miércoles, 31 de octubre de 2012
Parrarayo
lunes, 22 de octubre de 2012
Criterios de ajuste generalmente recomendadospara la protección de distancia
Para el ajuste de las zonas en los relés de distancia se debe tener en cuenta no sólo la impedancia de la línea a proteger sino también las de las líneas adyacentes, dado que el ajuste de algunas de las zonas del reléde distancia cubre una parte o la totalidad de la línea adyacente
Ajuste de la Zona 1.
La primera zona de la protección distancia es de operación instantánea y su función es el despeje rápido de fallas a lo largo de la línea. Se ajusta entre el 80 y 90% de la impedancia de la línea, para evitar operaciones no selectivas por las imperfecciones en el cálculo de los parámetros, errores de los transformadores de medida y a condiciones dinámicas del sistema que podrían ocasionar sobrealcance. Para calcular su ajuste, se usa la expresión:
Z1=K*ZL
Donde: Z1 = Ajuste de Zona 1, K = Constante, ZL = Impedancia de secuencia positiva de la línea. Como criterio se adopta un factor K del 85% de la impedancia de la línea.
Ajuste de la Zona 2.
Esta zona es protege el resto de la línea y brinda respaldo a la barra de la subestación remota y a las líneas que salen de ella. Como valor mínimo de ajuste se escoge el 120% de la impedancia de la línea propia óel 100% más el 50% de la línea adyacente más corta. Estos ajustes pueden modificarse con el análisis del efecto infeed. No debe sobrealcanzar la Zona 1 de los relés de las líneas adyacentes ni operar para fallas en los niveles secundarios de los transformadores de la subestación remota ajustándola como máximo en la suma de la impedancia total de la línea a proteger más el 80% de la impedancia equivalente de dichos transformadores.
Análisis del efecto infeeden Zona 2.
Se presenta debido a la existencia de fuentes intermedias que alimentan la falla por lo que es necesario introducir un ajuste a la impedancia que ve el relé, denominada Impedancia aparente.
Para la selección del tiempo de disparo de la Zona 2 se debe tener en cuenta la existencia o no de un esquema de teleprotección en la línea. Si lo tiene, se selecciona un tiempo de 400 ms; si no, este tiempo se determina mediante un análisis de estabilidad del sistema ante contingencias en el circuito. Este tiempo (tiempocrítico de despeje de fallas ubicadas en Zona 2) puede oscilar entre 150 ms y 250 ms, dependiendo de la longitud de la línea y de las condiciones de estabilidad del sistema.
Ajuste de la Zona 3.
El criterio de ajuste es la impedancia de la línea a proteger más un 80% del valor de Z de la línea adyacente más larga, teniendo en cuenta que no sobrepase el 80% de la impedancia equivalente de los transformadores en la barra remota. También debe limitarse si su valor se acerca al punto de carga de la línea. Tiempo de Zona 3: 800 ms.
Alcance resistivo.
El criterio general es seleccionar un único valor para las diferentes zonas, permitiendo establecer la coordinación a través de los tiempos de disparo de cada zona. Los valores típicos resistivos son calculados como el 45% de la impedancia mínima de carga o de máxima transferencia del circuito en cuestión.
Donde: VL: Tensión nominal mínima línea -línea.MCC: Máxima Corriente de Carga
Esquemas de disparo telecontrolados
domingo, 21 de octubre de 2012
BANCOS DE BATERÍAS
1.-Protecciones
2.-Lámparas piloto
3.-Cuadro de Alamrmas
4.-Registrador de eventos
5.-Circuito de transferencia de potenciales
6.-Sistemas contra incendio
7.-Equipo de onda portadoran (OPLAT)
8.-equipos de micro onda
9.-Control de Disparo de los interruptores de alta tensión y baja tensión
10.-Control de Apertura de los interruptores de alta tensión y baja tensión
11.-Control de los seccionadores
12.-Sistemas de iluminación de emergencia
13.-Sistemas ininterrumpido de energía (UPS)
Cada celda está formada por las siguientes partes:
Recipiente. Es un envase que puede ser poliestireno transparente. O de vidrio, que ofrece la ventaja de permitir la inspección visual de los elementos interiores. Dentro del recipiente se localizan las placas activas, el electrolito y los separadores.
Placas. Las placas positivas están formadas por dióxido de plomo (PbO2) y pueden estar fabricadas en dos formas:
b) Placa multitubular. Formada por una hilera de tubos fabricados con malla de fibra de vidrio trenzada, dentro de los cuales se introduce una varilla de aleación de plomo. Al unir todos los tubos en su parte superior queda formada la placa. Este método tiene la ventaja de producir mayor energía por unidad de peso y además evita la sedimentación del material activo, por lo que llega a tener una duración de hasta 20 años. Las placas negativas son planas en ambos casos, y están formadas por plomo puro.
Separadores. Son los elementos aislantes que mantienen separadas las placas positivas de las negativas. Son láminas ranuradas. Fabricadas de hule microporoso para permitir la circulación del electrolito, sin que este afecte químicamente.
Electrolito. Está formado por ácido sulfúrico diluido en agua. Cuando la celda tiene carga eléctrica completa, la densidad del electrolito es de 1.21.
En las siguientes figuras se muestra los componentes que integran a la bateria de tipo acido,
Partes que componen a una bacteria del tipo ácido ( cortesía TECHNO SUN)
Operación de una celda de tipo ácido.
Cuando una celda está completamente cargada, en la placa positiva hay dióxido de plomo y en la negativa solamente plomo. Ambas placas están bañadas por el electrolito.
Ventajas:
Bajo costo.
Desventajas:
No admiten sobrecargas ni descargas profundas, viendo seriamente disminuida su vida útil.
Altamente contaminantes.
Baja densidad de energía: 30 Wh/kg
Peso excesivo, al estar compuesta principalmente de plomo; por esta razón su uso en automóviles eléctricos se considera poco lógico por los técnicos electrónicos con experiencia. Su uso se restringe por esta razón a aplicaciones estacionarias, además de para automóviles, para el arranque, también como fuentes de alimentación ininterrumpidas para equipos médicos.
Voltaje proporcionado: 2 V Densidad de energía: 30 Wh/kg
La descripción es practicante igual que las de tipo acido, por lo tanto conviene describir las diferencias, utilizando una celda de níquel-cadmio.
Recipiente. Son de plástico opaco y tienen el inconveniente de no permitir la inspección ocular del interior.
Placa positiva. Está formada por una hilera de tubos de malla de acero, que contiene hidróxido de níquel.
Placa negativa. Es igual a la positiva, pero rellena de óxido de cadmio, el cual se
reduce a cadmio metálico durante el proceso de carga.
Separadores. Se usan barras de hule o de polietileno.
Electrolito. Es una solución de hidróxido de potasio, con una densidad que oscila entre 1.6 y 1.9 a 25°, oscilación que no se debe a la carga eléctrica de la celda.
La vida de la Batería del tipo alcalino es de 25 años, en promedio, que dura la vida de estas celdas se hace necesario cambiar el electrolito unas tres veces, debido al envejecimiento que se produce por el dióxido de carbono de la atmósfera.
Ventajas
Larga Vida.
Reacciona de manera eficiente frente a fuertes descargas.
Mínimo mantenimiento.
Facultad de aceptar altos regímenes de carga.
Excelente desempeño frente a los diferentes cambios de temperatura.
Resistentes a los abusos eléctricos y mecánicos.
Fáciles de Instalar.
Puede soportar un almacenamiento prolongado.
Buenas características de servicio bajo cargas de flotación.
Conexion del Banco de baterias.
Existen dos formas de conectar un banco de celdas o baterías de plomo-acido.
En serie
En paralelo
Conexión en Serie
Esta asociación en serie es la más conocida. En este caso, el borne positivo o negativo de una celda o batería, se conecta al borne opuesto de otra de idénticas características. De esta manera, la asociación resultante tendrá el doble de tensión y la misma capacidad que cada celda o batería en forma individual.
Y si agregamos una celda o batería más a la serie anterior, la tensión resultante será el triple. Y así sucesivamente. Por ejemplo, una batería de 24V/100Ah puede obtenerse asociando en serie 12 celdas individuales de 2V/100Ah o dos baterías del tipo monoblock de 12V/100Ah.
Es importante resaltar que las celdas o baterías que se asociarán en serie deben ser de la misma capacidad y, preferentemente, de la misma marca y modelo. De no ser así, tanto en la descarga como en la posterior carga, habrá un comportamiento desparejo y esto afectará tanto el desempeño como la vida del conjunto.
Banco de Baterias conectado en serie.
Conexión en Paralelo
Asociar en paralelo significa vincular eléctricamente bornes de la misma polaridad. La asociación en paralelo se utiliza cuando no es posible obtener una batería de la capacidad deseada. O, a veces, dicha capacidad existe en un determinado modelo o tipo constructivo y resulta más económico utilizar una asociación en paralelo de otros modelos más baratos.
Un caso típico es el de algunas capacidades intermedias (200, 300 o 400Ah en tensiones de 12 o 24V), donde las mismas se pueden obtener asociando en serie y paralelo baterías monoblock de 100Ah, según necesidad, y esto resulta más económico que utilizar celdas de 2V y de la capacidad deseada.
Conexión Serie-Paralelo de un Banco de Baterías
cargador/rectificador de baterias ( imagen cortesía grupo TEMI)

panel frontal del cargador rectificador
viernes, 27 de julio de 2012
Protección de transformadores (87T)
Protección de transformadores (87T)
Esta protección se usa para despejar las diferentes faltas que se pueden dar en un transformador como el contacto entre los bobinados cuando se pierde el aislamiento o se produce algún daño físico del mismo. Las faltas pueden ser en los bobinados, en el cambiador de tomas, en los aisladores pasatapas
(bushings), o en el núcleo, también se producen faltas en el armario de los terminales de las conexiones del cableado de control. Como consecuencia de cualquiera de estas faltas se puede producir una propagación de las mismas hasta causar un incendio en el transformador.
Para la detección de las faltas, esta protección utiliza el principio diferencial que permite determinar la diferencia entre las corrientes de entrada y salida del elemento protegido. Para ello se debe medir la corriente de cada fase a la entrada y a la salida del transformador.

Relevador de corriente diferencial (87T) cortesía SEL, para protección de transformadores, generadores 87G
Relevador de corriente diferencial (87T) Cortesia Basler Electric
Protección de barras (87B)
Protección de barras (87B)
Como se describió anteriormente una de las perturbaciones que se pueden presentar en la red eléctrica y que pueden afectar a las barras de una subestación son los cortocircuitos. Este tipo de falta se produce por contacto entre las fases o contacto a tierra por objetos extraños que ocasionan la falta.
Como la falta se produce normalmente en el aire y no en el aislamiento de un equipo, no hay un daño físico; pero, como consecuencia de las altas corrientes de cortocircuito, se producen esfuerzos térmicos y mecánicos importantes en todos los equipos de la barra.
Si bien los equipos están diseñados para las magnitudes de las corrientes que se producen, estas faltas provocan una reducción de la vida útil de los equipos.
Con el fin de reducir al máximo todos los efectos negativos derivados de las perturbaciones se procura que el sistema de protección tenga una alta velocidad de operación.
La detección se basa en el principio de la corriente diferencial, ya que la sumatoria de todas las corrientes que se conectan a la barra debe ser cero.
Existen dos metodologías que son:
Corriente Diferencial con Alta Impedancia: se conectan todos los circuitos a una alta impedancia donde se evalúa la tensión. Si la suma de las corrientes es cero no hay tensión en esta impedancia; luego, al producirse una falta interna aparece una corriente diferencial que produce la tensión de operación del relé. Este sistema es preferido por su seguridad frente a faltas externas ya que se calcula para impedir una falsa actuación en este caso.
Diferencial Porcentual: se basa en la primera ley de Kirchhoff, se determina la corriente diferencial como la suma de las corrientes entrantes menos las salientes. Este sistema pierde selectividad ante
faltas externas de elevada intensidad que provocan saturación en los transformadores de intensidad, para evitarlo es necesaria una característica de disparo con estabilización.
Protección diferencial (87)
Protección diferencial (87)
El principio de funcionamiento de todas las protecciones diferenciales se basa en la comparación entre la intensidad de entrada y la de salida, en una zona comprendida entre dos transformadores de medida de intensidad, de tal forma que, si la intensidad que entra en la zona protegida no es la misma que la que sale significará que existe una fuga de corriente y por tanto algún defecto, por
consiguiente circulará una determinada intensidad por el relé provocando el disparo del mismo. Por el contrario cuando la corriente que entra es igual a la que sale, no circulará corriente por el relé y por tanto este no actuará.
Las protecciones diferenciales se utilizan en subestaciones eléctricas de alta tensión para la protección de los siguientes equipos eléctricos:
- Protección de líneas y cables.
- Protecciones de barras.
- Protecciones de transformadores o autotransformadores.
- Protecciones de reactores.
Protección de sobreintensidad direccional (67/67N)
Protección de sobreintensidad direccional (67/67N)
La protección de sobreintensidad puede ser usada para medir no solamente la magnitud de la intensidad sino también su sentido; es decir, el sentido del flujo de la potencia entregada, para lo cual se toma como referencia la tensión del sistema, conformando una protección de sobreintensidad direccional. El código ANSI es 67/67N.
Esta protección tiene diversas aplicaciones como protección principal de líneas aéreas y cables, de transformadores de distribución, motores entre otras muchas. También es usada como protección de respaldo para transformadores de potencia y generadores grandes y como protección de emergencia para protecciones de distancia y diferenciales de línea.
En transformadores de potencia conectados en paralelo y en líneas paralelas alimentadas por un extremo, las protecciones de sobreintensidad necesitan el criterio de direccionalidad para ser selectivas. En estos casos se requiere la medida de las tensiones para determinar la dirección del aporte de energía a la falta.
El disparo queda bloqueado con flujo de intensidad de falta contrario al ajustado, la direccionalidad se representa en los esquemas de protección con una flecha que indica el sentido del flujo de intensidad que producirá disparo.
jueves, 16 de febrero de 2012
Fallas
Una falla extraña es un disparo del interruptor sin haberse producido ninguna alteración en el sistema.
Falla de la red, son de este tipo las causadas por una sobrecarga o una caída extrema de tensión o de corriente
Clasificacion de las fallas.
las fallas del sistema electrico se pueden clasificar de la siguiente manera:
1. Falla fase a tierre,
2.-Fala fases entre fases
Tiempo de Eliminación de Fallas
Los esquemas de protección modernos tienden a obtener tiempos de eliminación de
fallas de 60 a 100 ms. Hoy día se tienen sistemas de protección con tiempos de operación entre 8 y 10 ms, e interruptores con tiempo de apertura del orden de 2 ciclos dando como resultado un tiempo total de despeje de fallas menor a 50 ms.
sábado, 4 de febrero de 2012
- El nivel de corriente mínima de operación (o corriente de pickup), que es aquel valor que produce el cambio de estado del relé.
- La característica de tiempo de operación, es decir la forma en que el relé responde en cuanto al tiempo.
- Relevador Instantáneo de Sobrecorriente (50).
- Relevador de Retardo de Sobrecorriente (51).
- Inverso
- Muy Inverso
- Extremadamente Inverso
Protección de sobreintensidad (50/50N/51/51N)
La protección de sobreintensidad se basa en la medida de las intensidades de fases y neutro en una posición del sistema eléctrico, evitando que se alcancen valores que puedan dañar los equipos instalados. Controla la intensidad de paso por el equipo protegido y cuando el valor es superior al ajustado en el relé, se produce el disparo del interruptor, activación de una alarma óptica o
acústica, etc.
Dado que la mayoría de las faltas que se producen en el sistema eléctrico van acompañadas de un incremento considerable de la intensidad, esta protección cuenta con un amplio campo de aplicación.
Al utilizar sólo la medida de intensidades, los equipos para protección de sobreintensidad son sencillos y económicos.
Antes de continuar con la definición de la protección de sobreintensidad es importante tener en cuenta que la mayoría de los equipos eléctricos, líneas aéreas, cables subterráneos, transformadores, motores, generadores, reactancias y banco de condensadores se caracterizan por tener una curva de
daño que se ajusta a la formula:
domingo, 29 de enero de 2012
Nomenclatura de los Relevadores
70. Reóstato.
71. Relé de nivel líquido o gaseoso.
72. Interruptor de corriente continua
73. Contactor de resistencia de carga.
74. Relé de alarma.
75. Mecanismo de cambio de posición.
76. Relé de sobreintensidad de corriente continua
77. Transmisor de impulsos.
78. Relé de medio de ángulo de desfase o de protección de salida de paralelo.
79. Relé de reenganche de corriente alterna.
80. Relé de flujo líquido o gaseoso.
81. Relé de frecuencia.
82. Relé de reenganche de corriente continua
83. Relé de selección o transferencia del control automático.
84. Mecanismo de accionamiento.
85. Relé receptor de ondas portadoras o hilo piloto.
86. Relé de enclavamiento.
87. Relé de protección diferencial.
88. Motor o grupo motor generador auxiliar.
89. Desconectador de línea.
90. Dispositivo de regulación.
91. Relé direccional de tensión.
92. Relé direccional de tensión y potencia.
93. Contador de cambio de campo.
94. Relé de disparo o disparo libre.
95. Reservado para aplicaciones especiales.
96. Reservado para aplicaciones especiales.
97. Reservado para aplicaciones especiales.
98. Reservado para aplicaciones especiales.
99. Reservado para aplicaciones especiales.
1.-Relevadores de Proteccion.
2.-Relevadores de monitoreo, anunciadores y verificadores y reguladores
3.-Relevadores de recierre
5. protecciones y alamrmas a trnaformador
R-30 CUADRO DE ALARMAS DE SEÑALIZACIÓN LUMINOSA SONORA (PANALARM)
R-30,50 OPERACIÓN DE UNIDAD INSTANTÁNEA DE SOBRECORRIENTE EN ALIMANTADORES
R-30.51 OPERACIÓN DE TIEMPO DE SOBRECORRIENTE EN ALIMENTADORES
R-49 ALTA TEMPERATURA DE DEVANADO
R-74 DE ALARMA SONORA (PBA)
VERIFICADORES
R-23 DISPOSITIVO REGULADOR DE TEMPERATURA
R-27 DE BAJO VOLTAJE O NO VOLTAJE
R-28 DETECTOR DE FLAMA
R-59 DE SOBRETENSION (BANCOS DE CAPACITORES)
R-81 DE FRECUENCIA
R-83 AUTOMATICO DE TRANSFERENCIA O DE CONTROL SELECTIVO
R-84 MECANISMO DE OPERACIÓN
R-90 DISPOSITIVO DE REGULACIÓN
R-62 DE DISPARO O APERTURA CON RETARDO
R-79 RECIERRE DE C.A.
R-89 RECEPTOR PARA ONDA PORTADORA O PARA HILO PILOTO (BLU)
R-86 AUXILIAR DE RESPALDO Y DE BLOQUEO DIFINITIVO, SU REPOSICIÓN PUEDE SER MANUAL (HEA) O ELÉCTRICO (PSU)
R-86B AUXULIAR DE DISPARO EN PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS
R-86H AUXILIAR DE DISPARO EN PROTECCCIÓN DIFERENCIAL POR HILO PILOTO
R-86R AUXILIAR DE DISPARO POR OPERACIÓN DE PROTECCIÓN DE RESPALDO
R-86X AUXILIAR DE DISPARO POR OPERACIÓN DE PROTECCIÓN PRIMARIA
R-86Y AUXILIAR DE CIERRE DE INTERRUPTORES DE BANCOS DE
RESERVA POR OPERACIÓN DE PROTECCIÓN PRIMARIA
R-86,63 AUXILIAR DE DISPARO BUCHHOLZ
R-86,81 AUXILIAR DE DISPARO POR PROTECCIÓN DE BAJA
FRECUENCIA
R-94 AUXILIAR DE DISPARO O DISPARO LIBRE
APX AUXILIAR DE DISPARO POR OPERACIÓN DE PROTECCIÓN PRIMARIA
ARX AUXILIAR DE DISPARO POR OPERACIÓN DE PROTECCIÓN DE RESPALDO
50TT RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE TIERRA DE ALTA TENSIÓN
51T RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE TIERRA DE BAJA TENSIÓN
50,1,2,3 RELEVADOR DE SOBRE CORRIENTE DE TIERRA INSTANTÁNEO DE SOBRECORRIENTE
51 RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE C.A. CON TIEMPO
63 RELEVADOR DE PRESIÓN BUCHHOLZ
87 RELEVADOR DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL
67 RELEVADOR DE DIRECCIONAL DE SOBRECORRIENTE C.A.
Cuadros de Alarmas
Cuadros de alarmas
A continuación se presenta unos cuadros de alarmas, que son visualizados en el control supervisorio por ejemplo cuando cae una alarma debido a que ocurre un disparo de un circuito, proporcionándole información de los dispositivos que operaron y que se imprimen como respaldo.
A continuación se muestran unas figuras de diagramas unifilares y cuadros de alarmas de dichas subestaciones que son visualizadas en el control supervisorio en los niveles de voltaje de 115 kV (fig. A.1y A.2) y 69 kV ( fig A.3.A4.a y A.4b)

Figura A.2 Cuadro de alarmas de una subestación de 115 kV

Figura A.4b Cuadro de alarmas de una subestación de 69 kV..
Nomenclatura. del Nivel del Voltaje
Nomenclatura.
Para la segura y adecuada operación, es necesario identificar los equipos por su nomenclatura, los niveles de voltaje de una subestación, el cual es parte fundamental para el inicio de maniobras y el retiro de las mismas ya que el articulo IX.2 del reglamento nacional de operación nos dice que: “será obligatorio el uso de la nomenclatura en la operación”
Las tensiones de operación (niveles de voltajes) se identificaran por la siguiente tabla de colores. Este código de colores se aplicará en tableros mímicos, dibujos, diagramas unifilares y monitores de TV. según consta en el articulo IX.4.
Tensión Color
400Kv azul
230kv amarillo
de 161 kv hasta 138 kv verde
de 115 kv hasta 60 kv morado magenta
de 44 kv hasta 13.2 kv blanco
menor de 13.8 kv naranja
El articulo IX.8 nos dice que la identificación del equipo de una instalación determinada, se hará con cinco dígitos. Como única excepción y sujeto a revisiones posteriores, los alimentadores de distribución ( radiales ) en 34.5 kv y voltajes inferiores conservaran la nomenclatura de cuatro dígitos en las instalaciones.
El orden que ocuparan de acuerdo a su función los dígitos, se harán de izquierda a derecha. Según como consta el articulo IX.9 del reglamento para la operación.
Primero.- Tensión de operación
Segundo.- Tipo de equipo
Tercero.- numero asignado al equipo al equipo (las combinaciones que resulten)
Cuarto.- para el tercer digito, combinando del 0 al 9 del cuarto digito.
Quinto.- tipo de dispositivo
Primer dígito.
Las tensiones de operación (voltajes) se identificaran por la siguiente tabla y esta definido por el primer carácter alfanumérico, según consta en el articulo IX.10
Tensión Número
0.00-2.40 1
2.41-4.16 2
4.17-6.99 3
7.00-16.50 4
16.60-44.00 5
44.10-70.00 6
70.10-115.00 7
115.10-161.00 8
161.00-230.00 9
230.10-499.00 A
500.00-700.00 B
Segundo dígito.
El tipo de equipo está definido por el segundo carácter numérico de acuerdo a la siguiente tabla, según consta en el articulo IX.11.
Numero Equipo
1 Generador-Transformador
2 Transformador
3 Líneas o alimentadores
4 Reactores
5 Capacitores
6 Equipo especial
7 Esquema de interruptor de trasferencia
8 Esquema de interruptor y medio
9 Esquema de interruptor de amare de barras
0 Esquema de doble interruptor lado barras 2
Tercer y cuarto dígito.
Es el número asignado al equipo el cual está conformado por tercer y cuarto carácter que definen al número económico de que se trate y su combinación permite tener del 00 al 99. según consta en el articulo IX.12.
Quinto dígito.
Tipo de dispositivo para identificarlo se usa el quinto carácter numérico que especifica el tipo de dispositivo de que se trata.
Numero Tipo de dispositivo
1 Interruptor
2 Bus 1
3 Bus 2
4 Cuchillas adicionales
5 Cuchillas fusibles
6 Interruptor de gabinete blindado
7 Cuchillas de enlace
8 Cuchillas de tierra
9 Cuchillas de transferencia
0 Cuchillas lado equipo
Ejemplo 1: 73540
Primer digito: corresponde al nivel de voltaje (115 Kv)
Segundo digito: corresponde al tipo de equipo (línea de subtransmisión)
Tercer y cuarto digito: corresponde al numero asignado al equipo (54)
Quinto digito: corresponde al tipo dispositivo (interruptor)
Ejemplo 2: 4021
Primer digito: corresponde al nivel de voltaje (13.8 Kv)
Segundo y tercer digito: corresponde al numero asignado al equipo (02)
Cuarto digito: corresponde al tipo dispositivo (interruptor)