Diferencial de barras 87B (PDIF): qué es y cómo funciona

Qué es la protección 87B (diferencial de barras)

La barra es el punto donde se juntan todas las bahías de una subestación. La protección diferencial de barras aplica la ley de Kirchhoff: la suma de las corrientes que entran y salen de un nodo es cero. Si se miden con CT todas las bahías conectadas a la barra y la suma no da cero, la corriente faltante se está yendo a una falla en la barra, dentro de la zona delimitada por esos CT.

Se identifica así:

• ANSI/IEEE C37.2: 87, con el sufijo B por costumbre (87B).
• IEC 61850: nodo lógico PDIF; algunos fabricantes modelan las zonas y la réplica de seccionadores con nodos adicionales.

Una falla en barra tiene corrientes muy altas y afecta a todo lo conectado. Por eso se busca un despeje rápido, pero sobre todo seguro: un disparo falso de la 87B saca de servicio la subestación entera. El concepto de zonas y su traslape se explica en zonas de protección.

Dónde se aplica

• Subestaciones de transmisión en alta y extra alta tensión, con configuraciones de barra sencilla, doble barra, barra principal y transferencia, interruptor y medio o anillo.
• Subestaciones de generación y plantas solares conectadas a barras de alta tensión.
• Celdas de media tensión en subestaciones de distribución e industria, donde también se usan esquemas más simples (por ejemplo, bloqueo lógico entre relés de alimentadores y entrada).
• Subestaciones GIS, donde una falla en barra tiene consecuencias severas para el equipo.

Cómo funciona

Hay dos grandes familias:

Alta impedancia. Los secundarios de todos los CT se conectan en paralelo sobre un elemento de medida con una resistencia de estabilización en serie. Ante una falla externa, aunque un CT se sature, la corriente circula entre los CT y la tensión sobre el relé queda limitada. Ante una falla interna, la corriente se ve forzada hacia el relé y aparece una tensión alta, que lo hace operar. Un limitador de tensión (varistor) protege el circuito de las sobretensiones. El criterio clásico de estabilidad compara la tensión de ajuste con la que produciría la falla externa máxima con un CT totalmente saturado, que depende de la resistencia del devanado del CT y del cableado. Este esquema exige CT dedicados de igual relación y características adecuadas, y no se adapta bien a cambios de topología.

Baja impedancia (numérica). Cada CT entra al relé (centralizado o distribuido en unidades de bahía). El relé compensa las relaciones de cada bahía y calcula:

• Una corriente diferencial por zona, como la suma fasorial de las corrientes de las bahías conectadas a esa zona.
• Una corriente de restricción, a partir de las magnitudes de las corrientes de las bahías.

Dispara cuando la diferencial supera una característica porcentual. Además incorpora:

• Réplica de seccionadores: el relé lee los contactos auxiliares de los seccionadores para saber qué bahía está conectada a qué barra y asignar dinámicamente las corrientes a cada zona.
• Zona de chequeo: una zona global que no depende de los seccionadores; el disparo de una zona selectiva se condiciona a que la zona de chequeo también opere.
• Detección de saturación de CT: algoritmos que reconocen una falla externa en los primeros milisegundos, antes de que el CT se sature.
• Supervisión de circuitos de CT: bloqueo ante una diferencial pequeña y sostenida.

A menudo la misma plataforma integra la falla de interruptor 50BF, que dispara la barra cuando un interruptor no abre, y la protección de zona muerta entre el CT y el interruptor.

Criterios de ajuste

• Configuración de la subestación: número de bahías, zonas, acopladores y su ubicación de CT, que define el traslape de zonas.
• Relaciones y desempeño de los CT de todas las bahías, y la falla externa máxima, para verificar la estabilidad.
• Falla mínima en barra, con la generación mínima, para verificar la sensibilidad: el umbral debe quedar claramente por debajo de ella. Algunas filosofías, además, lo ubican por encima de la carga de la bahía más cargada, para que un CT abierto no dispare la barra.
• En alta impedancia: tensión de ajuste según la resistencia de los CT y del cableado, punto de codo del CT y corriente primaria de operación resultante.
• Lógicas de disparo y de réplica acordes con el esquema de control de la subestación.

Los valores salen del estudio de cortocircuito y de la coordinación de protecciones, con las recomendaciones del fabricante del relé.

Cómo la implementa cada fabricante

• Siemens SIPROTEC (DIGSI) modela la subestación con su topología gráfica; la réplica de seccionadores se ve sobre ese esquema.
• SEL (AcSELerator QuickSet) organiza zonas y asignación de terminales mediante ecuaciones lógicas y ajustes de zona.
• Hitachi Energy REB670 (PCM600) trabaja con bloques de zona y de bahía en la configuración de la aplicación.
• GE Vernova (Multilin, EnerVista) define las fuentes y la configuración dinámica de la barra por ajustes y FlexLogic.
• Schneider MiCOM/Easergy ofrece esquemas centralizados y distribuidos con unidades de bahía.

Cambian sobre todo la arquitectura (un solo equipo, varios equipos por fase o unidades de bahía con comunicación), la forma de describir la topología y los algoritmos de detección de saturación. Trasladar un esquema de una marca a otra exige rehacer la lógica, no solo copiar valores.

Por qué dispara o bloquea

• Disparo falso con falla externa: saturación de un CT no detectada, CT con polaridad invertida, una bahía mal asignada a la zona o una relación de CT mal cargada.
• Error de réplica de seccionadores: contacto auxiliar dañado, cableado invertido o posición intermedia mal interpretada. La bahía queda en la zona equivocada y aparece una diferencial con carga.
• Bloqueo por supervisión de CT: un CT abierto, un bloque de pruebas mal cerrado o una bahía nueva sin cablear en el relé.
• Bloqueo por discrepancia de seccionadores o por pérdida de comunicación con una unidad de bahía en sistemas distribuidos.
• Disparo por 50BF de una bahía, que llega como disparo de barra.

Lo primero es revisar el registro de eventos (qué zona, qué fase, qué bahías) y la medida de corriente diferencial con carga, que en servicio normal debe ser cercana a cero.

Cómo se prueba

Con inyección secundaria y varias fuentes de corriente sincronizadas, como la Omicron CMC 356 (o varias maletas para bahías múltiples), se verifica en general:

• La estabilidad ante falla externa, inyectando corriente que entra por una bahía y sale por otra.
• El umbral y la característica porcentual por zona y por fase.
• La réplica: al cambiar la posición simulada de seccionadores, cada bahía debe pasar a la zona correcta.
• La zona de chequeo, la supervisión de CT, la detección de saturación y la integración con la 50BF.
• El disparo real a todos los interruptores de la zona, idealmente con la subestación desenergizada o con bloques de prueba controlados.

En la puesta en servicio se confirma con carga que la diferencial de cada zona sea pequeña, y se revisan polaridades bahía por bahía, como en la prueba de polaridad de CT.

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Referencias

• IEEE C37.2, Standard for Electrical Power System Device Function Numbers, Acronyms and Contact Designations.
• IEEE C37.234, Guide for Protective Relay Applications to Power System Buses.
• IEC 61850-7-4, modelos de nodos lógicos (PDIF).
• IEEE C37.110-2023, Guide for the Application of Current Transformers Used for Protective Relaying Purposes.
• IEC 61869-2, transformadores de corriente.
• J. L. Blackburn y T. J. Domin, Protective Relaying: Principles and Applications.

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