La sobrecorriente de fases (50/51) y la de tierra (50N/51N) se ajustan distinto porque la de fases ve toda la corriente de carga y la de tierra solo la corriente residual 3I0. Como la carga equilibrada no produce 3I0, el 51N puede arrancar con una fracción de la nominal y detectar fallas a tierra con resistencia alta.
Qué es la protección de sobrecorriente 50/51 y 50N/51N
La sobrecorriente es la protección más antigua y la más extendida: dispara cuando la corriente supera un valor ajustado. En la norma IEEE C37.2, el 50 es la sobrecorriente instantánea y el 51 la temporizada, de tiempo inverso o definido. Con el sufijo N (o G, según la conexión) se aplican a la corriente de tierra. En IEC 61850 la temporizada se modela con el nodo lógico PTOC y la instantánea con PIOC.
- 50, instantánea: dispara sin retardo intencional sobre un umbral alto. Despeja rápido las fallas cercanas.
- 51, temporizada: dispara con un retardo que disminuye a medida que crece la corriente, o con un tiempo fijo, para coordinar con las protecciones aguas abajo.
- 50N/51N: lo mismo, aplicado a la corriente residual 3I0 = Ia + Ib + Ic. Detecta fallas a tierra, que son las más frecuentes en líneas aéreas.
Dónde se aplica
Alimentadores de media tensión, tableros industriales, motores, transformadores como respaldo de la diferencial, líneas de subtransmisión como respaldo de la distancia, reconectadores de distribución y plantas solares en su punto de conexión. En redes de alta y extra alta tensión casi siempre es respaldo; en media tensión y en la industria suele ser la protección principal.
Fases y tierra: por qué se ajustan distinto
La protección de fases ve toda la corriente de carga, así que su arranque debe quedar por encima de la carga máxima. También ve las fallas a tierra, siempre que su corriente supere ese arranque. La razón de tener un 51N aparte es la sensibilidad: la carga equilibrada no produce 3I0, de modo que el 51N puede arrancar con una fracción de la corriente nominal y detectar fallas a tierra de resistencia alta que la protección de fases nunca vería.
La 3I0 se obtiene por conexión residual de los tres transformadores de corriente (CT), o por cálculo en el relé, o con un CT toroidal que abraza las tres fases. El toroidal es más sensible y es lo habitual con neutro aislado o puesto a tierra por resistencia. Lo explicamos en corriente de secuencia cero.
Cómo funciona: las curvas de tiempo inverso
Las curvas normalizadas están en IEC 60255-151, que recoge tanto las IEC como las IEEE, y en IEEE C37.112. Con M = I / I_arranque:
- IEC: t = TMS · k / (M^α − 1)
- IEEE: t = TD · [A / (M^p − 1) + B]
| Curva | Constantes |
|---|---|
| IEC normal inversa | k = 0,14; α = 0,02 |
| IEC muy inversa | k = 13,5; α = 1 |
| IEC extremadamente inversa | k = 80; α = 2 |
| IEC inversa de tiempo largo | k = 120; α = 1 |
| IEEE moderadamente inversa | A = 0,0515; B = 0,1140; p = 0,02 |
| IEEE muy inversa | A = 19,61; B = 0,491; p = 2 |
| IEEE extremadamente inversa | A = 28,2; B = 0,1217; p = 2 |
Las curvas muy y extremadamente inversas se parecen más a la característica de los fusibles y coordinan mejor con ellos; la normal inversa da tiempos más parejos cuando la corriente de falla varía poco a lo largo del alimentador. El tiempo definido es útil cuando la corriente de falla depende mucho de la generación conectada.
Criterios de ajuste
Los valores salen del estudio de coordinación, no de reglas universales. Los criterios generales son:
- Arranque de fases: por encima de la carga máxima, incluidas contingencias y sobrecarga admisible, y por debajo de la falla mínima de la zona que respalda.
- Arranque de tierra: por encima del desbalance normal y del error residual de los CT, y por debajo de la falla a tierra mínima con resistencia.
- Curva y dial: con margen de coordinación frente al relé aguas abajo. Ese margen cubre el tiempo del interruptor y la tolerancia de los relés; con relés numéricos suele ser del orden de 0,2 a 0,3 s y con electromecánicos algo mayor, según la política de cada empresa.
- Instantánea: por encima de la falla máxima en la barra siguiente y de la corriente de energización (inrush) de los transformadores alimentados.
- Curva de daño: la temporizada debe quedar por debajo de la curva de daño del transformador o del cable que protege.
El método completo está en criterios de ajuste de protecciones eléctricas.
Cuándo hace falta direccionalidad
En una red radial con una sola fuente basta la sobrecorriente no direccional. En anillos, líneas en paralelo y redes con varias fuentes, incluidas plantas solares y autogeneración, la corriente de falla puede llegar desde cualquier lado y se necesita la direccional 67/67N. En tierra también hace falta con neutro aislado o compensado, donde los alimentadores sanos aportan corriente capacitiva. Lo vemos en unidades direccionales homopolares (67N).
Cómo la implementa cada fabricante
Todos los relés de sobrecorriente ofrecen las curvas IEC e IEEE, pero cambian la cantidad de etapas, el nombre de los ajustes, la escala del dial y el tipo de reposición (instantánea o con retardo, que imita el disco de un relé electromecánico). Siemens SIPROTEC se configura con DIGSI, SEL con AcSELerator QuickSet, Relion (670/650: Hitachi Energy; 615/620: ABB) con PCM600, GE Vernova (Multilin) con EnerVista y Schneider MiCOM y Easergy con su propio software. Algunos fabricantes escalan el dial de forma distinta a la fórmula de la norma, así que un ajuste no se copia de una marca a otra sin revisar el manual.
Por qué dispara o no dispara
| Síntoma | Causa típica | Qué revisar primero |
|---|---|---|
| Disparo al energizar un transformador o arrancar un motor | Instantánea bajo el inrush o la corriente de arranque | Oscilografía, ajuste de la 50, bloqueo por armónicos |
| Disparo de tierra sin falla a tierra | 3I0 falsa por saturación desigual de CT en conexión residual | Registro de las tres corrientes de fase |
| Disparo del relé de cabecera antes que el del ramal | Margen de coordinación insuficiente o curvas de familias distintas | Estudio de coordinación y ajustes reales |
| Falla a tierra resistiva no despejada | Arranque de tierra muy alto o ajustado con criterio de fases | Sensibilidad del 51N |
| Disparo por falla en otro alimentador | Falta de direccionalidad tras conectar una fuente nueva | Flujo de falla con la generación nueva |
Los disparos al energizar tienen su propia guía: disparo de sobrecorriente en arranque o energización.
Cómo se prueba
Con inyección secundaria se verifican el arranque de cada etapa, varios puntos de la curva de tiempo frente a la fórmula de la norma, el tiempo de la instantánea, la reposición y las lógicas asociadas, como bloqueos o aceleraciones. La prueba se hace por fase y en tierra, y se compara con los ajustes aprobados y con las tolerancias del fabricante. Lo hacemos como servicio de inyección secundaria.
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Referencias
- IEEE Std C37.2, Standard for Electrical Power System Device Function Numbers, Acronyms, and Contact Designations.
- IEC 60255-151, Measuring relays and protection equipment – Part 151: Functional requirements for over/under current protection.
- IEEE Std C37.112, Standard for Inverse-Time Characteristics Equations for Overcurrent Relays.
- IEC 61850-7-4, nodos lógicos PTOC y PIOC.
Preguntas frecuentes
¿Por qué se necesita un 51N si el 51 de fases también ve las fallas a tierra?
Por sensibilidad. El 51 de fases debe arrancar por encima de la carga máxima; el 51N puede ajustarse mucho más bajo y detectar fallas a tierra con resistencia alta.
¿Se pueden copiar los ajustes de dial entre marcas de relés?
No sin revisar la fórmula en el manual, porque algunos fabricantes escalan el dial de forma distinta.
¿Cuándo hace falta una protección direccional 67/67N?
En anillos, líneas en paralelo y redes con varias fuentes, incluidas plantas solares. En tierra también con neutro aislado o compensado, donde los alimentadores sanos aportan corriente capacitiva.