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MÓDULO: SUBESTACIONES
TEMA: FUNCIONES Y CARACTERÍSTICAS DE LAS SUBESTACIONES
ELÉCTRICAS DE ALTA TENSIÓN

Funciones y características de las subestaciones eléctricas de alta tensión
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Subestaciones
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INDICE
INDICE...........................................................................................................................................................................2
1. SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE ALTA TENSIÓN (SAT) .......................................................................................5
1.1 Definición...............................................................................................................................................................5
1.2 Las subestaciones dentro del sistema eléctrico ....................................................................................................6
1.3 Tipos......................................................................................................................................................................7
1.4 Características funcionales....................................................................................................................................9
2. NORMATIVA Y SEGURIDAD .................................................................................................................................11
2.1 Efecto corona, radio interferencia y nivel de ruido...............................................................................................12
2.2 Campos eléctrico y magnético.............................................................................................................................12
2.3 Protección contra el fuego...................................................................................................................................13
2.4 Conservación del medio ambiente ......................................................................................................................13
3. ELEMENTOS PRINCIPALES .................................................................................................................................14
3.1 Barras..................................................................................................................................................................14
3.2 Posiciones, celdas, bahías y calles .....................................................................................................................16
3.3 Aparamenta.........................................................................................................................................................17
3.4 Parques ...............................................................................................................................................................18
3.5 Edificaciones en subestaciones...........................................................................................................................18
4. CONFIGURACIONES .............................................................................................................................................19
4.1 Explotación..........................................................................................................................................................29
4.1 Mando local, telemando y telecontrol ..................................................................................................................29
4.2 Niveles jerárquicos de mando .............................................................................................................................29
4.3 Enclavamientos ...................................................................................................................................................30
5. CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LA APARAMENTA DE POTENCIA (ALTA TENSIÓN)..........................32
5.1 Condiciones normales y máximas de trabajo......................................................................................................32
5.2 Alimentación de los circuitos auxiliares ...............................................................................................................34
5.3 Condiciones ambientales.....................................................................................................................................34
5.4 Grados de protección de las envolventes............................................................................................................36
6. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO.....................................................................................................................38
6.1 Características y soportabilidad de los aislamientos ...........................................................................................39
ANEXOS......................................................................................................................................................................40

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ANEXO A. Criterios generales de definición de la configuración de una subestación ..............................................40
ANEXO B. Estadísticas de subestaciones en la Red de Transporte española .........................................................44
ANEXO C. Ejemplo de maniobras en doble barra con barra de transferencia..........................................................46
ANEXO D. Codificación IP según IEC 60529............................................................................................................50
ANEXO E. Codificación IK según IEC 62262............................................................................................................52
ANEXO F. Metodología de coordinación de aislamiento...........................................................................................53
REFERENCIAS...........................................................................................................................................................57

Subestaciones
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1. SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE ALTA TENSIÓN (SAT)
El sistema de transporte de energía eléctrica lo constituyen dos elementos principalmente:
 Circuitos que permiten la transmisión de potencia (líneas)
 Subestaciones que permiten la interconexión de estos circuitos y la transformación
entre redes de diferentes tensiones.
Figura 1. Subestación dentro de una Red de Transporte
1.1 Definición
Una subestación eléctrica es un nodo de interconexión de circuitos, de manera directa o
mediante transformación para conectar redes a distintos niveles de tensión.
La función principal de las subestaciones es conseguir mallar adecuadamente el sistema
eléctrico. De esta manera se aseguran unos niveles óptimos de calidad, continuidad y
seguridad del suministro eléctrico, minimizando pérdidas de transporte y facilitando labores de
mantenimiento.

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Desde el punto de vista de la operación del sistema se puede definir una subestación como el
conjunto de los elementos que se utilizan para regular los parámetros eléctricos (tensión,
frecuencia y flujos de carga, potencias activa y reactiva).
Figura 2. Subestación eléctrica
Las tensiones de trabajo de las instalaciones dedicadas al transporte de energía eléctrica
generalmente se consideran por encima de los 110kV (por debajo se considera red de
distribución). Las tensiones más utilizadas para la transmisión son 110kV, 132kV, 220kV,
400kV y 500kV. En redes más débiles o insulares, también se puede considerar de transporte
niveles inferiores, como 66kV. Existen instalaciones de transporte de energía eléctrica hasta los
1.000kV (figura 2: subestación de Jingmen en China, construida con tecnología híbrida).
1.2 Las subestaciones dentro del sistema eléctrico
Las subestaciones de alta tensión juegan un papel fundamental dentro del sistema eléctrico,
porque proporcionan capacidad de maniobra, corte, control y medida sobre la red de
transporte.
Según el servicio que presten las subestaciones, se pueden dividir en:
 Subestaciones elevadoras o de generación: interconectan dos o más sistemas con
diferentes niveles de tensión de manera que el flujo de potencia es en sentido de
menor a mayor tensión. Es utilizada en los nodos de generación y, típicamente,
elevan la tensión de 10kV, 15kV, 20kV o 30kV (óptimas para generadores según su
potencia) hasta los 132kV, 220kV, 400kV o 500kV (óptimas para el transporte de
energía).

Subestaciones
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 Subestaciones de interconexión o transporte: son aquellos nodos del sistema
eléctrico que conectan, de manera directa, redes de transporte al mismo nivel de
tensión. Su principal función es asegurar un adecuado mallado de la red.
 Subestaciones transformadoras: se conocen de esta forma a aquellas subestaciones
que, dentro de la red de transporte, conectan dos o más sistemas a distintos niveles
de tensión. Al igual que las subestaciones de interconexión, su principal función es
lograr un mallado óptimo de la red de transporte.
 Subestaciones reductoras o de distribución: son aquellas en las que la potencia
eléctrica fluye desde una red de transporte, a tensión de 500kV, 400kV, 220kV,
132kV o 110kV, a una red de distribución o consumo a tensiones de 66kV, 45kV o
20kV normalmente. En casos especiales (consumidores que requieren grandes
cantidades de potencia eléctrica) se hace necesario conectar un consumo
directamente a la red de transporte.
1.3 Tipos
Una subestación se puede clasificar según su nivel de tensión, la tecnología de su aparellaje
(convencional o blindada), su ubicación (rural o urbana) y su configuración (número de barras,
baipás, transferencia, barras partidas o número de interruptores).
Las estaciones conversoras para enlaces de potencia en corriente continua (tecnología HVDC)
se tratarán en un capítulo específico. En estos temas se referirá a instalaciones en corriente
alterna trifásica.
Subestación aislada en aire o convencional (AIS, Air Insulated Switchgear) es aquella en la
cual el aislamiento de los elementos en tensión entre sí y a tierra es proporcionado
principalmente por aire a presión atmosférica.

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Figura 3. Subestación AIS
Se conoce por subestación blindada o aislada en gas (GIS Gas Insulated Switchgear) a la que
se encuentra bajo envolvente metálica aislada en algún gas con gran capacidad dieléctrica, por
ejemplo hexafluoruro de azufre (SF6).
Figura 4
Las subestaciones con tecnología AIS o GIS puede estar en interiores (instaladas dentro de
una edificación) o exteriores (a la intemperie), según estén diseñadas para soportar las
condiciones climáticas externas.

Subestaciones
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Las subestaciones con alta integración de la aparamenta (HIS, Highly Integrated Switchgear)
son aquellas que combinan partes aisladas en aire y partes en gas, normalmente la mayor
parte de la aparamenta es encapsulada y los elementos de interconexión son al aire. También
se conocen como instalaciones híbridas.
En función de la tecnología y la ubicación se tiene:
Uso
(110 a 220 kV)
Uso
(400 y 500 kV)
Coste
(relativo)
Espacio
Necesario (rel.)
CONVENCIONAL EXTERIOR 80 % 90 % Muy Bajo Muy Alto
CONVENCIONAL INTERIOR Escaso -- Bajo Muy Alto
BLINDADA EXTERIOR Escaso Escaso Alto Muy Bajo
BLINDADA INTERIOR 10 % Escaso Muy Alto Muy Bajo
HÍBRIDA EXTERIOR Escaso Escaso Medio Medio-Alto
HÍBRIDA INTERIOR -- -- Medio-Alto Medio-Alto
Tabla 1
La tecnología se define en función de: las necesidades eléctricas, ubicación (urbanas o
rurales), circunstancias medioambientales (impacto ambiental, contaminación y climatología),
espacio disponible y costes. En general, la tecnología GIS y las instalaciones en interior son las
más caras debido a los costes de construcción de las edificaciones y al alto coste de la
aparamenta, aunque este último se va reduciendo conforme avanza la técnica, y en terrenos
muy caros se disminuyen las diferencias.
1.4 Características funcionales
Para cumplir con su funcionalidad dentro del sistema eléctrico, teniendo en cuenta la
construcción, la operación y el mantenimiento, las subestaciones deben tener las siguientes
características:

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Figura 5
 Versatilidad, flexibilidad de funcionamiento para operar el sistema eléctrico en
condiciones óptimas en cada momento, adaptándose a posibles indisponibilidades de
elementos y aparamenta por fallos o mantenimiento.
 Seguridad, capacidad para aislar faltas rápida y eficazmente, afectando al menor
número posible de elementos y manteniendo en servicio los circuitos sin fallo.
 Fiabilidad, funcionamiento simple, rápido y eficiente tanto del sistema de control de la
subestación como de la aparamenta y su maniobrabilidad.
 Capacidad de ampliación o ampliabilidad, capacidad de soportar adecuadamente
ampliaciones a medio y largo plazo en consonancia con el previsible desarrollo de la
red de transporte.
 Criticidad, medida ponderada que considera el efecto que provocaría una falta, su
velocidad de reparación y la frecuencia de ocurrencia, dentro del sistema eléctrico.
 Coste, contemplando el precio de la instalación inicial, las posibles ampliaciones,
repotenciaciones, mantenimiento, explotación y vida útil.

Subestaciones
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2. NORMATIVA Y SEGURIDAD
Como infraestructura eléctrica, las subestaciones deben cumplir con toda la normativa aplicable
al respecto (ya desarrollada en otros módulos del curso). De este modo debe garantizarse el
cumplimiento de:
 Normativa legal: Leyes, códigos y reglamentos aplicables a instalaciones eléctricas y
de obligado cumplimiento según el país. Definen el marco legal en cuestiones
técnicas, eléctricas, constructivas, de procedimiento, de seguridad de las personas y
de las instalaciones, de prevención de riesgos laborales, medioambientales, etc.
 Recomendaciones nacionales e internacionales: Institute of Electrical and Electronics
Engineers (IEEE), Internacional Electrotechnical Committee (IEC), International
Standards Institution (ISO), Normativa propia (como la española UNE), certificaciones
por la Entidad Nacional de Acreditación (como el Instituto Nacional de Normalización
INN de Chile), Comisión Panamericana de Normas Técnicas (COPANT), etc.
 Instrucciones propias del sector o de la empresa promotora.
Figura 6
Además, en el transporte de energía eléctrica deben tenerse en cuenta una serie de
circunstancias y características especiales que obligan a disponer de una normativa específica,
como pueden ser la conservación del medio ambiente, el efecto corona, radio interferencia,
nivel de ruido, campos eléctrico y magnético y protección frente a agentes externos.

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2.1 Efecto corona, radio interferencia y nivel de ruido
El efecto corona es uno de los efectos secundarios más importantes a tener en cuenta en las
instalaciones de alta tensión. Es provocado por la ruptura de la tensión crítica disruptiva del aire
en los puntos muy cercanos a los conductores a tensiones muy elevadas.
Puede ser visible por la noche, al provocar una ligera iluminación en el aire ionizado.
Es el causante de fenómenos como la radio interferencia y el ruido audible, que pueden llegar a
ser notorios.
El Comité Internacional Especial de Perturbaciones Radioeléctricas (CISPR) es el organismo
regulador de referencia en la materia.
2.2 Campos eléctrico y magnético
En física, 'campo' es la zona del espacio donde se manifiestan fuerzas. Por ejemplo, el campo
gravitatorio sería la zona donde hay una fuerza gravitatoria responsable de que los cuerpos
tengan un determinado peso. Un campo electromagnético es una zona donde existen campos
eléctricos y magnéticos, creados por las cargas eléctricas y su movimiento, respectivamente.
Figura 7
Todos los campos electromagnéticos presentes en nuestro entorno (campo eléctrico y
magnético estático natural de la Tierra, los rayos X y gamma provenientes del espacio y los
rayos infrarrojos, y ultravioletas que emite el sol, sin olvidar que la propia luz visible es una

Subestaciones
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radiación electromagnética) forman parte del "espectro electromagnético" y se diferencian en
su frecuencia.
La frecuencia determina sus características físicas y, por tanto, los efectos biológicos que
pueden producir en los organismos expuestos a ellos.
A frecuencias muy altas, la energía que transmite una onda electromagnética es tan elevada
que puede llegar a dañar el material genético de la célula (el ADN) y ser capaz de iniciar un
proceso cancerígeno; éste es el caso de los rayos X. A las radiaciones situadas en esta zona
del espectro se les conoce como 'ionizantes'.
Sin embargo, el sistema eléctrico funciona a una frecuencia extremadamente baja (50 Hz ó 60
Hz, lo que se denomina "frecuencia industrial") y está dentro de la región de las radiaciones no
ionizantes del espectro, por lo que transmiten muy poca energía.
Además, a frecuencias tan bajas el campo electromagnético no puede desplazarse (como lo
hacen, por ejemplo, las ondas de radio), lo que implica que desaparece a corta distancia de la
fuente que lo genera.
No hay estudios científicos concluyentes que relacionen directamente la exposición a campos
electromagnéticos de baja frecuencia con la aparición de enfermedades, aunque el “principio
de prudencia” ha llevado a muchos países a tomar medidas legales de protección o limitación
de dicha exposición.
2.3 Protección contra el fuego
Todos los materiales empleados en la construcción de instalaciones eléctricas de alta tensión
tienden a ser ignífugos, no propagadores de la llama, auto extinguibles, anti goteos y no
emisores de humos ni gases tóxicos.
2.4 Conservación del medio ambiente
Las instalaciones eléctricas, como cualquier otra construcción, provoca un impacto
medioambiental que debe ser minimizado y compensado. La mayoría de las actuaciones en
este sentido van enfocadas a reducir el impacto visual, minimizar la probabilidad de accidente
para la fauna y medidas de compensación para la flora afectada.

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3. ELEMENTOS PRINCIPALES
A continuación se definen los elementos principales que componen una subestación.
Figura 8
3.1 Barras
En el ámbito de las subestaciones eléctricas, se conoce por barra al conductor de baja
impedancia que hace las funciones de nodo al cual se conectan circuitos a la misma tensión.

Subestaciones
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Figura 9. Barras en curva
El juego de barras se refiere al conjunto de elementos necesario para realizar una conexión
común para varios circuitos, por ejemplo, el conjunto de las tres barras que interconectan cada
una de las fases en sistemas trifásicos.
Tienen capacidad para transmitir grandes cantidades de potencia eléctrica. Su sección está en
función de la intensidad máxima admisible, la potencia de cortocircuito de la zona y los
esfuerzos electrodinámicos que debe soportar.
Se habla de barras rígidas cuando el conductor es un tubo. Suelen ser tubos de aluminio hueco
(por ejemplo, para tensiones de 400kV e intensidades de cortocircuito de 50kA son de 250mm
de diámetro exterior y alrededor de 20mm de espesor). Por el interior se introduce un cable
para reducir las vibraciones.
La base de sujeción se realiza a través de aisladores soporte (cerámicos o poliméricos).
Cuando se utiliza un cable para realizar estas funciones, se habla de barras flexibles. Suelen
ser conductores que ofrecen la menor resistencia eléctrica (por ejemplo tipo Lapwing) y estar
tendidos en dúplex (dos conductores por fase). Su instalación es similar al conductor de una
línea, pero con menores tensiones de tendido y poco vano libre para minimizar el balanceo.

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Figura 10 Embarrado rígido (primer plano) y línea con conductor dúplex (segundo plano)
La interconexión de elementos de alta tensión en las subestaciones se puede realizar a través
de tubo o conductor flexible. En general, al conjunto de conductores de alta tensión existentes
en la subestación se denomina “embarrado”.
3.2 Posiciones, celdas, bahías y calles
Las posiciones de una subestación son el
conjunto de elementos necesarios para conectar un circuito (línea, transformador,
reactancia, acoplamiento, banco de condensadores, etc.) a barras en las condiciones
adecuadas, cuyas funciones son maniobra, corte, medida o protección.
Se define celda como parte aislable eléctricamente de una subestación que comprende los
dispositivos de control y maniobra de un circuito dado.
La diferencia principal entre posición y celda es que esta última se puede aislar eléctricamente
del resto de elementos de la subestación. Según la configuración de la subestación, pueden
coincidir celdas y posiciones, y según la forma de expresarse puede utilizarse posición de
interruptor, posición de línea…, en vez de diferenciar con la palabra celda.
El término calle (o bahía) suele emplearse para denominar al conjunto de elementos, celdas y
embarrados que conectan dos posiciones a dos barras simultánea y coordinadamente en
configuraciones de interruptor y medio o doble barra con doble interruptor.
En el resto de configuraciones, bahía equivale a la posición.

Subestaciones
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Figura 11. Ejemplo de posición de línea en subestación de barra simple.
3.3 Aparamenta
Se entiende por aparamenta todos aquellos elementos sometidos a alta tensión necesarios
para la operación y explotación del sistema eléctrico en condiciones de seguridad, fiabilidad y
eficiencia, cuyas funciones principales son maniobrar, regular, medir y proteger.
En este punto se engloban los elementos de alta tensión o de potencia.
Dentro de la aparamenta de potencia encontramos elementos de corte de corriente
(interruptores), de aislamiento visible (seccionadores), de transformación para medida y
protección (transformadores de tensión e intensidad), transformadores de potencia (conectan
circuitos de potencia a distintos niveles de tensión), reactancias y bancos de condensadores

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(compensan la generación o consumo excesivo de energía reactiva y regulan tensión),
autoválvulas (pararrayos), red de tierras, bobinas de bloqueo, etc.
Los elementos de subestación que trabajan a baja tensión son conocidos como sistemas
secundarios. Sus funciones son: control, regulación, medida, protección, mando, motorización
de la aparamenta, señalización, alarma, telecomunicaciones, telegestión centralizada de
equipos, telemando y servicios auxiliares (alimentaciones de baja tensión, alumbrado,
climatización, calefacción, etc.).
Los sistemas secundarios se estudiarán a fondo en módulos posteriores.
3.4 Parques
Las subestaciones en las que conviven sistemas de potencia a distintos niveles de tensión, se
dividen en parques.
De esta forma, una subestación transformadora puede tener, por ejemplo, un parque de 400kV
y otro de 220kV, con posiciones de transformación que interconectan ambos parques.
3.5 Edificaciones en subestaciones
Dependiendo de la configuración, de la tecnología de aislamiento de la aparamenta y de las
dimensiones de la instalación, las subestaciones disponen edificaciones en las que se aloja el
equipamiento que no puede estar a la intemperie (sistemas secundarios, puestos de mando,
etc.)
En este sentido, es habitual construir casetas de relés distribuidas por el parque que contienen
el equipamiento secundario asociado a las posiciones más próximas.
Asimismo, se suele disponer de un edificio de control en el que se ubican los servicios
generales de la subestación (puesto de mando, señalización remota, cuadros de servicios
auxiliares, talleres, almacenes, etc.).

Subestaciones
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4. CONFIGURACIONES
La configuración de la subestación (o diagrama de barras) define las interconexiones entre los
distintos circuitos y redes en función de las necesidades del sistema.
Existen diversas configuraciones para las subestaciones según:
 El número de barras que tiene el parque.
 El número de interruptores y seccionadores que intervienen en cada posición.
 La disposición espacial de la aparamenta.
 La disponibilidad de puentes maniobrables para trabajos de mantenimiento.
 La utilización de las barras auxiliares (de transferencia).
 La necesidad de separar redes en la subestación (barras partidas).
Se describen a continuación las configuraciones más comunes.
Para ello, se utilizan esquemas unifilares simplificados representando, sólo, una fase y los
elementos de corte: interruptores (52, en codificación ANSI C37.2) y seccionadores (89). La
simbología utilizada se corresponde con la norma IEC 60617.
Para establecer comparaciones relativas entre las distintas configuraciones se analiza la
versatilidad, seguridad, fiabilidad, ampliabilidad y coste de la subestación.

20
Simple Barra:
Sólo se dispone de un juego de barras (B) y de un interruptor (52) por posición. Los
seccionadores (89) sólo se requieren para aislar las posiciones de los interruptores.
Su funcionamiento es muy sencillo, pero muy poco versátil, ya que cualquier falta con fallo de
interruptor1
o falta en barras, afecta a toda la subestación. Además cualquier operación de
mantenimiento deja fuera de servicio una parte de la subestación.
Es una configuración con muchas facilidades de ampliación, no obstante, por criterios técnicos
y de seguridad se recomienda limitar el número de posiciones a 4.
Por la poca cantidad de elementos que necesita, resulta una subestación con un coste relativo
muy bajo, por lo que es de las configuraciones históricamente más comunes, sobre todo, a
niveles bajos de tensión.
Figura 12
1
Fallo de interruptor.- Es uno de los fallos más graves que pueden producirse en una subestación en cuanto a
pérdida del servicio. Esto ocurre cuando, ante una falta y la correspondiente actuación de protecciones, alguno de
los interruptores más cercanos (que aíslan la zona en cortocircuito) no abre. En este caso deben hacerlo los
interruptores adyacentes afectando a una zona más amplia de la red.
Versatilidad
Seguridad
Fiabilidad
Ampliabilidad
Coste
(Comparaciones relativas
frente a otras
configuraciones)

Subestaciones
21
Doble Barra:
Dispone de dos juegos de barras (B1 y B2) y de un interruptor (52) por posición. Mediante los
seccionadores (89), además de aislar las celdas de los interruptores, se selecciona la barra a la
que se quiere conectar. Es habitual disponer de una posición adicional de acoplamiento para
acoplar o separar barras, en función de las necesidades del sistema.
Es la configuración más común por su equilibrio entre características, seguridad y coste,
históricamente y en la actualidad.
Permite separar barras y operar como dos subestaciones de simple barra independientes.
Si bien su funcionamiento es sencillo, cualquier falta con fallo de interruptor o falta en barras,
afecta a las posiciones conectadas a esa barra, pudiendo reponer el servicio en poco tiempo
transfiriendo las posiciones sin falta a la otra barra.
Figura 13
Versatilidad
Seguridad
Fiabilidad
Ampliabilidad
Coste
frente a otras
configuraciones)

22
Interruptor y Medio:
Figura 14
Dispone de dos juegos de barras (B1 y B2) y de tres interruptores (52) por cada calle (dos
posiciones con 1+1/2 interruptor por posición). Los seccionadores (89) aíslan las posiciones de
los interruptores y separan la salida de línea. No es necesaria la posición de acoplamiento por
poder acoplar las barras desde cualquiera de las calles.
Es bastante utilizada en la actualidad en subestaciones críticas por su versatilidad, seguridad y
capacidad de ampliación, aunque su coste es elevado.
Ante faltas, permite el fallo de dos elementos principales sin pérdida del servicio en las
posiciones sanas, excepto en la posición con la que se comparte calle. Incluso con
indisponibilidad de ambas barras permite mantener las calles en servicio de manera
independiente.
Versatilidad
Seguridad
Fiabilidad
Ampliabilidad
Coste
frente a otras
configuraciones)

Subestaciones
23
Anillo simple:
Es una configuración sin barras. Se concatenan posiciones de interruptor hasta cerrar un anillo
y en cada unión de celdas se coloca una posición. Los seccionadores (89) aíslan las posiciones
de los interruptores y separan la salida de línea.
Permite mantener en servicio posiciones sanas ante ciertos fallos o faltas (abriéndose el anillo).
Pero ante otras incidencias (fallo doble, indisponibilidad y falta, fallo interruptor, etc.) involucra
a todas las posiciones pudiendo afectar gravemente a la estabilidad de la red.
Es utilizada, especialmente, para subestaciones de generación o elevadoras, enfrentando dos
grupos con dos líneas, cada una de ellas capaz de evacuar toda la potencia que generen los
dos grupos. De esta forma, ante fallo simple, se pueden mantener en servicio los dos grupos.
Muy utilizada históricamente ya que es la configuración más barata de todas, aunque en la
actualidad es infrecuente su instalación, por sus limitaciones de operación y su escasa
capacidad de ampliación.
Figura 15
Versatilidad
Seguridad
Fiabilidad
Ampliabilidad
Coste
frente a otras
configuraciones)

24
Otras configuraciones:
 Doble barra y doble interruptor: dispone de dos juegos de barras (B1 y B2) y dos
interruptores (52) por cada posición. Mejora sustancialmente la doble barra, pero
encarece demasiado la instalación.
Figura 16
Esta configuración se puede mezclar con otras, como por ejemplo, existen
subestaciones triple barra que tienen las posiciones más crítica en triple barra con
doble interruptor.
 Anillo ampliable: se basa en realizar un mallado al anillo, mejorando la seguridad
ante ampliaciones. Necesita unos sistemas de control y protección muy complejos.
Su operación es también tediosa.
Versatilidad
Seguridad
Fiabilidad
Ampliabilidad
Coste
Versatilidad
Seguridad
Fiabilidad
Ampliabilidad
Coste

Subestaciones
25
Figura 17
 Configuración en H: Utilizada en distribución con pocas posiciones (mala
ampliabilidad). Tiene alta versatilidad y bajo coste similar al anillo, al no tener
embarrados. Es muy escaso su uso en redes de transporte.
Figura 18
Elementos adicionales a las configuraciones anteriores:
 Barra partida:
Se suele emplear como opción para reducir la potencia de cortocircuito, permitiendo
desmallar la red de forma sencilla (partiendo la subestación en dos nudos
independientes). Se puede aplicar esta opción a todas las configuraciones anteriores.
Versatilidad
Seguridad
Fiabilidad
Ampliabilidad
Coste
Versatilidad
Seguridad
Fiabilidad
Ampliabilidad
Coste

26
Figura 19
En algunas subestaciones se parten barras sólo con seccionadores, para reducir el coste y
solucionar los mismos problemas. Sin embargo, los seccionadores tienen muchas limitaciones
de operación que disminuyen la seguridad y versatilidad de la configuración.
En otras ocasiones se opta por partir sólo una barra de las dos, para aumentar versatilidad,
pero se complica la operación (se disminuye mucho la fiabilidad).
 Baipás (by-pass):
El baipás de la celda del interruptor permite mantener posiciones en servicio durante
el mantenimiento de los interruptores con un incremento de coste reducido.
Consiste en introducir un seccionador que puentee la celda del interruptor y utilizar el
interruptor de acoplamiento como elemento de corte para la posición baipaseada.
Una falta simple en la línea con el baipás acoplado (unión rígida), afecta a toda la
barra.
(En relación a la
configuración original)
Versatilidad
Seguridad
Fiabilidad
Ampliabilidad
Coste

Subestaciones
27
Figura 20
Es una opción muy utilizada históricamente porque la tecnología de fabricación de interruptores
de aceite requería mucho mantenimiento. Hoy en día está en desuso.
(En relación a la

28
 Barra de transferencia:
Permite dejar indisponible una celda manteniendo la posición en servicio (a través de
la barra de transferencia) mejorando la versatilidad.
El coste aumenta al tener que instalar un nuevo embarrado y una posición adicional.
Es también muy utilizada históricamente por necesidades de mantenimiento de
interruptores, pero para subestaciones críticas que requerían más seguridad que la
que aporta el baipás. Igualmente, hoy en día no se suelen instalar nuevas con esta
configuración.
Figura 21
En las exposiciones anteriores se representan subestaciones convencionales (AIS) y se
aportan datos referidos a esta tecnología. Para GIS no tiene sentido hablar por ejemplo de
baipás o barra de transferencia, o configuración en triple barra. Para el caso de las HIS, es
mucho más frecuente encontrar las configuraciones en H y anillos, que en AIS.
En los anexos del tema se desarrollan los criterios fundamentales para la definición de la
configuración de una subestación y datos de referencia de las configuraciones y tecnologías
más empleadas en el sistema de transporte.
Versatilidad
Seguridad
Fiabilidad
Ampliabilidad
Coste
(En relación a la

Subestaciones
29
4.1 Explotación
La vida útil de las subestaciones se calcula en 40 años. Durante este tiempo debe cubrir las
necesidades para las que estaba diseñada, siendo explotada bajo los requerimientos del
Operador del Sistema. Esto supone un seguimiento y un mantenimiento continuos de cada uno
de los elementos.
4.1 Mando local, telemando y telecontrol
Para ello, es necesario sistemas de maniobra, de captación y reporte de información e
incidencias.
El mando local se refiere a la operación de los equipos del parque efectuada localmente en la
subestación (en edificio o caseta). El telemando, por su parte, es el sistema que permite la
operación remota de los equipos, efectuada desde el Despacho responsable de la explotación
del parque.
Para realizar los mandos el operador requiere de información del parque y de un sistema de
comunicación; esta es la labor del telecontrol (captación de señales, automatismos, envío de
señales a despacho, registro cronológico y transmisión de mandos a los elementos de
subestación).
En los anexos del tema se describe un ejemplo de maniobra de cambio de barras de una
posición.
4.2 Niveles jerárquicos de mando
Existen distintos niveles desde los que se puede operar una subestación:
 Nivel 0, “nivel de campo”. Es el accionamiento manual desde el propio mando del
elemento. Sólo se utiliza en pruebas y mantenimiento sin tensión. Se habilita a través
de un selector local/remoto (posición en “local”). En condiciones de funcionamiento
normal este selector está en “remoto” permitiendo sólo el mando desde niveles
jerárquicos superiores.
 Nivel 1, “nivel de posición”. Normalmente ubicado en una caseta, se compone de un
armario o bastidor de control que recoge la información de todos los elementos de
maniobra de una posición o calle y permite su operación desde un sinóptico. Dispone,

30
asimismo, de un selector local/remoto para permitir el mando a niveles jerárquicos
superiores.
 Nivel 2, “nivel de subestación”. Contempla todos los elementos de la subestación
centralizados, normalmente, en el edificio del parque. Permite, en general, la
operación de todos los mandos a través de un ordenador (SCADA) o un sinóptico
general. Al igual que en los anteriores dispone de un selector local/remoto para
permitir el mando al nivel jerárquico superior (despacho).
 Nivel 3, “nivel de despacho”. El centro de control eléctrico es el punto donde se
centraliza la operación del sistema. Desde allí se pueden telemandar todos los
elementos de mando de todas las subestaciones.
Figura 22 Foto del CECOEL. Fuente www.ree.es
En los casos de subestaciones de pequeño tamaño y en blindadas estos niveles jerárquicos
pueden reducirse (solapándose el 1 y 2 en un mismo equipamiento).
4.3 Enclavamientos
Los enclavamientos se realizan en el nivel 1 y consisten en aplicar condiciones que debe
cumplir la topología de la subestación para poder maniobrar el elemento en cuestión.
Con carácter general, se imposibilita abrir los seccionadores cuando por ellos está circulando
una corriente y cerrarlos cuando hay o puede haber una diferencia de tensión entre sus dos
extremos que implique una circulación de corriente.
Un enclavamiento típico es la imposibilidad de cerrar el seccionador de línea si el seccionador
de puesta a tierra está cerrado.

Subestaciones
31
Figura 23 .
Los enclavamientos pueden realizarse de forma mecánica, eléctrica o por software
(dependiendo de criterios de seguridad y probabilidad de fallo).

32
5. CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LA APARAMENTA DE
POTENCIA (ALTA TENSIÓN)
Aparamenta de potencia son los equipos que trabajan en alta tensión, como los interruptores,
seccionadores, transformadores, etc. Todos ellos tienen una serie de características referentes
a la tensión, intensidad, frecuencia, estabilidad, tiempos de actuación, grados de protección,
etc.
Figura 24 Interruptores en una subestación de 400 kV
5.1 Condiciones normales y máximas de trabajo
La medida de un parámetro eléctrico para la cual un equipo tiene un funcionamiento óptimo de
rendimiento, se conoce como valor nominal. En la hoja de características de todos los
elementos de alta tensión viene especificada la tensión, intensidad (o potencia) y frecuencia
nominales. Se suelen tener unos valores estándar o normalizados que son los utilizados en su
fabricación.
El valor máximo de trabajo es el valor más elevado al que puede funcionar un equipo en
régimen permanente en condiciones de seguridad, sin pérdida de características ni peligro de
deterioro. Va asociado al margen de maniobra de la aparamenta.
En el caso de la frecuencia, los equipos eléctricos funcionan a 50Hz en Europa, África,
Oceanía y Asia (excepto Japón a 60Hz), y a 60Hz en América (excepto en Uruguay, Paraguay,
Bolivia, Argentina y Chile, que la frecuencia es de 50Hz).
Las tensiones nominales y máximas de trabajo normalizadas son las siguientes:

Subestaciones
33
Tensión Nominal (kV)
Tensión más elevada
de trabajo (kV)
3 3,6
6 7,2
10 12
15 17,5
20 24
30 36
45 52
66 72,5
110 123
132 145
220 245
273 300
325 362
380 420
470 525
690 765
Tabla 2
Las intensidades o corrientes normalizadas de los equipos también están tabuladas y sus
valores son:
1 – 1,25 – 1,6 – 2 – 2,5 – 3,15 – 4 – 5 – 6,3 – 8 (A) y sus múltiplos de 10n
Estos valores se usan en todos los datos que se proporcionan sobre intensidades, nominal,
máxima de trabajo, de cortocircuito, máxima de cresta, etc.
A la hora de definir un elemento o una subestación por sus características, los fabricantes de
los equipos suelen clasificarlos por las condiciones máximas de trabajo (245 kV por ejemplo),
mientras que las empresas que los utilizan suelen utilizar los parámetros nominales de
funcionamiento (220 kV ejemplo equivalente), pero ambas se están refiriendo al mismo equipo.

34
5.2 Alimentación de los circuitos auxiliares
El valor de la tensión de alimentación de los circuitos auxiliares también es una característica
básica de la aparamenta.
Típicamente en Europa se utilizan circuitos en corriente alterna (50Hz) trifásica a 380V y
monofásica a 220V. En corriente continua las tensiones más utilizadas son 220V, 125V y 48V.
En los países que utilizan redes a 60Hz, como pueden ser EEUU, México, Brasil o Japón, el
valor en baja tensión más típico de la corriente alterna monofásica está alrededor de los 120V.
Frecuencias y tensión de suministro doméstico según países en el mundo
5.3 Condiciones ambientales
Las condiciones ambientales para las que se diseña la aparamenta, depende inicialmente de la
ubicación interior o exterior y si se trata de zonas con climatologías extremas. Normalmente se
fabrica según la siguiente tabla:

Subestaciones
35
Temperatura ambiental máxima < 40ºC
Temperatura media máxima durante 24h < 35ºC
Altitud sobre el nivel del mar < 1000m
Humedad relativa media durante 24h < 95%
Humedad relativa media durante un mes < 90%
Presión de vapor de agua media durante 24h < 2,2 kPa
Presión de vapor de agua media durante un mes <1,8 kPa
Tabla 3
Las temperaturas mínimas soportadas por los equipos normalmente son -5ºC, -15ºC ó -25ºC
para aparamenta de interior y -10ºC, -25ºC ó -40ºC si se ubica en exteriores.
Adicionalmente, para la situada a la intemperie se debe tener en cuenta:
 Cambios bruscos de temperatura.
 Efectos de la radiación solar si se alcanzan 1.000 W/m2 (IEC 721-2-4).
 Contaminación del aire por polvo, humo, gases corrosivos, vapores o sal (IEC 815).
Ver tabla con niveles de contaminación en el módulo de Líneas.
 Pluviosidad y presencia de condensación (IEC 721-2-2).
 Nivel isoceráunico de la zona.
 Velocidad del viento no superior a 34 m/s (700 Pa sup. Cilíndricas).
 Aparición de capa de hielo y su espesor máximo.
Para instalaciones en altitudes superiores a 1.000 m, el nivel de aislamiento externo debe
determinarse multiplicando las tensiones soportadas por un factor Ka, que aumenta la distancia
de aislamiento con la altitud.
En el caso de aislamiento interno, las características de aislamiento son las mismas para
cualquier altitud.

36
Para el material de mando auxiliar de baja tensión, no es preciso realizar ningún ajuste si es
inferior a 2.000 m. (Para altitudes superiores IEC 664-1.)
Imagen: Subestación nevada
Se deberá proteger de manera especial la aparamenta situada en zonas con climas extremos,
muy fríos (hasta -50ºC), muy cálidos (hasta 50ºC) o muy húmedos (humedad relativa media en
24h superior al 98% en climas tropicales).
Para zonas susceptibles de movimiento sísmico se deberá tener en cuenta IEC 1166.
Cuando prevalecen unas condiciones ambientales especiales en el emplazamiento se
especificarán según IEC 721.
5.4 Grados de protección de las envolventes
Las envolventes de los equipos eléctricos constituyen preventiva y funcionalmente un elemento
importante. Deben garantizar una protección contra contactos eléctricos directos de las
personas y una protección del propio equipo contra penetración de agentes ambientales
sólidos y líquidos (Código IP) y contra los impactos mecánicos externos (Código IK).
La Norma IEC 60529 define el grado de protección de las envolventes estimando los siguientes
conceptos:
 Protección contra penetración de una parte del cuerpo humano o de un objeto cogido
por una persona y, simultáneamente, contra la penetración de objetos sólidos
extraños.
 Protección contra la penetración de agua.
Además, en la Norma IEC 62262 se define el grado de:

Subestaciones
37
 Protección contra los impactos mecánicos.
Para cada uno de estos conceptos se establecen unos índices de protección en función del
nivel de estanqueidad y robustez que proporcione una envolvente.
Código IP: Sistema de codificación para indicar los grados de protección proporcionados
por una envolvente contra el acceso a partes peligrosas, la penetración de cuerpos
sólidos extraños, la penetración de agua y para suministrar una información adicional
unida a la referida protección.
Código IK: Sistema de codificación para indicar el grado de protección proporcionado
por una envolvente contra los impactos mecánicos nocivos.
En los anexos al final del tema se describen en detalle estas codificaciones.

38
6. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
El nivel de aislamiento se relaciona con la capacidad de un elemento para soportar
sobretensiones a frecuencia industrial.
El término coordinación de aislamiento contempla un ámbito más amplio en el que integra la
diversidad de sobretensiones y frecuencias a las que puede estar sometido un equipo (en caso
de maniobras o faltas).
Se puede definir coordinación de aislamiento como dimensionamiento de los aislamientos de
acuerdo con los materiales empleados, las características de las solicitaciones dieléctricas y los
elementos de protección utilizados contra las sobretensiones. Del libro “coordinación de
aislamiento en redes eléctricas de alta tensión” (2008)
Para su correcta aplicación, se exige un conocimiento previo de las solicitaciones dieléctricas a
las que van a estar sometidos los aislamientos, de su comportamiento frente a dichas
solicitaciones y de la tasa de fallos, que indica el número de fallos por año que se producen y el
tiempo entre dos fallos consecutivos.
Figura 25
La coordinación de aislamiento en el caso de las subestaciones constituye un problema
complejo. En estas instalaciones coexisten todos los tipos de aislamiento; la responsabilidad y

Subestaciones
39
el coste de los aparatos varían de unos a otros y las solicitaciones dieléctricas no afectan a
todos con la misma severidad. (Ver, en anexos, la metodología de la coordinación de
aislamiento).
6.1 Características y soportabilidad de los aislamientos
Toda la aparamenta y equipos instalados en las subestaciones también deben llevar una
protección frente a faltas.
Las faltas pueden ser provocadas por cortocircuitos fase – tierra, fase – fase o trifásicos,
descargas atmosféricas, derivaciones de corriente a tierra, etc.
Según el elemento, su uso y la funcionalidad que se le exija, se deberá tener en cuenta la
influencia de los siguientes factores en la coordinación de aislamiento:
 Corriente de cortocircuito, es la máxima corriente efectiva de cortocircuito trifásica.
Viene determinada por las condiciones de la red y se debe calcular el valor actual y el
valor previsible en un futuro durante la vida útil del elemento. También es necesario
conocer el valor de cresta máximo de corriente de falta que puede soportar el equipo.
 Estabilidad transitoria, depende de la duración de la corriente de cortocircuito y de la
forma de onda de la sobretensión.
 Límites de tiempo de despeje de falta y condiciones de reconexión.
 Máxima corriente a través del Neutro del transformador principal (IEC 909).
 Mínima corriente de cortocircuito y mínima derivación a tierra para la sensibilidad de
las protecciones.
 Tensión nominal, tensión máxima de servicio, tensión de impulso tipo maniobra,
tensión de impulso tipo rayo, tensión máxima soportada de frente de onda y línea de
fuga.
 Naturaleza del aislamiento, si es autorregenerable o no.
 Condiciones atmosféricas: humedad, densidad del aire, viento y pluviosidad
 Nivel de contaminación.
 Estado físico, envejecimiento, fatigas mecánicas, deformaciones, efectos químicos,
etc.

40
ANEXOS
ANEXO A. Criterios generales de definición de la configuración de una
subestación
Son muchas las circunstancias y características que intervienen para la definición de la
configuración de una subestación. A modo de ejemplo práctico se detallan a continuación una
serie de tablas informativas que permiten valorar las distintas opciones:
Aparamenta para SAT con 6 Posiciones
Tipo Barras Interr. Secc. TI's TT's
Simple Barra 1 6 12 6 7
Simple Barra partida 1 7 14 7 8
Simple Barra con baipás 1 6 18 6 7
Simple Barra con transferencia 2 7 20 7 7
Doble Barra 2 7 20 7 8
Doble Barra con baipás 2 7 32 7 8
Doble Barra con transferencia 3 8 29 8 9
Doble Barra con 2 transferencias 4 9 32 9 10
Interruptor y Medio 2 9 24 9 8
Doble Barra con Doble Interruptor 2 12 24 12 8
Triple Barra 3 8 30 8 9
Anillo Simple 0 6 18 6 6
Tabla 4

Subestaciones
41
 Criticidad y posibles pérdidas debido a fallos en la zona o elementos adyacentes,
líneas, centrales, transformadores, etc. La tensión de trabajo, intensidad de
cortocircuito y potencia nominal pueden ser medidores de la criticidad.
INT. SECC. BARRAS
Tasa de fallos (veces/100 años) 3,5 0,5 0,5
Tiempo de reparación (h) 50 10 11
Tiempo de mantenimiento (h/año) 30 10 50
Tabla 5
INDISPONIBILIDAD h/año
Simple Barra 915
Simple Barra partida 782
Simple Barra con baipás 1087
Simple Barra con transferencia 845
Doble Barra 374
Doble Barra con baipás 304
Doble Barra con transferencia 124
Doble Barra con 2 transferencias 123
Interruptor y Medio 183
Doble Barra con Doble Interruptor 123
Triple Barra 434
Anillo Simple 183
Tabla 6
Las indisponibilidades son inferiores mientras mayor es la versatilidad de la configuración. El
número de barras y de interruptores por posición son los factores más influyentes.
Datos recogidos de la estadística del sistema eléctrico español como media de horas al año
que una subestación, según la configuración, tiene algún elemento indisponible por fallos.

42
 Indisponibilidades por mantenimiento. Con las mejoras tecnológicas, cada vez se
hace menos importante este aspecto, pero entran en juego las facilidades para
realizar trabajos de renovación y mejora en la aparamenta.
MANTENIMIENTO HORAS/AÑO INT SECC BARRAS TOTAL
Simple Barra 180 120 50 350
Simple Barra partida 180 140 50 360
Simple Barra con baipás 180 180 50 410
Simple Barra con transferencia 210 200 100 510
Doble Barra 210 200 100 510
Doble Barra con baipás 210 320 100 630
Doble Barra con transferencia 240 290 150 640
Doble Barra con 2 transferencias 270 320 200 750
Interruptor y Medio 270 240 100 610
Doble Barra con Doble Interruptor 360 240 100 700
Triple Barra 240 300 150 710
Anillo Simple 180 180 360
Tabla 7
 Superficie disponible y pasillos de acceso para las líneas de transporte. El número de
embarrados y de celdas por posición aumenta mucho el espacio necesario para la
subestación. Configuraciones como doble barra con barra de transferencia o triple
barra son las que más espacio requieren para su instalación.
 Posibilidades de ampliación, ya que hay configuraciones que no admiten cierto
número de ampliaciones. Debe preverse la planificación a largo plazo.
 En función del entorno en el que se instale la subestación, el espacio disponible y las
necesidades a medio-largo plazo, se decidirá la tecnología a emplear. Esta elección
puede ser otro condicionante de la configuración de la subestación.

Subestaciones
43
 El coste es un factor fundamental. Se muestra a continuación una tabla desglosada
de precios de cada una de las secciones en las que se puede dividir un proyecto de
construcción de una subestación y, en la última línea, el porcentaje de desviación en
relación a la configuración doble barra.
PRECIO SB SBp SB+bp SB+T DB DB+bp DB+T DB+2T IyM DB+DI TB AnS
APARAMENTA 35% 35% 36% 36% 37% 37% 35% 37% 40% 42% 38% 34%
EMBARRADOS 3% 3% 4% 4% 4% 5% 5% 5% 4% 4% 4% 3%
ESTRUCT 6% 6% 7% 6% 7% 8% 7% 7% 7% 7% 7% 6%
O.CIVIL 15% 16% 15% 19% 16% 17% 20% 19% 13% 14% 18% 17%
EDIFICIOS 5% 5% 4% 4% 4% 3% 3% 3% 4% 3% 3% 4%
CONTROL Y S.A. 27% 26% 25% 21% 23% 20% 29% 18% 22% 20% 18% 25%
INSTALAC. 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1%
MONTAJE Y PES 3% 3% 4% 4% 4% 5% 5% 5% 5% 4% 5% 4%
EMPLAZ 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1%
INGENIERÍA 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3%
% SOBRE DB 80 83 90 105 100 128 125 130 105 121 129 89
Tabla 8
Datos obtenidos de la estadística de proyectos elaborados para la red de transporte española.

44
ANEXO B. Estadísticas de subestaciones en la Red de Transporte española
Como referencia, se indica a continuación las configuraciones empleadas en la red de
transporte del sistema eléctrico español (datos del 1/ 3/ 2016), que incluye casi todas las
instalaciones de 220 kV y 400 kV del territorio español y las instalaciones de 132 kV y 66 kV de
los sistemas insulares (Baleares y Canarias).
Existen en servicio 652 subestaciones eléctricas, con 857 parques que contienen 5279
interruptores de alta tensión, 190 transformadores de potencia dedicados al transporte, 92
reactancias y 13 bancos de condensadores. También destacar la existencia de 3 estaciones
conversoras HVDC.

Subestaciones
45
Últimamente se está experimentando un aumento en el número de instalaciones blindadas,
sobre todo en zonas urbanas.
Figura 26 Subestación GIS de exterior

46
ANEXO C. Ejemplo de maniobras en doble barra con barra de transferencia
A modo de ejemplo se describe los pasos a seguir en un cambio de barras de una posición en
el caso de doble barra con barra de transferencia.
La explotación normal de este tipo de configuración es el acoplamiento cerrado y la mitad de
las cargas y los generadores a cada barra. Comenzando con todas las posiciones a la misma
barra, se debe primero cerrar el acoplamiento.
Figura 27
Primero cierran los seccionadores del acoplamiento y luego el interruptor.
Figura 28

Subestaciones
47
Las dos barras quedan a la misma tensión unidas desde el acoplamiento, por eso se pueden
cerrar los dos seccionadores de barra de la posición que se quiere cambiar de barras.
Figura 29
Al abrir el seccionador de la barra de la que quiere quitar la posición, se observa como aparece
un flujo de cargas por el acoplamiento. Si en esas condiciones se quiere cambiar otra posición
de barras, ahora puede existir un flujo de cargas entre las barras por los seccionadores
cerrados de una sola posición, pero siempre está respaldado por el interruptor de
acoplamiento.
Queda la subestación en condiciones de explotación normales.
Figura 30

48
A continuación se desea realizar mantenimiento en uno de los interruptores, por lo que se
decide transferir la posición a través de la barra de transferencia.
Las primeras operaciones corresponden a la prueba de la barra, por si está en falta que tenga
un interruptor para cortar el aporte de corriente.
Figura 31
Nótese que se cierra el seccionador de barras de la posición de transferencia en función de la
barra a la que esté acoplada la posición que se desea transferir.
Figura 32
Posteriormente se procede a transferir la posición cerrando el correspondiente seccionador de
transferencia y acoplando barras.

Subestaciones
49
Figura 33
Una vez alimentada la línea desde la transferencia, se puede aislar la celda del interruptor para
proceder con las operaciones de mantenimiento en condiciones de seguridad, manteniendo el
servicio en todo momento.
Figura 34

50
ANEXO D. Codificación IP según IEC 60529
Se identifica mediante las siglas IP seguidas de dos cifras, que pueden ser sustituidas por la
letra "X" cuando no se precisa disponer de información especial de alguna de ellas. Las cifras
suelen ir seguidas de una o dos letras que proporcionan información adicional.
Figura 35
Las letras adicionales indican el grado de protección de personas contra el acceso a partes
peligrosas y su utilización, que como se ha dicho es opcional, se reserva a aquellos supuestos
en que la protección efectiva del acceso a la parte peligrosa es más eficaz que la indicada por
la primera cifra (por ejemplo mediante un diseño especial de las aberturas que limitan el acceso
a las partes en tensión) o cuando la citada primera cifra ha sido reemplazada por una X.
Se identifican con los códigos A, B, C, D y su significado se corresponde respectivamente con
el de las cifras 1, 2, 3, 4.
Una envolvente no puede ser designada por un grado de protección indicado por una letra
adicional si no garantiza que satisface también todos los grados de protección inferiores.
Las letras suplementarias, con carácter asimismo opcional, indican que el producto satisface
unas condiciones particulares que, en cualquier caso, deben responder a las exigencias de la
norma de seguridad básica aplicable.
Cuando se añaden letras suplementarias se sitúan después de la última cifra característica o
después de la letra adicional en el caso de que asimismo se haya añadido letra adicional.

Subestaciones
51
Figura 36
Letras Significado
H Aparato de alta tensión.
M Ensayo de verificación de la protección contra penetración de agua, realizado con las partes
móviles del equipo en movimiento.
S Ensayo de verificación de la protección contra penetración de agua, realizado con las partes
móviles del equipo en reposo.
W Material diseñado para utilizarse en unas de terminadas condiciones atmosféricas que deben
especificarse, y en el que se han previsto medidas o procedimientos complementarios de
protección.
Tabla 9

52
ANEXO E. Codificación IK según IEC 62262
Se identifica mediante las siglas IK seguidas de una cifra de dos dígitos, representativa de la
resistencia a una determinada energía de impacto que una envolvente puede soportar sin sufrir
deformaciones peligrosas.
El grado de protección que garantiza el código IK se aplica a la envolvente en su totalidad. Si
alguna parte de la misma tiene grado de protección diferente, debe indicarse por separado.
IK Energía de impacto en julios
0 Ninguna protección
1 Resistente a una energía de choque de 0,15 J
6 Resistente a una energía de choque de 1 J
Tabla 10
Dado que las condiciones ambientales de muchos emplazamientos varían según las zonas,
fases de proceso, etc., y que no todos los elementos eléctricos dentro de un mismo
emplazamiento requieren del mismo grado de protección, en la tabla se indican los grados de
protección mínimos que se considera deben proporcionar las envolventes del material eléctrico
instalado en dichos locales.
En general, todos los elementos de una instalación eléctrica tendrán un grado de protección
adecuado a las condiciones ambientales extremas a que estén o puedan estar expuestos en el
local o emplazamiento de uso, sea este emplazamiento fijo o eventual.

Subestaciones
53
ANEXO F. Metodología de coordinación de aislamiento
Por un lado debe tenerse en cuenta el conjunto de tensiones soportadas normalizadas que
caracterizan el aislamiento de los equipos existentes en una instalación eléctrica.
Por otro lado, debe determinarse las distancias en el aire, de manera que soporten las
solicitaciones dieléctricas a que estarán sometidos tanto en servicio normal como bajo las
condiciones de sobretensión que puedan presentarse en el sistema.
Los criterios a emplear en la selección de las tensiones soportadas tendrán como fin la
reducción a niveles aceptables del riesgo de avería de la instalación por fallo de los
aislamientos, tanto desde un punto de vista económico como de continuidad del servicio y
seguridad de las personas.
Por ello, y de forma previa, será preciso determinar la causa y magnitud de las sobretensiones
que pueden originarse, mediante el análisis del sistema que incluirá la selección y localización
de los dispositivos empleados para su limitación.
Tomando como referencia IEC 60071, se calculan las siguientes tensiones:
 Sobretensiones representativas (Urp):
Son aquellas que se supone producen el mismo efecto dieléctrico en el aislamiento
que las sobretensiones que tienen lugar durante el servicio de la instalación (impulso
tipo rayo, tipo maniobra, tensión soportada de corta duración, etc.).
Es el valor máximo estimado después de un análisis del sistema, un conjunto de
valores de cresta o una distribución estadística de valores de cresta.
Las sobretensiones representativas son:
o Tensión más elevada de trabajo.
o Sobretensiones temporales: faltas a tierra, pérdidas de carga, resonancia,
ferro resonancia, sobretensiones longitudinales durante la sincronización,
combinación de causas.
o Sobretensiones de frente lento: por conexión o reenganche de línea,
sobretensiones fase-tierra, fase-fase, longitudinales, faltas y eliminación de
las mismas, pérdida de carga, maniobra de corrientes inductivas o
capacitivas y sobretensiones tipo rayo.

54
o Sobretensiones de frente rápido: tipo rayo que afectan a líneas, que afectan
a subestaciones y debidas a maniobras y defectos.
o Sobretensiones de frente muy rápido: maniobras de seccionadores, faltas en
subestaciones blindadas.
 La tensión soportada de coordinación (Ucw):
Se define como la tensión soportada por el aislamiento en condiciones de servicio
que cumple con los criterios de comportamiento cuando el aislamiento se somete a
las sobretensiones representativas.
Se obtiene como el mínimo de los resultados de multiplicar los valores de las
sobretensiones representativas por un factor de coordinación (Kc). También se puede
calcular como la tensión soportada prevista convencional o como un valor estadístico.
 La tensión soportada específica (Urw):
Se define como la tensión normalizada de ensayo que el aislamiento debe soportar
para asegurar que éste cumplirá con los criterios de comportamiento cuando se
someta a las sobretensiones en las condiciones reales de servicio y durante todo el
tiempo de funcionamiento.
Se obtiene de multiplicar la tensión soportada de coordinación por unos factores que
compensen las diferencias con la instalación real.
El coeficiente de seguridad global (Ks) se deduce de la experiencia y compensa
diferencias en el montaje de los equipos, dispersión en la calidad de la producción, el
envejecimiento del aislamiento, etc.
Para el aislamiento externo se aplica un factor ambiental (Ka) que tiene en cuenta las
condiciones ambientales esperadas de funcionamiento.

Subestaciones
55
 La tensión soportada normalizada (Uw):
Se define como el valor de tensión aplicado en un ensayo de tensión soportada
normalizado y justifica que el aislamiento satisface las tensiones soportadas
específicas.
La elección del nivel de aislamiento asignado consiste en seleccionar el conjunto de
tensiones soportadas normalizadas del aislamiento más económico, suficiente para
demostrar que se satisfacen todas las tensiones soportadas específicas. Es un valor
normalizado y tabulado.
Figura 37
 Las distancias en el aire
Entre los conductores en tensión y elementos metálicos puestos a tierra o entre
conductores de distintas fases, se determinan de forma que sus tensiones de cebado
a impulsos de maniobra y tipo rayo en condiciones atmosféricas normalizadas, sean
iguales o mayores que las tensiones normalizadas soportadas por la aparamenta.

56
Análisis de la red
Datos Resultados
- Tensiones soportadas.
- Nivel de protección de dispositivos
limitadores de sobretensión.
- Características del aislamiento
- Tensiones y
sobretensiones
representativas.
Elección de aislamiento
Datos Resultados
- Tensiones y sobretensiones
representativas.
- Criterios de comportamiento.
- Distribuciones estadísticas e
imprecisión de datos de entrada
cambiados en un factor de
coordinación Kc.
- Tensiones
soportadas de
coordinación.
Aplicación de factores
Datos Resultados
- Tensiones soportadas de
coordinación.
- Factor de seguridad Ks.
- Factor de corrección atmosférico
Ka.
- Tensiones
soportadas
específicas.
Elección de tensiones soportadas
normalizadas
Datos Resultados
- Tensiones soportadas
específicas.
- Condiciones de ensayo, factor de
corrección de ensayo Kt.
- Tabla de tensiones soportadas
normalizadas. Gama de tensión.
- Tensiones
soportadas
normalizadas.

Subestaciones
57
REFERENCIAS
 “Análisis y operación de sistemas de energía eléctrica”, Mc Graw Hill, coordinador
Antonio Gómez Expósito.
 IEC 60529, Clasificación de los grados de protección proporcionados por las
envolventes (código IP).
 IEC 62262, Grados de protección proporcionados por las envolventes de materiales
eléctricos contra los impactos mecánicos externos (código IK).
 IEC 721. Classification of environmental conditions.
 IEC 815: 1986: Guide for the selection of insulators in respect of polluted conditions
 IEC 909: Short-circuit current calculation in three-phase a.c. systems.
Las reglas básicas de coordinación de aislamiento están recogidas en las normas:
 IEC 60071-1, “Coordinación de aislamiento. Parte 1: Definiciones, principios y reglas”
 IEC 60071-2, “Coordinación de aislamiento. Parte 2: Guía de aplicación”
 A. R. Hileman, Insulation Coordination for Power Systems, Marcel Dekker, 1999
 J. A. Martínez Velasco (Coordinador), Coordinación de aislamiento en redes
eléctricas de alta tensión, Red Eléctrica de España – Mc Graw Hill, 2008

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