Aisladores de 13.8 a 69 kV: revisión sistemática y aplicaciones para Honduras

• Ramos Espinal, Marco Antonio ^[1]
  1. [1] Universidad Nacional Autónoma de Honduras (UNAH).
• Localización: Sapiens Discoveries International Journal (SDIJ), ISSN-e 3091-1788, Vol. 4, Nº. 2, 2026 (Ejemplar dedicado a: Investigación Regular: Estudios Interdisciplinarios), págs. 1-29
• Idioma: español
• Títulos paralelos:
  • 13.8 To 69 kV insulators: a systematic review and applications for Honduras
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• Resumen
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    En Centroamérica, los aisladores de las líneas de 13.8 a 69 kV trabajan bajo clima tropical, salinidad costera y alta actividad de rayos. El objetivo fue sintetizar la evidencia publicada sobre materiales, envejecimiento, resistencia mecánica, sobretensiones y corrosión de estos aisladores y derivar propuestas técnicas para la red hondureña. Realizamos una revisión sistemática con síntesis descriptiva; de cerca de 330 registros cribamos 104, evaluamos 59 e incluimos 44 estudios de 2015 a 2026, 11 de ellos en media tensión y 19 por encima de 69 kV. En la evidencia publicada, la goma de silicona conservó la transferencia de hidrofobicidad tras 36 años a la intemperie, aunque unidades de 110 kV con 26 años de servicio llegaron a HC5-7; subir la NSDD de 0.11 a 0.52 mg/cm² redujo la tensión de flameo entre 1.7 y 1.83 veces, y el recubrimiento RTV la elevó 16.9 %. Aparte, dos cálculos propios de ingeniería, sin validación en campo, dieron la distancia de fuga mínima según IEC TS 60815-1 y, con la fórmula de Rusck, una tasa estimada de flameos inducidos que, en un escenario de Ng = 10 rayos/km²·año, baja de unos 41 a 6 por 100 km·año al pasar el CFO de 150 a 300 kV. No hallamos estudios hondureños. Por eso las recomendaciones (silicona verificada por ensayo, fuga para clases SPS c a d, CFO de 300 kV o más, herrajes sellados y monitoreo de corriente de fuga) son propuestas condicionadas a esos parámetros que requieren validación local.

  • English

    In Central America, insulators on 13.8 to 69 kV lines operate under tropical climate, coastal salinity and high lightning activity. We aimed to synthesise published evidence on materials, ageing, mechanical strength, overvoltages and corrosion of these insulators and to derive technical proposals for the Honduran grid. We conducted a systematic review with descriptive synthesis; from about 330 records we screened 104, assessed 59 and included 44 studies published between 2015 and 2026, 11 of them on medium-voltage systems and 19 above 69 kV. In the published evidence, silicone rubber kept hydrophobicity transfer after 36 years of natural exposure, although 110 kV units reached HC5-7 after 26 years in service; raising NSDD from 0.11 to 0.52 mg/cm² cut flashover voltage by a factor of 1.7 to 1.83, and RTV coating raised it by 16.9 %. Separately, two engineering calculations by the author, not validated in the field, gave the minimum creepage distance per IEC TS 60815-1 and, with Rusck's formula, an estimated induced-flashover rate that, in a scenario of Ng = 10 flashes/km²·year, falls from about 41 to 6 per 100 km·year when the CFO rises from 150 to 300 kV. No Honduran studies were found. The recommendations (test-verified silicone, creepage for SPS classes c to d, a CFO of at least 300 kV, sealed hardware and leakage-current monitoring) are therefore proposals conditioned on those parameters that require local validation.