PROTECCIÓN DE DISTANCIA

Protección de distancia (ANSI 21)

Principios de operación, capacidad de localización de fallas y desafíos asociados al fenómeno de load encroachment e integración de IBR

La protección de distancia (ANSI 21) es uno de los esquemas más utilizados para la protección de líneas de transmisión, debido a su capacidad de estimar la ubicación eléctrica de una falla mediante la medición de la impedancia aparente. A diferencia de las protecciones por sobrecorriente, su desempeño es prácticamente independiente de las variaciones en la magnitud de la corriente de cortocircuito provocadas por cambios topológicos o condiciones operativas del sistema eléctrico.

Este artículo revisa los fundamentos de operación de la protección de distancia, su aplicación como herramienta para la localización de fallas y dos de los principales desafíos asociados a su implementación práctica: la influencia de la corriente de carga (load encroachment) y el impacto de los Recursos Basados en Inversores (IBR), capaces de provocar disparos no deseados en ausencia de fallas reales. Asimismo, se analizan criterios de ingeniería orientados a preservar simultáneamente la selectividad, la seguridad y la confiabilidad del esquema de protección.

1. Introducción

La protección confiable de las líneas de transmisión es un requisito fundamental para garantizar la estabilidad y la continuidad del servicio en los sistemas eléctricos modernos. Tradicionalmente, los esquemas de protección se han basado en magnitudes de corriente, como sucede en las protecciones por sobrecorriente. Sin embargo, la corriente de falla depende fuertemente de la impedancia equivalente del sistema, de la topología de la red y de los niveles de generación conectados, lo que introduce incertidumbre en la coordinación y en la sensibilidad frente a fallas remotas.

La protección de distancia surge como una evolución conceptual, al introducir un criterio basado en la posición eléctrica de la perturbación. En lugar de evaluar únicamente la magnitud de la corriente, el relé estima la impedancia entre su ubicación y el punto de falla, interpretando este valor como una distancia eléctrica dentro de la red. Este principio permite alcanzar mayores niveles de selectividad y rapidez de actuación, reduciendo la dependencia respecto a las condiciones operativas y consolidando la protección ANSI 21 como el esquema predominante en líneas de alta tensión.

2. Principio de operación de la protección de distancia

2.1. Medición de impedancia aparente y bucles de falta

El funcionamiento de la protección de distancia se basa en el cálculo continuo de la impedancia aparente observada desde el punto de instalación del relé.

Los principios de medición, exactitud y comportamiento dinámico asociados a esta función se encuentran definidos en la norma IEC 60255-121:2014, referencia internacional para relés de distancia utilizados en sistemas eléctricos de potencia.

Desde el punto de vista de aplicación e ingeniería, documentos como IEEE C37.113 establecen recomendaciones para la correcta implementación y ajuste en sistemas reales.

Para garantizar la selectividad y precisión requeridas, la unidad de medida no emplea una única relación fasorial, sino que evalúa bucles específicos según el tipo de falla:

Fallas entre fases (L-L). La impedancia se define para eliminar la influencia de la carga mediante la diferencia de magnitudes:

Fallas a tierra (L-G). Es necesario incluir el factor de compensación de secuencia cero (k₀) para evitar errores de subalcance o sobrealcance derivados de la impedancia del camino de retorno:

donde k₀ es el factor de compensación residual que ajusta la medición considerando que Z₀≠Z₁ en líneas aéreas.

Durante una falla eléctrica, la tensión local disminuye mientras que la corriente aumenta, produciendo una reducción significativa de la impedancia aparente. Cuando este valor ingresa dentro de la característica de operación configurada, el relé determina que la falla se encuentra dentro de su zona protegida y ordena la apertura del interruptor.

Este enfoque permite que la operación del relé dependa de la distancia eléctrica al defecto y no de la magnitud absoluta de la corriente, garantizando una protección más precisa y selectiva frente a cambios en las condiciones de carga o generación.

Distance Protection (ANSI 21) Scheme.

2.2. Representación en el plano R-X

La evaluación de operación se realiza en el plano resistencia-reactancia (R-X), donde las características de disparo definen regiones geométricas asociadas a fallas internas. Esta representación permite considerar simultáneamente los efectos resistivos y reactivos, mejorando la discriminación entre condiciones normales de operación y fallas reales.

Entre las características más utilizadas se encuentran:

Característica Mho: presenta forma circular y es inherentemente más sensible al load encroachment en líneas largas debido a su expansión hacia la zona de carga.

Característica Cuadrilateral: permite un ajuste independiente de la resistencia de falla (R_f) y la reactancia (X), facilitando el recorte de influencia de la carga (load blinder).

R-X Diagram. Mho characteristic of distance relay for Zone 1, zone 2 and zone 3.

2.3. Zonas de protección y coordinación

La protección de distancia divide la línea en zonas coordinadas con alcances crecientes y tiempos de actuación escalonados:

Zona 1: cubre típicamente entre el 80% y el 90% de la línea protegida y opera sin retardo intencional, garantizando una acción rápida sobre fallas internas.

Zonas posteriores (Zona 2 y 3): amplían el alcance hacia líneas adyacentes mediante temporizaciones escalonadas, proporcionando respaldo ante fallas que no fueron despejadas por la Zona 1.

Este enfoque asegura que el dispositivo eléctricamente más cercano a la falla actúe primero, preservando la selectividad y la confiabilidad global del sistema de protección.

Algunos esquemas incorporan adicionalmente una Zona 4, configurada en dirección inversa respecto a la línea protegida. Esta zona proporciona respaldo frente a fallas ubicadas detrás del relé, tales como defectos en barras adyacentes, fallas no despejadas por protecciones locales o pérdida de selectividad en elementos vecinos.

Debido a su amplio alcance y temporización elevada, la Zona 4 se ajusta con criterios altamente conservadores para evitar operaciones indebidas durante condiciones de carga pesada u oscilaciones de potencia. En muchas redes modernas su función se complementa o sustituye mediante esquemas dedicados de protección de barras o mediante funciones avanzadas de supervisión direccional integradas en relés numéricos.

En sistemas modernos de transmisión, la protección de distancia raramente opera de forma aislada. El tramo final de línea no cubierto por la Zona 1 instantánea se protege mediante esquemas de teleprotección, que utilizan canales de comunicación entre ambos extremos para acelerar el despeje de fallas internas.

Estos esquemas permiten el disparo prácticamente simultáneo en ambos terminales cuando la falla se encuentra dentro de la línea protegida, evitando depender exclusivamente de la temporización de la Zona 2. Entre los esquemas más utilizados se encuentran:

POTT (Permissive Overreaching Transfer Trip): intercambio permisivo basado en elementos sobrealcanzantes..

PUTT (Permissive Underreaching Transfer Trip): aceleración mediante elementos subalcanzantes de Zona 1.

DCB (Directional Comparison Blocking): bloqueo del disparo cuando la falla se detecta en sentido externo.

La utilización de teleprotección permite alcanzar despeje prácticamente instantáneo en el 100% de la línea, requisito esencial en redes de muy alta tensión donde los tiempos críticos de despeje se sitúan típicamente por debajo de 100–250 ms, conforme a los criterios operativos aplicados por operadores de sistemas de transmisión europeos como Red Eléctrica de España.

3. La protección ANSI 21 como localizador de fallas

Los relés numéricos modernos integran funciones avanzadas de diagnóstico que permiten estimar con precisión la ubicación de la falla. Una vez detectada la perturbación, el relé calcula la impedancia correspondiente al punto de falla y la compara con las impedancias de secuencia positiva y homopolar configuradas, para estimar la distancia física al defecto.

No obstante, la precisión de la medición puede verse afectada por varios factores:

3.1. Efecto de inyección (Infeed Effect)

En líneas alimentadas por ambos extremos, la corriente proveniente del extremo remoto incrementa la resistencia de falla aparente vista por el relé, provocando errores de subalcance en la estimación de la ubicación de la falla. Matemáticamente:

Este fenómeno introduce un error intrínseco en localizadores de un solo extremo, que los algoritmos modernos buscan compensar para optimizar la movilización de recursos de mantenimiento y mantener la selectividad del esquema de protección.

3.2. Resistencia de arco

La presencia de un arco eléctrico durante la falla genera una resistencia adicional (R_arc) que desplaza la impedancia aparente hacia el eje R positivo, pudiendo dejar una falla interna fuera de la característica de disparo. Este efecto de sobrealcance es especialmente relevante en fallas de alta impedancia con participación de arco libre.

Para garantizar la confiabilidad del esquema, es necesario realizar estudios de sensibilidad, considerando la resistencia de arco máxima esperada, siguiendo lo indicado en la Sección 6.4 del IEEE C37.113-2015. Estos estudios permiten ajustar la configuración del relé y minimizar el riesgo de fallas no detectadas.

R-X Diagram. infeed effect on Apparent Impedance measured By distance protection (aNSI 21).

4. El desafío del Load Encroachment

En condiciones normales de operación, la impedancia observada por el relé depende del ángulo de potencia del sistema. Generalmente, este punto operativo se sitúa fuera de la característica de disparo, pero bajo ciertas condiciones extremas puede desplazarse hacia la región de falla, generando riesgos de disparo indebido (load encroachment).

Dado que la impedancia aparente se calcula como , una reducción de tensión acompañada de corrientes elevadas, típica en líneas altamente cargadas o en sistemas eléctricamente débiles con alto System Impedance Ratio (SIR), provoca una disminución de la impedancia medida. Desde la perspectiva del relé, esta condición puede resultar indistinguible de una falla remota, incrementando la probabilidad de disparos no deseados.

El riesgo de load encroachment no depende únicamente de la magnitud de la corriente, sino también del ángulo de la impedancia de carga. Durante transferencias de potencia extremas, cercanas al límite de estabilidad del sistema, el ángulo de la impedancia de carga puede aproximarse al ángulo de disparo del relé, especialmente en las Zonas 2 y 3, aumentando la posibilidad de operación indebida.

Para mitigar este efecto, se recomienda la utilización de características de ciego de carga (load blinders), configuradas en forma de “V” o “cuña”, que excluyan el área correspondiente a la impedancia de carga del disparo de las zonas de respaldo.

El desafío es particularmente crítico en:

Interconexiones largas, donde las corrientes de carga pueden ser significativas y los ángulos de impedancia cercanos a la zona de disparo.

Líneas con compensación serie, que modifican la relación tensión-corriente y afectan la impedancia aparente.

Sistemas con elevados intercambios de potencia, donde el desplazamiento de la impedancia de carga puede acercarse peligrosamente a la característica de disparo del relé.

La consideración cuidadosa de load encroachment es esencial para preservar la selectividad y confiabilidad del esquema de protección de distancia, especialmente en redes modernas con alta penetración de generación distribuida y líneas interconectadas.

R-X Diagram. V-Shaped Load Blinder.

5. Integración de Recursos Basados en Inversores (IBR)

La incorporación de Recursos Basados en Inversores (IBR) modifica significativamente la respuesta de la protección de distancia (ANSI 21). A diferencia de los generadores síncronos, los IBR limitan su corriente de falla típica (1.1–1.5 pu) y, con frecuencia, suprimen la secuencia negativa para proteger su electrónica de potencia. Esto provoca que la impedancia medida por el relé no disminuya de manera tan pronunciada, o que los algoritmos de selección de fase basados en componentes simétricas fallen, aumentando el riesgo de subalcance o de no detección de la falla.

Los IBR pueden clasificarse según su modo de operación:

Grid-following: dependen de una referencia fasorial externa (PLL) para sincronizarse con la red. Durante fallas profundas, pueden perder sincronismo, alterando el ángulo de la corriente inyectada y, por ende, la impedancia aparente observada por el relé.

Grid-forming: mantienen una tensión de referencia interna, lo que les permite aportar corriente de falla de manera más predecible. Sin embargo, su penetración en redes de alta tensión sigue siendo limitada.

Ambos tipos de IBR pueden omitir la inyección de la componente de secuencia negativa, lo que compromete la operación de algoritmos de selección de fase basados en componentes simétricas, incrementando el riesgo de disparos incorrectos.

La norma IEEE Std 2800-2022 (Standard for Interconnection and Interoperability of Inverter-Based Resources) establece requisitos técnicos para la interconexión y operación de Recursos Basados en Inversores, incluyendo capacidades de inyección de corriente durante fallas y requisitos de continuidad de operación (LVRT/HVRT).

Complementariamente, los estándares de fiabilidad de North American Electric Reliability Corporation aplicables a IBR, particularmente NERC PRC-024 (curvas de permanencia tensión-frecuencia) y NERC PRC-019 (coordinación de controles reactivos), definen criterios operativos que condicionan el comportamiento dinámico del recurso durante perturbaciones del sistema.

Por esta razón, el ajuste de la protección ANSI 21 en sistemas con alta penetración de IBR debe apoyarse en simulaciones de falla que incluyan modelos de control genéricos WECC/EPRI, validados frente a datos de campo, asegurando que el relé actúe de manera confiable bajo condiciones reales de operación.

6. Técnicas de mitigación y criterios de ingeniería

El desempeño confiable de la protección ANSI 21 depende en gran medida del proceso de ingeniería aplicado a su ajuste. Para garantizar selectividad, seguridad y confiabilidad, es necesario analizar no solo los escenarios de falla, sino también las condiciones extremas de operación normal, incluyendo máxima transferencia de potencia, tensiones mínimas y cambios topológicos de la red.

Los relés numéricos modernos incorporan funciones de bloqueo por carga y herramientas avanzadas de supervisión que permiten delimitar regiones del plano R-X donde el disparo queda inhibido, incluso cuando la impedancia aparente penetra parcialmente en la característica de protección. Entre las principales técnicas destacan:

Load Blinders: Características en forma de “V” o cuña que excluyen el área correspondiente a la impedancia de carga del disparo de las Zonas 2 y 3, mitigando el riesgo de load encroachment.

Supervisión direccional y bloqueo por oscilaciones: Evitan operaciones durante fenómenos dinámicos no asociados a cortocircuitos, como oscilaciones de potencia o transitorios de tensión.

Análisis del System Impedance Ratio (SIR): Permite determinar si el sistema es “fuerte” o “débil”, ajustando la sensibilidad del relé para evitar disparos por caídas de tensión transitorias.

La prevención de operaciones incorrectas requiere un diseño cuidadoso basado en estudios integrales del sistema eléctrico. Este enfoque se alinea con las metodologías de ajuste y coordinación descritas en el Technical Brochure 660 del CIGRÉ, documento de referencia internacional que recoge criterios prácticos de ingeniería basados en experiencia operativa y análisis de desempeño real de protecciones de distancia.

Entre las recomendaciones prácticas se incluyen:

Ajuste conservador del alcance de la Zona 1, reduciendo la sensibilidad frente a caídas de tensión o contribuciones remotas de corriente.

Supervisión direccional y bloqueo por oscilaciones de potencia, que complementan el esquema evitando operaciones indebidas durante fenómenos dinámicos.

Garantizar la exactitud de los parámetros eléctricos de línea, ya que influyen directamente en la selectividad del disparo y en la precisión del localizador de fallas.

Configuración del plano R-X de manera que exista una separación clara entre las trayectorias de carga y las regiones de operación por falla, evitando interferencias entre condiciones normales y eventos de cortocircuito.

La correcta integración de estas técnicas permite optimizar la selectividad y confiabilidad del esquema de protección, incluso en sistemas con alta penetración de IBR, líneas largas, compensación serie o condiciones extremas de operación.

Advanced Protection & control relays.

7. Conclusiones

La protección de distancia ANSI 21 continúa siendo uno de los esquemas más eficaces para la protección de líneas de transmisión, gracias a su capacidad para estimar la distancia eléctrica hasta una falla y proporcionar un despeje selectivo y rápido.

No obstante, la operación de los sistemas eléctricos modernos introduce desafíos adicionales, principalmente asociados a condiciones de carga elevadas. La corriente de carga puede modificar la impedancia aparente hasta valores cercanos a los de una falla real si los ajustes del relé no consideran adecuadamente los límites operativos del sistema, aumentando el riesgo de disparos indebidos (load encroachment).

Cuando se aplica con criterios de ingeniería adecuados, la protección de distancia trasciende su función tradicional de disparo y se convierte en un elemento clave de monitoreo, diagnóstico y resiliencia del sistema eléctrico.

La creciente penetración de Recursos Basados en Inversores (IBR) constituye el desafío más significativo para la protección ANSI 21 en la próxima década. La limitada magnitud de corriente de falla, la ausencia de componente de secuencia negativa y la dependencia del modo de control del inversor exigen una revisión exhaustiva de los criterios de ajuste y coordinación.

Como línea de trabajo futuro, se recomienda investigar la integración de protección adaptativa basada en comunicaciones IEC 61850 GOOSE, con lógica de supervisión sensible al estado de penetración de IBR en tiempo real, en línea con las recomendaciones del CIGRÉ WG B5.50 y las guías del IEEE PSRC. Esta aproximación permitiría mantener la confiabilidad y selectividad de los esquemas de protección frente a los desafíos de redes modernas con alta penetración de energías renovables y recursos distribuidos.

Referencias

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