Un esquema de protección es la combinación de relés, transformadores de medida, canales de comunicación, lógica e interruptores que protege un elemento completo de la red. Cada elemento (línea, transformador, barra, generador, alimentador) tiene su esquema, con protección principal, respaldo y falla de interruptor, y por encima están los esquemas del sistema: deslastre, separación de áreas y acciones remediales.
Qué es un esquema de protección
Una función de protección detecta algo: una impedancia dentro de la zona, una corriente diferencial, una frecuencia baja. Un esquema de protección es lo que convierte esas funciones en una decisión sobre la red: qué transformadores de corriente (CT) y de tensión (PT) alimentan cada relé, cómo se respaldan las funciones entre sí, qué canal llega al extremo remoto, qué interruptores abren y qué se bloquea después.
Todo esquema responde a cuatro preguntas:
- Zona: qué elemento protege y dónde están sus fronteras (los CT). Vea zonas de protección.
- Principal y respaldo: quién despeja primero y quién actúa si algo falla, con redundancia o sin ella según el nivel de tensión.
- Falla de interruptor: qué pasa si el interruptor no abre (50BF).
- Después del disparo: recierre, bloqueo con el relé 86 o transferencia.
Esta guía es el mapa de la serie. Cada sección enlaza al esquema detallado de cada elemento.
Esquemas por elemento
Líneas de transmisión y subtransmisión
La línea se protege con distancia, diferencial de línea o ambas, apoyadas en canales de comunicación con el extremo remoto. En alta y extra alta tensión se instalan dos protecciones principales independientes. Vea protección de líneas principal 1 y principal 2, los esquemas de teleprotección y el recierre monopolar y tripolar. La guía de referencia es IEEE C37.113 (edición 2025).
Transformadores de potencia
El esquema combina la diferencial, la falla a tierra restringida, las protecciones mecánicas propias del transformador, sobrecorrientes de respaldo en cada devanado y un relé de bloqueo que abre todos los interruptores. Vea el esquema de protección de transformador. Guía: IEEE C37.91.
Barras
Una falla en barras es la más severa de la subestación porque afecta todas las bahías conectadas. Se protege con diferencial de alta o baja impedancia, zonas por sección y zona de chequeo, o en media tensión con esquemas de bloqueo entre relés. Vea esquemas de protección de barras y protección de barras por enclavamiento inverso. Guía: IEEE C37.234.
Generadores
El generador combina protecciones de fallas internas, de condiciones anormales (pérdida de excitación, desbalance, potencia inversa, sobreexcitación) y del sistema, con modos de disparo que deciden qué se abre: interruptor de unidad, campo, turbina. Vea el esquema de protección de generador. Guía: IEEE C37.102.
Alimentadores de distribución
El alimentador radial se protege en cascada: relé en la subestación, reconectador en el tronco, seccionalizador y fusibles en los ramales. Vea el esquema de protección de alimentadores radiales. Guía: IEEE C37.230.
Puntos ciegos entre zonas
Entre el interruptor y su CT, o en el tramo que queda energizado al abrir un seccionador de línea en interruptor y medio, ninguna protección principal ve bien la falla. Vea protección de zona muerta y stub.
Esquemas del sistema
Algunos esquemas no protegen un equipo sino la estabilidad de la red:
- Deslastre de carga por baja frecuencia: en Colombia, el EDAC aprobado por el CNO.
- Separación de áreas y formación de islas: dividir la red de forma controlada antes de que colapse.
- Esquemas de acción remedial (SPS/RAS): acciones automáticas predefinidas ante contingencias identificadas en estudios.
Cómo se coordinan los esquemas entre sí
Los esquemas de los distintos elementos no son independientes:
- La 50BF de cualquier bahía dispara todos los interruptores adyacentes que alimentan la falla (los de su barra o, en interruptor y medio, el vecino del diámetro) y, si la bahía es una línea, envía disparo transferido al extremo remoto.
- La diferencial de barras suele bloquear el recierre de las líneas conectadas.
- El relé 86 del transformador bloquea el cierre de todos sus interruptores hasta que alguien lo repone.
- Los esquemas del sistema deben coordinarse con las protecciones de los generadores: si la frecuencia cae, el deslastre de carga debe actuar antes que la protección de frecuencia de las unidades.
Protecciones por nivel de tensión
La función de una protección es la misma en cualquier nivel: detectar la falla y aislar solo el elemento afectado. Lo que cambia con la tensión es la consecuencia de un despeje lento. En alta y extra alta tensión una falla mal despejada puede comprometer la estabilidad del sistema interconectado; en media tensión afecta sobre todo a los usuarios de un circuito. Por eso el esquema crece en redundancia y velocidad a medida que sube la tensión.
Niveles de tensión en Colombia
El RETIE (Resolución 40117 de 2024, Título 9) clasifica los niveles por la tensión nominal entre fases en corriente alterna:
| Nivel | Rango |
|---|---|
| Extra alta tensión (EAT) | Mayor de 230 kV |
| Alta tensión (AT) | Desde 57,5 kV hasta 230 kV |
| Media tensión (MT) | Mayor de 1 kV y menor de 57,5 kV |
| Baja tensión (BT) | Desde 25 V hasta 1 kV (por debajo, muy baja tensión) |
Otras normas usan límites distintos: en IEC se llama alta tensión a todo lo que supera 1 kV en alterna. Use la clasificación que aplique al proyecto.
Qué lleva cada nivel
- Extra alta tensión: dos protecciones principales independientes, teleprotección redundante, recierre monopolar, diferencial de barras con zona de chequeo, 50BF en cada interruptor y esquemas del sistema.
- Alta tensión: según el transmisor, una o dos principales (distancia o 87L con teleprotección), 67N para fallas resistivas, recierre, diferencial de barras, 50BF y discrepancia de polos.
- Media tensión: sobrecorriente 50/51 y 50N/51N coordinada, direccionales si hay anillos o generación distribuida, recierre en redes aéreas, reconectadores y fusibles, esquemas de bloqueo en celdas, protección de arco, 81 para deslastre y 27/59.
- Baja tensión e industria: unidades de disparo de interruptores, relés de motor y generador, transferencias automáticas y deslastre interno cuando la planta puede quedar aislada.
| Aspecto | Alta y extra alta tensión | Media tensión |
|---|---|---|
| Protección principal de línea | 21 y 87L con teleprotección | 50/51 y 50N/51N |
| Redundancia | Principal 1 y principal 2, 50BF | Un relé por circuito, respaldo aguas arriba |
| Neutro | Generalmente sólido o efectivamente aterrizado | Sólido, por resistencia, compensado o aislado |
| Falla a tierra | Corriente alta | Puede ser pequeña: CT toroidal y 67N sensible |
| CT | Clases con respuesta transitoria o definidas por tensión de codo, según el relé | Clases P de protección suelen bastar |
| Pruebas | Funcionales y extremo a extremo con teleprotección | Inyección secundaria y funcionales |
Redundancia: principal 1 y principal 2
En alta y extra alta tensión se duplica la protección principal, a menudo con principios distintos (distancia y diferencial de línea), y se separan también los núcleos de CT, los circuitos de tensión, las alimentaciones de corriente continua, las bobinas de disparo y los canales de teleprotección. Duplicar relés que comparten la misma batería o el mismo núcleo de CT no da redundancia real. En media tensión lo usual es una sola protección por circuito, respaldada por la de aguas arriba.
Tiempos de despeje
En transmisión, los tiempos máximos de despeje de falla los fija el operador del sistema a partir de los estudios de estabilidad, y condicionan todo el esquema: velocidad de los relés, tipo de teleprotección, tiempo de interrupción de los interruptores y ajuste de la 50BF. En distribución manda la coordinación con los equipos aguas abajo y el límite térmico de transformadores y cables. Los criterios se explican en coordinación y criterios de ajuste.
El neutro cambia la protección de tierra
En media tensión la forma de aterrizar el neutro decide cómo se detecta la falla a tierra. Con neutro sólido la corriente de falla a tierra puede ser del orden de la trifásica y basta la sobrecorriente de tierra. Con neutro por resistencia queda limitada y la 51N debe ser más sensible. Con neutro aislado o compensado la corriente es pequeña y se necesitan funciones direccionales sensibles alimentadas por CT toroidal y tensión residual. Aplicar en una red aislada el ajuste de tierra pensado para una red sólida deja fallas sin ver. Vea también corriente de secuencia cero.
Recuerde que los relés no protegen contra sobretensiones: las limitan los descargadores y la coordinación de aislamiento; los relés despejan fallas.
Cómo lo implementa cada fabricante
Siemens SIPROTEC (DIGSI), SEL (AcSELerator QuickSet), Hitachi Energy y ABB Relion (PCM600), GE Vernova Multilin (EnerVista) y MiCOM / Easergy (GE Vernova y Schneider Electric; MiCOM S1, Easergy Studio) ofrecen relés por elemento: de línea, de transformador, de barras, de generador y de alimentador. La diferencia está en cómo se arma el esquema: lógica programable propia de cada marca, mensajes GOOSE de IEC 61850 o cableado convencional. Un mismo esquema se escribe muy distinto en cada marca.
Por qué un esquema falla
La mayoría de las operaciones incorrectas no vienen de una función mal diseñada, sino del esquema: un CT en el núcleo equivocado, una zona que no traslapa, una señal de bloqueo que no llega, un seccionador cuyo contacto auxiliar no reporta su posición, un ajuste de grupo activo distinto al estudiado. Lo primero es reconstruir la secuencia de eventos de todos los relés con la misma referencia de tiempo.
Cómo se prueba un esquema
Cada función se prueba por inyección secundaria, pero el esquema solo queda comprobado con pruebas funcionales que recorren el camino completo: desde el CT hasta la bobina de disparo, incluidos los bloqueos, el 86, el recierre y los mensajes entre relés. En líneas se completa con pruebas extremo a extremo.
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Guías relacionadas
- Fundamentos de protecciones eléctricas
- Zonas de protección, protección principal y de respaldo
- Coordinación y criterios de ajuste
- Esquema de protección de transformador
- Esquemas de protección de barras
- Esquema de protección de generador
- Esquema de protección de alimentadores radiales
- Protección de líneas: principal 1 y principal 2
Referencias
- IEEE C37.113-2025, Guide for Protective Relay Applications to Transmission Lines.
- IEEE C37.91-2021, Guide for Protecting Power Transformers.
- IEEE C37.234-2021, Guide for Protective Relay Applications to Power System Buses.
- IEEE C37.102-2023, Guide for AC Generator Protection.
- IEEE C37.230-2020, Guide for Protective Relay Applications to Distribution Lines.
- IEEE C37.119-2025, Guide for Power System Circuit Breaker Failure Protection.
- IEEE C37.104-2022, Guide for Automatic Reclosing on AC Distribution and Transmission Lines.
- IEEE C37.250-2020, Guide for Engineering, Implementation, and Management of System Integrity Protection Schemes.
- CIGRE TB 140 (WG 34.01, 1999), Reliable fault clearance and back-up protection.
- RETIE, Resolución 40117 de 2024 del Ministerio de Minas y Energía, Título 9.
- J. L. Blackburn y T. J. Domin, Protective Relaying: Principles and Applications.
Preguntas frecuentes
¿Qué diferencia hay entre una función de protección y un esquema de protección?
La función es un algoritmo que detecta una condición, como la diferencial 87T o la distancia 21. El esquema es el conjunto que protege un elemento: qué funciones se usan, con qué transformadores de medida, cómo se respaldan entre sí, qué interruptores disparan y qué canales de comunicación usan.
¿Todas las subestaciones necesitan protección principal duplicada?
No. La duplicación completa es habitual en extra alta tensión y en los elementos críticos de alta tensión, según los requisitos del transmisor y del operador del sistema. En media tensión lo usual es una protección principal con respaldo local o remoto.
¿Qué niveles de tensión define el RETIE en Colombia?
Extra alta tensión por encima de 230 kV, alta tensión desde 57,5 kV hasta 230 kV, media tensión mayor de 1 kV y menor de 57,5 kV, y baja tensión desde 25 V hasta 1 kV (Resolución 40117 de 2024, Título 9). Otras normas, como IEC, usan límites distintos.