La protección anti-isla desconecta un generador o una planta solar cuando la red del operador se abre y el generador queda alimentando por su cuenta un tramo de red: una isla no intencional. No es un número ANSI único sino un esquema que puede usar disparo transferido (intertrip), métodos activos del inversor o funciones pasivas de tensión, frecuencia, potencia inversa y ROCOF. En Colombia, el Acuerdo CNO 2233 de 2026 recomienda el intertrip como método principal y define qué métodos se aceptan solos y cuáles solo dentro de una lógica híbrida, según la tecnología.
Qué es una isla
Una isla se forma cuando el interruptor o el reconectador del operador de red abre un circuito (por una falla, un recierre o una maniobra) y uno o varios generadores conectados a ese circuito siguen alimentando la carga que quedó aislada. Si la isla no fue planeada, nadie controla su tensión ni su frecuencia.
Es un riesgo por varias razones:
- Seguridad: el liniero que va a trabajar en un circuito que cree desenergizado lo encuentra con tensión.
- Calidad: los usuarios de la isla reciben tensión y frecuencia fuera de rango.
- Recierre fuera de fase: cuando el operador recierra, la red y la isla pueden estar desfasadas. El cierre sin sincronismo daña generadores, transformadores y cargas.
- Fallas que no se extinguen: la generación de la isla sigue alimentando la falla que provocó la apertura.
La protección anti-isla detecta esa condición y desconecta la generación. No es un número ANSI único: es un esquema, y por eso cuando se especifica debe decir qué método usa.
Métodos de detección
| Familia | Cómo detecta la isla | Fortaleza | Debilidad |
|---|---|---|---|
| Comunicación: intertrip (disparo transferido) | El operador envía a la planta la posición abierta de su interruptor | No tiene zona de no detección | Necesita canal y señal del interruptor del operador |
| Activos del inversor | El inversor perturba ligeramente frecuencia, fase, tensión o reactiva y observa la respuesta; sin red, la perturbación crece | Zona de no detección pequeña | Solo en inversores; varios inversores pueden interferir entre sí |
| Pasivos | Tensión (27/59), frecuencia (81U/O), potencia inversa, tasa de cambio de frecuencia (81R) | Simples y baratos | No detectan una isla con generación y carga equilibradas; riesgo de disparos indebidos |
La zona de no detección (NDZ) es el conjunto de condiciones en que la isla existe pero los métodos pasivos no la ven: si la generación y la carga de la isla casi coinciden en potencia activa y reactiva, la tensión y la frecuencia apenas cambian al abrir la red. Los métodos activos la reducen; el intertrip la elimina. La protección por desplazamiento de vector (vector shift) no se recomienda en Colombia, porque puede operar ante cambios súbitos de impedancia del sistema. Y el ROCOF, con los umbrales mínimos que fija la regulación para no disparar ante perturbaciones del sistema, no alcanza a detectar una isla balanceada.
Lo que pide el Acuerdo CNO 2233 en Colombia
El Acuerdo CNO 2233 de 2026 fija los requisitos de protección para conectar sistemas de generación al SIN, y su Anexo 1 trata la anti-isla según la tecnología:
| Método | Inversores (tabla 8) | Síncronos (tabla 9) |
|---|---|---|
| Intertrip | Permitido solo o híbrido; recomendado como principal | Permitido solo o híbrido; recomendado como principal |
| Métodos activos del inversor | Permitidos solos o híbridos | No aplica |
| Frecuencia 81U/O | Solo en lógica híbrida | Permitida sola o híbrida |
| Tensión 27/59 | Solo en lógica híbrida | Solo en lógica híbrida |
| Potencia inversa (P y Q) | Solo en lógica híbrida | Permitida sola o híbrida |
| ROCOF 81R | Solo en lógica híbrida; nunca como función unitaria | Solo en lógica híbrida; no se permite el disparo de unidades síncronas por ROCOF salvo acuerdo con el CND |
- ¿Es técnicamente viable el intertrip?
- SíIntertrip como método principal, con la posición del interruptor del operador
- No¿La generación es por inversores o síncrona?
- InversoresUn método activo del inversor como principal
- SíncronaOtro método de la tabla 9 como principal, por ejemplo 81U/O o potencia inversa
Otras exigencias del Anexo 1:
- Tiempo: para generadores síncronos, detectar la isla no intencional y dejar de energizar en un máximo de 2 s, extensible a 5 s con acuerdo previo del operador. En cualquier tecnología, el tiempo se coordina con el recierre del circuito.
- Principal y respaldo: los sistemas en niveles de tensión 1, 2 y 3 de más de 1 MW deben tener anti-isla principal y de respaldo; hasta 1 MW el respaldo es opcional.
- Recierre: si el circuito tiene recierre, seccionalizador u otro equipo de corte automático, la anti-isla debe coordinarse y operar antes; el operador informa sus tiempos.
- Dónde actúa: sobre el equipo de corte del punto de conexión o, en autogeneración, sobre el equipo de corte del sistema de generación, de modo que se desconecte la generación sin aislar la carga.
- Islas internas: el promotor de un autogenerador debe evaluar si dentro de su planta pueden formarse islas no intencionales y, si es así, proteger también en la unidad de generación.
El método se acuerda con el operador de red que otorga el punto de conexión. Vea Acuerdo CNO 2233: requisitos de protección y protecciones para autogeneración y GD.
Fuera de Colombia
En Estados Unidos y en muchos países de la región, la referencia para recursos distribuidos es IEEE 1547-2018, que incluye la detección de islas no intencionales; los inversores se certifican con UL 1741. En el ámbito IEC, los métodos de prevención de islas de los inversores fotovoltaicos se ensayan según IEC 62116. El Acuerdo CNO 2233 también remite a estas certificaciones para los inversores. La lógica es común: el generador no debe quedar energizando una red que el operador abrió.
Cómo se prueba
La anti-isla se prueba en dos niveles. En el relé del punto de conexión, por inyección secundaria se verifica cada función que participa (frecuencia, tensión, potencia inversa, ROCOF) y la lógica híbrida que las combina; el intertrip se prueba de extremo a extremo con el operador, desde la apertura de su interruptor hasta la apertura del equipo de corte de la planta, midiendo el tiempo total. En los inversores, el método activo se respalda con el certificado de ensayo del modelo y su firmware, y en la puesta en servicio se verifica que esté habilitado con los ajustes acordados. Los resultados se comparan con los tiempos de recierre del circuito. Vea pruebas end to end, protecciones de una planta solar, protección de frecuencia 81 y recierre automático 79.
Errores frecuentes
- Resolver la anti-isla solo con 81R o solo con 27/59.
- Dar por hecho que el método activo del inversor está habilitado sin verificar el modelo, el firmware y el certificado.
- No coordinar el tiempo de la anti-isla con el recierre del operador.
- Intertrip con un solo canal o sin supervisión del canal.
- Abrir el interruptor general de la planta en lugar del de la generación, y dejar a la planta sin energía por una isla.
Configuramos su esquema anti-isla
Nuestro equipo diseña el esquema anti-isla con el operador de red, configura el relé del punto de conexión y la lógica híbrida con configuración remota de relés, integra el intertrip con su canal de comunicaciones y, en Colombia, ejecuta las pruebas que pide el operador para la puesta en servicio. El estudio de protecciones de la conexión lo hacemos con nuestro servicio de estudios de conexión. Escríbanos por contacto.
Guías relacionadas
- Protecciones para autogeneración y GD
- Acuerdo CNO 2233: requisitos de protección
- Tasa de cambio de frecuencia 81R
- Separación de áreas y formación de islas
- Disparo transferido directo (DTT)
- Generador en paralelo con la red
- Solar con planta diésel: inyección cero y relé 32
- Recierre automático 79
Referencias
- Consejo Nacional de Operación, Acuerdo 2233 de 2026, «Requisitos de protecciones para la conexión de sistemas de generación en el SIN», Anexo 1 (tablas 8 y 9 y sus notas).
- IEEE 1547-2018, IEEE Standard for Interconnection and Interoperability of Distributed Energy Resources with Associated Electric Power Systems Interfaces.
- IEC 62116, Utility-interconnected photovoltaic inverters – Test procedure of islanding prevention measures.
- UL 1741, Standard for Inverters, Converters, Controllers and Interconnection System Equipment for Use With Distributed Energy Resources.
Preguntas frecuentes
¿Qué número ANSI tiene la protección anti-isla?
No tiene uno propio. Es un esquema que combina funciones con número ANSI, como 27/59, 81U/O, 81R o 32, con métodos que no lo tienen, como el disparo transferido por comunicaciones o los métodos activos de los inversores. Por eso, al especificarla, se describe el método y no solo un número.
¿Por qué el ROCOF solo no sirve como anti-isla en Colombia?
Porque el Acuerdo CNO 2233 de 2026 no permite el ROCOF (81R) como función unitaria anti-isla: solo dentro de una lógica híbrida o compuesta. El ROCOF puede operar ante perturbaciones del sistema que no son islas y, en una isla con generación y carga equilibradas, puede no detectarla.
¿En cuánto tiempo debe actuar la protección anti-isla?
Para generadores síncronos, el Acuerdo CNO 2233 indica que, ante una isla no intencional, el generador debe detectarla y dejar de energizar en un máximo de 2 s, extensible a 5 s con acuerdo previo del operador de red. En cualquier tecnología, si el circuito tiene recierre, la anti-isla debe coordinarse con él y operar antes.