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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO DE UNA SUBESTACIÓN EN ALTA TENSIÓN INFORME DE COMPETENCIA PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE:

INGENIERO ELÉCTRICISTA PRESENTADO POR: MARTÍN FRANCISCO GRIJALVA SANTOS

PROMOCIÓN 2008-1 LIMA-PERÚ . 2014

COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO DE UNA SUBESTACIÓN EN ALTA TENSIÓN

Dedico este trabajo a Cristo, mis padres, hermanos, esposa y mi hija N atalia.

SUMARIO

Como parte de los criterios de diseño requeridos para una ampliación o una nueva subestación eléctrica se debe especificar la máxima tensión (sobretensión) que podría afectar a los equipos de la subestación, ya sean de carácter interno o externo, por tanto se deben

seleccionar técnica y económicamente equipos con un nivel de aislamiento

aceptable. Las sobretensiones de origen interno y externo pueden dañar el aislamiento de los equipos, provocar la interrupción del servicio y por tanto pérdidas económicas. Conocer el origen de estas sobretensiones, estimar su magnitud, conocer sus características más importantes, además de conocer los diferentes tipos de aislamiento eléctrico frente a distintos tipos de sobretensiones son tareas fundamentales para seleccionar los aislamientos, los elementos de protección y las técnicas para reducir el valor de las sobretensiones. La coordinación de aislamiento trata sobre los temas indicados y de cómo proceder para la selección del aislamiento teniendo en cuenta factores tales como: condiciones atmosféricas o el carácter probabilístico de los valores que pueden alcanzar las sobretensiones y el comportamiento de los aislamientos. La solución de un proceso transitorio es dependiente de la frecuencia de las oscilaciones de la sobretensión

en análisis. La solución a este problema se logra

representando mediante modelos matemáticos los equipos que componen la subestación para un rango de frecuencias.

INDICE PROLOGO

1

CAPÍTULO I MARCO TEORICO DE LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

1.1

Generalidades

2

1.2

Sobretensiones

3

1.3

Niveles de aislamiento normalizado

5

CAPÍTULO 11 METODOLOGÍA PARA LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

2.1

2.2 2.3

2.4

Introducción Metodología para la coordinación de aislamiento

10 10

Métodos de coordinación de aislamiento

13

Tensión representativa

14

2.4.1 Tensiones permanentes (a frecuencia industrial)

14

2.4.3 Sobretensiones de frente lento

15

2.4.2 Sobretensiones temporales

2.4.4 Sobretensiones de frente rápido

2.4.5 Sobretensiones de frente muy rápido 2.5

2.6

Tensión soportada de coordinación Tensión soportada requerida

2.6.1 Corrección atmosférica

2.6.2 Factores de seguridad recomendados

2.7

Nivel de aislamiento de los equipos

CAPÍTULO III

14 20

23 24 26 26 27 28

CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DE PARARRAYOS

3.1

3.2

Introducción Características de los pararrayos de oxido de Zinc

3.2.1 Tensión nominal (Ur)

3.2.2 Tensión de operación continua (Uc)

30

31 31

32

VII 3.2.3 Capacidad de sobretensión (TOVc)

32

3.2.4 Corriente nominal de descarga de un pararrayos

32

3.2.5 Clase de descarga de línea

33

3.2.6 Tensión residual (Ures)

34

3.2.7 Línea de fuga

34

3.3

Procedimiento de selección de paran-ayos

34

3.3.1

criterio de elección de la tensión de funcionamiento continuo (Uc)

36

3.3.2 Criterio de elección de las sobretensiones temporales (TOVc)

36

3.3.3 Margen de protección a impulsos tipo rayo

37

3.3.4 Margen de protección a impulsos tipo maniobra

37

CAPÍTULO IV COORDINACION DE AISLAMIENTO PARA LA SUBESTACIÓN OGOPAMPA 220kV

4.1

Introducción

38

4.2

Objetivo

39

4.3

Características del sistema

39

4.4

Procedimiento de coordinación de aislamiento

39

4.4.1

Datos del sistema

39

4.4.2 Determinación de las tensiones representativas (Urp)

39

4.4.3

41

Determinación de las tensiones soportadas de coordinación (Ucw)

4.4.4 Determinación de las tensiones de soportabilidad requeridas (Urw)

42

CAPÍTULO V METODOLOGÍA PARA LA SIMULACIÓN DE ANÁLISIS TRANSITORIOS ELECTRICOS.

5.1

Introducción

46

5.2

Modelamiento transitorio de sistema de potencia

46

5.3

Criterios para seleccionar los componentes de una red

47

5.3.1

Simulación de sobretensiones de frente rápido

48

CONCLUSIONES

53

ANEXO A

Diagrama unifilar del sistema eléctrico proyectado

54

ANEXO B

Diagrama de distancias de seguridad Ogopampa 220 kV

55

ANEXO C

Determinación de los descargadores de sobretensión

56

ANEXO D

Resultados gráficos de la simulación

57

VIII

BIBLIOGRAFÍA

77

PROLOGO

El presente trabajo tiene como objetivo realizar la coordinación de aislamiento para una subestación en alta tensión, teniendo en cuenta el procedimiento planteado por la norma IEC 60071, donde se establecerán las diferentes sobretensiones que pueden suceder. Además se presentan los criterios y metodología para el modelamiento de sobretensiones del tipo frente rápido en una subestación. Por tanto el presente informe de competencia está divi'dido en cinco partes fundamentales: Capítulo 1, Se inicia este informe con una revisión de aspectos teóricos referentes a la coordinación de aislamiento en sistemas eléctricos de potencia, dando énfasis a las sobretensiones que ocasionan esfuerzos en los aislamientos del sistema eléctrico. Capítulo 2,

Se detalla el procedimiento para la coordinación de aislamiento

planteado por la norma IEC 60071. Capítulo 3,'Se muestran los criterios para seleccionar paranayos, donde se indican las características que deben poseer los pararrayos para limitar las sobretensiones. · Capítulo 4, se muestra una aplicación del procedimiento de coordinación de aislamiento para una nueva subestación eléctrica de potencia, la cual es parte de la ingeniería definitiva de un nuevo proyecto minero. Capítulo 5, se presentan los criterios, metodología para realizar el modelamiento de sobretensiones de frente rápido en una subestación.

CAPÍTULO I MARCO TEORICO DE LA COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

1.1 Generalidades Al analizar circuitos eléctricos encontramos que estos contienen tres tipos de parámetros: Resistencia (R), Jnductancia (L) y capacitancia (C). Estos parámetros están presentes en los circuitos en mayor o menor grado. En condiciones normales predomina un parámetro. En estado transitorio alguno de estos parámetros puede predoµünar por instantes. Los parámetros L y C se caracterizan por almacenar energía, L en forma de campo magnético y C en forma de campo eléctrico del circuito, la resistencia R es el parámetro por el cual se disipa energía. Las energías almacenadas están en función de la corriente y tensión instantáneas. En circuitos d� corriente alterna y en condiciones de estado estacionario la energía almacenada en las inductancias y capacitancias están cíclicamente transferidas entre estas. conforme la corriente y la tensión aumentan, también hay un decaimiento con la frecuencia del suministro. Este proceso es afectado por las perdidas, que están en función de la resistencia presente. Las perdidas serán producidas por varios factores presentes en el sistema. Cuando sucede un cambio repentino en un circuito, ocurre generalmente

una

redistribución de energía para encontrar nuevas condiciones estacionarias. Es importante indicar que la redistribución de la energía no sucede instantáneamente por dos razones: a.

La energía magnética (Ei) Para modificarse, requiere un cambio de corriente, pero el cambio de corriente en un

inductor es opuesto por una fuerza electromotriz de magnitud Lxdi/dt. Un cambio instantáneo de corriente por tanto haría requerir una tensión infinita para llegar a ello. Dado que esto es irrealizable en la práctica, las corrientes en circuitos inductivos no cambian abruptamente y por tanto no puede haber cambio abrupto en la energía magnética

3 almacenada. Otra manera de indicar esto, es que el flujo magnético enlazante de un circuito no puede cambiar repentinamente. b.

La energía eléctrica (Ev)

Requiere un cambio en la tensión. La tensión a través de un capacitor está dado por la relación entre la carga y la capacitancia (Q/C). Para un cambio instantáneo de tensión una corriente infinita debe fluir. Esto no sucede, por tanto la tensión a través de un capacitor no puede cambiar abruptamente o no puede almacenarse la energía en un campo eléctrico asociado. La redistribución de energía sigue a un cambio en el circuito y toma un tiempo finito y el proceso en este intervalo es gobernado por el principio de conservación de la energía, que indica que la rido

Fr ntc muy 1-úpido

T, /=50H7.o60Hz T, 2 3.600 s

!O H7. --

1,1

1,3

1,5

Ups Ue2

Fig. 2.5 Evaluación del factor de coordinación determinista Kcd,

(a) fase- tierra, (b) fase-fase. Fuente [2]. Para equipos no protegidos por pararrayos, la sobretensión .rpáxima prevista es igual al valor de truncamiento (Uet o Upt) de la función probabilística de sobretensiones y el factor de coordinación determinista Kcd=l. •

Método estadístico, al aplicar este método es necesario establecer un riesgo de falla

aceptable como criterio de comportamiento, basado en un análisis técnico, económico y en la experiencia del servicio. •

El riesgo de falla es la probabilidad de falla del aislamiento.

e.

Sobretensiones de frente rápido

•

Método determinista, la tensión soportada de coordinación Ucw para impulsos tipo rayo se obtiene: U cw

Donde:

=

U pi+

A.L --­ n (Lsp+La)

(2.20)

26 La: Porción de línea aérea que tiene una tasa de defectos igual a la tasa de fallas establecida aceptable. La = Ra/Rkm

(2.21)

Ra: Tasa de fallas aceptable del equipo. Esto equivale a aplicar un factor determinista Kcd= l a los valores máximos previstos de sobretensiones, ya que para sobretensiones tipo rayo la sobretensión representativa ya incluye efectos probabilísticos. Para las sobretensiones de maniobra de frente rápido, se aplican las mismas relaciones que parn las sobretensiones de frente lento. •

Método estadístico, para aplicar este método es necesario determinar la función de

distribución de probabilidad de sobretensiones. Para ello se puedé aplicar el método propuesto en la referencia [2], anexo F. Mediante este método se obtiene el riesgo de falla del aislamiento y la tasa de falla será igual al riesgo multiplicado por el número total de sobretensiones de rayo. 2.6. Tensión soportada requerida (Urw) Esta tensión es la que se verifica en condiciones de ensayo de tipo normalizado y en una atmosfera de referencia normalizada, se determina teniendo en cuenta todos los factores que pueden reducir el aislamiento en servicio de forma que se mantenga la tensión soportada de coordinación durante la vida del material en el lugar donde esté instalado, para esto se consideran dos factores de corrección que representan los aspectos más influyentes: 2.6.1. Corrección atmosférica •

Para el aislamiento interno se asume que las condiciones atmosféricas no afectan las

propiedades del aislamiento. •

Corrección por altitud, el factor Ka se basa en la presión atmosférica en función de la

altitud. Este factor puede calcularse con:

Ka=

mxH

ea1so

(2.22)

Donde: H: Altura sobre el nivel del mar, m m: 1.0 para tensiones soportables de coordinación tipo atmosférico. m: 1.0 para tensiones soportables de coordinación a frecuencia industrial m: De acuerdo a la figura 2.6, para tensiones soportables de coordinación tipo maniobra.

27 Para los n ay

d larga duraci n y para los de tension oportada a frecu ncia

indu tria! de orta duracion d ai !adore c ntaminados, m puede variar de de 0,5 para l s aislad re normal

ha ta O 8 para los de tipo antiniebla. Tambi n debemos tener en

con id ración factore d de lo

guridad qu toman en cuenta 1 montaj de equipos, la calidad

quipo , calidad d la instalacion, el envejecimiento del aislamiento durante su

tiempo d

" "'- .' "" "' "' " ' "'

ervicio y otro por efectos an1bientales, térmicos, mecánicos.

1\

'

...

b

......

a

m 0,5

' d

0,0

e

"'"'

"-� "'

1000 KV

ªlb Aislamiento Aislamiento Fase-Tierra Longitudinal

......

r---.....

�

"

"-.....

"

.........

........" 200 KV

Ucw

'e) Aislamiento entre fases d) Intervalo en el aire punta-plano (Intervalo de referencia)

Fig. 2.6 Relación entre el exponente m y la tensión oportada de coordinación a

impul os tipo maniobra. uente [2] . .. 1 envejecimiento de los aislamientos electrices es d�bido a esfuerzos termicos, electrices, quimicos, mecanices o combinacion de estos durante su tiempo de servicio, para efectos de coordinacion de aislamiento se considera que el isla.miento externo no nvejece . Existe una dispersion de la calidad del aislamiento que se verifican por medio de pruebas a un conjunto representativo del sistema de aislamiento. Debido a que el material en servicio puede diferenciarse del que ha sido sometido a pruebas, la tension soportada en servicio del equipo puede ser menor que el valor asignado consiguiendo con esto garantizar el aislamiento requerido. Para efectos de coordinación de aislamiento, esta diferencia es desprecianble para los equipos montados en fabrica. Para equipos montados en campo, la tension soportada puede ser menor que la tension soportada especificada , lo que se debe considerar m diante factores de seguridad.

28 2.6.2. Factores de seguridad recomendados (Ks) E te factor toma en cuenta las diferencias en el montaje de los eequipos, la-dispersión de la calidad, la instalación, el envejecimiento del aislamiento durante la duración prevista, etc.

i no hay ninguna indicación relevante, la referencia [2] recomienda aplicar los

siguientes factores de egmidad: •

Para el aislamiento interno Ks= l ,15.

•

Para el aislamiento externo Ks= l ,05. Las tensiones de soportabilidad requeridas se determinan con las siguientes

ecuac10nes: Aislamiento externo

Urw=UcwxKsxKa

(2.23)

Aislamiento interno

Urw=UcwxKs

(2.24)

2.7. Nivel de aislamiento de los equipos •

Factores de conversion de ensayo para rango I La tabla 2.3 indica los factores de conversión de ensayo a aplicar a las tensiones

soportadas a impulso tipo maniobra especificada.

Estos factores se aplican a las tensiones

soportadas especificadas entre fase y tierra como a la suma de los componentes de las tensiones soportadas fase fase y longitudinales. La conversión toma en cuenta a las pruebas de laboratorio que seI pueden realizar para probar el aislamiento de los equipos, teniendo en cuenta los tipos de tensiones que se describen en el rango I. Tabla Nº 2.3 Factores de conversión de ensayo para la gama I, para convertir las tensiones soportadas especificadas a impulso tipo maniobra en tensiones soportadas a impulso tipo rayo y a frecuencia industrial de corta duración. Fuente [2]. Aislamiento Aislamiento externo Distancias en aire y aisladores limpios, seco: • Fase tierra • Fase fase Aisladores limpios, humedos Aislamiento interno • GIS • Aislamiento inmerso en liquido • Aislamiento solido

Tension de soportabilidad de· corta duración a frecuencia industrial

Tension de soportabilidad al impulso atmosferico

0,6+Urw/8500 0,6+Urw/12700 0,6

l ,05+Urw/6000 l ,05+Urw/9000 1,3

0,7 0,5

1,25 1,1 O

0,5

1,00

29 •

Factores de conversión de ensayo para rango 11 n la tabla 2.4 se muestran los factores de conversión aplicables a la tensión soportada

a frecuencia industrial de c011a duración especificada para obtener la tensión soportada a impulso tipo maniobra. Estos factores también son aplicables para el él:islamiento longitudinal. Consideramos el uso de esta tabla para tensiones Um mayores de 245 kV que implican tensiones de rango II. Tabla Nº 2.4 Factores de conversión de ensayo para la gama II, para convertir las tensiones soportadas a frecuencia industrial de corta duración especificadas en tensiones a impulso tipo maniobra. Fuente [2]. Aislamiento

• •

Aislamiento externo Distancias en aire y aisladores limpios, seco Aisladores limpios, humedo Aislamiento interno • GIS • Aislamiento inmer o en liquido • Aislamiento solido

Tensión de soportabilidad al impulso de maniobra

1,4 1,7 1,6 2,3 2,0

Tabla Nº 2.5 Lista de tensiones soportadas normalizadas de corta duración a frecuencia inoustrial (kV eficaces). Fuente [1]. 10

20

28

38

50

70

95

140

185

230

275

325

360

395

510

570

630

680

115 460

Nota: los valores de la última fila conesponden a tensiones soportadas recomendadas. Tabla N º 2.6 Lista de tensiones soportadas a los impulsos normalizados (kV cresta). Fuente [1]. 20

40

60

75

95

125

145

200

250

325

380

450

550

650

850

950

1050

1175

1300

1425

1550

1800

1950

2100

2250

2400

170 750 1675

CAPÍTULO 111 CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DE PARARRAYOS

3.1. Introducción

Los pararrayos son dispositivos cuya misión es limitar las sobretensiones en los sistemas en los que están instalados. En la operación normal del s.istema, a través del pararrayos circulan pequeñas corrientes de fuga del orden de los mA. Cuando sucede una sobretensión en el sistema, a través del pararrayos se derivan a tierra la sobrecorriente asociada. La referencia (3] trata acerca de los descargadores de sobretensión. Los pararrayos se ubican en zonas estratégicas del sistema. Es habitual instalarlos: •

Próximos a transformadores.

•

En la llegada de líneas de subestaciones, para proteger los equipos de maniobra.

•

En derivaciones de línea aérea a subterránea, para proteger los cables aislados de I

posibles pérdidas de aislamiento. •

n algunos puntos críticos de la red en los que las descargas provocan cebado de

aisladores. Actualmente los pararrayos de oxido de zinc (ZnO) son lo� de uso común, re pecto de los pararrayos de carburo de silicio (SiC). El ZnO presenta mayor no linealidad que el SiC, en la figura 3.1 se aprecia la curva característica (tensión-corriente) de estos materiales. La característica tensión coniente de la zona no lineal para un paraiTayo de resistencia variable viene expresada por la ecuación, tomada de la referencia [8]: (3.1) Donde: �

factor que depende del material y de su forma geométrica.

u

coeficiente de no linealidad, depende de las características del material.

De la figura 3 .1 se distinguen tres regiones de operación de los paranayos (según las diferentes regiones dependientes de la temperatura, sobretensiones y sobreconientes) que difieren según el material del cual son fabricados, etc.

31 l.

Región 1: Región de predescarga, pre ruptura o lineal

Esta zona de trabajo corresponde a la operación continua de la red eléctrica (en ausencia de sobretensiones). En esta zona de operación se presenta una corriente de descarga a tierra del orden de los mA, denominada corriente de fuga la cual es proporcional a la tensión de la red. La resistividad del material en esta región está en función de la temperatura (a mayor temperatura menor resistencia y mayor corriente de fuga). Trabajar a temperaturas y tensiones altas implica disipar mayor energía. En esta zona se define la tensión de funcionamiento continuo de los pararrayos que implica el nivel de soportabilidad a la máxima tensión de la red. 2.

Región 2: Descarga, ruptura o no lineal

En esta región no hay dependencia respecto de la temperatura 'y se presentan altas corrientes de descarga que producen pequeñas variaciones en la tensión residual. Esta es la zona del pararrayos cuando se presentan obretensiones mayores que la tensión residual del equipo. 3.

Región 3: Alta descarga o alta corriente

En esta zona la corriente crece muy rápidamente. La curva característica tensión corriente es de nuevamente lineal, de manera similar que en la región 1. Te,ioión soportada (V/rnm) __ Reg_,,__ió_1n _-> ..-e _Reg�ión_2---.

800 400 200

150"c

Zro

100 80

eo

40 20

Desidlild de corriente (A/mm�

Fig. 3.1. Característica tensión corriente de los pararrayos de ZnO. Fuente [8] 3.2. Características de los pararrayos de oxido de Zinc 3.2.1. Tensión nominal (Ur)

Es el valor eficaz máximo de tensión a frecuencia industrial

permisible entre

terminales del pararrayos para operación en condición de sobretensiones temporales según ensayos definidos en la norma IEC 60099-4. La tensión nominal corresponde al valor

32 ficaz má im d· t n i n a fr cuencia indu trial qu es capaz de sop 1tar durante 1 O gundo lu g d aplicar al pararray

impul

d e rri nt de gran amplitud o de larga

ven en la tabla 3.1.

Rango de ten iones n minales (1 V rms)

nominal

n ideración l 3 6 12 18 24

A_CAS02.pl4; x-var t) v:VP_A

15

20

Fig. D.11. Sobretensiones en los transformadores de tensión.

(us)

25

700

[kVJ

500 300 100 -100 -300

5

(fie OGOPAM'l'\_CAS02.p14; x-var t) v:VSLA

v VSLB

v VSLC

10

15

20

[us)

25

[us)

25

[us)

25

Fig. D.12. Sobretensiones en los seccionadores de línea. 800

[kVJ

580 360 140 -80 -300

o

5

(fie OGOPAM'l'\_CAS02.pl4; x-var t) v·VINI\

vVINB

v VINC

10

15

20

Fig. D.13. Sobretensiones en los interruptores de potencia. 900 (kV]

640 380 120 -140 -400

o

5

(file OGOPAM'A_CAS02.pl4; x-var t) v:VTCA

v VTCB

v:VTCC

10

15

20

Fig. D.14. Sobretensiones en los transformadores de corriente.

600 [kV]

400

200

o

-200

-400

5

(fie OGOPAllf'A_CAS02.pl4; x-var 1) v:VSBA

v VSBB

v VSBC

10

15

20

(us]

25

(us]

25

Fig. D.15. Sobretensiones en los seccionadores de barra. 1500 (AJ

1200-

900-

-

600-

-

300-

o

5

(fie OGOPAllf'A_CAS02.pl4; x-var 1) c:PA1A -XX0010

10

e PA 1 B -XX0010

e PA1C -XX0010

15

20

Fig. D.16. Disipación de energía en kJ en pararrayos en la entrada de la subestación.

CAS03 Descarga sobre una estructura alejada 1 00m de la subestació� con resistencia de puesta a tierra de 25 Ohm

1.2 [MV] 1.0

o.a 0.6 0.4 0.2

o.o -0.2 -0.4

o

4

2

8

(file OGOPAMPA_CAS03.pl4; x-var t) v:VTCC

v:PA1C

10

[us]

12

Fig. D.17. Sobretensiones en los transformadores de corriente y parayos en la entrada de la subestación. 600 450 300 150

o -150 -300

o

5

(fie OGOPA__CAS03.pl4; x-var t) v:PA 1A

v PA 1B

v·PA 1C

10

15

20

[us)

25

Fig. D.18. Sobretensiones en los pararrayos en la entrada de línea. 900

[kV]

750 600 450

300 150

o -150 -300

o

5

(file OGOPAWA_CA$03.p14; x-var t) v:VP_A

v:VP_B

v:VP_C

10

15

20

Fig. D.19. Sobretensiones en los transformadores de tensión_

[us)

25

1.1 (MVJ 0.9 0.7 0.5 0.3 0.1 -0.1 -0.3

10

5

(fie QGOPAl\,f'l'\_CAS03.pl4; x-vart) v:VSLA

v VSLB

15

20

v.VSLC

(us)

25

(us)

25

[us]

25

Fig. D.20. Sobretensiones en los seccionadores de línea. 1.2 (MVJ 1.0

o.a 0.6 0.4

02 O.O -0.2 -0.4

5

(fie QGOPAl\,f'l'\_CAS03.p14; x-var t) v-VINA

10 vVINB

15

20

v·VINC

Fig. D.21. Sobretensiones en los interruptores de potencia. 1.2

[MV) 1.0

o.a 0.6 0.4 0.2

o.o -0.2 -0.4

o

5

(file OGOPMPA_CAS03.pl4; x-vart) v.VTCA

10 vVTCB

v.VTCC

15

20

Fig. D.22. Sobretensiones en los transformadores de corriente.

so�----------------------------------------, 40

30

o

5

(fieOGOfll\M'A_O.S03.pl4;x-vart) c:PA1A -XX0011

15

10 cPA1B .)()(0011

cPA1C -XX0011

20

[us]

Fig. D.23. Disipación de energía en kJ en los pararrayos en la entrada de línea.

25

CAS04 Descarga sobre una estructura alejada 100m de la subestación, con resistencia de puesta a tierra de la torre unida con malla de la subestación

- -1 J

i

1.0....--------,-----,-----,------,-----,------,

[MV]

o.a .....................

0.6 0.4 0.2 O.O

º

•

,

•

I_