Separación de áreas y formación de islas: esquema de protección

Qué es la separación de áreas

Ante una perturbación grave, como la pérdida de una interconexión cargada o una falla despejada tarde, dos partes del sistema pueden empezar a oscilar una contra la otra hasta perder el sincronismo. Si nada lo controla, las protecciones de distancia de muchas líneas ven la oscilación, algunas disparan en lugares que no tienen sentido para la red y el evento puede terminar en un apagón amplio.

La separación controlada de áreas abre la red en puntos elegidos de antemano, de modo que cada parte, o isla, quede con generación y carga razonablemente balanceadas. Luego cada isla se estabiliza con deslastre de carga o disparo de generación, y el operador las resincroniza. Cuando la separación la decide un controlador a partir de estados y medidas, y no un relé por impedancia, se trata como un esquema de acción remedial. Es un esquema del sistema; vea el mapa de esquemas.

Qué protecciones lo forman y cómo se coordinan

• Pérdida de sincronismo 78 en las líneas de separación: detecta la oscilación inestable y dispara en el punto previsto. Toma CT y PT de la línea.
• Bloqueo por oscilación de potencia 68 en las demás líneas: evita que la distancia dispare por la oscilación donde no se quiere separar.
• Frecuencia y tensión (81, 27, 59) como criterios adicionales de separación en algunos esquemas.
• Deslastre de carga o disparo de generación en cada isla, para el balance.
• Verificación de sincronismo 25 en los puntos de reconexión.
• Medición de área amplia con sincrofasores en esquemas más avanzados.

Lógica y secuencia

1. Una perturbación lanza una oscilación entre dos áreas.
2. El 68 bloquea las zonas de distancia de las líneas que no deben abrir.
3. El 78 de la línea de separación clasifica la oscilación como inestable y dispara, en el momento de la oscilación que su lógica defina.
4. Las dos áreas quedan separadas. En la que queda con déficit, la frecuencia cae y actúa el deslastre; en la que queda con excedente, la frecuencia sube y actúan los controles o el disparo de generación.
5. Estabilizadas las islas, el operador verifica condiciones y las reconecta con el 25.

Colombia

En Colombia, la Resolución CREG 187 de 2020 regula la actualización del esquema de separación de áreas de la interconexión Colombia-Ecuador a 230 kV: los equipos se actualizan o reemplazan cuando los estudios del CND identifican esa necesidad; los transmisores responsables presentan al CNO, para su aprobación, un plan de acción con cronograma, y realizan pruebas funcionales en sitio con la periodicidad y condiciones que defina el CND. Además, donde el deslastre nacional no basta, por ejemplo en áreas radiales, se instalan esquemas suplementarios aprobados por el CNO para conservar parte de la carga y la generación.

Variantes por nivel de tensión

• Extra alta y alta tensión: separación de áreas en interconexiones y corredores de transmisión, con 78 y lógicas de área amplia.
• Subtransmisión y distribución: esquemas suplementarios en áreas radiales con generación local.
• Industria con cogeneración: separación de la planta ante una perturbación externa (frecuencia, tensión, potencia direccional, pérdida de la red) y deslastre interno para operar en isla.
• Generación distribuida: lo contrario, la isla no intencional se evita con la protección anti-isla.

Criterios de diseño

• Puntos de separación definidos por estudios de estabilidad, con islas viables.
• Capacidad de la generación de cada isla para regular frecuencia y tensión.
• Deslastre y disparo de generación coordinados con la separación.
• Coordinación del 78 con el 68 del resto de la red.
• Procedimiento de resincronización y equipos de sincronización en los puntos de reconexión.
• En industria, acuerdo con el operador de red sobre la operación en isla y la reconexión.

No hay ajustes genéricos: todo sale de los estudios del sistema o de la planta.

Cómo lo implementa cada fabricante

Los relés de línea de Siemens SIPROTEC (DIGSI), SEL (AcSELerator QuickSet), Hitachi Energy Relion 670 (PCM600), GE Vernova Multilin UR (EnerVista) y MiCOM (MiCOM S1 Agile) incluyen detección de oscilación y disparo por pérdida de sincronismo, con características y lógicas distintas (blindajes, temporizadores, conteo de deslizamientos). Para la industria, los relés de interconexión y de generador ofrecen frecuencia, df/dt, salto de vector (cambio brusco del ángulo de la tensión al perder la red; los fabricantes lo nombran de forma distinta y no tiene un número ANSI único) y potencia direccional. En Colombia, el Acuerdo CNO 2233 desaconseja el salto de vector como método anti-isla; en máquinas síncronas la 81U/O y la 32 pueden usarse solas, y en plantas con inversores solo dentro de una lógica híbrida, con el intertrip como método principal. Los esquemas de área amplia suelen usar controladores dedicados.

Por qué falla o dispara mal

• Separación en el punto equivocado: 78 o 68 mal coordinados, la distancia de otra línea dispara primero.
• Isla que colapsa: déficit mayor al previsto, deslastre insuficiente, generación sin capacidad de regulación.
• Planta industrial que no se separa ante una falla externa, o que se separa por perturbaciones que la red sí habría soportado.
• Resincronización fallida por condiciones fuera de rango.

Cómo se prueba

El 78 y el 68 se prueban por inyección secundaria con trayectorias de impedancia que simulan oscilaciones estables e inestables. El esquema completo se verifica con pruebas funcionales hasta los interruptores de separación y las etapas de deslastre, y con pruebas extremo a extremo cuando hay disparos remotos.

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Referencias

• CREG, Resolución 187 de 2020, Disposiciones para la actualización del esquema de separación de áreas de la interconexión Colombia - Ecuador a 230 kV.
• CREG, Resolución Única de Regulación, subsección «Desconexión automática de carga por baja frecuencia» (esquemas suplementarios).
• IEEE C37.250-2020, Guide for Engineering, Implementation, and Management of System Integrity Protection Schemes.
• IEEE C37.113-2025, Guide for Protective Relay Applications to Transmission Lines.
• P. Kundur, Power System Stability and Control.

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