Esquemas de acción remedial SPS y RAS: qué son y cómo funcionan

Qué es un esquema de acción remedial

Algunas contingencias no se pueden manejar solo con las protecciones de los equipos. Si sale una línea muy cargada, la potencia se redistribuye y puede sobrecargar otras líneas, llevar el sistema a una oscilación inestable o a tensiones bajas. Construir la red para resistir todas esas contingencias puede tardar años.

Un esquema de acción remedial detecta condiciones predeterminadas del sistema y ejecuta automáticamente acciones correctivas que los estudios definieron, como disparar una unidad generadora o desconectar un bloque de carga. NERC conservó el término RAS (Remedial Action Scheme) y retiró SPS (Special Protection System). IEEE usa SIPS (System Integrity Protection Schemes), que incluye también el deslastre por baja frecuencia y por subtensión, y les dedica la guía IEEE C37.250. En Colombia, la regulación de deslastre de la CREG prevé esquemas suplementarios, aprobados por el CNO, para áreas donde el esquema nacional no basta; cumplen un papel parecido en ámbito local, aunque no son una traducción oficial de RAS. Es el último grupo de los esquemas de protección de subestaciones.

Qué partes lo forman y cómo se coordinan

• Detección: estado de interruptores y seccionadores, disparos de protecciones, medidas de flujo, tensión, frecuencia o ángulo.
• Armado: lógica que habilita el esquema solo cuando las condiciones previas lo requieren, por ejemplo cuando el flujo por un corredor supera el nivel estudiado.
• Decisión: controlador lógico, en un relé, un PLC dedicado o un sistema de área amplia.
• Comunicaciones: canales entre subestaciones, por teleprotección, disparo transferido, GOOSE o redes de área amplia.
• Acción: disparo de generación, desconexión de carga, apertura de líneas, conexión o desconexión de reactores y condensadores, cambios en enlaces HVDC.

Lógica y secuencia

Un ejemplo de esquema por evento:

1. El flujo por un corredor de dos líneas supera el nivel en que la salida de una sobrecargaría la otra; el esquema se arma.
2. Una falla saca una de las dos líneas; sus protecciones despejan normalmente.
3. El esquema recibe el estado de los interruptores abiertos y confirma la contingencia.
4. Envía disparo a una unidad generadora predefinida en el extremo exportador.
5. El flujo por la línea restante queda dentro de su capacidad.

Otros esquemas son por respuesta: actúan según una medida del sistema (frecuencia, tensión, ángulo) y no según un evento concreto.

Los dos tipos se complementan. El esquema por evento es rápido, porque actúa en cuanto confirma la contingencia, pero solo cubre las contingencias que se estudiaron. El esquema por respuesta cubre situaciones no previstas, pero tiene que esperar a que la medida se desvíe, y para entonces la perturbación ya avanzó. Muchos sistemas combinan ambos: un esquema por evento para las contingencias críticas conocidas y un deslastre por frecuencia o por tensión como última línea.

Relación con las protecciones

El esquema de acción remedial no reemplaza a las protecciones del equipo fallado: la línea en falla la despejan sus propias protecciones, por ejemplo el esquema de principal 1 y principal 2 de una línea. El esquema actúa después, sobre el resto del sistema, para que la redistribución de potencia no provoque nuevas salidas.

Variantes por nivel de tensión

• Extra alta tensión: esquemas de área amplia en interconexiones y corredores de transmisión, con disparo de generación y separación de áreas. Vea separación de áreas.
• Alta tensión: esquemas locales para evacuar generación por una red limitada, como plantas conectadas por un solo circuito.
• Subtransmisión e industria: desconexión de carga ante la pérdida de una alimentación, transferencias y deslastres internos.

Criterios de diseño

• Contingencias y acciones salen de estudios de flujo y de estabilidad, revisados cuando la red cambia.
• Confiabilidad y seguridad: debe actuar cuando se necesita, y no actuar cuando no; muchos se diseñan con redundancia y votación.
• Tiempo total desde la contingencia hasta la acción, incluidos los canales.
• Interacción con otros esquemas y con las protecciones.
• Gestión del ciclo de vida: documentación, pruebas periódicas y control de cambios, tema central de IEEE C37.250.

Cómo lo implementa cada fabricante

Los esquemas sencillos se arman con relés de protección y lógica programable de Siemens SIPROTEC (DIGSI), SEL (AcSELerator QuickSet), Hitachi Energy y ABB Relion (PCM600), GE Vernova Multilin (EnerVista) o MiCOM (MiCOM S1 Agile, Easergy Studio), con señales por teleprotección o GOOSE. Los de área amplia suelen usar controladores dedicados, sincrofasores y redes de comunicaciones propias. Cada plataforma tiene su forma de programar el armado, la votación y la supervisión de los canales.

Por qué falla o dispara mal

• Armado incorrecto: el esquema no estaba armado cuando debía, o estaba armado con condiciones que ya no aplican.
• Información de estado errada: contactos auxiliares que no reflejan la posición real.
• Canal caído sin alarma o sin camino redundante.
• Red cambiada sin revisar el esquema: nuevas líneas o plantas que alteran las contingencias.
• Interacción no prevista con otro esquema o con el deslastre.

Cómo se prueba

Cada relé y controlador se prueba por inyección secundaria y simulación de estados. El esquema se verifica de punta a punta, desde la detección hasta la acción en cada subestación involucrada, con pruebas extremo a extremo sincronizadas por GPS, y con pruebas periódicas según lo que defina el operador del sistema.

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Referencias

• IEEE C37.250-2020, Guide for Engineering, Implementation, and Management of System Integrity Protection Schemes.
• NERC, Glossary of Terms Used in NERC Reliability Standards, definición de Remedial Action Scheme.
• CREG, Resolución Única de Regulación del Sector Eléctrico, subsección «Desconexión automática de carga por baja frecuencia» (esquemas suplementarios).
• CIGRE TB 187 (2001), System protection schemes in power networks.
• P. Kundur, Power System Stability and Control.

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