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Subestaciones eléctricas de 
distribución
Temario
1. Introducción a Subestaciones eléctricas de distribución.
2. Símbolos y esquemas eléctricos utilizados para la representación de 
subestaciones.
3. Componentes fundamentales de una subestación eléctrica.
4. Cálculo de fallas.
5. Conceptos fundamentales.
6. Aparamenta eléctrica de subestaciones de distribución tipo caseta.
7. Aparamenta eléctrica de subestaciones de distribución tipo aérea.
8. Compensación de potencia reactiva.
9. Protección de subestaciones de distribución.
10. Riesgo y seguridad eléctrica.
11. Puesta a tierra.
12. Mantenimiento de subestaciones de distribución.
8. Compensación de potencia reactiva.
¿Por qué es necesario corregir el 
factor de potencia?
Es indispensable para una correcta gestión técnica y económica de un 
sistema eléctrico en MT. 
Los beneficios obtenidos son:
1. Optimización técnica
• Ayuda al control de la tensión a lo largo del sistema de transporte y 
distribución
• Descarga de las líneas de transporte y los transformadores de potencia
• Reducción del nivel de perdidas del sistema
2. Optimización económica
• Reducción del coste de la energía reactiva facturable.
• Reducción del coste económico por efecto Joule en las líneas de 
transporte
• Permite un mejor ratio (kW/kVA) de utilización de las instalaciones.
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C
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ct
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Ba
si
cs
 -
5
CARGAS COMBINADAS
 CONEXION DEL CAPACITOR
L
R
V
IRL : corriente a través de la carga
IC : corriente a través del capacitor
I : Corriente total 
entregada por el suministrador
C
IC
I IRL
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6
CARGAS COMBINADAS
 CONEXION DELCAPACITOR
I
V L
R
C
IC
IRL
IC ω
V
IRL
I
ϕ1
ϕ2
ϕ1 ϕ2
ϕ cos ϕ I
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7
COMPENSACIÓN DE POTENCIA REACTIVA
kW
- Potencia Real (kW) 
 se transforma en trabajo (potencia útil)
kvar
- Potencia Reactiva (kvar) 
 soporta campos electromagneticos (potencia no útil)
kVA
- Potencia Aparente (kVA) 
 potencia total consumida
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COMPENSACIÓN DE POTENCIA REACTIVA
kVA
Potencia activa o útil
kW
Potencia 
Reactiva
kvar
Factor de potencia
cos φ = kW / kVA
φ
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COMPENSACIÓN DE POTENCIA REACTIVA
¿COMO PODEMOS MEJORAR EL FACTOR DE 
POTENCIA Y ASÍ REDUCIR EL CONSUMO DE 
POTENCIA?
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10
COMPENSACIÓN DE POTENCIA REACTIVA
El capacitor conectado en paralelo entregara kvar en la misma dirección 
que la carga pero en fase opuesta
kW kVA
kvar1
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11
COMPENSACIÓN DE POTENCIA REACTIVA
φ1
kW
kvar
kVA1
φ2
kVA2
kvarc
kvar2
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COMPENSACIÓN DE POTENCIA REACTIVA
)21c tankW(tankvar
kW
kvartan
kvar²kW²
kWcos
kvar²kW²kVA
kVA
kvarsin
kVA
kWcos
�−�=
=�
+
=�
+=
=�
=�
kW
kvar
kVA
φ
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Transformadores y Cables de Distribución ( I)
0.7
0.95
26.3%
Reducción de la Corriente demandada del 
sistema.
•Reducción del factor:
In (%) = 1 – (cos φ1 / cos φ2)*100
•cos φ1 = 1 → In=100%
(corriente útil requerida)
•cos φ ↑ → In ↓
•Para los mismos kW, la corriente nominal 
se reduce en un 26.3% cuando el FP se 
incrementa de 0.7 a 0.95
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14
Reducción de Pérdidas por Efecto Joule (RI²)
Cables
46
cos φ final
cos φ inicial
% reducción en perdidas
Reducción del factor RI² (%):
RI² (%) = 1 - (cos φ1/ cos φ2) * 100
Para la misma carga, las pérdidas se 
reducen en un 46% cuando el FP se 
incrementa de 0.7 a 0.95
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Reduccion de Pérdidas por Efecto Joule (RI²)
1150
60003= transformador con pérdidas normales
2= transformador con pérdidas reducidas
1= transformador con pérdidas bajas
Dos tipos de pérdidas:
Entrehierro (o pérdidas en el núcleo)
potencia disipada en el transformador bajo 
condiciones sin carga.
Cobre (o pérdidas en el embobinado)
→ f (I)2
Transformador
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Reducción de Pérdidas por Efecto Joule (RI²)
Capacidad normal del transformador:
500 kVA
Carga actual: 300 kW a cos φ = 0.7
Pérdidas en el núcleo:
1,150 kW (independiente al costo)
Pérdidas en el embobinado:
6,000 * (carga actual / carga nominal)2
6,000 * [(300/0.7) / 500]2 = 4,410 W
Pérdidas totales = 1,150 + 4,450 = 5,560 W
Situación después de corregir el FP
cos φ = 0.90
Pérdidas en el núcleo:
1,150 kW
Pérdidas en el embobinado:
6,000*[(300/0.9)/500]2= 2,670 W
Pérdidas totales = 1,150 + 2,670 = 3,820 W
Ahorro de energía: 1,740 W
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Salida Reducida de Potencia Aparente [kVA]
kVArecuperado = kW (1/cos φ1- 1/cos φ2)
Ejemplo:
Carga de 200 kW
kVA recuperado = 200*0.75= 150 kVA
Carga del transformador:
con cos φ= 0.5 → 200/0.5= 400 kVA
con cos φ= 0.8 → 200/0.8= 250kVA
kVA recuperados = 150
COS φ INICIAL
% de kVA recuperados
0.75
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Caída de Tensión en Transformador
5.1
C
aí
da
 d
e 
Te
ns
ió
n
Factor de Potencia
0.6
Pérdidas Normal
Pérdidas Bajas
Caída de Tensión
Cos φ = 0.6
Se tiene 5.1% de caida 
de tensión
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Reducción de Pérdidas (ejemplo)
500 kVA
480 V
P=80 kW
cos φ = 0.75
P=170 kW
cos φ = 0.75
1 cable
70 mm²
20 m
2 cables
70 mm²
100 m
A B
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20
Ppromedio = 70,125 / 425 = 165 kW (66% de plena carga)
Qpromedio = 63,081 / 425 = 148 kvar
Spromedio = √(1652 + 1482) = 222 kVA
PFpromedio = 165 / √ (1652 + 1482) = 0.744
Cuenta del consumo electrico:
Consumo mensual = 70,125 kWh
Consumo mensual = 63,081 kvarh 
Actividad de: 340 dias/año
15 horas/dia
Reducción de Pérdidas (ejemplo)
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Reducción de Pérdidas (ejemplo)
Factor de Potencia para evitar penalización: 0.9
Qc = kW (tg φ1 – tg φ2)
= 165 (0.898 – 0.484) = 68 kvar
Situación Actual:
Pactual = 165 kW (no cambia)
Qactual = 148 – 68 = 80 kvar (↓)
Sactual = √1652 + 802 = 183 kVA (↓) (anterior 222)
Reducción de potencia aparente en 18%
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Reducción de Pérdidas (ejemplo)
Pérdidas en Cables
cos φ = 0.75
Almacén A:
I = (0.66 * P) / √3 V cos φ
= 80,000 * 0.66 / √3 * 480 * 0.75 = 85 A
Pérdidas en cables:
P = 3 RI2L (R=ρ1/S [Ω/m])
= 3 * 246x10-6 * 852 * 20 = 107 W
5,100 hrs/año ☞ P = 544 kWh
Almacén B:
I = (170,000 * 0.66) / √3 * 480 * 0.75 = 180 A
Pérdidas en cables:
P = 2(3 RI2L) 
= 2 (3 * 246x10-6 * (180/2)2 * 100) = 1,196 W
5100 hrs/año ☞ P = 6,097 kWh
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Reducción de Pérdidas (ejemplo)
Pérdidas en Cables
cos φ = 0.90
Almacén A:
I = 85 (0.75 / 0.90) = 71 A
Pérdidas en cables:
P = 107 (71 / 85 )2 = 75 W
5100 hrs/año ☞ P = 381 kWh
Almacén B:
I = 180 (0.75 / 0.90) = 150 A
Pérdidas en cables:
P = 1196 (150 / 180)2 = 831 W
5100 hrs/año ☞ P = 4,236 kWh
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Reducción de Pérdidas (ejemplo)
Pérdidas en Transformadores y Pérdidas Totales
Antes de al corrección:
Pérdidas Transformador:
P = 1150 + 6,000 [(80 + 170) * 0.66 / (0.75 * 480)]2 = 2,260 kW
P = 5,100 * 2,260 = 11,528 kWh
Pérdidas Totales:
P = 544 + 6,097 + 11,528 = 18,169 kWh
Despues de al corrección:
Pérdidas Transformador:
P = 11,150 + 6,000 [(80 + 170) * 0.66 / (0.90 * 480)]2 = 2,025 W
P = 5,100 * 2,025 = 10,329 kWh
Pérdidas Totales:
P = 381 + 4,236 + 10,329 = 14,946 kWh
18% DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS AL AÑO
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Ubicación de capacitores
Los capacitores pueden ser instalados en varios sitios en su sistema eléctrico
1: Capacitores a la entrada de la 
planta de servico
2: Capacitores en el alimentador 
principal
3: Capacitores en un grupo de 
cargas
4: Capacitores a un punto de 
carga individual
¿Dónde y cuándo compensar en MT?
Básicamente debemos compensar en MT cuando :
1. Sistemasde generación, transporte y distribución
Los puntos mas usuales donde se realiza la compensación de 
energía reactiva son las líneas de evacuación de centrales de 
generación (parques eólicos, hidroeléctricas, etc), subestaciones 
receptoras o de distribución, y nudos de distribución.
2. Instalaciones industriales con distribución y consumo en MT
Por regla general, las instalaciones que distribuyen y consumen 
energía en MT son susceptibles de ser compensadas, como por 
ejemplo centros de bombeo, desalinizadoras, papeleras, 
cementeras, industria petroquímica, acerías, etc.
¿Dónde y cuándo compensar en MT?
3. Instalaciones industriales con distribución en MT y consumo en BT
• Normalmente se realiza la compensación en BT debido a que se 
trata de potencia pequeñas y con un nivel de fluctuación de la 
demanda rápida en comparación con MT.
• No obstante si el número de centros de transformación y el 
consumo de energía reactiva son elevados y presentan poca 
fluctuación de carga, se debe proponer la compensación de energía 
reactiva en MT.
¿Cómo debo compensar?
Puede realizarse en cualquier 
punto de una instalación.
Cada método donde se instale 
seguirá una estrategia diferente.
Compensación individual
Compensación directa a la 
maquina a compensar, siendo la 
solución técnica mas óptima al 
reducir directamente el consumo 
de reactiva en la carga.
¿Cómo debo compensar?
Compensación por grupo
Compensación para grupos de 
cargas en instalaciones donde existe 
una distribución sectorizada y 
extensa. Complemento para un 
sistema de compensación 
centralizado global, aumentando la 
capacidad de la línea.
¿Cómo debo compensar?
Compensación global 
centralizada
Compensación conectada a la 
entrada general de la instalación, 
habitualmente utilizada para la 
reducción de facturación eléctrica 
por recargos por energía reactiva.
Compensación individual de 
transformadores de potencia
• Para determinar la potencia reactiva de un transformador debemos tener 
en cuenta dos componentes: el consumo en vacío y el consumo en carga.
• La parte fija depende de la corriente magnetizante del transformador, 
que suele representar entre el 0,5 y el 2% de la potencia nominal. 
• La parte variable depende del índice de carga que se este consumiendo 
(S/SN) y de la tensión de cortocircuito. 
• Se recomienda compensar entre un 5% y un 7% de la potencia nominal 
en uso industrial y hasta un 10% en los transformadores de redes de 
distribución.
Compensación individual de 
Motores asíncronos
Evitar posibles daños en el motor 
o en la instalación por efecto de 
excitación. 
Se recomienda no compensar 
mas del 90% de la corriente de 
vacío del motor, con el fin de 
evitar la auto excitación del 
motor por causa de la descarga 
del condensador hacia el motor.
Compensación individual de 
Motores asíncronos
Para ello se puede estimar el valor de potencia a compensar según:
De esta forma difícilmente podremos compensar mas de un FDP superior a un 0,95, 
con lo que se compensa de forma individual utilizando un elemento de desconexión 
a la vez que se desconecta el motor, con el fin de evitar el fenómeno de auto 
excitación.
Control del nivel de tensión en las líneas
Control del nivel de tensión en 
las líneas
Requerimiento en la distribución de energía eléctrica: mantener las tensiones en distintos 
puntos de la red de distribución. 
Existen dos posibles métodos para el control de la tensión al final de las líneas de distribución 
de MT, que dependen de la configuración de la red de distribución:
• Control en el origen de línea, generalmente para líneas de configuración radial.
• Control en puntos de red en anillo o al final de una línea de MT en configuración radial.
CASO 1
CASO 2
CASO 3
Control de la tensión en el origen de 
línea
En una línea de MT no mallada, se 
propone regular la tensión a la salida de 
subestación por encima de su valor 
nominal. 
La conexión de condensadores en barras 
de MT lleva asociado el aumento de 
tensión en el punto de su conexión. 
Según la Norma IEC 60871-1, el cálculo 
del incremento de tensión que supone 
la conexión de condensadores en una 
red de MT puede obtenerse de la 
ecuación: IEC 60871-1 : Condensadores shunt para sistemas de 
alimentación en c.a. con tensión asignada superior a 
1000 V. Parte 1: Generalidades
Control de la tensión en el origen de 
línea
En previsión de posibles fluctuaciones de carga, los condensadores a 
conectar a la salida de la subestación se suelen fraccionar en pasos. 
La potencia, tipo de equipo y nivel de fraccionamiento suele depender 
de criterios propios de las compañías distribuidoras. 
Nótese que el fraccionamiento de la potencia total en diferentes 
escalones, permite la mejora de los niveles de tensión para diferentes 
estados de carga de la red, evitando sobretensiones que se 
producirían en caso de sobrecompensación.
Control de la tensión en el final de línea
• Caso de líneas de MT con varias 
ramificaciones, si estas tienen una 
longitud considerable (varios km), no es 
posible regular la tensión en todos los 
puntos de distribución colocando 
condensadores al inicio de línea. Para 
estos casos se suelen colocar los 
condensadores en nudos de 
distribución donde se quiere regular la 
tensión.
• La caída de tensión al final de una línea 
o tramo puede calcularse por la 
ecuación:
Reducción del nivel de pérdidas en 
distribución de MT
La reducción de pérdidas en 
instalaciones de distribución y 
transporte es un factor 
importante. 
Las pérdidas por efecto Joule en 
una línea son proporcionales al 
cuadrado de la corriente y 
directamente proporcional a la 
resistencia.
Reducción del nivel de pérdidas en 
distribución de MT
La disminución de pérdidas como resultado de la compensación de 
reactiva puede calcularse según:
Siendo:
QL la potencia reactiva de carga y 
Qbat la potencia de la batería de compensación.
Ejemplo de reducción de pérdidas joule en un 
sistema de distribución mediante líneas aéreas
Ejemplo
Caso se estudio en un 
sistema de distribución 
en 20 kV : 
• evolución del nivel 
de pérdidas de línea 
y 
• caídas de tensión 
con y sin batería de 
capacitores.
Estado de cargas sin baterías de 
condensadores conectadas
Situación con las baterías 
conectadas
Para mejorar el estado de la red, se conecta una batería de 1,1 MVAR en el centro 
de reparto A y 2 MVAR en el centro de reparto B a 20 kV .
Situación con las baterías 
conectadas
• En este caso, se observa que en el punto C las condiciones se han 
optimizado de una manera sustancial, se han disminuido las 
pérdidas Joule en las líneas y se ha aumentado la tensión en los 
centros de reparto. 
• De esta forma, se ha optimizado la explotación y el rendimiento de 
la línea y se ha garantizando el nivel de tensión a los usuarios.
Protección de condensadores 
mediante fusible interno
Los condensadores de AT modernos son 
sometidos a muy altos requerimientos de 
aislamiento. 
Un condensador esta formado por varias 
unidades de condensadores, y la finalidad de 
una protección interna adecuada de los 
condensadores es desconectar, la unidad 
defectuosa, antes de que se produzcan 
consecuencias peligrosas.
La Norma IEC 60871-4 se aplica a los fusibles 
internos que están diseñados para aislar los 
elementos con falta de un condensador.
IEC 60871-4 Condensadores a instalar en paralelo en redes de corriente alterna de tensión 
asignada superior a 1 000 V. Parte 4: Fusibles internos
Protección de condensadores 
mediante fusible interno
Estos fusibles no son un sustituto de un aparato de conmutación o de una protección externa de la 
batería.
En caso de defecto en un elemento capacitivo básico, se produce una descarga de los elementos 
sanos en paralelo sobre el averiado. Esta descarga provoca la fusión del fusible interno de la unidad 
dañada, permitiendo así la continuidad del resto del equipo.
Ventajas operativas
• Desconexión inmediata del elemento dañado
• Mínima generación degases en el interior del condensador
• Continuidad de servicio
• La eliminación de la unidad dañada permite la continuidad de servicio del equipo.
• Posibilidad de planificación del mantenimiento de la batería
• Mantenimiento más sencillo
Ventajas de diseño
• Optimización de los costes de la batería
• Utilización de menos condensadores por batería
• Reducción del tamaño de las envolventes de la batería
• Condensadores de mayor potencia
Nivel de aislamiento (BIL)
Son los niveles de aislamiento que han de cumplir según Norma IEC 
60871-1 y IEC 60071-1. Estos niveles de tensión dependerán de la 
tensión mas elevada del equipo, o por factores externos como la 
altitud o ambientes salinos.
Márgenes de temperatura ambiente
Condiciones ambientales máximas donde se pueden utilizar los 
condensadores de MT segun Norma IEC 60871-1.
Niveles de sobretensiones
Niveles de sobretensiones admisibles de forma esporádica y no 
continuada, según Norma IEC 60871-1.
	Subestaciones eléctricas de distribución
	Temario
	Compensación de potencia reactiva.
	¿Por qué es necesario corregir el factor de potencia?
	CARGAS COMBINADAS
	CARGAS COMBINADAS
	Número de diapositiva 7
	COMPENSACIÓN DE POTENCIA REACTIVA
	COMPENSACIÓN DE POTENCIA REACTIVA
	COMPENSACIÓN DE POTENCIA REACTIVA
	COMPENSACIÓN DE POTENCIA REACTIVA
	COMPENSACIÓN DE POTENCIA REACTIVA
	Transformadores y Cables de Distribución ( I)
	Reducción de Pérdidas por Efecto Joule (RI²)
	Reduccion de Pérdidas por Efecto Joule (RI²)
	Reducción de Pérdidas por Efecto Joule (RI²)
	Salida Reducida de Potencia Aparente [kVA]
	Caída de Tensión en Transformador
	Reducción de Pérdidas (ejemplo)
	Reducción de Pérdidas (ejemplo)
	Reducción de Pérdidas (ejemplo)
	Reducción de Pérdidas (ejemplo)
	Reducción de Pérdidas (ejemplo)
	Reducción de Pérdidas (ejemplo)
	Ubicación de capacitores
	¿Dónde y cuándo compensar en MT?
	¿Dónde y cuándo compensar en MT?
	¿Cómo debo compensar?
	¿Cómo debo compensar?
	¿Cómo debo compensar?
	Compensación individual de transformadores de potencia
	Número de diapositiva 32
	Número de diapositiva 33
	Compensación individual de Motores asíncronos
	Compensación individual de Motores asíncronos
	Número de diapositiva 36
	Número de diapositiva 37
	Control del nivel de tensión en las líneas
	Control del nivel de tensión en las líneas
	Número de diapositiva 40
	Control de la tensión en el origen de línea
	Control de la tensión en el origen de línea
	Control de la tensión en el final de línea
	Reducción del nivel de pérdidas en distribución de MT
	Reducción del nivel de pérdidas en distribución de MT
	Ejemplo de reducción de pérdidas joule en un sistema de distribución mediante líneas aéreas
	Ejemplo
	Estado de cargas sin baterías de condensadores conectadas
	Situación con las baterías conectadas
	Situación con las baterías conectadas
	Protección de condensadores mediante fusible interno
	Protección de condensadores mediante fusible interno
	Nivel de aislamiento (BIL)
	Márgenes de temperatura ambiente
	Niveles de sobretensiones