SE-SF6

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
“LA TÉCNICA AL SERVICIO DE LA PATRIA” 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA 
INGENIERÍA ELÉCTRICA 
ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS 
ENCAPSULADAS EN SF6 Y SUBESTACIONES CONVENCIONALES 
T E S I S 
PRESENTAN: 
Aragón Quezada Gabriel 
Leyva Paz Ezequiel 
Vigil Sánchez David 
ASESOR TÉCNICO: 
M. en C. Belmonte González Edgar Lorenzo 
ASESOR METODOLÓGICO: 
Ing. López Sierra Everardo 
México, D.F. Julio 2015 
PARA OBTENER EL TITULO DE
INGENIERO ELECTRICISTA
 
Agradecimientos y dedicatorias 
 
A mi familia: 
“Lo que con mucho trabajo se adquiere, más se ama.” Aristóteles. Este trabajo es la 
culminación de las etapas más importantes de mi vida y va dirigido a ustedes. El camino 
fue largo y jamás encontraré las palabras o las acciones adecuadas para agradecerles su 
amor, cariño, sacrificio y apoyo. 
Los quiere: 
Ing. Gabriel Aragón 
 
 
A Dios: 
Por cuidar de mi familia y de mi persona cada día, por darme salud, por iluminar y guiar mi 
camino para no rendirme y lograr mis objetivos. 
 
A mis padres: 
Por darme la vida, por ofrecerme la oportunidad de estudiar con base en su esfuerzo, por 
apoyarme e impulsarme siempre a seguir adelante y por ser el mejor ejemplo a seguir, ya 
que sin ellos esta meta no sería posible. 
 
A mis hermanas: 
Por apoyarme en todo momento y por estar siempre a mi lado dándome el coraje y fuerza 
de seguir adelante e inspirarme a ser el mejor ejemplo para ellas. 
 
A mis amigos: 
Por estar a mi lado en cada día de clases, por todo su apoyo, amistad, por su gran 
consejo y por querer siempre lo mejor para mi persona. 
 
A mis profesores: 
Por compartir sus conocimientos y sabiduría conmigo, por enseñarme que lo importante 
no es aprobar sino aprender y por hacer cada día de clases un reto más para llegar a mi 
meta. 
Con cariño: 
Ing. Ezequiel Leyva Paz 
 
A mis compañeros de tesis: 
Por su comprensión, amistad, apoyo y paciencia que me han brindado. 
Vigil Sánchez David 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
I RESUMEN 
 
Esta tesis muestra un análisis técnico-económico comparativo entre las 
subestaciones eléctricas encapsuladas en SF6 y las subestaciones convencionales, 
de tal forma que se describe brevemente el equipo eléctrico utilizado en cada una 
de ellas, se muestren las ventajas y desventajas tanto técnicas como económicas 
que representan en la utilización de la tecnología en SF6 con respecto a las 
subestaciones eléctricas convencionales. 
 
 
II PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 
 
El crecimiento global de la población está conduciendo a un incremento en la 
demanda de la energía. Hoy en día, las redes existentes están bajo presión de 
cumplir con la creciente demanda, así como proveer un suministro de electricidad 
confiable, económico y sustentable. 
 
La energía eléctrica que recibimos en nuestros hogares pasa por distintas etapas, 
desde su generación hasta que es empleada por los usuarios. Una de esas etapas 
recae en las subestaciones eléctricas, las cuales son puntos donde la energía 
eléctrica llega y sus valores cambian con la finalidad de que ésta se pueda seguir 
distribuyendo. 
 
Por mucho tiempo las subestaciones han sido y algunas siguen siendo construidas 
a la intemperie, este tipo de subestaciones se les llaman convencionales en las 
cuales el aire es el principal medio de aislamiento eléctrico, por lo cual el espacio 
requerido para la construcción de este tipo de subestación debe ser grande. Al estar 
a la intemperie la vida útil de los equipos que componen a una subestación 
convencional se ven afectados por diversos factores tales como el clima y medio 
ambiente del lugar donde fue construida los cuales pueden originar interrupciones 
al suministro de energía eléctrica. 
 
A través de investigaciones y el desarrollo de la tecnología, se encontró que gases 
como el Hexafluoruro de Azufre (SF6) permiten la reducción de distancias eléctricas 
con una elevada rigidez dieléctrica dando pie a la invención de equipo eléctrico y 
subestaciones encapsuladas o blindadas en SF6 las cuales hacen uso de este tipo 
de gas como medio aislante. Estas características permiten que las encapsuladas 
en SF6 estén menos expuestas a los factores climatológicos y del medio ambiente. 
 
 
 
III JUSTIFICACIÓN 
 
Debido a que ningún sistema o equipo eléctrico está exento de fallas, se busca que 
el suministro de energía eléctrica no se vea afectado. 
En las grandes ciudades densamente pobladas y países en constante crecimiento, 
cada día es más grande la demanda de energía eléctrica y sistemas de alta tensión, 
lo que hace imprescindible la instalación de subestaciones eléctricas adecuadas 
para dichas tensiones. Debido a lo ello, los requerimientos de espacio para estas 
instalaciones eléctricas se incrementan de manera considerable y las mismas tienen 
que afrontar condiciones de funcionamiento especiales. 
Hoy en día la tecnología nos ofrece reducir los tiempos de falla en un sistema, así 
como la intervención de personal, disminuyendo costos en equipo y personal, 
conservando así la fiabilidad del sistema. 
Con la introducción de la tecnología SF6 aplicada a equipo eléctrico y 
subestaciones, temas como el espacio y la locación para la construcción de 
subestaciones no representan un mayor problema. 
Este documento tiene como propósito presentar una comparativa entre las 
subestaciones eléctricas convencionales y las subestaciones eléctricas 
encapsuladas en gas en SF6, así como determinar cuan viable es la solución en gas 
SF6. 
 
 
IV OBJETIVOS 
 
IV.I Objetivo General 
Mostrar las ventajas técnico-económicas que representa una subestación eléctrica 
encapsulada en gas SF6 con respecto a las subestaciones eléctricas 
convencionales. 
 
IV.II Objetivos Específicos 
 Describir las subestaciones eléctricas convencionales y el equipo eléctrico 
que las conforman. 
 Describir las subestaciones eléctricas encapsuladas en SF6 y el equipo 
eléctrico que las conforman. 
 Describir las propiedades del gas SF6 y los factores que lo afectan. 
 Identificar los principales factores que hacen diferencia entre ambos tipos de 
subestaciones. 
 Presentar las ventajas y desventajas técnicas entre las subestaciones 
eléctricas convencionales y las subestaciones eléctricas encapsuladas en 
gas SF6. 
 Realizar un análisis económico comparativo entre ambos tipos de 
subestaciones. 
 Dar conclusión de cuál es la solución más conveniente entre ambos tipos de 
subestaciones. 
 
 
 
ÍNDICE 
 
Capítulo 1 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS CONVENCIONALES .................................. 2 
1.1 Subestaciones Eléctricas ......................................................................................... 3 
1.1.1 Tipos de Subestaciones ..................................................................................... 3 
1.2 Clasificación de Acuerdo a su Función .................................................................... 4 
1.2.1 Elevadoras ......................................................................................................... 4 
1.2.2 Reductoras ........................................................................................................ 4 
1.2.3 De Maniobra ...................................................................................................... 4 
1.3 Clasificación de Acuerdo a su Construcción ............................................................. 5 
1.3.1 Tipo Intemperie .................................................................................................. 5 
1.3.2 Tipo Interior ........................................................................................................ 6 
1.4 Simbología del Equipo Eléctrico de una Subestación Eléctrica ................................ 7 
1.5 Equipo Eléctrico De Una Subestación Eléctrica........................................................ 8 
1.5.1 Transformadores ................................................................................................ 8 
 1.5.1.1 Partes del Transformador ............................................................................... 9 
 1.5.1.2 Principales Conexiones del Transformador .................................................. 13 
 1.5.1.3 Pruebas a los Transformadores ................................................................... 15 
 1.5.1.4 Clasificación y Utilización de los Transformadores ....................................... 17 
1.5.2 Transformadores de Instrumento ..................................................................... 22 
 1.5.2.1 Transformadores de Potencial ...................................................................... 24 
 1.5.2.1.1 Parámetros de los Transformadores de Potencial ..................................... 24 
 1.5.2.2 Transformadores de Corriente ...................................................................... 25 
1.5.3 Capacitores ...................................................................................................... 28 
 1.5.3.1 Consideraciones en los Capacitores ............................................................. 29 
1.5.4 Banco de Capacitores ...................................................................................... 31 
1.5.5 Apartarrayos. ................................................................................................... 32 
 1.5.5.1 Funciones de los Apartarrayos ..................................................................... 34 
 1.5.5.2 Características de los Apartarrayos .............................................................. 35 
1.5.6 Interruptores .................................................................................................... 36 
 1.5.6.1 Parámetros de los Interruptores ................................................................... 37 
 1.5.6.2 Clasificación de los Interruptores .................................................................. 38 
1.5.7 Cuchillas. ......................................................................................................... 42 
 1.5.7.1 Clasificación de las Cuchillas ........................................................................ 44 
 
1.6 Arreglos de una Subestación Eléctrica Convencional ............................................. 45 
Capítulo 2 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS ENCAPSULADAS EN GAS SF6 ............... 53 
2.1 Subestaciones Eléctricas Encapsuladas en Gas SF6 ............................................. 54 
 2.1.1 Clasificación de las Subestaciones Eléctricas Encapsuladas en Gas SF6 ........ 55 
 2.1.1.1 Subestaciones Eléctricas Subterráneas Encapsuladas en Gas SF6 .............. 55 
 2.1.1.2 Subestaciones Eléctricas Encapsuladas en Gas SF6 Ocultas bajo Techo ..... 56 
 2.1.1.3 Subestaciones Eléctricas Móviles Encapsuladas en Gas SF6 ....................... 57 
2.2 Características de las Subestaciones Eléctricas Encapsuladas en Gas SF6 .......... 58 
2.3 Equipo Eléctrico de una Subestación Eléctrica Encapsulada en Gas SF6 .............. 59 
2.3.1 Interruptor de Potencia..................................................................................... 61 
2.3.2 Seccionador y Seccionador de Puesta Tierra Combinado ............................... 63 
 2.3.2.1 Modelo de Seccionador de Barra y Seccionador de Puesta a Tierra ............ 64 
 2.3.2.2 Seccionador y Seccionador de Puesta a Tierra Combinado. ........................ 65 
 2.3.2.3 Accionamiento Estandarizado. ..................................................................... 65 
2.3.3 Seccionador de Puesta a Tierra Rápido ........................................................... 66 
 2.3.4 Módulo de Terminales de Cables y Terminales SF6-Aire ................................. 68 
 2.3.4.1 Terminal de cables ....................................................................................... 68 
 2.3.4.2 Terminales SF6-Aire ..................................................................................... 69 
 2.3.5 Transformadores de Instrumento para Medición y Protección ......................... 70 
 2.3.5.1 Transformadores de Corriente y de Potencial ............................................... 70 
 2.3.5.2 Transformador de Corriente.......................................................................... 71 
 2.3.5.3 Transformadores de Potencial ...................................................................... 71 
 2.3.6 Módulos Adicionales ........................................................................................ 72 
 2.3.6.1 Adaptadores ................................................................................................. 73 
 2.3.6.2 Conductos .................................................................................................... 73 
 2.3.6.3 Módulos de Interconexión en “X” o en “T” ..................................................... 73 
 2.3.6.4 Conexiones Directas a Transformadores ...................................................... 73 
 2.3.6.5 Apartarrayos o Descargadores de Sobretensión .......................................... 74 
 2.3.7 Compartimiento de Gas ................................................................................... 74 
 2.3.8 Control y Supervisión ...................................................................................... 75 
 2.3.8.1 Armarios de Control Convencional ............................................................... 75 
 2.3.8.2 Tecnología Digital de Protección y Control ................................................... 77 
 2.3.8.3 Conexión a Nivel de Subestación ................................................................. 77 
 2.3.9 Sistemas de Supervisión Digital ...................................................................... 78 
 
2.4 Hexafluoruro de Azufre (SF6) ................................................................................. 81 
2.4.1 Propiedades del Gas SF6 ................................................................................. 81 
2.4.1.1 Ecuación de Estado del SF6 .......................................................................... 83 
2.4.2 Humedad en el Gas SF6 .................................................................................. 83 
2.4.3 Calentamiento Global ...................................................................................... 84 
2.5 Arreglos de una Subestación Eléctrica Encapsulada en Gas SF6 ........................... 85 
Capítulo 3 Estudio Técnico .............................................................................................. 91 
3.1 Estudio Técnico ...................................................................................................... 92 
3.2 Diseño .................................................................................................................... 92 
 3.2.1 Ampliación ........................................................................................................ 93 
3.3 Ventajas de las Subestaciones Eléctricas Encapsuladas en Gas SF6 ................... 94 
3.3.1 Optimización de Espacio .................................................................................. 94 
3.3.2 Seguridad ........................................................................................................ 97 
3.3.3 Confiabilidad .................................................................................................... 98 
3.3.4 Libre de Mantenimiento .................................................................................... 98 
3.3.5 Medio Ambiente ............................................................................................... 99 
 3.4 Ventajas y DesventajasComparativas de las Subestaciones Eléctricas encapsuladas 
y Convencionales .......................................................................................................... 101 
Capítulo 4 ESTUDIO ECONÓMICO .............................................................................. 103 
4.1 Aspectos Generales ............................................................................................. 104 
4.2 Economía de una Subestación Eléctrica Convencional y una Subestación 
Encapsulada en Gas SF6 ........................................................................................... 104 
4.2.1 Análisis Comparativo de Costos de Terreno .................................................. 105 
4.2.2 Análisis Comparativo de Costos de Equipo Electromecánico de cada Subestación
 ............................................................................................................................... 107 
4.2.3 Análisis Comparativo de Costos Total Entre Ambos Tipos de Subestaciones 
Eléctricas ................................................................................................................ 113 
4.3 Viabilidad .............................................................................................................. 114 
Conclusiones ................................................................................................................. 117 
Índice de Figuras ........................................................................................................... 119 
Índice de Tablas ............................................................................................................ 122 
Glosario ......................................................................................................................... 123 
Referencias ................................................................................................................... 124 
 
 
INTRODUCCIÓN 
 
En los capítulos de esta tesis se describirán, en primera instancia, el equipo eléctrico 
principal que es utilizado de manera general en una subestación eléctrica 
convencional. Posteriormente, también se describirá a las subestaciones eléctricas 
encapsuladas en gas SF6, el equipo eléctrico principal que las conforma, así como 
las propiedades que presenta dicho gas. 
Finalmente mediante un estudio técnico y uno económico se presentaran aquellos 
factores que se ven inmersos para realizar la comparación entre ambos tipos de 
subestaciones y el costo que implica la realización de un proyecto teniendo como 
referencia a la Subestación Eléctrica Convencional “Kilómetro Cero” con niveles de 
tensión de 230/23 kV de la Comisión Federal de Electricidad, ubicada en la colonia 
Guerrero, delegación Cuauhtémoc, en la Ciudad de México así como equipo 
eléctrico de diferentes fabricantes. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Capítulo 1 SUBESTACIONES 
ELÉCTRICAS CONVENCIONALES 
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS 
CONVENCIONALES 
3 
 
1.1 Subestaciones Eléctricas 
 
El Ing. José Raúl Martin en su libro “Diseño de subestaciones Eléctricas”, establece 
que una subestación eléctrica convencional es el conjunto de equipo eléctrico que 
en conjunto forman parte de un sistema eléctrico de potencia. Dentro de sus 
principales funciones, es la transformación de tensiones (disminuirla en caso de 
subestaciones de distribución, y aumentarla en caso de subestaciones de potencia), 
y derivar diferentes circuitos de potencia, para la transmisión o distribución de 
energía eléctrica. 
 
1.1.1 Tipos de Subestaciones 
 
El Ing. José Raúl Martin establece que las subestaciones eléctricas, de acuerdo a 
su función, pueden clasificarse en tres grupos diferentes: 
 Subestaciones transformadoras de tensión (de distribución y potencia) 
 Subestaciones de maniobra o seccionadoras de circuitos 
 Subestaciones mixtas (combinación de las dos anteriores) 
Las subestaciones eléctricas, de acuerdo a su tensión y potencia, pueden 
clasificarse en las siguientes: 
 Subestaciones de transmisión o de potencia (arriba de 230 KV) 
 Subestaciones de subtransmisión (entre 230 y 115 KV) 
 Subestaciones de distribución (entre 115 y 23 KV) 
 Subestaciones de distribución secundaria o subdistribución (23 KV y 
tensiones menores). 
 
 
4 
 
1.2 Clasificación de Acuerdo a su Función 
 
1.2.1 Elevadoras 
 
En este tipo de Subestaciones se modifican los parámetros principales en la 
generación de la energía eléctrica por medio de los transformadores de potencia, 
elevando la tensión y reduciendo la corriente para que la potencia pueda ser 
transportada a grandes distancias con el mínimo de pérdidas. Son las 
subestaciones que generalmente se encuentran en las Centrales Eléctricas. 
Algunos niveles típicos de tensión usados en los sistemas eléctricos de potencia, 
se dan en la tabla siguiente, agrupándolos en transmisión, subtransmisión, 
distribución y utilización, ver Tabla 1.1. 
 
Tabla 1.1 Niveles de tensión utilizados en México según el CENACE 
Transmisión Subtransmisión Distribución Utilización 
400 KV 115KV 34.5 KV 400 V, 3𝜑 
230 KV 69KV 23 KV 220 V, 2𝜑 
 13.8 KV 110 V, 1𝜑 
 
1.2.2 Reductoras 
 
En este tipo de Subestaciones se modifican los parámetros de la transmisión de la 
energía eléctrica por medio de transformadores reductores, disminuyendo la tensión 
y aumentando la corriente para que la potencia pueda ser distribuida a distancias 
medias a través de líneas de transmisión, subtransmisión y circuitos de distribución, 
los cuales operan a bajas tensiones para su comercialización. 
 
 
1.2.3 De Maniobra 
 
En este tipo de Subestaciones no se modifican los parámetros en la transmisión de 
la energía eléctrica, únicamente son nodos de entrada y salida sin elementos de 
5 
 
transformación y son utilizadas como interconexión de líneas, derivaciones, 
conexión y desconexión de compensación reactiva y capacitiva, entre otras. 
 
 
1.3 Clasificación de Acuerdo a su Construcción 
 
1.3.1 Tipo Intemperie 
 
Son las construidas para operar expuestas a las condiciones atmosféricas (lluvia, 
nieve, viento y contaminación ambiental) y ocupan grandes extensiones de terreno, 
ver Figura 1.1. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.1 Subestación Eléctrica Tipo Intemperie, tomada de catálogos de producto de Siemens 
 
 
 
6 
 
1.3.2 Tipo Interior 
 
Son Subestaciones que se encuentran con protección de obra civil, similares en su 
forma a las de tipo intemperie, con el fin de protegerlas de los fenómenos 
ambientales como son: la contaminación salina, industrial y agrícola, así como de 
los vientos fuertes y descargas atmosféricas, ver Figura 1.2, y se aplican 
generalmente en: 
 
 Zonas urbanas y con poca disponibilidad de espacio. 
 Zonas con alto costo de terreno. 
 Zonas de alta contaminación y ambiente corrosivo. 
 Zonas con restricciones ecológicas. 
 Instalaciones subterráneas. 
 
 
 
 
Figura 1.2 Subestación Eléctrica Tipo Interior, tomada de catálogos de producto de Siemens. 
 
 
 
 
 
 
7 
 
1.4 Simbología del Equipo Eléctrico de una Subestación Eléctrica 
 
Para la operación correcta y segura de las subestaciones, la nomenclatura para 
identificar tensiones, estaciones y equipos, será uniforme en toda la República 
Mexicana. Deberá además, facilitar la representación gráfica por los medios 
técnicos o tecnológicos disponibles en la operación. 
 
Cada uno de los dispositivos eléctricos de que consta una subestación de potencia 
se representa por medio de un símbolo simplificado como se muestra en la siguiente 
Figura 1.3. 
 
 
Figura 1.3 Simbología del Equipo Eléctrico Principal Utilizado en una Subestación Eléctrica, José G. 
Mar Pérez (2011). Descripción y Función del Equipo de una Subestación Eléctrica. Universidad 
Veracruzana, Poza Rica 
 
8 
 
1.5 Equipo Eléctrico De Una Subestación Eléctrica 
 
El Ing. José Raúl Martin ensu libro “Diseño de subestaciones Eléctricas”, establece 
que el equipo principal utilizado en una subestación eléctrica, se describe en orden 
de mayor a menor importancia, los aparatos del grupo de tensión y en el segundo, 
los aparatos del grupo de corriente. 
 
1.5.1 Transformadores 
 
Los transformadores son dispositivos basados en el fenómeno de la inducción 
electromagnética y están constituidos, en su forma más simple, por dos bobinas 
devanadas sobre un núcleo cerrado de hierro al silicio. Las bobinas o devanados se 
denominan “primario y secundario” según correspondan a la tensión alta o baja, 
respectivamente. También existen transformadores con más devanados, en este 
caso puede existir un devanado "terciario", de menor tensión que el secundario. 
 
Se denomina transformador a una máquina electromagnética que permite aumentar 
o disminuir la tensión en un circuito eléctrico de corriente alterna, manteniendo la 
frecuencia. La potencia que ingresa al equipo, en el caso de un transformador ideal, 
esto es, sin pérdidas, es igual a la que se obtiene a la salida. Las máquinas reales 
presentan un pequeño porcentaje de pérdidas, dependiendo de su diseño y tamaño, 
ver Figura 1.4. 
9 
 
 
Figura 1.4 Transformador de Potencia, tomada de catálogos de producto de ABB. 
 
 
1.5.1.1 Partes del Transformador 
 
Las partes del transformador pueden ser clasificadas de la siguiente manera (ver 
Figura 1.5): 
 
 Parte activa 
 
Está formada por un conjunto de elementos separados del tanque principal agrupa 
los siguientes elementos: 
 
1. Núcleo. Este constituye el circuito magnético, que está fabricado en láminas de 
acero al silicio. El núcleo puede ir unido a la tapa y levantarse con ella, o puede ir 
unido a la pared del tanque, lo cual produce mayor resistencia durante las 
maniobras mecánicas del transporte. 
10 
 
 
2. Bobinas. Estas constituyen el circuito eléctrico, se fabrican utilizando alambre o 
solero de cobre o de aluminio. Los conductores se forran de material aislante, que 
puede tener diferentes características, de acuerdo con la tensión del servicio de la 
bobina, la temperatura y el medio en que va a estar sumergida. 
 
Los devanados deben tener conductos de enfriamiento radiales y axiales que 
permitan fluir el aceite y eliminar el calor generado en su interior. Además, deben 
tener apoyos y sujeciones suficientes para soportar los esfuerzos mecánicos 
debidos a su propio peso, y sobre todo los de tipo electromecánico que se producen 
durante cortocircuitos. 
 
 
 Parte pasiva 
 
Consiste en el tanque donde se aloja la parte activa; se utiliza en los 
transformadores cuya parte activa va sumergida en líquidos. El tanque debe ser 
hermético, soportar el vacío absoluto sin presentar deformación permanente, 
proteger eléctrica y mecánicamente el transformador, ofrecen puntos de apoyo para 
el transporte y la carga del mismo, soportar los enfriadores, bombas de aceite, 
ventiladores y los accesorios especiales. 
 
La base del tanque debe ser lo suficientemente reforzada para soportar las 
maniobras de levantamiento durante la carga o descarga del mismo. El tanque y los 
radiadores de un transformador deben tener un área suficiente para disipar las 
pérdidas de energía desarrolladas dentro del transformador. A medida que la 
potencia de diseño de un transformador se hace crecer, el tanque y los radiadores, 
por si solos, no alcanzan a disipar el calor generado, por lo que en diseños de 
unidades de alta potencia se hace necesario adicionar enfriadores, a través de los 
cuales se hace circular aceite forzado por bombas, y se sopla aire sobre los 
enfriadores, por medio de ventiladores. A este tipo de eliminación térmica se le llama 
enfriamiento forzado. 
11 
 
 
 Accesorios 
 
Los accesorios de un transformador son un conjunto de partes y dispositivos que 
auxilian en la operación y facilitan en labores de mantenimiento. 
 
1. Tanque conservador. Es un tanque extra colocado sobre el tanque principal del 
transformador, cuya función es absorber la expansión del aceite debido a los 
cambios de temperatura, provocados por los incrementos de la carga. 
El tanque se mantiene lleno de aceite aproximadamente hasta la mitad. En caso de 
una elevación de temperatura, el nivel de aceite se eleva comprimiendo el gas 
contenido en la mitad superior si el tanque es sellado, o expulsando el gas hacia la 
atmosfera si el tanque tiene respiración. 
 
2. Boquillas. Son los aisladores terminales de las bobinas de alta y baja tensión que 
se utilizan para atravesar el tanque o la tapa del transformador. 
 
3. Tablero. Es un gabinete dentro del cual se encuentran los controles y 
protecciones de los motores de las bombas de aceite, de los ventiladores, del 
cambiador de derivaciones bajo carga, etc. 
 
4. Válvulas. Conjunto de dispositivos que se utilizan para el llenado, vaciado, 
mantenimiento y muestreo del aceite del transformador. 
 
5. Conectores a tierra. Son unas piezas de cobre soldadas al tanque, donde se 
conecta el transformador a la red de tierra. 
 
6. Placa de características. Esta placa se instala en un lugar visible del 
transformador y en ella se graban los datos más importantes como son potencia, 
tensión, por ciento de impedancia, número de serie, diagrama vectorial y de 
conexiones, numero de fases, frecuencia, elevación de temperatura, altura de 
operación sobre el nivel del mar, tipo de enfriamiento, por ciento de variación de 
12 
 
tensión en los diferentes pasos del cambiador de derivaciones, peso y años de 
fabricación. 
 
 
 
 
Figura 1.5 Partes del Transformador, tomada de catálogos de producto de PROLEC. 
 
 
 
 
 
13 
 
1.5.1.2 Principales Conexiones del Transformador 
 
 Conexión estrella-estrella. Esta conexión da un servicio satisfactorio si la 
carga trifásica es balanceada; si la carga es desbalanceada, el neutro 
eléctrico tiende a ser desplazado del punto central, haciendo diferentes las 
tensiones de línea a neutro; esta desventaja puede ser eliminada conectando 
a tierra el neutro. La ventaja de este sistema de conexiones es que el 
aislamiento soporta únicamente el tensión de línea a tierra, ver Figura 1.6. 
 
 Conexión delta-delta. Este arreglo es usado generalmente en sistemas 
donde los tensiones no son altos y cuando la continuidad del servicio debe 
ser mantenida aun si unos de los transformadores fallan; si esto sucede, los 
transformadores pueden continuar operando en la conexión delta-abierta, 
también llamada “conexión V” con esta conexión no se presentan problemas 
con cargas desbalanceadas, pues prácticamente los tensiones permanecen 
iguales, independientemente del grado de desbalance de la carga, ver Figura 
1.7. 
 
 Conexión delta-estrella. Esta conexión se emplea usualmente para elevar la 
tensión, como por ejemplo al principio de un sistema de transmisión de alta 
tensión. Otra de sus ventajas es que el punto de neutro es estable y no flota 
cuando la carga es desbalanceada. Esta conexión también es muy usada 
cuando los transformadores deben suministrar carga trifásica y carga 
monofásica; en estos casos, la conexión proporciona un cuarto hilo 
conectado al neutro, ver Figura 1.8. 
 
 
 
 
 
 
 
 
14 
 
 
 
Figura 1.6 Conexión estrella-estrella, Avelino Pérez P. Transformadores de Distribución 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.7 Conexión delta-delta, Avelino Pérez P. Transformadores de Distribución 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.8 Conexión delta-estrella, Avelino Pérez P. Transformadores de Distribución 
 
15 
 
1.5.1.3 Pruebas a los Transformadores 
 
La norma mexicana NMX-J-169-ANCE-2004, clasifica a las pruebas de la siguiente 
manera: 
 Pruebas de prototipo: son las aplicables a nuevos diseños, con el propósito 
de verificar si el producto cumple con lo especificado en las normas o por el 
usuario. 
 Pruebas de rutina: son pruebas que debe efectuar el fabricante en todos los 
transformadoresde acuerdo con los métodos indicados en esta norma, para 
verificar si la calidad del producto se mantiene dentro de lo especificado por 
norma o por el usuario. 
 Pruebas opcionales: son las establecidas entre fabricante y usuario, con el 
objeto de verificar características especiales del producto. 
 Pruebas de aceptación: son aquellas pruebas establecidas en un contrato 
que demuestran al usuario que el producto cumple con las normas y 
especificaciones correspondientes. 
Dicha norma establece que las pruebas mínimas que deben efectuarse a los 
transformadores antes de la instalación, son las siguientes: 
 
1. Inspección del aparato. Se verifica el cumplimiento de las normas y 
especificaciones. 
 
2. Aceite aislante. Se debe verificar la rigidez dieléctrica y la acidez. 
 
3. Resistencia de aislamiento. Se mide con un megóhmetro, la medición se 
efectúa en tres pasos, primero se mide la resistencia de los devanados entre 
alta y baja tensión, después se mide alta tensión y tierra y finalmente en baja 
tensión y tierra. 
 
16 
 
4. Inspección del alambrado de control. Se comprueba la continuidad y la 
operación de los circuitos de control, protección, medición, señalización, 
sistema de enfriamiento, cambiador de derivaciones y transformadores de 
instrumentos. 
 
5. Relación de transformación. Esta prueba se efectúa para determinar que las 
bobinas han sido fabricadas, de acuerdo con el diseño y con el número de 
vueltas exacto. 
 
6. Polaridad. Se requiere su comprobación para efectuar la conexión adecuada 
de los bancos de transformadores. 
 
7. Potencial aplicado. Sirve para comprobar el aislamiento de los devanados 
con respecto a tierra. Consiste en juntar por un lado todas la terminales del 
devanado que se va aprobar y, por otro lado, se conectan entre si todas las 
terminales de los otros devanados y estas a su vez se conectan a tierra. 
 
8. Potencial inducido. Sirve para comprobar el aislamiento entre espiras y entre 
secciones de los devanados. Consiste en inducir entre las terminales de un 
devanado, en una tensión doble de la nominal durante un minuto, y una 
frecuencia al doble de la nominal, para que no se sature el núcleo. 
 
9. Perdidas en el hierro y por ciento de la corriente de excitación. Estos valores 
se indican en las especificaciones de acuerdo con sus valores máximos 
permitidos, que se llaman valores garantizados. 
 
10. Perdidas de carga y por ciento de impedancia. También se fijan valores 
garantizados y se cobran multas en caso de pérdidas superiores a las 
garantizadas. 
 
 
17 
 
11. Temperatura. Estas pruebas se efectúan a una unidad de cada lote; se 
desarrollan conectando el cambiador de derivaciones en posición de 
perdidas máximas y trabajando el sistema de enfriamiento correspondiente 
a plena capacidad 
 
12. Impulso. Es una prueba de tipo opcional; simula las condiciones producidas 
por la descarga de un rayo y consiste en aplicar sucesivamente al 
aislamiento de un transformador una onda de impulso completa a tensión 
reducida, dos ondas de impulso cortadas en la cola y una onda de impulso 
completa a tensión plena 
 
 
1.5.1.4 Clasificación y Utilización de los Transformadores 
 
El Ing. Pedro Avelino Pérez en su libro “Transformadores de Distribución”, establece 
que estos pueden clasificarse de distintas formas, según se tome como base, la 
operación, la construcción o la utilización; así se tiene que: 
a) Por la operación: Se refiere a la potencia o energía que manejan dentro del 
sistema eléctrico: 
 Transformadores de distribución. Tienen capacidad desde 5 hasta 500 
KVA, pueden ser monofásicos o trifásicos. 
 Transformadores de potencia. Son aquellos que tienen capacidades 
mayores a 500 KVA. 
 
b) Por el número de fases: Depende de las características del sistema al que 
se va a conectar 
 Monofásico. Pueden ser de potencia o de distribución que son 
conectados a una o fase y a un neutro o tierra. Están construidos por una 
sola bobina de alta tensión y una de baja tensión, ver Figura 1.9. 
 
 
18 
 
 Trifásico. Pueden ser de potencia o de distribución que son conectados a 
tres líneas o fases y pueden estar conectados o no a un neutro común o 
tierra. Están construidos por tres bobinas de alta tensión y tres de baja 
tensión, ver Figura 1.10. 
 
 
Figura 1.9 Esquema eléctrico de un transformador monofásico, Avelino Pérez P. Transformadores de 
Distribución 
 
 
 
 
Figura 1.10 Esquema eléctrico de un transformador trifásico, Avelino Pérez P. Transformadores de 
Distribución 
 
 
19 
 
c) Por su utilización: Depende de la posición que ocupa dentro del sistema 
eléctrico de potencia. 
 Transformador para generador. Son transformadores de potencia (o 
transformadores elevadores de tensión), que van conectados a la salida del 
generador, los cuales proporcionan la energía a la línea de transmisión 
elevando los niveles de tensión. 
 Transformadores de subestación. Son transformadores reductores, que se 
conectan al final de la línea de transmisión para disminuir la tensión a niveles 
de subtransmisión. 
 Transformadores de distribución. Reducen la tensión de subtransmisión, a 
tensiones de distribución, es decir a baja tensión; tensiones aplicables a 
zonas de consumo de energía eléctrica. 
 Transformadores especiales. Son transformadores diseñados para 
diferentes aplicaciones como pueden ser: reguladores de tensión, 
transformadores para rectificación, transformadores para horno de arco 
eléctrico, transformadores defasadores, transformadores para mina, 
transformadores para prueba, transformadores para fuentes de corriente 
directa entre otros. 
 Transformadores de instrumentos. Son transformadores de potencial y 
transformadores de corriente que son usados en protección, medición y 
control. 
d) Por la construcción y forma de núcleo: De acuerdo con la posición 
existente entre la colocación del bobinado y el núcleo, se conocen dos tipos. 
 Núcleo acorazado. También llamado tipo Shell, es aquel que en el núcleo 
cubre las bobinas de baja y alta tensión. 
 Núcleo no acorazado. También conocido como tipo columna o core y es 
aquel en el que las bobinas abarcan gran parte del circuito magnético. 
 
 
 
20 
 
e) En función de las condiciones de servicio: 
 Para su uso interior 
 Para uso exterior. 
f) En función de los lugares de instalación: 
 Tipo poste. 
 Tipo subestación. 
 Tipo pedestal. 
 Tipo bóveda o sumergible. 
d) De acuerdo al tipo de enfriamiento: Existen los tipos seco y los sumergidos en 
aceite. 
1) Sumergidos en aceite 
 Tipo OA (Oil immersed, self-cooled). Es un transformador sumergido en 
aceite con enfriamiento natural siendo este el enfriamiento más común, 
económico y adaptable a la mayoría de las aplicaciones. En estas 
unidades el aceite aislante circula por convección natural dentro de un 
tanque con paredes corrugadas o lisas o de igual forma con enfriadores 
tubulares o de radiadores separables. 
 Tipo OA / FA (Oil immersed, forced-air cooled). Sumergido en aceite con 
enfriamiento a base de aire forzado. Esta unidad es básicamente un tipo 
OA a la cual se le agregan ventiladores para aumentar la disipación del 
calor en las superficies de enfriamiento, y por lo tanto, aumentar los KVA 
de salida del transformador. Este sistema de enfriamiento es empleado 
en transformadores que deben soportar sobrecarga durante periodos 
cortos de tiempo, esperando que esto ocurra frecuentemente en 
condiciones normales de operación, y deben ser toleradas sin afectar el 
funcionamiento del transformador. 
 
21 
 
 Tipo OA / FA / FOA (Oil immersed, forced-oil, plus forced-air cooled. 
Transformador sumergido en aceite con enfriamiento propio, con 
enfriamiento a base de aire forzado y a base de aceite forzado. El régimen 
del transformador tipo OA sumergido en aceite, puede ser aumentado 
combinado de bombas y ventiladores. En la construcciónse usan los 
radiadores desprendibles normales, con la adición de ventiladores 
montados sobre dichos radiadores y bombas conectadas a los cabezales 
de los mismos. El aumento de la capacidad se hace en dos pasos. 
 Tipo FOA (Oil immersed, self-cooled, plus water-cooling by pump through 
pipe/coil or heat exchanger). Transformador sumergido en aceite con 
enfriamiento por agua. Este tipo de transformador está equipado con un 
intercambiador de calor tubular colocado fuera del tanque. 
El agua de enfriamiento circula en el interior de los tubos y se drena por 
gravedad o por medio de una bomba independiente. El aceite fluye 
estando en contacto con la superficie de los tubos. 
 Tipo FOW (Ídem FOA). Sumergido en aceite con enfriamiento de aceite 
forzado con enfriadores de agua forzada. Este es prácticamente igual al 
tipo FOA, solo que el intercambiador de calor es del modelo agua-aceite 
y por lo tanto, el enfriamiento del aceite se hace por medio de agua sin 
tener ventiladores. 
2) Tipo seco 
 Tipo AA (Dry type, self-cooled, natural circulation of air). Transformador 
tipo seco con enfriamiento propio. Se caracteriza por no tener aceite u 
otro líquido para efectuar las funciones de aislamiento y enfriamiento. El 
aire es el único medio aislante que rodea el núcleo y las bobinas. 
 
22 
 
 Tipo AFA (Dry type, forced-air cooled, circulation of air or gas). 
Transformador tipo seco con un enfriamiento por aire forzado, el diseño 
comprende un ventilador que empuja al aire en un ducto colocado en la 
parte inferior de la unidad; por medio de aberturas en el ducto se lleva el 
aire a cada núcleo. Este tipo solo tiene un régimen con ventilador. 
 Tipo AA / FA (Dry type, self-cooled, forced-air cooled). Transformador tipo 
seco con enfriamiento propio, con enfriamiento por aire forzado, su 
denominación indica que tiene dos regímenes, uno por enfriamiento 
natural y el otro por la circulación de aire forzado por medio de los 
ventiladores, este control es automático y opera mediante un relevador 
térmico. 
 
1.5.2 Transformadores de Instrumento 
 
El Ing. José Raúl Martin en su libro “Diseño de subestaciones Eléctricas”, establece 
que los transformadores de instrumento son dispositivos electromagnéticos los 
cuales tienen la función principal de reducir las magnitudes de tensión y corriente a 
escala, aunque se utilizan para la protección y medición de los diferentes circuitos 
de una subestación, o un sistema eléctrico en general, ver Fig. 1.11. 
Con el objeto de disminuir el costo y los peligros de las sobre tensiones dentro de 
los tableros de control y protección, se dispone de los aparatos llamados 
transformadores de corriente y potencial que representan, a escalas muy reducidas, 
las grandes magnitudes de corriente o de tensión respectivamente. 
Normalmente estos transformadores se construyen con sus secundarios, para 
corrientes de 5 A o tensiones de 120 V. 
23 
 
 
 Figura 1.11 Transformador Instrumento, tomada de catálogos de producto de ABB. 
 
Los transformadores de corriente se conectan en serie con la línea, mientras que 
los de potencial se conectan en paralelo, entre dos fases o entre fase y neutro. 
Esto en sí, representa un concepto de dualidad entre los transformadores de 
corriente y los de potencial que se puede generalizar en la siguiente Tabla 1.2. 
 
Tabla 1.2 Equivalencia en las Funciones de los Transformadores de Instrumento, José G. Mar Pérez 
(2011). Descripción y Función del Equipo de una Subestación Eléctrica. Universidad Veracruzana, 
Poza Rica 
Concepto Tipo de Trasformador 
De Potencial De Corriente 
Tensión Constante Variable 
Corriente Variable Constante 
Carga denominada por: Corriente Tensión 
Error causado por: Caída de tensión en 
serie 
Corriente derivada en 
paralelo 
Conexión en el primario 
(línea): 
En paralelo En serie 
Conexión de aparatos al 
secundario: 
En paralelo En serie 
 
 
24 
 
1.5.2.1 Transformadores de Potencial 
 
El Dr. Gilberto Enríquez Harper en su libro “Elementos de diseño de subestaciones 
Eléctricas”, establece que los transformadores de potencial, son empleados para 
medición y/o protección, su nombre se debe a que la cantidad principal por variares 
la tensión es decir, permiten reducir la tensión de un valor que puede ser muy alto 
a un valor utilizado por los instrumentos de medición o protección. 
Las tensiones primarias pueden tener valores relativamente altos, como 400Kv por 
ejemplo. Los transformadores de potencial, pueden tener diferentes relaciones de 
transformación dependiendo del número de secundarios que tengan. Ver Figura 
1.12. 
 
Figura 1.12 Transformadores de Potencial Capacitivo e Inductivo, tomada de catálogos de producto de 
ABB. 
 
 
 
1.5.2.1.1 Parámetros de los Transformadores de Potencial 
 
 
 Tensión. Las tensiones primaria y secundaria de un transformador de 
potencial deben estar normalizadas de acuerdo con cualquiera de las normas 
nacionales o internacionales en uso. 
25 
 
 
 Tensión primaria. Se debe seleccionar el valor normalizado inmediato 
superior al valor calculado de la tensión nominal de la instalación. 
 
 Tensión secundaria. Los valores normalizados, según la ANSI son de 120 
volts para aparatos de 25 kV y de 115 Volts para aquellos con valores 
superiores de34.5 kV. 
 
 Potencia nominal. Es la potencia secundaria expresada en volt-amperes, que 
se desarrollan bajo la tensión nominal y que se indica en la placa de 
características del aparato. 
 
 Carga. Es la impedancia que se conecta a las terminales del devanado 
secundario. 
 
 Clase de precisión para medición. La clase de precisión se designa por el 
error máximo admisible en por ciento, que el transformador de potencia 
puede introducir en la medición de potencia operando con su tensión nominal 
primaria y la frecuencia nominal. La precisión de un transformador se debe 
poder garantizar para los valores entre 90 y 110% de la tensión nominal. 
 
 
1.5.2.2 Transformadores de Corriente 
 
El Dr. Gilberto Enríquez Harper en su libro “Elementos de diseño de subestaciones 
Eléctricas”, establece: Cuando se desea hacer mediciones cuyos valores son 
elevados y no pueden ser manejados directamente por los instrumentos de 
medición o protección, o bien, cuando se trata de hacer mediciones de corriente en 
circuitos que operan a tensiones elevadas, es necesarios establecer un aislamiento 
eléctrico entre el circuito primario conductor y los instrumentos. Este aislamiento se 
logra por medio de transformadores de corriente cuya función principal es 
transformar o cambiar un valor de corriente de un circuito a otro que permita la 
26 
 
alimentación del instrumento y que por lo general es de 5 A según normas, 
proporcionando el aislamiento necesario en la tensión. 
El primario del transformador se conecta en serie con el circuito por controlar y el 
secundario se conecta en serie con las bobinas de corriente de los aparatos de 
medición y de protección que requieran ser energizados, ver Figura 1.13. 
 
 
Figura 1.13 Transformador de Corriente, tomada de catálogos de producto de ABB. 
 
 
Un transformador de corriente puede tener uno o varios secundarios, embobinados 
a su vez sobre uno o varios circuitos magnéticos. Si el aparato tiene varios circuitos 
magnéticos, se comporta como si fueran varios transformadores diferentes. Un 
circuito se puede utilizar para mediciones que requieran mayor precisión, y los 
demás se pueden utilizar para protección. Por lo tanto, conviene que las 
protecciones diferenciales y de distancia se conectan a transformadores 
independientes. 
 
27 
 
La tensión del aislamiento de un transformador de corriente debe ser, cuando 
menos, al igual a la tensión más elevada del sistema al que va a estar conectado. 
 
Para el caso de los transformadores utilizados en protecciones con relevadores 
estáticos se requieren núcleos que provoquen menos saturacionesque en el caso 
de los relevadores de tipo electromagnético, ya que las velocidades de respuesta 
de las protecciones electrónicas son mayores. 
 
Los transformadores de corriente pueden ser de medición, de protección o mixtos: 
 
 Transformadores de medición. Los transformadores cuya función es medir, 
requieren reproducir fielmente la magnitud y el ángulo de fase de la 
corriente. Su precisión debe garantizarse desde una pequeña fracción de 
corriente nominal del orden del 10%, hasta un exceso de corriente del 
orden del 20% sobre su valor nominal. 
 
 Transformadores de protección. Los transformadores cuya función es 
proteger el circuito, requieren conservar su fidelidad hasta un valor de 20 
veces la magnitud de la corriente nominal. 
 
En el caso de los relevadores de sobre corriente, solo importa la relación de 
la transformación, pero en otro tipo de relevadores, como pueden ser los de 
impedancias, se requiere además de la relación de transformación, mantener 
el error del ángulo de fase dentro de los valores predeterminados. 
 
 Transformadores mixtos. En este caso, los transformadores se diseñan 
para una combinación de los dos casos anteriores, un circuito con el núcleo 
de alta precisión para los circuitos de medición y uno o dos circuitos más, 
con sus núcleos adecuados, para los circuitos de protección. 
 
 
28 
 
1.5.3 Capacitores 
 
El Dr. Gilberto Enríquez Harper en su libro “Fundamentos de Sistemas de Energía 
Eléctrica”, establece que los capacitores son unos dispositivos eléctricos, formados 
por dos láminas conductoras, separadas por una lámina dieléctrica y que al aplicar 
una diferencia de tensión almacenan carga eléctrica. 
Los capacitores de alta tensión están sumergidos, por lo general, en líquidos 
dieléctricos y todo el conjunto está dentro de un tanque pequeño, herméticamente 
cerrado. Sus dos terminales salen al exterior a través de dos boquillas de porcelana, 
cuyo tamaño dependerá del nivel de tensión del sistema al que se conectaran. 
Una de las aplicaciones más importantes del capacitor es la de corregir el factor de 
potencia en líneas de distribución y en instalaciones industriales, aumentando la 
capacidad de transformación de las líneas, el aprovechamiento de la capacidad de 
los transformadores y la regulación del tensión en los lugares de consumo, ver 
Figura 1.14. 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.14 Capacitores, tomada de catálogos de producto de ABB 
 
29 
 
1.5.3.1 Consideraciones en los Capacitores 
 
En la instalación de los bancos de capacitores de alta tensión hay que tomar en 
cuenta ciertas consideraciones: 
 
 Ventilación. Se debe cuidar que los capacitores estén bien ventilados para 
que su temperatura de operación no exceda a la de diseño. La operación a 
10°C arriba de la temperatura nominal disminuye la vida medida del capacitor 
en más de un 70%, debidos a los dieléctricos son muy sensibles, y en forma 
marcadamente exponencial, a las temperaturas de operación. 
 
 Frecuencia. Los capacitores deben operar a la frecuencia nominal; si la 
frecuencia de alimentación baja, se reduce la potencia reactiva suministrada. 
 
 Tensión. Si los capacitores se alimentan con una tensión inferior al valor 
nominal, la potencia reactiva suministrada se reduce proporcionalmente al 
cuadrado de la relación de las tensiones, como se muestra en la relación 
siguiente: 
 
𝑸𝑺 = (
𝑽𝒓
𝑽𝒏
)
𝟐
= 𝑸𝒏 
Dónde: 
 
Qs y Qn ya fueron indicados en la expresión anterior. 
Vr = tensión aplicada en volts. 
Vn = tensión nominal en volts. 
 
 
30 
 
Los capacitores de alta tensión pueden operar a tensiones de hasta 110% del valor 
nominal; sin embargo, conviene evitar que esto suceda, pues la operación a una 
sobre tensión permanece de un 10%, disminuye la vida media de un capacitor en 
un 50%. 
 
 Corriente. La corriente nominal en un capacitor viene dada por las relaciones: 
𝒍𝒏 =
𝑸
𝑽
 
Si es monofásico 
 
𝒍𝒏 =
𝑸
√𝟑𝑽
 
Si es trifásico 
 
Dónde: 
 
In = corriente nominal en amperes 
V =tensión en kV (entre terminales si es monofásico o entre fases si es trifásico). 
Q =potencia reactiva nominal en kVAR. 
La corriente de un capacitor es directamente proporcional a la frecuencia, la 
capacitancia y la tensión entre terminales, o sea: 
 
𝑰 = 𝟐𝝅𝒇𝑪𝑽 
 
 
31 
 
1.5.4 Banco de Capacitores 
 
En las instalaciones industriales y de potencia, los capacitores se instalan en grupos 
llamados bancos. Los bancos de capacitores de alta tensión generalmente se 
conectan en estrella, con neutro flotante y rara vez con neutro conectado a tierra., 
ver Fig. 1.15. El que se utilice uno u otro tipo de neutro, depende de las 
consideraciones siguientes: 
 
 Conexión del sistema a tierra 
 Fusibles de capacitores 
 Dispositivos de conexión y desconexión 
 Armónicas 
 
Conexiones a tierra. En sistemas eléctricos con neutro aislado, o conectado a tierra 
a través de una impedancia, como en el caso del sistema central mexicano, los 
bancos de capacitores deben conectase a tierra. 
 
Para obtener el beneficio óptimo de la aplicación de capacitores en el sistema de la 
distribución, los capacitores deben localizarse donde produzcan la máxima 
reducción de pérdidas, mejores niveles de tensión y estén tan cercanos a la carga 
como sea posible. 
 
 
 
32 
 
Figura 1.15 Banco de Capacitores, tomada de catálogos de producto de ABB. 
 
 
1.5.5 Apartarrayos. 
 
El Ing. Pedro Camarena en su libro “Instalaciones Eléctricas Industriales” establece 
que los Apartarrayos se emplean para la protección para la protección de las 
Instalaciones y subestaciones eléctricas. Son dispositivos eléctricos formados por 
una serie de elementos resistivos no lineales y explosores que limitan la amplitud 
de las sobretensiones originadas por descargas atmosféricas, sobretensiones 
provocadas por influencia de otras redes, operación de interruptores o desbalanceo 
del sistema, ver Figura 1.16. 
33 
 
 
Figura 1.16 Apartarrayos, tomada de catálogos de producto de ABB. 
 
Los apartarrayos están constituidos por varias piezas de resistencia no lineal, de 
óxido de zinc, aplicadas dentro de una columna hueca de porcelana, sin 
entrehierros. En la parte superior de la porcelana tienen una placa relevadora de 
presión que, en caso de una sobretensión interna, se rompe y permite escapar los 
gases hacia arriba sin producir daños laterales. Las resistencias no lineales son 
también unos pequeños cilindros formados por partículas de óxido de zinc de 
menor tamaño que en el caso de los convencionales. 
Un dispositivo de protección efectivo debe tener tres características principales: 
 
 Comportarse como un aislador mientras la tensión aplicada no exceda cierto 
valor determinado. 
 Convertirse en conductor al alcanzar la tensión de ese valor. 
 Conducir a tierra la onda de corriente producida por la onda de sobretensión. 
 
 
 
 
34 
 
1.5.5.1 Funciones de los Apartarrayos 
 
Los apartarrayos cumplen con las siguientes funciones: 
 
 Descargar las sobretensiones cuando su magnitud llega al valor de la tensión 
disruptiva del diseño. 
 Conducir a tierra las corrientes de descarga producidas por las 
sobretensiones. 
 Debe desaparecer la corriente de descarga al desaparecer las 
sobretensiones. 
 No deben operar con sobretensiones temporales, de baja frecuencia. 
 La tensión residual debe ser menor que la tensión que resisten los aparatos 
que protegen. 
 
La función del apartarrayos no es eliminar las ondas de sobre tensión, sino limitar 
su magnitud a valores que no sean perjudiciales al aislamiento del equipo. 
 
Cuando se origina una sobretensión, se produce el arqueo de los entrehierros y la 
corriente resultante es limitada por las resistencias a pequeños valores, hasta que 
en una de las paradas por cero de la onda de corriente, los explosores 
interrumpen definitivamente la corriente. 
Las sobretensionesse pueden agrupar en las categorías siguientes: 
 
1) Sobretensiones de impulso por rayo. Son generadas por las descargas 
eléctricas en la atmosfera (rayos); tienen una duración del orden de decenas 
de microsegundos. 
 
 
35 
 
2) Sobretensiones de impulso por maniobra. Son originadas por la operación de 
los interruptores. Producen ondas con frecuencias del orden de 10 kHz y se 
amortiguan rápidamente. Tienen una duración del orden de milisegundos. 
 
3) Sobretensiones de baja frecuencia (60 Hz). Se originan durante los rechazos 
de carga en un sistema, por desequilibrio en una red, o corto circuito de fase 
a tierra. Tienen una duración del orden de algunos ciclos. 
 
1.5.5.2 Características de los Apartarrayos 
 
Las características principales que debe tener el apartarrayos instalado, son las 
siguientes: 
 
a) Presentar una impedancia alta o infinita a tensión nominal para minimizar las 
pérdidas en condiciones normales. 
b) Presentar una impedancia baja durante la ocurrencia de los transitorios 
(sobretensión) para limitar la tensión y proteger el sistema o equipos 
instalados (aislamiento, transformadores, etc.). 
c) Drenar la corriente de la descarga y extinguir el arco de potencia durante el 
transitorio en 60 Hz sin presentar daño alguno. 
d) Regresar a las condiciones de circuito abierto (alta impedancia) después del 
transitorio 
 
 
36 
 
1.5.6 Interruptores 
 
El Dr. Gilberto Enríquez Harper en su libro “Fundamentos de Instalaciones 
Eléctricas de Mediana y Alta Tensión”, establece que un Interruptor es un dispositivo 
cuya función principal es interrumpir y restablecer la continuidad en un circuito 
eléctrico es un dispositivo destinado al cierre y apertura de la continuidad de un 
circuito el bajo carga, en condiciones normales de operación, así como, y esta es 
su función principal, bajo condiciones de falla por corto circuito. 
Sirve para insertar o retirar de cualquier circuito energizado, máquinas, aparatos, 
líneas aéreas o cables. 
El interruptor debe ser capaz de interrumpir corriente eléctrica de intensidades y 
factores de potencia diferentes, pasando desde la corriente capacitiva de varios 
cientos de amperes y las inductivas de varias decenas de kilo amperes (corto 
circuito). 
El interruptor es, junto con el transformador, el dispositivo más importante de una 
subestación, su comportamiento determina el nivel de confiablidad que se puede 
tener en un sistema eléctrico de potencia, ver Figura 1.17. 
 
Figura 1.17 Interruptor de Potencia, tomada de catálogos de producto de ALSTOM 
 
37 
 
1.5.6.1 Parámetros de los Interruptores 
 
 Tensión nominal: Es el valor eficaz de la tensión entre fases de sistema en 
que se instala el interruptor. 
 
 Tensión máxima: Es el valor máximo de la tensión para la cual está diseñada 
el interruptor y representa el límite superior de la tensión, al cual debe operar, 
según norma. 
 
 Corriente nominal: Es el valor eficaz de la corriente normal máxima que 
puede circular continuamente a través del interruptor sin exceder los límites 
recomendables de elevación de temperatura. 
 
 Corriente de corto circuito inicial: Es el valor pico de la primera semionda de 
corriente, comprendida en ella la componente transitoria. 
 
 Corriente de corto circuito: El valor eficaz de la corriente máxima de corto 
circuito que puede abrir las cámaras de extinción de arco. Las unidades son 
kA aunque comúnmente se dan en MVA de cortocircuito. 
 
 Tensión de restablecimiento: Es el valor eficaz de la tensión máxima de la 
primera semionda de la componente alterna, que aparecen entre los 
contactos de interruptor después de la extinción de la corriente. Tiene una 
influencia muy importante en la capacidad de apertura de interruptor y 
presenta una frecuencia que es el de orden de miles de Hertz, de acuerdo 
con los parámetros eléctricos del sistema en la zona de operación. Esta 
tensión tiene dos componentes, una frecuencia nominal del sistema y la otra 
superpuesta que oscila a la frecuencia natural del sistema. 
 
38 
 
 Resistencia de contactos: Cuando una cámara de arqueo se cierra, se 
produce un contacto metálico en un área muy pequeña formada por tres 
puntos, que es lo que en geometría determina un plano. Este contacto 
formado por tres o más puntos es lo que fija el concepto de resistencia de 
contacto y que provoca el calentamiento del contacto, al pasar la corriente 
nominal a través de él. 
 
 Cámara de extinción de arco: Es la parte principal de cualquier interruptor 
eléctrico. Las cámaras deben soportar los esfuerzos electrodinámicos de la 
corriente de cortocircuito, así como los esfuerzos dieléctricos que aparecen 
al producirse la desconexión del banco de reactores, capacitores y 
transformadores. 
 
El fenómeno de interrupción aparece al iniciarse la separación de los 
contactos, apareciendo un arco a través de un fluido, que lo transforma en 
plasma y que provoca esfuerzo en las cámaras, debido a las altas presiones 
y temperaturas. Al interrumpirse la corriente, durante el paso de la onda por 
cero, aparece entre los contactos la llamada tensión transitoria de 
restablecimiento. 
 
 
1.5.6.2 Clasificación de los Interruptores 
 
Los interruptores se pueden clasificar: 
 
 Interruptores de Potencia Tanque Muerto. 
 
Estos Interruptores fueron los primeros que se emplearon para interrumpir elevadas 
intensidades de corriente a tensiones igualmente elevadas, ver Figura 1.18. 
 
39 
 
Constructivamente constan de un recipiente de acero lleno de aceite en el cuál se 
encuentran dos contactos (fijo y móvil) y un dispositivo que cierra o abre dichos 
contactos. El aceite sirve como medio aislante y medio de extinción del arco 
eléctrico que se produce al abrir un circuito con carga. En los interruptores en aceite, 
la energía del arco se usa para "fracturar" las moléculas de aceite y producir gas 
hidrógeno, éste se usa para adelgazar, enfriar y comprimir el plasma del arco, esto 
des ioniza el arco y efectúa un proceso de auto-extinción. 
 
 
Figura 1.18 Interruptor de Potencia Tanque Muerto, tomada de catálogos de producto de ABB. 
 
 
40 
 
 Interruptores de Potencia Tanque Vivo. 
 
En este tipo de interruptores los polos están separados y las cámaras de 
interrupción se disponen en el interior de tubos cilíndricos aislantes y de porcelana, 
o bien de resina sintética con los extremos cerrados por medio de piezas metálicas, 
de esta manera se requiere de menos aceite como aislante y se hace la sustitución 
por otro tipo de aislamiento. El dispositivo de interrupción está alojado en un tanque 
de material aislante, el cual está al nivel de tensión de la línea de operación normal, 
por lo que se conoce también como Interruptores de tanque vivo, en contraposición 
a los GVA se les conoce como Interruptores de tanque muerto, ver Figura 1.19. 
 
 
 
 
Figura 1.19 Interruptor de Potencia tanque Vivo, tomada de catálogos de producto de ABB. 
 
 
41 
 
 Interruptores con Hexafluoruro de azufre (SF6). 
 
El continuo aumento en los niveles de cortocircuito en los sistemas de potencia ha 
forzado a encontrar formas más eficientes de interrumpir corrientes de fallas que 
minimicen los tiempos de corte y reduzcan la energía disipada durante el arco. Es 
por estas razones que se han estado desarrollando con bastante éxito interruptores 
en Hexafluoruro de Azufre (SF6). Otra importante ventaja de este gas, es su alta 
rigidez dieléctrica que hace que sea un excelente aislante. De esta forma se logra 
una significativa reducción en las superficies ocupadas por subestaciones. La 
reducción de espacios alcanzada con el uso de unidades de 
SF6 es cercana al 50% comparado a subestaciones tradicionales. Esta ventaja 
muchas veces compensa desde el punto de vista económico, claramente se debe 
mencionar que hay un mayor costo inicial, en su implementación, ver Figura 1.20.Figura 1.20 Interruptor con Hexafluoruro de Azufre (SF6), tomada de catálogos de producto de ABB. 
 
 
 
42 
 
1.5.7 Cuchillas. 
 
El Ing. José Dolores Juárez Cervantes en su libro “Instalaciones Eléctricas en Alta 
Tensión”, establece que las cuchillas son dispositivos cuya función es quitar el 
potencial de los elementos de la red eléctrica previamente desconectados y 
proporcionar una ruptura visible de la continuidad del circuito. Las cuchillas 
normalmente carecen de dispositivos de extinción del arco eléctrico, por lo que 
deben operar sin carga. En tensiones de distribución existen cuchillas que operan 
con carga, ver Figura 1.21. 
 
 
Figura 1.21 Cuchillas, tomada de catálogos de producto de Siemens 
 
 
43 
 
Con las cuchillas que operan sin carga se puede conectar y desconectar: 
1) transformadores de potencial y corrientes de carga estática de barras 
colectoras y equipo. 
2) Corrientes de carga estática en cables de tensiones de hasta 13.2 kV y 
longitud no mayor a 10 Km. 
3) Corrientes circulares de la condición de que la diferencia de tensiones en las 
cuchillas después de la desconexión sea no mayor al 2% de la tensión 
nominal. 
4) Corrientes de cierre atierra (falla atierra con neutro flotante): pueden 
permitirse hasta 5 A para líneas de 20 a 35 kV y de 25 A para líneas de 6 a 
13.8 kV. 
Dentro de las operaciones realizadas con cuchillas se encuentran: 
1) Aterrizamiento y desaterrizamiento de neutro de transformadores. 
2) Conexión y desconexión de cuchillas en paralelo con interruptor, estando 
este cerrado. 
Para evitar la desconexión de carga por medio de las cuchillas, se instalan 
bloqueos con el interruptor. Los bloqueos: 
 Impiden la apertura de las cuchillas si el interruptor está cerrado. 
 Bloquean el cierre del interruptor si cualquier polo de las cuchillas no 
abrió o cerró completamente. 
 Evitan efectuar un orden contario a otro que no se haya aún realizado. 
 No permiten que las cuchillas y el interruptor operen simultáneamente. 
La diferencia entre un juego de cuchillas y un interruptor, considerando que los dos 
abren o cierran circuitos, es que las cuchillas no pueden abrir un circuito con 
corriente y el interruptor si puede abrir cualquier tipo de corriente, desde el valor 
nominal hasta el valor de cortocircuito. Hay algunos fabricantes de cuchillas que 
añaden a la cuchilla una pequeña cámara de arqueo de SF6 que la permite abrir 
solamente los valores nominales de la corriente del circuito. 
 
44 
 
Las cuchillas están formadas por una base metálica de lámina galvanizada con un 
conector para puesta a tierra; dos o tres columnas de aisladores que fijan el nivel 
básico de impulso, y encima de estos, la cuchilla. La cuchilla está formada por una 
navaja o parte móvil y la parte fija, que es una mordaza que recibe y presiona la 
parte móvil. 
 
1.5.7.1 Clasificación de las Cuchillas 
 
Las cuchillas, de acuerdo con la posición que guarda la base y la forma que tiene el 
elemento móvil, pueden ser: 
 
 Horizontales 
 
Puede ser de tres postes. El mecanismo hace girar el poste central, que origina el 
levantamiento de la parte móvil de la cuchilla. Para compensar el peso de la cuchilla, 
la hoja móvil tiene un resorte que ayuda a la apertura. Otro tipo de cuchilla horizontal 
es aquel en que la parte móvil de la cuchilla gira en un plano horizontal. Este giro 
se puede hacer de dos formas. Cuchillas con dos columnas de aisladores que giran 
simultáneamente y arrastran las dos hojas, una mordaza y la otra el contacto macho. 
 
 Horizontal invertida 
 
Es igual a la cuchilla horizontal pero las tres columnas de aisladores se encuentran 
colgando de la base. Para compensar el peso de la hoja de la cuchilla se encuentra 
un resorte que, en este caso, ayuda al cierre de la misma; por otro lado, los 
aisladores deben fijarse a la base en forma invertida para evitar que se acumule 
agua. 
 
 
45 
 
 Vertical 
 
Es igual a la cuchilla horizontal, pero los tres aisladores se encuentran en forma 
horizontal y la base está en forma vertical. Para compensar el peso de la hoja de la 
cuchilla también tiene un resorte que, en este caso, ayuda a cerrar la cuchilla. 
 
1.6 Arreglos de una Subestación Eléctrica Convencional 
 
La subestación eléctrica o estación de conmutación, como parte del sistema de 
distribución, funciona como punto de conexión o conmutación para líneas de 
conmutación para líneas de transmisión, alimentadores de subtransmisión, circuitos 
de generación y transformación. 
El objetivo del diseño o arreglo de la subestación es proporcionar máxima 
confiabilidad, flexibilidad, continuidad de servicio y satisfacer estos objetivos a los 
costos de inversión más bajos que satisfagan las necesidades del sistema. 
El Ing. José Raúl Martin en su libro “Diseño de subestaciones Eléctricas”, establece 
que la conexión dentro de la subestación, determina el arreglo eléctrico y físico del 
equipo de conmutación. Existen diferentes esquemas de barra cuando la 
importancia cambia entre los factores de confiabilidad. Seguridad y ahorro 
económico justifican principalmente la función e importancia de la subestación. 
Los esquemas de barra de subestación más comunes son los siguientes: 
a) Una barra. El esquema de una barra, normalmente es utilizado para grandes 
subestaciones, la dependencia de una barra principal puede causar 
prolongación en la interrupción del servicio en caso de falla de un interruptor 
automático o una barra. La estación debe des energizarse para llevar a cabo 
trabajos de conservación o agregarle extensiones de barra. El esquema de 
una barra es considerado sin flexibilidad y sujeto a interrupción completa del 
servicio, debido a su sencilla protección con relevadores, ver Figura 1.22. 
46 
 
 
Figura 1.22 Esquema a una barra, Raull Martin José (1992). Diseño de Subestaciones Eléctricas. 
México. Editorial Mc Graw Hill 
 
 
b) Doble barra, doble interruptor automático. Este esquema requiere dos 
interruptores automáticos para cada circuito alimentador. Normalmente cada 
circuito está conectado a ambas barras. En algunos casos, la mitad de sus 
servicios podría operar en cada falla, para estos casos la falla de la barra o 
del interruptor automático podría ocasionar la perdida de la mitad de los 
circuitos. La ubicación de las barras principales debe ser tal que evite que las 
fallas se extiendan a ambas barras. El uso de dos interruptores automáticos 
por circuito hace costoso este esquema, pero presenta un alto nivel de 
confiabilidad cuando todos los circuitos se encuentran conectados para 
operar en ambas barras, ver Figura 1.23. 
 
47 
 
 
Figura 1.23 Esquema de doble barra y doble interruptor automático, Raull Martin José (1992). Diseño 
de Subestaciones Eléctricas. México. Editorial Mc Graw Hill 
 
 
c) Barra principal y de transferencia. Este esquema añade una barra de 
transferencia al esquema de una barra. Un interruptor automático extra de 
conexión de barra enlazara tanto a la barra principal como a la transferencia. 
Cuando se retire un interruptor automático y de servicio para hacerle trabajos 
de conservación se utiliza el interruptor automático de conexión de barra para 
mantener energizado el circuito. A menos que los relevadores de protección 
también sea transferidos, la protección para la conexión de barra debe ser 
capaz de proteger las líneas de transmisión o los generadores, esto es 
considerado poco satisfactorio, dado que la selectividad de los relevadores 
es deficiente, ver Figura 1.24. 
 
48 
 
 
Figura 1.24 Esquema de barra principal y de transferencia, Raúll Martin José (1992). Diseño de 
Subestaciones Eléctricas. México. Editorial Mc Graw Hill 
 
 
d) Doble barra un interruptor automático. Este esquema utiliza dos barras 
principales y cada circuito está equipado con dos interruptores de 
desconexión y selectores de barra. Un circuito de conexión debarra se 
conecta con las dos barras principales y cuando se cierra, permite la 
transferencia de un alimentador de una barra a otra sin des energizar el 
circuito alimentador al operar los interruptores de desconexión selectores de 
barra. Los circuitos pueden operar todo desde la barra principal número uno, 
o la mitad de los circuitos pueden ser operados fuera de cualquier barra, en 
el primer caso, la estación estará fuera de servicio por falla de barra 
interruptor automático. En el segundo caso, la mitad de los circuitos se 
perdería por falla de barra o interruptor automático. 
En algunos casos los circuitos operan tanto desde la barra número uno como 
desde la barra protección de barra para evitar la pérdida completa de la 
estación por falla en cualquiera de las barras, ver Figura 1.25. 
 
49 
 
 
Figura 1.25 Esquema de doble barra un interruptor automático, Raull Martin José (1992). Diseño de 
Subestaciones Eléctricas. México. Editorial Mc Graw Hill 
 
 
e) Barra anular. En este esquema los interruptores automáticos están 
dispuestos a un anillo con circuitos conectados entre aquellos, hay el mismo 
número de los primeros que de los segundos y durante la operación normal, 
todos los interruptores automáticos están cerrados. Para una falla de circuito 
se abren dos interruptores automáticos y, en el caso de que uno de estos no 
opere para normalizar la falla, será abierto otro circuito por la operación de 
relevadores de respaldo. Durante trabajos de conservación en interruptor 
automático, el anillo se abre pero todas líneas permanecen en servicio. 
 
 
50 
 
Este esquema es económico en costo, tiene buena confiabilidad, es seguro 
en su operación, es flexible y normalmente se le considera apropiado para 
subestaciones importantes hasta un límite de cinco circuitos. Los relevadores 
de protección y el sistema de cierre automático son más complejos que los 
esquemas antes descritos, ver Figura 1.26. 
 
 
 
Figura 1.26 Esquema de barra anular, Raull Martin José (1992). Diseño de Subestaciones Eléctricas. 
México. Editorial Mc Graw Hill 
 
 
 
51 
 
f) Interruptor automático y medio. Este esquema a veces llamado esquema 
de tres interruptores, tiene tres interruptores en serie entre las barras 
principales. Dos circuitos se conectan entre los tres interruptores 
automáticos, de aquí el nombre que lleva. Esta utiliza un interruptor 
automático y medio. 
 
Bajo condiciones normales de operación todos los interruptores automáticos 
están cerrados y ambas barras están energizadas. Un circuito se abre por la 
apertura de dos interruptores automáticos asociados. La falla de un 
interruptor automático de conexión abrirá otro circuito más pero no se pierde 
un circuito adicional si la apertura de una línea implica la falla de un 
interruptor automático de barra, cualquiera de las barras puede ser retirada 
de servicio sin que este se pierda con fuentes conectadas en los lados 
opuestos en las cargas, es posible operar con ambas barras fuera de 
servicio, los trabajos de conservación del interruptor automático pueden 
realizarse sin pérdida del servicio sin cambio de relevadores y operación 
sencilla de las desconexiones del interruptor automático. 
 
Este esquema es más costoso que otros esquemas, con excepción del doble 
interruptor automático y doble barra. Sin embargo, el esquema de interruptor 
automático y medio es superior en flexibilidad, confiabilidad y seguridad. Los 
esquemas de protección con relevadores y de reconexión automática son 
más complejos que loes otros esquemas, ver figura 1.27. 
52 
 
 
Figura 1.27 Esquema de interruptor automático y medio, Raull Martin José (1992). Diseño de 
Subestaciones Eléctricas. México. Editorial Mc Graw Hill 
 
 
 
53 
 
 
 
 
 
 
 
Capítulo 2 
 
SUBESTACIONES ELECTRICAS 
ENCAPSULADAS EN GAS SF6 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
54 
 
2.1 Subestaciones Eléctricas Encapsuladas en Gas SF6 
 
Una subestación encapsulada en gas SF6, es el conjunto de dispositivos y aparatos 
eléctricos inmersos en el gas dieléctrico Hexafluoruro de Azufre (SF6), blindados en 
envolventes de aleación de aluminio. En su interior, los compartimientos se unen y 
colindan por medio de dispositivos barrera. La principal función de una subestación 
encapsulada en gas SF6 es conmutar, separar, transformar, medir, repartir y 
distribuir la energía eléctrica en los sistemas de potencia, ver Figura 2.1. 
Estas Subestaciones Eléctricas encapsuladas en gas SF6, usan este gas para el 
aislamiento eléctrico de sus distintos componentes de alta tensión. 
Las subestación encapsulada en gas SF6 son diseñadas generalmente para 
tensiones nominales desde 52kV hasta 1100kV (varían dependiendo de los diseños 
de cada fabricante). 
 
 
Figura 2. 1 Subestación Eléctrica Encapsulada en Gas SF6, tomada de catálogos de producto de ABB 
 
 
 
55 
 
2.1.1 Clasificación de las Subestaciones Eléctricas Encapsuladas en Gas SF6 
 
El diseño de las subestaciones eléctricas encapsuladas en gas SF6 depende 
prácticamente de condiciones ambientales muy adversas, como muy alta 
contaminación o geografía difícil, adicionalmente a lo anterior, algunos aspectos de 
impacto visual y vandalismo se tienen que considerar. 
Las subestaciones eléctricas encapsuladas en gas SF6 se clasifican de la siguiente 
manera. 
2.1.1.1 Subestaciones Eléctricas Subterráneas Encapsuladas en Gas SF6 
 
Este tipo subestaciones son colocadas principalmente donde el espacio para la 
instalación de la misma es muy limitado (más de lo normal), donde el impacto visual 
es muy importante, los costos del terreno son elevados y en donde existen 
limitaciones ambientales, ver Figura 2.2 
 
Figura 2.2 Subestación eléctrica subterránea encapsulada en gas SF6 tomada de catálogos de 
producto de ABB. 
56 
 
 2.1.1.2 Subestaciones Eléctricas Encapsuladas en Gas SF6 Ocultas bajo 
Techo 
 
Este tipo subestaciones son colocadas principalmente en zonas donde podría 
presentarse vandalismo, ya sea por saboteo al suministro de energía eléctrica, por 
alguna manifestación, robo etc. Por daños a la subestación debido al medio 
ambiente (terremotos, deslizamiento del terreno, avalanchas, huracanes, etc.). Así 
como también por impacto visual, en zonas donde este es muy importante, como 
pueblos mágicos, playas importantes o capitales de alguna ciudad, ver Figura 2.3. 
 
 
Figura 2.3 Subestación eléctrica encapsulada en gas SF6 oculta bajo techo, tomada de catálogos de 
producto ABB. 
 
 
 
 
 
57 
 
2.1.1.3 Subestaciones Eléctricas Móviles Encapsuladas en Gas SF6 
 
Este tipo subestaciones son utilizadas donde se requiere de suministro de energía 
eléctrica de manera temporal, principalmente por fallas en el sistema, debidas a 
algún desastre natural o incremento en la demanda de energía, podrían ser también 
utilizadas cuando se va a llevar a cabo un gran evento que demande bastante 
energía en lugares un tanto remotos, así como en zonas donde el espacio es 
realmente limitado, ver Figura 2.4. 
 
 
Figura 2.4 Subestación eléctrica móvil encapsulada en gas SF6, tomada de catálogos de producto de 
ABB. 
 
 
 
 
 
 
58 
 
2.2 Características de las Subestaciones Eléctricas Encapsuladas en Gas 
SF6 
 
Una subestación eléctrica encapsulada en gas SF6 está construida de elementos 
cilíndricos (tubos presurizados) dentro de los cuales se encuentra el gas SF6. Dentro 
de estos cilindros, además del gas, se encuentra el conductor eléctrico, que 
normalmente es una barra de cobre bañada en plata. 
Por lo tanto, la característica externa más visible en una subestación eléctrica 
encapsulada en gas SF6 radica en que se encuentra en los cilindros aislados en 
SF6 dando la apariencia de formar una compleja red de tubería hídrica, pero con 
dimensiones mucho más pequeñas que las que ocuparían una subestación 
eléctrica convencional. 
Las principales características