Limitaciones en el arranque de motores asíncronos (y Parte 2ª)

Limitaciones de carácter mecánico durante el arranque del motor

Pares máximos y mínimos; tiempo de arranque

Durante el proceso de aceleración que se da en el arranque, la máquina accionada está sometida a una serie de esfuerzos mecánicos, que no existen en régimen nominal, debidos a las fuerzas y pares de inercia. Las fuerzas y pares de inercia son proporcionales a la aceleración angular del eje del motor y, a su vez, la aceleración angular es proporcional al par acelerador.

Por esta razón, algunos tipos de máquinas accionadas imponen la condición de que el par acelerador durante el arranque no supere un determinado valor límite superior; este valor límite está determinado exclusivamente por la máquina accionada y no por el motor asíncrono. Un ejemplo típico de acotación superior del par acelerador se presenta cuando la transmisión entre el motor y la máquina se realiza por correas. En este caso una aceleración demasiado brusca puede provocar que las correas patinen y por tanto se desgasten y se rompan después de pocos arranques. Análogamente, en las transmisiones por engranaje, un par acelerador excesivo puede provocar la rotura de los dientes.

Además de la eventual limitación de par máximo, existe siempre una limitación de par mínimo que debe ser observada.

En efecto, para que el motor de un accionamiento sea capaz de alcanzar el régimen nominal es necesario que el par motor suministrado sea mayor que el par resistente opuesto por la máquina accionada para todas las velocidades comprendidas entre cero y la velocidad nominal.

Esto se traduce, en que la curva par-velocidad del motor tiene que estar por encima de la curva par resistente-velocidad de la máquina accionada para 0 < n < n_n.

En la figura 3 se muestran las curvas de par motor (T) y par resistente (T_L) de dos accionamientos. En el caso (a) se cumple la condición T > T_L., para toda n < n_n. En el caso (b) no se cumple esta condición; la velocidad del motor se estabilizaría en n' < n_n velocidad a la que corresponde una corriente mucho mayor que la nominal que quemaría sus devanados en caso de permanecer funcionando en este régimen.

Figura 3: (a) Arranque correcto (par motor suficiente) (b) Arranque no viable.

La condición enunciada de que el par motor sea estrictamente mayor que el par resistente durante el proceso de arranque es, en pura teoría, suficiente para alcanzar la velocidad nominal, pero con ello no está todavía asegurado que el motor sea el adecuado para una aplicación industrial dada.

En primer lugar, es necesario siempre tomar un margen de seguridad en previsión de posibles disminuciones del par motor debido a descensos circunstanciales de la tensión de alimentación (recuérdese que el par varía con el cuadrado de la tensión) o de posibles desviaciones de las curvas de par reales respecto a las supuestas, tanto en la máquina motriz (motor eléctrico) como en la máquina accionada.

En segundo lugar, y esto es lo más importante, puede ocurrir que las exigencias del proceso tecnológico o de la aplicación industrial concreta o, simplemente, que motivos de rentabilidad económica de la instalación (piénsese en aplicaciones cuyo ciclo de trabajo requiera numerosos arranques), impongan un tiempo máximo para efectuar dicho arranque, el cual no debe sobrepasarse, este tiempo máximo puede también venir acotado por razones de índole térmica.

Esto equivale a exigir un par acelerador mínimo o, lo que da igual, un par motor mínimo supuesto un par resistente prefijado. En otras palabras, la condición de que el par motor supere al resistente con un margen de reserva razonable es una condición necesaria siempre, pero puede no ser suficiente. Se requiere entonces comprobar adicionalmente que el tiempo de arranque del accionamiento es inferior al estipulado como límite por el usuario.

Cálculo del tiempo de arranque; ejemplo.

El cálculo del tiempo de arranque puede efectuarse de forma sencilla si se observa que la ecuación dinámica durante el arranque (despreciando las pérdidas mecánicas) viene dada por:

De donde se deduce:

En general no se dispondrá de las funciones T (Ω) y T_L (Ω) en forma analítica pero sí en forma gráfica ya que dichas funciones constituyen simplemente las características mecánicas o curvas par-velocidad del motor y de la máquina accionada. Determinando pues gráficamente el valor medio del par acelerador durante el arranque (figura 4).

Figura 4: Obtención gráfica del par acelerador medio.

se tiene:

con lo que la integral resulta igual a:

expresión en la cual significan:

t_a : Tiempo de arranque en segundos

J : Momento de inercia, medida en m² x kg, de todas las masas aceleradas por el motor (máquina accionada + rotor), referido al eje del motor).

Ω_n : Velocidad final en rad/seg.

T_{a med} : Par acelerador medio en Nw x m.

Si la velocidad viene dada como es usual en la industria en r.p.m., la ecuación anterior adopta la forma:

en la cual, el resto de las variables están medidas en las mismas unidades que antes. La figura 5 muestra un caso práctico de cálculo del tiempo de arranque. Se trata de un motor de 300 CV, 3 000 r.p.m., y rotor de jaula que acciona una soplante de elevada inercia, acoplada directamente al eje del motor; los momentos de inercia del motor y de la soplante valen:

J_m = 4 m² · kg;

J_s = 62,5 m² · kg

Figura 5: Ejemplo de cálculo del tiempo de arranque

La recta AA' se traza por tanteo, de forma que el área A₁ encerrada entre la ordenada n = 0, la curva T(n) y la recta AA' sea igual al área encerrada entre T (n), AA' y la ordenada n = n_n.

La recta BB' se obtiene análogamente, pero a partir de la curva de par resistente T_L (n).

La distancia entre las dos rectas, medida en la escala de pares, es el par acelerador medio, T_{a med} 

por tanto, el tiempo de arranque vale:

Si el motor se arrancara por el método estrella-triángulo la curva de par en el arranque sería T_λ (n) (Véase figura 5); el par acelerador medio, en este caso valdría:

Y el tiempo de arranque:

Si se quiere aumentar la precisión de los cálculos, o bien cuando el par acelerador presente grandes variaciones a lo largo del proceso de arranque, entonces se recurre a dividir éste en intervalos y se aplica a cada uno de ellos la técnica mencionada. Por lo general, con tres intervalos suele ser suficiente (Fig. 6).

Figura 6: Cálculo preciso del par acelerador medio.

Hay que indicar que todos los cálculos precedentes se han basado en la curva par-velocidad del motor correspondiente a régimen estático. Esto es lo usual en la industria y para la inmensa mayoría de las aplicaciones prácticas conduce a resultados satisfactorios. Sin embargo para procesos de arranque ultrarrápidos es necesario considerar la característica dinámica que, en ocasiones, puede diferir notablemente de la estática. El estudio de tales casos sale fuera del marco del presente artículo. Por último conviene señalar que en los accionamientos industriales usuales el tiempo de arranque oscila entre algunas décimas de segundo (arranques sin carga de dispositivos de baja inercia) y unos 30 segundos (arranques pesados), o incluso más en motores de media tensión.

La gráfica de la figura 7 permite estimar el tiempo de arranque en vacío de motores de 4 polos de baja tensión en conexión directa a red y sin masas adicionales de inercia.

Figura 7: Tiempo de arranque en vacío aproximado de motores de rotor de jaula

de 4 polos sin inercias adicionales

FUENTE:

Arranque de motores asíncronos: Restricciones de origen eléctrico y/o mecánico (L. Serrano Iribarnegaray, M. Riera Guasp, A. Cervera Vicente).

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Limitaciones en el arranque de motores asíncronos (Parte 1ª)

Limitaciones de tipo eléctrico durante el arranque

Como consecuencia de las elevadas corrientes absorbidas en el arranque del motor de inducción se originan durante este período unas caídas de tensión en la red de alimentación mucho mayores que en régimen nominal; si la caída de tensión producida por el motor funcionando en régimen nominal, en un punto determinado de la red es ΔU, en el arranque ocasionará una caída ΔU' dada por:

Tal y como se trató en el post: “Acoplamiento Motor/Carga” disponible en el link:

https://imseingenieria.blogspot.com/2017/07/acoplamiento-motorcarga.html

la intensidad de arranque que el motor solicita de la red, suele alcanzar valores de hasta 8 In, con una duración de algunos segundos. Para decidir si las caídas de tensión son o no admisibles hay que considerar la configuración de la instalación eléctrica que alimenta al motor, la naturaleza de los consumos conectados a ella y las restricciones impuestas por las compañías eléctricas.

Limitación de corriente impuesta por la instalación eléctrica

Las perturbaciones eléctricas en la propia instalación del usuario originadas por los arranques deben ser analizadas cuidadosamente en los siguientes casos: Cuando la potencia del motor que se arranca sea una fracción importante de la potencia total de la instalación. En este caso las corrientes de arranque pueden disparar las protecciones genera-les de la instalación (Véase figura 1) Cuando se arranquen simultáneamente un número elevado de motores (por las misma razones expuestas en el punto anterior)

Figura 1: Esquema de principio para analizar las limitaciones

de tipo eléctrico impuestas por la propia instalación

·        Cuando se alimenten motores a través de líneas de gran longitud, dimensionadas por el criterio de máxima caída de tensión. En este supuesto el par puede verse sustancialmente reducido, según se comenta en otro epígrafe Cuando existan consumos sensibles a las variaciones de tensión conectados sobre la misma línea que alimenta al motor. El ejemplo de la figura 1 facilita la comprensión de las consideraciones anteriores. En ella se representa una instalación en la que un motor de inducción M es alimentado junto a los consumos A, B por una línea L de 380 V. La línea es una de las salidas en Baja Tensión de un transformador reductor 20/0.38 KV que está conectado a la red de distribución de 20 KV. Supongamos que en régimen nominal el motor produce una caída de tensión en la línea ΔU_n = 4% (dentro de las prescripciones del Reglamento de Baja Tensión). Si el motor tiene una corriente de arranque l_a = 6 I_n, la caída de tensión que se producirá en la línea en el instante de conexión será: 

por tanto, cada vez que el motor sea conectado, la tensión de alimentación de los consumos B y A (situados al final y en el punto medio de la línea) se verá reducida transitoriamente a:

Evidentemente estas disminuciones transitorias de la tensión de alimentación serán admisibles o no, dependiendo de la naturaleza de los consumos A y B; por ejemplo, si se tratara de equipos electrónicos de control o regulación, las caídas de tensión calculadas serían inaceptables. El dictamen cambiaría si esos descensos transitorios afectaran a equipos tales como estufas térmicas, extractores, etc.

Limitación por reducción inadmisible del par de arranque

En el caso de motores alimentados por líneas de gran longitud, dimensionadas por el criterio de máxima caída de tensión (motores instalados en minas, motores de bombas sumergidas, etc.), el par de arranque puede verse sustancialmente reducido por la caída de tensión originada en la línea por la propia corriente de conexión del motor. Hay que recordar que el par interno generado por las máquinas asíncronas es proporcional al cuadrado de la tensión de alimentación y por tanto es muy sensible a sus variaciones. Volviendo al ejemplo anterior, si el par en el momento de conexión según catálogo es T_a, en las condiciones analizadas se tendría:

Es decir, el par en el instante de conexión se vería reducido al 58% del valor previsto.

Limitaciones de corriente de arranque por prescripción de la compañía suministradora.

Las compañías eléctricas están facultadas para imponer limitaciones en las corrientes de arranque de los motores de sus clientes siempre que estas sobrecorrientes originen perturbaciones en la red pública de distribución. La figura 2 representa el esquema unifilar de una línea de distribución en media tensión que alimenta a una serie de clientes A, B, C..., a través de los correspondientes transformadores reductores. 

Figura 2: Esquema de principio para analizar las limitaciones

de tipo eléctrico impuestas por la compañía suministradora

Cuando arranca el motor del cliente A, los clientes B, C, etc.  ven reducida su tensión de alimentación; si esta reducción es muy fuerte, la tensión en B y C puede salirse transitoriamente de los márgenes de tolerancia fijados en el contrato de suministro entre la compañía distribuidora y los clientes B, C. Por tanto la compañía eléctrica impondrá limitaciones a la corriente de arranque del motor del cliente A.

En el caso de motores de baja tensión alimentados desde la red de media tensión, las perturbaciones producidas en la red son normalmente irrelevantes, debido a que las potencias de los motores de serie no suelen superar los 400 kW, valor pequeño si se compara con la potencia que habitualmente transportan las líneas de media tensión. Sin embargo, motores de media tensión (Un = 6.6 kV) con potencias del orden de 3000 a 15000 kW originan frecuentemente perturbaciones importantes.

Cuando se alimentan motores de la red pública de distribución en B.T. (caso de pequeñas industrias) a menudo la potencia de los motores es comparable a la potencia instalada. En estos casos, además de las consideraciones anteriores, hay que tener en cuenta las restricciones impuestas por el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión que en su Instrucción Técnica Complementaria 43 estipula lo siguiente: «En general, los motores de potencia superior a 0.75 kilovatios estarán provistos de reóstatos de arranque o dispositivos equivalentes que no permitan que la relación de corriente entre el período de arranque y el de marcha normal que corresponda a su plena carga, según las características del motor que debe indicar su placa, sea superior a la señalada en el cuadro siguiente:

En los motores de ascensores, grúas y aparatos de elevación en general, tanto de corriente continua como alterna, se computará con intensidad normal a plena carga a los efectos de las constantes señaladas en el cuadro anterior, la necesaria para elevar las cargas fijadas como normales a la velocidad de régimen, una vez pasado el período de arranque, multiplicado por el coeficiente 1,3. No obstante a lo expuesto, y en casos particulares podrán las empresas prescindir de las limitaciones impuestas, cuando las corrientes de arranque no perturben el funcionamiento de sus redes de distribución.

Continua en: Limitaciones en el arranque de motores asíncronos (y Parte 2ª)
https://imseingenieria.blogspot.com/2019/12/limitaciones-en-el-arranque-de-motores_15.html

Transformadores de alta frecuencia

En fuentes de potencia electrónicas a menudo se requiere aislar la salida de la entrada y reducir el peso y costo de la unidad. En otras aplicaciones, como por ejemplo en aviones, existe un fuerte incentivo de reducir al mínimo el peso. Estos objetivos se logran mejor utilizando una frecuencia relativamente alta comparada con, por ejemplo, 50-60 Hz. Por lo tanto, en aviones la frecuencia es en general de 400 Hz, mientras que en fuentes de potencia electrónicas puede ser de 5 kHz a 50 kHz. Un incremento de la frecuencia reduce el tamaño de dispositivos como transformadores, inductancias y condensadores. Para ilustrar la razón por la que sucede este fenómeno, éste análisis se limita a transformadores Además, para evitar un tedioso análisis teórico, se considera un transformador práctico y observaremos cómo se comporta cuando se eleva la frecuencia. Consideremos la figura 1, la cual muestra un transformador convencional de 120 V/24 V, 60 Hz cuya capacidad es de 36 VA. Este pequeño transformador pesa 0.5 kg y opera con una densidad de flujo pico de 1.5 Testas. El flujo en el núcleo alcanza un pico de 750 μWb. El núcleo laminado es de acero al silicio ordinario de 0.3 mm (12 mils.) de espesor y la pérdida total en el núcleo es de aproximadamente 1W. La capacidad de corriente es de 300 mA para el primario y de 1.5 A para el secundario.

Figura 1

Sin hacer cambios al transformador, consideremos el efecto de operarlo a una frecuencia de 6000 Hz, la cual es 100 veces más alta que la frecuencia para la que fue diseñado. Suponiendo la misma densidad de flujo pico, se deduce que el flujo Φ_max. permanecerá a 750 μWb. Sin embargo, de acuerdo con la ecuación (1), esto significa que el voltaje primario correspondiente se puede incrementar a:

¡el cual es 100 veces mayor que antes! Asimismo, el voltaje secundario será 100 veces mayor, es decir, de 2400V. Las condiciones de operación se muestran en la figura 2. Las corrientes primaria y secundaria permanecen igual, por lo que la potencia del transformador ahora es de 3600 VA, 100 veces más grande que en la figura 1. Claramente, el aumento de la frecuencia produjo un efecto muy beneficioso.

Figura 2

Sin embargo, la ventaja no es tan grande como parece porque a 6000 Hz la pérdida en el núcleo es enorme (aproximadamente de 700 W), debido al incremento de la corriente parásita y a las pérdidas por histéresis. Por lo tanto, el transformador mostrado en la figura 2 no es factible porque se sobrecalentará muy rápido. Para evitar este problema, podemos reducir la densidad de flujo para que las pérdidas en el núcleo sean iguales a las que aparecen en la figura 1. Con base en las propiedades del acero al silicio de 12 mil, es necesario reducir la densidad de flujo. 1.5 T a 0.04 T. Por consiguiente, de acuerdo con la ecuación (1), habrá que reducir los voltajes primario y secundario a 320 V y 64 V, respectivamente. La nueva potencia del transformador será P = 320 X 0.3 = 96 VA (Figura 3). Ésta es casi 3 veces la potencia original de 36 VA, pero con el mismo aumento de la temperatura. Utilizando laminaciones más delgadas hechas de acero al níquel especial, es posible elevar la densidad de flujo por encima de 0.04 T al mismo tiempo que se mantienen las mismas pérdidas en el núcleo. Por lo tanto, si reemplazamos el núcleo original con este material especial, podemos aumentar la densidad de flujo a 0.2 T. Esto corresponde a un flujo pico Φ_max. de 750 μWb x (0.2 T/I.5 T) = 100 μWb, lo cual significa que podemos aumentar el voltaje primario a:

El voltaje secundario correspondiente es de 320 V, por lo que la capacidad mejorada del transformador es de 320 V x 15 A = 480 VA (figura 4).

Nos interesa, desde luego, mantener la relación de voltaje original de 120 V a 24 V. Esto es fácil de lograr redevanando el transformador. Así el número de vueltas en el primario se reducirá de 600 a 600 t x (120 V/1600 V) = 45 vueltas, mientras que el secundario tendrá sólo 9. Esta drástica reducción en el número de vueltas significa que el diámetro del alambre se puede incrementar de forma significativa. Teniendo en cuenta que la capacidad del transformador sigue siendo de 480 VA, deducimos que la corriente primaria nominal se puede aumentar a 4 A mientras que en el secundario llega a 20 A. Este transformador redevanado con su núcleo especial (Figura 5) tiene el mismo tamaño y peso que el de la figura 1. Además, como las pérdidas en el hierro y en el cobre son iguales en ambos casos, la eficiencia del transformador de alta frecuencia es mejor. Ahora es obvio que el aumento de la frecuencia ha permitido un incremento muy grande de la capacidad de potencia del transformador. Por lo tanto, para una salida de potencia dada, un transformador de alta frecuencia es mucho más pequeño, barato, eficiente y liviano que uno de 60 Hz.

Figura 5

FUENTE:

Máquinas Eléctricas y Sistemas de Potencia (Theodore Wildi)

POST RELACIONADO:

¿Puede un Transformador fabricado para 50 Hz funcionar a 60 Hz?

http://imseingenieria.blogspot.com/2015/06/puede-un-transformador-fabricado-para.html

Subestaciones interiores convencionales de 110 kV

En posts anteriores se han tratado las subestaciones blindadas en SF6 (GIS):

Subestaciones aisladas con gas SF6 (GIS) (Parte 1ª)

https://imseingenieria.blogspot.com/2017/06/subestaciones-aisladas-con-gas-sf6-gis.html

Subestaciones aisladas con gas SF6 (GIS) (Parte 2ª)

https://imseingenieria.blogspot.com/2017/06/subestaciones-aisladas-con-gas-sf6-gis_7.html

Subestaciones aisladas con gas SF6 (GIS) (y Parte 3ª)

https://imseingenieria.blogspot.com/2017/06/subestaciones-aisladas-con-gas-sf6-gis_8.html

éste otro las complementa tratando las Subestaciones convencionales de interior.

Aplicación

Las instalaciones convencionales de interior para 110 kV, y en algunos casos aislados también para 245 kV, han sido elegidas preferentemente hasta ahora para su aplicación dentro de ciudades, concretamente en el caso de que haya poco espacio disponible para montar una instalación de estas características o existan interferencias atmosféricas o bien una fuerte contaminación.

Estos factores a tener en cuenta han perdido importancia debido al estado en que se encuentra actualmente la técnica del SF6. En caso necesario, las instalaciones existentes se amplían, la mayoría de las veces, empleando la misma forma constructiva.

Formas constructivas de las instalaciones

Con el fin de obtener una disposición bien visible, en las instalaciones convencionales de 110 kV de ejecución interior se emplean, en la mayoría de los casos, naves de una sola planta. Los interruptores automáticos y los transformadores de medida se encuentran dispuestos sobre el suelo de la sala de distribución. Las barras ómnibus y los seccionadores de salida están instalados sobre estructuras portantes de acero, las cuales acogen igualmente las pasarelas necesarias para el control y los servicios correspondientes. Para las barras ómnibus se emplean preferentemente tubos, cuyos apoyos son fijados en el bastidor o en el techo del edificio. Por regla general, las celdas de distribución son limitadas entre sí por medio de barandillas. En el caso de que sea necesario respetar unas separaciones mínimas de celdas, se dispondrán entre las derivaciones unas paredes de separación compactas, compuestas de placas de aislamiento o vidrio armado.

Figura 1:

Sección transversal y planta parcial de una subestación de interior, en forma constructiva bajo techado, con embarrados ómnibus sencillos e interruptores automáticos de pequeño volumen de aceite, partiendo todas las derivaciones hacia un lado. 1, sistema de embarrados ómnibus; 3, seccionador de embarrado ómnibus: 4, interruptor automático; 5, transformador de intensidad; 6, transformador de tensión; 7, seccionador de salida; 8, cable de salida.

Figura 2:

Sección transversal y planta parcial de una subestación doble de interior, en forma constructiva bajo techado, con embarrados ómnibus dobles en forma de U e interruptores de pequeño volumen de aceite, partiendo las derivaciones de ambos lados: 1, sistema I de embarrados ómnibus; 2 sistema II de embarrados ómnibus; 3, seccionadores de embarrados ómnibus; 4, interruptores automáticos; 5, transformadores de intensidad; 6, transformadores de tensión; 7. seccionadores de salida; 8, descargadores de sobretensión; 9, línea aérea saliente; 10, transformador.

Las instalaciones de mando están montadas, para cada derivación, dentro de un armario de mando con cuadro sinóptico, el cual se encuentra situado en el pasillo destinado a las operaciones de servicio. Para las líneas de mando y medición (cables) serán suficientes unos canales poco profundos, los cuales se encuentran empotrados en el suero y cubiertos mediante unas placas. Las líneas a tierra podrán ser tendidas en la capa superior de hormigón.

En lo que se refiere a las edificaciones, éstas se construyen, en la mayoría de los casos, con vistas a obtener una elevada rentabilidad económica y breves plazos de montaje, en naves de construcción ligera, las cuales están compuestas de una estructura de acero u hormigón y revestidas con elementos de grandes superficies. También encuentran aplicación los edificios construidos con piezas prefabricadas de hormigón.

Disposiciones de instalaciones para interior de 110 kV según RAT ITC 14

La forma constructiva que deberá emplearse se determina por la superficie base disponible, el número de derivaciones y transformadores, así como el tipo de las derivaciones en forma de cable o líneas aéreas. En la práctica aparece como más frecuente la forma constructiva de una sola línea, según la figura 1, y la forma constructiva de dos líneas según la figura 2.

Las instalaciones con derivaciones de cables o derivaciones de líneas aéreas, que estén protegidas por descargadores de sobretensión. Para las partes integrantes de la instalación que se encuentran bajo tensión, deberán mantenerse los límites de protección indicados en el Reglamento español  sobre Centrales eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación en su ITC 14 (Instalaciones eléctricas de interior) Apartado 5: (Pasillos y zonas de protección), según se describe seguidamente:

5 Pasillos y Zonas de protección

5.1. Pasillos de servicio

5.1.1 La anchura de los pasillos de servicio tiene que ser suficiente para permitir la fácil maniobra e inspección de las instalaciones, así como el libre movimiento por los mismos de las personas y el transporte de los aparatos en las operaciones de montaje o revisión de los mismos.

Esta anchura no será inferior a la que a continuación se indica según los casos:

• Pasillos de maniobra con elementos en tensión a un solo lado 1,0 m.
• Pasillos de maniobra con elementos en tensión a ambos lados 1,2 m.
• Pasillos de inspección con elementos en tensión a un solo lado 0,8 m.
• Pasillos de inspección con elementos en tensión a ambos lados 1,0 m.

Los anteriores valores deberán ser totalmente libres, es decir, medidos entre las partes salientes que pudieran existir, tales como mandos de aparatos, barandillas, etc.

5.1.2 Los elementos en tensión no protegidos que se encuentren sobre los pasillos, deberán estar a una altura mínima «h» sobre el suelo medida en centímetros, igual a:

h = 230 + d

siendo «d» el valor correspondiente de la tabla siguiente:

5.1.3. En las zonas de transporte de aparatos deberá mantenerse una distancia, entre los elementos en tensión y el punto más próximo del aparato en traslado, no inferior a «d», con un mínimo de 40 centímetros.

5.1.4. En cualquier caso, los pasillos deberán estar libres de todo obstáculo hasta una altura de 230 cm.

5.2. Zonas de protección contra contactos accidentales

5.2.1. Las celdas abiertas de las instalaciones interiores deben protegerse mediante pantallas macizas, enrejados, barreras, bornas aisladas, etc., que impidan el contacto accidental de las personas que circulan por el pasillo con los elementos en tensión de las celdas.

Entre los elementos en tensión y dichas protecciones deberán existir, como mínimo, las distancias que a continuación se indican en función del tipo de la protección, medidas en horizontal y expresadas en centímetros.

•  De los elementos en tensión a pantallas o tabiques macizos de material no conductor:

A = d

•  De los elementos en tensión a pantallas o tabiques macizos de material conductor:

B = d + 3

• De los elementos en tensión a pantallas de enrejados:

C = d + 10

• De los elementos en tensión a barreras (barandillas, listones, cadenas, etc. ):

E = d + 20, con un mínimo de 80 cm.

 siendo "d" el valor indicado en la tabla del apartado 5.1.2 de esta Instrucción.

5.2.2. Para la aplicación de los anteriores valores es preciso tener en cuenta lo siguiente:

a) Las pantallas, los tabiques macizos y los enrejados, deberán disponerse de modo que su borde superior esté a una altura mínima de 180 cm sobre el suelo del pasillo. Podrán realizarse de forma que dicho borde superior esté a una altura mínima de 100 cm, pero, si no alcanza los 180 cm, se aplicarán las distancias correspondientes a las barreras indicadas en 5.2.1. El borde inferior deberá estar a una altura máxima sobre el suelo de 40 cm.

b) Las barreras de listones, barandillas o cadenas, deberán colocarse de forma que su borde superior esté a una altura "X" mínima sobre el suelo de 100 cm. Además, deberá disponerse más de un listón o barandilla para que la altura del mayor hueco libre por debajo del listón superior no supere el 30% de "X" con un máximo de 40 cm.

5.2.3. Cuando en la parte inferior de la celda no existan elementos en tensión, podrá realizarse una protección incompleta, es decir, que no llegue al suelo, a base de pantallas o rejillas, chapas, etc. En este caso, el borde superior de la protección quedará a una altura mínima sobre el suelo según lo indicado en los apartados 5.2.1 y 5.2.2. anteriores y el borde inferior quedará a una altura sobre el suelo que será como máximo 25 cm menor que la altura del punto en tensión más bajo.

5.2.4. En las instalaciones de celdas abiertas debe establecerse una zona de protección entre el plano de las protecciones de las celdas y los elementos en tensión. La forma y dimensiones mínimas de dichas zonas de protección, se representan rayadas en las figuras adjuntas, con las precisiones que siguen, referidas a la altura y naturaleza de la protección y a las distancias de seguridad indicadas anteriormente.

5.2.5. En recintos no independientes cuando se trate de locales en el interior de edificios industriales siempre que sean instalaciones eléctricas de tercera categoría en celdas bajo envolvente metálica y grado de protección lP 419 (UNE 20 324) y que no contengan aparatos con líquidos combustibles podrán situarse en cualquier punto del local, siempre que se cumplan las siguientes condiciones:

• No estar situadas bajo las áreas barridas por puente-grúas monocarriles, u otros aparatos de manutención.
• Estar rodeadas de una barandilla de protección de un metro de altura y separada horizontalmente un mínimo de un metro de la citada envolvente, de forma que impida la aproximación involuntaria a la instalación.

FUENTES:

BBC: Manual de las Instalaciones de Distribución de Energía Eléctrica

Reglamento español sobre Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación (ITC 14)