La protección direccional de sobrecorriente (ANSI 67; en IEC 61850, un elemento PTOC supervisado por el nodo de dirección RDIR) dispara solo si la corriente de falla supera el ajuste y además fluye en la dirección elegida. Para saber hacia dónde va la corriente compara su ángulo con una tensión de referencia, llamada polarizante. Hace falta donde la falla puede alimentarse desde más de un lado: anillos, líneas en paralelo, fuentes en ambos extremos y redes con generación distribuida.
Qué protege la protección direccional 67
La sobrecorriente no direccional dispara con cualquier corriente alta, venga de donde venga. En una red radial eso basta: la corriente de falla solo llega desde la fuente. Pero si la falla puede alimentarse desde dos lados, la sobrecorriente pierde selectividad y saca circuitos sanos.
La 67 añade una condición: la corriente debe ir hacia la zona protegida. Protege líneas, cables y alimentadores contra cortocircuitos entre fases cuando la red está mallada o tiene fuentes en más de un punto, y evita disparos de circuitos sanos que solo están aportando corriente a una falla ajena.
- ANSI/IEEE C37.2: 67, relé de sobrecorriente direccional de CA.
- IEC 61850: un elemento de sobrecorriente PTOC cuya dirección la da el nodo RDIR.
- IEC 60617: el símbolo de sobrecorriente con la flecha de dirección.
Dónde se aplica
| Equipo o red | BT | MT | AT y EAT | Industria | Por qué es direccional |
|---|---|---|---|---|---|
| Líneas en paralelo | No | Sí | Sí, como respaldo de la 21 | Acometidas dobles | La falla en una línea se alimenta también por la otra |
| Anillos cerrados | No | Sí | Sí | Anillos de planta | La falla se alimenta por ambos lados del anillo |
| Transformadores en paralelo | Poco común | Lado de baja | Lado de baja | Subestaciones de planta | Evita que el transformador sano dispare por aporte inverso |
| Alimentador con generación | No | Sí | No aplica | Cogeneración, solar | La corriente se invierte ante fallas externas |
| Punto de conexión de generación | No | Sí | Sí | Plantas con autogeneración | Separa la planta según la dirección de la falla |
En alta y extra alta tensión la protección principal de línea suele ser la distancia o la diferencial; la 67 queda como respaldo o como elemento de los esquemas de comparación direccional. La versión de tierra se trata en unidades direccionales homopolares.
Principio de medida
El relé necesita dos magnitudes por fase: la corriente de operación y una tensión de referencia que no cambie de ángulo con la falla. La práctica clásica es la polarización en cuadratura: para la fase A se usa la tensión entre las otras dos fases (VBC), que en condiciones normales está desfasada 90° de VA. Así, ante una falla de la fase A, la referencia conserva su ángulo aunque VA se desplome.
Con esas dos magnitudes el relé calcula el ángulo entre la corriente y la tensión polarizante, lo corrige con el ángulo característico (o de par máximo) y decide si la falla está hacia adelante o hacia atrás.
- Memoria de tensión: con una falla trifásica cercana, todas las tensiones caen a casi cero. Los relés numéricos guardan la tensión previa a la falla durante un tiempo corto para seguir decidiendo la dirección.
- Secuencia negativa (67Q): compara la corriente y la tensión de secuencia negativa. Es útil en fallas asimétricas y no depende de la carga. Puede analizar esos fasores con nuestra herramienta gratuita de componentes simétricas.
La característica
En el plano fasorial, la tensión polarizante se dibuja como referencia. La recta de par máximo sale de ella girada el ángulo característico, y el semiplano centrado en esa recta es la zona de operación hacia adelante. Una corriente cuyo fasor cae dentro del semiplano es una falla hacia adelante; si cae en el semiplano opuesto, es una falla hacia atrás.
Sobre esa decisión de dirección actúa una sobrecorriente normal: instantánea o temporizada con curva de tiempo inverso. Puede ver la forma de esas curvas con la herramienta de curvas de tiempo inverso.
- Corriente de fase. Magnitud y ángulo de la corriente de cada fase
- Tensión polarizante. Tensión en cuadratura o de secuencia negativa, con memoria
- Ángulo característico. Ubica la recta de par máximo
- Dirección. Adelante, atrás o indefinida
- ¿Es la dirección ajustada? Sí: continúa; No: Sin disparo.
- Sobrecorriente. Arranque y curva de tiempo
Criterios de ajuste
- Ángulo característico: depende del ángulo de la impedancia de la red y del método de polarización; lo recomienda el fabricante y lo confirma el estudio.
- Dirección: hacia la línea o hacia la barra, según el esquema. En dos líneas en paralelo, cada relé mira hacia su propia línea.
- Arranque y curva: se coordinan como cualquier sobrecorriente, pero solo con los relés que ven la falla en la misma dirección. Eso es lo que permite la selectividad en anillos.
- Transformadores de tensión: la ubicación del PT, del lado de línea o de barra, cambia lo que el relé ve al energizar.
Los criterios generales están en criterios de ajuste de protecciones.
Interacción con otras funciones
- Supervisión de PT (60): si se pierde la tensión, la dirección queda indefinida. Según el ajuste, la 67 se bloquea o pasa a no direccional. La función completa está en supervisión de PT y CT 60, y la alarma en alarma de pérdida de potencial.
- Teleprotección: los elementos direccionales alimentan los esquemas de comparación direccional, como el esquema POTT.
- Distancia 21: la 67 suele ser respaldo y comparte la unidad direccional con la distancia en muchos relés.
- Falla de interruptor 50BF y recierre 79: el disparo de la 67 arranca la 50BF y puede iniciar el recierre en líneas aéreas.
Cómo la implementa cada fabricante
- Siemens SIPROTEC (DIGSI): sobrecorriente direccional de fases con elección de polarización y ángulo.
- SEL (AcSELerator QuickSet): elementos direccionales de secuencia negativa y positiva que supervisan los elementos de sobrecorriente.
- Hitachi Energy y ABB Relion (PCM600): bloques de sobrecorriente direccional de fases en las series 615, 620, 650 y 670.
- GE Vernova Multilin (EnerVista): elemento direccional de fases que supervisa las sobrecorrientes.
- Schneider MiCOM y Easergy: etapas de sobrecorriente con opción direccional por etapa.
Cambian el método de polarización por defecto, la duración de la memoria y cómo se comporta el elemento sin tensión.
Nodo lógico IEC 61850
El nodo RDIR entrega la dirección de la falla y el PTOC la sobrecorriente; juntos forman la 67. El arranque (Str) y la operación (Op) del PTOC pasan a PTRC, que publica el disparo por GOOSE hacia el XCBR. La dirección también puede enviarse por GOOSE al otro extremo en esquemas de comparación direccional.
Cómo se prueba
Con inyección secundaria se inyectan tensiones y corrientes con ángulo controlado. En general se verifica:
- La frontera de dirección: se gira el ángulo de la corriente hasta encontrar los dos bordes del semiplano.
- El arranque y los tiempos de la sobrecorriente en la dirección de operación, y que no opere en la contraria.
- La memoria de tensión con fallas trifásicas de tensión casi nula.
- El comportamiento con pérdida de tensión.
La prueba del esquema completo con el otro extremo se hace con pruebas end-to-end.
Errores típicos
- Polaridad de CT o PT invertida: la función mira hacia atrás. Es el error más común y solo aparece con carga o con una falla real.
- Secuencia de fases o conexión del PT mal declarada en el relé, que cambia la tensión polarizante.
- Ángulo característico copiado de otro proyecto sin revisar el método de polarización.
- Coordinar con relés que miran en la otra dirección, lo que da tiempos que nunca se cumplen.
- No probar la falla trifásica cercana y descubrir en servicio que la memoria no estaba habilitada.
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Referencias
- IEEE C37.2, Standard for Electrical Power System Device Function Numbers, Acronyms, and Contact Designations: número 67.
- IEEE C37.113-2025, Guide for Protective Relay Applications to Transmission Lines: direccionales en líneas.
- IEEE C37.230-2020, Guide for Protective Relay Applications to Distribution Lines: direccionales en distribución.
- IEC 60255-151, Functional requirements for over/under current protection: elemento de sobrecorriente.
- IEC 61850-7-4, Compatible logical node classes and data object classes: nodos RDIR, PTOC y PTRC.
- J. L. Blackburn y T. J. Domin, Protective Relaying: Principles and Applications.
Preguntas frecuentes
¿Qué diferencia hay entre la 67 y la 67N?
La 67 actúa con la corriente de fase y se polariza normalmente con una tensión entre fases en cuadratura. La 67N actúa con la corriente residual y se polariza con la tensión residual o con la corriente de un neutro. Cubren fallas distintas y se ajustan por separado.
¿Por qué la 67 no opera con una falla trifásica muy cercana al relé?
Porque la tensión polarizante cae casi a cero y el relé no puede medir un ángulo. Los relés numéricos usan memoria de tensión para recordar la tensión previa a la falla durante un tiempo corto; si la memoria no está disponible, la dirección queda indefinida y la función se comporta según lo que defina el fabricante.
¿Cuándo se necesita protección direccional en un alimentador radial?
Cuando deja de ser radial: si en el alimentador o en la planta hay generación propia, motores grandes o un enlace con otra fuente, la corriente puede invertirse ante una falla en otro alimentador y una sobrecorriente no direccional dispararía sin necesidad.