ROCOF 81R (PFRC): tasa de cambio de frecuencia, usos y límites

Respuesta corta

La función 81R mide qué tan rápido cambia la frecuencia (df/dt, ROCOF). Se usa en deslastre de carga, en protección de generadores y como una de las señales para detectar una isla, porque en una isla pequeña la frecuencia cambia más rápido que en la red interconectada. Su dificultad es separar una isla real de las perturbaciones normales de la red. Por eso, en Colombia, el Acuerdo CNO 2233 de 2026 no la acepta como protección anti-isla por sí sola: solo dentro de una lógica híbrida, y recomienda como principal el disparo transferido (intertrip).

Qué es la protección 81R (tasa de cambio de frecuencia)

La 81R no mira el valor de la frecuencia, sino cuánto cambia por unidad de tiempo. Se expresa en hertz por segundo (Hz/s) y en inglés se la llama ROCOF (rate of change of frequency) o df/dt.

ANSI/IEEE C37.2: se usa el número 81 con el sufijo R para la tasa de cambio.
IEC 61850: nodo lógico PFRC.

En una red grande e interconectada, la inercia de todas las máquinas síncronas hace que la frecuencia cambie despacio, incluso tras perder un generador. Si una parte de la red queda separada y solo la alimenta generación distribuida, la inercia de esa isla es pequeña. Cualquier diferencia entre la potencia generada y la consumida cambia la frecuencia con rapidez. Ese cambio rápido es lo que detecta la 81R.

La 81R es una función útil y muy extendida, pero no es por sí sola una solución anti-isla. Más abajo explicamos sus límites y qué acepta el CNO en Colombia.

Dónde se aplica

Plantas solares fotovoltaicas y generación distribuida en el punto de conexión con el operador de red, como una de las señales de detección de isla. En Colombia solo vale dentro de una lógica híbrida (vea la sección del CNO).
Generación distribuida y autogeneración conectada a redes de distribución: pequeñas centrales hidráulicas, biomasa, cogeneración, generación diésel o a gas en industria. En otros países algunas normas de conexión la han usado como protección de pérdida de red, con umbrales cada vez menos sensibles.
Industria con generación propia que debe separarse de la red pública cuando esta se pierde.
Esquemas de deslastre de carga que usan la tasa de cambio para anticipar una caída severa de frecuencia, como complemento de la protección de frecuencia 81.

Por qué se evita la isla

Una isla no intencional es un riesgo para el personal que cree que la línea está desenergizada, puede entregar tensión y frecuencia fuera de los límites a los usuarios y, cuando el reconectador de la red recierra, puede cerrar dos sistemas fuera de fase y dañar generadores, inversores y cargas. Por eso el recierre 79 de la red y la protección anti-isla de la planta deben coordinarse: la generación debe salir antes de que venza el tiempo muerto.

Cómo funciona

El relé calcula la frecuencia de forma continua y obtiene su derivada sobre una ventana de medida de varios ciclos. Si el valor absoluto de df/dt supera el umbral durante el tiempo fijado, opera. Elementos habituales:

Umbral en Hz/s, para subida, bajada o ambas direcciones.
Ventana de cálculo: más corta da una respuesta más rápida, pero más sensible al ruido y a los saltos de fase; más larga da estabilidad a cambio de velocidad.
Tiempo de operación adicional.
Bloqueo por subtensión, porque con tensión baja la medida no es confiable.

Relacionada con la 81R está la protección por salto de vector (vector shift o vector surge), que detecta el salto brusco del ángulo de la tensión en el instante en que se forma la isla. Algunos fabricantes la agrupan con la 78. Es más rápida, pero también más propensa a disparos indeseados por fallas cercanas.

La zona de no detección

Si en la isla la generación y la carga están casi balanceadas, la frecuencia apenas cambia y ningún método pasivo la detecta a tiempo. Por eso la 81R se combina con:

las protecciones de tensión 27 y 59, y de frecuencia 81U/81O;
los métodos activos de detección de isla de los inversores, que perturban ligeramente la salida y observan la respuesta (sus pruebas están descritas en IEC 62116);
el disparo transferido desde la subestación, que es el método más seguro cuando el riesgo lo justifica.

Qué exige el CNO en Colombia

El Acuerdo CNO 2233 del 1 de septiembre de 2026, que sustituye al 2121, fija los requisitos de protecciones para conectar generación al SIN. En su Anexo 1, para generación basada en inversores de cualquier capacidad:

El método anti-isla recomendado como principal es el intertrip (disparo transferido). Donde no es técnicamente viable, se recomienda como principal un método activo de realimentación positiva del inversor.
Frecuencia 81U/O, tensión 27/59, potencia inversa y ROCOF no se permiten como función anti-isla autónoma; solo dentro de una lógica híbrida o compuesta.
La nota 28 explica por qué: la Resolución CREG 101 104 de 2026 y el Acuerdo CNO 2193 piden que la generación no dispare instantáneamente por ROCOF menores a 5 Hz/s medidos en una ventana de 500 ms. Con ese umbral, una isla balanceada no se detecta. La misma nota desaconseja el salto de vector.
En el STR y el STN tampoco se permite el ROCOF como respaldo anti-isla autónomo; allí el principal es el intertrip y el respaldo recomendado es otro esquema supervisado por comunicaciones.
Para generadores síncronos, el acuerdo no permite el disparo por ROCOF salvo acuerdo justificado con el CND.

El método concreto se acuerda con el operador de red. Lo explicamos completo en protecciones de una planta solar y en requisitos de protección para generación distribuida.

Criterios de ajuste

Requisitos de conexión del operador de red y de la regulación vigente. En Colombia aplican la regulación de la CREG, el Acuerdo CNO 2233 de 2026 y los requisitos técnicos de cada operador de red. Recuerde que allí la 81R no puede ser la anti-isla por sí sola.
Capacidad de soportar perturbaciones (ride-through): IEEE 1547 exige que la generación distribuida permanezca conectada ante ciertas tasas de cambio de frecuencia según su categoría. El umbral de la 81R no debe ser más sensible que lo que la norma o el operador exigen soportar.
Tiempo máximo para dejar de energizar la isla, que fija la norma o el operador, y el tiempo muerto del recierre de la red.
Inercia y balance esperado de la isla, que determinan qué tasas de cambio aparecen realmente.
Ventana de medida y bloqueo por subtensión, según las recomendaciones del fabricante.

No hay un valor universal. Los ajustes deben salir del estudio de conexión y de la coordinación de protecciones.

Cómo la implementa cada fabricante

Siemens SIPROTEC incluye la tasa de cambio de frecuencia y el salto de vector en relés de generador y de interconexión. Se configura en DIGSI.
SEL ofrece elementos de tasa de cambio de frecuencia en sus relés de alimentador, generador e interconexión, con supervisión y lógica configurable en AcSELerator QuickSet.
Relion (Hitachi Energy 670/650; ABB 615/620) tiene la tasa de cambio como función propia, nombrada a partir del nodo lógico IEC 61850, configurada en PCM600.
GE Vernova (Multilin) incluye la tasa de cambio en relés de alimentador y de generador, configurados en EnerVista.
Schneider MiCOM / Easergy ofrece df/dt y salto de vector en relés de interconexión y de generador, configurados en MiCOM S1 o Easergy Studio.
NOJA Power incorpora funciones de protección para generación distribuida, incluida la tasa de cambio, en sus reconectadores.

Cambian la ventana de cálculo, si el ajuste es por dirección, la forma de bloquear con tensión baja y si el salto de vector va dentro de la misma función. Por eso un ajuste de 81R pensado para una marca no se copia en otra.

Por qué dispara o bloquea

Evento del sistema sin isla: la pérdida de un generador grande o una separación de áreas cambia la frecuencia de toda la red. Si el umbral es muy bajo, salen muchas plantas a la vez y agravan el evento.
Salto de fase por una falla cercana o por maniobras: la frecuencia calculada muestra un pico aparente.
Ventana de medida demasiado corta.
Falla de PT o tensión baja sin bloqueo adecuado.
No disparó con isla real: carga y generación casi balanceadas, en la zona de no detección.
Disparó tarde: el recierre de la red cerró antes que saliera la planta.

Lo primero es mirar la oscilografía y comparar la frecuencia del relé con la registrada en la subestación o en el sistema. Si toda la red vio el evento, el problema es de ajuste, no de isla.

Cómo se prueba

Con el Omicron CMC 356 se generan rampas de frecuencia con pendiente controlada en Hz/s y se verifica:

el umbral de operación en ambas direcciones;
el tiempo de operación desde el inicio de la rampa;
la estabilidad ante rampas por debajo del umbral y ante saltos de fase;
el bloqueo por subtensión;
la coordinación con las demás protecciones de interconexión y con el disparo del interruptor de la planta.

Se realiza en la inyección secundaria durante la puesta en servicio de la planta.

¿Su relé disparó o bloqueó por esta función y no está claro por qué? En Tiza Group revisamos los eventos y los ajustes de forma remota. Conozca la configuración remota de relés o escríbanos.

Referencias

IEEE C37.2, números de función de dispositivos.
IEEE 1547, Standard for Interconnection and Interoperability of Distributed Energy Resources with Associated Electric Power Systems Interfaces.
Consejo Nacional de Operación, Acuerdo 2233 de 2026 y su Anexo 1, requisitos de protecciones para la conexión de sistemas de generación en el SIN.
IEC 62116, procedimiento de prueba de las medidas de prevención de isla en inversores fotovoltaicos conectados a la red.
IEC 60255-181, requisitos funcionales de la protección de frecuencia.
IEC 61850-7-4, modelos de nodos lógicos.
P. Kundur, Power System Stability and Control.

Preguntas frecuentes

¿Por qué la 81R disparó mi planta solar si no hubo isla?

Las causas habituales son un evento del sistema que cambió la frecuencia rápido (pérdida de un generador grande), un salto de fase al despejarse una falla cercana, una ventana de medida demasiado corta o un umbral demasiado sensible. Hoy los requisitos de conexión piden que la generación soporte cierta tasa de cambio sin desconectarse.

¿Puedo usar la 81R como protección anti-isla de una planta en Colombia?

No como función única. El Acuerdo CNO 2233 de 2026 no permite el ROCOF como método anti-isla autónomo, ni en distribución ni en el STR o el STN; solo puede formar parte de una lógica híbrida o compuesta acordada con el operador de red. El método que recomienda como principal es el disparo transferido (intertrip) y, donde no es viable, un método activo del inversor.

¿La 81R reemplaza la protección anti-isla del inversor?

No. Los inversores tienen métodos activos propios de detección de isla, ensayados según IEC 62116. La 81R en el relé del punto de conexión es una función pasiva que, en Colombia, solo suma dentro de una lógica híbrida junto con otras señales.

¿Qué pasa si la generación y la carga de la isla están casi balanceadas?

La frecuencia casi no cambia y la 81R no detecta la isla. Es la llamada zona de no detección de los métodos pasivos. Para cubrirla se usan el disparo transferido desde la subestación o los métodos activos de los inversores, que son justamente los que el CNO acepta como anti-isla principal.