Protección de zona muerta y stub: fallas entre zonas

Qué es la zona muerta

Cada zona de protección termina en un transformador de corriente (CT). Las zonas se traslapan alrededor de cada interruptor para que no quede ningún punto sin proteger. Esta guía de los esquemas de protección de subestaciones trata los dos puntos donde ese traslape no basta.

El problema aparece cuando el CT está de un solo lado del interruptor, algo habitual en interruptores de tanque vivo con CT independiente o en celdas con un solo juego de CT. Una falla entre el interruptor y el CT queda dentro de una zona, pero del lado eléctrico de la otra. La protección que la ve abre su interruptor, y la falla sigue alimentada desde el otro lado. Ese tramo es la zona muerta (dead zone o end zone).

Qué es el stub

En interruptor y medio o anillo, cada línea se conecta entre dos interruptores, y el PT de línea suele estar del lado de línea del seccionador. Cuando la línea sale de servicio con su seccionador abierto y los dos interruptores se cierran para cerrar el diámetro o el anillo, queda un tramo energizado entre los interruptores y el seccionador: el stub. La protección de línea pierde su tensión y ya no lo protege; la protección de barras tampoco lo cubre. Por eso el stub se suma a las funciones del esquema principal 1 y principal 2 de la línea.

Qué protecciones lo forman y cómo se coordinan

Para la zona muerta:

• Lógica de interruptor abierto y corriente presente: si el interruptor está abierto y su CT sigue midiendo corriente de falla, la falla está en la zona muerta.
• La acción depende de dónde esté el CT: disparar la zona de barras correspondiente, o enviar disparo transferido al extremo remoto de la línea.
• La falla de interruptor 50BF como respaldo.

Para el stub:

• Sobrecorriente stub sobre la suma de las corrientes de los dos interruptores, habilitada por el contacto auxiliar del seccionador de línea abierto.
• O una diferencial stub entre los CT de los dos interruptores y el CT de línea, cuando existe.
• Disparo de los dos interruptores de la bahía.

Lógica y secuencia

Falla en la zona muerta de una línea con CT del lado de barra:

1. La protección de línea ve la falla como propia y abre el interruptor.
2. La protección de barras no la ve: el CT la ubica fuera de la barra.
3. La falla sigue alimentada desde la barra. El interruptor está abierto y su CT mide corriente.
4. La lógica de zona muerta dispara la barra, tras un retardo corto que confirma la apertura.

Falla en el stub:

1. El seccionador de línea está abierto; la lógica stub está habilitada.
2. La falla entre los interruptores y el seccionador produce corriente en la suma de los dos CT.
3. La sobrecorriente stub dispara los dos interruptores de la bahía.
4. Con el seccionador cerrado la función queda inhibida y la protección de línea retoma el tramo.

Variantes por nivel de tensión

• Extra alta tensión: interruptor y medio y anillo, con stub y zona muerta integrados en los relés de línea y de barras.
• Alta tensión: doble barra con CT de un lado; zona muerta en los acoples, donde a menudo no hay CT a ambos lados. Vea esquemas de protección de barras.
• Media tensión: celdas con CT en un solo lado del interruptor; la zona muerta la cubren el respaldo de la acometida, la 50BF o la detección de arco.

Criterios de diseño

• Ubicación de los CT: con CT a ambos lados del interruptor y zonas cruzadas, la zona muerta desaparece; con CT de un solo lado, hace falta la lógica.
• Posición confiable del interruptor y de los seccionadores: contactos auxiliares supervisados.
• Retardo suficiente para cubrir la diferencia entre el cambio del contacto auxiliar y la extinción real de la corriente en una apertura normal, y para que la corriente medida no sea solo la cola de desmagnetización del CT.
• Disparo transferido disponible cuando la acción debe llegar al extremo remoto.
• Coordinación con la 50BF para no duplicar acciones.

IEEE C37.234 trata la influencia de la ubicación de CT e interruptores en la protección de barras e incluye la configuración de interruptor y medio y el stub entre sus temas; IEEE C37.113 trata la protección de líneas.

Cómo lo implementa cada fabricante

Los relés de línea, de barras y de falla de interruptor de Siemens SIPROTEC (DIGSI), SEL (AcSELerator QuickSet), Hitachi Energy Relion 670 (PCM600), GE Vernova Multilin UR (EnerVista) y MiCOM incluyen funciones de stub, de zona muerta o de falla detrás del interruptor, a veces como función propia y a veces como lógica programable a partir de sobrecorriente y posiciones. Los nombres cambian por marca: por ejemplo, el Multilin B90 la incluye como end fault protection y el MiCOM P746 como sobrecorriente de zona muerta. La forma de habilitarlas también cambia por modelo.

Por qué falla o dispara mal

• Disparo stub con la línea en servicio: contacto auxiliar del seccionador que indica abierto cuando está cerrado.
• Stub que no actúa: función no habilitada, contacto auxiliar sin cablear, corriente bajo el umbral.
• Falla en zona muerta despejada solo por el respaldo remoto: lógica inexistente o deshabilitada.
• Disparo de barra por zona muerta en una apertura normal: retardo demasiado corto frente al tiempo de extinción de la corriente o al cambio del contacto auxiliar.

Revise primero la posición de interruptores y seccionadores en el registro y la corriente de cada CT tras la apertura.

Cómo se prueba

Se prueba por inyección secundaria simulando la posición de los interruptores y seccionadores: falla con interruptor abierto y corriente presente, falla en el stub con el seccionador abierto, y bloqueo con el seccionador cerrado. Se completa con pruebas funcionales de las posiciones reales y con pruebas extremo a extremo cuando la acción es un disparo transferido.

¿Tiene una bahía de interruptor y medio o anillo sin protección stub, o un disparo que no se explica? En Tiza Group revisamos y configuramos estas lógicas de forma remota. Conozca la configuración remota de relés o escríbanos.

Referencias

• IEEE C37.234-2021, Guide for Protective Relay Applications to Power System Buses.
• IEEE C37.113-2025, Guide for Protective Relay Applications to Transmission Lines.
• IEEE C37.119-2025, Guide for Power System Circuit Breaker Failure Protection.
• CIGRE TB 140 (1999), Reliable fault clearance and back-up protection.
• J. L. Blackburn y T. J. Domin, Protective Relaying: Principles and Applications.

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