Corriente de cortocircuito simétrica inicial en el punto de falla (IEC 60909-0): la corriente eficaz que la red entrega en una falla trifásica franca, con la fuente de tensión reemplazada por el equivalente c·Un/√3.

Por qué importa: Es el número con el que se compara la capacidad de cada dispositivo — Icw, capacidad de ruptura y la verificación térmica del cable se leen contra Ik. Subestime Ik y el tablero que cotice quedará destruido en la primera falla; sobreestímelo y el cliente pagará por aparamenta que no necesita.

Relación entre la reactancia equivalente y la resistencia equivalente vistas desde el punto de falta (IEC 60909-0).

Por qué importa: Fija dos cosas a la vez: el factor de cresta κ (y por tanto ip) y la tasa de decrecimiento de la componente de continua. Una X/R elevada (alimentadores de baja tensión inductivos, fuentes de generador) da tanto una cresta mayor como un transitorio de continua más largo, que el interruptor automático debe interrumpir.

Componente aperiódica (CC) de la corriente de cortocircuito, i_dc = √2·I″k·e^(−ωt·R/X) (IEC 60909-0): la componente continua decreciente que se superpone a la componente simétrica.

Por qué importa: Es la corriente adicional que el interruptor automático debe interrumpir en el momento de la separación de contactos, y es la razón por la que la capacidad de ruptura requerida es superior a I″k para faltas rápidas (próximas al generador). En una oferta aparece como la capacidad de ruptura nominal para ese % de componente CC.

Tiempo de despeje de la protección: el tiempo total desde el inicio de la falta hasta la extinción del arco — detección del relé + retardo intencional + tiempo de operación del interruptor automático.

Por qué importa: En un estudio de arco eléctrico la energía incidente es casi proporcional al tiempo de despeje, y a partir de él se selecciona la categoría de EPI. Reducir a la mitad el tiempo de despeje normalmente reduce a la mitad la energía y puede bajar un escalón el EPI requerido — lo que constituye un concepto directo de coste operativo.

Tensión de barra en por unidad en un resultado de flujo de carga: la tensión del nudo dividida por su tensión base, de modo que 1,00 pu es la nominal.

Por qué importa: Es el número de aceptación de toda comprobación de caída de tensión (habitualmente 0,95–1,05 pu). Un nudo por debajo de la banda significa mal funcionamiento del equipo e incumplimiento del código de red, y la solución es un cable mayor, otra toma del transformador o un dispositivo de compensación — un cambio de cotización, no una nota.

Valor por unidad: una magnitud expresada como fracción de un valor base elegido (1,00 pu = tensión nominal o potencia nominal), el lenguaje estándar de los estudios de sistemas de potencia.

Por qué importa: Permite comparar un tablero de BT de 0,4 kV y una red de 110 kV en un mismo eje y un mismo gráfico. La tensión de 0,95–1,05 pu es la banda de aceptación habitual, por lo que cualquier cifra por unidad en un informe puede leerse directamente contra el criterio.

Carga: la corriente (o potencia) transportada por una rama expresada como porcentaje de su capacidad nominal.

Por qué importa: Es el número de aceptación para cables y transformadores. Por encima del 100 % el elemento disparará o tendrá que ser derrateado, y el margen que queda en el caso de diseño es exactamente lo que el cliente está pagando — por lo que debe mostrarse con la hipótesis (factor de carga, temperatura ambiente) que lo produjo.

Criterio N-1 (contingencia simple): la red debe permanecer dentro de sus límites de operación con cualquier elemento único (línea, transformador, generador) fuera de servicio.

Por qué importa: Decide cuánta redundancia — alimentadores en paralelo, transformadores duplicados, secciones de barra colectora — entra en la cotización. Si no se declara explícitamente, el diseño tiende a ser radial simple y el cliente lo descubre durante la puesta en servicio.