Thesis:

Estudio Dinámico de SEP con generación eólica por medio de análisis de Bifurcaciones

Existen estudios relacionados con las dinámicas involucradas en los parques eólicos y su interacción con el Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) bajo distintos enfoques, tales como: el efecto de los parques eólicos en la frecuencia del sistema; la estabilidad de tensión considerando la demanda de potencia reactiva de los parques eólicos; las oscilaciones electromecánicas del sistema; y el análisis modal para entender los modos de oscilación, entre otros. Sin embargo, no todos estos estudios incluyen las nuevas características y capacidades de los parques eólicos en sus análisis, así como la influencia de los límites de las variables de estado en la estabilidad del sistema. Para este estudio se utilizan dos técnicas: 1)Análisis de bifurcaciones, que permite representar la trayectoria de los valores propios del sistema a medida que se varía un parámetro (parámetro de bifurcación) en el espacio de estados. 2)Simulación en el dominio del tiempo, que permite observar y analizar el comportamiento de las variables ante la aplicación de una perturbación. Además, se utilizan dos sistemas de prueba: un sistema de 15 barras y el sistema de 39 barras del IEEE. El primero incluye un parque eólico compuesto por 5 turbinas GE de 3,6 MW conectadas a la barra 9 del conocido sistema de 3 máquinas – 9 barras (Western System Coordinating Council). El segundo corresponde al sistema de 39 barras del IEEE (New England Power System), al cual se conecta un parque eólico compuesto por 77 turbinas GE de 3,6 MW. Los resultados del análisis y de las simulaciones permiten constatar que, en algunos casos, al alcanzarse el límite del control a nivel de planta, se llega a un punto de bifurcación inducido por restricciones—ocasionando una pérdida repentina de estabilidad. Por otro lado, se demuestra que la implementación del control a nivel de planta genera una interacción dinámica entre generadores eólicos y sincrónicos, produciéndose un acoplamiento entre las variables de los controladores de potencia reactiva de ambos tipos de generación. Este mismo fenómeno se observa en los esquemas de participación en el control primario de frecuencia, donde la frecuencia del sistema actúa como variable de acoplamiento entre generadores eólicos y sincrónicos. Identificar estas interacciones es fundamental, ya que permiten, por un lado, estudiar la estabilidad de sistemas de potencia y, por otro, facilitar el desarrollo de modelos equivalentes simplificados (de orden reducido). Por lo tanto, este trabajo permite identificar dinámicas relevantes de los parques eólicos, lo cual es esencial para la construcción de modelos simplificados que conserven estas dinámicas del modelo completo. En cuanto a los resultados del análisis, se observa que cuando el sistema es progresivamente cargado, si el modo crítico está asociado al controlador de tensión de los generadores sincrónicos, dicho estado puede resolverse al flexibilizar la entrega de potencia reactiva (por ejemplo, conectando bancos de condensadores, ampliando el rango de actuación del control a nivel de planta, aumentando el grado de enmallamiento, entre otras medidas). Esto permite incrementar la cargabilidad del sistema y, eventualmente, el modo crítico pasa a ser un modo electromecánico, estableciendo así un nuevo límite de estabilidad. Finalmente, al analizar las respuestas dinámicas de los esquemas de participación en el control de frecuencia, se observa que en los primeros instantes de tiempo, el esquema de participación tipo 1 (basado en respuesta inercial) presenta un mejor desempeño, con una pendiente de caída de frecuencia menor que en los otros dos casos (sin participación y participación tipo 2). No obstante, debido a la necesidad de recuperar la energía cinética entregada, la frecuencia posteriormente cae incluso por debajo del caso sin participación. En el caso de la participación tipo 2 (basada en reserva de potencia), la frecuencia se mantiene en todo momento por encima del caso sin participación, y al final presenta un valor más alto en comparación con los otros dos esquemas. Sin embargo, este esquema requiere mantener una reserva constante, lo que implica un vertimiento de energía. A futuro, se plantea revisar la influencia de dispositivos FACTS y sistemas PSS en la estabilidad del sistema. Asimismo, desde un enfoque económico, se propone evaluar la factibilidad de implementar algún esquema que permita la participación de los parques eólicos en el control primario de frecuencia.

Several studies have analyzed the dynamics of wind farms and their interaction with Power Electric Systems (PES) under various approaches, such as system frequency response, voltage stability considering reactive power demands, electromechanical oscillations, and modal analysis for identifying oscillatory modes. However, many of these studies do not incorporate the latest capabilities and control strategies of wind farms, nor do they consider the influence of state variable limits on system stability. This work uses two main techniques: 1) bifurcation analysis, which tracks eigenvalue trajectories as a bifurcation parameter varies in state space; and 2) time-domain simulations to observe system responses under perturbations. Two test systems are considered: a 15-bus system incorporating a wind farm with five 3.6 MW GE turbines connected to Bus 9 of the WSCC 3-machine–9-bus system; and the IEEE 39-bus New England system, featuring a wind farm with 77 GE 3.6 MW turbines. Results show that reaching plant-level control limits can lead to bifurcations induced by constraints, causing sudden instability. Moreover, plant-level control introduces dynamic interactions between wind and synchronous generators, especially in reactive power control and frequency regulation, where system frequency acts as a coupling variable. Identifying these interactions is essential for power system stability studies and for developing reduced-order equivalent models that preserve key dynamics. Analysis reveals that when the system is incrementally loaded, if the critical mode is tied to the synchronous generator voltage controller, stability can be improved through measures such as capacitor banks, expanded plant-level control limits, or increased meshing. This may shift the limiting mode to an electromechanical one, thereby extending system loadability. In frequency response evaluations, the inertial response scheme (Type 1) shows better initial performance but leads to a lower frequency nadir due to kinetic energy recovery. The power reserve scheme (Type 2) maintains higher frequency levels throughout but requires constant reserve, resulting in energy curtailment. Future work includes studying the role of FACTS and PSS devices in system stability and assessing the economic feasibility of wind farm participation in primary frequency control.