Esquemas de protección de barras: alta y baja impedancia

Qué es el esquema de protección de barras

Una falla en barras afecta todas las bahías conectadas y puede ser la más alta de la subestación. Si se despeja lento, desde el respaldo remoto de las líneas, el daño y la perturbación al sistema son grandes. Si la protección dispara por error, saca de servicio toda la barra. El esquema debe ser a la vez muy rápido y muy seguro.

La función base es la diferencial de barras 87B. Esta guía, parte de los esquemas de protección de subestaciones, trata cómo se arma alrededor de ella: zonas, réplica de seccionadores, zona de chequeo y falla de interruptor.

Qué protecciones lo forman y cómo se coordinan

• Diferencial de barras por zona (una por sección de barra).
• Zona de chequeo (check zone) en configuraciones con seccionadores selectores.
• Supervisión de circuitos de CT, que bloquea o alarma ante un CT abierto.
• Falla de interruptor 50BF de cada bahía, que dispara la zona a la que está conectado el interruptor fallido. En baja impedancia la 50BF suele integrarse en el mismo relé, porque este ya conoce la réplica de seccionadores.
• Protección de zona muerta para fallas entre el interruptor y su CT. Vea zona muerta y stub.
• Bloqueo de recierre de las líneas disparadas por la barra.
• En media tensión, alternativas más simples como el enclavamiento inverso o la detección de arco.

Alta y baja impedancia

Alta impedancia. Los CT de todas las bahías se conectan en paralelo sobre un relé de tensión con una resistencia de estabilización en serie y un limitador de tensión (varistor). Ante una falla externa con un CT saturado, la corriente se reparte por el camino de baja impedancia del CT saturado y la tensión sobre el relé queda por debajo del ajuste. Ante una falla interna, todos los CT empujan corriente hacia la alta impedancia y la tensión sube. Es simple y muy estable, pero exige CT dedicados, de igual relación y con tensión de codo suficiente, y no se adapta bien a barras con seccionadores selectores.

Baja impedancia. Un relé numérico recibe la corriente de cada bahía, compensa relaciones distintas, aplica una característica de restricción porcentual y detecta saturación. Arma las zonas a partir de la réplica dinámica de los seccionadores. Puede ser centralizada (todo el cableado de CT llega a un tablero) o distribuida (unidades de bahía conectadas por fibra a una unidad central).

Lógica y secuencia

Para una falla en la barra 1 de una doble barra:

1. Cada bahía mide su corriente; la réplica indica qué bahías están en la barra 1.
2. La zona de la barra 1 detecta corriente diferencial; la zona de chequeo también.
3. El relé dispara solo los interruptores conectados a la barra 1, incluido el acople.
4. Se inicia la 50BF de cada interruptor disparado.
5. La barra 2 sigue en servicio con sus bahías.

Si el acople no abre, su 50BF dispara también la barra 2. Si una bahía está en transferencia o con los dos seccionadores cerrados, la réplica une las zonas.

Variantes por nivel de tensión

• Extra alta tensión: baja impedancia distribuida o centralizada, a veces duplicada, con zona de chequeo e integración con la 50BF. Configuraciones de interruptor y medio, donde cada barra es una zona simple.
• Alta tensión: doble barra con acople y réplica de seccionadores, alta o baja impedancia según el propietario.
• Media tensión: diferencial de alta impedancia en tableros importantes, enclavamiento inverso entre relés de sobrecorriente y detección de arco.
• Industria: las mismas opciones en tableros principales de planta.

Criterios de diseño

• CT: relación, clase y tensión de codo adecuadas para el esquema elegido; en alta impedancia, CT dedicados de igual relación.
• Traslape de zonas con las líneas y transformadores alrededor de cada interruptor.
• Réplica de seccionadores: contactos auxiliares confiables, lógica para estados intermedios y alarma por discrepancia.
• Disparo: directo o a través de relés de bloqueo, con bloqueo de recierre.
• Ajustes según el estudio de cortocircuito y el estudio de coordinación, sin valores universales.

Cómo lo implementa cada fabricante

Las protecciones de barras de baja impedancia más conocidas son Siemens SIPROTEC 5 7SS85 (DIGSI 5), SEL-487B (AcSELerator QuickSet), Hitachi Energy REB670 (PCM600), GE Vernova Multilin B90 (EnerVista) y MiCOM P746, que hoy venden GE Vernova (MiCOM Agile P746) y Schneider Electric (Easergy MiCOM P746). El 7SS85 admite arquitectura centralizada, distribuida o híbrida; el REB670, el B90 y el P746 son centralizados, y Hitachi Energy ofrece el REB500 como sistema distribuido con unidades de bahía. Cambian la forma de modelar la topología, de tratar los acoples y las transferencias, y de integrar la 50BF. Una diferencial de alta impedancia, en cambio, puede usar un relé de sobrecorriente o de tensión de cualquier marca con su resistencia de estabilización.

Por qué falla o dispara mal

• Réplica de seccionadores errada: contacto auxiliar que no cambió, cableado invertido o maniobra a mitad de camino.
• CT abierto o en cortocircuito durante un mantenimiento sin bloquear la zona.
• Saturación de CT en una falla externa cercana, con una característica mal ajustada.
• Bahía nueva no integrada al esquema, o con polaridad invertida.
• Prueba de 50BF sin aislar que dispara la barra completa.

Lo primero es revisar las corrientes por bahía en el registro y el estado de la réplica en el instante del disparo.

Cómo se prueba

Cada zona se prueba por inyección secundaria: característica de restricción, estabilidad ante falla externa, zona de chequeo, supervisión de CT y 50BF. El esquema se comprueba maniobrando seccionadores y verificando que la réplica arme las zonas correctas, y con disparos funcionales a cada interruptor. En la puesta en servicio se verifica con carga que la suma de corrientes de cada zona sea prácticamente cero.

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Referencias

• IEEE C37.234-2021, Guide for Protective Relay Applications to Power System Buses.
• IEEE C37.119-2025, Guide for Power System Circuit Breaker Failure Protection.
• IEEE C37.110-2023, Guide for the Application of Current Transformers Used for Protective Relaying Purposes.
• J. L. Blackburn y T. J. Domin, Protective Relaying: Principles and Applications.

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