FACULTAD_DE_INGENIERIA_ESCUELA_PROFESION

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FACULTAD DE INGENIERIA 
 ESCUELA PROFESIONAL 
INGENIERIA CIVIL 
ASIGNATURA: 
INSTALACIONES ELECTRICAS 
TEMA: 
SISTEMAS DE PROTECCIÓN 
 
DOCENTE: 
ING. RAUL RAMIREZ RONDAN 
INTEGRANTES: 
 
- PINEDA MEDINA HIPÓLITO FRANZ 
- PEÑA ROBLES BERNARDINO RAÚL 
- MINAYA PINEDA ALFREDO 
 
 
 
HUARAZ – PERU 
2018 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
SISTEMAS DE 
PROTECCIÓN 
 
 
 
1. Introducción 
 
Para poder entender la función de los sistemas de protección, se debe conocer la 
naturaleza y el modo de funcionamiento de los sistemas eléctricos de potencia. El 
objetivo de un sistema eléctrico de potencia es generar, trasmitir y distribuir 
energía eléctrica a los consumidores. 
En régimen estacionario este sistema opera cerca de su frecuencia nominal y las 
tensiones en todas las barras del mismo no varían más de un 5 %. Existe un 
balance entre la potencia activa y reactiva generada y consumida. 
El sistema deber ser diseñado y operado de manera de entregar esa energía de la 
manera más confiable, segura y económica. 
A pesar de que el sistema de potencia, está sometido en forma constante a 
perturbaciones: cambio en las cargas, cortocircuitos que pueden ser origina-dos por 
la naturaleza, por fallas en algún equipo o como consecuencia de una operación 
incorrecta, el mismo mantiene casi siempre su estado estacionario y esto es debido 
a: 
 
- las dimensiones que tiene el sistema de potencia con relación a las cargas o 
generadores. 
 
- las acciones rápidas y correctas realizadas por los relés de protección. 
 
- las acciones de los sistemas de control. 
 
 
1.1. Estructura del sistema eléctrico de potencia 
 
Los sistemas eléctricos de potencia varían en tamaño y componentes, sin embargo 
todos tienen las mismas características: Sistema de potencia, ac, trifásico, que 
opera a una tensión y frecuencia constante. Los equipamientos de generación y 
trasmisión son trifásicos. 
Las cargas industriales son trifásicas, las cargas residenciales son esencialmente 
monofásicas y las cargas comerciales están distribuidas entre las fases por lo cual 
el sistema de potencia se considera balanceado. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1: Sistema eléctrico de potencia 
 
La energía eléctrica proveniente de los generadores es elevada a valores al-tos de 
tensión para trasmitirla por el sistema de potencia, a través de las l neas de 
trasmisión. Cuando la energía llega a los centros de consumo es reducida a valores 
de tensión para poder ser distribuidas a los consumidores. 
 
En el proceso de explotación de los sistemas eléctricos de potencia ocurren 
cambios en forma permanente que son compensados por los sistemas de control. 
Pero además pueden aparecer defectos o faltas (perturbaciones) y regímenes 
anormales de funcionamiento de los diferentes elementos del sistema, los cuales 
pueden conducir a haber as, con las consecuentes alteraciones al régimen normal 
de operación, como pueden ser interrupciones de servicio a los consumidores, 
reducción de la calidad de la energía o daños en los equipamientos. 
El tipo más frecuente de defecto o falta es el cortocircuito, que genera gran-des 
incrementos en la corriente y reducciones de la tensión en los elementos del 
sistema, lo que puede dañar los equipos por sobrecalentamiento, afectar la 
operación normal de los consumidores por la baja tensión y el sincronismo de los 
generadores. La respuesta del sistema de potencia a una perturbación depende de la 
configuración del mismo y de la severidad de la misma. Las perturbaciones más 
frecuentes son: 
- Cortocircuitos 
 
- Conductor abierto 
 
- Sobrecarga 
 
- Sobre o sub tensión : : : 
 
 
2. Función de los sistemas de protección 
 
Muchas de las fallas en los sistemas eléctricos de potencia pueden ser controladas 
para limitar el daño y mantener la confiabilidad. El sistema de potencia se diseña de 
manera que pueda soportar fallas mecánicas y problemas climáticos como hielo, 
nieve, huracanes y tornados. El diseño de la aislación se realiza de manera de 
minimizar el daño a los equipos por fallas eléctricas. 
Debido a que es no económicamente posible diseñar un sistema eléctrico de 
potencia para soportar todas las fallas posibles, la alternativa es diseñar un sistema 
de protección que rápidamente detecte condiciones anormales de funcionamiento y 
realizar las acciones correctivas apropiadas. 
La función de los sistemas de protección es detectar faltas y condiciones anormales 
de funcionamiento del sistema eléctrico de potencia e iniciar las acciones 
correctivas, lo más rápido posible, de manera que el sistema retorne a otro punto de 
funcionamiento estable. 
Por lo cual el rol de un sistema de protección en el diseño y operación de un 
sistema eléctrico de potencia, se puede examinar teniendo en cuenta los siguientes 
aspectos: 
 
- Proteger todo el sistema de potencia de manera de mantener la continuidad 
del servicio. 
 
- Minimizar los danos causados por las faltas. 
 
- Aportar a la estabilidad del sistema eléctrico. 
 
 
3. Características de los sistemas de protección 
 
Para poder cumplir con estos requerimientos, los sistemas de protección deben 
tener la siguiente cualidad: 
 
 
Confiabilidad: 
Capacidad de un sistema o componente de realizar sus funciones requeridas bajo 
condiciones establecidas por un periodo determinado de tiempo. 
 
NOTA: 
Aplicación a protecciones de sistemas eléctricos: Se aborda la con fiabilidad 
enfocada en el disparo correcto o incorrecto de las protecciones. No se trata de la 
confiabilidad asociada exclusivamente a la rotura, defecto o falla de las 
protecciones o sistemas de protección. 
 
 
3.1. Confiabilidad 
 
Confiabilidad o Fiabilidad (Reliability) Probabilidad de que una función, relé o 
sistema de protección cumpla sin fallar la función para la cual fue destinado, 
durante un periodo de tiempo, cuando está siendo sometido a exigencias dentro de 
sus l mites operacionales. La confiabilidad tiene dos aspectos: 
 
Dependability (Dependabilidad) Probabilidad de que una función, relé o sistema 
de protección opere correctamente (no deje de operar) en el caso de una falta o 
defecto en el sistema de potencia, dentro de la zona que protege. Todo esto 
durante un periodo de tiempo cuando está siendo sometido a exigencias dentro de 
sus l mites operacionales. Es la faceta de la confiabilidad que indica el grado en 
que la función, equipo o sistema opera correctamente cuando deber a operar. 
 
Security (Seguridad) Probabilidad de que una función, relé o sistema de 
protección NO dispare incorrectamente, habiendo o no falta o defecto en el 
sistema eléctrico protegido. Todo esto durante un periodo de tiempo cuando 
está siendo sometido a exigencias dentro de sus l mites operacionales. 
 
Se trata tanto de: 
 
- el disparo intempestivo (incorrecto) cuando no hay falta o defecto o 
condición anormal 
 
- el disparo incorrecto cuando s hay falta o defecto o condijo anormal 
en la zona protegida del sistema eléctrico. 
 
Es la faceta de la confiabilidad que indica el grado en que la función, equipo o 
sistema no dispara cuando no deber a operar. La confiabilidad también incluye: 
 
Velocidad: Operar rápidamente cuando deber hacerlo, para minimizar los daños y 
aportar a la estabilidad. 
 
Una operación incorrecta (misoperation) puede deberse a: 
 
- Disparo intempestivo (false trip) ante un defecto ( ) fuera de la zona 
protegida 
 
- Ausencia de disparo (failure to trip) ante un defecto ( ) en la zona protegida 
 
- Disparo intempestivo (maloperation) en ausencia de defecto ( ) 
 
- Disparo incorrecto (incorrect operation) no intempestivo, por ej. en tiempo 
mayor al previsto. 
 
(*) defecto o condición anormal de funcionamiento en el sistema de potencia. 
 
No confundir Defecto o Falta (Fault) con Falla (Fail). 
 
- Defectos o Faltas son los cortocircuitos y fases abiertas en el sistema 
eléctrico de potencia. 
 
- Falla de un dispositivo es su pérdida de la posibilidad de cumplir lafunción 
para la que fue diseñado. Por ej. por rotura o grave degradación del 
dispositivo o alguna de sus partes. 
 
 
3.1.1. Combinaciones básicas de equipos y su efecto en la confiabilidad 
 
Se indican en la tabla las probabilidades de disparo correcto (dependability) e 
incorrecto (1 - Security). 
 
 
 
 Nombre del arre- Dependability 1-Security 
 glo 
 
 Probabilidad del Probabilidad 
 disparo deseado de disparo no 
 deseado 
 
Equipo solo p F s 
 
2 equipos con dis- One-out-of-two 2p p2 2F s F s2 
 paros en paralelo 
 
2 equipos con dis- Two-out-of-two p2 F s2 
paros en serie 
 
Votación por ma- Two-out-of-three p2(3 2p) F s2(3 2F s) 
yor a, 2 de 3 equi- 
pos 
 
 
 
Equipos con igual Dependability y Security y con fallas aleatorias 
(interdependencia=0). 
 
3.1.2. Ejemplo numérico: 
 Nombre del arre- Dependability 1-Security 
 glo 
 
 Probabilidad del Probabilidad 
 disparo deseado de disparo no 
 deseado 
 
Equipo solo 0.940 8.00E-03 
 
2 equipos con dis- One-out-of-two 0.996 1.59E-02 
paros en paralelo 
 
2 equipos con dis- Two-out-of-two 0.884 6.40E-05 
paros en serie 
 
Votacion por ma- Two-out-of-three 0.990 1.91E-04 
yor a, 2 de 3 equi- 
pos 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Nombre del arre- Dependability 1-Security 
 glo 
 
 Probabilidad del Probabilidad 
 disparo deseado de disparo no 
 deseado 
 
Equipo solo 0.940 8.00E-03 
 
2 equipos con dis- One-out-of-two 0.996 1.59E-02 
paros en paralelo 
 
2 equipos con dis- Two-out-of-two 0.884 6.40E-05 
paros en serie 
 
Votación por ma- Two-out-of-three 0.990 1.91E-04 
yor a, 2 de 3 equi- 
pos 
 
 
- En rojo las situaciones que empeoran respecto a tener un solo equipo. En 
verde las situaciones que mejoran. 
 
- Nótese que la votación 2 de 3 mejora Dependability y Security, mientras que 
2 equipos en serie o paralelo mejoran uno de los dos aspectos pero empeora 
el otro. 
 
 
 
3.2. Disponibilidad 
 
Es el porcentaje del tiempo en que un equipo o sistema esta operativo o disponible 
para su uso. Las protecciones numéricas con su importante capacidad de 
autodiagnóstico (self-check) permiten su alta disponibilidad, al reportar cuando 
fallan. 
En protecciones con tecnologías anteriores que no tengan posibilidad de 
autodiagnóstico o que su autodiagnóstico era limitado a algunas partes del 
hardware o software, podrán estar indisponibles sin que se supiera. 
La detección de dichas fallas ocultas se producir a entonces recién cuando: 
 
- Se ensaya el relé como parte de rutinas periódicas de mantenimiento 
detectivo o búsqueda de fallas. 
 
 
 
- Peor aun cuando hay una falta en el equipo protegido y la protección 
no dispara o lo hace de manera no predeterminada. 
 
 
El autodiagnóstico adelanta la detección de la falla al momento en que se produce, 
si dicha condición genera una alarma. 
Generalmente en las protecciones para avisar su falla se utiliza un contacto NC 
(normalmente cerrado) de un relé de salida. 
NC se re ere a que estando ese relé auxiliar de salida des-excitado, el con-tacto esta 
cerrado. 
En condiciones normales (protección operativa) el contacto NC está abierto (relé 
auxiliar de salida excitado) y se cierra en caso de indisponibilidad (relé auxiliar 
des-excitado). 
Un caso extremo es cuando la protección no está alimentada o hay una falla en su 
fuente de alimentación, en cuyo caso dicho contacto está cerrado. En la 
disponibilidad de una protección interviene tanto: 
 
- la tasa de fallas del equipo (o el MTBF), como 
 
- el tiempo que se tarda en repararlo o sustituirlo (dejarlo nuevamente 
operativo, devolver su funcionalidad). 
 
Tasa de fallas (failure rate) y MTBF (Mean Time Between Failu-re): La tasa 
de falla a veces se considera como la probabilidad de que se produzca una falla en 
un intervalo especificado. 
La tasa de falla (t) tiene como unidades el número de fallas por unidad de tiempo, 
o sea es la frecuencia de falla. No es una probabilidad y puede tener valores 
mayores que 1. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 2: Tiempo entre fallas 
 
 
MTBF (Mean Time Between Failure): MTBF para relés numéricos modernos 
puede ser de 200 o 300 años. 
Erróneamente puede suponerse que MTBF es la vida promedio de un relé (o sea 
que durante ese lapso hay un 50 % de probabilidad de que falle y 50 % de que no), 
aunque no es realmente as pues depende de cuál es la función de distribución de 
fallas. 
Es cierto para algunas distribuciones simétricas, pero no para la distribución 
exponencial ( = cte) en que la confiabilidad transcurrido el MTBF es 37 %. Para 
distribuciones t picas con cierta varianza, MTBF solo representa una cota superior 
estadística, y por lo tanto, no es adecuado para la predicción del tiempo específico 
a la falla de un equipo dado; la incertidumbre deriva de la variabilidad en la 
distribución del tiempo a la falla. 
 
 
4. Zonas de protección 
 
4.1. Introducción 
 
Para limitar la extensión del sistema de potencia a ser desconectado cuando ocurre 
una falta, las protecciones están dispuestas en zonas de protecciones. Los relés de 
protección generalmente toman sus medidas de transformadores de medida de 
corriente, y su zona de protección está limitada por esos transformadores. Los 
transformadores de medida de corriente le proporcionan una ventana por la cual el 
relé de protección "ve" cómo se comporta el sistema de potencia dentro de su zona 
de protección. 
 
Para poder cubrir todos los equipos de potencia por los sistemas de protección, las 
zonas de protección deben cumplir con los siguientes requerimientos: 
 
 
 
- Todos los equipos de potencia deben estar comprendidos en por lo menos 
una zona de protección. En la práctica, los equipos más importantes están 
incluidos en al menos dos. 
 
- Las zonas de protección deben superponerse para prevenir que ningún 
elemento del sistema quede sin protección. 
 
 
 
 
 
 
Zona de protección: 
- Grupo Generador – Transformador 
- Transformador 
- Barras 
- Línea 
- Barras 
- Línea 
 
 
Figura 3: Zonas de protección 
 
Por razones prácticas o económicas, la disposición de los transformadores de 
corriente no es siempre como se muestra en la gura, y solo están disponible en uno 
de los lados de los interruptores. 
 
 
4.2. Protecciones principal y de respaldo 
 
Protección principal: Sistema de protección que opera frente a faltas en la zona 
protegida, lo más rápido posible sacando de servicio la menor cantidad de 
equipamiento posible. 
 
Protección de respaldo: 
Equipo o sistema de protección el cual debe operar cuando una falta en el sistema 
de potencia no es eliminada en el tiempo esperado debido a fallas o incapacidad 
del sistema principal de protección de operar o en caso de falla del interruptor. En 
caso de incapacidad del sistema principal de protección de operar también puede 
ocurrir que la protección de respaldo se habilite y opere en forma instantánea. 
 
 
 
Las protecciones de respaldo incluye protecciones de respaldo remotas, lo-cales y 
falla de interruptor. Falla de interruptor se define como la falla del interruptor al 
abrir o interrumpir la corriente cuando recibe una señal de disparo. 
 
 
4.2.1. Protección de respaldo 
 
El objetivo de las protecciones de respaldo es abrir todas las fuentes de 
alimentación a una falta no despejada en el sistema. Para realizar esto en forma 
eficiente las protecciones de respaldo deben: 
 
- Reconocer la existencia de todas las faltas que ocurren dentro de su zona de 
protección. 
 
- Detectar cualquier elemento en falla en la cadena de protecciones, incluyendo 
los interruptores. 
 
- Iniciar el disparo de la mínima de cantidad de interruptores necesarios para 
eliminar la falta. 
 
- Operar lo suficientemente rápido para mantener la estabilidad del sistema, 
prevenir que los equipos se dañen y mantener la continuidad del servicio. 
 
 
4.2.2. Respaldo remoto 
 
Históricamente,las protecciones de respaldo se han ubicado en las estaciones 
adyacentes o remotas. Sin embargo, como los sistemas han crecido en 
complejidad, también han crecido las dificultades para aplicar protecciones de 
respaldo remoto. 
En el diseño de los sistemas de protección de respaldo, se deben considerar: 
 
Selectividad: El respaldo remoto proporciona poca selectividad. Para una falla en 
un interruptor, todas las l neas que alimentan la falta deben abrir en su extremo 
remoto; con lo cual una gran parte del sistema se desconecta. 
 
Sensibilidad: El respaldo remoto proporciona poca sensibilidad. Como el numero 
de l neas que alimentan las estaciones ha crecido, la corriente de falta por cada l 
nea ha decrecido. Con lo cual para poder operar el ajuste de corriente debe 
bajarse, comprometiendo la corriente de carga máxima que puede circular. 
 
Velocidad: El respaldo remoto debe ser lento para permitir que los relés principales 
operen 
 
4.2.3. Respaldo local 
 
El respaldo local está ubicado en la misma estación. Se basa en la filosofía a que 
todas las fallas del sistema de protección principal deberían detectarse en la fuente 
de la falla y las acciones correctivas deben hacerse localmente. Si las protecciones 
principales fallan, las protecciones de respaldo local disparan el interruptor. 
Si el interruptor falla, tanto las protecciones principales como las de respaldo 
inician la protección de falla de interruptor para disparar los interruptores 
adyacentes al interruptor en falla y enviar una señal de transferencia de disparo al 
interruptor del extremo remoto. 
 
 
4.2.4. Sistemas de protección redundantes 
 
Los sistemas de protección redundantes también son llamados sistemas 
funcionalmente equivalentes. 
 
- Es común en partes críticas del sistemas de potencia, contar con sistemas 
redundantes de protección, generalmente llamados Sistema 1 y Sistema 2 
(Main 1 & Main 2) disparando con el criterio one-out of two (paralelo). 
 
- Esta práctica es diferente a tener un sistema principal y otro de respaldo local. 
 
- Los sistemas redundantes aumentan la Dependabilidad (operar cuando se 
debe operar), pero es muy posible que bajen la Security (disparar cuando no 
se debe operar). 
 
- La redundancia tiene como principal ventaja aumentar la Disponibilidad de 
las funciones de protección y por ende del equipo protegido; puede fallar un 
sistema de protección que el equipo continua protegido completamente; es 
poco creíble que ambos sistemas fallen simultanea-mente. 
 
Falla en modo común (common mode failure): Es la falla atribuible a una causa 
común. Ejemplo: 2 sistemas de protección protegen una l nea y comparten la 
misma bobina de apertura del interruptor de línea. Si la bobina del interruptor está 
cortada, ante un defecto en la l nea la rotura de dicha bobina producirá la falla en 
modo común de ambos sistemas de protección. 
 
 
4.2.5. Interdependencia 
 
Es la probabilidad de que, ante un defecto en el sistema de potencia, un sistema de 
protección responda de igual manera (en el sentido que responde correcta o 
incorrectamente) que otro sistema de protección en la misma ubicación y ante el 
mismo defecto. 
Es importante considerar la conveniencia de que la interdependencia entre ambos 
sistemas debe ser baja, de manera de minimizar que ninguno de los dos sistemas 
despeje un defecto dado. 
Para lograr una interdependencia baja es común que ambos sistemas de protección: 
 
- tengan distintas baterías de alimentación o al menos distintos circuitos de 
alimentación, 
 
- midan corrientes de distintos núcleos de TIs, 
 
- midan tensiones de distintos bobinados de TVs 
 
- estén en diferentes paneles, 
 
- disparen distintas (o ambas) bobinas de apertura del interruptor, 
 
- …. etc. 
 
 
>Y acerca de los propios relés de protección de ambos sistemas? 
 
Respecto a los relés de sistemas de protección redundantes, se disminuye el grado 
de interdependencia (aumenta la Dependabilidad) si se utiliza una Opción más alta 
de la siguiente tabla: 
 
 
 
Figura 4: Interdependencia 
 
Pero además de la Dependabilidad deben considerarse otros factores, como: 
 
- Fallas en modo común de hardware, software ( Firmware) o principio, 
 
- Balance entre Dependabilidad y Seguridad 
 
- Experiencia 
 
- Normativas y reglamentos, 
 
- Todo el ciclo de vida de los sistemas: normalización y estandarización, 
implementación, explotación (operación y mantenimiento), 
 
- Factores humanos como la comprensión y trabajo en distintos equipos o 
sistemas. 
- ……. etc 
Por ej. Cuanto más diferentes son ambas protecciones (Opción más alta) aumenta la 
dependabilidad, pero también aumenta: 
 
- la complejidad para el conocimiento de la instalación, 
 
- el tiempo de estudio para conocer los dispositivos a lo largo de todo el ciclo de 
vida (proyecto, cálculo e implementación de ajustes, ensayos de obra, 
operación, mantenimiento, etc.). 
 
Además contar con relés multifunción en que se implementan en el mismo 
dispositivo varias funciones con diversos principios que se "solapan", de por si 
aumenta la Dependabilidad propia de cada relé . 
 
Todo esto muestra que incluso puede ser una muy buena alternativa utilizar la 
opción 1 (sistemas idénticos). Hay experiencias positivas a nivel nacional e 
internacional. 
 
Por ej. en Uruguay se ha optado por o aceptado sistemas idénticos o casi idénticos 
en l neas de 500 kV, generadores de 50 MW, tanto históricamente como 
recientemente. 
 
 
5. Diseño de subestaciones 
 
5.1. Introducción 
 
Definición de subestación: Una subestación eléctrica es un área o grupo de 
equipamientos que contiene seccionadores, interruptores, barras y transformadores 
para cambiar la configuración de sistema de potencia y transformar la tensión de 
un nivel a otro o un sistema en otro (ac/dc). 
 
 
5.2. Diseño de las subestaciones: 
 
Subestaciones aéreas: Instaladas en locales abiertos. Requieren de equipamiento 
diseñado para operar en condiciones ambientales adversas. 
 
Subestaciones interiores: Instaladas en locales cerrados. El equipamiento eléctrico 
está protegido frente a los agentes atmosféricos, las distancias son menores y son 
más caras. 
 
Subestaciones blindadas: Las subestaciones aisladas en gas utilizan este fluido para 
el aislamiento eléctrico de sus diferentes componentes (maniobra, medición, barras, 
etc.) de alta tensión. Este tipo de subestación se denomina GIS (Gas Insulated 
Switchgear). Por sus propiedades óptimas, el gas utilizado es el hexafloruro de 
azufre (SF6). Algunas de las principales características de este gas son: que no es 
toxico, muy estable y no in amable. Existen diferencias con las subestaciones 
clásicas aisladas en aire. La más importante a favor de las GIS es que en estas, las 
dimensiones son reducidas. 
 
 
 Figura 5: Subestación GIS 
 
Ventajas: 
 
- Espacio reducido, pueden llegar a ocupar un 10 % del espacio ocupado por 
una subestación convencional. 
 
- El mantenimiento es menor que el mantenimiento de una subestación 
convencional. 
 
- Disponibles para niveles de tensión de hasta 500kV. 
 
Desventajas: 
 
- Necesita de personal especializado 
 
- Las operaciones de cierre no pueden ser observadas (son supervisadas por 
indicadores luminosos) 
 
 
5.2.1. Tensiones nominales y tensiones de servicio 
 
- La tensión nominal de un sistema se define como aquella con la cual se 
designa el sistema y a la cual se referencian las características de operación. 
 
- La tensión de servicio en un punto cualquiera de un sistema eléctrico es el 
valor realmente existente en dicho punto, en un instante determinado. 
 
- La tensión de servicio de una red no permanece constante sino que varía de 
acuerdo con las condiciones de funcionamiento del sistema eléctrico. 
 
 
5.3. Equipamiento de las subestaciones 
 
La estructura básica de una subestación contiene los siguientes equipamientos: 
 
Barras: La función de las barras es la de interconectar varios componentes de unasubestación para formar la configuración requerida de la misma. 
 
Equipamiento de maniobra: Seccionadores e Interruptores: La función del 
equipamiento de maniobra es conectar y desconectar elementos de la subestación 
del resto del sistema de potencia. Algunos de estos equipamientos, como los 
interruptores, son capaces de interrumpir corrientes de falta. Otros equipamientos, 
como los seccionadores, pueden conectar o desconectar corrientes del orden de la 
corriente de carga u operar cuando no circula corriente. Algunos de estos 
equipamientos pueden ser operados en forma automática, tanto de forma local 
como remota, mientras que otros solo pueden ser operados en forma manual. Los 
interruptores son el único elemento activo en una subestación, lo cual significa que 
son los equipos menos confiables y están mas sujetos a fallas, debido a la 
existencia de partes móviles. 
 
Transformadores de medida: Corriente y Tensión: La función de los 
transformadores de medida, transformadores de medida de corriente y 
transformadores de medida de tensión, es la de proporcionar tensiones y corrientes 
de baja magnitud para ser usadas en los sistemas de protección y en los 
equipamientos de medida y aislar galvánicamente estos del resto del sistema de 
potencia. Estos valores de tensión y corriente son proporcionales a los valores de 
tensión y corriente que existen en las barras y equipamiento de la subestación. 
 
Compensación de potencia reactiva: Para compensar la reactiva en el sistema de 
potencia, se debe utilizar grandes cantidad de potencia reactiva inductiva o 
capacitiva. El equipamiento t pico para la compensación de reactiva incluye los 
bancos de condensadores y de reactores. 
 
Pararrayos, descargadores: Los pararrayos son los elementos de protección de 
los equipos de las subestaciones contra descargas atmosféricas y protección contra 
sobretensiones. 
 
Malla de puesta a tierra: La malla o red de puesta a tierra suministra la adecuada 
protección al personal y al equipamiento que dentro o fuera de la subestación 
pueden quedar expuestos a tensiones peligrosas cuando se presentan faltas a tierra 
en la instalación. 
 
Sistemas de protección, control y monitoreo: Un sistema de protección, control 
y monitoreo se define como un conjunto formado por los dispositivos de medida, 
indicación y señalización, la regulación, el control manual y automático. 
 
Transformadores de potencia: Los transformadores de potencia transfieren la 
potencia a diferentes valores de tensión, niveles de trasmisión y niveles de 
distribución. 
 
 
 
5.4. Tipo de subestaciones 
 
Subestaciones de generación: subestaciones que sirve como conexión a una 
central generadora. 
 
Subestaciones de maniobra: subestaciones que sirve para interconectar sistemas o 
dentro de un sistema en la que distribuye la energía a subestaciones de 
transformación. 
 
Subestaciones de transformación: subestaciones cuyo objetivo es el de 
suministra energía a un sistema con un nivel de tensión diferente. Estas 
subestaciones pueden ser elevadoras, cuando la tensión de salida es más elevada 
que la de entrada, o de lo contrario ser a una subestación reductora, de distribución 
o carga. 
 
 
5.5. Configuraciones típicas de las subestaciones 
 
Los equipamientos y las barras de una subestación están dispuestos y conectados 
de una manera específica para determinar una cierta configuración de barras; de tal 
forma que su operación permita dar a la subestación diferentes grados de 
confiabilidad y flexibilidad de operación, transformación y distribución de cargas y 
facilitar la indisponibilidad de equipos. En el diseño e implementación de los 
sistemas de protección es importante considerar la configuración de la subestación. 
 
 
 
5.5.1. Barra Simple 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 6: Configuración: Barra Simple 
 
La subestación posee una sola barra a la cual se conectan las diferentes secciones 
por medio de un interruptor. 
Ventajas: 
 
- Económica 
 
- Fácil de proteger 
 
- Ocupa poco espacio 
 
- Simple 
 
 
 
- Falta de confiabilidad 
 
- Falta de seguridad 
 
- Falta de flexibilidad, teniendo que suspender el servicio para realizar 
mantenimiento 
 
 
 
 
 
 
 
 
5.5.2. Barra principal y barra de transferencia 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 7: Configuración: Barra principal y barra de transferencia 
 
 
Para mejorar la confiabilidad por falla en interruptores de la configuración de barra 
simple, a esta se le agrega una barra de transferencia, a cada sección un 
seccionador de transferencia para la conexión a dicha barra y un interruptor para 
unir las barras. 
Ventajas: 
 
- Económica 
 
- Mejor flexibilidad para el mantenimiento, que la configuración de barra 
simple 
 
- Mejor confiabilidad, que la configuración de barra simple 
 
Desventajas: 
 
- Mantiene las limitaciones de la configuración de barra simple 
 
 
5.5.3. Doble barra 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 8: Configuración: Doble barra 
 
Para aumentar la flexibilidad a la barra sencilla se adiciona una segunda barra 
principal y un interruptor para el acoplamiento de las dos barras. Ventajas: 
 
- Mejor flexibilidad para la operación, que las configuraciones anteriores 
 
- Mejor confiabilidad, que las configuraciones anteriores 
 
Desventajas: 
 
- Mayor costo que las configuraciones anteriores 
 
- Falta de flexibilidad, teniendo que suspender el servicio para realizar 
mantenimiento. 
 
 
5.5.4. Anillo 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 9: Configuración: Anillo 
 
En esta configuración la barra es un anillo conformado por interruptores, con las 
secciones conectadas cada dos de ellos. Para aislar una sección es necesaria la 
apertura de los dos interruptores correspondientes, abriéndose así el anillo. 
 
 
 
 
Ventajas: 
 
- Económica 
 
- Segura y confiable para permitir continuidad del servicio por falta o 
mantenimiento 
 
Desventajas 
 
- Durante una falta o mantenimiento el anillo queda dividido y se pierde la 
seguridad en el sistema. 
 
- Se dificulta la implementación de los sistemas de protección porque se debe 
trabajar con dos interruptores 
 
 
5.5.5. Interruptor y medio 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 10: Configuración: Interruptor y medio 
 
Esta configuración debe su nombre al hecho de exigir tres interruptores por cada 
dos secciones. El grupo de los tres interruptores se le llama tramo y se conecta 
entre dos barras principales. 
Ventajas: 
 
- Se puede hacer mantenimiento a cualquier interruptor sin suspender el 
servicio. 
 
- Muy confiable, una falta en una barra no suspende el servicio. 
 
Desventajas 
 
- Se di culta la implementación de los sistemas de protección porque se debe 
trabajar con dos interruptores y el interruptor intermedio comparte dos 
secciones.