Subestaciones y Protecciones

Sistemas de Control de Subestaciones

 Objetivos
1. Reconocer las principales funciones del
sistema de control.
2. Reconocer los principales tipos de sistemas
de control.
3. Reconocer las principales topologías de los
sistemas de comunicación dentro de un
sistema de control.
 Sistema de Control: Definición
El objetivo principal de un sistema de control &
Protección es supervisar, operar y proteger la
transmisión y distribución de energía eléctrica, durante
la condiciones normales y anormales de la
subestación.

El sistema de control se define como el conjunto de

dispositivos que permiten realizar funciones de
medida, registro, señalización, regulación, control
manual y automático de los equipos.
 Sistemas de Control: Clasificación Según el Tipo de
Mando

Control Local: Consiste en la maniobra y/o el control

directo sobre el equipo.

Control Remoto: Consiste en el control de un equipo

desde un lugar distante.
 Sistemas de Control: Niveles de Control
• Nivel 0 - Equipos de patio – Cubículo de Control Local
– Desconectado (mantenimiento)
– Local (mantenimiento, pruebas)
– Remoto (operación otros niveles)
• Nivel 1 - Control de campos o bahías – Cubículos de C&P
– Local (desde controlador)
– Remoto (operación otros niveles)
– Emergencia (falla del controlador)
• Nivel 2 – Subestación - HMI
– Local (estación de operación)
– Remoto (centros de control: CND, CRD, SLD)
• Nivel 3 – Centros de Control
– Local (Centros de control: CLD, CRC, CND)
 Sistemas de Control: Niveles de Control
A Nivel 3
(CRC)

Nivel 2
(Subestación)

IEDs
Nivel 1
Relés Protección RTUs PLCs DFRs
(Campo o Bahía)

Nivel 0
Proceso (Patio)
Sistemas de Control Según la Tecnología
• Control Convencional: En estos sistemas todas las
funciones de control y supervisión son realizadas por
dispositivos que intercambian información entre sí de
manera cableada.
• Control Coordinado: Las redes de medida, de control y
supervisión son independientes y autónomas entre si.
Los equipos pueden ser IEDs o equipos
convencionales.
• Control Automático de subestaciones (SAS): Se basa
en el uso de dispositivos inteligentes, independientes y
automáticos que se pueden comunicar entre sí a través
del uso de protocolos normalizados.
 Equipos
El sistema de control es un conjunto de los siguientes equipos:
• Gabinete mímico
• Mando y señalización de equipos
• Señalización
• Sistema de alarmas (anunciadores)
• Instrumentos indicadores
• Gabinetes de agrupamiento
• Contadores de energía
• Sistemas de enclavamientos
• Equipo de comprobación de sincronismo
• Registradores y localizadores de fallas
• Control de cambiadores de tomas en transformadores
• Relés de protección
• Servicios de corriente alterna y continua
• Transductores
• Relés de interposición
• Equipos de comunicaciones
• Dispositivos para control remoto UTR (Unidad terminal remota)
• Registro secuencial de eventos

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 Gabinete Mímico

• Esquema sinóptico de la
configuración de la subestación
• Elementos de comando (indicación
de posición)
• Indicadores: A, V, MW, Mvar
• Anunciadores
• Selector de modo de control (local-
remoto)
• Sistema de sincronización manual
• Contadores de energía (panel
posterior)
• Pulsadores del sistema de alarmas

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 Instrumentos Indicadores
Conectados directamente a los secundarios de los transformadores
de medición o a través de transductores
Valor eficaz de:
– Corriente: por fase o uno con selector
(solo en conexión con transductor)
– Tensión: uno con selector
– Potencia activa
– Potencia reactiva
– Tensión barras
– Tensión servicio a auxiliares
– Transformadores de corriente con doble relación: amperímetro con doble
carátula
Sistemas interconectados: vatímetros tipo cero-centro
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 Transductores
• Convierte cantidades eléctricas en c,a, en cantidades de corriente o
tensión en c.c.
• Comúnmente se emplea la magnitud de corriente (mA) como salida en
lugar de la magnitud de tensión (mV) ya que esta última es mas afectada
por interferencias.
• Rangos: 0 - 10 mA, 4 - 20 mA, 0 ± 10 mA, 5 ± 5 mA
• Sirven como interfaz entre los indicadores y las unidades terminales
remotas (UTR)

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 Contadores de Energía
• Equipos para el conteo de energía activa y
reactiva
• Electromecánicos: niveles de distribución o
industrial
• Estado sólido: sistemas de potencia con
intercambio de energía

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 Switches de Mando
• Representan el equipo en el mímico de los
gabinetes de control
• Mando sobre el equipo
• Indicación de posición

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 Relés de Interposición
• Elemento de acople y aislamiento galvánico
entre los equipos de patio y la unidad terminal
remota

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Equipos de Sincronización Manual (Columna
de Sincronismo)
• Para la verificación visual de las condiciones de
sincronismo entre los sistemas a conectar: barra -
línea o barra - barra
• Sincronoscopio: diferencia angular entre tensiones
• Doble frecuencímetro: frecuencia de ambos sistemas
• Doble voltímetro: tensión de ambos sistemas
• Switche de sincronismo por interruptor - una sola
llave: Manual - Automático - Desconectado (elimina
el relé)

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Sistema de Alarmas y Anunciadores

• Conjunto de ventanas localizadas en el gabinete mímico que se

iluminan con la ocurrencia de una falla
• Diferencia de colores: rojo - disparo, ambar - alarma
• Indicación sonora: timbre o corneta
• Pulsadores:
– Reconocimiento de alarma
– Prueba de lampara
– Reposición de la señal
• Secuencia de alarma:
– Ocurrencia de falla: iluminación intermitente + señal audible
– Reconocimiento de alarma: suspensión intermitencia y señal audible
– Eliminación de falla: reposición de la señal

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 Registrador de Fallas
• Equipos con unidades de registro y adquisición de datos
manejados por microprocesadores.
• Registran las señales requeridas para el análisis de la operación
del sistema y de sus esquemas de control y protección.
• Unidad de análisis o unidad maestra ubicada en centro de
control remoto
• Unidad típica: 8 o 9 entradas análogas y 16 entradas digitales
• Entradas análogas: corriente y tensión transformadores de
instrumentación
• Entradas digitales: Cambio de estado de protecciones,
interruptores y señales de teleprotección

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 Localizador de Fallas
• Equipos para registrar la distancia de la falla
en una línea de energía
• Incluido en las protecciones multifuncionales

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 Sistema de Enclavamientos
• Condiciones que se deben cumplir para la apertura
o cierre de un interruptor o un seccionador
– Seccionador: maniobra sin carga e interruptores y seccionadores de puesta a tierra
asociados abiertos

– Seccionador by-pass: interruptor en paralelo cerrado, igual tensión a ambos lados

– Seccionador de transferencia: interruptor de transferencia cerrado, igual
tensión a ambos lados. Solo se cierra un seccionador de transferencia al tiempo

– Seccionadores de barras: se pueden operar con tensión cuando el interruptor

de acople está cerrado

– Seccionadores de puesta a tierra: seccionadores de línea abiertos y

verificación de no tensión en línea

– Interruptor: seccionadores asociados cerrados, condiciones de sincronismo dadas,

seccionadores de puesta a tierra abiertos y equipo en condiciones de ser energizado

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 Gabinetes de Agrupamiento
• Gabinete para instalación a la
intemperie en cada campo de
la subestación
• Agrupan las señales que van
entre el patio y el edificio de
control para optimizar
cableado:
• Señales de corriente
• Señales de tensión
• Mando de equipos
• Alimentación de servicios
auxiliares

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 Gabinete Concentrador
• Instalación interior
para agrupar las
señales que van a
la UTR

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Servicios Auxiliares de Corriente Alterna y
Corriente Continua
• Conjunto de cargadores,
baterías, planta de
emergencia, inversores y
gabinetes de distribución
• Generalmente la
alimentación de los
equipos de control,
protección y
comunicaciones se realiza
con corriente continua
(125 Vcc y 48 Vcc)

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 Unidad Terminal Remota UTR
• Elemento final del sistema de control supervisorio y
adquisición de datos que actúa como los sensores y
actuadores de los operadores del nivel superior o estación
remota.
– Control convencional: equipo en gabinete independiente
– Control integrado: función realizada por los computadores de
campo o central
• Entradas:
– Señales análogas: MW, Mvar, V (fase B), MWh y Mvarh (transductores)
– Señales digitales: estados de equipos y alarmas (relés de interposición)
• Salidas:
– Comandos: interruptores y cambiadores de tomas (relés de interposición)
• La unidad de transmisión/recepción se acopla al sistema de
comunicaciones por medio de modems
• Comunicación con estación remota: portadora línea de potencia (PLP) o
microondas

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Registro Secuencial de Eventos SOE
• Registro sistemático y ordenado en el tiempo
de la ocurrencia de las señales digitales
cableadas a la UTR

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Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IEDs)
• Cualquier elemento que incorpora uno o más
microprocesadores con la capacidad de recibir y
enviar información (datos) y comandos desde o hacia
una fuente externa:
– Unidad terminal remota (RTU)
– Controlador lógico programable (PLC)
– Relés digitales de protección
– Unidad multifuncional de medida
– Contadores de energía
– Registradores de fallas
– Equipos de monitoreo (interrup. y trafos)
– Cambiadores de tomas
– Transferencias automáticas
– Automatismos
 Sistema de Control: Nivel 0
Este nivel corresponde al mando directamente desde
las cajas de mando de los interruptores y seccionadores
en el patio de la subestación, y para los servicios
auxiliares desde sus propios gabinetes. En las cajas de
mando de los equipos de maniobra debe haber un
selector que permita seleccionar los modos de
operación REMOTO-DESCONECTADO-LOCAL.
Sistema de Control: Nivel 0
Sistema de Control: Nivel 0
 Sistema de Control: Nivel 1
Este Nivel corresponde al mando de los equipos de
maniobra desde el gabinete de control de bahía.
Se debe disponer de una selección de los modos de
operación REMOTO-LOCAL para el nivel 1.
Sistema de Control: Nivel 1 Convencional
Sistema de Control: Nivel 1 Convencional
Sistema de Control: Nivel 1 SAS
Sistema de Control: Nivel 1 SAS
 Nivel 1 SAS: Requisitos Funcionales
• ADQUISICIÓN DE DATOS Y COMANDOS
• ENCLAVAMIENTOS DE OPERACIÓN
• MARCACIÓN DE TIEMPO PARA EVENTOS Y ALARMAS
• COMUNICACIÓN CON LA RED DE ÁREA LOCAL
• AUTOCHEQUEO Y AUTODIAGNÓSTICO
 Sistema de Control: Nivel 2
Este Nivel corresponde al mando desde las estaciones
de operación (IHM) del SAS. En estas estaciones se
seleccionarán los modos de operación REMOTO-
SUBESTACIÓN.
Este nivel de control solo existe en los sistemas de
control tipo SAS.
Sistema de Control: Nivel 2
 Nivel 2: Requisitos Funcionales
• CONTROL DE LOS EQUIPOS DE LA
SUBESTACIÓN
• SEGURIDAD DEL SISTEMA
• ALMACENAMIENTO DE SECUENCIAS DE
EVENTOS (SOE) Y REGISTROS DE FALLA
• MANEJO DE ALARMAS
• CURVAS DE TENDENCIA
• MANEJO DE DATOS HISTÓRICOS
• RESPALDO EN MEDIO MASIVO
 Sistema de Control: Nivel 3
Este Nivel corresponde al mando desde el
centro de control remoto; desde este se podrá
controlar remotamente la subestación cuando el
modo de control seleccionado en las estaciones
de operación del Nivel 2 del SAS sea REMOTO.
Sistema de Control: Nivel 3
Esquema General SAS
Sistemas de Control Según la Tecnología
• Control Convencional: En estos sistemas todas las
funciones de control y supervisión son realizadas por
dispositivos que intercambian información entre sí de
manera cableada.
• Control Coordinado: Las redes de medida, de control y
supervisión son independientes y autónomas entre si.
Los equipos pueden ser IEDs o equipos
convencionales.
• Control Automático de subestaciones (SAS): Se basa
en el uso de dispositivos inteligentes, independientes y
automáticos que se pueden comunicar entre sí a través
del uso de protocolos normalizados.
Sistemas de Control Según la Tecnología
Sistemas de Control Según la Tecnología
Sistemas de Control Según la Tecnología
Arquitecturas de Comunicación
 Referencias
1) IEC 61850 Communication Networks and
Systems in Substations.
2) APOSTOLOV. A. IEC 61850 Seminar
3) ABB. Switchgear Manual. 11th Edition.2006.
4) Mejía Villegas S.A. Subestaciones de Alta y
Extra Alta Tensión. Segunda Edición. 2003