SUBESTACIONES DE POTENCIA

VOLTAJES DE ALIMENTACIÓN PRIMARIOS Y SECUNDARIOS

Los alimentadores primarios de la subestación constituirán las líneas de

transmisión que conducirán la energía a voltajes de transmisión, desde la fuente
generadora hasta las subestaciones receptoras.

Una subestación se puede definir como un conjunto situado en un mismo lugar, de

los aparatos eléctricos y de los edificios necesarios para realizar alguna de las
funciones siguientes:

• Transformación de la tensión
• De la frecuencia
• Del numero de fases
• Rectificación
• Compensación del factor de potencia
• Conexión de dos o mas circuitos

(Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en Centrales

Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación)-Tarea
 Introducción
Tipos de subestaciones

• Según la función
1. De maniobra: destinada a la interconexión de dos o más circuitos
• Todas las líneas que concurren en la subestación a igual tensión
• Permite la formación de nudos en una red mallada
• Aumenta la fiabilidad del sistema
2. De transformación pura: destinada a la transformación de tensión desde un nivel
superior a otro inferior
• Necesario presencia de uno o varios transformadores
• Niveles de transformación
– Transporte Subtransporte
– Subtransporte Reparto
– Reparto Distribución
3. De transformación/maniobra:

Destinada a la transformación de tensión desde un nivel superior

a otro inferior, así como a la conexión entre circuitos del mismo
nivel. Uso frecuente.
4. De transformación/cambio del número de fases: destinada a la
alimentación de redes con distinto número de fases

– Trifásica hexafásica
– Trifásica monofásica (subestación de tracción)
5. De rectificación: destinada a alimentar una red en corriente continua
(subestación de tracción)
6. De central: destinada a la transformación de tensión desde un nivel
inferior a otro superior (centrales eléctricas)
Tipos de subestaciones
• Según emplazamiento
1. De intemperie
2. De interior
• Elementos protegidos frente a agentes atmosféricos
• Distancias menores
• Más caras

De interior
– Transformadores: suelen estar a la intemperie
3. Blindadas
– Aisladas en gas SF6
– Mínimo espacio requerido
– Empleada en ciudades, zonas de alta contaminación
Estructura característica de una subestación
Aparataje de maniobra y corte
• Seccionadores: Su misión consiste en aislar tramos de circuito de forma visible para
que se pueda trabajar sobre los mismos sin peligro.
– Abren y cierran en vacío.
– Deben soportar la intensidad nominal de forma permanente y corrientes de
cortocircuito durante un tiempo determinado.
• Interruptores: Su misión consiste en abrir y cerrar el circuito en carga.
– Deben soportar intensidades normales y de cortocircuitos, y ser capaces de interrumpir
estas últimas.
– Disyuntores: Interruptores automáticos accionados mediante relés
 Poder de corte o ruptura: valor eficaz de la intensidad máxima que pueden
interrumpir.
Se expresa como potencia trifásica calculada en base a la tensión nominal.
Estructura característica de una subestación
Partes principales
• Posición/es línea
• Posición/es barras/celdas lado de alta
• Posición/es primario transformador
• Posición/es barras/celdas lado de baja
• Servicios auxiliares, baterías, instalaciones de mando y control
Estructura característica de una subestación
Partes principales
Ejemplo de S/E 66/15 kV. Disposición en planta
Posición línea
– Llegada de línea (pórtico de acometida)
– Aislamiento eléctrico y puesta a tierra
– Medida
– Protección automática
– En ocasiones: protección frente a rayos
Posición barras
– Conexión/aislamiento entre posiciones de líneas (seccionador-89)
– Conexión/aislamiento entre posiciones de transformador (seccionador-89)
– Medida tensiones (transf. tensión)
Posición primario transformador
– Protección automática (interruptor automático 52)
– Medida (transf. Intensidad-TI)
– Protección frente a rayo (pararrayos-PA)
• Posición transformador
- Protección automática (interruptor automático-S2 o 52)
– Medida (transf. Intensidad-TI)
– Protección frente a rayo (pararrayos-PA)
Posición barras/celdas lado baja
– Media tensión: celdas prefabricadas
– Facilidad montaje
– Integración equipos
Aislamiento eléctrico

Necesario distancias mínimas

– Fase-fase
– Fase-masa
– Fase-tierra
Nivel de Aislamiento: Capacidad para soportar sobretensiones de origen
atmosférico, de maniobra y a frecuencia industrial. Definido por los
valores máximos que soporta en tres ensayos normalizados:
• Onda de sobretensión a frecuencia industrial: 60 s.
• Onda de sobretensión tipo rayo: 1.2/50 ms
• Onda de sobretensión tipo maniobra: 250/2500 μs
Aparato mecánico de conexión que, por razones de seguridad, en
posición abierto, asegura una distancia de seccionamiento que
satisface las condiciones especificadas
• Permite aislar la subestación de la red
• Permite aislar interruptores, transformadores, barras
• Se maniobra en vacío
• Soporta corriente de cortocircuito
• Seccionador de puesta a tierra: permite poner a tierra la línea

Seccionador de cuchillas giratorias

Seccionador pantógrafo
Aparatos de maniobra y corte

Interruptor automático
• Interruptor:Aparato dotado de poder de corte, destinado a efectuar la apertura
y el cierre de un circuito, que tiene dos posiciones en las que puede permanecer
en ausencia de acción exterior y que corresponden una a la apertura y otra al
cierre del circuito.
• Interruptor automático: Interruptor capaz de establecer, mantener e interrumpir
la intensidad de la corriente de servicio, o de interrumpir automáticamente o
establecer, en condiciones predeterminadas, intensidades de corriente
anormalmente elevadas, tales como las corrientes de cortocircuito.
• Dificultad en el proceso de apertura del arco eléctrico. Equipo costoso
• Diferentes sistemas
– Atmósfera de hexafluoruro de azufre (SF6): el más empleado actualmente
– Pequeño volumen de aceite
– Vacío
– Aire comprimido
– Soplado magnético (corriente continua)
Aparatos de protección y medida

Transformadores de intensidad

• Transforma la corriente por líneas, barras, transformador, etc., en 0-5 A baja

tensión.
– Transformador de medida:
• Se diseña para conseguir un nivel de incertidumbre pequeño en la medida
• El secundario alimenta aparatos de medida
– Transformador de protección:
• Se diseña para conseguir un nivel de incertidumbre aceptable en la medida,
incluso para corrientes varias veces la nominal
• El secundario alimenta relés de protección
– Posibilidades:
• Un TI para medida y otro para protección
• Un único TI para medida y protección, con doble secundario
Aparatos de protección y medida

Transformadores de tensión

• Transformala tensión fase-tierra en un valor de baja tensión (0-110/Ö3 V)

• Un mismo transformador de tensión puede servir como medida y protección
Aparatos de protección y medida

Equipos de medida

• Voltímetros
• Amperímetros
• Vatímetros/vatihorímetros
• Contadores
• Totalizador/tarificador

Puntos de medida en S/E 66/15 kV

 Aparatos de protección y medida
Equipos de protección
• Relé de sobre intensidad (50/51)
• Relé de distancia (21)
• Relé diferencial de transformador
• Relé de sincronismo (25
Armarios de relés de protección digitales
Relés de protección en S/E 66/15 kV
Esquemas eléctricos de subestaciones
Criterios de diseño
• Costes de instalación

– Número de interruptores por entrada/salida (circuito)

– Número de seccionadores por circuito
– Aparatos de medida, control y protección necesaria

• Operación y maniobra

– Posibilidades de interconexión entre circuitos

• Fiabilidad. Análisis de la continuidad de servicio ante:

– Fallos en circuitos
– Fallos en barras
– Mantenimiento de interruptores
– Fallo en apertura de interruptores
Esquemas eléctricos de subestaciones
Configuraciones tipo
Esquemas eléctricos de subestaciones
Interruptor sencillo – Barra simple

• 1 Interruptor por circuito

• 2 Seccionadores por circuito
• Fallo en barra: se pierden todos los circuitos al dispararse los interruptores por la
falla
• Fallo de interruptor al abrir: se pierden todos los circuitos al abrir el resto de
interruptores
• Mantenimiento interruptor: el circuito afectado no queda disponible
• Operación con un nudo eléctrico únicamente
Esquemas eléctricos de subestaciones
Interruptor sencillo – Barra partida

• 1 Interruptor por circuito

• 2 Seccionadores por circuito + 1 Seccionador de barra
• Fallo en barra: tras una interrupción, sólo se pierde media barra
• Fallo de interruptor: tras una interrupción, sólo se pierde media barra
• Mantenimiento interruptor: el circuito afectado no queda disponible
• Posible operación con 2 nudos eléctricos
Esquemas eléctricos de subestaciones
Interruptor simple – barra de transferencia

• 1 Interruptor por circuito+ 1 de

transferencia
• 3 Seccionadores por circuito+ 2 de
transferencia
• Fallo en barra: Tras un corte, continuidad
de servicio. Todos los circuitos quedan
protegidos por interruptor de
transferencia
• Fallo Interruptor: Tras un corte,
continuidad de servicio
• Mantenimiento interruptor: Continuidad
de servicio
• Operación con un nudo eléctrico

El interruptor de transferencia puede sustituir a cualquier otro interruptor

 Esquemas eléctricos de subestaciones
Interruptor y medio

• 1+ ½ Interruptores por circuito

• 3 Seccionadores por circuito
• Fallo en barra: Continuidad de servicio
• Fallo de interruptor en barra: Continuidad de servicio
• Fallo de interruptor central: Se pierde un circuito
• Mantenimiento de interruptor: Continuidad de servicio
• Posible operación con 2 nudos eléctricos
Esquemas eléctricos de subestaciones
Interruptor doble – barra doble

• 2 Interruptores por circuito

• 4 Seccionadores por circuito
• Fallo en barra: continuidad de servicio
• Fallo de interruptor: continuidad de servicio
• Mantenimiento de interruptor: continuidad de servicio
• Flexibilidad interconexiones
Relé (relevador) de Protección de alimentadores de distribución, posiciones de
máquina (motores, transformadores y generadores), back-up en líneas de
transmisión y unidad de control de bahía (BCU). Modular. Certificado IEC 61850
edición 2.
Es aplicable para cualquier configuración de subestación, desde simple/doble
barra, en anillo, hasta subestaciones en interruptor y medio.
Sus funciones de protección son apropiadas para cualquier régimen de
neutro (rígido a tierra, a tierra a través de resistencia limitadora,
compensado a través de bobina Petersen, y aislado). Y, en función del
modelo, es aplicable a interruptores de operación tripolar y monopolar.
Las unidades de fallo de interruptor, sincronismo y reenganchador
están diseñadas para controlar dos interruptores. Incluye una
potente lógica programable con tiempos de ejecución
seleccionables según la prioridad requerida (2 ms, 10 ms y 20 ms).
Contiene una gran cantidad de operadores, tanto digitales como
analógicos, lo que permite la creación de complejas funciones tanto de
protección como
Características de control.
principales
•Detector de saturación. La detección de saturación de algún TI se basa en el cálculo de
la derivada de la intensidad. Su activación modifica el principio de operación de las
unidades de sobreintensidad, utilizando éstas, además de valor eficaz, el valor
instantáneo. Este último criterio permite relajar los requerimientos de TIs.
•Unidades direccionales. Incorpora varias unidades direccionales, que permiten
determinar la dirección de la falta en escenarios complejos como: faltas con tensión
cero, faltas con inversión de tensión en líneas con compensación serie, faltas en redes
con neutro aislado o compensado, etc.
•Esquemas de protección. Incluye esquemas DTT, PUTT, POTT, DCUB y DCB para las
unidades de sobreintensidad direccionales lo que permite actuar de forma instantánea
en faltas localizadas hasta el 100% de la línea.
•Unidad de faltas a tierra restringidas. Esta unidad permite detectar faltas a tierra en
alguno de los devanados de un transformador de potencia, situadas muy cerca del
punto neutro. Además de la propia unidad diferencial de neutro, la unidad de faltas a
tierra restringidas incluye una unidad de comparación direccional que incrementa su
seguridad ante faltas externas con saturación de TIs.
•Comunicación entre equipos 
• Hasta 4 puertos: comunicación sin redundancia con hasta 4 extremos remotos
o con redundancia con hasta 2 extremos remotos
• Velocidad seleccionable: de 1×64 kbit/s hasta 2 Mbit/s.
• Interfaces de FO, multimodo o monomodo (SFPs opcionales).
• Comunicación con multiplexores SDH mediante C37.94 o el convertidor óptico-
eléctrico de ZIV modelo F2MUX que incorpora interfaces de salida G.703 y V.35
• Intercambio entre extremos de hasta 16 señales digitales para implementar
esquemas de teleprotección
•Características generales de la familia e-NET flex.
•Potente lógica programable
•Registro de 2000 eventos, hasta 100s de oscilografía
•Display alfanumérico o gráfico
•Ampliación de HW sin necesidad de actualizar FW
•FW personalizable, ocultando unidades no usadas
•Asignación libre de canales físicos de intensidad y tensión a entradas analógicas de
unidades
•Aplicación como protección multiposición
•Hasta 20 canales analógicos, 160ED, 80SD, 22 LEDs
•Redundancia Bonding, RSTP, PRP y HSR
•Protocolos IEC 61850 ed. 1 & ed. 2, DNP3.0, Modbus, RTU y PROCOME
•Bus de proceso nativo. Las tarjetas de canales analógicos operan como Merging Units
para la CPU (muestras a 4800 Hz (IEC 61869-9) y sincronizadas)
•Ciberseguridad conforme a estándares IEC 62351 e IEEE 1686-2013. RBAC, claves
seguras, inhabilitación de puertos físicos y lógicos, registro de eventos de
ciberseguridad y securización de los protocolos de gestión (PROCOME, HTTPS, SFTP,
SSH)
•Sincronización por IRIG-B, SNTP y PTP (Ordinary Clock / Transparent Clock)
                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                 
Utilización de Reconectadores y Seccionalizadores Electrónicos en redes de
distribución aéreas de Media Tensión (MT) para optimizar la alimentación y
continuidad de servicio de pozos petroleros.
En la actualidad la alimentación eléctrica de los pozos petroleros se realiza con
tendidos de líneas aéreas de distribución de energía eléctrica en MT
provenientes de Subestaciones de rebaje Alta Tensión/Media Tensión (AT/MT) o
de centrales de generación distribuida con salida en MT. Cada una de estas
líneas denominadas troncales sale de una Subestación y suele tener un
recorrido de varios kilómetros a través de terrenos a campo travieso, siendo
muy difícil y complicado el acceso a la traza de la línea.
A lo largo de este recorrido, cada una de estas líneas tiene varias derivaciones
en MT. Estas derivaciones pueden llegar a ser aproximadamente 6 o 7 líneas
de distribución radiales. La cantidad dependerá de la potencia total de
transporte requerida versus la capacidad de generación y transporte a la
salida de la Subestación.
Cada una de estas líneas de distribución radiales en MT alimenta en su
extremo de línea a un transformador reductor de Media Tensión/Baja Tensión
(MT/BT).
La salida de BT de este transformador alimenta varios pozos petroleros. Cada
uno de estos pozos dispone de un motor alimentado en BT y controlado por
un variador. Dependiendo de la potencia del transformador y de la potencia
transportada por la línea se pueden llegar a alimentar 5 o 6 pozos por cada
línea radial + transformador.
Como en todo sistema de alimentación y distribución de energía eléctrica,
existen requerimientos de maniobra, protección, control y medición del
mismo. El objetivo principal es maximizar la extracción de petróleo en cada
pozo y esto implica reducir al mínimo los cortes de suministro, que impactan
directamente en los índices de productividad de los mismos y en el lucro
cesante.
La solución tradicional en este tipo de esquema contempla la utilización de
interruptores de intemperie o trineos intemperie con interruptores para
maniobra, protección, control y medición en las líneas troncales de MT y
fusibles tradicionales + seccionadores a cuchilla de MT en las líneas
radiales.
Todas las líneas de distribución de energía eléctrica, tanto aéreas como
subterráneas, están sometidas a fallas. Estas fallas pueden ser del tipo
permanentes o transitorias. Estadísticamente el 80% de las fallas en líneas
de distribución aéreas son del tipo transitorias y solamente el 20% de las
fallas son del tipo permanente.
La presente aplicación se refiere a líneas de distribución aéreas en MT y por
lo tanto podemos considerar que tendremos una condición de trabajo con
una tasa de fallas transitorias del 80%. Un interruptor tradicional y un
fusible son sensibles a la corriente que circula a través de ellos. Si esta
corriente es una corriente de falla (cortocircuito) tanto el interruptor como el
fusible actuarán abriendo el circuito y aislando la falla, que en nuestro caso
implica interrupción del suministro a los pozos y lucro cesante.
Si consideramos que el 80% de las fallas (8 de cada 10 fallas) tienen
un origen transitorio, se podría considerar la utilización de reconectadores
de MT en reemplazo de los interruptores en las líneas troncales, ya que al
realizar un recierre se garantiza la continuidad de servicio a todos los pozos
alimentados desde esta línea troncal, sin verse afectada la continuidad del
servicio y sin considerar un lucro cesante que medido en barriles de petróleo
no producidos implica una mejora muy significativa en la rentabilidad de los
pozos.
Si consideramos ahora las líneas radiales, las mismas están protegidas por
fusibles, los cuales operarán quedando abiertos ante la ocurrencia de una
falla, independientemente que la falla sea transitoria (como lo es en el 80% de
los casos) como cuando sea permanente. Ese ramal de todo el sistema
troncal quedará sin suministro de energía eléctrica y con lucro cesante hasta
tanto la empresa envíe una cuadrilla a reponer el fusible y restablecer el
suministro. Esto implica tiempo (barriles de petróleo no producidos) y dinero
(costo operativo del envío de la cuadrilla).
Además existe el problema con una eventual actuación monofásica
producto de una falla monofásica (como es el caso en la mayoría delas
fallas transitorias que recordemos representan el 80% de las fallas),
donde quedará abierta solamente la fase con falla y las dos fases
restantes estarán alimentando al transformador que alimenta los pozos,
representando esto un problema por el trabajo del sistema con dos
fases. 
La única opción para no trabajar con dos fases es que ante este evento
se abra el interruptor de cabecera dejando el troncal completo fuera de
servicio con el correspondiente incremento exponencial del lucro
cesante.
En base a todos los factores indicados, se podría considerarla utilización de
seccionalizadores electrónicos trifásicos programables en reemplazo de los
fusibles para que protejan la línea radial. Estos equipos permiten ser
programados para permanecer cerrados monitoreando la actuación del
reconectador aguas arriba y actuando (abriendo el circuito) solamente cuando la
falla sea del tipo permanente.
Se considerarán barriles de petróleo no producidos y costos operativos en 2 de
cada 10 fallas en vez de 10 de cada 10 fallas con la solución tradicional. La
mejora de los índices es del 80%.
La apertura de equipo siempre será trifásica independientemente del tipo de falla
permanente detectada, evitando el trabajo forzado del sistema en dos fases o su
eventual daño permanente que implicaría lucros cesantes y costos aún mayores.
La utilización de reconectadores + seccionalizadores electrónicos comparados
con la solución tradicional permite una rápida y sencilla implementación, una
reducción de costos de inversión y operativos, un retorno de la inversión muy
bajo, una mejora en la seguridad tanto para los operadores como para el sistema
y una serie de ventajas técnicas y de operación como ser la integración con
sistemas SCADA existentes.
Operación 80% más económica, más segura, más rentable y más confiable, con
soluciones a la medida de las necesidades actuales.
 Seguridad y mantenimiento predictivo en las subestaciones eléctricas con el
Proyecto 3S-CS

Si por algo se distingue a una red eléctrica inteligente es por su capacidad para

evitar incidencias y, si se produjeran, que se puedan arreglar remotamente. Esta
red eléctrica inteligente y descentralizada está compuesta por fuentes
generadoras de energía, sistemas de almacenamiento o subestaciones eléctricas
para la distribución de dicha energía.

Las subestaciones eléctricas son una pieza clave en la red de distribución ya que permiten
que el suministro eléctrico llegue a los hogares y negocios.
Precisamente, las subestaciones eléctricas son una pieza clave en la red de
distribución ya que permiten que el suministro eléctrico llegue a los hogares y
negocios. Durante muchos años, han funcionado con una tecnología fiable y robusta
pero actualmente podría beneficiarse de los adelantos de la era digital. Y es que, si
se consiguiera que los componentes de las subestaciones intercambiasen
información entre sí y con el exterior, funcionarían con más seguridad y eficacia y se
evitarían incidencias.
Ese es el objetivo del Proyecto 3S-CS Standardization-Security-Synchronization
Connected Substation (Normalización-Seguridad-Sincronización de la Subestación
Conecatada): desarrollar nuevas soluciones que permitan la evolución al mundo
digital de las subestaciones eléctricas para mejorar la eficiencia y la seguridad de las
instalaciones. Este proyecto, de dos años de duración, acaba de comenzar y se
encuentra en fase de definición funcional. Una vez finalice la fase de laboratorio,
está previsto que la fase piloto o explotación se lleve a cabo en el segundo semestre
de 2018 en la subestación de Puente Genave, situada en Jaén, para monitorizar los
procesos.
Cofinanciado por el Centro para el Desarrollo Tecnológico Industrial (CDTI), la Junta
de Andalucía y los Fondos Feder de la Comisión Europea, el proyecto 3S-CS
pertenece al programa Innterconecta y está apoyado por el Ministerio de Economía y
Competitividad. En él trabajan Endesa Distribución, Schneider Electric e Integrasys.

Mantenimiento predictivo a distancia

Este proyecto se centra en el uso de red IP, de comunicaciones inalámbricas y del 

internet de las cosas para lograr el mantenimiento predictivo a distancia de las
subestaciones eléctricas. En otras palabras: mejorando el acceso a la información
proporcionada por los componentes de la instalación, se podrán prevenir posibles
incidencias antes de que ocurran. Ahora bien, se encuentran “en la primera piedra del
proyecto tecnológico y la idea es tener los productos desarrollados y fiables para
generar una normalización interna”, ha explicado en de declaraciones a
SMARTGRIDSINFO María Avery, Responsable del Centro de Desarrollo de Soluciones
de Telecontrol y Protección en Alta Tensión en Endesa Distribución.
Si se produce alguna incidencia en la aparamenta por mal funcionamiento, puede
solucionarse a distancia.
“Buscamos una solución de futuro que nos permita adelantarnos a los
posibles fallos en las instalaciones de la red de distribución eléctrica y
mejorar así la fiabilidad del suministro”, ha puntualizado. Para ello, si se
produce alguna incidencia en la aparamenta por mal funcionamiento
(problemas en transformador, interruptor), una vez se detecta, en vez de
enviar a alguien allí, puede conectarse a distancia para saber qué ha
ocurrido. Así, cuando acuda algún técnico a arreglarlo, ya conoce la
incidencia o bien incluso se podría arreglar remotamente.
Reducción de costes y prolongación de la vida útil de los equipos
Otras ventajas que se obtendrían mediante la aplicación de estos nuevos
sistemas son la reducción de costes en cableado y el alargamiento de la
vida útil de los equipos. Al no utilizar cables de cobre, la información se
puede enviar por la red de comunicaciones. Si hasta ahora cuatro equipos
necesitaban información, “en un futuro se pondrá un equipo cerca de la
aparamenta que informará al resto de equipos por medio de comunicación”,
ha señalado Avery.
Por otro lado, gracias a la red de comunicaciones, como se puede vigilar a distancia,
es posible realizar un diagnóstico previo y hacer así el mantenimiento predictivo de
forma remota de acuerdo con los datos obtenidos. De esta manera, “te adelantas a
evaluarlo antes de que se pueda romper”, subraya. Finalmente, todo redunda en una
reducción de costes porque si hay alguna avería en las instalaciones, se arregla a
distancia, lo que también implica una reducción de tiempos y mejores servicios para
el usuario.

Tecnologías y redes de comunicación

Para comunicar con la subestación, utilizan una red RDN de telecontrol privada de
Endesa protegida por ciberseguridad. Internamente utilizan la red Ethernet con 
norma IEC61850 (norma de subestaciones para comunicación y normalización de los
equipos).
Internamente utilizan la red Ethernet con norma IEC61850 de
subestaciones.
Si bien la Empresa se encarga de aportar a este proyecto las ideas y el desarrollo,
la tecnología es proporcionada por Schneider Electric mientras que Integrasys se
ocupa del Wireless en la subestación, “donde hay mucho ruido eléctrico, por lo que
se quieren valorar diferentes tecnologías Wireless robustas y ver cuál soporta
mejor el entorno eléctrico.