Bloqueo por oscilación de potencia 68 (RPSB): qué es y cómo actúa

Qué es la función 68 (bloqueo por oscilación de potencia)

Una oscilación de potencia es una variación lenta y periódica de la potencia que fluye entre dos partes del sistema. Aparece después de una perturbación, como el despeje de una falla, la pérdida de una línea, un rechazo de carga o la conexión de un generador grande. Los ángulos de los generadores oscilan hasta que el sistema vuelve al equilibrio (oscilación estable) o pierden el sincronismo (oscilación inestable).

Durante la oscilación, la tensión y la corriente en una línea cambian, y la impedancia que mide la protección de distancia 21 recorre una trayectoria en el plano R-X. Si esa trayectoria entra en una zona de disparo, la 21 opera aunque no haya falla. Eso puede abrir líneas sanas en el peor momento y convertir una perturbación estable en un apagón.

La función 68 detecta la oscilación y bloquea las zonas de distancia seleccionadas mientras dure. En ANSI/IEEE C37.2 el número 68 corresponde al relé de bloqueo o de oscilación. En IEC 61850 se modela con el nodo lógico RPSB (detección y bloqueo de oscilación de potencia). En inglés se conoce como power swing blocking (PSB).

Dónde se aplica

• Líneas de transmisión en alta y extra alta tensión con protección de distancia, sobre todo las que unen áreas con grandes intercambios.
• Corredores largos y sistemas débiles, donde las oscilaciones son más amplias.
• Generadores grandes y sus transformadores elevadores con protección de distancia como respaldo.
• Interconexiones entre sistemas y salidas de plantas de generación conectadas por pocas líneas.

Se complementa con la función de pérdida de sincronismo 78, que dispara de forma controlada cuando la oscilación es inestable.

Cómo funciona

La diferencia entre una falla y una oscilación es la velocidad. En una falla, la impedancia salta de la zona de carga a la zona de falla en pocos milisegundos. En una oscilación, avanza de forma gradual.

El método clásico usa dos características concéntricas (polígonos, círculos o rectas paralelas llamadas blinders) alrededor de las zonas de distancia. El relé mide cuánto tarda la impedancia en cruzar la franja entre la característica externa y la interna:

• Si la cruza en menos de un tiempo ajustado, se trata de una falla y no se bloquea.
• Si tarda más, se trata de una oscilación y se activa el bloqueo de las zonas elegidas.

Otros métodos analizan la variación continua de la impedancia, de la tensión en el centro eléctrico de la oscilación o de las potencias. Algunos fabricantes ofrecen métodos que no requieren ajustar las características, porque calculan la velocidad de la oscilación en forma adaptativa.

Durante el bloqueo, el relé debe seguir siendo capaz de detectar una falla. La lógica de desbloqueo libera las zonas cuando aparece corriente de secuencia negativa o cero (falla asimétrica), cuando detecta una falla trifásica por cambios bruscos, o cuando vence un temporizador de bloqueo máximo.

Criterios de ajuste

El ajuste exige conocer el comportamiento dinámico del sistema:

• Característica interna: fuera de la zona de distancia más grande que se quiere bloquear.
• Característica externa: dentro de la mínima impedancia de carga, para que la carga máxima no active la detección. Vea criterios de ajuste de protecciones sobre la invasión de carga.
• Temporizador de cruce: calculado con la máxima velocidad de deslizamiento esperada, que sale de estudios de estabilidad transitoria. La oscilación más rápida debe tardar más que el temporizador en cruzar la franja.
• Zonas bloqueadas: decisión de la empresa y del operador. Es común bloquear las zonas de alcance largo y evaluar caso por caso la zona 1.
• Desbloqueo: umbrales de secuencia negativa y cero, y temporizador máximo.

El informe del IEEE PSRC sobre oscilaciones de potencia y pérdida de sincronismo en líneas de transmisión es la referencia más usada para estos criterios. Los valores concretos salen de los estudios eléctricos y la coordinación de protecciones del sistema.

Cómo la implementa cada fabricante

• Siemens SIPROTEC (DIGSI) detecta la oscilación por la trayectoria continua de la impedancia, con pocos ajustes y selección de zonas bloqueadas.
• SEL (AcSELerator QuickSet) ofrece el método clásico de características concéntricas y, en algunos relés, un método sin ajustes basado en la velocidad de la oscilación.
• Hitachi Energy Relion 670/650 (PCM600) implementa la detección con características concéntricas y lógica adicional de desbloqueo.
• GE Vernova (Multilin, EnerVista) agrupa el bloqueo y el disparo por pérdida de sincronismo en un elemento común con características configurables.
• Schneider MiCOM/Easergy (MiCOM S1 o Easergy Studio) incluye la detección en sus relés de distancia, con métodos propios según el modelo.

El método de detección cambia de una marca a otra, y con él cambian los ajustes. Un esquema mixto en ambos extremos de una línea exige revisar que ambos relés respondan igual ante la misma oscilación.

Por qué dispara o bloquea

• Disparo de distancia sin falla: la función estaba deshabilitada, la zona afectada no estaba en la lista de bloqueo o la oscilación fue más rápida de lo previsto.
• Falla no despejada a tiempo: el bloqueo estaba activo y la lógica de desbloqueo no detectó la falla, típicamente una falla trifásica durante la oscilación.
• Detección falsa con carga alta: la característica externa invade la región de carga, y una variación de carga se interpreta como oscilación.
• Polo abierto: durante un recierre monopolar hay corrientes de secuencia que afectan la lógica.
• Compensación serie: altera la trayectoria de la impedancia.
• Falla del circuito de tensión: debe bloquear la distancia por otra vía, no por la 68.

Lo primero que debe revisar es la trayectoria de la impedancia en el plano R-X a partir del oscilograma, y el estado de las señales de detección, bloqueo y desbloqueo.

Cómo se prueba

Una prueba estática no basta, porque la función depende de la velocidad. Con inyección secundaria, por ejemplo con un Omicron CMC 356, se simulan trayectorias de impedancia con secuencias de estados o con módulos de simulación de red. Se verifica:

• Que una trayectoria lenta active el bloqueo y que una rápida no lo haga.
• Que las zonas seleccionadas queden bloqueadas y las demás no.
• Que una falla aplicada durante la oscilación desbloquee y dispare.
• El temporizador máximo de bloqueo.

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Referencias

• IEEE C37.2, Standard for Electrical Power System Device Function Numbers, Acronyms, and Contact Designations.
• IEEE C37.113-2025, Guide for Protective Relay Applications to Transmission Lines.
• IEEE PSRC, Power Swing and Out-of-Step Considerations on Transmission Lines (informe del grupo de trabajo D6).
• IEC 60255-121, Functional requirements for distance protection.
• IEC 61850-7-4, Compatible logical node classes and data object classes.
• J. L. Blackburn y T. J. Domin, Protective Relaying: Principles and Applications.

Preguntas frecuentes