Protección 51V (PVOC): sobrecorriente con restricción de tensión

Qué es la protección 51V (sobrecorriente dependiente de la tensión)

La 51V es una protección de sobrecorriente temporizada cuyo valor de arranque cambia con la tensión medida. En la norma ANSI/IEEE C37.2 el número 51 corresponde al relé de sobrecorriente temporizado, y la letra V indica que la tensión lo condiciona. En IEC 61850 se modela con el nodo lógico PVOC (sobrecorriente temporizada controlada por tensión). En la literatura IEC suele aparecer como «I> dependiente de la tensión».

La idea es sencilla: con tensión normal, el relé exige una corriente alta para arrancar y no confunde la carga con una falla. Cuando ocurre un cortocircuito cercano, la tensión cae y el relé se vuelve más sensible. Así detecta fallas cuya corriente sería demasiado baja para una sobrecorriente convencional.

Existen dos variantes:

• Controlada por tensión (51VC): la sobrecorriente está bloqueada mientras la tensión sea normal y se habilita cuando baja de un umbral.
• Restringida por tensión (51VR): el arranque se reduce de forma progresiva y proporcional a la caída de tensión, hasta un mínimo definido por el fabricante.

Dónde se aplica

Su aplicación clásica es el generador síncrono. Ante un cortocircuito trifásico externo, la corriente que aporta el generador pasa del valor subtransitorio al transitorio y luego al de régimen permanente, que depende de la reactancia síncrona y de la excitación. Ese valor sostenido puede quedar por debajo de la corriente nominal. Una 51 simple ajustada por encima de la carga no vería la falla; la 51V sí. Por eso IEEE C37.102 la presenta como una de las opciones de respaldo del generador ante fallas en el sistema, junto con la protección de distancia (21).

También se usa en:

• Plantas de generación pequeñas y cogeneración industrial, donde no se justifica una protección de distancia.
• Algunos transformadores elevadores y alimentadores con fuentes débiles, cuando el estudio de cortocircuito muestra corrientes de falla parecidas a la carga.
• Instalaciones con generación distribuida, donde el aporte de la fuente es limitado.

Para entender por qué la corriente de falla de un generador decae, vea la guía de aporte de corriente de cortocircuito.

Cómo funciona

El relé mide corrientes de fase y tensiones del transformador de tensión (PT) de los bornes del generador o de la barra.

En la versión controlada, la lógica es un «Y»: hay disparo si la corriente supera el arranque y además la tensión está por debajo del umbral de control. Con tensión normal, la función queda inactiva.

En la versión restringida, el arranque efectivo se calcula como el arranque ajustado multiplicado por un factor que depende de la tensión. Con tensión nominal el factor es 1; a medida que la tensión baja, el factor disminuye de manera lineal hasta un valor mínimo. La forma exacta de esa recta, y por debajo de qué tensión se queda fija, la define cada fabricante.

La característica de tiempo suele ser una curva inversa (IEC 60255-151 o IEEE C37.112), igual que en una 51 normal, para coordinar con las protecciones aguas abajo.

Un detalle importante es qué tensión usa cada fase. Muchos relés asocian a cada corriente de fase la tensión entre fases correspondiente, para que la restricción responda bien ante fallas bifásicas y ante fallas al otro lado de un transformador estrella-delta. Revise en el manual qué combinación usa su equipo.

Criterios de ajuste

Los ajustes salen del estudio de cortocircuito y de coordinación de protecciones. Los criterios generales son:

• Arranque con tensión normal: por encima de la máxima corriente de carga esperada, con el margen que defina el estudio.
• Sensibilidad con tensión deprimida: el arranque reducido debe quedar por debajo de la corriente sostenida que el generador aporta a la falla más lejana que se quiere respaldar, considerando la acción del regulador de tensión.
• Umbral de control (51VC): por debajo de la mínima tensión de operación normal y por encima de la tensión esperada durante las fallas que debe ver.
• Tiempo: coordinado con las protecciones de líneas y transformadores aguas abajo, y por debajo de la capacidad térmica del generador.

Datos que necesita: reactancias del generador (síncrona, transitoria, subtransitoria), constantes de tiempo, comportamiento del sistema de excitación, relación de CT y PT, y la curva de daño del equipo. Ninguno de esos valores es universal.

Cómo la implementa cada fabricante

Todos los fabricantes principales ofrecen la función, pero no con el mismo nombre ni en el mismo lugar:

• Siemens SIPROTEC (DIGSI) la presenta como sobrecorriente dependiente de la tensión, con opciones de control y de restricción.
• SEL (AcSELerator QuickSet) la incluye en sus relés de generador con elementos separados para la variante controlada y la restringida.
• Relion (Hitachi Energy 670/650; ABB 615/620) (PCM600) la ofrece dentro de las funciones de respaldo del generador.
• GE Vernova (Multilin, EnerVista) la integra como opción de restricción por tensión de la sobrecorriente de fases.
• Schneider MiCOM/Easergy (MiCOM S1 o Easergy Studio) la incluye en los relés de generador con selección del modo de dependencia.

Cambian la forma de la característica de restricción, la tensión de referencia de cada fase, la interacción con la supervisión de fusibles y la posibilidad de usar dos etapas. Por eso un ajuste que funciona en una marca no se traslada sin revisión a otra.

Por qué dispara o bloquea

Las operaciones inesperadas de la 51V suelen tener una de estas causas:

• Fusible del TT fundido o miniinterruptor abierto. Es la más común. El relé ve tensión cero en una o más fases, el arranque cae al mínimo y la corriente de carga dispara. La función debe bloquearse con la supervisión de fusibles (60 o «VT fuse failure»); verifique que esa lógica esté activa y bien asignada.
• Cableado de tensiones con la secuencia o la fase cruzada. La restricción queda asociada a la tensión equivocada.
• Ajuste copiado de una 51 normal. Sin considerar la reducción de arranque, la función queda demasiado sensible.
• Arranque del generador o sincronización con tensión baja. Durante la excitación inicial la tensión puede estar deprimida y la función habilitada.
• Grupo de ajustes equivocado activo después de un mantenimiento.

Si en cambio la función no operó ante una falla externa, revise si el regulador de tensión mantuvo la tensión por encima del umbral de control, o si la corriente sostenida quedó por debajo del arranque reducido. Lo primero que debe mirar es el registro oscilográfico: corrientes, tensiones y el estado de la supervisión del PT en el instante del evento.

Cómo se prueba

La prueba se hace con inyección secundaria, con un equipo como el Omicron CMC 356, inyectando corrientes y tensiones a la vez. Se verifica:

• El arranque con tensión nominal y con varios niveles de tensión reducida, para comprobar la forma de la característica de restricción o el umbral de control.
• Los tiempos de operación sobre la curva, en varios puntos.
• El bloqueo por falla de fusible: simular la pérdida de una tensión con corriente de carga y confirmar que no hay disparo.
• La asignación de la salida de disparo y del registro de eventos.

Antes de la prueba conviene confirmar la relación y polaridad de los PT y CT, porque un error ahí invalida cualquier resultado.

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Referencias

• IEEE C37.2, Standard for Electrical Power System Device Function Numbers, Acronyms, and Contact Designations.
• IEEE C37.102, Guide for AC Generator Protection.
• IEC 61850-7-4, Compatible logical node classes and data object classes.
• IEC 60255-151, Functional requirements for over/under current protection.
• IEEE C37.112, Standard for Inverse-Time Characteristics Equations for Overcurrent Relays.
• J. L. Blackburn y T. J. Domin, Protective Relaying: Principles and Applications.

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