Introducción
La protección de distancia o relé de impedancia es uno de los equipos secundarios más conocidos y esenciales en los sistemas de protección para líneas de transmisión de alta tensión. Se utiliza para detectar fallas eléctricas y estimar la distancia al punto de falla mediante la medición de impedancia. Su principio de funcionamiento es bastante simple, pero no por ello menos eficiente, se basa en que a partir de la medición de la corriente y el voltaje en el punto de la red en que se ubica, calcula la impedancia, por medio la razón compleja Z = R + jX y si esta razón cae dentro de una zona determinada en el plano X-R entonces la protección se activará, de lo contrario no hará nada. En comparación con los relés de sobrecorriente, los relés de distancia ofrecen mejor selectividad, operan sin depender del nivel de corriente de carga o de la generación, vale decir, de la potencia del cortocircuito, y proporcionan una respuesta rápida y precisa. Es representado en los esquemas eléctricos por el número 21 de acuerdo con la ANSI/IEEE y como ya se ha dicho, depende de las mediciones de voltaje y corriente, desde los transformadores de medición.
Principio de Funcionamiento
El relé constantemente censa las medidas de voltaje y corriente en la línea, por medio de los transformadores de medición, calculando así la impedancia aparente y la compara con valores preestablecidos que han sido configurados previamente (alcance o “reach”). Si la impedancia medida es menor que el alcance configurado, se detecta una falla y el relé disparará.
La impedancia en una magnitud compleja que para definirla se requiere especificar su magnitud y ángulo (Z,θ), en su forma polar, o bien sus componentes rectangulares de resistencia y reactancia (R,X). Debido a esto, el diagrama R-X se presta muy bien no solo para el análisis de la respuesta de la protección de distancia sino también para representar sobre el mismo las características del sistema de potencia protegido.
Característica de Operación
Para que el relé de distancia cumpla su función de proteger la línea de transmisión del sistema de potencia, debe poder despejar todos los tipos de falla que puedan producirse en la línea. Además, debe tener en cuenta que en el punto de la falla puede sumarse, a la impedancia de la línea, una componente resistiva producida por la falla misma. Esta componente puede deberse a la existencia de arco eléctrico o a la resistencia de puesta a tierra (para fallas a tierra) o ambas causas. Por tal motivo, para asegurar la correcta operación de la protección de distancia, la impedancia vista/medida desde el relé, debe caer dentro de la característica de medida, también llamada de operación o disparo. Esta característica de operación, cuando se representa en el diagrama R-X, está definida por un contorno, generalmente cerrado, que envuelve a la zona de impedancia de la línea y de la posible resistencia de falla, con unos márgenes de seguridad, y excluye lógicamente la zona de impedancia de carga para evitar disparos no deseados.
Las características de operación comúnmente empleadas tienen forma circular o poligonal. Muchas de las protecciones de distancia electromecánicas presentaban características circular únicamente, pero con la introducción de los relés estáticos y posteriormente los relés numéricos, ha hecho posible la obtención de nuevas características más flexibles como las de tipo poligonal.
Dentro de las características de operación circulares para la protección de distancia tenemos a la de tipo “impedancia” y del tipo “mho”. La característica poligonal puede representar diversas formas, siendo la más común, la de tipo “cuadrilateral”.
Sin entrar en más detalles, lo que es tema de otro de nuestros artículos técnicos, la característica de operación del tipo impedancia de la protección de distancia, es usada para identificar y disparar fallas que se encuentren a espaldas de la protección, que se verá más adelante como la zona reversa. La característica de medida del tipo mho es inherentemente direccional y solo opera para fallas que se encuentren en la línea, o dicho de otra manera, hacia adelante, que veremos como zonas de operación 1,2 y 3.
Por otro lado, la característica de tipo cuadrilateral se utiliza ampliamente para la detección de fallas a tierra y fallas polifásicas en presencia de elevadas resistencias de falla.
Si quieres saber más de las características de detección de la protección de distancia, así como sus ventajas y desventajas, te recomendamos darle una mirada al artículo técnico “Características de Operación de la Protección de Distancia”
Zonas de Protección
Para cualquier tipo de falla en la línea de transmisión, la protección de distancia debería despejarla rápidamente y así mantener la línea sana. Lo ideal sería que la protección de distancia pudiera proteger la totalidad de la longitud de la línea, y operar de forma instantánea en presencia de cualquier falla. Sin embargo, en la práctica hay que tener en cuenta una serie de factores que hacen inaplicable estas condiciones ideales. Entre estos factores podemos mencionar los dos más destacados:
- La protección de distancia necesita las medidas de corriente y tensión desde los transformadores de medida, los cuales tienen errores de medición inevitables. Estos errores, son aun mas notorios en condiciones de cortocircuito, que es cuando la protección de distancia debe tomar la decisión de operar.
- La protección de distancia también presenta sus propios errores de medida.
Este conjunto de errores puede llegar a márgenes de hasta un 10%, por lo que si la protección de ajustara a un alcance del 100% de la distancia de la línea, podría ocurrir que para fallas que ocurren en las líneas adyacentes, la protección de distancia incurriría en una operación no deseada. O bien, podría no operar para fallas dentro de la línea.
Para que lo indicado anteriormente no ocurra, la protección de distancia se ajusta por zonas de operación de forma que cada zona cubra una parte de la línea y también las líneas adyacentes. Normalmente se emplean tres zonas de protección, que están mirando/monitoreando hacia la línea y una cuarta zona, la cual mira/monitorea hacia atrás de la línea, vale decir, a las barras de la subestación.
Por lo general, no siendo una regla fija, sino más bien una práctica utilizada, las zonas se organizan de la siguiente manera:
- Zona 1: Cubre el 80 % de la longitud de la línea y la protección de distancia opera de forma instantánea, ante cualquier falla dentro de esta zona.
- Zona 2: Cubre entre un 120%-150% de la línea, con retardo de tiempo. Esta zona actúa como respaldo a las líneas adyacentes. Al decir 120%-150% de la línea, esto implica, que está censando lo que sucede entre un 20%-50%, de la línea de transmisión más adelante.
- Zona 3: respaldo extendido, cubre hasta el 220%, con un retardo mayor de operación que la zona 2. Esta zona abarca la línea propia, una segunda línea y un 20% de una tercera línea.
- Zona 4: algunos sistemas incluyen una cuarta zona la cual cubre una zona reversa, como respaldo para fallas de barra de la subestación.
La imagen presentada, refleja la distribución de las zonas de operación de la protección de distancia. Se reflejan tres líneas de transmisión que van desde la subestación A hasta la subestación D. Así mismo, se muestra la escala de los tiempos de operación de las tres zonas que monitorean la línea de transmisión. La cuarta zona es la zona reversa y su tiempo de operación es mayor al resto de las zonas. Los tiempos de operación dependerán del estudio de ajustes y coordinación de protecciones, excluyendo la zona 1 que es de operación instantánea.
Localización de Fallas
Cuando se produce una falla permanente en una línea de transmisión, esta debe quedar asilada del resto de sistema eléctrico en ambos extremos el mínimo tiempo que permita localizar el punto físico de la línea donde ha ocurrido la falla y enviar personal a dicho punto para su reparación de forma que la línea pueda entrar de nuevo en servicio lo antes posible.
Dado que las líneas de transmisión se extienden a lo largo de muchos kilómetros y en ocasiones por terrenos de difícil acceso, es muy útil para los servicios de mantenimiento de las empresas eléctricas conocer, de forma rápida, el punto de la línea donde se ha producido la falla, para acelerar el proceso de normalización de la red evitando tener que recorrer de línea hasta localizar la falla por inspección visual.
En el pasado se instalaban localizadores de fallas, alimentados de las mismas medidas de corriente y voltaje que las protecciones de distancia. Con la aparición de las protecciones numéricas, esta función de localizar las fallas, ha podido ser integrada a la protección en sí misma. La localización de la falla puede expresarse en ohmios, kilómetros, millas o porcentaje de la longitud de la línea.
Consideraciones Técnicas Generales
Efecto de la Resistencia de Falla
Ya hemos mencionado este punto en los aspectos de la protección de distancia vistos anteriormente, pero de igual manera, volvemos a mencionarla en este apartado y la categorizamos como una de las consideraciones técnicas generales que debemos considerar al momento de proteger las líneas de transmisión de los sistemas de potencia.
Las fallas que involucran arcos eléctricos o caminos de retorno por el suelo suelen presentar una resistencia adicional. Esto puede afectar el valor de impedancia aparente, provocando una sobreestimación de la distancia a la falla. Para contrarrestar este efecto, se usan características de zona como la forma poligonal.
Así como se mencionó al principio del artículo, la protección de distancia debe de operar frente a cualquier tipo de falla que se presente en la línea, por lo cual, el relé es programado para detectar las fallas mediante características circulares y rectangulares, con la idea de cubrir todos los posibles eventos no deseados. Es así como los relés numéricos permiten este tipo de configuraciones, permitiendo mayor confiabilidad y seguridad por parte de la protección de distancia.
Falsos Disparos y Condiciones Transitorias
Otro aspecto importante a tener con consideración, es que, durante maniobras de operación, oscilaciones de potencia o condiciones inestables del sistema, pueden ocurrir falsas mediciones de impedancia, lo que lleve a una operación errónea/no deseada de la protección de distancia. Para evitar estas actuaciones indebidas, se incorporan funciones de supervisión como:
- Bloqueo por oscilación de potencia (POTT)
- Supervisión de voltaje
- Lógica de disparo bajo condiciones transitorias.
De esta manera se limita el funcionamiento no deseado de la protección, mejorando su confiabilidad y selectividad.
Compensación de Corrientes de Secuencia
Las fallas monofásicas y bifásicas a tierra implican flujos de corriente de secuencia cero. La protección de distancia debe incluir compensación para evitar errores de medición. Para esto, la protección de distancia incluye una compensación de corrientes de secuencia cero, por medio del factor de compensación K se usa para ajustar la medición de la impedancia en falla. Este factor se describe de la siguiente manera:
Zf: Impedancia aparente medida hacia la falla.
Va: Tensión de la fase a en el terminal donde está el relé.
Ia: Corriente de fase a medida en el mismo punto.
I0: Corriente de secuencia cero
K: Factor de compensación de secuencia cero.
Sistemas de Teleprotección
Los sistemas de teleprotección son una parte fundamental en la operación segura y eficiente de las redes eléctricas modernas, especialmente en lo que respecta a las protecciones de distancia en líneas de transmisión. Estos sistemas permiten la comunicación directa y en tiempo real entre los relés de protección instalados en los extremos de una línea, facilitando la coordinación para detectar y aislar fallas con mayor rapidez y precisión.
La protección de distancia actúa midiendo la impedancia entre el relé y el punto de falla. Sin embargo, en muchas situaciones, especialmente en líneas largas o sistemas complejos, la protección local no siempre tiene suficiente información para tomar decisiones precisas. Es ahí donde intervienen los sistemas de teleprotección, permitiendo el intercambio de señales entre relés para confirmar la existencia de una falla y ejecutar disparos coordinados.
Existen diversos esquemas de teleprotección, como la transferencia directa de disparo (DTT), donde un relé ordena directamente la apertura del interruptor remoto; el bloqueo, que impide el disparo si no se confirma la falla; y la comparación de magnitudes o fases, que evalúa parámetros eléctricos en ambos extremos para tomar decisiones más exactas. En general, podemos mencionar los siguientes esquemas de teleprotección:
- Transferencia de disparo directo (DT: Direct Trip).
- Transferencia de disparo permisivo por bajo alcance (PUTT: Permissive Underreaching Transfer Trip).
- Transferencia de disparo directo por bajo alcance (DUTT: Direct Underreachning Transfer Trip).
- Transferencia de disparo permisivo por sobrealcance (POTT: Permissive Overreaching Transfer Trip).
- Bloqueo por comparación direccional (DCB: Directional Comparison Blocking).
- Extremo con fuente débil (WEI: Weak End Infeed).
- Función de eco (ECO).
En los próximos artículos técnicos hablaremos en profundidad de cada uno de estos esquemas, sus ventajas y sus usos en los sistemas de protección de líneas de transmisión.
Los canales de comunicación utilizados en teleprotección incluyen fibra óptica, OPGW (cable de guarda con fibra), radioenlaces, microondas y enlaces multiplexados. La confiabilidad y baja latencia de estos canales son críticas para garantizar un funcionamiento eficaz.
En resumen, los sistemas de teleprotección permiten una respuesta más rápida y selectiva ante fallas, minimizando el impacto en la red eléctrica, mejorando la estabilidad del sistema y aumentando la seguridad operativa. Su integración es esencial en redes modernas interconectadas que requieren altos niveles de disponibilidad y resiliencia.
Relés Digitales y Avances Tecnológicos
Los relés digitales han revolucionado la protección de sistemas eléctricos, especialmente en aplicaciones como las protecciones de distancia en subestaciones. Estos dispositivos, que reemplazan a los antiguos relés electromecánicos y analógicos, ofrecen mayor precisión, flexibilidad y capacidad de comunicación.
Los avances tecnológicos han permitido la integración de funciones múltiples en un solo relé, incluyendo protección, monitoreo, control y registro de eventos. Esto reduce el espacio físico y mejora la eficiencia operativa. Además, los nuevos protocolos de comunicación como IEC 61850 facilitan la interoperabilidad entre equipos de diferentes fabricantes, permitiendo automatización avanzada en subestaciones.
Otra innovación clave es el uso de algoritmos adaptativos y técnicas de inteligencia artificial que permiten a los relés digitales ajustarse dinámicamente a condiciones cambiantes del sistema. También se han incorporado funciones de autodiagnóstico y mantenimiento predictivo, lo que mejora la confiabilidad y reduce tiempos de inactividad.
Entonces, los relés modernos son dispositivos multifuncionales digitales que integran:
- Protección de distancia con múltiples zonas,
- Supervisión de calidad de energía,
- Registro de eventos y oscilografías,
- Comunicación IEC 61850 (GOOSE, MMS),
- Autodiagnóstico y lógica programable.
Los relés digitales permiten realizar configuraciones dinámicas, adaptarse a diferentes topologías de red y facilitar el mantenimiento mediante interfaces gráficas y control remoto. Estas tecnologías han brindado mas y mejores herramientas con las cuales proteger los sistemas de potencia, los cuales se han vuelta mas robustos y complejos en la actualidad.
Desafíos y Tendencias Futuras
Integración de Energías Renovables
La alta penetración de fuentes renovables intermitentes modifica los perfiles de corriente de falla y puede afectar el funcionamiento de relés convencionales. Se investiga el uso de inteligencia artificial y modelos predictivos para adaptarse a estas condiciones.
Protecciones Basadas en Medición Fasorial (PMU)
Las protecciones basadas en medición fasorial (PMU) representan un avance clave en la protección de sistemas eléctricos. Estas utilizan unidades de medición fasorial sincronizadas para obtener datos en tiempo real de voltajes y corrientes, mejorando la visibilidad del sistema. Gracias a su alta precisión temporal, permiten detectar inestabilidades, oscilaciones y fallas con mayor rapidez y confiabilidad. Su integración fortalece la operación coordinada de las redes eléctricas modernas, especialmente en sistemas interconectados y con alta penetración de energías renovables.
Ciberseguridad
Las protecciones de distancia, como hemos visto, dependen cada vez más de sistemas digitales y comunicaciones en red. Esto las hace vulnerables a ciberataques que pueden comprometer su funcionamiento. La ciberseguridad se vuelve crucial para proteger configuraciones, comunicaciones y registros. Implementar firewalls, autenticación robusta, cifrado y monitoreo constante es vital para garantizar la integridad y disponibilidad del sistema eléctrico, asegurando una operación confiable frente a amenazas cibernéticas cada vez más sofisticadas.
Conclusiones
La protección de distancia continúa siendo uno de los pilares fundamentales en la protección de sistemas eléctricos de transmisión. Su capacidad para operar rápidamente, sin necesidad de corriente en ambos extremos, y su adaptabilidad a diferentes condiciones del sistema, la hacen esencial en la ingeniería moderna de potencia. No obstante, su correcta aplicación requiere un conocimiento profundo de las características del sistema, coordinación adecuada y adaptación a las nuevas tecnologías y desafíos que trae consigo la transición energética global.
