Comprenda qué es una subestación eléctrica, cómo funciona, sus tipos, componentes, bays, barras, protección, puesta a tierra, automatización y servicios auxiliares.
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Una subestación eléctrica es una instalación que conecta diferentes partes del sistema eléctrico y reúne equipos para transformar niveles de tensión, seccionar circuitos, interrumpir corrientes de falla, medir magnitudes, proteger activos y supervisar la operación.
Puede estar asociada a generación, transmisión, distribución o al suministro de consumidores industriales, comerciales e institucionales. Aunque el porte y la tecnología varían, toda subestación debe coordinar equipos primarios, sistemas de protección y control, puesta a tierra, servicios auxiliares, telecomunicaciones e infraestructura física.
Este artículo presenta una visión integrada de cómo funciona una subestación, cuáles son sus principales tipos, cómo se organizan los componentes en bays y barras y qué interfaces deben considerarse en proyecto, operación, mantenimiento y modernización.
Qué es una subestación eléctrica
La subestación es un punto de conexión y control dentro del sistema eléctrico. Su función no se limita a elevar o reducir la tensión. Según el proyecto, puede:
- conectar una central al sistema de transmisión;
- transformar tensión entre diferentes niveles del sistema;
- distribuir energía a alimentadores o cargas internas;
- interconectar líneas y barras;
- aislar equipos para mantenimiento;
- interrumpir corrientes de cortocircuito;
- medir corriente, tensión, potencia y energía;
- ejecutar protección selectiva;
- permitir mando local o remoto;
- registrar eventos, alarmas y oscilaciones;
- proporcionar referencia de puesta a tierra y controlar potenciales peligrosos.
La clasificación de una instalación como subestación no depende únicamente de la presencia de un transformador. El conjunto debe analizarse por la función desempeñada, el nivel de tensión, el arreglo eléctrico, los dispositivos de maniobra y las responsabilidades operativas.
Subestación, cabina primaria y centro de transformación
En el uso cotidiano, los términos pueden aparecer como equivalentes, pero representan alcances diferentes.
Una cabina primaria normalmente recibe energía en media tensión y realiza medición, protección, seccionamiento y transformación a baja tensión. Es común en industrias, hospitales, centros comerciales y grandes edificios.
Un centro de transformación tiende a ser una instalación más simple, destinada principalmente a la transformación y distribución local. Una subestación, en cambio, puede incluir múltiples transformadores, barras, bays, líneas, sistemas de protección, automatización, telecomunicaciones y diferentes niveles de tensión.
La nomenclatura adoptada por el propietario o la distribuidora no sustituye el análisis técnico del arreglo y de las funciones existentes.
Cómo funciona una subestación eléctrica
El funcionamiento puede comprenderse siguiendo el flujo de la energía y de la información.
La energía entra por la línea, cable o barra de suministro. Los pararrayos limitan sobretensiones; los seccionadores establecen condiciones de aislamiento; los transformadores de corriente y tensión proporcionan señales para medición y protección; el interruptor realiza maniobras e interrumpe fallas; el transformador modifica el nivel de tensión; y la barra distribuye la energía hacia otros bays o alimentadores.
Al mismo tiempo, relés e IED analizan corrientes, tensiones, frecuencia, potencia y estados de los equipos. Cuando identifican una condición anormal, ordenan la apertura del interruptor correspondiente. Los sistemas SCADA registran eventos, presentan alarmas y, cuando está previsto, permiten operación remota.
Sistema primario
El sistema primario está formado por los equipos directamente expuestos a la tensión y corriente del circuito de potencia. Incluye barras, transformadores, interruptores, seccionadores, TC, TP, pararrayos, cables, terminaciones, aisladores y seccionadores de puesta a tierra.
Estos componentes conducen, transforman, seccionan, interrumpen o miden la energía eléctrica. Su especificación considera tensión, corriente nominal, cortocircuito, soportabilidad dieléctrica, esfuerzos mecánicos, temperatura, ambiente y régimen de operación.
Sistema secundario
El sistema secundario reúne protección, control, supervisión, automatización, medición, telecomunicaciones y registro de eventos. Incluye relés, IED, controladores, UTR, paneles, redes industriales, servidores, estaciones de operación y sistemas de sincronización de tiempo.
El sistema secundario determina cómo la instalación reconoce fallas, ejecuta enclavamientos, presenta estados, registra eventos y se comunica con centros de operación.
Infraestructura de apoyo
La operación también depende de servicios auxiliares en corriente alterna y continua, bancos de baterías, rectificadores, iluminación, ventilación, drenaje, fundaciones, canaletas, accesos, contención de aceite, protección contra incendios, cerramiento y documentación.
Una falla en estos sistemas puede dejar indisponibles la protección, el mando o la comunicación incluso cuando los equipos principales estén eléctricamente íntegros.
Una subestación debe diseñarse como un sistema integrado, no como una suma de equipos.
Arreglo, protección, puesta a tierra, automatización, infraestructura civil y servicios auxiliares deben coordinarse desde las premisas del proyecto.
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Principales tipos de subestación
Las subestaciones pueden clasificarse por su función en el sistema, tecnología constructiva, nivel de tensión y régimen de operación. Una misma instalación puede pertenecer simultáneamente a más de una categoría.
Subestación elevadora
La subestación elevadora aumenta la tensión producida por una central para reducir la corriente y las pérdidas en el transporte de energía. Se utiliza en centrales hidroeléctricas, térmicas, eólicas, solares y otras instalaciones de generación.
El arreglo debe coordinar transformadores elevadores, conexión de los generadores, protección, sincronismo, servicios auxiliares e interfaz con la red de transmisión o distribución.
Subestación reductora
La subestación reductora disminuye la tensión de transmisión o subtransmisión a niveles de distribución o utilización. Puede alimentar redes urbanas, instalaciones industriales, complejos comerciales, data centers e infraestructuras críticas.
Subestación de transmisión
La subestación de transmisión interconecta líneas y transforma niveles de alta o extra alta tensión. Normalmente posee múltiples bays, barras, sistemas complejos de protección, teleprotección, automatización, telecomunicaciones y elevados requisitos de disponibilidad.
La aplicación de los requisitos de los Procedimientos de Red del ONS depende del agente, de la función de la instalación y de su clasificación dentro del sistema. Estos requisitos no deben generalizarse automáticamente a cualquier subestación industrial o cabina primaria.
Subestación de distribución
La subestación de distribución recibe energía en alta o media tensión y alimenta redes de distribución en niveles inferiores. Puede disponer de transformadores de potencia, barras de media tensión, alimentadores, bancos de capacitores, reconectadores, protección y supervisión remota.
Subestación industrial o de consumidor
La subestación industrial atiende las cargas internas de una planta, edificio o complejo. Además de la transformación, su proyecto debe considerar continuidad del proceso, selectividad, generación propia, motores, calidad de energía, expansiones y seguridad operativa.
Subestación AIS
La subestación AIS — Air Insulated Substation utiliza el aire como principal medio de aislamiento. Los equipos y las barras se instalan en patios exteriores o ambientes protegidos con distancias eléctricas definidas.
La solución suele ocupar mayor área, pero facilita la visualización de los equipos y puede ofrecer flexibilidad para ampliaciones. El proyecto debe considerar contaminación, humedad, altitud, descargas atmosféricas, animales, corrosión y mantenimiento.
Subestación GIS
La subestación GIS — Gas Insulated Substation utiliza módulos encapsulados con aislamiento gaseoso. La tecnología reduce el área necesaria y protege las partes energizadas frente a contaminación externa.
La solución exige ingeniería específica para interfaces, compartimentos, supervisión, ampliación, ensayos y mantenimiento. La menor área no elimina la necesidad de acceso, seguridad, ventilación y planificación de contingencias.
Subestación híbrida
La subestación híbrida combina módulos compactos con equipos AIS. Puede utilizarse en ampliaciones, restricciones de espacio o modernizaciones en las que se conserva parte de la instalación existente.
Subestación interior
La subestación interior utiliza celdas, paneles o módulos instalados en una edificación. Es común en media tensión y en lugares con restricción de área, exposición ambiental o requisitos arquitectónicos.
El proyecto debe coordinar compartimentación, arco interno, ventilación, rutas de escape, acceso, protección contra incendios, presión, canaletas, cables y servicios auxiliares.
Subestación móvil
Las subestaciones móviles se montan sobre remolques o plataformas y pueden utilizarse en contingencias, obras, mantenimiento programado o servicio temporal. Su conexión exige análisis de puesta a tierra, protección, transporte, interfaces, estabilidad y seguridad de la instalación provisional.
Subestación convencional, automatizada y digital
Una subestación convencional utiliza circuitos secundarios cableados y funciones distribuidas en paneles. Una subestación automatizada incorpora IED, redes de comunicación, supervisión y mandos remotos. Una subestación digital amplía aún más el uso de comunicación estandarizada y datos digitales entre campo, protección y control.
El término “digital” no significa ausencia total de equipos convencionales. La arquitectura debe definirse por las funciones implementadas, la interoperabilidad, los requisitos de desempeño y las pruebas de integración.
Diagrama unifilar, barras y bays
El diagrama unifilar representa de forma simplificada la estructura eléctrica de la subestación. Muestra líneas, transformadores, barras, interruptores, seccionadores, TC, TP, pararrayos y conexiones entre circuitos.
A partir del unifilar se definen zonas de protección, posibilidades de maniobra, condiciones de mantenimiento, caminos de transferencia y contingencias.
Qué es una barra
La barra es el nodo común de conexión entre circuitos de un mismo nivel de tensión. Puede interconectar líneas, transformadores, alimentadores, bancos de capacitores, reactores y bays de acoplamiento.
Su dimensionamiento considera corriente permanente, cortocircuito, elevación de temperatura, esfuerzos electrodinámicos, coordinación de aislamiento y ampliación futura.
Las barras pueden ser rígidas, flexibles, encapsuladas en GIS o instaladas dentro de celdas de media tensión.
Qué es un bay de subestación
El bay es la unidad funcional asociada a un circuito. Cada bay reúne los equipos necesarios para conectar una línea, transformador, alimentador u otro elemento a la barra.
Un bay puede contener interruptor, seccionadores, seccionador de puesta a tierra, TC, TP, pararrayos, relés, mandos, medición e interfaces de automatización.
Tipos de bay
Los principales son:
- bay de línea: conecta una línea a la subestación;
- bay de transformador: conecta el transformador a la barra;
- bay de alimentador: distribuye energía a una red o carga;
- bay de acoplamiento: interconecta secciones de barra;
- bay de transferencia: permite operación mediante barra o interruptor de transferencia;
- bay de banco de capacitores o reactor: conecta equipos de compensación reactiva.
Arreglos de barras
Entre los arreglos más comunes están barra simple, barra simple seccionada, barra principal y transferencia, barra doble, barra en anillo, interruptor y medio y barra doble con doble interruptor.
La elección influye en disponibilidad, flexibilidad, mantenimiento, complejidad de protección, área y costo. El arreglo debe seleccionarse según la consecuencia de pérdida de circuitos, el régimen operativo y la necesidad de expansión.
Principales componentes de una subestación
Los componentes deben analizarse como parte de una arquitectura. La especificación aislada de un equipo no garantiza el desempeño del conjunto.
Transformadores de potencia
El transformador modifica el nivel de tensión entre sistemas. Sus principales parámetros incluyen potencia, tensiones de los devanados, impedancia, grupo de conexión, nivel de aislamiento, pérdidas, refrigeración, soportabilidad al cortocircuito, regulación y accesorios.
Los transformadores inmersos en líquido pueden disponer de conservador, radiadores, relé Buchholz, dispositivos de alivio, indicadores de temperatura y sistemas de monitoreo. Los transformadores secos poseen requisitos propios de ventilación, aislamiento, temperatura y ambiente.
Interruptores
El interruptor abre y cierra circuitos en carga e interrumpe corrientes de cortocircuito. Normalmente actúa bajo orden de los relés de protección.
Su especificación considera tensión, corriente nominal, capacidad de interrupción, corriente de corta duración, secuencia de operación, tiempo de apertura, medio de extinción del arco y mecanismos de accionamiento.
En media tensión son comunes los interruptores de vacío. En niveles superiores pueden utilizarse interruptores aislados en gas u otras tecnologías adecuadas a la aplicación.
Seccionadores
Los seccionadores aíslan tramos, seleccionan barras, establecen bypasses y crean condiciones de mantenimiento. No sustituyen al interruptor en la interrupción de corrientes de cortocircuito.
El proyecto debe coordinar capacidad de maniobra, enclavamientos, indicación de posición, accionamiento, supervisión y procedimiento operativo.
Seccionadores de puesta a tierra
Los seccionadores de puesta a tierra conectan a la malla de tierra tramos aislados y desenergizados. Ayudan a descargar capacitancias y reducir riesgos por tensiones inducidas o reenergización indebida.
La operación debe estar enclavada con los demás equipos de acuerdo con la filosofía de la instalación.
Transformadores de corriente
Los TC reducen corrientes primarias a valores adecuados para relés, medidores y sistemas de supervisión. Pueden destinarse a protección, medición o uso combinado.
Relación, clase, carga, saturación, factor límite de precisión y soportabilidad térmica influyen directamente en la protección y la medición.
Transformadores de tensión
Los TP proporcionan señales de tensión para medición, protección, sincronismo, supervisión y facturación. Pueden ser inductivos o capacitivos según el nivel de tensión y la aplicación.
Pararrayos
Los pararrayos limitan sobretensiones de origen atmosférico o de maniobra. Se instalan cerca de transformadores, líneas, barras y otros equipos sensibles.
La protección depende de la coordinación entre nivel de protección, soportabilidad de los equipos, distancia de conexión, puesta a tierra y corriente de descarga.
Cables, terminaciones y conectores
Los cables de potencia conectan equipos y pueden sustituir tramos de barra o líneas aéreas. Terminaciones, empalmes, blindajes y conexiones son partes críticas de la cadena de aislamiento.
El proyecto considera capacidad de corriente, cortocircuito, caída de tensión, aislamiento, puesta a tierra de los blindajes, esfuerzos, rutas, curvatura y condiciones ambientales.
Aisladores y estructuras
Los aisladores soportan conductores y equipos manteniendo separación eléctrica. Las estructuras y fundaciones deben soportar peso, viento, esfuerzos de cortocircuito, vibración y acciones de montaje.
Protección, control y automatización
El sistema de protección identifica condiciones anormales y aísla únicamente la parte necesaria de la instalación. El objetivo es limitar daños y preservar la continuidad de las partes sanas.
Relés e IED
Relés e IED reciben señales de TC y TP, calculan magnitudes y ejecutan funciones como sobrecorriente, diferencial, distancia, falla de interruptor, sobretensión, subtensión, frecuencia y sincronismo.
Los ajustes deben coordinarse con el estudio de cortocircuito, selectividad, topología y características de los equipos.
Enclavamientos
Los enclavamientos eléctricos, mecánicos y lógicos impiden secuencias de maniobra incompatibles. Pueden bloquear el cierre de un seccionador de puesta a tierra sobre un circuito energizado, impedir la operación de un seccionador en una condición inadecuada o controlar transferencias entre fuentes.
El enclavamiento no sustituye el procedimiento operativo, la identificación y la verificación de la condición real de la instalación.
SCADA y sistemas de supervisión
El SCADA presenta estados, mediciones, alarmas y eventos y puede permitir mandos remotos. La interfaz debe diferenciar datos válidos, inválidos, antiguos y no disponibles.
La operación remota exige tratar la pérdida de comunicación, falla de mando, discrepancia de posición y contingencias.
Telecomunicaciones y sincronización
Redes ópticas, switches, routers, gateways, radios y sistemas de sincronización conectan IED, relés, servidores y centros de operación.
Disponibilidad, latencia, segregación, redundancia, gestión, ciberseguridad y sincronización de tiempo son requisitos esenciales para correlacionar eventos y operar de forma confiable.
Teleasistencia y monitoreo operativo
La teleasistencia mantiene la instalación operativamente asistida desde otro lugar. Puede combinar supervisión, telecontrol, video, comunicación con equipos, alarmas, control de acceso y procedimientos de contingencia.
El monitoreo mediante imágenes puede apoyar la confirmación de posición de equipos o condiciones de campo, pero no es automáticamente obligatorio en toda subestación ni sustituye señales, sensores y enclavamientos.
La teleasistencia exige integración entre automatización, video, telecomunicaciones y procedimientos operativos.
La solución debe dimensionarse según el régimen de operación, la criticidad de los equipos y las evidencias necesarias para cada maniobra.
Sistema de puesta a tierra, SPDA y protección contra sobretensiones
La malla de puesta a tierra conduce corrientes de falla y controla potenciales en el suelo y las estructuras. Su proyecto considera resistividad, corriente de falla, tiempo de despeje, tensiones de paso, tensiones de contacto, potencial de malla y potenciales transferidos.
Estructuras, envolventes, cercas, portones, neutros, blindajes, pararrayos, paneles y partes metálicas deben equipotencializarse según la arquitectura de la instalación.
La resistencia global de puesta a tierra es solo uno de los parámetros. Un valor bajo no demuestra por sí solo que las tensiones de paso y contacto sean seguras.
SPDA y sobretensiones
Las subestaciones expuestas deben coordinar captación, bajantes, puesta a tierra y distancias de protección contra descargas atmosféricas. Los pararrayos en el sistema primario y los DPS en circuitos de baja tensión, control y telecomunicaciones limitan sobretensiones conducidas.
El proyecto también debe tratar compatibilidad electromagnética, blindajes, rutas y separación entre cables de potencia, control y comunicación.
Servicios auxiliares
Los servicios auxiliares mantienen disponibles la protección, el mando, la comunicación, la iluminación, la ventilación y los motores.
Corriente continua
El sistema CC normalmente incluye banco de baterías, cargadores, cuadros de distribución y supervisión. Alimenta relés, bobinas de apertura y cierre, automatización, telecomunicaciones y circuitos críticos.
La autonomía debe dimensionarse según las funciones que deban permanecer disponibles durante la pérdida de alimentación CA.
Corriente alterna
El sistema CA auxiliar alimenta iluminación, tomas, calefacción de paneles, ventilación, bombas, cargadores y cargas del edificio. Puede ser suministrado por transformador auxiliar, red externa, grupo generador o fuentes redundantes.
UPS y fuentes de alimentación
Los UPS y las fuentes estabilizadas pueden alimentar servidores, estaciones de operación y equipos electrónicos. Su aplicación debe coordinarse con el sistema CC para evitar duplicidad sin función clara o puntos únicos de falla.
Infraestructura física y civil
La infraestructura civil influye directamente en el desempeño y mantenimiento de la subestación.
Las fundaciones y estructuras soportan equipos. Las canaletas y conductos organizan cables. El drenaje evita inundaciones. Las cubetas de contención controlan fugas de aceite. Los muros cortafuego y sistemas de detección reducen las consecuencias de incendios. Cercas, portones y control de acceso restringen el acercamiento a áreas energizadas.
La sala de control debe alojar paneles, baterías, telecomunicaciones, servidores y estaciones de operación, con climatización, iluminación, puesta a tierra interna, seguridad y accesos adecuados.
Distancias, accesos y mantenimiento
La disposición física debe respetar distancias eléctricas, circulación, rutas de escape, retirada de equipos, acceso de vehículos, plataformas y áreas de trabajo.
Una instalación puede cumplir el diagrama eléctrico y aun así ser difícil o insegura de mantener si no existe espacio para extracción de interruptores, sustitución de transformadores, ensayos o montaje de puesta a tierra temporal.
Proyecto, estudios y documentación
El proyecto de una subestación integra disciplinas eléctricas, civiles, mecánicas, automatización, telecomunicaciones, seguridad y protección contra incendios.
Entre los documentos y estudios pueden estar:
- diagramas unifilares y trifilares;
- estudios de carga y demanda;
- cortocircuito y selectividad;
- dimensionamiento de equipos;
- coordinación de aislamiento;
- arreglo físico e implantación;
- proyecto de puesta a tierra;
- listas de cables y señales;
- diagramas funcionales y de mando;
- filosofía de protección y control;
- arquitectura de automatización y telecomunicaciones;
- especificaciones técnicas;
- procedimientos de ensayo y puesta en servicio;
- documentación de seguridad y operación.
El alcance varía según el nivel de tensión, la función de la instalación, el estándar del propietario y la distribuidora o agente responsable.
Puesta en servicio y entrada en operación
La puesta en servicio verifica si los equipos y sistemas fueron instalados, configurados e integrados conforme al proyecto.
Las pruebas pueden incluir aislamiento, relación de transformación, resistencia, continuidad, mandos, enclavamientos, protección, disparos, comunicación, alarmas, sincronización, SCADA, servicios auxiliares y cadena funcional de extremo a extremo.
La energización no debe utilizarse como primera prueba de funciones que podrían haberse verificado de forma controlada.
Mantenimiento y modernización
El mantenimiento debe considerar condición, criticidad, historial, tecnología, ambiente y recomendaciones de los fabricantes. La limpieza y el reapriete son solo parte del proceso.
Inspecciones, termografía, ensayos eléctricos, pruebas de protección, evaluación de puesta a tierra, verificación de servicios auxiliares y actualización documental ayudan a identificar degradaciones y divergencias.
La modernización puede involucrar sustitución de relés, retrofit de interruptores, nuevas celdas, automatización, teleasistencia, medición, protección contra arco, actualización de puesta a tierra y revisión de los servicios auxiliares.
Ejemplo simplificado de funcionamiento
Considere una industria alimentada a 13,8 kV con dos transformadores y una barra de baja tensión seccionada.
La entrada en media tensión dispone de seccionamiento, medición, protección e interruptor. La barra de media tensión alimenta dos bays de transformador. Cada transformador reduce la tensión al nivel de utilización. Los interruptores de baja tensión alimentan los cuadros generales y el acoplamiento permite transferir cargas según la condición operativa.
Los TC proporcionan señales a los relés; el sistema CC mantiene mandos y disparos; el SCADA registra estados; y la malla de puesta a tierra conecta equipos y estructuras.
Si ocurre una falla en un alimentador, la protección correspondiente debe abrir únicamente el interruptor necesario. Si un transformador se retira para mantenimiento, el arreglo y la capacidad del sistema determinan qué cargas pueden transferirse a la otra fuente.
Este ejemplo muestra que el funcionamiento depende de la coordinación entre topología, capacidad, protección, enclavamientos, puesta a tierra y operación.
Errores comunes al analizar o diseñar una subestación
Entre los errores más frecuentes están:
- tratar la subestación únicamente como un transformador;
- seleccionar equipos sin estudio de cortocircuito;
- ignorar selectividad y zonas de protección;
- elegir el arreglo solo por el menor costo inicial;
- no considerar ampliación y mantenimiento;
- dimensionar la puesta a tierra solo por resistencia en ohmios;
- no coordinar servicios auxiliares con funciones críticas;
- mezclar redes de automatización y seguridad sin segregación;
- suponer que toda instalación requiere el mismo nivel de automatización;
- aplicar requisitos de transmisión a instalaciones fuera de su alcance;
- modificar equipos sin actualizar diagramas y ajustes;
- aceptar la instalación sin pruebas de extremo a extremo.
Cómo elegir la arquitectura adecuada
La arquitectura debe partir de la función de la instalación y de las consecuencias de falla. Nivel de tensión, potencia, criticidad de las cargas, redundancia, disponibilidad, ampliación, mantenimiento, área, ambiente, operación local o remota y estándares del propietario influyen en la solución.
No existe un arreglo universalmente mejor. Una barra simple puede ser adecuada para una instalación de menor criticidad, mientras que otra operación exige barra doble, acoplamiento, fuentes independientes o bays redundantes.
La decisión debe registrarse mediante criterios técnicos, operativos y económicos, no únicamente por comparación de precios de equipos.
Conclusión
Una subestación eléctrica es un sistema integrado de potencia, protección, control, puesta a tierra, telecomunicaciones e infraestructura. Transformadores, barras, bays, interruptores, seccionadores, TC, TP y pararrayos ejecutan funciones primarias; relés, IED y SCADA coordinan protección y operación; los servicios auxiliares mantienen mando y comunicación; y la infraestructura física permite instalación y mantenimiento seguros.
Comprender esta integración es esencial para diseñar, operar, mantener o modernizar la instalación. La confiabilidad no depende de un único equipo, sino de la coherencia entre arreglo, especificación, estudios, documentación, procedimientos y pruebas.
Referencias técnicas
[1] ASOCIACIÓN BRASILEÑA DE NORMAS TÉCNICAS. ABNT NBR 14039: instalaciones eléctricas de media tensión de 1,0 kV a 36,2 kV. Rio de Janeiro: ABNT.
[2] ASOCIACIÓN BRASILEÑA DE NORMAS TÉCNICAS. ABNT NBR 15751: sistemas de puesta a tierra de subestaciones — requisitos. Rio de Janeiro: ABNT.
[3] ASOCIACIÓN BRASILEÑA DE NORMAS TÉCNICAS. ABNT NBR IEC 61850-10: redes y sistemas de comunicación para automatización de sistemas de potencia — ensayos de conformidad. Rio de Janeiro: ABNT.
[4] OPERADOR NACIONAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO. Procedimientos de Red: requisitos aplicables a instalaciones y agentes del Sistema Interconectado Nacional. Rio de Janeiro: ONS.
[5] INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION. IEC 61936-1: power installations exceeding 1 kV AC and 1,5 kV DC — general rules. Geneva: IEC.
Preguntas frecuentes
Es una instalación que conecta partes del sistema eléctrico y reúne equipos para transformar tensión, seccionar circuitos, interrumpir fallas, medir magnitudes, proteger activos y controlar la operación.
Pueden ser elevadoras, reductoras, de transmisión, distribución o industriales. Por construcción, pueden ser AIS, GIS, híbridas, interiores o móviles. También pueden ser convencionales, automatizadas o digitales.
Transformadores, barras, bays, interruptores, seccionadores, seccionadores de puesta a tierra, TC, TP, pararrayos, relés, IED, sistemas auxiliares, puesta a tierra, telecomunicaciones e infraestructura civil.
La barra es el nodo común que conecta circuitos de un mismo nivel de tensión. El bay es la unidad funcional que conecta una línea, transformador, alimentador u otro circuito a la barra.
No necesariamente. Algunas subestaciones realizan solo seccionamiento, maniobra, conexión o compensación, sin modificar el nivel de tensión.
Conducir corrientes de falla y sobretensiones, controlar tensiones de paso y contacto, equipotencializar estructuras y reducir riesgos para personas y equipos.
La convencional utiliza más circuitos secundarios cableados y funciones distribuidas en paneles. La digital amplía el uso de comunicación y datos digitales entre equipos, protección y control según la arquitectura adoptada.
Equipos, aislamiento, mandos, enclavamientos, protección, disparos, mediciones, comunicación, SCADA, servicios auxiliares y la cadena de extremo a extremo de las funciones críticas.
Materiales técnicos complementarios
Soluciones
- Instalaciones Eléctricas de Media Tensión
- Teleasistencia y Monitoreo Operativo en Subestaciones
- Puesta a Tierra y Equipotencialización
- Protección Perimetral
Servicios de ingeniería
- Proyecto de Subestación de Media Tensión y Cabina Primaria
- Estudio de Cortocircuito, Selectividad y Coordinación de Protecciones
- Puesta en Servicio y Aceptación Técnica de Instalaciones Eléctricas
- Proyecto de Puesta a Tierra
- Informe Técnico de Puesta a Tierra
Materiales técnicos complementarios
- Arreglos y Topologías de Subestaciones
- Sistema de Puesta a Tierra de Subestaciones
- Monitoreo de Seccionadores
- ¿Qué es SCADA en el Sector Eléctrico?
- Seguridad en Redes de Automatización de Sistemas de Potencia
