Tema 25 - Caracteristicas de Las Subestaciones Electricas

Grado en ingeniería eléctrica

Instalaciones eléctricas de alta tensión – Tema 25

Objetivos

Contenidos 1.- Introducción ..................... ........................................... ............................................. ............................................. ............................................. ......................... .. 4 1.1.- Definición ........................................................... ................................................................................. ............................................. ............................. ...... 4 1.2.- Papel de las subestaciones en el sistema eléctrico ...................... ............................................. ............................. ...... 5 1.3.- Tipos de subestaciones ..................... ............................................ .............................................. ............................................. ........................ .. 5 1.4.- Características funcionales ........................ .............................................. ............................................. ........................................ ................. 7 2.- Seguridad y normativa .......................................................... ................................................................................. ........................................ ................. 8 2.1.- Efecto corona, radio interferencia y nivel de ruido ..................... ............................................ ............................. ...... 8 2.2.- Campos magnéticos y eléctricos ......................................... ............................................................... .................................... .............. 9 2.3.- Protección contra el fuego .................... .......................................... ............................................. ............................................ ..................... 9 3.- Elementos principales............ principales.................................. ............................................ ............................................. .......................................... ................... 10 3.1.- Barras ................................................... ......................................................................... ............................................ .......................................... .................... 10 3.2.- Posiciones, celdas, bahías y calles .................... .......................................... ............................................. ............................... ........ 12 3.3.- Aparamenta ................... ......................................... ............................................ ............................................ .......................................... .................... 12 3.4.- Parques ........................................................... ................................................................................. ............................................. ............................... ........ 13 3.5.- Edificaciones en las subestaciones .............................................. .................................................................... .......................... .... 13 4.- Configuraciones ......................................................... ............................................................................... ............................................. ........................... .... 13 4.1.- Simple barra .............................. .................................................... ............................................ ............................................. ............................... ........ 14 4.2.- Doble barra ................................... ......................................................... ............................................ ............................................. ........................... .... 14 4.3.- Interruptor y medio .............................. .................................................... ............................................. .......................................... ................... 15 4.4.- Anillo simple .............................................................. ..................................................................................... .......................................... ................... 16 4.5.- Otras configuraciones .................... .......................................... ............................................. ............................................. .......................... .... 16 4.5.1.- Doble barra y doble interruptor ........................ ............................................... ............................................. ...................... 16 4.5.2.- Anillo ampliable ...................... ............................................ ............................................. ............................................. .......................... .... 17 4.5.3.- Configuración en H ..................................................... ............................................................................ .................................. ........... 17 4.6.- Barra partida .............................................................. ..................................................................................... .......................................... ................... 18 4.7.- Bypass .................................................. ........................................................................ ............................................ .......................................... .................... 18

Profesor: Fco. J. Sánchez Sutil (U.Jaén-Dpto. Ing. Eléctrica)

Características de las subestaciones eléctricas Pág. Nº 1



4.8.- Barra de transferencia.................... .......................................... ............................................. ............................................. .......................... .... 19 5.- Explotación ........................................................ ............................................................................... .............................................. .................................. ........... 19 6.- Mando local, telemando te lemando y telecontrol ........................ .............................................. ............................................. ........................... .... 19 7.- Niveles jerárquicos de mando ............................ ................................................... .............................................. .................................. ........... 20 8.- Enclavamiento ...................... ............................................ ............................................ ............................................ .......................................... .................... 20 9.- Características Caracter ísticas generales de la aparamenta de potencia.................... ........................................... ........................... .... 21 9.1.- Condiciones normales y máximas de trabajo tr abajo ...................... ............................................. .................................. ........... 21 9.2.- Alimentación Alime ntación de los circuitos auxiliares .................... ........................................... ............................................. ...................... 22 9.3.- Condiciones ambientales...................... ............................................ ............................................. .......................................... ................... 22 9.4.- Grados de protección de las envolventes e nvolventes .................... ........................................... .......................................... ................... 23 10.- Coordinación de aislamiento..................... ........................................... ............................................. .......................................... ................... 24 10.1.- Características y soportabilidad de los asilamientos ...................... ............................................. ....................... 24 11.- Criterios generales de definición de la configuración de una subestación .................. 25 12.- Ejemplo de maniobras en doble con barra de transferencia .................... ....................................... ................... 27 13.- Codificación IP.................... IP.......................................... ............................................ ............................................ .......................................... .................... 30 14.- Codificación IK ................... ......................................... ............................................ ............................................ .......................................... .................... 32 Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura

1: Red eléctrica española ...................... ............................................ ............................................. ............................................ ..................... 4 2: Subestación eléctrica eléctr ica ........................ .............................................. ............................................. ............................................ ..................... 5 3: Subestación AIS ..................... ........................................... ............................................. ............................................. ................................ .......... 6 4: Subestación GIS ..................... ........................................... ............................................. ............................................. ................................ .......... 6 5: Subestación AIS elevadora situada en una central ...................... ............................................. ......................... .. 7 6: Procedimiento de actuación para el diseño de una subestación eléctrica ............ 8 7: Campos eléctricos y magnéticos................... .......................................... ............................................. ................................ .......... 9 8: Elementos principales de una subestación eléctrica .................... ........................................... ....................... 10 9: Barras rígidas .................................... .......................................................... ............................................. .......................................... ................... 11 10: Barras flexibles ..................... ........................................... ............................................. ............................................. .............................. ........ 11 11: Posición de línea en subestación de barra simple ..................... ............................................ ....................... 12 12: configuración de simple barra .................... .......................................... ............................................. ............................... ........ 14 13: Configuración de doble barra .................................................. ......................................................................... ....................... 15 14: Configuración de interruptor y medio ................... .......................................... .......................................... ................... 15 15: Configuración en anillo simple ................... .......................................... ............................................. .............................. ........ 16 16: Configuración de doble barra y doble interruptor ............................... ........................................... ............ 17 17: Configuración en anillo ampliable ...................... ............................................. ............................................. ...................... 17 18: Configuración en H ...................................................... ............................................................................. .................................. ........... 17 19: Configuración en barra partida .................................................... ....................................................................... ................... 18 20: Configuración en bypass ..................... ........................................... ............................................. ...................................... ............... 18 21: Configuración con barra de transferencia ...................... ............................................. .................................. ........... 19 22: Centro del mando y control centralizado ...................... ............................................. .................................. ........... 20 23: Enclavamiento seccionador de línea con seccionador de tierra ................... ....................... .... 21 24: Aparamenta de alta tensión .............................. ..................................................... .............................................. ....................... 21 25: Subestación sometida a condiciones condiciones climatológicas adversas .......................... .......................... 23 26: Aislamiento en una subestación eléctrica .................................. ........................................................ ...................... 24 27: Situación de partida .................... ........................................... .............................................. ............................................. ...................... 27 28: Interruptor de acoplamiento cerrado .................... ........................................... .......................................... ................... 27 29 ................... .......................................... .............................................. ............................................. ............................................. .................................. ........... 28 30 ................... .......................................... .............................................. ............................................. ............................................. .................................. ........... 28 31 ................... .......................................... .............................................. ............................................. ............................................. .................................. ........... 28 32 ................... .......................................... .............................................. ............................................. ............................................. .................................. ........... 28 33 ................... .......................................... .............................................. ............................................. ............................................. .................................. ........... 28 34 ................... .......................................... .............................................. ............................................. ............................................. .................................. ........... 28




Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura Figura


35 ................... .......................................... .............................................. ............................................. ............................................. .................................. ........... 29 36 ................... .......................................... .............................................. ............................................. ............................................. .................................. ........... 29 37 ................... .......................................... .............................................. ............................................. ............................................. .................................. ........... 29 38 ................... .......................................... .............................................. ............................................. ............................................. .................................. ........... 29 39 ................... .......................................... .............................................. ............................................. ............................................. .................................. ........... 29 40 ................... .......................................... .............................................. ............................................. ............................................. .................................. ........... 29 41 ................... .......................................... .............................................. ............................................. ............................................. .................................. ........... 30 42 ................... .......................................... .............................................. ............................................. ............................................. .................................. ........... 30 43: Codificación IP .......................................... ................................................................. ............................................. .............................. ........ 30 44: Significado de las cifras en la codificación IP .................... ........................................... ............................... ........ 31

Tabla 1: Tecnologías empleadas en la subestaciones en la red de transporte ...................... ...................... 7 Tabla 2: Valores de diseño de la aparamenta de potencia ..................... ............................................ ........................... .... 22 Tabla 3: Aparamenta necesaria por tipo de subestación con 6 posiciones......................... 25 Tabla 4: Factores a tener en cuenta en la criticidad de una subestacion ........................... 26 Tabla 5: Horas de indisponibilidad de una subestación eléctrica elé ctrica ...................................... ...................................... 26 Tabla 6: Horas de mantenimiento por año en una subestación eléctrica ................... ........................... ........ 26 Tabla 7: Coste de una subestación eléctrica ............................................................. ..................................................................... ........ 27 Tabla 8: Significado de las letras en la codificación IP ..................... ............................................ .................................. ........... 32 Tabla 9: Factor IK ....................... ............................................. ............................................ ............................................ .......................................... .................... 32





1.- Introducción El sistema de transporte de energía está formado por dos elementos básicamente.

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Líneas eléctricas que permiten la transmisión de potencia. Subestaciones que tienen la función de interconexión de las líneas y transformarlas a diferentes niveles de tensión existentes en las diferentes redes.

Figura 1: Red eléctrica española

1.1.- Definición Se puede definir una subestación eléctrica como un nodo de interconexión de circuitos, de manera directa o mediante transformación para conectar redes a distintos niveles de tensión. Mirando las subestaciones desde el punto de vista del operador del sistema, podemos definir estas como, un conjunto de elementos que tienen como función re gular los parámetros eléctricos como son la tensión, frecuencia, flujos de carga, potencias activa y reactiva. En España las tensiones típicas de las subestaciones eléctricas dedicadas a transporte son de 220 y 400 kV. Las subestaciones insulares tienen un nivel de tensión de transporte de 66 kV. En el contexto mundial, se dan subestaciones eléctricas con tensiones que llegan hasta los 1000 kV, como es el caso de la figura siguiente, que muestra una instantánea de la subestación de Jingmen en China, construida con tecnología híbrida.





Figura 2: Subestación eléctrica

1.2.- Papel de las subestaciones en el sistema eléctrico Este tipo de instalaciones desempeña una función fundamental en el sistema eléctrico, ya que da capacidad de maniobra, corte, control y medida sobre la red de transporte. Dependiendo del servicio que ofrecen, pueden dividirse en.

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Subestaciones elevadoras o de generación. Su función es interconectar dos o más sistemas que tienen diferentes tensiones, de forma que el flujo de potencia tiene el sentido de menor a mayor tensión. Como es de suponer es utilizada en las instalaciones de generación, y normalmente elevan la tensión desde 10, 15, 20 o 30 kV, optimizadas para la potencia de los generadores de los que parten, hasta los 132, 220 o 400, que son las idóneas para el transporte de energía. Subestaciones de interconexión o transporte. Son las subestaciones del sistema eléctrico que conectan de forma directa, redes que presentan el mismo nivel de tensión. Como principal función presentan el rol de asegurar un mallado adecuado de la red. Subestaciones transformadoras. Son las subestaciones, que dentro de la red de transporte, tienen como función conectar dos o más redes de distintos niveles de tensión. Como las de interconexión, pretenden lograr un adecuado mallado de la red. Subestaciones reductoras o de distribución. Son aquellas las que con una tensión de transporte de 132, 220 y 400 kV, dan potencia a una red de distribución a tensiones de 66, 45, 30 o 20 kV, preferentemente. En algunos casos muy especiales, para consumidores que requieren grandes cantidades de energía eléctrica, tienen que conectarse directamente a la red de transporte.

1.3.- Tipos de subestaciones Las subestaciones eléctricas pueden ser clasificadas en función de su nivel de tensión, en función de su aparellaje (convencional o blindada), su ubicación (rural o urbana) y su configuración (número de barras, bypass, transferencia, barras partidas o número de interruptores).





Una subestación cuyo aislamiento es el aire o convencional, conocidas como AIS (Ais Insulated Swithgear), es aquella en la que el aislamiento a tierra y los conductores de base la proporciona de forma principal el aire a presión atmosférica.

Figura 3: Subestación AIS

Las subestaciones blindadas o aisladas en gas, conocidas como GIS (Gas Insulated Switchgear), son las que se encuentran bajo envolvente metálica aislada en algún gas, fundamentalmente hexafluoruro de azufre SF6.

Figura 4: Subestación GIS

Ambos tipos de subestaciones pueden existir en instalaciones interiores dentro de una edificación, o bien exteriores a la intemperie, dependiendo del diseño que presenten para soportar las condiciones climáticas externas.





Por otro lado existen las subestaciones con tecnología híbrida, conocidas como HIS (Highly Integrated Switchgear), que combinan la tecnología de las subestaciones AIS y GIS. En función de la tecnología y la ubicación en la red de transporte española se tiene. Tabla 1: Tecnologías empleadas en la subestaciones en la red de transporte

Tipo Convencional exterior Convencional interior Blindada exterior Blindada interior Híbrida exterior Híbrida interior

AT 220 kV 80,32% 0,53% 6,38% 12,50% 0,00% 0,27%

AT 400 kV 86,92% 0,00% 7,69% 1,54% 3,85% 0,00%

Coste Muy bajo Bajo Alto Muy alto Medio Medio-alto

Espacio necesario Muy alto Muy alto Muy bajo Muy bajo Medio-alto Medio-alto

Para definir la tecnología a usar se realiza en función de las necesidades eléctricas, ubicación (urbanas o rurales), circunstancias medioambientales (impacto ambiental, contaminación y climatología), espacio disponible y costes. Por norma general la tecnología GIS y las instalaciones de interior son las más caras.

1.4.- Características funcionales Para que una subestación eléctrica cumpla con su función dentro del sistema eléctrico, en función de su construcción, operación y mantenimiento, deben tener las características siguientes.

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Versatilidad. Ha de tener la capacidad de hacer flexible su funcionamiento, que le permita operar en el sistema eléctrico en cualquier momento en condiciones óptimas, de forma que se adapte a los posibles fallos de elementos y aparamenta por fallos o mantenimiento. Seguridad. Deben ser capaces de aislar faltas, de una forma rápida y eficaz, de forma que afecte al menor número de elementos y de forma que se mantenga el servicio los circuitos sin fallo alguno. Fiabilidad. Con un funcionamiento simple, rápido y que sea eficiente, tanto para el sistema de control, como para la aparamenta y su forma de maniobrar. Capacidad de ampliación. Soportar de forma adecuada las ampliaciones a medio y largo plazo en coordinación con el desarrollo de la red de transporte. Criticidad. Debe ser una media ponderada que debe tratar el efecto que provoca una falta, la velocidad con la que esta se repara y la frecuencia con la que ocurre, dentro del contexto del sistema eléctrico. Coste. Considerando el valor de la instalación inicial, las ampliaciones, repotenciaciones, mantenimiento, explotación y vida útil.

Figura 5: Subestación AIS elevadora situada en una central





2.- Seguridad y normativa Como una infraestructura eléctrica que es, una subestación eléctrica ha de cumplir co n la normativa vigente y que le es de aplicación. Por tanto ha de cumplirse la siguiente normativa.

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Normativa legal. Reglamento de alta tensión, Reglamento electrotécnico de baja tensión, Reglamento unificado de puntos de medida en el sistema eléctrico, Código técnico de la edificación, normas de seguridad en prevención de riesgos laborales, trabajos en tensión, seguridad de las instalaciones y personas, etc. Recomendaciones nacionales e internacionales. Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE), International Electrical Committee (IEC), International Stantadards Institution (ISO), Normativa Española (UNE), certificaciones AENOR, etc. Instrucciones propias de sector. Procedimientos generales, Procedimientos técnicos, Instrucciones técnicas, Guías de actuación, Especificaciones técnicas, Manuales básicos, Modelos.

Figura 6: Procedimiento de actuación para el diseño de una subestación eléctrica

Por otra parte, en el transporte de energía eléctrica han de tenerse en cuenta una lista de circunstancias especiales que obligan a disponer de una normativa específica, como puede ser el efecto corona, radio interferencia, nivel de ruido, campos eléctrico y magnético y protección frente a agentes externos.

2.1.- Efecto corona, radio interferencia y nivel de ruido El efecto corona es uno de los elementos que hay que tener en cuenta en las instalaciones de alta tensión debido a sus importancia. Así este efecto se produce cuando el aire se hace conductor debido a una elevación excesiva del potencial eléctrico que hace romper su rigidez dieléctrica. Si la tensión es lo suficientemente elevada puede verse un halo de color azulado sobre el conductor, que indica que el aire se ha ionizado. Causa efectos como la radio interferencia y un ruido audible, que puede llegar a ser importante. El comité de perturbaciones radioeléctricas (CISPR) es el organismo que regula en la materia.





2.2.- Campos magnéticos y eléctricos Como es conocido la física nos dice que campo es la zona del espacio donde se dan fuerzas. Así de esta forma el campo gravitatorio seria la zona donde hay una fuerza responsable de que los cuerpos tengan un determinado peso. Por tanto un campo electromagnético es una zona donde se manifiestan campos eléctricos y magnéticos, que son creados por cargas eléctricas y el movimiento que producen.

Figura 7: Campos eléctricos y magnéticos

Los campos electromagnéticos que se producen en nuestro entorno, como son el campo eléctrico y magnético estático natural de la tierra, los rayos X y gamma provenientes del espacio y los rayos infrarrojos y ultravioletas que emite el sol, sin olvidar que la propia luz visible es una radiación electromagnética, forman parte del espectro electromagnético y se diferencian en la frecuencia. La frecuencia determina sus características físicas, y los efectos biológicos que pueden producir en los organismos expuestos a ellos. En la gama alta de frecuencias, se transmite energía en una onda electromagnética con un valor tan elevado que puede dañar el material genético de una célula (ADN) y por tanto ser capaz de iniciar un proceso cancerígeno, estamos hablando de los rayos X. Las radiaciones que se sitúan en esta zona del espectro se las llama ionizantes. Pero el sistema eléctrico, como es conocido, trabaja a frecuencias muy bajas, del orden de 50 o 60 Hz, conocida como frecuencia industrial, y por tanto se encuentra dentro de la región donde las radiaciones del espectro no son ionizantes, de tal forma que transmiten muy poca energía. Con el añadido que estas frecuencias tan bajas el campo electromagnético no es capaz de desplazarse, como lo hacen por ejemplo las ondas de radio, lo cual lleva consigo que desaparece a una distancia corta de la fuente que lo ha generado.

2.3.- Protección contra el fuego Todos los materiales usados en la construcción de instalaciones eléctricas de alta tensión deben ser los más ignífugos posibles, de forma que no propaguen la llama, sean auto extinguibles, anti goteos y no propaguen humos ni gases tóxicos.





3.- Elementos principales La figura siguiente muestra los principales elementos de una subestación eléctrica.

Figura 8: Elementos principales de una subestación eléctrica

3.1.- Barras Se conoce por barra, al conductor de baja impedancia que hace las funciones de nodo al cual se conectan circuitos a la misma tensión. Por otra parte el juego de barras se denomina al conjunto de elementos necesario para realizar una conexión que es común a varios circuitos, como ejemplo se puede citar el conjunto de barras que interconectan cada una de las fases en un sistema trifásico. Como característica principal tienen la capacidad de transmitir grandes cantidades de potencia eléctrica. La sección ha de estar en concordancia con la intensidad máxima admisible, la potencia de cortocircuito de la zona y los esfuerzos electrodinámicos a los que va a estar sometida. Cuando el conductor es un tubo, hablamos de barras rígidas. Son tubos que aluminio hueco que suelen tener diámetro exterior de hasta 250 mm y espesor de 20 mm, para tensiones de 400 kV e intensidades de corto de 50 kA. En el interior se introduce un cable que tiene como finalidad la reducción de vibraciones.





Figura 9: Barras rígidas

Para su sujeción se utilizan aisladores soporte, que bien pueden ser cerámicos o poliméricos. Si para realizar estas funciones se utiliza un cable, hablamos de barras flexibles. Estos conductores suelen ser tipo Lapwing o similares, que ofrecen menor resistencia eléctrica, y se instalan de forma parecida a un conductor de una línea.

Figura 10: Barras flexibles

La interconexión de los elementos de alta tensión en las subestaciones puede hacerse mediante un tubo o conductor flexible. De forma general al conjunto de conductores de alta que se disponen en una subestación se le denomina embarrado.





3.2.- Posiciones, celdas, bahías y calles Podemos denominar las posiciones de una subestación como el conjunto de elementos que son necesarios para conectar un circuito (línea, transformador, reactancia, acoplamiento, banco de condensadores, etc.) a las barras en las condiciones adecuadas, con la función de maniobra, corte, medida o protección. Por otro lado se conoce una celda como la parte aislable de eléctricamente de una subestación que comprende los dispositivos de control y maniobra de un circuito dado. Como diferencia principal entre posición y celda podemos decir que esta última puede ser aislada eléctricamente del resto de los elementos de la subestación. Dependiendo de la configuración adoptada en la subestación, pueden coincidir celdas y posiciones. Otro término importante dentro de una subestación es el de calle o bahía, y suele emplearse para nombrar al conjunto de elementos, celdas y embarrados que conectan dos posiciones a dos barras simultánea y coordinadamente en configuraciones de interruptor y medio. Para el resto de configuraciones, bahía es igual a posición.

Figura 11: Posición de línea en subestación de barra simple

3.3.- Aparamenta Se conoce por aparamenta a todos aquellos elementos que están sometidos a alta tensión y que son necesarios para operar y explotar el sistema eléctrico en condiciones de seguridad, fiabilidad y eficiencia, con las funciones principales asignadas de maniobra,





regulación, medida y protección. En este punto se engloban los elementos de alta tensión o de potencia. El conjunto de la aparamenta contiene a elementos de corte de corriente como son los interruptores, de aislamiento visible o seccionadores, de transformación para medida y protección denominados transformadores de tensión e intensidad, reactancias y bancos de condensadores que compensan la generación o consumo excesivo de energía reactiva y regulan la tensión, autoválvulas o pararrayos, red de tierras, bobinas de bloqueo, etc.

3.4.- Parques En las subestaciones que disponen de varios niveles de tensión, se dividen en parques. Así pues, una subestación transformadora puede tener, por ej un parque de 220 kV y otro de 66 kV, con posiciones de transformación que conecten ambos parques.

3.5.- Edificaciones en las subestaciones En función de la configuración, la tecnología de aislamiento empleada en la aparamenta y las dimensiones de la instalación, las subestaciones eléctricas poseen edificaciones en las que se aloja el equipamiento eléctrico que no es capaz de estar a la intemperie, como son sistemas secundarios, puestos de mando, etc. Por tanto, es habitual construir casetas de relés que se encuentran distribuidas a lo largo del parque con el equipamiento secundario que se encuentra asociado a las posiciones más próximas. También se suele disponer de un edificio de control en el que se instalan los servicios generales de la subestación, como son, el puesto de mando, señalización remota, cuadros de servicios auxiliares, talleres, almacenes, etc.

4.- Configuraciones El diagrama de barras o configuración de una subestación define las conexiones entre los distintos circuitos y redes en función de las necesidades del sistema. Por tanto, como es lógico suponer, existen varias configuraciones para las subestaciones, como son.

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El número de barras que tiene el parque. El número de interruptores y seccionadores que intervienen en cada posición. La disposición espacial de la aparamenta. La disponibilidad de puentes maniobrables para trabajos de mantenimiento. La utilización de barras auxiliares de transferencia. La necesidad de separar redes en la subestación, lo que se denomina barras partidas.

En los siguientes apartados se van a tratar las configuraciones más habituales de subestaciones. Se van a utilizar esquemas unifilares de simplificados representando una sola fase y los elementos de corte, interruptores (52) y seccionadores (89), de acuerdo con la simbología ofrecida por la norma UNE 20004.





4.1.- Simple barra En este caso solo se instala un juego de barras (B) y de un interruptor (52) por posición. Los seccionadores (89) solo son necesarios para aislar las celdas de los interruptores. El funcionamiento, como se puede suponer, es muy sencillo, pero poco versátil, debido 1 a que cualquier falta con fallo de interruptor o falta en barras, afecta a toda la subestación. Por en contrario esta configuración ofrece muchas facilidades de ampliación, pero por criterios técnicos y de seguridad es recomendable limitar el número de posiciones a 4. Debido a la poca cantidad de elementos que necesita, es una subestación con un coste relativo muy bajo.

 Versatilidad  Seguridad Fiabilidad   Ampliabilidad  Coste (Comparaciones relativas frente a otras configuraciones)

Figura 12: configuración de simple barra

4.2.- Doble barra Para esta disposición disponemos de dos juegos de barras (B1 y B2) y de un interruptor (52) por posición, además de aislar las celdas de los interruptores, se selecciona la barra a la que se quiere conectar. Es habitual disponer de una posición adicional de acoplamiento para acoplar o separar barras, en función de las necesidades del sistema. Es una configuración muy común, debido a su equilibrio entre características, seguridad y coste. Además permite separar las barras y operar como dos subestaciones de simple barra independientes. Si bien su funcionamiento es sencillo, cualquier falta con fallo de interruptor o falta en barras, afecta a las posiciones conectadas a la barra.

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Fallo de interruptor. Es un de los más graves que pueden ocurrir en una subestación en lo referente a la pérdida de servicio. Se da cuando, ante una falta y la correspondiente actuación de las protecciones, alguno de los interruptores más próximos, que aíslan la zona de cortocircuito no abre. En este caso deben hacerlo los interruptores adyacentes afectando a una zona más amplia de la red.





 Versatilidad  Seguridad Fiabilidad  Ampliabilidad   Coste (Comparaciones relativas frente a otras configuraciones)

Figura 13: Configuración de doble barra

4.3.- Interruptor y medio

Versatilidad  Seguridad  Fiabilidad  Ampliabilidad  Coste  (Comparaciones relativas frente a otras configuraciones)

Figura 14: Configuración de interruptor y medio Profesor: Fco. J. Sánchez Sutil (U.Jaén-Dpto. Ing. Eléctrica)




Como en el caso anterior tiene dos juegos de barras (B1 y B2) y de tres interruptores (52) por cada calle (dos posiciones con 1+1/2 interruptor por posición). En este caso los seccionadores (89) sirven para aislar las celdas de los interruptores y separar la salida de cada línea. Para esta disposición no es necesaria la posición de acoplamiento por poder acoplar las barras desde cualquiera de las calles. Se utiliza bastante en subestaciones críticas por su versatilidad, seguridad y capacidad de ampliación, pero en cambio su coste es elevado. Cuando se producen faltas, se permiten el fallo de dos elementos principales sin la pérdida del servicio en las posiciones sanas, con excepción de la posición que comparte calle con la no sana. Incluso con indisponibilidad de ambas barras permite mantener las calles en servicio de forma independiente.

4.4.- Anillo simple En esta configuración no hay barras, por tanto se concatenan celdas de interruptor, hasta que estas cierren un anillo y en las uniones producidas se coloca una posición. Así de esta forma los seccionadores (89) aíslan las celdas de los interruptores y separan la salida de línea. Es posible mantener en servicio posiciones sanas ante ciertos fallos o faltas, abriendo el anillo. Pero por el contrario, ante otras incidencias como pueden ser el fallo doble, indisponibilidad y falta, fallo interruptor, etc., se ven afectadas todas las posiciones, de forma que afecta de forma grave a toda la red. Su utilización es elevada en subestaciones de generación o elevadoras, enfrentando dos grupos con dos líneas, cada una de ellas con capacidad para evacuar toda la potencia de los dos grupos. Por tanto, ante fallo simple, es posible mantener en servicio los dos grupos.

Versatilidad   Seguridad  Fiabilidad  Ampliabilidad  Coste (Comparaciones relativas frente a otras configuraciones)

Figura 15: Configuración en anillo simple

4.5.- Otras configuraciones 4.5.1.- Doble barra y doble interruptor Esta dotada de dos juegos de barras (B1 y B2) y dos interruptores (52) por cada posición.





Versatilidad  Seguridad  Fiabilidad  Ampliabilidad  Coste  (Comparaciones relativas frente a otras configuraciones)

Figura 16: Configuración de doble barra y doble interruptor

4.5.2.- Anillo ampliable En este caso el fundamento es realizar un anillo mallado, de forma que mejora la seguridad, pero por el contrario son necesarios unos sistemas de control m ás complejos.

Versatilidad  Seguridad   Fiabilidad Ampliabilidad  Coste  (Comparaciones relativas frente a otras configuraciones) Figura 17: Configuración en anillo ampliable

4.5.3.- Configuración en H Se utiliza en la distribución, en la que hay pocas posiciones, por tanto mala ampliabilidad. Tiene alta versatilidad y bajo coste, al no disponer embarrados.

Versatilidad Seguridad Fiabilidad Ampliabilidad Coste

   

 (Comparaciones relativas frente a otras configuraciones) Figura 18: Configuración en H Profesor: Fco. J. Sánchez Sutil (U.Jaén-Dpto. Ing. Eléctrica)




4.6.- Barra partida Se suele emplear como opción para reducir la potencia de cortocircuito, ya que permite modificar la red de forma fácil, partiendo de la subestación en dos nudos independientes.


  

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(Comparaciones relativas frente a otras configuraciones)

Figura 19: Configuración en barra partida

4.7.- Bypass El bypass de la celda donde se aloja el interruptor posibilita mantener las posiciones en servicio mientras se realiza el mantenimiento de los interruptores, todo ello a un coste reducido. Para ello se introduce un seccionador que puentea la celda del interruptor. Si se produce una falta simple en la línea con el bypass acoplado, afecta a to da la barra.


  

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 (Comparaciones relativas frente a otras configuraciones)

Figura 20: Configuración en bypass





4.8.- Barra de transferencia Ofrece la posibilidad de dejar indisponible una celda de forma que se mantiene la posición en servicio mediante una barra de transferencia, de forma que se mejora la versatilidad. Por el contrario el coste aumenta, ya que ha de instalarse un nuevo embarrado y una posición adicional.


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(Comparaciones relativas frente a otras configuraciones)

Figura 21: Configuración con barra de transferencia

5.- Explotación Se estima que la vida útil de una subestación ronda los 40 años. En ese tiempo ha de ofrecer todas las capacidades para las que ha sido diseñada, bajo explotación de los requerimientos del operador del sistema. Por tanto es necesario un seguimiento y mantenimiento continuo de cada uno de sus elementos.

6.- Mando local, telemando y telecontrol Son necesarios sistemas de maniobra, captación y reporte de información en incidencias. El mando local hace referencia a la operación de los equipos del parque efectuada localmente en la subestación, en edifico o caseta. Por la parte que le corresponde el telemando posibilita el mando y operación de la subestación de forma remota, desde diversas localizaciones. Para este menester el operador necesita de información del parque y un sistema de información que lo haga posible, labor que recae sobre el telecontrol que capta señales, automatismos, envío de señales al puesto de control, registra de forma cronológica la operación de la subestación y transmite el mando de la subestación al operador a distancia que la maneje.





7.- Niveles jerárquicos de mando En una subestación existen distintos niveles de operación.

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Nivel 0 – nivel de campo. Corresponde al accionamiento manual desde el propio mando del elemento. Su utilización se refiere únicamente a pruebas y mantenimiento sin tensión. Se habilita mediante un mando local/remoto. En condiciones de funcionamiento normal el mando esta en remoto de forma que permite el mando solo a través de niveles jerárquicos superiores. Nivel 1 – nivel de posición. Está normalmente ubicado en una caseta, y esta compuesto de un armario o bastidor de control, cuya función es recoger información de todos los elementos de maniobra de una posición o calle y posibilita su operación desde un sinóptico. Por otra parte, también está dotado de un mando local/remoto que permite el mando a niveles jerárquicos superiores. Nivel 2 – nivel de subestación. Es capaz de monitorizar todos los elementos de la subestación de forma centralizada, situándose normalmente en el edificio de la subestación. Es posible mandar la operación de todos los mandos mediante un ordenador y un sistema SCADA o un sinóptico general. Lo mismo que en los anteriores niveles dispone de un selector local/remoto para mando de un nivel jerárquico superior. Nivel 3 – nivel de despacho. El centro de control eléctrico es el punto donde se opera de forma centralizada todo el sistema. Desde allí es posible telemandar todos los elementos de mando de todas las subestaciones.

Figura 22: Centro del mando y control centralizado

Para subestaciones de pequeño tamaño y en blindadas estos niveles tienen la posibilidad de reducirse, solapándose el nivel 1 con el 2 en el mismo equipamiento.

8.- Enclavamiento En el nivel 1 es donde se realizan los enclavamientos, y consisten en aplicar condiciones que deben cumplir la topología de la subestación para posibilitar la maniobra del elemento que se trate. De forma general, se inhabilita abrir los seccionadores, si por ellos circula corriente y cerrarlos cuando hay o puede haber una diferencia de tensión en los extremos del seccionador que lleve a una circulación de corriente. Un enclavamiento típico es la imposibilidad de cerrar el seccionador de línea si el seccionador de puesta a tierra está cerrado.





Figura 23: Enclavamiento seccionador de línea con seccionador de tierra

Estos enclavamientos pueden realizarse de forma mecánica, eléctrica o por software, dependiendo de los criterios de seguridad y probabilidad de fallo.

9.- Características generales de la aparamenta de potencia La aparamenta de potencia se refiere a los equipos que trabajan en alta tensión, como son los interruptores, seccionadores, transformadores, etc. Cada uno de ellos posee una serie de características referentes a la tensión, intensidad, frecuencia, estabilidad, tiempos de actuación, grados de protección, etc.

Figura 24: Aparamenta de alta tensión

9.1.- Condiciones normales y máximas de trabajo Un parámetro eléctrico y su medida para la cual un equipo tiene un funcionamiento y rendimiento óptimo, es conocido como valor nominal. En la placa de características de cualquier equipo de alta tensión ha de venir especificada la tensión, intensidad o potencia y frecuencia nominales. Es normal tener valores normalizados que se utilizan en la fabricación.





Existe un valor máximo de trabajo, que indica el valor máximo al que un equipo puede funcionar en régimen permanente en condiciones de seguridad, si que se mermen en modo alguno sus capacidades, ni peligre su deterioro. Todo ello va asociado al margen de maniobra de la aparamenta. En lo referente a la frecuencia, los equipos eléctricos funcionan a la frecuencia de 50 Hz, excepto en Estados Unidos, Centro América, Brasil y Japón, donde la frecuencia es de 60 Hz. Para las tensiones máximas de trabajo tenemos las que fija el Reglamento de alta tensión. En cuanto a la normalización de intensidades tenemos. 1-1,25-1,6-2-2,5-3,15-4-5-6,3-8 (A) y sus múltiplos de 10

n

Estos valores son usados para sobre intensidades, intensidades nominales, máximas de trabajo, de cortocircuito, máxima de cresta, etc.

9.2.- Alimentación de los circuitos auxiliares La tensión de alimentación de los circuitos auxiliares de la aparamenta, es también una característica básica de la aparamenta. Así se utilizan circuitos de corriente alterna a 50 Hz, con una tensión de 400 V en trifásica y 230 V en monofásica. Para lo referente a corriente continua tenemos 220, 125 y 48 V.

9.3.- Condiciones ambientales Las condiciones ambientales para las que se diseña la aparamenta, son dependientes de la ubicación interior o exterior y si se trata de zonas climatológicas extremas. Normalmente se siguen las directrices de la tabla siguiente. Tabla 2: Valores de diseño de la aparamenta de potencia

Temperatura ambiental máxima Temperatura media máxima durante 24 h Altitud sobre el nivel del mar Humedad relativa media durante 24 h Humedad relativa media durante un mes Presión de vapor de agua media durante 24 h Presión de vapor de agua media durante un mes

<40°C <35°C <1000 m <95% <90% <2,2 kPa <1,8 kPa

Por otra parte las temperaturas mínimas de los equipos son -5°C, -15°C o -25°C, para la diseñada para operar en interior y -10°C, -25°C y -40°C, para la que se coloca en exteriores. De forma adicional, para la aparamenta de intemperie se debe tener en cuenta.

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Cambios bruscos de temperatura. 2 Efectos de la radiación solar si se alcanzan 1000 W/m . Contaminación del aire por polvo, humo, gases nocivos, vapores o sal. Pluviosidad y presencia de condensación.




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Nivel isoceráunico de la zona. Velocidad del viento no superior a 34 m/s. Aparición de capa de hielo y su espesor máximo.

En instalaciones situadas a más de 1000 m de altura, el nivel de aislamiento debe hallarse multiplicando las tensiones soportadas por un factor Ka. En el caso de asilamiento interno, se mantienen las características para cualquier altitud. En lo relativo al material de mando auxiliar de baja tensión, no es preciso realizar ajuste si es inferior a los 2000m.

Figura 25: Subestación sometida a condiciones climatológicas adversas

De manera especial se deberá proteger la aparamenta situada en climas especialmente adversos y límites, muy fríos, hasta los -50°C, o muy cálidos, hasta los 50°C, o muy húmedos, con una humedad relativa media en 24 h superior al 98%.

9.4.- Grados de protección de las envolventes Las envolventes de los equipos eléctricos constituyen preventiva y funcionalmente un elemento importante. Deben proporcionar una protección contra contactos directos de las personas y una protección del equipo contra la penetración de agentes ambientales sólidos y líquidos, código IP, y contra los impactos mecánicos externos, código IK. La norma UNE 20010 define el grado de protección de las envolventes estimado en los conceptos siguientes.

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 

Protección contra la penetración de una parte del cuerpo humano o de un objeto cogido por una persona, y simultáneamente, contra la penetración de objetos sólidos extraños. Protección contra la penetración de agua. Protección contra los impactos mecánicos.

Para cada uno de estos conceptos se establecen unos índices de protección en función del nivel de estanqueidad y robustez que proporcione una envolvente.

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Código IP. Sistema de codificación para indicar los grados de protección proporcionados por una envolvente contra el acceso a partes peligrosas, la penetración de cuerpos sólidos extraños, la penetración de agua y para suministrar una información adicional unida a la referida protección, según norma UNE 20324.







Código IK. Sistema de codificación para indicar el grado de protección proporcionado por una envolvente contra los impactos mecánicos nocivos, según UNE-EN 50102.

10.- Coordinación de aislamiento El nivel de aislamiento puede relacionarse con la capacidad de un elemento para poder soportar sobretensiones a frecuencia industrial. Este término de coordinación de aislamiento abarca un espectro más amplio en el que se integran la diversidad de sobretensiones y frecuencias a las que puede estar expuesto un determinado equipo, para maniobras o faltas. Una posible definición de coordinación de aislamiento podría ser como dimensionamiento de los aislamientos de acuerdo con los materiales empleados, las características de las solicitaciones dieléctricas y los elementos de protección contra las sobretensiones. Para que la aplicación sea correcta, es exigible un conocimiento previo de las solicitaciones dieléctricas a las que se someten los aislamientos, de cómo se comportan ante estas solicitaciones y de la tasa de fallos permitida, que indica el número de fallos por año que se producen y el tiempo entre dos fallos consecutivos.

Figura 26: Aislamiento en una subestación eléctrica

La coordinación de aislamiento en las subestaciones, no es un problema baladí y puede llegar a complicarse en un alto grado. En estas instalaciones conviven dos tipos de aislamientos, la responsabilidad y el coste de los aparatos pueden variar de unos a otros y las solicitaciones dieléctricas no afectan a todos con la misma importancia.

10.1.- Características y soportabilidad de los asilamientos La aparamenta y equipos instalados en las subestaciones han de llevar instaladas también una protección contra faltas. Estas faltas pueden estar causadas por cortocircuitos de fase-tierra, fase-fase o trifásicos, descargas de origen atmosférico, derivaciones de corriente a tierra, etc.





Dependiendo del elemento, su uso y funcionalidades exigidas, ha de tenerse en cuenta la influencia de los siguientes factores en una buena práctica de coordinación de aislamiento.

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Corriente de cortocircuito, que debe ser la máxima corriente dada por el cortocircuito trifásico. Viene definida por las condiciones de la red y debe ser calculada con el valor actual y el previsible para un futuro de la vida útil del elemento. Estabilidad transitoria, que esta dada en función de la duración de la corriente de cortocircuito y de la forma de onda de la sobretensión. Límites de tiempo de despeje de falta y condiciones de reconexión. Corriente máxima a través del neutro del transformador principal. Corriente mínima de cortocircuito y mínima derivación a tierra para la sensibilidad de las protecciones. Tensión nominal, tensión máxima de servicio, tensión de impulso tipo maniobra, tensión de impulso tipo rayo, tensión máxima soportada de frente de onda y línea de fuga. Naturaleza del aislamiento, si es autorregenerable o no. Condiciones atmosféricas, humedad, densidad del aire, viento y pluviosidad. Nivel de contaminación. Estado físico, envejecimiento, fatigas mecánicas, deformaciones, efectos químicos, etc.

11.- Criterios generales de definición de la configuración de una subestación Son variadas las circunstancias y características que hay que tener en cuenta para definir la configuración de una subestación. Como ejemplo práctico se puede tomar las siguientes tablas que permiten valorar las di stintas opciones. Tabla 3: Aparamenta necesaria por tipo de subestación con 6 p osiciones

Tipo Simple barra Simple barra partida Simple barra con bypass Simple barra con transferencia Doble barra Doble barra con bypass Doble barra con transferencia Doble barra con 2 transferencias Interruptor y medio Doble barra con doble interruptor Triple barra Anillo simple

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Barras 1 1 1 1 2 2 3 4 2 2 3 0

Interr. 6 7 6 6 7 7 8 9 9 12 8 6

Secc. 12 14 24 24 20 32 29 32 24 24 32 18

TI’s

TT’s

6 7 6 6 7 7 8 9 9 12 8 6

7 7 7 7 8 8 9 10 8 8 9 6

Criticidad y posibles pérdidas debido a fallos en la zona o elementos adyacentes, líneas, centrales, transformadores, etc. La tensión de trabajo, intensidad de cortocircuito y potencia nominal pueden ser medidores de la criticidad.





Tabla 4: Factores a tener en cuenta en la criticidad de una subestacion

Factor Tasa de fallos (veces/100 años) Tiempo de reparación (h) Tiempo de mantenimiento (h/año)

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Inte. 3,5 50 30

Secc. 0,5 10 10

Barras 0,5 11 50

Las indisponibilidades son inferiores mientras mayor es la versatilidad de la configuración. El número de barras y de interruptores por posición son más influyentes. Tabla 5: Horas de indisponibilidad de una s ubestación eléctrica

Indisponibilidad Simple barra Simple barra partida Simple barra con bypass Simple barra con transferencia Doble barra Doble barra con bypass Doble barra con transferencia Doble barra con 2 transferencias Interruptor y medio Doble barra con doble interruptor Triple barra Anillo simple



h/año 915 782 1087 845 374 304 124 123 183 123 434 183

Indisponibilidad por mantenimiento. Debido a las mejoras tecnológicas, cada vez es menos importante en ese aspecto, pero entran en juego las facilidades para realizar trabajos de renovación y mejora de la aparamenta. Tabla 6: Horas de mantenimiento por año en una subestación eléctrica

Mantenimiento h/año Simple barra Simple barra partida Simple barra con bypass Simple barra con transferencia Doble barra Doble barra con bypass Doble barra con transferencia Doble barra con 2 transferencias Interruptor y medio Doble barra con doble interruptor Triple barra Anillo simple



Inter. 180 180 180 210 210 210 210 240 270 360 240 180

Secc. 120 130 180 200 200 320 280 310 240 240 320 180

Barras 50 50 50 100 100 100 150 200 100 100 150

Total 350 360 410 510 510 630 640 750 610 700 710 360

Superficie disponible y pasillos de acceso para las líneas de transporte. El número de embarrados y de celdas por posición aumenta mucho el espacio necesario para la subestación. Configuraciones como doble barra con barra de transferencia o triple barra son las que más espacio requieren para su instalación.




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Posibilidades de ampliación, ya que hay configuraciones que no admiten cierto número de ampliaciones. Debe preverse la planificación a largo plazo. En función del entorno en el que se instale la subestación, el espacio disponible y las necesidades a medio-largo plazo, se decidirá la tecnología a emplear. Esta elección puede ser otro condicionante de la configuración de la subestación. El coste es un factor fundamental. La tabla siguiente desglosa los precios de cada una de las secciones en las que se puede dividir un proyecto de construcción de una subestación, y en la última línea, el porcentaje de desviación en la relación a la configuración doble barra. Tabla 7: Coste de una subestación eléctrica

Precio Aparamenta Embarrados Estructuras Obra civil Edificios Control y S.A. Instalaciones Montaje y PES Emplazamiento Ingeniería % Sobre DB

SB % 35 3 6 15 5 27 1 3 1 3 80

SBp % 35 3 6 16 5 26 1 3 1 3 83

SB+T % 36 4 7 15 4 25 1 4 1 3 90

DB % 37 4 7 16 4 23 1 4 1 3 100

DB+bp % 37 5 8 17 3 20 1 5 1 3 128

DB+T % 35 5 7 20 3 29 1 5 1 3 125

DB+2T % 37 5 7 19 3 18 1 5 1 3 130

IyM % 40 4 7 13 4 22 1 5 1 3 105

DB+DI % 42 4 7 14 3 20 1 4 1 3 121

TB AnS % % 38 34 4 3 7 6 18 17 3 4 18 25 1 1 5 4 1 1 3 3 129 89

12.- Ejemplo de maniobras en doble con barra de transferencia En este punto se va a tratar a modo de ejemplo los que pasos que se deben seguir cuando se va a realizar un cambio de barras de una posición en el caso de doble barra con barra de transferencia. En este tipo de subestaciones, su explotación normal es el acoplamiento cerrado y la mitad de las cargas y los generadores a cada barra. Empezando con todas las posiciones a la misma barra, se debe primero cerrar el acoplamiento.

Figura 27: Situación de partida


Figura 28: Interruptor de acoplamiento cerrado



Figura 29


Figura 30

Las dos barras quedan unidas desde el acoplamiento, por eso se pueden cerrar los seccionadores de barra de la posición que se quiere cambiar de barras.

Figura 31

Figura 32

Al abrir el seccionador de la barra de la que se quiere quitar la posición, se observa como aparece un flujo de cargas por el acoplamiento. Si en esas condiciones se quiere cambiar otra posición de barras, ahora puede existir un flujo de cargas entre las barras por los seccionadores cerrados de una sola posición, pero siempre está respaldado por el interruptor de acoplamiento. Queda la subestación en condiciones de explotación normales.

Figura 33


Figura 34




Seguidamente se desea realizar el mantenimiento de los interruptores, por lo cual se decide transferir la posición a través de la barra de transferencia. Las primeras operaciones corresponden a la prueba de barra, por si está en falta que tenga un interruptor para cortar el aporte de corriente.

Figura 35

Figura 36

Nótese que se cierra el seccionador de barras de la posición de transferencia en función de la barra a la que esté acoplada la posición que se desea transferir.

Figura 37

Figura 38

Posteriormente se procede a transferir la posición cerrando el correspondiente seccionador de transferencia y acoplando barras.

Figura 39


Figura 40




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

Figura 41

Figura 42

13.- Codificación IP Se identifica mediante las siglas IP seguidas de dos cifras, que pueden ser sustituidas por la letra "X" cuando no se precisa disponer de información especial de alguna de ellas. Las cifras suelen ir seguidas de una o dos letras que proporcionan información adicional.

Figura 43: Codificación IP

Las letras adicionales indican el grado de protección de personas contra el acceso a partes peligrosas y su utilización, que como se ha dicho es opcional, se reserva a aquellos supuestos en que la protección efectiva del acceso a la parte peligrosa es más eficaz que la indicada por la primera cifra (por ejemplo mediante un diseño especial de las aberturas que limitan el acceso a las partes en tensión) o cuando la citada primera cifra ha sido reemplazada por una X. Se identifican con los códigos A, B, C, D y su significado se corresponde respectivamente con el de las cifras 1, 2, 3, 4. Una envolvente no puede ser designada por un grado de protección indicado por una letra adicional si no garantiza que satisface también todos los grados de protección inferiores.





Las letras suplementarias, con carácter asimismo opcional, indican que el producto satisface unas condiciones particulares que, en cualquier caso, deben responder a las exigencias de la norma de seguridad básica aplicable. Cuando se añaden letras suplementarias se sitúan después de la última cifra característica o después de la letra adicional en el caso de que asimismo se haya añadido letra adicional.

Figura 44: Significado de las cifras en la codificación IP



Tema 25 - Caracteristicas de Las Subestaciones Electricas

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