Coordinación y criterios de ajuste de protecciones

Objetivo: entender qué significa que las protecciones estén coordinadas, con qué criterios se ajusta cada función y por qué un ajuste correcto hoy puede dejar de serlo cuando la red cambia.

Un sistema es selectivo cuando, ante una falla, solo dispara el interruptor más cercano y el resto sigue en servicio. La coordinación es el ajuste de corrientes, curvas y tiempos que lo hace posible. No son dos tipos de protección: la selectividad es el objetivo y la coordinación, el medio. Si la protección más cercana falla, debe actuar la siguiente con un retardo controlado: ese es el respaldo.

Todo ajuste equilibra tres requisitos que compiten:

• Selectividad: disparar solo lo necesario.
• Velocidad: despejar antes del daño y de la pérdida de estabilidad.
• Sensibilidad: detectar la falla mínima de la zona, incluida la de alta impedancia.

Un buen ajuste detecta esa falla mínima, no dispara con carga máxima, energización (inrush), arranque de motores ni fallas ajenas, y despeja antes del límite de daño del equipo.

Métodos de selectividad

Las diferenciales son selectivas por principio y no necesitan coordinarse en tiempo, pero su respaldo sí. En baja tensión el problema se resuelve con otra tecnología (unidades de disparo, tablas del fabricante); lo explicamos en selectividad en baja tensión.

El margen de coordinación

Entre dos protecciones en serie, la de aguas arriba debe esperar a que la de aguas abajo opere y su interruptor abra. Ese margen suma el tiempo de interrupción del interruptor de aguas abajo, el error de tiempo de los relés, el sobrerrecorrido en los electromecánicos y un margen de seguridad. Como referencia de la literatura técnica, entre relés numéricos suele estar del orden de 0,2 a 0,3 s, y de 0,3 a 0,4 s con electromecánicos. Con un fusible aguas abajo se mide sobre su curva de despeje total. El valor final depende del interruptor y de la política de cada empresa.

Las curvas no deben cruzarse en el rango de fallas posibles. Cuando la cadena de escalones deja un despeje excesivo en la fuente, conviene cambiar de método (selectividad lógica, diferencial) en lugar de sumar retardos.

Datos que necesita un ajuste

• Unifilar actualizado con impedancias y equivalentes de red.
• Relaciones y clase de los transformadores de corriente (CT) y de tensión (PT).
• Flujo de carga y cortocircuito máximo y mínimo (trifásico, bifásico, monofásico y con resistencia de falla), en varias topologías y despachos.
• Curvas de daño: soporte a fallas pasantes del transformador (IEEE C57.109) y capacidad térmica de cables.
• Ajustes de las protecciones vecinas.

Reunir esos datos, simular los casos y entregar las gráficas tiempo-corriente con la tabla de ajustes es el estudio de coordinación de protecciones, que es un servicio en sí mismo. Aquí nos quedamos en los criterios.

Criterios por función

Sobrecorriente de fase temporizada (51). El arranque va por encima de la carga máxima con un margen y por debajo de la falla mínima al final de su zona de respaldo. La curva normalizada (IEC 60255-151 o IEEE C37.112: normal, muy o extremadamente inversa) se elige para acomodarse a los vecinos y quedar bajo la curva de daño. Vea sobrecorriente de fases y tierra.

Tierra (51N). Por encima del desbalance normal de la red y lo bastante baja para ver fallas con resistencia. Depende mucho de cómo está aterrizado el sistema; vea corriente de secuencia cero.

Instantánea (50). Por encima de la falla máxima en la barra remota o en el lado de baja del transformador, con margen, y por encima del inrush. Si la falla cercana y la remota son parecidas, la 50 no aporta selectividad.

Distancia (21). La zona 1 cubre la mayor parte de la línea sin retardo (en la práctica común, 80 a 85 %) para no alcanzar la barra remota. La zona 2 cubre toda la línea con margen, sin superar la zona 1 de la línea adyacente más corta, y con un retardo corto. La zona 3 da respaldo remoto con más retardo y no debe invadir la impedancia de carga máxima. En fallas a tierra entran el factor de compensación de secuencia cero y el acoplamiento mutuo de líneas paralelas (IEEE C37.113).

Diferencial (87). En la 87T, el arranque mínimo y las pendientes deben cubrir el error de los CT y el rango del cambiador de tomas, con bloqueo por segundo armónico ante inrush y por quinto ante sobreexcitación. En la 87B, la alta impedancia exige CT de igual relación y características; la baja impedancia trabaja con zonas dinámicas según los seccionadores. En la 87L cuentan la corriente capacitiva de la línea y el retardo del canal. Los valores dependen del fabricante.

Ajustar para todas las topologías

La topología es cómo están conectados los elementos de la red en un momento dado. Los ajustes se calculan para ciertas topologías; cuando la red cambia, cambian las corrientes y las impedancias que ve cada relé.

Qué cambios importan: maniobras (líneas fuera de servicio, acoplador de barras abierto o cerrado, transformadores en paralelo), contingencias N-1 y mantenimientos, ampliaciones (líneas, subestaciones, transformadores nuevos), despacho de generación máximo y mínimo, conexión de plantas solares o eólicas, y un nuevo neutro aterrizado que modifica la red de secuencia cero.

Qué efecto tienen:

• Sensibilidad mínima. Con menos fuentes la falla mínima baja y la protección puede dejar de verla. Con más fuentes la falla máxima sube y una instantánea puede alcanzar la zona siguiente.
• Coordinación. Si cambia el reparto de corrientes, el margen entre relés puede desaparecer y disparar el equivocado.
• Cambio de dirección. Si la red pasa de radial a mallada o aparece generación aguas abajo, la falla se alimenta por ambos lados y hacen falta funciones direccionales 67/67N.
• Aporte intermedio (infeed). Una fuente entre el relé de distancia y la falla hace que este la vea más lejos y pierda alcance; una salida intermedia (outfeed), más cerca.
• Generación distribuida. Puede reducir la corriente que ve el relé de cabecera, provocar disparos por simpatía en alimentadores sanos y romper la coordinación reconectador-fusible. Los inversores, además, limitan su corriente de falla por control. Vea requisitos de protección para generación distribuida.

Cómo se resuelve: se estudian todas las topologías creíbles y se buscan ajustes robustos. Cuando no los hay, se usan grupos de ajuste del relé activados por el estado de los interruptores o por lógica, o funciones menos dependientes de la topología, como la diferencial de línea o la teleprotección. La llamada protección adaptativa se aplica en la práctica con grupos y lógicas calculados y probados de antemano, no con relés que «aprenden» sin estudio.

Errores comunes

• Ajustar con un solo caso de cortocircuito: queda selectivo pero ciego a fallas de alta impedancia.
• Coordinar solo fases y dejar sin estudio la protección de tierra.
• Usar el mismo margen para relés numéricos, electromecánicos y fusibles.
• Olvidar el inrush en las funciones 50 y 87.
• Ajustar la zona 3 sin revisar la carga máxima en contingencia.
• No reestudiar tras ampliaciones o nueva generación, ni probar la lógica que cambia los grupos de ajuste.
• Cargar ajustes sin una prueba de inyección que confirme la curva real.

Cómo le ayudamos

En Tiza Group hacemos estudios de coordinación de protecciones y cargamos y verificamos los ajustes, en sitio o con nuestra configuración remota de relés, para subestaciones e industria de media, alta y extra alta tensión. Conozca el estudio de coordinación de protecciones o escríbanos.

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Referencias

• IEC 60255-151 e IEEE C37.112, características de las protecciones de sobrecorriente dependientes del tiempo.
• IEEE C37.113-2025, guía de aplicación de relés de protección en líneas de transmisión.
• IEEE C57.109, guía de duración de corrientes de falla pasantes en transformadores.
• J. L. Blackburn y T. J. Domin, Protective Relaying: Principles and Applications.

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