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PRÁCTICA VIII: COORDINACIÓN DE RELÉS 
DE DISTANCIA. 
Melissa Bermúdez Mejía. 
Ingeniería Eléctrica, Universidad Tecnológica de Pereira, Pereira Risaralda, Colombia 
Mayo 8 de 2017. 
Correos-e:mbermudez@utp.edu.co 
 
 
OBJETIVOS 
 
• Analizar el comportamiento de los relés de 
distancia ante la presencia de fallas. 
• Conocer las opciones de simulación necesarias 
para realizar la coordinación de los relés de 
distancia. 
• Verificar mediante simulación el ajuste de los 
relés de distancia realizados teóricamente. 
 
PREGUNTAS. 
 
1. ¿Cuáles son las funciones de protección más 
utilizadas? 
 
Las disposiciones de protección de cualquier 
sistema eléctrico deben tener en cuenta los 
siguientes principios básicos:[1] 
 
a. Confiabilidad: La capacidad de la 
protección para funcionar correctamente. 
Tiene dos elementos: 
I. Fiabilidad: Certeza de una 
operación correcta en la secuencia 
de un fallo. 
II. Seguridad: Capacidad de evitar el 
funcionamiento incorrecto de una 
protección durante fallos. 
 
b. Velocidad: Tiempo de funcionamiento 
mínimo para borrar un fallo y evitar así 
daños en el equipo. 
 
c. Selectividad: Mantener la continuidad del 
suministro desconectando la sección 
mínima de la red necesaria para aislar el 
fallo. 
d. Costo: Máxima protección al menor costo 
posible. 
 
2. ¿Qué son las zonas de protección? 
 
En general, el sistema de potencia se divide en 
zonas de protección para generadores, motores, 
transformadores, barras, circuitos de transmisión y 
distribución. Así, se proporciona alguna forma de 
protección de respaldo para disparar los 
interruptores adyacentes o zonas aledañas al área 
problemática. La protección de cada zona es 
sobrepuesta para eliminar la posibilidad de áreas 
no protegidas. Ésta sobreposición es llevada a 
cabo conectando los relevadores a los 
transformadores de corriente. 
Cualquier disturbio en un área entre los TC es 
visto por ambos y pueden operar los relevadores 
de ambas zonas y si es el caso, disparará los 
interruptores de las dos zonas. 
La filosofía general para el uso de relevadores es 
dividir el sistema en zonas separadas que pueden 
ser individualmente protegidas y desconectadas 
ante la ocurrencia de las fallas, para permitir que 
el resto del sistema continúe en servicio.[2] 
 
3. Explique detalladamente cómo funciona el relé de 
distancia y el relé de sobrecorriente. 
 
a. Relé de Distancia: La protección de distancia 
reúne los requerimientos de confiabilidad y de 
velocidad necesarias para proteger esos circuitos y 
por estas razones es ampliamente usado en la 
protección de líneas de transmisión. En los 
relevadores de distancia hay un equilibrio entre 
tensión y corriente que puede expresarse en 
función de le impedancia ya que esta es una 
medida eléctrica de la distancia de una línea de 
transmisión, lo que explica su nombre. La 
protección de distancia tiene capacidad de 
mailto:mbermudez@utp.edu.co
 
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distinguir entre fallas que ocurren en 
diferentes partes de un sistema, dependiendo 
de la impedancia medida. Esencial mente éste 
compara la corriente de falla vista por el 
relevador, contra el voltaje en el punto de 
localización del relevador para determinar la 
impedancia línea abajo hasta la falla. 
Para el sistema mostrado en la siguiente 
figura, un relevador ubicado en A utiliza la 
corriente de línea y el voltaje de línea para 
evaluar Z= V/I. El valor de la impedancia Z 
para una falla en F1, sería ZAF1, y 
ZAB + ZBF2 para una falla en F2.[2] 
 
 
Fig 1. Fallas que ocurren en partes 
diferente de un sistema de potencia. 
 
La ventaja principal del uso del relevador de distancia 
es que su zona de protección depende de la 
impedancia de línea protegida, la cual es virtualmente 
constante independiente de las magnitudes de voltaje 
y corriente. Así, el relevador de distancia tiene un 
alcance fijo, en contraste con las unidades de 
sobrecorriente donde el alcance varía dependiendo de 
las condiciones del sistema. [2]. 
 
Definición de zonas de protección: 
 
Zona 1. 
 
Se establecen en todas las líneas la zona 1 de 
operación, la cual protegerá el de la línea 
en la cual esté ubicado cada relé, así: 
 
 
Donde: 
 
 
 
Esta zona de protección operará en un tiempo 
instantáneo. 
 
Zona 2 
 
Esta zona protegerá la parte faltante de la zona 1 y 
servirá de respaldo a la zona 1 siguiente. Comprenderá 
desde del relé n hasta el de la zona 1 
siguiente más corta: 
 
 
Donde: 
 
 
Esta zona operará entre un tiempo determinado 
. En este caso debe de tenerse en cuenta 
el efecto infeed, el cual ocurre cuando el sistema 
eléctrico tiene una configuración compleja donde se 
encuentran varias centrales interconectadas, las cuales 
constituyen alimentaciones a las fallas. Este efecto 
aumenta el valor de la impedancia vista por los relés, 
dependiendo de la configuración.[3] 
 
Zona 3 
 
Esta zona servirá de respaldo a la zona 2 siguiente, 
cubrirá desde hasta el de la zona 2 
siguiente más corta: 
 
 
Donde: 
 
 
 
 
b. Relé de sobrecorriente: Es una función 
ampliamente utilizada para protección de líneas, 
así como para protección de transformadores de 
potencia. Este relé funciona con un tiempo de 
operación que varía de forma inversa con el valor 
de la corriente por el relé, según la familia de 
curvas utilizada, el selector de tiempo o dial y la 
corriente de tap.[3] 
 
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Fig 2. Curvas típicas de los relés 51. 
 
Antes de realizar la coordinación de los relés 51, se 
debe tener en cuenta lo siguiente: 
• Condiciones del Dial. 
El dial tiene un rango de funcionamiento y 
está en pasos. 
Ej: 
• Se deben conocer los valores de corriente de 
falla de los relés a coordinar (máxima y 
mínima remotas). 
• Se debe conocer la corriente máxima de 
carga. 
• Se halla la corriente de tap. 
 
 
• Se debe conocer el tiempo requerido por el 
interruptor para abrir la falla o CTI 
(Coordinating time interval) que comprende 
un rango de tiempo 
• Se empieza por el relé más alejado de los 
generadores o los relés asociados a las cargas. 
• Después de tener los sistemas radiales con 
todos los relés, se asume un tipo de dial entre 
las familias de curvas existentes: 
- Moderadamente inversa. 
- Muy inversa. 
- Extremadamente inversa. 
Estas curvas definen las constantes dadas por 
el grado de inversión. 
• Se pueden utilizar dos ecuaciones paramétricas 
según la norma: 
IEC ANS I 
 
 
(5) 
 
 
(6) 
Tabla 1. Ecuaciones paramétricas para definir 
el tiempo de operación. 
 
Otros criterios para tener en cuenta: 
• El relé no opera para corrientes menores o iguales 
a su corriente de arranque. 
• El menor dial entrega un tiempo de operación más 
pequeño, garantizando el rápido accionamiento del 
relé y siendo selectivo. 
• El relé opera con múltiplos de la corriente en el 
secundario. 
Nomenclatura: y 
Donde: 
 
 
 
4. Cuáles son los tipos de relés de distancia y de 
sobrecorriente? Explique detalladamente la 
funcionalidad de cada uno. 
 
 
RELÉS DE SOBRECORRIENTE. 
 
1. Relé de Corriente definida. 
Este tipo de relevadores opera instantáneamente 
cuando la corriente alcanza un valor 
predeterminado. El ajuste es seleccionado de 
manera que, en la subestación más alejada de la 
fuente, el relevador operará para un valor bajo de 
corriente y las corrientes de operación del 
relevador aumentan progresivamente en cada 
subestación rumbo a la fuente. Así, el relevador 
con ajuste más bajo opera primero y desconecta la 
carga en el punto más cercano. Este tipo de 
protección tiene el inconveniente de tener poca 
selectividad a altos valores de corriente de 
cortocircuito. Otra desventaja es la dificultad para 
distinguir entre la corrientede falla en uno u otro 
punto cuando la impedancia entre esos puntos es 
pequeña en comparación hacia el lado de la 
fuente, conduciendo hacia la posibilidad de que se 
presente pobre discriminación. 
 
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Fig 3. Relé de corriente definida. 
Para mejor explicación se plantea el siguiente 
ejemplo: 
 
 
 
Fig 4. Efecto de las impedancias sobre el nivel de 
cortocircuito. 
 
Debido a que la magnitud de la corriente de falla va 
ría con la posición de esta por la variación de la 
impedancia involucrada, se puede realizar una 
coordinación en base a la corriente: 
 
 
Existen las siguientes limitaciones para el uso de esta 
técnica: 
• Como los niveles de falla para puntos 
ubicados a los lados de un interruptor son 
iguales (puntos 2 y 3), la coordinación de los 
relevadores adyacentes se hace imposible. 
• Debido a las variaciones de generación se 
producen variaciones en los niveles de falla, 
típicamente la relación Max/Min, 2/1, en el 
ajuste de los relevadores da un razonable 
escalonamiento para valores máximos pero 
para condiciones mínimas de generación, la 
coordinación se hace demasiado difícil. 
 
Si los niveles de falla en un sistema son similares, 
la coordinación se hace imposible. Si los ajustes 
de la protección están basados en las condiciones 
nivel de falla máxima, luego pueden no ser 
apropiados para la situación que se presenta 
cuando el nivel de falla es más bajo. Sin embargo, 
si un valor más bajo de nivel de falla es usado 
cuando se calculan los ajustes del relevador, esto 
puede resultar en operación innecesaria del 
interruptor si los niveles de falla aumentan. Como 
consecuencia, los relevadores de corriente definida 
no son usa dos como la única protección de 
sobrecorriente, pero su uso como una unidad 
instantánea es común donde otros tipos de 
protección están en uso.[2] 
 
2. Relé de tiempo definido y corriente definida. 
 
Este tipo de relevadores permite ajustes variables 
para hacer frente a diferentes niveles de corriente 
utilizando diferentes tiempos de operación. Los 
ajustes pueden hacerse de tal manera que el 
interruptor más cercano a la falla sea disparado en 
el tiempo más corto y luego los interruptores 
restantes son disparados sucesivamente, usando 
tiempos diferidos, moviéndose atrás hacia la 
fuente. La diferencia entre los tiempos de disparo 
para la misma corriente es llamada el tiempo de 
discriminación. La coordinación entre estos 
relevadores se puede realizar con retardos de 
tiempo fijos de tal forma que el tiempo del más 
lejano sea el menor. El tiempo de operación es así 
independiente de los niveles de falla. La 
coordinación se denomina escalonamiento de 
tiempo. 
Como el tiempo de operación para los relevadores 
de corriente definida pueden ajustarse en pasos 
fijos, la protección es más selectiva. La gran 
desventaja con este método de discriminación es 
que las fallas cercanas a la fuente, que resultan en 
corrientes más grandes, puede ser despejada en un 
tiempo relativamente grande. Los ajustes de este 
tipo de relevador son hechos con un tap de 
corriente para seleccionar el valor al cual el 
relevador arrancará, más un dial para definir el 
tiempo exacto de la operación del relevador. Debe 
notarse que el ajuste del tiempo diferido es 
independiente del valor de la sobrecorriente 
requerida para que el relevador opere. Estos 
 
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relevadores son muy usados cuando la 
impedancia de la fuente es grande comparada 
con la de los elementos del sistema de 
potencia que están siendo protegidos, cuando 
los niveles de fallan en el punto del relevador 
son similares a las del extremo del elemento 
protegido.[2] 
 
 
 
Fig 5. Relé de corriente definida y tiempo 
definido. 
 
 
3. Relé de tiempo inverso. 
La propiedad fundamental de los relevadores 
de tiempo inverso es que operan en un tiempo 
que es inversamente proporcional a la 
corriente de falla. Su ventaja sobre los 
relevadores de tiempo definido es que para 
corrientes muy altas, se pueden obtener 
tiempos de disparo mucho más cortos sin 
riesgo para la selectividad de la protección. 
Los relevadores de tiempo inverso están 
clasificados de acuerdo con su curva 
característica que indica la velocidad de 
operación (moderadamente inverso, inverso, 
muy inverso y extremadamente inverso).[2] 
 
 
 
Fig 6. Relé de tiempo definido. 
RELÉS DE DISTANCIA 
 
1. Relé de Impedancia. 
El relevador de impedancia no toma en cuenta 
el ángulo de fase entre el voltaje y la corriente 
aplicada al relevador y por esta razón, su 
característica de operación en el plano X-R es 
un círculo con centro en el origen de 
coordenadas y un radio igual al ajuste de Z en. 
El relevador opera para todos los valores de 
impedancia menores que la Z de ajuste, o sea, 
para todos los puntos dentro del círculo. 
 
Fig 7. Característica de operación de un 
relevador de impedancia. 
 
Siendo no direccional, el relevador de 
impedancia operará para todas las fallas a lo 
largo del vector y para todas las fallas por 
detrás de la barra, a lo largo del vector AC. El 
vector AB representa la impedancia frente al 
relevador entre su localización y A en el 
extremo de la línea AB, y el vector AC 
representa la impedancia de la línea detrás de el 
sitio del relevador. El relevador de impedancia 
tiene tres desventajas principales:[2] 
 
1. No es direccional; verá fallas en el frente y 
por detrás de su localización y por lo tanto, 
requiere de un elemento direccional para 
obtener la correcta discriminación. Esto 
puede obtenerse agregando un relevador 
direccional independiente para restringir o 
prevenir el disparo del relevador distancia 
cuando la potencia fluye fuera de la zona 
protegida durante una falla. 
2. Es afectado por la resistencia de arco. 
 
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3. Es altamente sensible a las oscilaciones 
del sistema de potencia por su 
característica circular. 
 
2. Relé Direccional. 
 
Los relevadores direccionales son elementos 
que producen disparo cuando la impedancia 
media está situada en la mitad del plano X-R. 
Ellos son comúnmente usados 
simultáneamente con los relevadores de 
impedancia para limitar la zona de operación 
a un semicírculo. La característica de 
operación es obtenida desde una 
comparación de fase de las siguientes señales: 
 
 
 
La zona de operación de un relevador 
direccional esta definida por los valores de Z 
y ZR, que resulta en una diferencia de fase 
entre S1 y S2 de menos de 90°.[2] 
 
 
 
4. Relé mho. 
 
El relevador mho combina las propiedades de 
los relé valores de impedancia y direccional, su 
característica es inherentemente direccional y 
el relevador solo opera para fallas ubicadas 
delante del punto de ubicación del relevador; 
además, tiene la ventaja de que el alcance del 
relevador varía con el ángulo de la falla. La 
característica dibujada en el plano X-R, es una 
circunferencia que pasa por el origen de 
coordenadas y es obtenida asignando a las 
señales los siguientes valores:[2] 
 
 
 
 
 
 
Fig 8. Zona de operación del relé direccional. 
 
3. Relé de reactancia. 
 
El relevador de reactancia es diseñado para 
medir solamente la componente reactiva de la 
impedancia de la línea; consecuentemente, su 
ajuste es obtenido usando un valor determinado 
por la reactancia. En este caso, el par de 
ecuaciones para S1 y S2 es como sigue:[2] 
5. Cuáles son los parámetros del relé de distancia y 
de sobrecorriente que se deben tener en cuenta 
para la coordinación? 
 
Está explicado en la respuesta dada en la 
pregunta 3. 
 
6. Explique detalladamente el procedimiento para 
coordinación de relés de distancia y de 
sobrecorriente, que aspectos se deben tener en 
cuenta? 
 
Está explicado en la respuesta dada en el punto 
3. 
 
7. Realice la coordinación de los relés de distancia 
delsistema de potencia mostrado en la Fig. 
teniendo en cuenta los siguientes porcentajes: 
Para zona 1 el 80% y para zona 2 el 50%. 
 
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BIBLIOGRAFÍA. 
 
[1] Gers Juan M., Holmes Edward J., “Protection 
of Electricity Distribution Networks 2nd Edition”, 
The Institution of Engineering and Technology, 
United Jingdom, 2005. 
 
[2] Ramirez Castaño Samuel, “Protección de 
sistemas eléctricos”, Universidad Nacional de 
Colombia, Manizalez. 
 
[3] E. M. garcia alcantara and j. i. montiel 
rodriguez, “coordinacion de protecciones contra 
corto circuito en lineas de transmision por medio 
de un software comercial,” 2012.