S/E

1. Equipos de las subestaciones
Una subestación de potencia está conformada por tres grandes partes:
Casa de control: Es el lugar en el que se encuentran alojados los tableros de control y medida, el
tablero de protecciones, el de servicios auxiliares, el tablero de comunicaciones, el tablero de los
medidores de energía, los cargadores, las baterías eINVERSORES .
El patio de transformadores: El patio de transformadores es la zona de la subestación en la que
se encuentran los transformadores de potencia con sus accesorios.
Patio de conexiones: En el patio de conexiones se encuentran agrupados los interruptores,
seccionadores, transformadores de corriente y de potencial, los descargadores de sobretensión y
las trampas de onda, entre otros.
TRANSFORMADOR DE POTENCIA ::.
El transformador de potencia es la parte primordial de una subestación de potencia, es el equipo
encargado de transferir energía eléctrica de un circuito a otro, en la mayoría de los casos con
niveles de tensión diferentes, su potencia nominal es superior a 500 kVA, el transformador cuenta
con accesorios necesarios para su operación y mantenimiento, entre estos se encuentran:
- Tanque conservador: Es un tanque ubicado sobre el principal el cual recibe el aceite cuando
hay cambio de temperatura por aumentos de carga.
- Boquillas: Son los aisladores que se encuentran en la tapa del transformador, son los que
comunican los terminales de baja y alta tensión del transformador con el exterior.
- Válvulas: Son las unidades por las cuales se inyecta o extrae el aceite del transformador para su
mantenimiento.
- Tablero: Es el compartimiento en el que se ubican los controles y protecciones de los
ventiladores, de los motores de las bombas de aceite, entre otros.
- Conectores a tierra: Son los elementos que unen el tanque del transformador con la malla de
puesta a tierra.
- Placa característica: En ella se encuentran consignados los datos más importantes del
transformador como tensión nominal primaria y secundaria, su potencia nominal, diagrama de
conexiones, frecuencia, número de serie y datos de fabricación, entre otros.

2. Figura 2.4.1. Transformador de Potencia
INTERRUPTOR DE POTENCIA ::.
El interruptor de potencia es el equipo encargado de proteger las líneas, equipos y/o circuitos en
los cuales se realicen maniobras o mantenimiento, de corrientes de falla, la conexión o
desconexión realizada por el interruptor es realizada en un tiempo corto para evitar para no
afectar el sincronismo del sistema.
Figura 2.4.2. Interruptor

3. El interruptor de potencia se clasifica según el medio de extinción del arco eléctrico (corriente
que surge entre los contactos del interruptor en el momento que se separan) en: interruptores de
aire, interruptores de aceite e interruptores de gas (SF6), cuentan con un deposito (cámara de
extinción) en el cual se encuentra el elemento empleado para la extinción, el interruptor puede
ser de cámara simple o cámara doble.
El tiempo de desconexión del interruptor después de detectada la falla según resolución CREG
025 de 1995 no puede exceder los 80ms en 500kV, 100ms para 220 kV y 120ms para tensiones
menores a 220 kV.
- Interruptor de Aire:
El interruptor de aire como su nombre lo indica emplea una fuerte corriente de aire para apagar
el arco eléctrico producido en el momento de la separación de sus contactos, dicho aire se
encuentra comprimido en una cámara de extinción, lo que representa una desventaja para este
tipo de interruptores debido a laINVERSIÓN y necesidad de mantenimiento de esta cámara ya
que es necesario contar con aire limpio y adecuado para la extinción.
Los interruptores de aire son utilizados en circuitos que manejan tensiones entre 150 y 400kV.
- Interruptor de Aceite:
En el interruptor de aceite la cámara de extinción esta ocupada por aceite, existen interruptores
de gran volumen de aceite que se emplean en tensiones menores a 115 kV e interruptores de
pequeño volumen de aceite los cuales son utilizados en tensiones inferiores a 1000kV.
- Interruptor de Gas SF6:
El interruptor de gas emplea el hexafluoruro de azufre en estado gaseoso para la extinción del
arco eléctrico, en la actualidad es el más utilizado en circuitos que manejan tensiones entre 230
y 1100kV, por su tamaño, peso liviano, extinción rápida del arco eléctrico, requieren de poco
mantenimiento, además de no producir corrosión en las partes que se encuentran en contacto
con él, aunque entre los diferentes tipos de interruptores este es el más costoso.
El interruptor de potencia presenta básicamente tres mecanismos de operación:
Neumático: Emplea el aire a presión para separar sus contactos en caso de falla, una de las
desventajas de este tipo de mecanismo es la necesidad de un mantenimiento frecuente.
Resorte: Como su nombre lo indica los resortes son utilizados en el interruptor para separar los
contactos.
Hidráulico: En este mecanismo se aprovecha la presión del aceite para accionar el interruptor.

4. Figura 2.4.3. Cortacircuitos de 15kV 100A
SECCIONADOR ::.
Un seccionador es un elemento mecánico de apertura de múltiples funciones entre las cuales se
destacan:
• Poner fuera de servicio equipos como interruptores, transformadores, generadores o líneas para
su respectivo mantenimiento.
• En caso de falla en un equipo o línea, el seccionador es utilizado para realizar un by-pass que
permita la prestación continua del servicio.
• Aterrizar líneas de transmisión, barrajes, bancos de transformadores o bancos de
condensadores en el momento de su mantenimiento.
• Abrir o se cerrar circuitos bajo carga, generadores, reactores o capacitores.
• Aterrizar los equipos energizados de una subestación en caso de fallas que no son fácilmente
maniobrables.
Los seccionadores se pueden clasificar de acuerdo al medio de activación y de acuerdo a su
operación.
El seccionador puede ser activado de manera manual, por medio de una pértiga o por medio
motorizado (grupo motor-compresor y transmisión neumática, grupo motor-bomba y transmisión
hidráulica, motor eléctrico por reducción).Además para la selección de un seccionador es
importante conocer si su operación va a realizarse sin carga o bajo carga; en este caso, este debe
contar una cámara apaga chispas.

5. Figura 2.4.4. Seccionador de Apertura Central
Figura 2.4.5. Seccionador de Apertura Lateral
Figura 2.4.6. Seccionador de Apertura Vertical

6. Figura 2.4.7. Seccionador de Apertura VerticalINVERTIDO
Figura 2.4.8. Seccionador de Doble Apertura

7. Figura 2.4.9. Seccionador Pantografo
Figura 2.4.10. Seccionador Semipantografo Horizontal
TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TC) ::.
Un transformador de corriente es un instrumento que reduce la corriente eléctrica
de una red a valores manejables no peligrosos para la utilización de equipos de
medida, puede ser instalado a la intemperie o en interiores. Su función principal
es alimentar equipos de medida, protección y control como contadores,
voltímetros y amperímetros.
El devanado primario del transformador de corriente se conecta en serie con el
circuito al que se desea hacer la medición y el devanado secundario a los equipos
de medida.

8. Los transformadores de corriente se pueden clasificar de acuerdo a su
construcción y a su conexión eléctrica.
Figura 2.4.11. Transformador de Corriente
Según su construcción existen diferentes tipos de transformadores de corriente,
los principales son:
• Tipo Devanado: es aquel que tiene su núcleo recubierto por el devanado
primario.
• Tipo Barra: es aquel en el que el devanado primario es un conductor tipo barra
y atraviesa la ventana del núcleo.
• Tipo Ventana: es aquel que carece de devanado primario y el devanado
secundario esta recubriendo el núcleo, el cual posee una abertura atravesada por
un conductor que forma el circuito primario.
Según su conexión eléctrica, existen diferentes tipos de transformadores de
corriente, los principales son:
• Primario Simple: Es aquel transformador que posee un único devanado
primario.
• Primario Serie-Paralelo: Es aquel transformador cuyo devanado primario esta
dividido en dos secciones iguales y la conexión entre ellos se puede realizar en
serie o en paralelo para variar la capacidad de corriente.
• Secundario Múltiple: Es aquel cuyo devanado secundario tiene varias
derivaciones (Taps) que permiten manejar diferentes niveles de corriente.

9. Valores Normalizados para Transformadores de Corriente
SIMPLE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN
(Corriente nominal primaria A)
DOBLE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN
(Corriente nominal primaria A)
5 150 2*5 2*100
10 200 2*10 2*150
15 300 2*15 2*200
20 400 2*25 2*300
25 600 2*50 2*400
30 800 2*75 2*600
40 1200
50 1500
75 2000
100 3000
Tabla 2.4.1. Valores Normalizados para Transformadores de Corriente
*Clases de Precisión
CLASE APLICACIÓN
0.1 Calibración y medida de laboratorio
0.2-0.3
Medidas de laboratorio y alimentación de vatímetros para alimentadores de
potencia.
0.5-0.6
Alimentación de vatímetros para factorización en circuiros de distribución y
vatímetros industriales
1.2
Amperímetros y fasímetros indicadores y registradores, vatimetros
indicadores industriales y registradores, protecciones diferenciales, relés
de impedancia y de distancia
3-5 Protecciones en general (relés de sobrecorriente)
Tabla 2.4.2. Clases de Presición. *Error máximo porcentual que el trasformador permite
introducir en la medición de potencia.
TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (TP) ::.
Un transformador de potencial es un instrumento que reduce el nivel de tensión de una red a
valores manejables no peligrosos para la utilización de equipos de medida, puede ser instalado a
la intemperie o en interiores. Su función principal es alimentar equipos de medida, protección y
control como contadores, voltímetros y amperímetros.
El devanado primario del transformador de potencial, a diferencia del transformador de
corriente, se conecta en paralelo con el circuito al que se desea hacer la medición y el devanado
secundario a los equipos de medida.
Los transformadores de potencial generalmente son instalados en interiores cuando se van a
manejar tensiones inferiores a 60 kV; estos transformadores son fabricados principalmente por
recubrimiento de porcelana y aislamiento en aceite o en resina sintética. Los equipos diseñados
para uso exterior son fabricados con un aislamiento porcelana-aceite.
La conexión de los transformadores de potencial va de acuerdo a su lugar de instalación. Al ser
instalados en redes de baja y media tensión, su conexión debe ser entre fases, pero si son

10. instalados en subestaciones exteriores su conexión deber ser fase-tierra, razón por la cual se
hace necesario emplear tres transformadores monofásicos conectados en estrella.
Otra aplicación importante de la conexión fase-tierra se da cuando la potencia activa (VA)
suministrada por dos transformadores de potencial no es suficiente o cuando se van a tomar
medidas de tensión y potencia con control a cada una de las fases.
DESCARGADORES DE SOBRETENSION (DST) ::.
El descargador de sobretensión es el dispositivo encargado de proteger el transformador de
sobretensiones externas que surgen por descargas atmosféricas con un impulso de 1,2/50mseg o
las sobretensiones por maniobra presentadas con la operación de los interruptores de potencia
con un impulso de 250/2.500mseg; el DST limita la tensión que llega a los bornes del
transformador enviando a tierra la sobretensión, se conecta en paralelo con el equipo a proteger
y entra en funcionamiento cuando se aplica en él una tensión superior a la nominal e inferior a la
tensión que soporta el equipo que se está protegiendo.
Figura 2.4.12. Descargador de Sobretensión
Algunas características eléctricas que maneja un DST son las siguientes:
Tensión Nominal: es el valor máximo de tensión a frecuencia nominal que se puede aplicar al
DST para que opere eficientemente y cumpla con los parámetros de diseño. Las tensiones
normalizadas de los Descargadores de Sobretensión de ZnO según la norma IEC 99-3 son los
siguientes:

11. Tabla 2.4.3. Tensiones normalizadas para DSTde ZnO
Tensión máxima de operación en régimen continuo (MCOV): hace referencia al valor máximo
de tensión en el cual el DST opera continuamente.
Frecuencia Nominal: Es la frecuencia de trabajo para la cual se diseño el DST.
Corriente de descarga de un pararrayo: Es la corriente que pasa por el DST en un impulso.
Corriente de descarga nominal de un DST: Es el valor pico de la corriente de descarga en un
impulso de 8X20 µs.
Corriente continua de un DST: Es la corriente que circula por el DST cuando se aplica entre sus
terminales la tensión de operación.
Tensión residual de un DST: Es el valor pico de la tensión que hay en los terminales del DST en
el momento que circula por él la corriente de una descarga, la norma IEC 99-3 establece los
siguientes rangos de tensión residual máxima para DST de 10.000 y 20.000A.
Tabla 2.4.4. Tension residual para DST de 10 y 20 kA
Nivel de protección a descargas atmosféricas de un DST: Es el valor máximo de la tensión
residual para la corriente nominal de descarga.
Nivel de protección a maniobras de un DST: Es el valor máximo de la tensión residual para el
impulso de corriente de maniobra.
BIL (Nivel básico de aislamiento ante impulsos tipo rayo): Es el valor pico de la tensión
soportada en un impulso tipo rayo, este valor es utilizado para caracterizar el aislamiento del
equipo en lo referente a pruebas.
BSL: (Nivel básico de aislamiento ante impulsos tipo maniobra): Es el valor pico de la tensión
soportada en un impulso tipo maniobra, este valor es utilizado para caracterizar el aislamiento
del equipo en lo referente a pruebas.

12. Figura 2.4.13. Comportamiento de un DST
Tabla 2.4.5. Rangos de tensión para DST de distribución
TRAMPA DE ONDA ::.
La trampa de onda es un elemento utilizado para evitar la suma de armónicos a la señal de
transmisión que puedan causar perturbaciones, esta conformado por una bobina por la cual pasa
la corriente a la frecuencia industrial (60 Hz) de la línea de transmisión, paralelo a esta se
encuentra el equipo sintonizador el cual ofrece una alta impedancia, está constituido por
condensadores, inductancias y resistencias; y en paralelo a la bobina y al equipo sintonizador se
encuentra el equipo de protección, el cual protege la trampa de onda de contra sobretensiones
transitorias que puedan ocurrir en ella.

13. Figura 2.4.14. Trampa de Onda
La trampa de onda se encuentra instalada en serie a cada una de las tres fases y se dividen en
tres grupos:
Trampa de onda de frecuencia única:
El circuito se diseña para manejar una sola frecuencia, la impedancia de la trampa de onda es
mayor a 400 O.
Trampa de onda de frecuencia doble:
El circuito se encuentra diseñado para manejar dos frecuencias, separadas una de la otra por un
espacio de 25 kHz o un 25% de la frecuencia superior.
Trampa de onda de ancho de banda:
El circuito esta diseñado para obtener un ancho de banda requerido o puede ser ajustado para
variar el ancho de bandas con diferentes niveles de inductancia.
SISTEMAS DE CONTROL EN SUBESTACIONES ::.
El sistema de control es el encargado de supervisar, controlar y proteger la distribución y
transmisión de energía eléctrica y en caso de fallas, en la medida de lo posible, asegurar la
continuidad y calidad en la prestación del servicio, está conformado por los relés de protección,
dispositivos de medida, registro y señalización, además del control manual y automático.
En el diseño de un sistema de control es indispensable tener en cuenta los siguientes criterios:
facilidad de expansión, automatización, seguridad, disponibilidad, flexibilidad, simplicidad,
mantenimiento y la interfaz.
Facilidad de expansión: Hace referencia a la facilidad en la realización de cambios, adición o
disminución de equipos en el sistema de control, para no afectar el desarrollo de la subestación.
Automatización: En un sistema de control la automatización de sus funciones puede ser pasiva o
activa.

14. Automatización pasiva: Este tipo de automatización emplea un sistema automático para la
recolección, procesamiento y almacenamiento de datos de manera precisa y confiable, es
utilizado en el registro secuencial de eventos, registros automáticos de fallas y la inspección de
valores medios.
Automatización activa: Este tipo de automatización consiste en disponer de información dentro
de la subestación, para tomar medidas preventivas y correctivas en sus equipos, es utilizado en el
recierre automático, la seccionalización automática de zonas con fallas, restauración automática
del sistema después de pérdida de suministro, la maniobra automática para reducir trabajo al
interruptor, la desconexión automática de la carga por baja frecuencia, ajuste automático de
relés, maniobra secuencial para mantenimiento y lavado automático de aisladores, entre otros.
Seguridad: Consiste en reducir a proporciones adecuadas los efectos que causan las fallas en el
sistema de control y en los sistemas secundarios de los equipos de patio.
Disponibilidad: Hace referencia al tiempo mínimo que debe utilizar para reconocer, diagnosticar
y corregir cualquier falla que se presente en la subestación.
Flexibilidad: Consiste en la capacidad que presenta el sistema de control, para adaptarse a
cambios en sus componentes y a condiciones de contingencia que puedan producirse en el mismo
sistema de control o en el sistema de potencia.
Simplicidad: Entre mas simple sea el sistema de control, mas confiable será, ya que la
complejidad requiere mayor información de los equipos de patio y la realización de más
operaciones de maniobra para cambiar el estado de la subestación o aislar una zona en falla.
Mantenimiento: El mantenimiento deber ser sencillo y práctico, así sea necesaria la utilización
de un sistema automático de supervisión y detección de fallas. Se debe tener presente el
inventario y disponibilidad de los repuestos de los equipos.
Interfaz: Es el medio de comunicación entre el sistema de control y el equipo de patio; la señal
de entrada es proporcionada por los contactos de los seccionadores e interruptores se conecta al
sistema de control alimentado a 125Vc.c.; cuando se emplean tensiones menores como 12 y
24Vc.c. es necesaria la implementación de relés intermedios con bobinas de alta potencia,
debido a las posibles interrupciones por contactos sucios e interferencias que se pueden
presentar.
Para la señal de salida se utilizan relés de interposición de alta velocidad con características que
cumplan los requerimientos de los equipos, para aislar las Unidades Terminales Remotas (UTRs)
de la interferencia.
El sistema de control en subestaciones, ha ido evolucionando en los últimos años, de sistemas
manuales como el sistema de control manual centralizado ha sistemas completamente
automáticos, como el control integrado, pasando por sistema de control remoto-equipo
centralizado y subestaciones no atendidas; de las anteriores se realizará una breve descripción:
Sistema de control manual centralizado:
Este sistema cuenta con un edificio de control, en el cual se encuentran alojados todos los
elementos de control como: la sala de control, cuarto de relés de protección, sala de cables,
cuarto de servicios auxiliares, cuarto de comunicaciones, cuarto para la planta de emergencia y
las oficina de los operadores.

15. El control es realizado manualmente por los operadores desde la sala de control, en la que se
encuentra el tablero mímico, con la coordinación telefónica desde un centro de despacho
remoto, el tablero permite la visualización de la subestación y desde allí se puede realizar la
operación de un equipo de la subestación, los cuales también pueden ser accionados desde su
propio gabinete de control en el patio de la subestación además contiene un diagrama sinóptico
con la configuración de los elementos de mando, la señalización del equipo de maniobra, el
sistema de alarmas, equipo de sincronización e indicadores de corriente, tensión, potencia
activa, reactiva y temperatura de los transformadores.
En la sala de control también se encuentra el tablero de medidores, los cuales miden la energía
activa o reactiva que entra o sale de un circuito de la subestación.
La sala de cables es la zona a la cual llegan en bandejas portacables metálicas, las señales
provenientes del patio de la subestación para distribuirlas a los diferentes tableros.
Sistema de control remoto-equipo centralizado:
La Unidad Terminal Remota, UTR o RTU es el equipo fundamental del control remoto, ella envía
de la subestación las medidas analógicas, señalización o posición de los equipos de maniobra y
alarmas al centro de control y recibe del mismo información para enviar a la subestación.
Las señales recibidas del patio de la subestación y de otros elementos de control, son recibidas
por un tablero que las separa para enviarlas al tablero mímico o a la URT.
La URT puede registrar en forma secuencial todo lo ocurrido en la subestación y algunas más
avanzadas están en la capacidad de realizar verificación de sincronismo, enclavamientos,
reestablecimiento después de fallas entre otras.
En el sistema de control remoto-equipo, el control puede ser realizado desde el tablero mímico o
desde el centro de control, por medio de un selector que se encuentra ubicado en el tablero
mímico.
Subestaciones no atendidas:
En este tipo de control, la presencia de personal en la subestaciones es mínima, solo ocurre en
caso de mantenimiento o cuando en el sistema de control remoto sucede alguna falla.
En las subestaciones no atendidas el equipo de control ya no se encuentra centralizado en un
edificio, este se halla distribuido por lo general en dos grupos ubicados en el patio de la
subestación, en un lugar cercano a los equipos a controlar.
La distribución de los elementos de control, se puede realizar ubicando casetas en el patio de la
subestación en las cuales se instalan los transductores, medidores y los relés y en el edificio de
control alojar el control remoto, los equipo de control e instrumentación y un tablero mímico que
funciona como equipo de respaldo, a los cuales llegan las señales necesarias de la subestación.
Otro tipo de distribución de los elementos de control que se puede realizar en las subestaciones
no atendidas, es no contar con un edificio de control, a cambio en cada caseta se tendrá un
tablero mímico, el equipo de comunicación y el control remoto; una de las casetas cuenta con un
control remoto más sofisticado que los demás, el cual recolecta los datos de todos, los sincroniza
y envía la información remotamente. Con este tipo de distribución, en caso de falla en el sistema
de control el operador no cuenta con un panorama de la subestación lo que complica la operación
manual.

16. Sistemas de control integrado:
El sistema de control integrado consiste en la utilización de microprocesadores para la
implementación de un solo hardware capaz de controlar, proteger y monitorear subestaciones,
además de permitir una reprogramación fácil, lo que representa un menor costo para el proceso
de control que los demás sistemas.
Los sistemas integrados brindan la posibilidad de automatizar todo el sistema de la subestación y
aparatos de potencia, con la utilización de una base de datos común, a la cual tiene acceso el
operador para realizar monitoreo, control, ajuste en las protecciones, cambios en la
programación o intercambio de datos entre diferentes funciones.
El sistema integrado también sustituye el control remoto, ya que puede realizar las mismas
funciones de la UTR y muchas más; para la interfaz de señales analógicas, brinda una mayor
precisión tanto en condiciones normales, como en condiciones dinámicas de falla.
Los enlaces en el sistema integrado entre los elementos de control y los computadores son
realizados en fibra óptica, lo que permite una comunicación serial, un ahorro en cables y muy
poca interferencia electromagnética.
En el sistema integrado las subestaciones forman una red de computadores y los módulos de
control son programados desde un sistema central, lo que permite realizar un autodiagnóstico
centralizado por reporte local y por computador.
MALLA DE PUESTA A TIERRA ::.
La malla de puesta a tierra es el conjunto de electrodos conectados entre si, por conductores
desnudos enterrados en el suelo, sus funciones son: la seguridad de las personas ante el gradiente
superficial de tensión, la protección de las instalaciones, servir de tierra común a los equipos
eléctricos y/o estructuras metálicas, dirigir las corrientes de falla a tierra.
El electrodo es un conductor enterrado en el suelo para conducir las corrientes de falla a tierra,
los electrodos pueden ser varilla, tubo, fleje, cable o placa
Los electrodos mas empleados en la actualidad son los tipo varilla en cobre, los cuales deben
tener una longitud mínima de 2.4 metros y deben ser enterrados en su totalidad dejando una
distancia de 15cm entre la superficie y la parte superior del electrodo, la conexión del electrodo
con el cable se debe realizar con soldadura exotérmica o con los conectores adecuados.
El conductor empleado para la unión de los electrodos se debe seleccionar manejando la
siguiente ecuación (Referencia RETIE):
Sección del conductor en mm^2
Corriente de falla a tierra, entregada por el OR (rms en KA)
Constante del material
Tiempo de despeje de la falla a tierra

17. La resistencia de la malla de puesta a tierra para subestaciones de alta y extra alta tensión debe
tener un valor máximo de 1O, esta resistencia controla los gradientes de tensión (Referencia
RETIE).
DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD ::.
Las distancias de seguridad en una subestación hacen referencia a las distancias mínimas que
deben mantenerse entre partes energizadas y tierra, o entre equipos donde se lleva cabo algún
mantenimiento y tierra, para evitar posibles accidentes por contacto humano con equipos
energizados.
Al determinar las distancias mínimas de seguridad se tienen en cuenta dos aspectos claves:
• Valor básico de seguridad: Es una distancia mínima entre fase y tierra, empleada para el
diseño de una subestación, este valor nos ofrece un espaciamiento seguro (Zona de guarda) entre
fase y tierra, evitando posibles accidentes, aún bajo condiciones críticas.
• Zona de seguridad: Es una zona segura, cuyas medidas se obtienen de acuerdo a estudios de
movimientos de personal de mantenimiento y dentro de la cual, están eliminados riesgos de
acercamiento eléctrico. Los valores estándar para delimitar una zona de seguridad son los
siguientes:
Figura 2.4.15. Mano alzada sobre plano
de trabajo
Figura 2.4.16. Altura promedio

18. Figura 2.4.17. Brazos estirados
horizontalmente
Figura 2.4.18. Brazos estirados verticalmente
Zona de Seguridad para la Circulación de Personal:
Para la circulación de personal en una subestación sin empleo de escaleras o cualquier objeto que
lo pueda acercar a las partes energizadas, se debe manejar una distancia entre tierra y la parte
energizada mas baja del valor básico más 2.25 metros.
Zona de Seguridad para la Circulación de Vehículos:
En los casos en los cuales es necesario el empleo de grúa, se debe manejar una distancia de
circulación del perímetro del vehiculo más 0.7 metros.
Zona de seguridad para trabajos sobre equipos o sobre conductores:
Para la realización de algún trabajo en una subestación con los equipos energizados es necesario
delimitar una zona de seguridad la cual nunca será inferior a 3 metros, la distancia se determina
con el valor básico mas una constante que depende del equipo en el que se va a trabajar, el
trabajo a realizar, el vehiculo y el tipo de herramienta a utilizar; por ejemplo, para un
mantenimiento de rutina, la constante horizontal corresponde al valor estándar de un operario
con los brazos estirados, es decir 1.75 metros y la constante vertical será 1.25 metros sobre el
plano del trabajo.
Las zonas de seguridad laterales en una subestación son señaladas en el piso, especialmente para
la circulación de vehículos y las verticales son demarcadas con banderas, mallas, barreras o con
avisos de peligro.
DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD EN REDES DE ENERGÍA ELÉCTRICA ::.
Las partes energizadas de las redes de energía eléctrica, siempre deben guardar una distancia
con los elementos existentes en su trayecto como árboles, edificios, carreteras, etc.
En las siguientes tablas se presentan las distancias de seguridad que se deben tener en lugares
construidos, en cruces y recorridos de vía, cruces con ferrocarriles, ríos, cauces de agua, canales
navegables y campos deportivos en los cuales existan redes de energía eléctrica cercana, estos
datos son obtenidos del RETIE.

19. Tabla 2.4.6. Distancias de seguridad en lugares construidos
Figura 2.4.19. Diagrama de distancias de seguridad en lugares construidos

20. Tabla 2.4.7. Distancias de seguridad en cruces y recorridos de vías

21. Figura 2.4.20. Diagrama de distancias de seguridad en cruces y recorridos de vías
Tabla 2.4.8. Distancias de seguridad en cruces de ríos y ferrocarriles energizados

22. Figura 2.4.21. Diagrama de distancias de seguridad en cruces de ríos y ferrocarriles
energizados
Tabla 2.4.9. Distancias de seguridad en campos deportivos

23. En las redes de energía eléctrica, ocurren cruces entre líneas, cuando son de diferente nivel de
tensión, la de menor nivel irá en la parte superior.
Tabla 2.4.10. Distancias en metros
DISTANCIAS MÍNIMAS ENTRE CONDUCTORES DE UNA ESTRUCTURA ::.
Las distancias entre conductores en una misma estructura, en zonas con alturas no mayores a
1.000msnm, no deben ser inferiores a las establecidas en el RETIE, cuando existen conductores
de diferentes circuitos, se habla de la tensión fase-tierra del circuito de mayor nivel de tensión.
Tabla 2.4.11. Distancias en mínimas entre conductores de una estructura

24. Tabla 2.4.12. Distancias mínimas verticales entre conductores de la misma estructura
DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD EN REDES ELÉCTRICAS PARA LA REALIZACIÓN DE
TRABAJOS ::.
Para trabajos en las redes de energía eléctrica se debe mantener entre el punto más próximo con
tensión y cualquier parte del operario, sus herramientas o cualquier elemento de manipulación
las siguientes distancias, dependiendo el nivel de tensión:
Tabla 2.4.13. Distancias mínimas de seguridad para la realización de trabajos