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Los sistemas eléctricos de potencia son susceptibles de perder su estabilidad debido a problemas asociados con la oscilación del rotor de los generadores sincrónicos. Para amortiguar estas oscilaciones se requiere la incorporación de un dispositivo en el sistema de excitación de estas máquinas. Este dispositivo es el estabilizador de sistemas de potencia (PSS). En este trabajo se presenta un estudio del comportamiento de un sistema de prueba utilizando análisis modal. Con esta herramienta se puede llegar a conocer los modos de oscilación y su amortiguamiento, así como la ubicación preliminar de un PSS en el sistema. Esta información es respaldada mediante un análisis de frecuencia en el modelo Generador – Barra Infinita efectuado en Simulink. Utilizando este modelo se logran obtener los valores de las constantes de tiempo del estabilizador que proporcionan una compensación de fase adecuada. Por otro lado, la ganancia del estabilizador se obtiene utilizando el método del lugar geométrico de las raíces. Para comprobar la efectividad de la sintonización de los parámetros del PSS, se realizan simulaciones en el dominio del tiempo con el software computacional DIgSILENT Power Factory.

La diferencia angular de los voltajes de barra de un sistema eléctrico de potencia (SEP) es una medida directa del estado de congestión del sistema. En este sentido, su continuo monitoreo brinda al operador una señal de alerta de posibles estados de congestión del SEP, cuando las diferencias angulares superan límites de seguridad pre-establecidos (límites de estabilidad estática de ángulo). Con el desarrollo de la tecnología de medición sincrofasorial, el monitoreo de la diferencia angular ha adquirido un nuevo enfoque, puesto que se independiza del estimador de estado, lográndose mayor robustez y rapidez. El operador del Sistema Nacional Interconectado, CENACE, dispone actualmente de un sistema de medición sincrofasorial, administrado por la plataforma WAProtector. Este software dispone de una aplicación que permite el monitoreo de la diferencia angular de voltajes de barra del sistema, usando técnicas de visualización avanzada. Este artículo presenta una introducción a la tecnología de medición sincrofasorial, así como una reseña del sistema WAMS del CENACE. Posteriormente, una propuesta metodológica para determinar los límites de estabilidad estática de ángulo, es presentada. Estos límites servirán como base referencial para el monitoreo en tiempo real.

La operación y planificación de los sistemas de potencia son en gran medida basadas en una serie de análisis que involucran el uso de simulaciones dinámicas y en estado estacionario. En este contexto, el modelado a detalle de un sistema de potencia es un requerimiento básico para las aplicaciones que se basan en una predicción precisa de la respuesta dinámica del sistema, como el diseño de estrategias de protección y esquemas de control. La mayoría de los modelos únicamente corresponden a una representación matemática, cuyos parámetros deben ser, en primera instancia, ajustados o identificados con base en un proceso racional de validación de modelos que emplea frecuentemente datos experimentales. Este trabajo propone un método de estimación paramétrica para lograr la validación de modelos en sistemas de potencia a través de una simulación software-in-the-loop (SIL) implementada mediante la optimización de mapeo media-varianza (MVMO) en DIgSILENT PowerFactory, la cual permite comparar los resultados de las simulaciones con registros obtenidos de pruebas de campo. El método propuesto es luego utilizado para realizar la validación del regulador automático de voltaje (AVR) de Coca Codo Sinclair, la planta de generación hidroeléctrica más grande de Ecuador. Los resultados obtenidos son finalmente comparados con dos enfoques similares: i) el objeto “Model Parameter Identification” de PowerFactory y ii) la herramienta “Parameter Estimation” de Matlab-Simulink. Las comparaciones muestran las bondades de la propuesta para sobrellevar limitaciones de las otras dos metodologías, como precisión, restricciones y capacidad de simulación en SIL.

La planificación y operación de los sistemas de potencia son comúnmente basadas en una serie de análisis que comprenden el uso de simulaciones dinámicas y en estado estacionario. En este sentido, modelar un sistema de potencia con un adecuado detalle es un requerimiento fundamental para las aplicaciones que se basan en una predicción precisa de la respuesta dinámica del sistema, como, por ejemplo, el diseño y evaluación de esquemas de protección sistémica (SPS), esquemas de separación de áreas, la sintonización de estabilizadores de sistemas de potencias (PSS), entre otros. Sobre esta base, resulta lógico preguntarse: si los modelos no representan, dentro de un margen de error aceptable, los fenómenos observados en el SEP, ¿cómo podemos confiar en los resultados de los estudios ejecutados con base en estos modelos? Considerando la extrema importancia de disponer de un modelo adecuadamente validado, el objetivo de este trabajo es desarrollar una herramienta computacional y estructurar una metodología para la Validación e Identificación de los modelos de Centrales Eléctricas (PPMV, por sus siglas en ingles), y de sus principales sistemas de control utilizando la funcionalidad software-in-the-loop (SIL) implementada mediante el algoritmo heurístico de optimización de mapeo media-varianza (MVMO, por sus siglas en inglés) en DIgSILENT PowerFactory, el cual permite comparar los resultados de las simulaciones con registros obtenidos de unidades de medición fasorial (PMUs, por sus siglas en ingles), de eventos o perturbaciones ocurridos en un sistema de potencia

Ante el desarrollo de los diferentes proyectos de generación hidrotérmicos y los actuales problemas de capacidad de la red de transmisión, resulta necesario evaluar los reforzamientos del sistema de transmisión del país, de acuerdo al crecimiento de la demanda y el ingreso de los nuevos proyectos de generación. CENACE con el fin de cumplir con su rol de suministrar energía al país bajo las mejores condiciones de economía y calidad, analizó, de manera conjunta con la empresa norteamericana Quanta Technology, la factibilidad de incluir en el sistema de transmisión, dispositivos de respuesta rápida que garanticen la calidad y continuidad del suministro eléctrico. En este trabajo, a través de un análisis de contingencias en estado estable, se realiza la caracterización del Sistema Nacional Interconectado para el año 2017, con lo que se logra identificar las contingencias más críticas para el sistema. Posteriormente, mediante un análisis dinámico resulta posible categorizar las contingencias asociadas con problemas de estabilidad de voltaje. Estas contingencias son evaluadas de forma individual para determinar el requerimiento de compensación reactiva dinámica en diferentes zonas del SNI.

Los sistemas eléctricos de potencia están formados por una gran cantidad de elementos que presentan características dinámicas particulares y que los hacen únicos y diferentes a otros sistemas. Es en este sentido que cada sistema requiere de estudios y evaluaciones propias que permitan conocer su dinámica operativa ante la ocurrencia de diferentes acontecimientos y, con esto, establecer medios de control y protección que se adapten a las características propias de cada sistema, para incrementar los niveles de seguridad y confiabilidad en el suministro de energía eléctrica. El propósito de este trabajo es presentar el análisis post mortem de un evento electromecánico que causó la aceleración de unidades de generación del Sistema Nacional Interconectado ecuatoriano, como resultado de un cortocircuito suscitado dentro de un sistema de distribución, y que posteriormente ocasionó el disparo de la interconexión a nivel de 230 kV entre Ecuador y Colombia. Este análisis permite resaltar la importancia del uso de herramientas tecnológicas modernas de monitoreo y análisis de sistemas de potencia, como el Sistema de Monitoreo de Área Extendida (WAMS). Asimismo, los resultados muestran una consecuencia inesperada en la operación de sistemas de potencia, sobre: i) la forma de propagación de eventos dinámicos en una red; y, ii) el evento disparador de variaciones grandes de frecuencia. Finalmente, los resultados podrán guiar la definición de medidas que permitan evitar a futuro, la manifestación de eventos similares.