida. Reapriete de conexiones externas del transformador. Reapriete en el lado primario y secundario; esto se realiza con ayuda de un torquímetro para

comprobar que efectivamente se ha ajustado la tornillería, así evitar que existan falsos contactos que ocasionen daño en las boquillas o cables que están conectados directamente a estas.

Ajuste de las empaquetaduras para eliminación de fugas en la misma; esto se realiza con un torquímetro mediante el ajuste uniforme de las bridas y tornillos de sujeción, cuya finalidad es de evitar fugas de aceite, y así también evitar que el aceite dieléctrico se deteriore por el contacto con el medio ambiente.

Prueba de Resistencia de Aislamiento






Esta prueba se efectuará con un equipo meghometro Analógico de 10kV, Marca Megabras, modelo 10KVe. El objetivo de esta prueba es verificar que los aislamientos del transformador bajo prueba cumplen con la resistencia mínima soportable bajo la operación a la que serán sometidos, así como de comprobar la no inadecuada conexión entre sus devanados y tierra para avalar un buen diseño del producto y que no exista defectos en el mismo. Para realizar la prueba de resistencia de aislamiento se realizara los siguientes pasos:

Limpiar la porcelana de las boquillas (aisladores) quitando el polvo, suciedad, etc. Desconectar en caso existiera los neutros de los devanados del sistema de tierra. Realizar el aterramiento del tanque del transformador en caso no existiera, esto para evitar energías

residuales por efectos capacitivos e inductivos. Realizar puentes (cortocircuitos) entre las terminales de las boquillas (aisladores) de cada devanado

primario y secundario. Seleccionar en nuestro equipo meghometro el voltaje de prueba. La conexión de equipo meghometro para la medición de aislamiento (Ver Figura) se realizara de la

siguiente manera:

Conexiones del equipo meghometro para la prueba de aislamiento

Entre la bobina de M.T y B.T ; la terminal positiva del equipo de medición se conectara en la bobina de M.T y la terminal negativa a la bobina de B.T

Entre la bobina de M.T y tanque del transformador ; la terminal positiva del equipo de medición se conectara en el tanque del transformador y la terminal negativa se conectara en la bobina de M.T.

Entre la bobina de B.T y tanque del transformador ; la terminal positiva del equipo de medición se conectara en el tanque del transformador y la terminal negativa se conectara en la bobina de B.T.

Para cada prueba anotar las lecturas cada 0.5min, 1min, 5min y 10min. La resistencia del aislamiento varía según la capacidad del transformador y las condiciones dadas

por el fabricante.Prueba de relación de transformaciónEsta prueba se efectuara con un equipo Radiómetro DTR, cuyas características son:






Marca: AEMC Modelo: DTR 8510 Serie: 116509KMDV

Equipo Radiómetro DTR.

Al realizar esta prueba se podrá determinar lo siguiente:

Detectar cortocircuitos en el arrollamiento de los devanados (espiras) por posible daño de aislamiento.

Detectar circuitos abiertos en espiras, conexiones hacia boquillas, cambiador, etc. Detectar problemas con las conexiones del cambiador de taps. Comprobar que la relación marcada en la placa de datos sea la correcta.

Para realizar la prueba de relación transformación se realizara los siguientes pasos:

Verificar el aterramiento del tanque del transformador. Anotar los datos de la placa y verificar el diagrama de conexión del transformador para poder

conectar correctamente el Radiómetro DTR. Teniendo los datos de la placa del transformador, realizar los cálculos de la relación teórica, para

poder compararla con la relación medida. Realizar la conexión del equipo Radiómetro DTR para la prueba de relación de transformación. Para cada prueba anotar la lectura obtenida. Finalmente realizar los cálculos de error porcentual con los valores medidos y lo valores teóricos

calculados, debiendo ser menor al ±5% según norma internacional IEC 60076-1, que para nuestro caso se obtuvo valores aceptables.

Toma de muestra de aceiteEste procedimiento consistirá en extraer una pequeña muestra de aceite dieléctrico para luego ser enviada al laboratorio y realizar la prueba de rigidez dieléctrico. El aceite será extraído de la válvula de muestreo ubicado en la parte inferior del tanque del transformador, su ubicación es debido a que el aceite en ese punto tiene mayor número de impurezas, siendo esta muestra la más significativa. Para la toma de la muestra de aceite se requiere los siguientes materiales:






Envase de vidrio de color ámbar (Oscuro) de capacidad de 500ml. Manguera de plástico transparente de ¼ de diámetro. Reducciones de varios tamaños y herramientas para su instalación. Trapo industrial color blanco. Recipiente de plástico para recibir el derrame del aceite. Uniforme Tybek, guantes quirúrgicos y de nitrilo para protección personal.

Durante la toma de muestra se debe seguir las precauciones necesarias para no contaminar o humedecer el aceite dieléctrico. La obtención de la muestra es uno de los pasos más importantes en el análisis, ya que de esto depende la confiabilidad de los resultados de la prueba. A continuación se citan los principales puntos para proceder a la toma de muestra de aceite:

Ubicar la válvula de muestreo en el transformador y limpiar el área de la válvula con trapos limpios y secos, para luego retirar el tapón de dicha válvula.

Seleccionar el tipo de reducción adecuado las cuales se ajusten de acuerdo al diámetro de la válvula de muestreo.

Realizar la conexión entre la manguera y la válvula de muestreo. Abrir la válvula de muestreo y dejar salir aproximadamente 500ml de aceite en el recipiente de

plástico, con la finalidad de evitar tomar una muestra que no sea representativo, ya que en esta área el aceite puede presentar sedimentos.

Posteriormente se cierra la válvula y se introduce la manguera al recipiente de vidrio de color ámbar, para luego abrir la válvula y realizar el lavado del recipiente de vidrio con el propio aceite.

Luego del lavado, realizar el llenado definitivo del recipiente del vidrio abriendo nuevamente la válvula de muestreo.

Finalizado el llenado cerrar el recipiente de vidrio y limpiar la parte exterior de la misma con trapo industrial y empacar adecuadamente para su traslado.

Identificar la muestra extraída con los principales datos del transformador y enviar inmediatamente al laboratorio (no debe exceder a 7 días) para su respectiva prueba de rigidez dieléctrica.

La identificación de la muestra consiste en anotar cierta información los cuales son:

Nombre de subestación y zona.Datos de placa del transformador.

Finalidad del muestreo.Fecha de extracción de la muestra.

Lugar físico en donde se tomó la muestra

Teniendo la muestra de aceite dieléctrica en el laboratorio, procedemos a realizar la prueba de rigidez dieléctrica con un equipo llamado “probador de aceite” cuyas características son:

Marca: Megger Modelo: OTS60PB Nº Serie: 101207097

El procedimiento para realizar la prueba es la siguiente:






Seleccionar en el equipo la norma a utilizar para la prueba, que en nuestro caso será la ASTM D-877, en el cual nos indica que los electrodos a usar son de tipo plano y la separación de estas debe ser de 2.54mm

Luego de colocar el electrodo adecuado y separarlo 2.54mm, procedemos a llenar el recipiente del equipo con aceite dieléctrico hasta que los electrodos queden cubiertos completamente y al nivel marcado en el recipiente.

Luego del llenado del recipiente dejar reposar durante 10 minutos antes de iniciar la prueba, esto con el objetivo de que se escapen las burbujas de aire que puedan estar contenidas en el aceite.

Luego damos inicio a la prueba donde el equipo automáticamente ira incremento gradualmente la tensión (aproximadamente 3kV por segundo), hasta que el aceite contenido entre los electrodos presente una ruptura causada por la presencia de un arco eléctrico entre los electrodos, para luego realizar el apunte de la lectura en kV alcanzado para que se produzca dicho arco.

El procedimiento anterior se realizara 5 veces, agitando y dejando reposar la muestra un tiempo de 3 minutos después de cada prueba. Los valores obtenidos se promediaran obteniéndose así el valor representativo de la muestra.Finalmente el valor representativo de la muestra del aceite es válido siempre que ninguna prueba sea diferente en más de 5kV, si existe una variación mayor deberá efectuarse más pruebas con nuevas muestras.

Finalizada la prueba se emitirá un protocolo al cliente con los resultados obtenidos; para la prueba realizada tomamos de referencia al norma ASTM D-877 la cual nos indica que el valor mínimo aceptable para la prueba de rigidez dieléctrica es de 25kV/008”.

10. ACTIVIDADES FINALESDespués de finaliza el mantenimiento y pruebas a cada elemento de la subestación se procederá a realizar las siguientes actividades para dar termino al mantenimiento preventivo.

Limpieza final del localRealizaremos el retiro de los desperdicios eléctricos como cintas aislantes, trapo industrial que fueron utilizados para la limpieza de las partes físicas de subestación, tornillería inservible, polvo acumulado y diferente contaminantes externos.

Retiro de equipos y herramientas de la subestaciónSe verificará que no queden alojada herramientas en cada una de las unidades de la subestación, esto mediante un recorrido e inspección detallada de cada una de las partes que integran a la subestación. Estas herramientas se ordenaran en función a su uso, para que en su próximo mantenimiento exista un mayor control de las mismas y evitar así tiempos muertos o tiempos de ocio.

Restablecimiento del servicioUna vez culminada los trabajos de mantenimiento, para poder restablecer el servicio de la subestación en forma segura se procederán con los siguientes pasos:

Retirar las etiquetas de libranza en las celdas de media tensión y tableros eléctricos. Retirar las conexiones a tierra instaladas para protección durante el trabajo de mantenimiento.






Cerrar los interruptores generales de los tableros de B.T y verificar visualmente y a una distancia segura, el cierre correcto de dichos interruptores.

Cerrar el interruptor de la celda de media tensión y verificar visualmente el cierre correcto de las mismas.

Luego se informara a la concesionaria para que realice la operación de re energización de la subestación, esto se dará a la hora indicada en la solicitud de corte y reconexión de servicio enviada a la concesionaria.

Inspección del funcionamiento de la subestaciónUna vez energizada la subestación se verificará que cumpla con las funciones normales de operación cerciorándose de que no exista un ruido anormal en los equipos de la subestación, poniéndole mayor atención al ruido emitido por el transformador. Posteriormente se realizarán las mediciones de tensión entre fases y de fase a tierra con el fin de comprobar que efectivamente se tiene la tensión de suministro en las entradas de los interruptores.

Elaboración de informes técnicosEsto se realiza con el fin de proporcionar a nuestro cliente la información del estado en el que se encuentra dicha información. Además se hace con el fin de crear un historial de vida útil de los elementos que componen la subestación.


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