Preguntas frecuentes

En sitio, en todo Colombia. La configuración remota de relés y equipos la prestamos a toda Latinoamérica.

Por el formulario de contacto, por WhatsApp o por correo. Envíenos el unifilar, la lista de equipos con marca y modelo, la ubicación y la fecha estimada, y le respondemos con alcance, cronograma y precio.

En los dos: subestaciones de media, alta y extra alta tensión, plantas industriales y plantas solares.

Con las principales marcas del mercado, como Siemens, Schneider Electric, SEL, ABB, GE, Fanox, NOJA Power y Efacec. Cada fabricante usa su propio software, así que nos indica marca y modelo y le confirmamos la disponibilidad.

Sí. Cuando hay un disparo o un bloqueo que afecta la operación, damos prioridad a la revisión de los eventos, muchas veces de forma remota.

Con cualquiera de los dos. Nos integramos al cronograma de la obra o de la operación y coordinamos con todas las partes.

Relés de protección, reconectadores, controladores de bahía, RTU, gateways y switches de la mayoría de las marcas comerciales, siempre que se comuniquen por Ethernet o por puerto serial con un convertidor. Como cada fabricante usa su propio software, antes de cada servicio nos indica la marca y el modelo y le confirmamos la disponibilidad.

Sí. Con el equipo conectado a la red de la subestación cargamos toda la configuración desde cero, a partir de la ingeniería y los ajustes aprobados del proyecto.

El acceso es cifrado, no queda abierto a internet y solo se habilita con su autorización. Cada sesión queda registrada.

No. Las pruebas de puesta en servicio y de inyección se hacen en sitio. El acceso remoto sirve para ajustes, análisis de eventos y soporte durante la operación.

Un protocolo por equipo con los valores medidos, las condiciones de la prueba, los criterios de aceptación y el resultado. Si algo no cumple, se lo indicamos con la observación y la recomendación correspondiente.

Ambos. Hacemos pruebas de puesta en servicio a equipos nuevos y pruebas de diagnóstico a equipos en operación, en subestaciones y en plantas industriales. En los dos casos el equipo debe estar desenergizado, aislado y puesto a tierra.

Sí. Coordinamos la inyección en los dos extremos de la línea para verificar la teleprotección y la protección diferencial de línea, y la planeamos con usted y con el personal del extremo remoto.

Para la inyección secundaria el relé se aísla de los CT, los PT y los circuitos de disparo mediante los bloques de prueba. Los disparos reales sobre el interruptor se hacen con la bahía consignada.

Un protocolo por equipo y por protección probada, con los valores medidos y los criterios de aceptación, organizados para que usted los presente al operador de red.

Con cualquiera de los dos. Nos integramos al cronograma de la obra y coordinamos el orden de pruebas y energización.

Con los de las principales marcas, usando la herramienta de configuración de cada fabricante. Indíquenos marca y modelo de los equipos y le confirmamos si contamos con el software y la experiencia para cada uno.

Sí. Integramos los archivos ICD de cada fabricante en la configuración de la subestación (SCD) y verificamos en pruebas que los GOOSE y los reportes MMS lleguen a donde deben.

Porque sin una hora común no se pueden comparar los eventos y las oscilografías de distintos equipos después de una falla. Configuramos y verificamos que todos tomen la hora de la misma fuente.

Sí. Coordinamos las pruebas punto a punto con el operador del centro de control y dejamos registrado en el protocolo el resultado de cada señal, mando y medida.

Sí. El diseño y los estudios se hacen desde nuestra oficina con la información del proyecto: planos existentes, datos de placa, fotos y requisitos del operador de red. Solo vamos a campo cuando hace falta levantar información que no existe o cuando usted contrata también las pruebas y la puesta en servicio.

Un ingeniero electricista con matrícula profesional vigente, como lo exige el RETIE para las memorias y los planos de las instalaciones.

Depende del alcance: para un diseño, el alcance del proyecto, la información del sitio y los requisitos del operador de red; para un estudio de coordinación, el unifilar, los datos de placa de transformadores, cables y protecciones, el nivel de cortocircuito en el punto de conexión y, si existen, los ajustes actuales.

Sí. Con nuestros servicios de configuración y de pruebas cargamos los ajustes y las configuraciones en los equipos y los verificamos, de modo que el diseño, el estudio y la puesta en servicio quedan bajo una misma responsabilidad.

Subtensión 27 y sobretensión 59 con medida fase-tierra en las tres fases, sobrecorriente de fases y tierra, frecuencia 81U/O, anti-isla, verificación de sincronismo o chequeo de energización, 59N cuando el transformador es delta o estrella no aterrizada y la red del operador es aislada, y 32 solo si es autogenerador con limitación de excedentes. Leer: Acuerdo CNO 2233: requisitos de protección

El control de potencia activa/frecuencia debe permitir un estatismo configurable entre 2 % y 6 % y una banda muerta configurable entre 0 y 120 mHz, inicialmente menor o igual a 30 mHz. El CND define los valores dentro de esos rangos, con tiempo de respuesta inicial máximo de 2 s y de establecimiento máximo de 15 s. Leer: CREG 060 de 2019: requisitos de plantas solares y eólicas

El Acuerdo CNO 2233 exige el estudio de ajuste y coordinación de protecciones (EACP) a todo sistema de generación de 0,1 MW o más. Los proyectos de 10 kW a 100 kW no quedan exentos del cálculo y coordinación de protecciones contra sobrecorrientes que pide el RETIE. Leer: Estudios que exige el CNO para conectar generación

El Acuerdo 2233 del 1 de septiembre de 2026, vigente desde su expedición. Actualizó el documento de requisitos por las Resoluciones CREG 101 098, 101 099 y 101 104 de 2026 y agregó el anexo de pruebas para activos de conexión compartidos. Leer: Historia de los acuerdos de protección del CNO

En el STN y el STR, la curva LVRT de la CREG 060 de 2019 exige permanecer conectada con tensión de 0 p.u. en el punto de conexión durante 150 ms, luego por encima de una recta que llega a 0,85 p.u. a los 1,5 s, y con 0,85 p.u. hasta los 20 s. Leer: Huecos de tensión (LVRT/HVRT) en plantas renovables

Para plantas que entren en operación comercial desde el 1 de octubre de 2026, la información preliminar de modelos RMS y EMT se envía al menos 180 días antes de la conexión para las pruebas iniciales; los modelos detallados se actualizan dos meses antes de la entrada en operación, con las pruebas FAT, y los modelos validados se entregan dentro de los 30 días hábiles siguientes a la operación comercial. Leer: Pruebas de modelos y parámetros ante el CNO y XM

Según el Anexo 2 del Acuerdo CNO 2233, los sistemas de 0,25 MW o menos no requieren pruebas funcionales en sitio, salvo la función 32 cuando aplica y las pruebas a los equipos de corte. Para inversores se exige el certificado de cumplimiento según las normas del Anexo 1. Leer: Pruebas de protecciones que exige el CNO

Es el Consejo Nacional de Operación, creado por el artículo 36 de la Ley 143 de 1994. Su función principal es acordar los aspectos técnicos para que la operación integrada del SIN sea segura, confiable y económica, y ser el órgano ejecutor del reglamento de operación. Sus decisiones se pueden recurrir ante la CREG. Leer: Requisitos del CNO para energías renovables

Cada 4 segundos o menos: potencias activa y reactiva, tensión línea-línea y corriente de fase, estado y modo del control de frecuencia, modo del control de tensión y las consignas de tensión, factor de potencia y reactiva. Cada 5 minutos o menos, la capacidad instantánea máxima posible en MW. Así lo fija el anexo CC.6 del Código de Conexión, modificado por la CREG 060 de 2019. Leer: Supervisión SCADA y PMU de plantas renovables ante el CND

No reenergice a ciegas, sobre todo si disparó una protección de equipo. Descargue los eventos, la oscilografía y los ajustes de todos los relés que vieron la perturbación antes de que se sobrescriban, anote banderas y alarmas y confirme que los relojes estaban sincronizados. Con esa evidencia se decide si fue una falla real o una operación indebida. Leer: Análisis de fallas eléctricas: del disparo a la causa raíz

Necesita al menos el .cfg y el .dat con el mismo nombre y en la misma carpeta, o un solo .cff. Se abren con visores de registros de los fabricantes de relés, con el software de los equipos de inyección secundaria y con otros programas de análisis que soporten la revisión del formato del archivo. Leer: Archivos COMTRADE: formato .cfg, .dat, .hdr y .inf

En una falla a tierra aparece corriente residual (3I0) y, en general, tensión de secuencia cero; la corriente sube sobre todo en la fase fallada. En una falla entre dos fases sin tierra, las dos corrientes falladas son casi iguales y opuestas y no hay corriente residual. En una falla trifásica equilibrada solo hay secuencia positiva. Leer: Cómo leer una oscilografía de falla paso a paso

La oscilografía guarda formas de onda durante unos ciclos o segundos alrededor de un disparo del registro. La secuencia de eventos guarda solo cambios de estado con su hora, pero cubre periodos mucho más largos. Se usan juntas: la oscilografía explica qué vio el relé y la secuencia de eventos ordena lo que pasó antes y después. Leer: Secuencia de eventos (SOE/SER) y reporte de eventos

No tiene por qué. Un acceso bien hecho no deja el relé publicado en internet: pasa por un conducto cifrado, controlado por un equipo de borde, y solo se habilita cuando el dueño de la instalación lo autoriza. Leer: ¿Es segura la configuración remota de relés?

Las más comunes son resistencia de aislamiento, factor de potencia y capacitancia de devanados y bujes, relación de transformación, resistencia de devanados, corriente de excitación, impedancia de cortocircuito, respuesta en frecuencia (FRA) y análisis del aceite. Cuáles aplican depende del propósito y del equipo. Leer: Cómo cotizar pruebas a un transformador de potencia

Pida el certificado de calibración de cada equipo que se usará y revise la fecha y el laboratorio. En Colombia los laboratorios de calibración se acreditan ante ONAC bajo ISO/IEC 17025, y el estado de la acreditación se puede consultar en su sitio. Leer: Cómo elegir una empresa de pruebas eléctricas

La básica fija las decisiones grandes: configuración, unifilar, disposición general y equipos principales. La de detalle desarrolla todo lo necesario para comprar, fabricar y construir: cálculos, planos de construcción, cableado, tableros, especificaciones y listas. En el RETIE, una subestación requiere diseño detallado; el diseño básico del reglamento es para instalaciones pequeñas. Leer: Qué incluye un diseño de ingeniería de subestación

La SAT es la prueba en sitio de un sistema o tablero ya instalado. La puesta en servicio es más amplia: reúne las SAT, las pruebas a equipos primarios, las pruebas de protecciones, la integración con el SCADA y la energización final coordinada con el operador. Leer: Qué incluye una puesta en servicio de subestación

Sí. Sin la copia de los ajustes que estaban cargados el día de la prueba no se puede saber qué se probó. Lo correcto es anexarlos y compararlos con el estudio de coordinación aprobado. Leer: Qué pedir en un informe de pruebas de protecciones

Suele ser la terminación, la polarización o la longitud. El bus necesita resistencias de terminación en sus dos extremos y polarización en un solo punto. La especificación de Modbus serie admite siempre 32 equipos sin repetidor; más equipos dependen de la carga unitaria que declare cada fabricante. Leer: Convertidores de medios y servidores seriales en subestaciones

No para esquemas de alta velocidad. La red celular pública no garantiza la latencia ni la disponibilidad que necesitan un permiso, un bloqueo o un disparo transferido. Sirve para supervisión, mandos de operación, lectura de eventos y configuración remota. Leer: Enlaces de radio y celulares para SCADA: usos y límites

La seguridad mide la probabilidad de que el receptor entregue una orden que nadie envió; la obediencia, la probabilidad de que una orden enviada no llegue a tiempo. Mejorar una suele empeorar la otra o el tiempo de transmisión, por eso cada tipo de orden se ajusta distinto. Leer: Equipo de teleprotección: órdenes, canales y pruebas

Una causa conocida es la asimetría: si solo un sentido pasa a la ruta de respaldo, el retardo de ida deja de ser igual al de vuelta. Un relé que estima el retardo por ida y vuelta (ping-pong) alinea mal las muestras y ve una corriente diferencial falsa. Leer: Multiplexor y red de fibra óptica: OPGW, SDH y MPLS-TP

Sí, si el acceso está diseñado para eso: VPN con autenticación fuerte hasta un servidor de salto, sesiones aprobadas y limitadas en el tiempo, reglas que solo permiten llegar a los relés previstos y registro de cada sesión. Lo inseguro es abrir un puerto directo al relé o dejar una VPN siempre activa sin control. Leer: Router y firewall industrial de subestación: IEC 62443 y VPN

No. Un switch de subestación se ensaya para el ambiente electromagnético y climático del sitio según IEC 61850-3 o IEEE 1613. En IEEE 1613, un equipo clase 2 no puede perder, retrasar ni corromper datos durante los ensayos de interferencia, un requisito pensado para el tráfico de protección. Leer: Switch Ethernet de subestación: IEC 61850-3, VLAN y redundancia

Para que la protección siga siendo la de un sistema radial, con interruptores solo en la cabecera, y para no poner en paralelo las dos fuentes del anillo. Operarlo cerrado exige interruptores en todas las celdas y protección diferencial de línea o direccional. Leer: Anillo abierto de media tensión: operación, fallas y RMU

Para reemplazar temporalmente el interruptor de un circuito durante su mantenimiento. El circuito se conecta a la barra de transferencia y queda protegido y maniobrado por el interruptor de transferencia, sin interrumpir el servicio. Leer: Configuración barra principal y transferencia: cómo opera

Ante una falla en barras solo se abre la sección afectada y el interruptor de seccionamiento; la otra sección sigue en servicio. También permite hacer mantenimiento a una sección mientras la otra opera. Leer: Configuración barra sencilla seccionada: operación y protección

La diferencial de barras 87B abre todos los interruptores conectados a la barra y la subestación completa queda sin tensión hasta que se aísle la falla. Por eso la barra sencilla es la configuración de menor confiabilidad. Leer: Configuración barra sencilla: operación, fallas y protección

En la primera hay una tercera barra, solo para transferencia. En la segunda no hay barra adicional: un seccionador por circuito permite que una de las dos barras principales haga de barra de transferencia mientras el acople reemplaza al interruptor del circuito. Leer: Configuración doble barra con transferencia: by-pass y protección

La diferencial de esa barra abre todos los interruptores conectados a ella, y cada circuito sigue en servicio por su otro interruptor hacia la barra sana. No se pierde ningún circuito. Leer: Configuración doble barra doble interruptor: cómo se protege

El acople une la barra 1 con la barra 2 dentro del mismo tramo. El interruptor de seccionamiento une dos tramos de la misma barra, por ejemplo 1A con 1B. La doble barra seccionada usa los dos. Leer: Configuración doble barra seccionada: operación y protección

Porque cada circuito puede estar en cualquiera de las dos barras. El relé lee los contactos auxiliares de los seccionadores de barra para saber a qué zona asignar cada corriente; sin esa réplica no puede saber qué barra está fallada. Leer: Configuración doble barra: acople, réplica y protección 87B

Por lo general no. No hay una barra común: cada tramo del anillo entre dos interruptores queda dentro de la zona de protección del circuito que sale de ese nodo, con CT de los dos interruptores vecinos. Leer: Configuración en anillo: operación, fallas y protecciones

Es el interruptor del tramo transversal que une las dos ramas de la H. Cerrado, permite que una línea alimente los dos transformadores o que la potencia pase de una línea a la otra; abierto, la subestación funciona como dos alimentaciones independientes. Leer: Configuración en H: dos líneas, dos transformadores y enlace

No. La Resolución CREG 060 de 2019 modificó el Código de Conexión para establecer que, por confiabilidad y seguridad del SIN y del STN, no se permiten conexiones en T de ningún tipo de usuario al STN. En los sistemas de distribución la regulación no las prohíbe expresamente, pero el operador de red debe evaluarlas y aprobarlas. Leer: Configuración en T o derivación: operación y protecciones

La 50BF del interruptor central debe abrir el otro interruptor del diámetro y desconectar el extremo remoto del circuito vecino, normalmente con disparo directo transferido. El resultado es que se pierden los dos circuitos del diámetro, aunque solo uno tenía la falla. Leer: Configuración interruptor y medio: operación y protecciones

Cuatro interruptores por cada tres circuitos, es decir, uno y un tercio por circuito. Los dos circuitos de los extremos tienen un interruptor de barra y uno interno; el circuito del centro queda entre los dos interruptores internos. Leer: Configuración interruptor y un tercio: operación y protecciones

Protege contra la pérdida de un alimentador o de un cable de media tensión: el transformador pasa al otro alimentador. No protege contra la falla del propio transformador, porque cada área sigue dependiendo de un solo transformador; para eso existe el secundario selectivo. Leer: Configuración primario selectivo: operación y protecciones

En el radial simple un solo transformador baja a la tensión de utilización y todo se distribuye en baja tensión. En el radial en media tensión (radial expandido) se distribuye en media tensión dentro de la planta y cada área tiene su propio transformador, de modo que una falla en un transformador solo afecta su área. Leer: Configuración radial: sistema radial simple y en media tensión

Para que los transformadores no queden en paralelo. Con el enlace cerrado no hay interrupción al perder una fuente, pero la corriente de cortocircuito en el tablero sube, del orden del doble con dos transformadores iguales, y los equipos deben soportarla. Leer: Configuración secundario selectivo: principal-enlace-principal

Para separar la subestación en más grupos de circuitos, por ejemplo para limitar el cortocircuito o aislar una fuente, o para tenerla como barra de reserva mientras se trabaja en otra. El Vocabulario Electrotécnico Internacional define la barra de reserva como la que se usa solo en condiciones anormales. Leer: Configuración triple barra: operación, fallas y protección

Es un interruptor de baja tensión con su mecanismo, un relé de red y control, instalado entre el transformador y la barra. Abre cuando la potencia fluye de la barra hacia el transformador, lo que indica una falla o la apertura del alimentador de media tensión, y cierra solo cuando la tensión del transformador es algo mayor que la de la red y está en fase con ella. Leer: Red secundaria spot network: cómo opera y cómo se protege

IEC 61000-4-30 define dos clases de métodos de medida: A, de «advanced», y S, de «surveys». La clase A exige métodos e incertidumbres que permiten comparar resultados entre equipos, para cumplimiento contractual o disputas. La clase S es menos exigente y sirve para estudios estadísticos y diagnósticos. La clase B desapareció en la edición de 2025. Leer: Analizador de calidad de potencia: clase A, armónicos y flicker

El de facturación está ensayado según IEC 62053 para medir energía con una clase de exactitud declarada y registrar el perfil de carga que se reporta para el cobro. El multifunción mide tensión, corriente, potencias, armónicos y energía para operación y eficiencia, y su desempeño se describe con IEC 61557-12; no reemplaza al medidor de una frontera comercial. Leer: Medidor de energía y medidor multifunción: clases y pruebas

No. El monitor da la tendencia continua y avisa cuando algo cambia; el laboratorio da el análisis de referencia, con todos los gases y ensayos físico-químicos. Cuando el monitor alarma, lo habitual es tomar una muestra para confirmar antes de decidir. Leer: Monitoreo en línea de transformadores: DGA, bujes y cambiador

En subestaciones industriales pequeñas a veces lo hace, pero no es lo habitual en alta tensión. El controlador de bahía está hecho para mandar interruptores y seccionadores, con posiciones dobles, selección previa, verificación de sincronismo y enclavamientos IEC 61850. El PLC se reserva para procesos auxiliares y automatismos de planta. Leer: PLC en subestaciones: usos, lenguajes IEC 61131-3 y pruebas

Es el formato común de IEEE C37.111 e IEC 60255-24 para intercambiar registros de fallas, pruebas y simulaciones. Clásicamente son varios archivos: configuración (.CFG), datos (.DAT), cabecera (.HDR) e información (.INF). Desde la edición de 2013 pueden ir en un solo archivo .CFF. Leer: Registrador de fallas (DFR) y PMU: COMTRADE y sincrofasores

Lo más común es que algún selector local/remoto (43L/R) esté en local en un nivel inferior, que un enclavamiento no se cumpla, que la selección haya expirado antes de la ejecución o que el IED no tenga comunicación con la HMI. El registro de eventos del controlador de bahía y la respuesta negativa del mando suelen indicar la causa. Leer: Sistema SCADA y HMI de subestación: funciones, mando y pruebas

Permite aislar el relé de los circuitos de CT, PT y disparo e inyectar desde un equipo de prueba sin desconectar cables. En los bloques diseñados para eso, los circuitos de corriente se cortocircuitan antes de abrirse, para que el secundario del CT nunca quede abierto. Leer: Tablero de control y protección: partes, cableado y pruebas

Las dos cosas. SEL lo presenta como sistema de protección, automatización y control de bahía: combina protección de interruptor y de alimentador con el mando de hasta dos interruptores y veinte seccionadores, en esquemas de barra sencilla, doble barra, interruptor y medio o anillo. Leer: Controlador SEL-451, SEL-2411 y SEL-2440: bahía y PAC

La guía de migración de Siemens asocia el KTP700 Basic con el Unified Basic Panel MTP700 e indica que el recorte del tablero es el mismo, así que no hacen falta cambios mecánicos. El proyecto, en cambio, se debe migrar a WinCC Unified y revisar. Leer: IHM Siemens KTP700, Magelis, PanelView y Weintek

Las dos son plataformas Saitel de Schneider Electric para adquisición de datos, comunicación e integración de IED. Saitel DP se presenta como controlador de subestación de alto desempeño, para instalaciones grandes y con redundancia; Saitel DR es la RTU modular de uso general. Ambas se configuran con Easergy Builder. Leer: RTU Schneider Saitel DR, Saitel DP y Easergy T300

Son CPU de la misma serie con distinto tamaño. Según Siemens, el CP-8031 trae dos puertos Ethernet y dos seriales, ampliables con un módulo de comunicación, y maneja hasta 128 entradas y salidas; el CP-8050 se amplía hasta 34 interfaces y hasta 2048 entradas y salidas. Leer: RTU Siemens SICAM A8000 (CP-8050, CP-8031) y SICAM AK3

Puede integrarse a subestaciones mediante sus controladores. La documentación de Ignition 8.3 incluye un controlador DNP3 y uno IEC 61850 que lee equipos por MMS. Qué tan bien sirve depende del diseño: puntos, alarmas, mando con selección previa, sincronización de tiempo y ciberseguridad. Leer: SCADA PcVue, Ignition y Survalent: qué es cada uno

Cumplen funciones distintas y suelen ir juntos. SICAM PAS es el sistema de automatización: comunica con los equipos de campo y con el centro de control. SICAM SCC es la interfaz de operación: pantallas, alarmas, eventos y mando para el operador de la subestación. Leer: SCADA Siemens SICAM PAS, SICAM SCC y WinCC OA

Es un controlador de automatización en tiempo real de SEL. Se usa como gateway o concentrador de datos entre los relés y el centro de control, como convertidor de protocolos, como controlador de lógica (por ejemplo, controlador de planta o de microrred) y como IHM de subestación. Leer: SEL RTAC: SEL-3530, SEL-3530-4, SEL-3555 y SEL-3505

Si ya hay una tierra en el polo positivo, una segunda tierra en el cableado entre el contacto de disparo y la bobina cierra el circuito por tierra y energiza la bobina sin que ninguna protección actúe. También pueden actuar entradas binarias sensibles por la descarga de la capacitancia del cableado en el momento en que aparece una tierra. Leer: Alarma de tierra en corriente continua: cómo ubicarla

Porque un devanado en estrella aterrizada aporta corriente de secuencia cero que no aparece del lado en delta. Si el relé no elimina la secuencia cero en ese lado, la mide como corriente diferencial y dispara con una falla fuera de la zona. Leer: Disparo de la 87T sin falla interna: causas y diagnóstico

Lo más común es la invasión de carga: con carga alta y tensión deprimida, la impedancia aparente baja y entra en la característica de una zona de gran alcance. Se confirma porque la impedancia está cerca del eje resistivo, con ángulo de carga y sin corrientes de secuencia negativa ni cero. Leer: Disparo de la distancia 21 por carga u oscilación

Por la carga fría: al volver la tensión arrancan a la vez cargas que normalmente funcionan desfasadas (refrigeración, bombeo, climatización) y se suma el inrush de los transformadores. La corriente supera la carga normal durante un tiempo y puede alcanzar el arranque de la 51 o de la 50. Leer: Disparo de sobrecorriente al arrancar o energizar

No sin investigar. Primero se toma la muestra de gas del relé y una muestra de aceite para análisis de gases disueltos, se revisan las demás protecciones y se hacen pruebas eléctricas. Solo si se demuestra que el gas es aire o que el disparo fue por una causa externa al transformador se considera reenergizar. Leer: Disparo del Buchholz o presión súbita: qué hacer

Porque la corriente de magnetización entra por un solo devanado y no sale por el otro, así que el relé la mide como corriente diferencial. Normalmente la bloquea el segundo armónico; si el contenido de segundo armónico de esa energización quedó por debajo del ajuste, la 87T dispara. Leer: Disparo del transformador al energizar: causas y diagnóstico

Es una operación de la protección que no debió ocurrir: el interruptor abre sin falla, o abre por una falla que le correspondía despejar a otra protección. En inglés se llama nuisance tripping o unwanted operation. Es distinto de una falla de la protección por omisión, cuando no dispara ante una falla real. Leer: Disparos intempestivos: causas en las protecciones

Revise en los eventos si el 79 estaba en servicio y listo, si la función que disparó inicia recierre, si llegó alguna señal de bloqueo, si el interruptor indicaba resorte cargado y presión normal y si la verificación de sincronismo dio permiso. Una de esas condiciones casi siempre explica el bloqueo. Leer: El recierre no recierra: causas del bloqueo del 79

Porque el suscriptor compara cada mensaje con lo que tiene configurado: dirección multicast, APPID, identificador del GOOSE, referencia del bloque de control, conjunto de datos y ConfRev. Si un solo campo no coincide, o si el mensaje viene con el indicador de simulación y el suscriptor no está en modo simulación, lo descarta aunque esté en el cable. Leer: GOOSE que no llega o llega tarde: causas y diagnóstico

Porque las protecciones no están coordinadas: el ajuste instantáneo o el tiempo del principal quedaron por debajo, o muy cerca, de los del interruptor del circuito. Ante una falla, ambos arrancan y el principal termina primero. Se corrige con un estudio de coordinación, no subiendo el ajuste a ojo. Leer: Por qué se dispara el interruptor principal de la planta

Da un camino cerrado a las corrientes de secuencia cero y de tercer armónico, lo que reduce la impedancia de secuencia cero y estabiliza el neutro. Si tiene bornes accesibles, también puede alimentar reactores, condensadores o servicios auxiliares, según el diseño. Leer: Autotransformador de potencia en EAT: terciario y protecciones

Porque la protección de desbalance detecta fallas internas de elementos o fusibles internos que no se ven desde afuera. También puede operar por un desbalance natural mal compensado, un CT o PT de neutro defectuoso o un ajuste que no corresponde a la configuración real del banco. Leer: Banco de condensadores en MT y AT: desbalance y pruebas

La banda de la onda portadora asignada a ese enlace, dentro del rango de 30 a 500 kHz que cubren IEC 60353 e IEEE C93.3. Su sintonía puede ser de una frecuencia, de dos o de banda ancha, según el plan de frecuencias. Leer: Bobina de bloqueo y onda portadora en AT y EAT: cómo funcionan

C1 es la capacitancia del aislamiento principal, entre el conductor central y la toma de prueba. C2 es la capacitancia entre la toma y la brida puesta a tierra. Los valores de fábrica están en la placa y sirven de referencia para las mediciones de campo. Leer: Bujes de alta y extra alta tensión: tipos, C1, C2 y pruebas

Casi siempre es por la forma en que pasa la pantalla por el toroide. Si la conexión a tierra de la pantalla atraviesa el CT, debe regresar por dentro de él; si no, la corriente de falla que vuelve por la pantalla se resta de la medición y la protección queda ciega o actúa mal. Leer: Cables de potencia: partes, tipos, protecciones y pruebas

El relé de protección del cambiador detecta un flujo brusco de aceite desde el compartimiento del ruptor hacia su conservador, típico de un arco anormal dentro del compartimiento. No se reenergiza hasta inspeccionar el ruptor según el fabricante. Leer: Cambiador de tomas bajo carga (OLTC) y regulador 90

Es la clasificación de arco interno de IEC 62271-200. Indica que la celda se ensayó para proteger a personal autorizado (A) en los lados frontal (F), lateral (L) y posterior (R), con una corriente y una duración de arco que se indican junto a la clasificación. Leer: Celdas de media tensión: partes, funciones y pruebas

Porque el contactor tiene una capacidad de corte limitada. Si abre con una corriente mayor que la que puede cortar, puede destruirse. El relé bloquea la apertura del contactor por encima de ese valor y deja que el fusible despeje la falla. Leer: Contactor de media tensión en vacío: fusibles, motores y pruebas

Las causas habituales son un enclavamiento no cumplido, una posición de seccionador inválida o intermedia, el selector local/remoto en la posición equivocada, una condición de sincronismo no cumplida o una señal GOOSE de otra bahía con calidad inválida o perdida. El registro de eventos del equipo suele indicar cuál. Leer: Controlador de bahía (BCU): partes, funciones y pruebas

Uc es la tensión eficaz que el pararrayos soporta de forma continua; debe ser al menos la tensión fase-tierra permanente de la red. Ur es la tensión asignada, ligada a su capacidad frente a sobretensiones temporales. Ambas aparecen en la placa. Leer: Descargador de sobretensiones en MT, AT y EAT: cómo funciona

Porque solo garantiza el corte entre su corriente mínima de corte asignada y su poder de corte máximo. Una sobrecarga o una falla de alta impedancia por debajo de ese mínimo puede fundirlo sin que logre interrumpir, y el fusible puede fallar. Por eso se combina con un interruptor-seccionador disparado por el percutor. Leer: Fusible de media tensión: limitador, expulsión y coordinación

Justo después del cierre, si la turbina no entrega potencia suficiente o la frecuencia del generador era algo menor que la de la red, la máquina toma potencia de la red por unos instantes. Si la temporización de la 32 es muy corta o el ajuste muy sensible, dispara. Revise la secuencia de sincronización, el ajuste y la polaridad de los CT y PT. Leer: Generador síncrono y sus protecciones: partes y pruebas

La primera etapa da una alarma para reponer gas. La segunda bloquea el interruptor, porque con menos gas ya no está garantizado que interrumpa una falla; según el esquema, bloquea solo el cierre o también la apertura, o abre el interruptor. Los valores de cada etapa están en la placa y en el manual del fabricante. Leer: Interruptor de alta tensión de tanque vivo: SF6, mandos y pruebas

Icu es la máxima corriente de cortocircuito que el interruptor puede cortar en la secuencia de ensayo O–t–CO, sin exigirle que después siga conduciendo su corriente nominal. Ics es la que puede cortar tres veces (O–t–CO–t–CO) y quedar apto para el servicio; se declara como porcentaje de Icu. Leer: Interruptor de baja tensión: ACB, MCCB y MCB, partes y pruebas

Igualan la tensión entre las cámaras en serie de un polo, para que ninguna quede con más tensión de la que soporta cuando el interruptor está abierto o durante la interrupción. En interruptores de una sola cámara pueden usarse para modificar la tensión transitoria de restablecimiento. Se especifican y prueban según IEC 62146-1. Leer: Interruptor de extra alta tensión: cámaras, resistencias y mando

Con una prueba de tensión a través de los contactos abiertos, en corriente alterna o continua, al valor y con el criterio que indique el fabricante. Una botella que perdió el vacío no sostiene la tensión. Con tensiones altas sobre la botella abierta pueden aparecer rayos X, así que se respeta la distancia que indique el fabricante del equipo de prueba. Leer: Interruptor de media tensión en vacío: cómo funciona y pruebas

Las causas más comunes son una bobina de disparo abierta o quemada, un circuito de disparo interrumpido, un bloqueo por baja densidad de SF6 o un mecanismo trabado por falta de mantenimiento. Para esos casos existe la protección de falla de interruptor 50BF. Leer: Interruptor de potencia: partes, funciones y pruebas

Para traslapar las zonas de protección. Los CT del lado barra alimentan la protección de línea y los del lado línea la diferencial de barras, de modo que una falla dentro del interruptor queda cubierta por ambas zonas y no hay punto ciego. Leer: Interruptor de tanque muerto en alta tensión: partes y pruebas

No. IEC 62271-103 le exige abrir corrientes de carga, de anillo y de carga capacitiva de cables, y cerrar sobre un cortocircuito, pero no interrumpirlo. Para despejar fallas se combina con fusibles limitadores, que cortan las corrientes altas, o se usa un interruptor con relé. Leer: Interruptor-seccionador y RMU de media tensión y sus pruebas

No. Lo que define la seguridad son las tensiones de paso y de contacto comparadas con las tolerables, que dependen de la corriente que realmente se inyecta al suelo, del tiempo de despeje y de la capa superficial. Una resistencia baja ayuda, pero una malla mal distribuida puede tener tensiones de contacto peligrosas en las esquinas. Leer: Malla de puesta a tierra: partes, funciones y pruebas

9-2LE es una guía de implementación del grupo de usuarios UCA de 2004 que fijó 80 muestras por ciclo y un conjunto de cuatro corrientes y cuatro tensiones. IEC 61869-9 es la norma de producto que la reemplaza: define la interfaz digital de los transformadores de medida con tasas fijas independientes de la frecuencia, como 4800 muestras por segundo. Leer: Merging unit (unidad de fusión): IEC 61869-9, 9-2LE y pruebas

Casi siempre es la limitación de arranques 66 o la reserva térmica del 49: el relé calcula que el motor todavía está caliente y que otro arranque lo llevaría por encima de su límite. Hay que esperar el tiempo que indica el relé; reponer la memoria térmica a la fuerza acorta la vida del aislamiento. Leer: Motor de inducción y sus protecciones: 49, 46, 50/51, 37, 66, 87M

La energización de un reactor produce una corriente con componente continua que decae lentamente, porque el reactor tiene muy pocas pérdidas. Esa componente puede saturar los transformadores de corriente de un lado y no del otro y crear una corriente diferencial falsa. Conviene revisar la clase y la carga de los CT y los registros oscilográficos del evento. Leer: Reactor de potencia: partes, funciones y pruebas

Porque completó todos los intentos programados y la falla seguía, o porque una condición bloqueó el recierre: una función de trabajo en línea activa, una falla de alta corriente programada para ir directo a bloqueo, batería baja o un grupo de ajustes distinto del esperado. El registro de eventos del control muestra cuál fue. Leer: Reconectador: qué es, partes, funciones y pruebas

El bus de estación une los relés y controladores de bahía con la HMI, el gateway y los servidores, y lleva reportes MMS, mandos y GOOSE entre bahías. El bus de proceso une las unidades de fusión y los IED de interruptor con los relés, y lleva valores muestreados, disparos GOOSE y la sincronización PTP. Pueden ir en redes físicas separadas o combinadas. Leer: Red de comunicaciones de subestación: niveles y protocolos

La RTU nació para leer entradas y salidas cableadas y enviarlas a un centro de control. El gateway traduce entre protocolos, por ejemplo de IEC 61850 en la subestación a IEC 60870-5-104 hacia el centro de control. Hoy muchos equipos hacen ambas cosas. Leer: RTU y gateway de subestación: funciones, protocolos y pruebas

No. Un seccionador convencional solo maniobra corrientes despreciables o las que IEC 62271-102 le asigna, como la de transferencia de barras con un camino paralelo cerrado. Abrirlo con carga forma un arco que puede destruir el equipo y herir al operador; por eso existen los enclavamientos. Leer: Seccionador de alta tensión: tipos, partes, clases y pruebas

Las fuentes habituales son un transformador de servicios propios conectado al terciario de un autotransformador o a una barra de media tensión de la propia subestación, un transformador de tensión de servicio conectado a la barra de alta tensión, una red de distribución externa y una planta diésel. Se combinan al menos dos fuentes independientes. Leer: Servicios auxiliares de CA: transformador, transferencia y diésel

Para estampar eventos basta la clase T1 de IEC 61850-5, de ±1 ms. Para sincronizar las muestras de las unidades de fusión se necesitan las clases más exigentes, hasta T5, de ±1 µs, que en la práctica obliga a usar PTP o 1PPS. Leer: Sincronización de tiempo en subestaciones: GNSS, IRIG-B y PTP

Indica cuánto se calienta de más el transformador dentro de la envolvente frente a su funcionamiento al aire libre, según el ensayo de tipo de IEC 62271-202. A mayor clase, más hay que reducir la carga del transformador para no superar sus límites de temperatura. Leer: Subestación compacta de media tensión: partes, IAC y pruebas

Depende de la importancia de la subestación, del número de circuitos y del presupuesto. La barra sencilla es la más económica pero una falla en barras saca todos los circuitos; la doble barra, el interruptor y medio y el anillo permiten mantener circuitos en servicio ante fallas o mantenimientos, con más interruptores y una protección más compleja. Leer: Subestación convencional AIS: arreglos de barras y equipos

El bus de estación une los IED con la HMI, el gateway y entre sí, y lleva MMS y GOOSE. El bus de proceso une los IED con el patio: lleva los valores muestreados de las unidades de fusión y los GOOSE de disparo y posiciones hacia y desde los IED de interruptor. Leer: Subestación digital IEC 61850: bus de proceso, GOOSE y SV

El densímetro del compartimiento da primero una alarma y, si la densidad sigue bajando, una segunda etapa que bloquea la operación del interruptor o lo dispara, según la filosofía del proyecto. Con menos gas se reduce la rigidez dieléctrica y la capacidad de interrupción, por eso no se debe operar el equipo hasta encontrar y reparar la fuga. Leer: Subestación GIS: partes, funciones y pruebas

En la GIS todo, incluidas las barras, va encapsulado en gas. En la híbrida solo los equipos de la bahía van en un módulo con gas y las barras y conexiones siguen en aire. Por eso la norma de la GIS es IEC 62271-203 y la de los conjuntos compactos o mixtos es IEC 62271-205. Leer: Subestación híbrida (MTS): módulos compactos IEC 62271-205

Es una forma de separación interna de IEC 61439-2: las barras están separadas de las unidades funcionales, las unidades funcionales entre sí y los terminales de cada salida entre sí, y los terminales quedan fuera del compartimiento de su unidad funcional. Leer: Tablero de baja tensión y CCM: IEC 61439, formas y pruebas

En el de núcleo superior, los núcleos están arriba, al potencial de línea, y el primario es corto y recto. En el de tanque o hairpin, los núcleos están abajo, al potencial de tierra, y el primario baja en forma de U por dentro del aislador. Cambian el centro de gravedad, la corriente nominal posible y la zona donde suelen originarse las fallas internas. Leer: Transformador de corriente (CT) de alta tensión: tipos y pruebas

Es un núcleo de protección con error compuesto máximo del 5 % hasta 20 veces la corriente nominal, con su carga nominal conectada. Si la carga real es mayor que la nominal, el CT llega antes a ese error. Leer: Transformador de corriente (CT) de media tensión: tipos y clases

Porque el CT impone la corriente. Si el secundario se abre, toda la corriente primaria magnetiza el núcleo, que se satura y genera picos de tensión muy altos en los terminales. Esto es peligroso para las personas y puede dañar el aislamiento del CT. Leer: Transformador de corriente (CT): partes, funciones y pruebas

No. El cambiador de un transformador de distribución es, por lo general, para operar desenergizado. Hay que sacarlo de servicio, mover la toma en las tres fases a la misma posición y verificar relación y resistencia antes de volver a energizar. Leer: Transformador de distribución MT/BT: tipos, conexión y pruebas

Lo más común es la corriente de energización (inrush), que circula solo por el devanado energizado y la diferencial ve como corriente diferencial. Los relés la bloquean por contenido de segundo armónico u otros métodos; si el bloqueo está mal ajustado o los CT se saturan, la 87T puede disparar. Revise la oscilografía antes de inspeccionar el transformador. Leer: Transformador de potencia: partes, funciones y pruebas

Porque cualquier desbalance de tensión o de carga a tierra del sistema produce una pequeña corriente de secuencia cero que retorna por su neutro. Si esa corriente crece, conviene buscar cargas monofásicas a tierra, capacitancias desbalanceadas o una falla de alta impedancia antes de subir el ajuste de la 51N. Leer: Transformador de puesta a tierra: partes, funciones y pruebas

Al caer bruscamente la tensión primaria, el circuito sintonizado del CVT entrega durante algunos ciclos una tensión que no sigue a la primaria. El relé calcula una impedancia menor que la real y puede operar para una falla fuera de zona, sobre todo con relación de impedancias fuente/línea (SIR) alta. Leer: Transformador de tensión capacitivo (CVT) en AT y EAT

Que el PT, conectado entre fase y tierra, soporta 1,9 veces su tensión nominal durante 8 horas. IEC 61869-3 lo asigna a sistemas con neutro aislado o resonante sin disparo automático de la falla a tierra, donde las fases sanas suben hacia la tensión entre fases mientras dura la falla. Leer: Transformador de tensión inductivo (PT) de media y alta tensión

El relé ve una caída de tensión en una o más fases y puede interpretarla como falla. La distancia 21 y las funciones de subtensión o direccionales pueden operar mal; por eso los relés tienen supervisión de pérdida de tensión (fuse failure) que bloquea esas funciones. Leer: Transformador de tensión inductivo y capacitivo: partes y pruebas

No. La Rogowski entrega unos pocos milivoltios o voltios proporcionales a la derivada de la corriente. El relé debe tener entradas para sensores, o la señal debe pasar por una unidad de fusión que la digitalice; además hay que cargar en el equipo la relación y los factores de corrección del sensor. Leer: Transformadores de medida no convencionales (LPIT): sensores y MU

En el OILTAP la conmutación se hace con contactos que interrumpen en aceite; en el VACUTAP la interrupción ocurre dentro de interruptores de vacío, de modo que el aceite del ruptor no se degrada por el arco. MR presenta la tecnología VACUTAP como de muy bajo mantenimiento; la elección depende del transformador y la aplicación. Leer: Cambiador MR OILTAP, VACUTAP y regulador TAPCON 230

Los dos son interruptores de vacío de ABB para distribución primaria. El VD4 usa un mecanismo de resortes; el VM1, de hasta 24 kV, usa un actuador magnético. ABB indica que el VM1 es mecánicamente intercambiable con el VD4 y compatible con las celdas UniGear ZS1 y PowerCube. Leer: Interruptor de vacío ABB VD4, VD4 evo, VM1 y HD4

Schneider Electric indica que el Evolis de hasta 17,5 kV fue reemplazado por el EasyPact EXE, un interruptor de vacío de hasta 17,5 kV para fabricantes de celdas. Para aplicaciones de vida larga ofrece el EvoPacT HVX, de vacío, en 12, 17,5 y 24 kV. Leer: Interruptor Schneider Evolis, HVX y SF1: media tensión

Según Schneider Electric, el MTZ mantiene las dimensiones, las conexiones de potencia y el comportamiento térmico del NT/NW, pero usa la unidad de control MicroLogic X, que solo es compatible con el MTZ. Por eso el cambio de NW a MTZ es posible en el mismo tablero, aunque la unidad de control y la coordinación deben revisarse. Leer: Interruptores abiertos BT: Emax 2, Masterpact MTZ y 3WL

Según GE Vernova, el Hydran M2-X vigila de forma continua los gases disueltos y la humedad en el aceite del transformador, y admite sensores adicionales como temperatura de aceite superior y corriente de carga para modelos de envejecimiento basados en IEEE. Es un monitor de tendencia; para el diagnóstico de qué gas y qué falla se usan los analizadores multigás o el laboratorio. Leer: Monitoreo de transformador: Qualitrol 509, Hydran y Calisto

Son clases de IEC 60076-11 para transformadores secos. La E indica la clase ambiental (humedad, condensación y contaminación), la C la clase climática (temperatura mínima de operación y transporte) y la F el comportamiento ante el fuego; F1 es la clase más exigente que define la norma. Qué clase trae su transformador se lee en la placa y en la hoja de datos. Leer: Transformador seco Trihal, GEAFOL, RESIBLOC y WEG

En el PUTT el receptor tiene un elemento de sobrealcance que ya está midiendo y solo espera el permiso. En la aceleración clásica la señal cambia el alcance de la zona de medida, que debe volver a medir; por eso suele ser algo más lenta. Leer: Aceleración de zona en protección de distancia: cómo funciona

El esquema se estudia cada año: el CND lo somete a consideración de las empresas, el CNO lo aprueba mediante acuerdo y los operadores de red deben tenerlo implantado en las fechas que fija la regulación. Los umbrales y porcentajes de cada etapa salen del acuerdo vigente, no de un valor típico. Leer: Deslastre de carga por baja frecuencia: EDAC en Colombia

Porque la orden recibida abre el interruptor sin ninguna verificación local. Una orden falsa por ruido o por un error de prueba abre la línea, normalmente con disparo trifásico y bloqueo del recierre. En un permisivo, en cambio, el receptor también debe ver la falla. Leer: Disparo transferido directo DTT: 50BF, reactores y trafos

Da tiempo para que el extremo remoto detecte una falla hacia atrás y para que su bloqueo cruce el canal. Se ajusta según el tiempo de su elemento hacia atrás y el tiempo de transmisión real del canal, y retrasa todos los disparos del esquema. Leer: Esquema DCB: comparación direccional por bloqueo

El nombre viene de los equipos de onda portadora con desplazamiento de frecuencia: la guarda «bloquea» y su pérdida «desbloquea» el disparo por un instante. Varios autores consideran el nombre confuso y hablan de lógica de falla de canal dentro de un esquema permisivo. Leer: Esquema DCUB: comparación direccional por desbloqueo

Porque la motorización no es una falla: el riesgo es para la turbina y crece con el tiempo. El retardo evita disparos durante oscilaciones o maniobras de sincronización, y en muchos esquemas la potencia inversa se usa como permisivo del disparo secuencial. Leer: Esquema de protección de generador: zonas, respaldo y disparos

Porque la diferencial y las protecciones mecánicas suelen disparar a través del relé de bloqueo 86, que mantiene la orden de apertura y bloquea el cierre de los interruptores hasta que alguien lo repone. Así nadie reenergiza un transformador con una falla interna sin inspeccionarlo antes. Leer: Esquema de protección de transformador: 87T, 87N, 63 y respaldo

En ambos la zona 1 envía la señal. En DUTT el extremo remoto dispara solo con recibirla; en PUTT además necesita que su propio elemento de sobrealcance vea la falla. PUTT es más seguro ante órdenes falsas del canal. Leer: Esquema DUTT: disparo transferido directo por subalcance

Elementos que sobrealcanzan hacia adelante: normalmente la zona 2 de distancia o una zona dedicada al esquema, y a menudo elementos direccionales de tierra o de secuencia negativa para fallas resistivas. Leer: Esquema POTT: disparo permisivo por sobrealcance

Porque el extremo débil necesita ver la falla con su sobrealcance para aceptar el permiso, y con poco aporte de corriente puede no verla. Además su zona 1 tampoco arranca, así que no envía permiso al extremo fuerte. Leer: Esquema PUTT: disparo transferido permisivo por subalcance

Son nombres de la misma familia. NERC usaba Special Protection System y Remedial Action Scheme y conservó solo RAS. IEEE usa System Integrity Protection Schemes (SIPS), un término más amplio que incluye también el deslastre por baja frecuencia y por subtensión. Leer: Esquemas de acción remedial SPS y RAS: qué son y cómo funcionan

Es una diferencial que abarca todas las barras de la subestación sin depender de la posición de los seccionadores. El disparo de una zona selectiva solo se ejecuta si la zona de chequeo también ve la falla, lo que protege contra errores en la réplica de seccionadores. Leer: Esquemas de protección de barras: alta y baja impedancia

La función es un algoritmo que detecta una condición, como la diferencial 87T o la distancia 21. El esquema es el conjunto que protege un elemento: qué funciones se usan, con qué transformadores de medida, cómo se respaldan entre sí, qué interruptores disparan y qué canales de comunicación usan. Leer: Esquemas de protección de subestaciones: guía por elemento

Depende del canal. POTT es más seguro ante fallas externas y se prefiere con canales digitales dedicados. DCB sigue disparando para fallas internas aunque el canal se pierda, por eso se eligió históricamente con onda portadora, cuyo canal viaja por la misma línea que falla. Leer: Esquemas de teleprotección 85: tipos, canal y cómo elegir

Porque al abrir primero un interruptor de la línea en falla, la corriente en la línea sana se invierte. El extremo que veía la falla hacia atrás pasa a verla hacia adelante mientras todavía le llega el permiso enviado por el otro extremo, y dispara. Leer: Guarda de inversión de corriente en líneas paralelas

En esquemas POTT o DCUB cuando un extremo puede quedar con el interruptor abierto o sin aporte suficiente de corriente para que su sobrealcance vea fallas internas. Sin eco, ese extremo no envía permiso y el extremo fuerte despeja en zona 2. Leer: Lógica de eco y alimentación débil en esquemas POTT

El reconectador interrumpe la corriente de falla y recierra. El seccionalizador no interrumpe corriente de falla: cuenta las veces que el reconectador aguas arriba abre y, al llegar a su conteo, abre durante el tiempo muerto, cuando ya no hay corriente. Leer: Protección de alimentadores radiales: reconectador y fusible

No del todo. Es más simple y económico, y despeja fallas de barra mucho más rápido que la coordinación por tiempo, pero es algo más lento que una diferencial y depende de que la señal de bloqueo llegue. En barras críticas o de alta tensión se prefiere la diferencial. Leer: Protección de barras por enclavamiento inverso en media tensión

No es obligatorio en todas partes, pero es una práctica común porque evita que un mismo error de diseño o de firmware afecte a las dos. Algunos propietarios exigen además principios de medida distintos, por ejemplo distancia en una y diferencial de línea en la otra. Lo define el transmisor o el operador del sistema. Leer: Protección de líneas principal 1 y principal 2: cómo se arma

Porque la protección que la ve dispara su interruptor, pero la falla queda del otro lado y sigue alimentada desde otra fuente. Si nadie más la ve como falla propia, solo la despejan la falla de interruptor o el respaldo remoto, con más retardo. Leer: Protección de zona muerta y stub: fallas entre zonas

La 87L intercambia las corrientes completas (fasores o muestras) y compara magnitud y fase. La comparación de fase solo transmite la polaridad de una corriente, en bloques de medio ciclo, y compara el ángulo. Necesita menos capacidad de canal y por eso puede usar onda portadora. Leer: Protección por comparación de fase: qué es y cómo funciona

Porque con la fase fallada abierta, las dos fases sanas siguen energizadas y alimentan el punto de falla por acople capacitivo e inductivo. Ese arco secundario tarda más en extinguirse que el arco de una línea abierta en las tres fases. Leer: Recierre monopolar y tripolar: arco secundario y esquema

La isla intencional se forma por diseño, en puntos y condiciones estudiados, con generación capaz de regular tensión y frecuencia. La isla no intencional ocurre cuando un tramo con generación distribuida queda energizado sin control; por seguridad y calidad se evita con la protección anti-isla. Leer: Separación de áreas y formación de islas: esquema de protección

Un variador con rectificador de seis pulsos genera principalmente armónicos de orden 6k ± 1: 5.º, 7.º, 11.º, 13.º y siguientes, con el 5.º y el 7.º como los más grandes. Con rectificadores de doce pulsos los dominantes pasan a ser el 11.º y el 13.º, y con rectificador activo (AFE) la distorsión de corriente es mucho menor. Leer: Armónicos de variadores de frecuencia: efectos y soluciones

La inductiva se cobra en cada hora en que la energía reactiva consumida supera el 50 % de la energía activa recibida en la frontera. La capacitiva se evalúa frente a los límites de factor de potencia de la CREG 101 035 de 2024: 0,90 en niveles I y II, 0,95 en nivel III y 0,98 en nivel IV, calculados sobre el periodo de facturación. Leer: Cobro de energía reactiva en Colombia: CREG 015 y factor M

La reactiva que debe aportar el banco es la potencia activa multiplicada por la diferencia entre la tangente del ángulo actual y la del ángulo objetivo. Ese valor es un punto de partida: el tamaño final depende del perfil de carga a lo largo del día, de los armónicos, de la resonancia con la red y de dónde se conecte el banco. Leer: Cómo dimensionar un banco de condensadores en planta

El RETIE incluye el análisis y cálculo de cortocircuito, arco eléctrico y falla a tierra entre los temas del diseño detallado que se deben evaluar según la complejidad de la instalación, y exige un aviso de riesgo de arco con la frontera de arco en tableros y celdas donde la energía incidente sea igual o superior a 1,2 cal/cm². Leer: Estudio de arco eléctrico: IEEE 1584 y NFPA 70E

En el punto de acoplamiento común (PCC), la interfaz entre la red del operador y la instalación del usuario, que puede estar en cualquier nivel de tensión. La edición 2022 aclara que sus límites solo se justifican en ese punto y que no están pensados para evaluar equipos individuales. Leer: Estudio de armónicos según IEEE 519-2022

IEC 60909 coloca una fuente de tensión equivalente en el punto de falla, multiplicada por un factor de tensión c, y calcula corriente inicial, pico, de interrupción y permanente. El método ANSI/IEEE usa redes distintas para el primer ciclo y para la interrupción y corrige con la relación X/R, porque así se asignan las capacidades de los interruptores de norma americana. Leer: Estudio de cortocircuito: aportes, IEC 60909 y ANSI/IEEE

El flujo de carga describe la red en régimen permanente, en operación normal o en contingencia: tensiones, potencias, corrientes y pérdidas. El cortocircuito describe la red durante una falla. Se hacen con el mismo modelo y se complementan. Leer: Estudio de flujo de carga: qué entrega y cuándo se pide

Depende del país. En Colombia el mínimo inductivo es 0,90, que equivale a que la reactiva no supere el 50 % de la activa en cada hora; en México la referencia general de CFE es 90 %, con un requerimiento distinto para usuarios grandes. Conviene verificarlo con la regulación vigente de su país y su contrato. Leer: Factor de potencia en la industria: qué es y cuánto cuesta

Ninguno es mejor en general. El pasivo es robusto y aporta reactiva, pero solo filtra los órdenes para los que se sintoniza y puede resonar con la red. El activo se adapta a la carga y cubre muchos órdenes, pero tiene un límite de corriente y más pérdidas. Lo define el perfil de su carga, la red del operador y los límites que debe cumplir en el punto de conexión. Leer: Filtro de armónicos activo o pasivo: cuál elegir

Para la mayoría de usuarios del suministro básico, 90 % atrasado promedio en el periodo de facturación. Para usuarios en media tensión con demanda contratada de 1 MW o más y para los de alta tensión, el requerimiento mínimo es el del Manual de Requerimientos Técnicos para la Conexión de Centros de Carga (RES/550/2021), más exigente que 90 %. Leer: Multa por bajo factor de potencia CFE: cómo se calcula

No hay un plazo estándar publicado. Depende del tamaño del sistema, de que la información de entrada esté completa, de que el operador de red entregue a tiempo el equivalente de red y sus ajustes, y de las rondas de observaciones en la revisión. Leer: Qué necesita un estudio de coordinación de protecciones

Porque en la zona de cortocircuito los interruptores limitadores abren en pocos milisegundos y las curvas publicadas no describen bien cómo interactúan. Ahí la selectividad se confirma con las tablas del fabricante, ensayadas para cada par de equipos, que indican hasta qué corriente es selectivo el par. Leer: Selectividad en baja tensión: interruptores y fusibles

Es probable que la redistribución de potencia produjera una oscilación cuya impedancia entró en una zona de distancia. Si el bloqueo 68 no estaba habilitado o su temporizador no detectó una oscilación rápida, la zona disparó. El registro de impedancia en el plano R-X lo confirma. Leer: Bloqueo por oscilación de potencia 68 (RPSB): qué es y cómo actúa

Lo más frecuente es aire atrapado que sale del aceite después de un llenado o de un trabajo con el tanque abierto. Se confirma tomando una muestra del gas acumulado: si es aire, se purga; si contiene gases combustibles, hay una falla interna y debe analizarse antes de seguir en servicio. Leer: Buchholz 63, presión y temperatura 26/49 del transformador

La supervisión de circuitos de CT detectó una corriente diferencial pequeña y persistente, típica de un CT abierto o mal cortocircuitado en un bloque de pruebas. El relé bloquea la zona para evitar un disparo falso. Hay que revisar el circuito de esa bahía antes de desbloquear. Leer: Diferencial de barras 87B (PDIF): qué es y cómo funciona

La causa típica es la saturación desigual de los CT de neutro y de terminales por la componente de corriente continua de la falla, que en generadores decae lentamente. También influyen CT de características distintas, cargas secundarias desbalanceadas o una pendiente de restricción insuficiente. Leer: Diferencial de generador 87G (PDIF): qué es y cómo funciona

Las causas más comunes son una relación o polaridad de CT distinta entre extremos, saturación de un CT durante la falla externa, o un canal con retardos de ida y vuelta diferentes que desalinea las muestras. Se revisan los registros de ambos relés con la misma referencia de tiempo antes de tocar ajustes. Leer: Diferencial de línea 87L (PDIF): qué es y cómo funciona

Lo más común es que los CT de línea y de neutro se saturaran de forma desigual por la componente de corriente continua de la corriente de arranque. También ocurre con CT de distinta clase o carga, polaridad invertida o una restricción insuficiente para la corriente de arranque. Leer: Diferencial de motor 87M (PDIF): qué es y cómo funciona

Lo más común es que la corriente de energización (inrush) tuviera poco segundo armónico y el bloqueo no actuara, o que el ajuste de bloqueo o la lógica de bloqueo cruzado no fueran adecuados. También ocurre por una compensación de grupo vectorial mal configurada que solo se nota con corriente. Hay que revisar el registro oscilográfico antes de reenergizar. Leer: Diferencial de transformador 87T (PDIF): qué es y cómo funciona

En anillos, redes malladas o líneas en paralelo, con varias fuentes de secuencia cero y con neutro aislado o compensado, donde los alimentadores sanos aportan corriente capacitiva y un 51N no direccional podría dispararlos. Leer: Direccional de tierra 67N (PTOC + RDIR): cómo funciona

Casi siempre es la polaridad o la relación del CT del neutro. Con el CT del neutro invertido, una falla externa se ve como interna. Revise el oscilograma: en una falla externa la corriente del neutro y la residual de fases deben estar en oposición dentro del relé. Leer: Falla a tierra restringida 87N/64REF: qué es y cómo funciona

Porque la inyección de corriente y la orden de disparo de prueba arrancaron la 50BF con sus salidas conectadas. Antes de probar cualquier protección de una bahía en servicio se aíslan las salidas de falla de interruptor y el teledisparo. Leer: Falla de interruptor 50BF (RBRF): qué es y cómo funciona

Durante una oscilación la impedancia vista por el relé puede atravesar la característica de pérdida de campo. Si la temporización es corta o no hay supervisión adicional, la 40 opera aunque la excitatriz esté sana. Se revisa el registro oscilográfico y la temporización de cada zona. Leer: Pérdida de excitación 40: qué es y cómo funciona

La 68 detecta una oscilación de potencia y bloquea la protección de distancia para que no dispare durante una oscilación que puede ser estable. La 78 actúa cuando la oscilación ya es inestable y el sistema perdió el sincronismo: su objetivo es disparar y separar áreas de forma controlada. Leer: Pérdida de sincronismo 78 (PPAM): qué es y cómo funciona

Justo después del cierre, si el generador estaba un poco más lento que la red o con ángulo atrasado, absorbe potencia por un instante. Si el tiempo de la 32 es demasiado corto, dispara. Revise el retardo y la práctica de sincronizar con la máquina ligeramente más rápida que la red. Leer: Potencia inversa 32 (PDOP): qué es y cómo funciona

La causa más frecuente es una pérdida de la señal de tensión, por ejemplo un fusible del transformador de tensión fundido: el relé ve tensión baja, reduce su arranque y la corriente de carga basta para operar. Revise primero el registro de tensiones y la supervisión de fusibles (60). Leer: Protección 51V (PVOC): sobrecorriente con restricción de tensión

Las causas más comunes son un alcance de zona 1 demasiado largo, un factor de compensación residual (k0) mal calculado para fallas a tierra, transitorios de transformadores de tensión capacitivos o el acople mutuo con una línea paralela. Revise el registro oscilográfico y compare la impedancia medida con la de la línea. Leer: Protección de distancia 21 (PDIS): qué es y cómo funciona

Suele pasar cuando se pierde la alimentación de una barra con motores: la tensión residual de los motores cae de frecuencia y el relé la mide como baja frecuencia. También por falla de PT, tensión muy baja durante una falla o un ajuste de tiempo demasiado corto. Un bloqueo por subtensión evita la mayoría de estos casos. Leer: Protección de frecuencia 81U/81O: qué es y cómo funciona

Al exportar mucha potencia por una red débil, la tensión en el punto de conexión sube. Si el control de potencia reactiva de los inversores no la compensa, la 59 opera. Revise el perfil de tensión, el modo de control de reactivos y si el ajuste corresponde a lo exigido por el operador de red. Leer: Protección de sobretensión 59 (PTOV): qué es y cómo funciona

La causa más frecuente es una pérdida de potencial en el circuito secundario: un fusible o mini interruptor del transformador de tensión abierto, un borne flojo o un cable cortado. Si la función no está supervisada por la detección de falla de fusible, interpreta esa pérdida como una subtensión real. Leer: Protección de subtensión 27 (PTUV): qué es y cómo funciona

Las causas más comunes son que el 79 no estaba en servicio o no estaba listo (tiempo de reposición en curso), que la protección que disparó no inicia recierre, que el interruptor no indicó estar listo (resorte o presión), que una función como la 50BF o la 87T lo bloqueó, o que la verificación de sincronismo 25 no autorizó el cierre. Leer: Recierre automático 79 (RREC): qué es y cómo funciona

Porque está operado: sus contactos interrumpen el circuito de cierre. Hasta que no se repone, el interruptor no cierra. Antes de reponerlo hay que identificar qué protección lo operó y confirmar que el equipo puede energizarse. Leer: Relé de bloqueo 86 (lockout): qué es y cómo funciona

Las causas habituales son un evento del sistema que cambió la frecuencia rápido (pérdida de un generador grande), un salto de fase al despejarse una falla cercana, una ventana de medida demasiado corta o un umbral demasiado sensible. Hoy los requisitos de conexión piden que la generación soporte cierta tasa de cambio sin desconectarse. Leer: ROCOF 81R (PFRC): tasa de cambio de frecuencia, usos y límites

Lo más común es que la rotación de fases ajustada en el relé no coincida con la de la instalación, o que dos fases del transformador de tensión estén cruzadas en el cableado. El relé ve una secuencia invertida aunque el motor giraría bien. Leer: Secuencia de fases 47: qué es y cómo funciona

La causa más común es la rotación de fases mal ajustada en el relé (ABC en vez de ACB o al revés) o dos fases de CT intercambiadas. El relé interpreta la secuencia positiva como negativa. Se revisa el ajuste de rotación y la medición de I1 e I2 en el relé. Leer: Secuencia negativa 46: qué es y cómo funciona

Porque el modelo térmico tiene memoria. Si el equipo venía caliente por una carga previa, el relé necesita menos tiempo para llegar al límite. Se revisa el estado térmico registrado antes del evento. Leer: Sobrecarga térmica 49 (PTTR): qué es y cómo funciona

Por sensibilidad. El 51 de fases debe arrancar por encima de la carga máxima; el 51N puede ajustarse mucho más bajo y detectar fallas a tierra con resistencia alta. Leer: Sobrecorriente 50/51 y 50N/51N (PTOC, PIOC): cómo funciona

Si el regulador de tensión lleva la máquina a tensión nominal mientras la velocidad todavía es baja, la relación V/Hz sube por encima del límite aunque la tensión parezca normal. Revise la rampa de excitación, el límite V/Hz del regulador y la frecuencia registrada en el evento. Leer: Sobreexcitación 24 V/Hz (PVPH): qué es y cómo funciona

Las causas habituales son un fusible fundido del transformador de tensión cuando 3V0 se calcula, la ferrorresonancia en PT de redes aisladas y el desbalance natural de capacitancias. Revise primero si las tres tensiones de fase son coherentes y si hubo una maniobra justo antes. Leer: Sobretensión de neutro 59N (3V0): qué es y cómo funciona

Revise primero la diferencia de ángulo: con las fases mal seleccionadas, una polaridad invertida o un desfase por grupo de conexión no compensado, el relé ve un ángulo que nunca entra en la ventana. Después revise la relación de los transformadores de tensión y el modo de tensión muerta habilitado. Leer: Verificación de sincronismo 25 (RSYN): qué es y cómo funciona

Schneider Electric recomienda la serie ION9000 como reemplazo del ION7650 e indica que los equipos no son físicamente idénticos, por lo que el recorte del tablero, el cableado y la configuración deben revisarse. Para el ION7550 algunas fuentes del fabricante sugieren el PM8000; conviene confirmarlo con su representante. Leer: Medidor Schneider ION9000, ION8650 e ION7650

Ambos son de la gama PowerLogic PM5000. El PM5560 pertenece a la serie PM5500, que Schneider Electric anuncia con clase 0,2S y doble puerto Ethernet con Modbus TCP y BACnet/IP; el PM5330 pertenece a la serie PM5300, con clase 0,5S. Las entradas, salidas y opciones exactas dependen de la referencia. Leer: Medidores Schneider PowerLogic PM8000, PM5000 y PM2000

Los dos son medidores multifunción SENTRON PAC de Siemens para tableros. El PAC4200 es el modelo de mayores prestaciones de la familia, con más capacidad de medición y registro; el PAC3200 es el modelo intermedio, muy instalado en tableros de baja tensión. Las funciones exactas de cada referencia se confirman en su manual. Leer: Medidores Siemens SENTRON PAC y SICAM Q100/Q200

El DSE7320 MKII es un módulo de transferencia por falla de red para un solo grupo electrógeno: arranca la planta cuando se va la red y transfiere la carga. El DSE8610 MKII es un módulo de sincronización y reparto de carga para sistemas de varios generadores; Deep Sea indica que puede sincronizar hasta 32 generadores. Leer: Controlador Deep Sea DSE7320, DSE8610 y SmartGen HGM

Siemens agrupa el G120C con el G120 en la gama de desempeño estándar, para aplicaciones generales de 0,55 a 132 kW. El G120X es un variador específico para infraestructura (ventilación, bombeo, agua y aguas residuales), de 0,75 a 630 kW según el catálogo. Leer: Variador Siemens SINAMICS G120, S120 y Perfect Harmony

Según el catálogo de WEG, el CFW500 va de 0,18 a 132 kW (0,25 a 175 cv) y controla velocidad y par de motores de inducción trifásicos. Es el variador de uso general de la marca para fabricantes de máquinas y aplicaciones industriales. Leer: Variador WEG CFW500, CFW11 y MVW3000

IEC 61850-10 define las pruebas de conformidad de servidores, clientes, dispositivos de valores muestreados y herramientas. En sitio, la prueba se apoya en los archivos SCL de IEC 61850-6 y en la verificación de GOOSE (IEC 61850-8-1) y de valores muestreados (IEC 61850-9-2). Leer: Normas de comunicaciones y sincronización en subestaciones

La guía de referencia es IEEE C57.152, de diagnóstico en campo de transformadores sumergidos en líquido, y las especificaciones ANSI/NETA ATS y MTS. Para los bujes, IEC 60137 e IEEE C57.19.00 definen los ensayos de fábrica con los que se compara el valor medido. Leer: Normas para pruebas a equipos primarios de subestación

La guía más directa es IEEE C37.233, de pruebas de sistemas de protección. Las partes funcionales de IEC 60255 (por ejemplo, -121 para distancia o -151 para sobrecorriente) definen cómo especificar y verificar el desempeño de cada función. Los valores a probar salen del estudio de ajustes. Leer: Normas para pruebas de protecciones e inyección secundaria

No hay una sola. Las pruebas de fábrica las fijan IEC 60076-1 o IEEE C57.12.00 y C57.12.90; el diagnóstico en campo lo orienta IEEE C57.152; y las especificaciones ANSI/NETA ATS y MTS dan los ensayos de aceptación y mantenimiento. El contrato debe decir cuál manda. Leer: Normas para pruebas eléctricas en subestaciones: guía

Su alcance son los sistemas de automatización de la industria de procesos. Muchas especificaciones la toman como modelo para estructurar FAT, SAT y SIT de sistemas de control, pero para subestaciones se combina con la serie IEC 61850 (gestión del proyecto en la parte 4 y pruebas de conformidad en la parte 10) y, para las protecciones, con IEEE C37.233. El protocolo FAT y SAT concreto lo fija la especificación del proyecto. Leer: Normas para puesta en servicio, pruebas FAT y SAT

El que publica el Ministerio de Minas y Energía: la Resolución 40117 de 2024, modificada en su última versión por la Resolución 40284 del 23 de junio de 2026, organizada en cuatro libros. La Resolución 90708 de 2013 fue el RETIE anterior. Conviene revisar las disposiciones transitorias antes de aplicar uno u otro a un proyecto en curso. Leer: Normatividad colombiana para subestaciones y pruebas

Porque abrir es lo crítico: la protección debe poder disparar aunque la batería esté descargada o haya caída de tensión en los cables. Por eso IEC 62271-1 pide que el disparo en derivación funcione desde el 70 % de la tensión nominal en corriente continua, mientras que el cierre se exige desde el 85 %. Leer: Bobinas de disparo y de cierre del interruptor: cómo funcionan

La corriente primaria ya no tiene corriente secundaria que la compense y se vuelve corriente de magnetización: el núcleo se satura y en los bornes aparecen picos de tensión peligrosos, además de calentamiento. Antes de retirar un relé o un medidor, cortocircuite el secundario en el bloque de pruebas. Leer: Bornes, secundarios y conexionado del CT: P1, P2, S1, S2

Porque en corriente alterna la corriente pasa por cero dos veces por ciclo y en ese instante el arco tiene la menor energía. La cámara aprovecha ese momento: si el medio entre contactos recupera su rigidez más rápido de lo que crece la tensión transitoria de restablecimiento, el arco no vuelve a encenderse y la corriente queda interrumpida. Leer: Cámara de interrupción del interruptor: vacío, SF6 y aire

Revise primero que el interruptor esté abierto, que la cuchilla de puesta a tierra del circuito esté abierta, que la puerta esté cerrada si el diseño lo exige y que el conector de baja tensión esté enchufado. Cada uno de esos enclavamientos bloquea la inserción. Leer: Carro extraíble de celdas: posiciones, persianas y enclavamientos

Es la secuencia repetida de cierres y aperturas que ocurre cuando la orden de cierre queda mantenida (un pulsador trabado, un contacto pegado o una lógica que no se repone) y la protección dispara cada vez que el interruptor cierra sobre una falla. Sin antibombeo, el interruptor cerraría de nuevo apenas se recargan sus resortes. Leer: Circuito antibombeo (52Y) del interruptor: cómo funciona

Porque está absorbiendo más humedad de la normal: clima muy húmedo, un vaso de aceite sin aceite o mal llenado, o aire que entra por una unión o empaque dañado y no por el respirador. Si el color avanza desde arriba y no desde abajo, sospeche de una entrada de aire por otro camino. Leer: Conservador y respirador de sílica gel del transformador

Porque la posición se lee con dos entradas, una del 52a y otra del 52b. Si ambas están abiertas o ambas cerradas, el estado es intermedio o inválido. Las causas típicas son un contacto auxiliar desajustado, un borne flojo, una tensión de entradas perdida o un interruptor que no completó la maniobra. Leer: Contactos auxiliares 52a y 52b del interruptor: para qué sirven

La E0 no tiene capacidad de cierre sobre cortocircuito. La E1 y la E2 sí la tienen y se diferencian por el número de cierres que soportan: la norma original asignaba dos a la E1 y cinco a la E2. La E2 es habitual en celdas de media tensión. Leer: Cuchilla de puesta a tierra: clases E0, E1, E2 y enclavamientos

Define desde dónde se puede mandar el interruptor. En «local» solo se opera desde el gabinete, para mantenimiento; en «remoto», desde la sala de control o el centro de control. Algunas especificaciones piden una tercera posición «fuera» que impide toda maniobra. En la práctica más extendida los disparos de protección no pasan por el selector; revise en los planos qué bloquea la posición «fuera» en su diseño. Leer: Gabinete de mando del interruptor: partes y funciones

Porque el indicador de devanado suma a la temperatura del aceite un gradiente que crece con la corriente de carga. En vacío los dos deben leer casi lo mismo; si difieren mucho sin carga, revise el indicador de devanado y su circuito de corriente. Leer: Indicadores de temperatura del transformador: aceite y devanado

Revise primero el selector local/remoto, la tapa del acceso de la manivela y la condición de enclavamiento. En muchos mandos, abrir el acceso de la manivela corta el circuito del motor y de mando, y una tapa mal cerrada bloquea la orden remota. Leer: Mando motorizado del seccionador: partes, señales y pruebas

Que con los resortes cargados puede abrir, cerrar y volver a abrir sin esperar al motor. Al cerrar, el resorte de cierre carga los de apertura; mientras el motor recarga el de cierre, el interruptor sigue pudiendo abrir. Esa reserva es la que permite un recierre rápido. Leer: Mecanismo de operación del interruptor: resortes e hidráulico

Porque con el frío la presión baja aunque la cantidad de gas sea la misma. El monitor compensa la temperatura y mide densidad, que es lo que importa para aislar e interrumpir. Si la lectura compensada a 20 °C se mantiene, no hay fuga. Leer: Monitor de densidad de SF6: etapas de alarma y bloqueo

En un núcleo trifásico de tres columnas, el flujo de la columna central recorre un camino magnético más corto, así que necesita menos corriente para magnetizarse. Lo normal es ver dos fases parecidas y la central más baja; lo que preocupa es que el patrón cambie frente a la medida de referencia. Leer: Núcleo y devanados del transformador: tipos, pérdidas y pruebas

La placa indica la potencia de cada etapa de refrigeración; sin ventiladores rige la de la etapa natural, por ejemplo la ONAN. En transformadores OFAF u ODAF, que dependen de las bombas, la carga admisible sin ellas puede ser muy baja: consulte la placa y el manual del fabricante. Leer: Sistema de refrigeración del transformador: ONAN, ONAF y ODAF

Porque con el interruptor abierto el 52a está abierto y la corriente de supervisión no tiene camino, salvo que exista una rama por el 52b, normalmente con resistencia. Si esa rama no se cableó o la resistencia está abierta, la alarma aparece en cada apertura y desaparece al cerrar. Revise el esquema elegido en el relé y esa rama. Leer: Supervisión del circuito de disparo (74TC, TCS): cómo funciona

La humedad en el tablero y en las cajas de bornes de los dispositivos (calefacción apagada o empaques dañados), bornes flojos y fallas a tierra en la corriente continua. Una tierra en el circuito de corriente continua puede activar una entrada binaria sin que el dispositivo haya operado. Leer: Tablero de control del transformador: señales y cableado

L es la protección de sobrecarga con retardo largo de tiempo inverso; S, la de cortocircuito con retardo ajustable para dar selectividad; I, la de cortocircuito instantánea; y G, la de falla a tierra con retardo ajustable. Cada fabricante nombra sus umbrales y tiempos de forma distinta, por ejemplo I1 a I4 y t1 a t4. Leer: Unidad de disparo de baja tensión: funciones L, S, I y G

No sin revisarlo. Una válvula de alivio que operó indica casi siempre una falla interna con arco. Revise qué otras protecciones actuaron (Buchholz, 87T, presión súbita), tome muestra de aceite para gases disueltos y haga las pruebas eléctricas antes de decidir. Leer: Válvula de alivio de presión y relé de presión súbita (63)

En Colombia, la solicitud de factibilidad o disponibilidad de conexión con la carga pedida, el cuadro de cargas, la ubicación y la fecha prevista, en los formatos y por el canal que publica el operador. Luego vienen el diseño, la certificación RETIE de la ampliación, la revisión de la frontera de medida y la energización. Leer: Aumento de carga en una planta: trámite y estudios

Técnicamente sí, si el grupo y su tablero están diseñados para eso, pero en Colombia la planta pasa a ser un sistema de generación conectado a la red. Necesita el trámite con el operador de red y cumplir los requisitos de protección del Acuerdo CNO 2233 de 2026, incluida la protección anti-isla y la verificación de sincronismo. Leer: Generador en paralelo con la red: protecciones y permisos

Es la Norma Oficial Mexicana «Mantenimiento de las instalaciones eléctricas en los centros de trabajo-Condiciones de seguridad», publicada en el Diario Oficial de la Federación el 29 de diciembre de 2011. Aplica en todo el país a los centros de trabajo donde se da mantenimiento a instalaciones eléctricas permanentes o provisionales, incluidas líneas aéreas, subterráneas y energizadas. Leer: NOM-029-STPS: mantenimiento de subestaciones en México

En Colombia, el RETIE da valores máximos de referencia según el tipo de instalación, por ejemplo 10 Ω para subestaciones de media tensión y 25 Ω para el neutro de acometida en baja tensión. Pero cumplir el valor no basta: el requisito de fondo es que las tensiones de paso, de contacto y transferidas no superen las tolerables. Leer: Puesta a tierra industrial: diseño, medición y norma

Porque el calor de una conexión defectuosa lo produce la corriente que pasa por ella: crece con el cuadrado de la corriente. Con poca carga un defecto serio puede verse casi frío. Por eso la inspección se programa en las horas de mayor carga normal y el informe registra la corriente de cada circuito. Leer: Termografía infrarroja: qué detecta y cómo se interpreta

Es el registrador y concentrador de comunicaciones de las plantas con inversores SUN2000. Reúne los datos de los inversores y de otros equipos de la planta y los entrega al sistema de gestión FusionSolar o a un SCADA. Según Huawei, por Ethernet maneja Modbus TCP e IEC 60870-5-104, y por RS485 Modbus RTU, IEC 60870-5-103 y DL/T645. Leer: Inversor Huawei SUN2000 y SmartLogger 3000: qué son

No siempre. En plantas pequeñas el acuerdo de protecciones del CNO permite que varias funciones estén en el inversor, con certificado IEC 62116 de su anti-isla. Por encima de 0,25 MW, varias funciones deben estar en el punto de conexión, y cuál exige cada caso lo acuerda el operador de red con el promotor según el estudio de conexión. Leer: Protecciones de una planta solar: inversor y conexión

El acuerdo de requisitos de protecciones para la conexión de sistemas de generación en el SIN. La versión vigente al escribir esta guía es el Acuerdo CNO 2233 del 1 de septiembre de 2026, que sustituyó al 2121 de marzo de 2026. Se actualiza con frecuencia, así que confirme la versión en la página del CNO antes de diseñar. Leer: Protecciones para autogeneración y GD: requisitos y estudio

IEC 62446-1, edición 2016 con su enmienda de 2018, define la documentación, la inspección y las pruebas de puesta en servicio de sistemas fotovoltaicos conectados a la red sin almacenamiento. Organiza las pruebas en una categoría 1 para todos los sistemas, una categoría 2 para sistemas mayores o más complejos y unas pruebas adicionales. Leer: Pruebas para energizar una planta solar: IEC 62446-1 y CNO

En general el CID, que es la configuración de un solo IED. El SCD describe toda la subestación y lo usa la herramienta del fabricante para extraer lo que corresponde a su equipo, incluidas las suscripciones GOOSE y SV. Algunos fabricantes cargan la configuración con su propio formato, generado desde el SCD. Leer: Archivos SCL IEC 61850: ICD, IID, SSD, SCD, CID y SED

Si los disparos de cada bahía siguen cableados, la protección local sigue funcionando, pero se pierden la supervisión, los mandos remotos y todo lo que viaje por GOOSE entre bahías, como enclavamientos o el arranque de falla de interruptor. Por eso esas funciones deben tener un comportamiento definido ante la pérdida del mensaje. Leer: Bus de estación IEC 61850: tráfico, topología y pruebas

Depende del perfil y de la configuración de la red. Cada flujo ocupa del orden de 3 a 5,6 Mbps según el perfil, y en un ejemplo publicado por un fabricante unos 18 flujos 9-2LE saturan 100 Mbps. Con VLAN y filtrado multicast cada puerto recibe solo los flujos que necesita y el problema se reduce mucho. Leer: Bus de proceso IEC 61850: SV, GOOSE, tiempo y ancho de banda

Es la lectura de clases 1, 2, 3 y 0 en una sola petición: primero los eventos acumulados y luego todos los valores actuales. El maestro la hace al arrancar, al recuperar la comunicación o cuando la estación avisa que se reinició, para dejar su base de datos completa y consistente. Leer: DNP3 (IEEE 1815): qué es, cómo funciona y cómo se prueba

Es la representación en el computador del acuerdo bilateral entre dos centros de control: qué datos puede leer o recibir cada uno y qué mandos puede enviar. Si un punto no está en la tabla bilateral del servidor, el cliente no lo ve aunque exista en la base de datos. Leer: ICCP / TASE.2 (IEC 60870-6): enlace entre centros de control

En modo no balanceado solo el maestro inicia el diálogo: pregunta por datos de clase 1 y clase 2 a cada estación, que solo responde. En modo balanceado cualquiera de los dos extremos puede iniciar una transmisión, lo que permite enviar eventos espontáneos sin esperar la interrogación; la norma lo restringe a configuraciones punto a punto y punto a punto múltiple. Leer: IEC 60870-5-101: protocolo serie de telecontrol y paso a 104

Porque solo una parte de las señales tiene número de información normalizado. Las demás el fabricante las publica como datos privados o con servicios genéricos, y el gateway debe tener cargada la lista exacta de ese relé y de esa versión de firmware. Si el gateway no la conoce, la señal se ignora. Leer: IEC 60870-5-103: protocolo de relés de protección y paso a 61850

Casi siempre es un temporizador o una ventana que no coincide con la red: t1 vence porque el canal tiene más latencia de la prevista, el maestro no envía STARTDT, o hay dos maestros conectados a la vez al mismo servidor. Se revisa con una captura de tráfico qué trama queda sin respuesta antes del cierre. Leer: IEC 60870-5-104: qué es, cómo funciona y cómo se prueba

El suscriptor declara la pérdida cuando no recibe el siguiente mensaje dentro del tiempo de vida permitido (TAL). Las causas típicas son una VLAN no permitida en algún puerto del camino, filtrado multicast mal hecho, una revisión de configuración (confRev) distinta a la esperada o un cambio de dirección o de APPID que no se actualizó en el SCD. Leer: IEC 61850 GOOSE: cómo funciona, stNum, sqNum y pruebas

Las causas habituales son que el bloque de reporte no está habilitado por ese cliente, que otro cliente lo reservó, que el dato no está en el dataset del reporte o que las opciones de disparo no incluyen cambio de dato. Un cliente MMS de diagnóstico muestra el estado de cada bloque de reporte. Leer: IEC 61850 MMS: reportes, mandos SBO y archivos en la subestación

La 9-2LE es una guía de implementación del UCA International Users Group (2004) que fijó un perfil de IEC 61850-9-2: 80 muestras por ciclo con una muestra por trama, o 256 por ciclo con ocho, y sincronización por 1PPS. IEC 61869-9 es la norma de producto para la interfaz digital de los transformadores de medida; su configuración preferida es 4800 muestras por segundo con dos muestras por trama, sin depender de la frecuencia de la red. Leer: IEC 61850 Sampled Values (SV): 9-2, 9-2LE e IEC 61869-9

Sí en lo esencial: el intercambio de GOOSE entre equipos de ambas ediciones suele funcionar. Los problemas aparecen en la ingeniería, porque algunas herramientas de edición 1 no aceptan archivos SCL de edición 2 y algunos equipos antiguos no soportan GOOSE estructurado. Conviene probar la combinación antes de comprar. Leer: IEC 61850: qué es, partes de la norma y modelo de datos

La causa más común es un certificado vencido o revocado, o un reloj desajustado en uno de los extremos, que hace que el certificado parezca no válido todavía o ya vencido. Revise fechas de vigencia, la lista de revocación y la sincronización de tiempo de ambos equipos. Leer: IEC 62351: ciberseguridad para IEC 61850, 104 y DNP3

Lo primero es revisar que la transmisión de un equipo llegue a la recepción del otro, porque con las fibras invertidas el enlace no funciona. Después, que ambos lados usen el mismo tipo de fibra y longitud de onda, el mismo número de canales N y conectores limpios. Leer: IEEE C37.94: interfaz óptica para teleprotección y 87L

El mismo que entrega el reloj: B00x si la salida es de nivel desplazado sin portadora, o B12x si es modulada sobre 1 kHz. La última cifra indica si la trama trae año y segundos binarios. Además, ambos deben coincidir en si usan las extensiones IEEE 1344 o C37.118 y en la convención de hora local o UTC. Leer: IRIG-B, 1PPS y SNTP: sincronización de tiempo de relés

Porque el número del manual y la dirección en la trama no siempre coinciden. Modbus numera los elementos del modelo de datos desde 1 y en la trama los direcciona desde 0, así que el dato X va en la dirección X-1. Además, el 4 inicial de 40001 es una convención de muchos fabricantes para indicar registro de retención, que la especificación no usa: no es parte de la dirección. Leer: Modbus RTU y Modbus TCP: registros, funciones y límites

Cada nodo PRP marca sus tramas con el identificador de la LAN por la que salen y lleva contadores de tramas recibidas por la LAN equivocada. Si ese contador crece, hay un cable de la red A conectado a la B o un switch mal asignado; las tramas se siguen aceptando, pero la redundancia ya no es real. Leer: PRP y HSR (IEC 62439-3): redundancia sin tiempo de recuperación

Lo más frecuente es un switch en el camino que no actúa como reloj transparente o de frontera, un dominio PTP distinto, o un equipo configurado con retardo extremo a extremo en una red par a par. Todos los relojes de la red deben usar el mismo mecanismo de medición del retardo. Leer: PTP IEEE 1588 y perfil de potencia IEC/IEEE 61850-9-3

La PMU mide: calcula fasores, frecuencia y su tasa de cambio con estampa de tiempo y los envía a una tasa fija. El PDC no mide: recibe los flujos de varias PMU, los alinea por estampa de tiempo y los reenvía a aplicaciones o a otro PDC. Leer: Red de sincrofasores: PMU, PDC, IEEE C37.118.2 y WAMS

Probablemente se cerró un bucle en un puerto sin RSTP o con RSTP deshabilitado. Las tramas de difusión giran sin fin y saturan la red. Los puertos hacia IED y portátiles deben configurarse como puertos de borde con protección que los bloquee si reciben BPDU. Leer: RSTP y MRP: redundancia Ethernet en subestaciones

La causa más común es que el puerto del switch nuevo no tiene permitida la VLAN del GOOSE o lo saca sin etiqueta por la VLAN nativa. Compare la configuración de VLAN por puerto con la del switch anterior y con el diseño de red. Leer: VLAN y prioridad IEEE 802.1Q para GOOSE y SV

El fisicoquímico evalúa el aceite como material: si está húmedo, ácido, contaminado u oxidado. El DGA usa el aceite como mensajero: los gases que lleva disueltos los produjo una falla eléctrica o térmica dentro del equipo. Uno dice si hay que tratar el aceite; el otro, si hay que investigar el transformador. Leer: Análisis de aceite dieléctrico: muestra, DGA y furanos

Que hubo arco o descargas que descompusieron el gas. En la cámara de un interruptor es esperable cierta cantidad por las maniobras; en un compartimiento solo de aislamiento, como una barra o un seccionador de GIS, es una señal de falla interna que hay que investigar. Leer: Análisis de gas SF6: humedad, pureza y descomposición

No exactamente. El factor de potencia es el coseno del ángulo entre tensión y corriente, y la tan δ (factor de disipación) es la tangente del ángulo de pérdidas. En aislamientos sanos los valores son tan pequeños que casi coinciden, pero se debe indicar cuál se informó. Leer: Factor de potencia y tangente delta (tan δ): qué es la prueba

Es la unidad de la carga aparente que define IEC 60270: la carga que, inyectada en los terminales del equipo, produce la misma lectura que la descarga real. No es la carga que se movió dentro del defecto, por eso el sistema se calibra en cada montaje con un calibrador de carga. Leer: Prueba de descargas parciales: qué es y dónde se aplica

Con una prueba de tensión entre los contactos abiertos, en alterna o en continua, al valor y con el criterio del fabricante. Si la botella perdió el vacío, la tensión produce una descarga o una corriente de fuga por encima del límite. Leer: Prueba de integridad del vacío: qué detecta en interruptores

Es el registro de la posición del contacto móvil en función del tiempo durante una apertura o un cierre. Se obtiene con un transductor de desplazamiento montado en el varillaje y se compara con la curva de referencia del fabricante. Leer: Prueba de recorrido y velocidad de contactos: qué revela

IEEE C57.12.00 pide que las tensiones queden dentro del 0,5 % de las de placa, e IEC 60076-1 fija como tolerancia en la toma principal el menor valor entre ±0,5 % y una décima parte de la impedancia de cortocircuito medida. En campo se compara además con fábrica y entre fases. Leer: Prueba de relación, polaridad y grupo vectorial (TTR)

Porque la resistencia es de microohmios y la caída de tensión es muy pequeña. Con corriente alta la lectura es estable y atraviesa las películas superficiales que una corriente baja no rompe. IEC 62271-1 pide al menos 50 A, y en la práctica de campo es habitual medir con 100 A o más. Leer: Prueba de resistencia de contactos: qué mide y para qué sirve

Las normas no fijan un límite universal de campo. Se compara con el protocolo de fábrica corregido a la misma temperatura y entre fases; una diferencia de unos pocos por ciento, o un cambio frente a mediciones anteriores, justifica investigar con otras pruebas. Leer: Prueba de resistencia de devanados: qué es y qué detecta

Al valor y la duración que fija la norma del equipo, no daña un aislamiento sano; está pensada para que falle solo el que tiene un defecto. Por eso en sitio se aplica una fracción del valor de fábrica y no el valor completo, y repetir el valor pleno sin autorización del fabricante somete el aislamiento a un esfuerzo innecesario. Leer: Prueba de tensión soportada en sitio: alterna y VLF

Es el intervalo entre el instante en que se energiza la bobina de disparo y el instante en que se separan los contactos de arco en todos los polos. El tiempo de corte suma a ese valor el tiempo de arco hasta la extinción. Leer: Prueba de tiempos de operación de interruptores: qué mide

Las primarias se hacen sobre el equipo de potencia: aislamiento, devanados, contactos, mecanismo, aceite o gas. Las secundarias verifican relés, medidores y circuitos de control con inyección de corrientes y tensiones, y las pruebas end-to-end verifican el esquema completo entre subestaciones. Leer: Pruebas a equipos primarios de subestación: guía por equipo

IEEE 43 recomienda un índice de polarización mínimo de 2,0 para aislamientos de clase térmica B y superiores, que son los de casi todos los motores de media tensión modernos, y de 1,5 para clase A. Si la resistencia a 1 minuto es muy alta, del orden de 5000 MΩ o más, el PI puede no ser significativo. Leer: Pruebas a motores de media tensión: qué se mide y por qué

IEEE 450 recomienda reemplazar el banco de plomo-ácido ventilado cuando su capacidad real cae al 80 % de la nominal, porque a partir de allí el deterioro se acelera. Por eso el dimensionamiento suele incluir un margen por envejecimiento. Leer: Pruebas de baterías de subestación: capacidad e impedancia

Porque la tensión continua deja cargas atrapadas en el aislamiento envejecido, en especial donde hay árboles de agua, y al volver a energizar con alterna esas zonas pueden fallar. La familia IEEE 400 desaconseja la tensión continua alta en cables de dieléctrico extruido envejecidos y prefiere VLF o alterna. Leer: Pruebas de diagnóstico de cables de potencia: cuáles y para qué

La prueba de rutina se hace a cada transformador fabricado. La prueba tipo se hace a una unidad representativa de un diseño y demuestra que ese diseño cumple; se acepta para unidades iguales. Las pruebas especiales son adicionales y se acuerdan en el pedido. Leer: Pruebas de fábrica de transformadores: rutina, tipo y especiales

Porque mide la corriente total, que es casi toda capacitiva y cambia poco cuando el pararrayos empieza a degradarse. La señal temprana está en la componente resistiva, que es una fracción pequeña de la total y requiere un instrumento que la separe. Leer: Pruebas de pararrayos: corriente de fuga y pérdidas

Ambos dividen una lectura posterior entre una anterior. El PI usa la lectura a 10 minutos entre la de 1 minuto; el DAR usa la de 60 segundos entre la de 30 segundos. El DAR es más rápido y se usa cuando el PI no es práctico, pero el PI deja ver mejor la absorción en aislamientos grandes. Leer: Resistencia de aislamiento e índice de polarización: qué es

En un suelo uniforme y con un electrodo pequeño, la teoría muestra que a ese punto la lectura coincide con la resistencia real. En mallas grandes o suelos de varias capas esa regla deja de ser exacta y por eso se traza la curva completa de resistencia contra distancia. Leer: Resistencia de puesta a tierra: qué mide la prueba e IEEE 81

La resistencia de devanados es estática: mide con el cambiador quieto en cada posición y revela contactos de selector o conexiones con resistencia alta. La dinámica registra lo que pasa durante el cambio de posición, cuando actúa el ruptor, y revela problemas de conmutación. Leer: Resistencia dinámica del cambiador de tomas (DRM): qué es

La tan δ a frecuencia industrial es un solo punto: dice que el aislamiento tiene pérdidas, pero no por qué. El barrido en frecuencia separa el efecto del aceite, de la celulosa y de la geometría, y con un modelo permite estimar la humedad del papel. Leer: Respuesta dieléctrica en frecuencia (FDS/DFR): qué es la prueba

SEL indica interfaces para reconectadores de ABB, Eaton (Cooper), G&W, Hawker Siddeley, Siemens, Tavrida y, más recientemente, Hubbell. También lo presenta como reemplazo compatible de varios controles Cooper, como los Form 3, 4, 5 y 6 y los FXA y FXB. Antes de cambiar un control hay que confirmar el cable y la interfaz del reconectador. Leer: Control de reconectador SEL-651R, SEL-651RA y SEL-351R

G&W lista como compatibles el SEL-651R, su control VRC con SEL-351R3 o SEL-751A, el ABB RER620, el Beckwith M-7679 y el GE Multilin R650, e indica que puede trabajar con casi cualquier relé a pedido. El control define la protección, el recierre y la comunicación. Leer: Reconectador G&W Viper-ST, Viper-S, Viper-SP y Viper-HV

El RC-15 conserva la plataforma del RC-10 y añade módem celular, Wi-Fi y GPS. El GPS da coordenadas para el SCADA y sincroniza el tiempo entre reconectadores. NOJA mantuvo el RC-10 para quien no necesita esas comunicaciones. El RC-20 es el control insignia actual de NOJA para el OSM, y la marca indica que los equipos con RC-10 o RC-15 se pueden actualizar a RC-20. Leer: Reconectador NOJA OSM y controles RC-10, RC-15 y RC-20

Schneider Electric publica manuales del ADVC3 para los reconectadores de las series U y W. La serie N figura como producto descontinuado y se vendía con la generación ADVC2. Antes de cambiar un controlador, confirme con la documentación del fabricante la compatibilidad con su reconectador. Leer: Reconectador Schneider U27, N38, W27 y control ADVC3

El SEL-2407 es un reloj GPS con salidas IRIG-B (una modulada y seis demoduladas) y pantalla LED de hora. El SEL-2488 es un reloj de red: además de IRIG-B entrega NTP por cuatro puertos Ethernet y, con la opción de gran maestro, PTP con los perfiles de potencia IEEE C37.238 e IEC/IEEE 61850-9-3. Cuál conviene depende de qué equipos hay que sincronizar y por qué medio. Leer: Reloj SEL-2488, SEL-2401 y SEL-2407: hora GPS en subestación

Es un equipo de teleprotección modular de Hitachi Energy, que heredó la línea de ABB. Transmite órdenes de permiso, bloqueo y disparo directo entre subestaciones por enlaces analógicos, digitales o Ethernet/IP, cumple IEC 60834-1 y admite hasta 16 órdenes en un bastidor. Leer: Teleprotección NSD570, ETL600 y FOX615 (Hitachi Energy)

Es la técnica de comunicación directa entre relés de SEL. Cada relé envía de forma continua el estado de ocho elementos lógicos internos y el relé del otro lado los recibe como entradas virtuales que puede usar para permiso, bloqueo o disparo. Funciona por puerto serie, con fibra mediante transceptores o a través de multiplexores. Leer: Teleprotección SEL-2595, Mirrored Bits y SEL-2506

La serie 615 sigue en el portafolio de ABB, dentro de su línea de media tensión. Hitachi Energy, que adquirió el antiguo negocio de redes de ABB, comercializa las series Relion 670 y 650 para transmisión y subtransmisión. Ambas familias comparten la herramienta PCM600. Leer: Relé ABB REF615, RET615, REF611 y REF601 (Relion)

El REF620 sigue en el portafolio de media tensión de ABB, igual que el REF615. El REF650 pertenece a la serie Relion 650, que hoy comercializa Hitachi Energy. Ambos se configuran con PCM600. Leer: Relé ABB REF620, REF630 y REF650: alimentador

Motores asíncronos de media tensión en la industria de manufactura y de procesos. Incluye imagen térmica, supervisión del arranque, rotor bloqueado o atascamiento, pérdida de carga, desbalance y secuencia de fases, más funciones de tensión y frecuencia en las configuraciones que las traen. Leer: Relé ABB REM615, REM620 y REM630: protección de motor

Para proteger, controlar, medir y supervisar transformadores de potencia, de unidad y elevadores, incluidos los bloques generador-transformador. Su función principal es la diferencial de transformador de pendiente múltiple con etapa instantánea, complementada con sobrecorriente de respaldo en los dos devanados, falla a tierra restringida, imagen térmica y falla de interruptor. Leer: Relé ABB RET615, RET620, RET630 y RET650: transformador

Hoy la serie Relion 670, que incluye el RET670 y el REB670, la comercializa Hitachi Energy, que adquirió el negocio de redes eléctricas de ABB. En campo se encuentran equipos con cualquiera de las dos marcas; la plataforma y la herramienta PCM600 son las mismas. Leer: Relé ABB RET670, REB670 y REB500: transformador y barras

Sí. Schneider Electric comercializa hoy la familia como PowerLogic P5; muchos equipos instalados, catálogos y manuales siguen con el nombre Easergy P5 y las mismas referencias, como P5F30 o P5U20. Leer: Relé Easergy P5: P5F30, P5U20, P5T30, P5M30 y P5L30

Según Eaton, el EDR-5000 tiene todas las funciones de protección del EDR-3000 más funciones adicionales. El EDR-3000 es un relé de sobrecorriente de fases y tierra; el EDR-5000 es un relé multifunción de alimentador que suma protecciones de tensión, frecuencia y potencia. La elección depende del esquema que defina el estudio. Leer: Relé Eaton EDR-3000, EDR-5000 y FP-5000: qué son

Los tres son de sobrecorriente de fases y tierra. El P122 y el P123 son no direccionales, y el P123 suma funciones como el recierre; el P127 es direccional de fases y tierra y trae entradas de tensión, con funciones de tensión, frecuencia y potencia. El modelo exacto y sus opciones se leen en el código de pedido. Leer: Relé MiCOM P12x: P120, P121, P122, P123, P126 y P127

De los dos. La familia MiCOM se dividió entre ambos fabricantes: Schneider Electric la ofrece como Easergy MiCOM P14x y GE Vernova como MiCOM Agile P14x. Los equipos comparten origen, pero cada fabricante mantiene su versión, su documentación y su herramienta de configuración. Leer: Relé MiCOM P14x: protección de alimentadores

Los tres son relés de distancia. Según GE Vernova, el P443 y el P445 están pensados para bahías con un solo interruptor, y el P446 para esquemas de dos interruptores, como interruptor y medio o anillo. El P443 y el P446 se anuncian con protección de distancia subciclo; el P445 se presenta como modelo económico para subtransmisión. Leer: Relé MiCOM P443, P445, P446 y P54x: distancia y 87L

La cantidad de extremos de corriente que mide la diferencial. El P631 y el P632 son para transformadores de dos devanados, el P633 para tres y el P634 para cuatro extremos. Las demás funciones y las entradas y salidas dependen del código de pedido. Leer: Relé MiCOM P632, P633, P634 y P64x: transformador

Alimentadores de baja, media y alta tensión como protección principal o de respaldo, transformadores de distribución pequeños y medianos y bancos de condensadores. Trae sobrecorriente de fases, neutro y tierra, direccional, recierre, tensión, frecuencia, falla de interruptor y, como opción, detección de arco por sensores de luz. Leer: Relé Multilin 350, 345 y 339: serie 3 de GE Vernova

No. GE Vernova indica que la fabricación del 469 se descontinuó y propone el 859 o el 869 como alternativa. Para el 469 hay un kit de reemplazo por el 869 que, según el fabricante, se instala sin cambiar el corte del panel ni el cableado existente, y EnerVista permite convertir el archivo de ajustes del 469 al 869. Leer: Relé Multilin 469, 369 y 339: protección de motores

No. GE Vernova indica en su catálogo de productos heredados que la fabricación del 489 se descontinuó y propone el Multilin 889 como alternativa. Ofrece un kit de adaptación para instalar el 889 en el mismo recorte del tablero sin cambiar el cableado ni los planos. Leer: Relé Multilin 489, 889, G60 y G30: protección de generador

El 850 protege uno o dos alimentadores y funciona también como controlador de bahía. El 850D está pensado para dos alimentadores, con dos juegos de tensiones. El 850P era la versión multialimentador; GE Vernova indica que se descontinuó y recomienda el 850D como alternativa. Leer: Relé Multilin 850: protección de alimentadores GE Vernova

Los dos son relés de motor de la serie 8 de GE Vernova. El 869 es el modelo completo para motores medianos y grandes, de inducción y síncronos, con módulo de motor síncrono integrado; el 859 es el relé de motor de la misma plataforma que GE Vernova propone como relevo del 369 y como alternativa al 469. Cuál conviene lo define el tamaño y el tipo de motor. Leer: Relé Multilin 869 y 859: protección de motores

Es el relé de protección de distancia para líneas y cables de transmisión de la familia UR de GE Vernova. Trae distancia de fases y tierra de cinco zonas, esquemas de teleprotección, recierre, sincronismo y localizador de fallas, y puede medir sincrofasores. Se configura con EnerVista UR Setup. Leer: Relé Multilin D60, L90, D30, L30 y L60: líneas UR

Es el relé de alimentador de la familia UR de GE Vernova. Integra protección de sobrecorriente, direccional, tensión, frecuencia y recierre, control de bahía, monitoreo y medida, y un algoritmo de detección de fallas de alta impedancia para conductores caídos. Su lógica se programa con FlexLogic. Leer: Relé Multilin F60, F35, C60 y C30: alimentadores UR

Los dos son relés de transformador de la familia UR. Según GE Vernova, el T60 es el relé completo para transformadores medianos y grandes, con respaldo de distancia, sobreexcitación, detección de falla entre espiras y PMU integrada; el T35 es la opción económica de la misma familia, para hasta seis devanados, con respaldo basado en corriente. Leer: Relé Multilin T60 y T35: protección de transformadores

Hoy la serie Relion 670 la comercializa Hitachi Energy, que adquirió el negocio de redes eléctricas de ABB. Muchos equipos instalados todavía llevan la marca ABB; la plataforma y la herramienta PCM600 son las mismas. Leer: Relé REL670, RED670, REL650 y RED615: protección de línea

Los dos son relés Argus de sobrecorriente y falla a tierra. El 7SR11 es no direccional; el 7SR12 agrega entradas de tensión para la protección direccional y las funciones de tensión. Ambos existen en variantes de una y cuatro entradas de corriente. Leer: Relé Reyrolle 7SR10, 7SR11, 7SR12 y 7SR45 (Argus)

Los tres son de la línea Easergy P3 Standard, para alimentadores y motores. Según el catálogo de Schneider Electric, el P3U10 y el P3U20 tienen una sola entrada de tensión, mientras que el P3U30 tiene cuatro, lo que habilita la sobrecorriente direccional de fases y las protecciones de tensión completas. Cambian también la cantidad de entradas y salidas digitales. Leer: Relé Schneider Easergy P3U30, P3U20, P3F30 y P3T32

Los dos protegen alimentadores con sobrecorriente direccional, recierre, tensión y frecuencia. Según las hojas de datos de SEL, el SEL-351S suma falla de interruptor de alta velocidad, lógica de teleprotección y, en el 351S-7, elementos de potencia direccional; el SEL-351A es la opción económica y su variante 351A-1 omite los elementos direccionales, el bloqueo por segundo armónico y la verificación de sincronismo. Leer: Relé SEL-351, SEL-351S y SEL-351A: alimentadores

Según SEL, el SEL-411L-1 agrega al relé base la localización de fallas por onda viajera y la detección de conductor roto, además de una lógica opcional para líneas con compensación serie. El SEL-411L-2 se ofrece en versiones para bus de proceso TiDL y Sampled Values. Leer: Relé SEL-411L y SEL-311L: diferencial de línea 87L

Para proteger líneas de transmisión y subtransmisión con protección de distancia y teleprotección, y para controlar una bahía de hasta dos interruptores, como en configuraciones de interruptor y medio o anillo. Leer: Relé SEL-421: protección de distancia de líneas

SEL lo describe con hasta siete entradas trifásicas de corriente de restricción, según la configuración de hardware pedida. Eso permite cubrir transformadores de tres devanados con interruptor y medio o anillo, donde cada interruptor aporta su propia corriente. Leer: Relé SEL-487E: protección diferencial de transformador

SEL ofrece el SEL-700G0 para protección básica de generador, el SEL-700G1 para protección completa de generador, el SEL-700GT para la interconexión de una planta con la red y el SEL-700GT+ para interconexión más generador básico. Las versiones con signo + suman funciones. Leer: Relé SEL-700G, 700GT y 700GW: protección de generador

SEL recomienda hoy el SEL-710-5 en lugar del SEL-710. El 710-5 agrega opciones de protección y comunicación, como detección de fallas incipientes de cable, monitoreo de vibración, barras de rotor rotas, protección de motor síncrono y EtherNet/IP. Para un equipo existente, el cambio se planea revisando ajustes, lógica y cableado. Leer: Relé SEL-710 y SEL-710-5: protección de motores

Para proteger, controlar y medir alimentadores de media tensión, radiales o en anillo, tanto en subestaciones de distribución como en plantas industriales. Su función principal es la sobrecorriente de fases y tierra, complementada con recierre, tensión, frecuencia y falla de interruptor según el modelo. Leer: Relé SEL-751, SEL-751A, SEL-551 y SEL-501: alimentador

SEL recomienda hoy la línea SEL-787-2, -3 y -4 en lugar del SEL-787 original. El número indica cuántos devanados protege: dos, tres o cuatro. Los modelos -3E, -3S y -2E agregan entradas de tensión para sobreexcitación (V/Hz), tensión y frecuencia; el -3S permite además verificación de sincronismo o supervisión de la batería. Leer: Relé SEL-787, 787-3, 787-4 y 787Z: transformadores

Schneider Electric publicó el fin de comercialización de las series Sepam 20 y 40 el 1 de agosto de 2024 y recomienda migrar a la familia PowerLogic P: P3 para aplicaciones básicas de alimentador, motor o transformador, y P5 para aplicaciones con IEC 61850, Ethernet redundante, diferencial o detección de arco. El servicio posventa continúa por un tiempo definido por Schneider para cada referencia. Leer: Relé Sepam S20, S40 y S80: series 20, 40 y 80

Pertenecen a plataformas distintas. El 7SJ80 es de SIPROTEC Compact y se configura con DIGSI 4; el 7SJ82 es de SIPROTEC 5 y se configura con DIGSI 5. Ambos son relés de sobrecorriente para alimentadores. Lo que cambia es la herramienta, la estructura de los ajustes y el hardware, así que un archivo de uno no se carga en el otro. Leer: Relé Siemens 7SJ80, 7SJ82, 7SK80 y 7RW80 (SIPROTEC)

Los cuatro son SIPROTEC 4 de sobrecorriente. El 7SJ61 es la versión de entradas de corriente; el 7SJ62 suma entradas de tensión y funciones direccionales; el 7SJ63 añade más entradas y salidas y mando de aparatos desde el frente; el 7SJ64 agrega verificación de sincronismo. La versión exacta se lee en el código de pedido de la placa. Leer: Relé SIPROTEC 4 7SJ61, 7SJ62, 7SJ63 y 7SJ64

Los tres son relés de distancia SIPROTEC 5. El 7SA87 es el modelo modular de la gama, pensado para líneas de alta tensión con disparo monopolar o tripolar y bahías más exigentes; los otros cubren aplicaciones con menos entradas o requisitos más simples. La elección depende del nivel de tensión, la configuración de la bahía y el esquema de protección. Leer: Relé SIPROTEC 7SA87: protección de distancia de líneas

Es el relé diferencial de línea de dos extremos de la familia SIPROTEC 4 de Siemens. Compara las corrientes de ambos extremos de una línea o cable por un enlace de comunicación y dispara solo ante fallas dentro de la zona. Se configura con DIGSI 4. Leer: Relé SIPROTEC 7SD610, 7SD52, 7SD87 y 7SL87: línea

El 7SJ85 es el modelo modular de la gama: admite módulos de ampliación de entradas y salidas y varios módulos de comunicación, y Siemens indica que puede proteger hasta nueve alimentadores con hasta 40 entradas analógicas. Los modelos más pequeños de la familia cubren aplicaciones con menos señales. Leer: Relé SIPROTEC 7SJ85: sobrecorriente y alimentadores

No. Schneider Electric indica que la serie VAMP 200, a la que pertenece el VAMP 255, ya no se comercializa, y señala la gama Easergy P3 como reemplazo. Lo mismo indica para la serie VAMP 50. Leer: Relé VAMP 50, VAMP 255 y arco VAMP 121 y VAMP 221

Es el relé de protección de motor de la familia SPACOM de ABB: imagen térmica, arranque, rotor bloqueado, desbalance y falla a tierra en un solo equipo. En su programa de reemplazo, ABB propone como destino un REM615 con configuración estándar definida, el REX610 o el REX615. Leer: Relés ABB SPAJ 140 C, SPAM 150 C y REF54x legados

Atienden plataformas distintas. DIGSI 4 es la herramienta de SIPROTEC 4 y SIPROTEC Compact; DIGSI 5 es la de SIPROTEC 5. Un proyecto de una no se abre en la otra, y una subestación con relés de ambas generaciones necesita las dos. Leer: Software Siemens DIGSI 4 y DIGSI 5: qué es y para qué

El apantallamiento intercepta el rayo antes de que caiga sobre un equipo o una barra y lo lleva a tierra. El pararrayos de óxido metálico limita la sobretensión que llega por la línea o que queda cuando falla el apantallamiento. Se necesitan los dos, y ambos dependen de una buena conexión a la malla. Leer: Apantallamiento de subestaciones: cables de guarda y mástiles

Depende de la tecnología y de la ventana de tensión que aceptan los equipos. Se calcula dividiendo la tensión máxima admisible en la carga entre la tensión de carga por celda, y comprobando que la tensión final de descarga por celda no deje la barra por debajo del mínimo de los equipos. Leer: Baterías de plomo-ácido y níquel-cadmio para subestaciones

La flotación es la tensión permanente que compensa la autodescarga de la batería. La carga rápida (boost) usa una tensión mayor para recargar después de una descarga, y la igualación es una carga a tensión elevada y controlada para nivelar celdas. Los valores por celda los fija el fabricante de la batería. Leer: Cargador-rectificador de baterías: tiristores, modos y alarmas

Porque aprovecha la batería principal, que ya está dimensionada, vigilada y mantenida, y evita un segundo banco con su cargador. A cambio, la carga del convertidor debe sumarse al ciclo de trabajo de la batería principal y conviene que el convertidor tenga aislamiento galvánico. Leer: Convertidores CC/CC e inversores en subestaciones

En un sistema aislado hacen falta al menos dos fallas para cerrar un circuito: por ejemplo, una en el negativo y otra en el cable entre el contacto de un relé y la bobina de disparo. También una sola falla puede descargar la capacitancia de cables largos a través de un relé auxiliar sensible y hacerlo operar. Leer: Detección de fallas a tierra en corriente continua (64)

La ESP es para respaldo durante cortes de la red, con un uso anual limitado y una carga promedio limitada en 24 h. La PRP admite horas ilimitadas al año con carga variable, también con un promedio limitado. Una planta de respaldo de subestación normalmente se compra con potencia de emergencia; confirme los límites en la hoja del fabricante. Leer: Planta diésel de emergencia: partes, ISO 8528 y pruebas

Depende de cómo se disparan sus interruptores. Si los relés y las bobinas dependen de una fuente auxiliar, sí necesita una fuente segura, que puede ser un banco pequeño o una UPS. Algunos relés de media tensión son autoalimentados: toman su energía de los propios CT y disparan descargando un condensador sobre una bobina de baja energía, lo que reduce esa dependencia. Leer: Servicios auxiliares por nivel de tensión: MT, AT, EAT y solar

IEC 61936-1 pide que un transformador con más de 1000 litros de líquido no cree riesgo de incendio para otros transformadores u objetos, y da valores guía de distancia que crecen con el volumen. Si no se pueden cumplir, se usan muros cortafuego o sistemas de extinción automáticos. Leer: Sistema contra incendio de transformadores: muros, foso y agua

Para que una sola falla en la corriente continua no deje sin protección un elemento. Cada sistema alimenta una protección principal y una bobina de disparo de cada interruptor, de modo que si se pierde uno, el otro todavía puede despejar la falla. Leer: Sistema de corriente continua de subestación y sus pruebas

Solo si el fabricante le asigna una tensión y una capacidad de interrupción en corriente continua. La corriente continua no pasa por cero, el arco es más difícil de extinguir y la capacidad en continua suele ser distinta de la de alterna, a veces con polos en serie o con polaridad definida. Leer: Tablero de distribución de corriente continua de subestación

Para que cada fuente alimente su propia sección y una falla en una sección no saque la otra. Si una fuente se pierde, el acople cierra y la otra fuente toma las dos secciones, con un enclavamiento que impide poner las dos fuentes en paralelo cuando el diseño no lo permite. Leer: Tablero de servicios auxiliares CA: secciones, acople y cargas

En la abierta, la carga se desconecta de una fuente antes de conectarse a la otra, con una interrupción breve. En la cerrada, las dos fuentes quedan en paralelo un instante para no interrumpir la carga; solo se permite si están en tensión, frecuencia y fase dentro de límites, y la empresa de energía puede exigir protecciones adicionales. Leer: Transferencia automática de fuentes (ATS): lógica y tiempos

Porque el terciario suele conectarse en delta y queda sin referencia a tierra. Sin esa referencia, una falla a tierra en los cables o en la barra que alimenta los transformadores de servicios no produce corriente suficiente para que las protecciones la aíslen de forma selectiva. Un transformador zig-zag o uno delta-estrella con neutro aterrizado da esa referencia. Leer: Transformador de servicios auxiliares: fuentes y protección

El AGGE genera principalmente para su propio consumo y supera 1 MW de capacidad instalada. La generación distribuida no es autoconsumo: según la CREG 174 de 2021 es una planta de menos de 1 MW, operada por una empresa de servicios públicos que vende la energía y se conecta al SDL cerca de los centros de consumo. Leer: Autogeneración a gran escala (AGGE) y generación distribuida

La Resolución CREG 174 de 2021 remite al límite de la Resolución UPME 281 de 2015, que es 1 MW de capacidad instalada o nominal. Por encima de ese valor el autogenerador es a gran escala (AGGE). Leer: Autogeneración a pequeña escala (AGPE): trámite CREG 174

Es la que reúne las declaraciones de cumplimiento del diseñador y del constructor y el dictamen de inspección de un organismo acreditado por ONAC. El artículo 4.3.2 del RETIE la exige, entre otros casos, a subestaciones de distribución, potencia, alta y extra alta tensión, centrales de generación, instalaciones industriales de 20 kVA o más y autogeneración o generación distribuida de 10 kVA o más. Leer: Certificación RETIE y dictamen de inspección: cuándo aplica

Depende del proyecto. Según la Resolución CREG 075 de 2021, los usuarios finales que se conectan al SDL (niveles 1, 2 y 3) tramitan con el operador de red, mientras que las conexiones de usuarios al STR o al STN y los proyectos de generación no cubiertos por la Resolución CREG 174 de 2021 solicitan la capacidad ante la UPME. Los autogeneradores a pequeña escala, la generación distribuida y los AGGE de menos de 5 MW en el SDL tramitan con el operador de red bajo la CREG 174. Leer: Conexión a la red en Colombia: niveles, actores y trámites

Según su página, cuando el proyecto necesita montaje de transformador o conexión en nivel II, III o IV, entre otros casos. En la factibilidad Afinia define el punto de conexión y las condiciones técnicas del proyecto. Leer: Conexión con Afinia: requisitos y trámite

Según Air-e, la que supera el límite de cuentas y potencia de una conexión sencilla o requiere transformador, redes de baja tensión de más de 30 m que necesiten diseño o media tensión de niveles II y III. Pasa por solicitud, factibilidad, consultoría, seguimiento de obra y puesta en servicio. Leer: Conexión con Air-e: requisitos y trámite

Su comunicado a constructores indica que las construcciones que superan cierto número de conexiones o de potencia requieren proyecto eléctrico con diseño aprobado. Ese comunicado es de 2022, anterior al RETIE vigente: confirme el criterio actual con la oficina de nuevas conexiones. Leer: Conexión con Cedenar: requisitos y trámite en Nariño

Por su portal de solicitudes de conexión en línea, enlazado desde las páginas de información regulatoria de celsia.com, tanto para proyectos clase 2 como para autogeneradores. Para autogeneración también publica un correo de contacto. Leer: Conexión con Celsia: requisitos y trámite en Valle y Tolima

Oficinas, la ventanilla de radicación, correo, asesor virtual y el portal «Vinculación Clientes Energía». Para autogeneradores pequeños tiene además un formulario web específico. Leer: Conexión con CENS: requisitos y trámite en Norte de Santander

Por el portal de vinculación de clientes que CHEC enlaza desde su página de conexión al servicio. Para autogeneradores tiene un sistema en línea aparte, con consulta de disponibilidad de la red. Leer: Conexión con CHEC: requisitos y trámite en Caldas

Para conexiones complejas publica el formato de diseños, las declaraciones de cumplimiento de diseño RETIE y RETILAP, la autorización del propietario al diseñador, una guía de presentación de diseños con plantilla de cálculos y guías de planos de baja y media tensión con notas obligatorias y rótulo. Leer: Conexión con EBSA: requisitos y trámite en Boyacá

Según su guía de conexión, los que requieren transformadores, redes de baja tensión largas o de media tensión, cambio de nivel de tensión, nivel de cortocircuito superior a 10 kA, alumbrado público con o sin transformador, o cambios en las relaciones de los transformadores de medida. Leer: Conexión con Electrohuila: requisitos y trámite

Cuando el proyecto requiere transformador o red de media tensión, o cuando EMCALI evalúa que el transformador existente no tiene capacidad para una conexión simple. En ese caso se registra la solicitud en su plataforma de proyectos eléctricos. Leer: Conexión con EMCALI: requisitos y trámite en Cali y Yumbo

EMSA indica que se solicita cuando el proyecto incluye la instalación particular de un transformador. Es el documento en el que EMSA fija las condiciones técnicas con las que debe hacerse el proyecto. Leer: Conexión con EMSA: requisitos y trámite en el Meta

Enel publica los límites en su página de nuevas conexiones: número de cuentas, potencia y distancia a la red de baja tensión. Si el proyecto los supera, o necesita transformador o red de media tensión, va por el trámite de conexiones especiales, con los formatos E1 (condiciones de servicio), E4 (proyecto) y E5 (recibo de obra). Leer: Conexión con Enel Colombia: requisitos y trámite

EPM indica en su página de autogeneradores que el único canal es la página web, mediante el formulario de conexión de AGPE y GD en su portal de servicios digitales. Antes conviene consultar la disponibilidad de la red en el punto de conexión. Leer: Conexión con EPM: requisitos y trámite en Antioquia

ESSA indica que el medio formal para los trámites de AGPE o GD es su sistema de trámite en línea, en la sección de servicios digitales de su sitio. Allí también se consulta el estado de la solicitud. Leer: Conexión con ESSA: requisitos y trámite en Santander

Para proyectos de generación que no se rigen por la Resolución CREG 174 de 2021, la asignación de capacidad de transporte la hace la UPME a través de la ventanilla única, según la Resolución CREG 075 de 2021. El transportador dueño del punto revisa los estudios. Leer: Conexión de parques solares al STR y STN: requisitos y etapas

En general, la aprobación de la conexión, el certificado RETIE que corresponda, los protocolos de pruebas de los equipos, los ajustes de protecciones aprobados y la documentación del sistema de medida verificada por el comercializador. La lista exacta la fija cada operador, pero según la CREG 075 de 2021 en el recibo técnico solo puede exigir las reglas y especificaciones publicadas en su sistema de información. Leer: Energización con el operador de red: requisitos y visita

Para usuarios que se conectan al SDL, la Resolución CREG 075 de 2021 (artículo 43) establece que el operador de red debe comunicar el resultado en un máximo de siete días hábiles contados desde la radicación, con independencia del nivel de tensión solicitado. Leer: Factibilidad de conexión con el operador de red: requisitos

En cinco tipos, según la energía mensual transferida o la capacidad instalada en el punto de conexión. Por ejemplo, el tipo 1 corresponde a 15.000 MWh-mes o más, o a 30 MVA o más, y el tipo 5 a menos de 5 MWh-mes o menos de 0,01 MVA. Si los dos criterios dan tipos distintos, se aplica el más exigente. Leer: Frontera comercial y sistema de medida: Código de Medida CREG 038

Es la empresa dueña de la red a la que se conectará. En la mayoría de los casos coincide con la que factura la energía en la zona, pero no siempre: confírmelo con una factura de un predio vecino o preguntando directamente al operador, y en caso de duda en el Sistema Único de Información (SUI) de la Superservicios. Leer: Operadores de red en Colombia: lista y zonas que atienden

Como mínimo, el diagrama unifilar con protecciones y medida, el esquema de puesta a tierra, las distancias de seguridad y el cuadro de cargas, conforme al RETIE. Según el nivel de tensión y el operador, también planta y cortes de la subestación, detalles de la acometida, estudios de cortocircuito y coordinación de protecciones y memorias de cálculo. Leer: Planos para el operador de red: requisitos de diseño y firma

Es la conexión de usuarios finales al STN o al STR, los proyectos de almacenamiento con baterías (salvo los del plan de expansión de la UPME) y los de generación, cogeneración o autogeneración al SIN que no se rigen por la Resolución CREG 174 de 2021. Estos proyectos solicitan la capacidad ante la UPME; mientras rija la CREG 101 094 de 2025, los de generación de menos de 10 MW en el SDL los resuelve el operador de red. Leer: Procedimiento de conexión CREG 075 de 2021: etapas y requisitos

XM actúa como Centro Nacional de Despacho (CND), que recibe los modelos, supervisa la planta y verifica las pruebas para su operación, y como Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), que registra la frontera comercial de generación. No asigna la capacidad de transporte: eso lo hace la UPME. Leer: Registro y pruebas ante XM de plantas de generación