Protección de sobretensión 59 (PTOV): qué es y cómo funciona

Qué es la protección 59 (sobretensión)

La protección 59 detecta que la tensión de frecuencia industrial supera un valor ajustado y, después de un tiempo, da alarma o disparo. En ANSI/IEEE C37.2 el número 59 corresponde al relé de sobretensión. En IEC 61850 se modela con el nodo lógico PTOV (sobretensión temporizada). En documentación IEC es habitual verla como «U>» o «V>», con etapas «U>>» de mayor ajuste y menor tiempo.

Su objetivo es proteger el aislamiento y los equipos sensibles frente a sobretensiones sostenidas. Un aislamiento soporta sobretensiones breves, pero una sobretensión moderada mantenida durante segundos o minutos lo envejece, satura núcleos magnéticos y daña cargas electrónicas.

Es importante no confundirla con la protección contra sobretensiones transitorias. Las de rayo y de maniobra las limitan los pararrayos, no un relé.

Dónde se aplica

• Generadores: ante un rechazo de carga, la tensión sube hasta que actúa el regulador. En hidrogeneradores el embalamiento de la máquina agrava el fenómeno. IEEE C37.102 trata la sobretensión del generador como una protección recomendada en muchos casos.
• Líneas largas de alta y extra alta tensión: una línea en vacío o con poca carga eleva la tensión en el extremo abierto por su capacitancia (efecto Ferranti). La 59 puede disparar el extremo local o enviar disparo al remoto.
• Bancos de condensadores: la sobretensión aumenta la potencia reactiva y el esfuerzo dieléctrico del banco.
• Plantas solares, eólicas y generación distribuida: los requisitos de conexión exigen desconexión por sobretensión con tiempos máximos. IEEE 1547 fija ese tipo de requisitos para recursos distribuidos; en Colombia aplican los requisitos del operador de red y la regulación vigente.
• Industria: protección de motores, variadores y cargas sensibles en barras de baja y media tensión.
• Transformadores: junto con la protección de sobreexcitación 24, que responde a la relación tensión/frecuencia.

Cómo funciona

El relé mide las tensiones del transformador de tensión y compara cada una con el ajuste. Las opciones habituales son:

• Magnitud medida: tensiones fase a tierra, tensiones entre fases o tensión de secuencia positiva. Algunos relés permiten elegir el valor eficaz verdadero o solo la componente fundamental.
• Lógica de fases: disparo cuando una fase supera el ajuste, o solo cuando lo superan todas. La segunda opción da más seguridad frente a fallas a tierra y problemas de un solo PT.
• Característica de tiempo: tiempo definido en la mayoría de casos, con dos o más etapas. Algunos relés ofrecen curvas de tiempo inverso.
• Relación de reposición: la función se repone cuando la tensión baja de un porcentaje del ajuste. Una reposición muy cercana al ajuste puede causar operaciones intermitentes si la tensión oscila alrededor del umbral.

IEC 60255-127 define los requisitos funcionales y la forma de especificar la exactitud y los tiempos de las protecciones de sobretensión y subtensión.

Criterios de ajuste

Los valores dependen de la aplicación y no hay un número universal:

• Equipos propios: la tensión máxima que soporta el equipo de forma permanente y temporal, según su placa y su norma de producto.
• Estudios del sistema: flujo de carga y estudios de transitorios electromecánicos para conocer la tensión máxima en operación normal y en contingencias. Vea flujo de carga y análisis de cortocircuito.
• Requisitos del operador de red: en generación conectada a la red, los umbrales y tiempos suelen venir impuestos y no son negociables.
• Coordinación con el regulador: en generadores y cambiadores de tomas, el tiempo de la 59 debe dar espacio a que el control de tensión actúe antes del disparo.
• Etapas: una etapa baja con tiempo largo para sobretensiones moderadas y una etapa alta casi instantánea para sobretensiones severas.

También pesan la relación del PT y la conexión de sus secundarios.

Cómo la implementa cada fabricante

La función es simple, pero las opciones cambian entre marcas:

• Siemens SIPROTEC (DIGSI) ofrece varias etapas con selección de la magnitud medida y de la lógica de fases.
• SEL (AcSELerator QuickSet) suele separar los elementos por tipo de magnitud: fase, entre fases y secuencia.
• Relion (Hitachi Energy 670/650; ABB 615/620) (PCM600) la ofrece como función de sobretensión de dos etapas, con tiempo definido o inverso según el modelo.
• GE Vernova (Multilin, EnerVista) la agrupa con los elementos de tensión, con curvas de tiempo definido o inverso.
• Schneider MiCOM/Easergy (MiCOM S1 o Easergy Studio) ofrece etapas configurables en modo fase-tierra o fase-fase.
• NOJA en reconectadores incluye protecciones de tensión pensadas para redes de distribución y generación distribuida.

Las diferencias que más problemas causan son la relación de reposición, la magnitud medida por defecto y la lógica «una fase» frente a «todas las fases».

Por qué dispara o bloquea

Causas típicas de operación en campo:

• Sobretensión real por rechazo de carga, red débil con alta generación, bancos de condensadores conectados en baja demanda o una línea larga en vacío.
• Falla a tierra en un sistema aislado o con alta impedancia de tierra: las fases sanas suben hacia la tensión entre fases. Si la 59 mide fase a tierra, opera aunque no haya sobretensión entre fases.
• Relación del PT mal ingresada en el relé, o secundario de 110 V tratado como si fuera de 120 V, o al revés.
• Ferrorresonancia en transformadores de tensión inductivos de sistemas aislados, que produce tensiones elevadas y distorsionadas.
• Cambiador de tomas fuera de su posición normal o regulador en modo manual.
• Grupo de ajustes que no corresponde a la configuración de la red.

Si la 59 no operó cuando debía, revise si estaba ajustada para «todas las fases» o si la magnitud medida filtraba la componente que subió. Empiece por el registro oscilográfico y las tensiones de las tres fases en el momento del evento.

Cómo se prueba

Con inyección secundaria, por ejemplo con un Omicron CMC 356, se inyectan tensiones balanceadas y se sube la magnitud hasta el arranque. Se verifica:

• El valor de arranque y el de reposición de cada etapa.
• Los tiempos de operación de cada etapa.
• La lógica de fases: elevar una sola fase y luego las tres.
• La magnitud medida, por ejemplo inyectando armónicos si el relé debe responder solo a la fundamental.
• La asignación de salidas, alarmas y registros.

En una puesta en servicio se completa con la verificación de relación y polaridad de los PT en el tablero.

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Referencias

• IEEE C37.2, Standard for Electrical Power System Device Function Numbers, Acronyms, and Contact Designations.
• IEC 60255-127, Functional requirements for over/under voltage protection.
• IEC 61850-7-4, Compatible logical node classes and data object classes.
• IEEE C37.102, Guide for AC Generator Protection.
• IEEE 1547, Standard for Interconnection and Interoperability of Distributed Energy Resources with Associated Electric Power Systems Interfaces.
• J. L. Blackburn y T. J. Domin, Protective Relaying: Principles and Applications.

Preguntas frecuentes