Acoplamiento de transformadores de tensión e intensidad

Acoplamiento de los transformadores de tensión

Los transformadores de tensión se montan en paralelo con la línea y en lo que se refiere al número y sistema de acoplamiento, tendremos en cuenta los siguientes aspectos:

a) Cuando se trata de un solo transformador, la polaridad de los bornes de conexión no tiene importancia. La conexión que más se emplea es la de fase-tierra el borne P1 va siempre conectado a la línea.

Figura 1: Conexión de un transformador monofásico fase - tierra

En relés, la práctica habitual es medir la tensión primaria y la secundaria en tensiones de línea a línea. En otras palabras la tensión de fase a fase en el secundario es generalmente 110 V. Cuando los relés son de tensión de fase a tierra, sus bobinas tienen una tensión nominal secundaria de 110/(raíz 3) V 

b) Para las protecciones direccionales contra cortocircuitos entre fases y para la medida de energía o potencia activa y reactiva, basta por lo general, con dos transformadores de tensión conectados en V. En estos casos, es preciso respetar las polaridades de los transformadores. 

Esta conexión es de escasa aplicación en Centros de transformación y Subestaciones eléctricas.

Figura 2: Conexión en V de dos transformadores de tensión

c) Para la medida y protección en una red trifásica como la de un CCTT ó subestación, se utilizan tres transformadores monofásicos, conectados normalmente en estrella.

Figura 3: Conexión de tres transformadores monofásicos, conectados en estrella.

d) Para las protecciones contra defectos a tierra, se exige generalmente tres transformadores de tensión, con los devanados de A.T. conectados en estrella y los devanados de B.T. conectados en triángulo abierto. Esto nos permite medir la tensión entre neutro y tierra.

e) Es práctica habitual utilizar además de los devanados de B.T. para la medida y protección, un devanado de las mismas características para conectarlo en triángulo abierto con los de las otras fases, para proteger los transformadores de los fenómenos de resonancia provocados por oscilaciones de tensión ajenos a los mismos, una puesta a tierra accidental de un conductor, etc. Este triángulo cierra sobre una resistencia que absorbe la energía acumulada en los transformadores.

Figura 4: Conexión de tres transformadores con primario en estrella y secundario en triángulo abierto.

NOTA: 

Cuando sea necesario sustituir un transformador, se debe comprobar y dejar constancia por escrito de donde y como estaban conectados los bornes y cables.

Figura 5: Conexión de transformadores con dos secundarios.

Acoplamiento de transformadores de intensidad

Los transformadores de intensidad se conectan en serie con la línea, en cuanto al número y sistema de acoplamiento de éstos, se puede tener presente todo lo dicho para los transformadores de tensión.

Es práctica habitual emplear T.I. con dos secundarios, uno para medida y otro para protección. A continuación se expone algunos de los métodos de instalación más empleados:

a).- Las protecciones contra cortocircuitos entre fases necesitan generalmente transformadores de intensidad sobre dos fases.

Figura 6: Conexión de dos T.I. a tres hilos

Los transformadores de intensidad se instalan con los bornes P1 mirando a las barras de la Subestación eléctrica. Es importante no pasar por alto este detalle, por si nos vemos en la necesidad de sustituirlos en algún momento.

b).- Las protecciones contra defectos a tierra, necesitan siempre tres transformadores de intensidad sobre las tres fases, con los secundarios conectados en estrella.

Esta disposición, dos de tres transformadores de intensidad es típica en posiciones con tensiones de servicio igual o superior a 45 kV.

Figura 7: Instalación de tres T.I. con los secundarios conectados en estrella.

c).- Otra posibilidad de conexión de los devanados secundarios es la conexión triángulo y se suele aplicar en las posiciones de transformadores de potencia cuando la protección diferencial del mismo así lo requiere. Ver en la Figura 8 las dos posibilidades que tiene esta conexión.

Cuando se unen T.I. conectados en triángulo no se debe pasar por alto el factor (Raíz de 3)

Figura 8: Conexiones de T. I. en triángulo

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Carga sobre los transformadores de medida y protección

Los transformadores a los que se conectan los relés de protección reproducen en el secundario la magnitud primaria con precisión suficiente pero dentro de ciertos límites. En el caso de los transformadores de tensión, la magnitud primaria solamente es previsible que exceda del valor nominal en un pequeño porcentaje de tal manera, que bastará conocer que la potencia en VA del relé esté por debajo de la potencia nominal del transformador.

En el caso de los transformadores de intensidad el asunto se complica un tanto. Sin entrar en detalles diremos que los transformadores de intensidad pueden tener secundarios de medida y de protección de manera, que los secundarios de medida tienen pequeño error en el rango de la corriente nominal, pero a niveles de corriente elevada, como en el caso de un cortocircuito, los errores de relación los hace generalmente inservibles para fines de protección. En cambio, los secundarios de protección están diseñados para que aún a niveles de corriente de falta, sigan reproduciendo con bastante fiabilidad la magnitud primaria.

Podemos generalizar afirmando, que los relés de protección han de conectarse siempre a secundarios de protección.

En todos los casos de aplicación se impone además cuestionar la respuesta del transformador de intensidad al nivel de corriente máxima de cortocircuito prevista para determinar la respuesta del relé. Veremos a continuación de forma breve lo esencial de este asunto.

Dos métodos son posibles:

a) Aplicando fórmulas.

b) Por las curvas de excitación secundaria.

En el primer método, la fórmula fundamental de los transformadores es la siguiente:

Que nos dice que la máxima tensión que puede dar el transformador en el secundario es función de la frecuencia, de la sección del núcleo, del número de espiras y de la inducción máxima que admite el núcleo de hierro sin saturación. Conocida esta tensión, bastará determinar la corriente secundaria máxima que puede dar el transformador.

Que será una función inversa de la impedancia del arrollamiento secundario (ZS) más la de los cables de conexión (ZL) y la propia del relé (ZR). bastará ahora comparar la corriente de falta en secundario, (teórica por relación) con la calculada, para apreciar si hay o no error de consideración. Este método, rara vez puede aplicarlo el usuario, al no disponer de los datos constructivos del transformador de intensidad.

Más adecuado para los usuarios, es el segundo método, que consiste en determinar la corriente que circula por el secundario en función de la tensión aplicada en sus Bornas estando el primario a circuito abierto. La figura 1 ilustra el método.

Figura 1: circuito para establecer la característica de excitación de un transformador de intensidad

Con los pares de valores tensión-corriente confeccionaremos un gráfico en papel doble logarítmico como el de la figura 2.

Figura 2: Característica de excitación secundaria de un transformador de intensidad

A partir de los datos de la curva es ahora factible calcular el error de relación del transformador para una determinada condición. La mecánica de cálculo sería la siguiente:

Determinar la tensión necesaria para que por el relé circule la corriente teórica estimada

• Del gráfico obtenemos la corriente de excitación (Iex) correspondiente a esta tensión 
• Calculamos el error de relación

En la cual: 

ε = error de relación en %

Iex = intensidad de excitación para una tensión dada.

Isn = intensidad en el secundario del T.I. teórica.

Las curvas de magnetización nos sirven también para saber la tensión máxima en el secundario de los transformadores. Gracias a esto podemos identificar si la carga Z conectada al secundario de un T.I. es la correcta. Veamos el ejemplo siguiente:

a) Relación de transformación nominal 100/5

b) Características de clase y precisión 5P20

c) Potencia nominal 30 VA

d) Carga Z en el secundario 1.2 W (de los relés y los T.I.)

e) Curva de magnetización de la Figura 2.

De acuerdo con el factor límite de precisión Flp de valor 20 para una carga Z de 1.2 W precisamos una tensión en el secundario de 120 V. (comprobar en la curva de la figura 2).

Esto supone que con una intensidad en el primario de 2.000 A. Debe responder el transformador con una tensión de 120 V, en el secundario. 

Si la carga en el secundario Z2 fuese de 10 W precisaremos una tensión máxima de 1.000 V:

Como por diseño el transformador previsto no es capaz de dar más de 120 V sin saturarse (ver curva), sacamos la conclusión que la elección del T.I. para la nueva carga no es correcta.

Los límites de los errores para la potencia de precisión y la frecuencia nominal no deben exceder de los valores indicados en la siguiente tabla:

Clase  de precisión	Error de intensidad a la corriente nominal %	Error de fase a la corriente nominal		Error compuesto a corriente límite de precisión
		Minutos	Centirradianes
5P	± 1	± 60	± 1,8	5
10P	± 3	-----	-----	10

Para la prueba utilizaremos un variador de tensión, un voltímetro y un amperímetro con escalas múltiples, los dos últimos aparatos pueden sustituirse por dos tester. El procedimiento de la prueba es el siguiente: 

• El transformador objeto de la prueba debe estar aislado de las cargas conectadas en los secundarios, debe estar en vacío. 
• Conectar los aparatos de prueba como se indica en la figura 3.

Figura 3: Esquema de conexiones para la prueba de saturación

• Comprobar que el variador de tensión se encuentra desconectado y en la posición cero (0).
• Comprobar partiendo con el variador de tensión en la posición cero, la intensidad mínima de excitación. Esta se obtiene para una tensión mínima de respuesta, medida en el voltímetro V.
• Conocida la intensidad mínima de excitación, registrar en la gama de procedimientos este valor y el de la tensión, proseguir con valores superiores y escalonados hasta que observemos que la tensión no varía de valor (el núcleo se ha saturado), aunque se incremente la intensidad de excitación.
• Para evitar perjudicar el T.I. ensayado, no prolongar esta prueba con el núcleo saturado.

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Control y pruebas en transformadores de tensión (TT) e intensidad (TI)

http://imseingenieria.blogspot.com.es/2015/09/control-y-pruebas-en-transformadores-de.html

Maniobras en Instalaciones de Alta Tensión (Parte 2ª)

3.- Premisas para la realización de las maniobras 

Todo sistema de potencia tiene como fin adoptar los recursos energéticos disponibles a la demanda del mercado cumpliendo algunas premisas esenciales: 

- Calidad de servicio 

- Seguridad 

3.1.- Calidad de servicio:

Se entiende como servicio la acción y efecto de proporcionar energía eléctrica al cliente que la ha contratado. 

La continuidad del servicio en una subestación depende fundamentalmente de dos características: la constitución de la misma que se define por la de los embarrados, y por otro lado de las condiciones anormales de funcionamiento a las que puede estar sometida, tales como sobrecargas, deterioro de aislantes, acción de animales, etc. 

Para paliar estos efectos las instalaciones cuentan con aparatos de corte, cuya maniobra facilita el mantenimiento de las mismas, modificar su configuración repartiendo adecuadamente las cortas y desconectar los elementos averiados. 

Por ello para efectuar maniobras se ha de tener en cuenta la calidad del servicio, que se mide básicamente por el número y duración de las interrupciones, así como del mantenimiento de la tensión y frecuencia dentro de los límites fijados. 

Cuando se realice una maniobra se debe de procurar no interrumpir el servicio, si en algún momento no se puede conseguir esto se deberá de buscar el momento menos problemático para el cliente, y procurando realizar la maniobra lo más rápido posible.

3.2.- Seguridad:

La seguridad juega un papel muy importante en la realización de las maniobras, y depende de las buenas condiciones de los materiales y de la competencia profesional de las personas que intervienen en su realización. Por ello la seguridad en las maniobras, atañe a las personas y a las instalaciones.

3.3.- Seguridad en las maniobras:

Las maniobras que se realizan en parques de intemperie son ejecutadas generalmente a distancia (desde el cuadro de control o telemando), pero en ocasiones es necesario actuar directamente sobre el aparato de corte, bien porque falle su mando a distancia o porque carezca de él, como sucede en los seccionadores de puesta a tierra. Asimismo, hay maniobras que se realizan con el fin de trabajar en las instalaciones (revisiones o reparación de máquinas o aparatos).

Por ello, debe ser principio fundamental en toda maniobra atender a la seguridad del personal, tanto del que maniobra como aquél que vaya a trabajar en las instalaciones afectadas por dichas maniobras.

Para lograr esto, se debe:

- Realizar un estudio previo de la maniobra.

- Utilizar los equipos de seguridad adecuados.

- Aplicar las normas de seguridad.

3.4.- Reglamentación vigente en seguridad:

Las normas de seguridad para trabajos en instalaciones eléctricas de A.T. están prescritas en el REAL DECRETO 614/2001, de 8 de junio, sobre disposiciones mínimas para la protección de la salud y seguridad de los trabajadores frente al riesgo eléctrico. BOE nº 148 21/06/2001.

Para el cumplimiento de estas disposiciones el Instituto Nacional de Seguridad e Higiene en el Trabajo, ha elaborado una guía, en la cual se recogen criterios y recomendaciones que pueden facilitar a los empresarios, responsables de prevención y trabajadores la aplicación del citado Real Decreto, está guía se adjunta a este Tutorial de Maniobras y merecen especial atención en cuanto a la Seguridad para la Realización de Maniobras se refiere, los apartados siguientes:

• Aplicación de las prescripciones de Seguridad sobre maniobras en Instalaciones de alta tensión conocidas como “Las cinco reglas de Oro” (ANEXO II de la Guía)
• Equipo de Maniobras (ANEXO IV de la Guía)
• Utilización del equipo de seguridad personal (EPI’s)

4.- Elementos que intervienen en las maniobras

La realización de las maniobras supone abrir o cerrar los aparatos de corte correspondientes a la instalación implicada en dichas maniobras.

Para efectuar estas operaciones, el personal operario, utiliza generalmente una serie de elementos auxiliares que forman parte de la instalación, entre los que destacan:

• Mandos de aparatos de corte.
• Dispositivos de mando y control de aparatos de corte.
• Esquemas eléctricos y sinópticos de cuadros de control.

4.1.- Aparatos de corte.

Bajo esta denominación se hace referencia a  los siguientes elementos de la instalación:

• Seccionadores.
• Interruptores.
• Interruptores seccionadores.
• Interruptores automáticos.

4.1.1.- Seccionador: Aparato mecánico de corte que garantiza, por razones de seguridad, en posición de abierto, una distancia de aislamiento que satisface las condiciones específicas. Esta función es necesaria para cumplir con la primera de las llamadas “Reglas de Oro” de seguridad, para realizar trabajos o intervenciones en las instalaciones de A.T

Los seccionadores no tienen poder de corte, es decir, pueden abrir y cerrar en tensión pero no con carga (no pueden extinguir un arco eléctrico).

Es capaz de: 

1. Abrir o cerrar un circuito cuando se interrumpe o establece una corriente de intensidad despreciable (corrientes como las de capacidad de pasatapas, barras, conexiones, pequeñas longitudes de cables, corrientes en las impedancias de reparto de los interruptores automáticos conectados permanentemente y corrientes de transformadores y divisores de tensión).
2. Abrir o cerrar un circuito cuando no se produce ningún cambio de tensión de los bornes de cada uno de los polos del seccionador (como puenteado de los reguladores inductivos de tensión de los interruptores automáticos).
3.  Soportar las corrientes que se presentan en las condiciones normales del circuito y capaz de soportar durante un tiempo corrientes como las de cortocircuito.

La distancia de aislamiento en los seccionadores es, por regla general, superior a la distancia a la masa, no para asegurar una autocoordinación, sino para proporcionar la máxima seguridad aguas abajo

NOTA: Para tensiones nominales inferiores o iguales a 420 kV se considera una intensidad despreciable la que no excede de 0’5 A.

Antes de hacer la apertura y el cierre de seccionadores, verificar que el interruptor está abierto.

Seccionador de A.T. de columna central giratoria       Seccionador de A.T. de dos columnas

                                                                                         giratorias

                                                                       Seccionador de cuchillas giratorias 

                                                                         para   M.T.

Seccionador de A.T. de pantógrafo

 Figura 9: Diferentes tipos de seccionadores de A.T.

Dado que los seccionadores no pueden maniobrarse en carga, es conveniente que exista un enclavamiento entre el interruptor y los seccionadores asociados de forma que no puedan maniobrarse los seccionadores cuando el interruptor esté cerrado. Los enclavamientos pueden ser:

·         Mecánicos: El interruptor y los seccionadores disponen de cerraduras con una misma llave. Para maniobrar los seccionadores hace falta la llave, la cual solo puede ser extraída de la cerradura del interruptor cuando éste está abierto.

·         Eléctrico: El circuito eléctrico que alimenta el motor del seccionador tiene un contacto auxiliar del interruptor que está en posición abierto cuando el interruptor está cerrado, por tanto, impide la maniobra del seccionador.

·         Vía Software: el dispositivo informático (PLC, PC…) recibe el estado de los equipos (abierto o cerrado) mediante contactos auxiliares y da permiso a las ordenes de apertura o cierre en función del estado de dichos contactos.

4.1.2.- Seccionador de puesta a tierra: Aparato mecánico que permite unir eléctricamente la parte activa con masa mediante el movimiento de sus cuchillas.

Se utiliza en trabajos sin tensión, para asegurar que cualquier tensión (inducida o directa) que aparezca en los conductores se derive a tierra, protegiendo al operario.

Puede o no tener poder de cierre según se especifique.

El poder de cierre se consigue con un dispositivo en el accionamiento que asegure una determinada velocidad de cierre. Este dispositivo acostumbra a ser un mecanismo de acumulación de energía a base de resortes, la cual se libera bruscamente de tal manera que la fuerza y la velocidad de cierre son independientes de la acción del operador.

El seccionador de tierra puede ir montado en el mismo soporte del seccionador principal. En este caso habrá enclavamiento mecánico entre ambos para que ambos no puedan estar simultáneamente cerrados.

4.1.3.- Interruptor: aparato mecánico de conexión

Es capaz de:

1. Establecer, soportar e interrumpir intensidades en condiciones normales del circuito, en condiciones especificadas de sobrecarga en servicio.
2. Soportar durante un tiempo especificado, intensidades en condiciones anormales, tales como las de cortocircuito.
3. Establecer pero no interrumpir intensidades de cortocircuito. Por ello su uso como elemento aislado es limitado. 

4.1.4.- Interruptor seccionador: tipo de interruptor que en condiciones de abierto satisface las condiciones de aislamiento especificadas para un seccionador.

Los interruptores seccionadores pueden llevar asociado un seccionador de puesta a tierra formando así un aparato combinado.

Las principales aplicaciones de los interruptores seccionadores son:

·         Maniobras de redes de distribución e anillo (líneas y cables).

·         Maniobras de baterías únicas de condensadores.

4.1.5.- Interruptor Automático: aparato mecánico de conexión.

Es capaz de: 

1. Establecer, soportar e interrumpir intensidades en condiciones normales del circuito.
2. Establecer, soportar durante un tiempo, e interrumpir corrientes tales como las de cortocircuito.

Los interruptores automáticos según su medio de extinción se clasifican en:

• Aire
• Gran volumen de aceite (GVA)
• Pequeño volumen de aceite (PVA)
• Hexafluoruro de azufre (SF6)
• Vacío

Los diferentes tipos de mandos en interruptores automáticos pueden ser:

• Resortes o muelles
• Neumático o de aire comprimido
• Hidráulico

              Interruptor de gran volumen de aceite                Interruptor pequeño volumen de aceite

                                                                                                        y una cámara de corte

             Interruptor pequeño volumen de aceite           Interruptor en SF6 y dos cámaras de corte

                          y 6  cámaras de corte

Figura 10: Diferentes tipos de Disyuntores de A.T.

Los interruptores automáticos tienen mayoritariamente los contactos dentro de cámaras cerradas de forma que la posición de abierto o cerrado de los mismos no es directamente visible, por lo que, por si solos, no cumplen las condiciones reglamentarías en cuanto a corte visible.

Por este motivo debe disponer de dos seccionadores, uno a cada lado, para garantizar el corte visible durante las labores de mantenimiento del interruptor. Existe la posibilidad de eliminar y sustituir los mencionados seccionadores por interruptores automáticos extraíbles, estos interruptores están montados en un carro y se pueden mover entre las posiciones de insertados y extraídos usando un mecanismo de accionamiento motorizado o manual, con lo cual cumplen igualmente con la primera Regla de Oro al existir un corte visible, esta disposición permite diseñar Subestaciones con distribuciones más simples, espacios un 30% más reducidos, menores fundaciones y requerimientos de material.

 Figura 11: Interruptores automáticos extraíbles para tensiones de 72,5 a 300 kV

Figura 12: Celdas de M.T. con interruptores extraíbles

Tabla 1: Condiciones de corte de los dispositivos de maniobra

4.2.- Mandos de los aparatos de corte.

El accionamiento de los aparatos de corte se realiza por medio de mandos que varían en su constitución y funcionamiento, según el aparato que accionan (interruptor, seccionador), según el fabricante.

De forma genérica, los accionamientos de los aparatos de corte se pueden clasificar en:

• Mandos por pértiga
• Mecánicos
• Eléctricos
• Neumáticos
• Oleoneumaticos

Figura 13: Armario de mando con mecanismo de acumulación de energía por resortes de un Interruptor Automático de A.T. con accionamiento manual y motorizado.

Existen dos posibles formas de controlar el mando, que se encuentra formando parte del aparato de corte que acciona: 

•  Localmente: el mando se encuentra en el propio aparato. 
• A distancia: desde el cuadro de control o desde telemando.

Figura 14: Mandos local y remoto

La mayor parte de los aparatos que nos podemos encontrar en un parque de intemperie posee mando eléctrico siendo su accionamiento o control local y/o a distancia, aunque se recomienda como norma general el accionamiento a distancia.

4.3.- Elementos auxiliares de control y mando

Cuando han de maniobrarse corrientes y tensiones elevadas, es muy importante la utilización de aparatos automáticos, de forma que permita a un operador manipular a distancia desde distintos lugares y con seguridad dichas magnitudes, tal como sucede con los seccionadores e Interruptores automáticos de Subestaciones.

Normalmente, el operario encargado de realizar las maniobras, actúa generalmente a distancia, sobre un dispositivo situado en el cuadro de control y mando o a través de telemando, este dispositivo  acciona un circuito de B.T., que a su vez actúa sobre el mando eléctrico del aparato de corte que se pretende maniobrar.

Los dispositivos empleados para operar a distancia sobre el mando eléctrico de un aparato de corte son:

• Pulsadores 
• Conmutadores 
• Conmutadores de símbolo y mando

La comprobación de la posición en que se encuentran los aparatos encargados del corte (abiertos o cerrados) se realiza mediante una indicación mecánica del propio aparato de corte, si la maniobra se efectúa a distancia (desde el cuadro de control), la señalización de posición del aparato de corte se efectúa por medio de señales luminosas o indicadores electromagnéticos. Estos dispositivos disponen de un mecanismo electromagnético que actúa sobre un disco de aluminio del señalizador sobre el que va marcado un trazo diametral. Este trazo adopta la posición horizontal o vertical respecto del esquema sinóptico, indicando la posición de desconectado o conectado.

Figura 15: Conmutador de Señalización electromagnético

Figura 16: Representación de un conmutador de señalización de Seccionador (89CS)

Está muy extendido en los Cuadros de Control y Mando de Subestaciones el uso de conmutadores de símbolo y mando (C.S.M) para la maniobra a distancia de los elementos de corte existentes en sus instalaciones. Desde este punto de vista es igual que un pulsador, pero debido al gran número de contactos de que dispone y a la posibilidad de que estos tienen de variar su disposición en distintos momentos, el C.S.M. ofrece muchas más posibilidades que el pulsador o juego de pulsadores.

Figura 17: Conmutador de símbolo y mando (CSM)

Se trata de una maneta de giro y empuje de dos posiciones con lámpara de señalización.

La representación del C.S.M. es la siguiente:

Esta representación comprende un C.S.M. de ocho contactos de empuje y dos de giro. Según las necesidades de cada instalación variarán el número de contactos utilizados, el C.S.M. representado corresponde a los empleados en las posiciones de los interruptores de Subestaciones. El aspa en cada recuadro (X) significa que el contacto está cerrado en esa posición. Así en la posición abierto está cerrado el contacto 21-021, y el resto permanecen abiertos. Si realizamos un empuje en esta posición, los contactos 1-01, 3-03, 5-05, 7-07 se cierran permaneciendo en esta posición hasta que dejamos de pulsar, que volverán al estado de la posición abierto.

Efectuamos un giro de 90º a la posición de cerrado, el contacto 21-021 se abre, mientras que el contacto 20-020 se cierra. Al dar un empuje a la maneta en la posición cerrado se cerrara el contacto 2-02, 4-04, 6-06, 8-08, permaneciendo en esta posición hasta que dejemos de pulsar, tal como sucede en la otra posición.

Vemos que cuadro representativo del C.S.M. proporciona la información completa de la posición de sus contactos. En la práctica en los cuadros representativos de los C.S.M. deben hacer referencia al número de hoja que ocupan los contactos en una colección de esquemas.

Figura 18: Disposición de los bloques de contactos del CSM

Los conmutadores de símbolo y mando (CSM) se encuentran instalados en los paneles de control de las subestaciones por medio de los esquemas sinópticos de los mismos, y poseen una doble utilidad:

• Dar la orden de cierre o de apertura del aparato de corte controlado por él. 
• Señalización visual de la posición en la cual se encuentra dicho aparato.

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