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RESUMEN: En la actualidad, la característica competitiva de los mercados de energía eléctrica desregulados, los limitados planes de expansión del sistema, las restricciones ambientales y la inserción de generación renovable han provocado que los sistemas eléctricos de potencia sean operados habitualmente muy cerca de sus límites de estabilidad. Uno de estos límites es el de estabilidad de tensión, que resulta excedido cuando el sistema de potencia ya no tiene la capacidad de mantener estables las tensiones en todos o algunos de sus nodos después de un disturbio. En este trabajo de investigación se desarrolló un método para la evaluación de la estabilidad de tensión de largo alcance en tiempo real en sistemas de potencia. Inicialmente, se dividió el sistema de potencia en sub-áreas que permitieran una mejor vigilancia del fenómeno de inestabilidad debida a nodos propensos a la inestabilidad y fuentes de generación que los pudieran controlar. La evaluación de la estabilidad de tensión se realizó mediante mediciones fasoriales sincronizadas y usando técnicas de inteligencia artificial. A través de las mediciones fasoriales sincronizadas se adquirió la información de la condición actual del sistema; y posteriormente, por medio de técnicas de inteligencia artificial e índices tradicionales, se desarrolló un esquema para la evaluación de la estabilidad de tensión. Este método permite vigilar la inestabilidad de tensión ocasionada por limitaciones en la transmisión de potencia reactiva en los corredores de las líneas, y también vigila cuando en un área del sistema se experimenta un déficit de potencia reactiva en las fuentes de suministro. Se realizó la validación del método propuesto en un sistema de prueba de 39 nodos para el cual se realizaron mediciones fasoriales sincronizadas simuladas. Estas pruebas corroboran que el método propuesto funciona correctamente ante diferentes escenarios y condiciones del sistema, siempre garantizando un monitoreo adecuado de la estabilidad de tensión independiente de la causa que lo produce. ABSTRACT: Nowadays, the electric power systems have usually been operated very close to their stability limits due to the competitiveness of non-regulated markets of electric energy, the limited expansion system plans, the environmental restrictions, and the inclusion of renewable generation. One of these limits is the voltage stability that is exceeded when the power system does not have the capacity to keep the voltage stable in all its buses after any disturbance. In this research project it was proposed to develop a method for real-time long term voltage stability assessment in power systems. Initially, the power system was divided into sub-areas that allowed a better supervision of the voltage instability caused by limitations in the reactive power transmission in the buses and the generation sources that could control them. The voltage stability assessment was made through synchronized phasor measurements along with artificial intelligence techniques. Information regarding the current system condition was acquired through synchronized phasor measurements; then, by using artificial intelligence and traditional indices, a method to voltage stability assessment was built. This method allows supervising the voltage instability caused by limitations in the reactive power transmission in the corridors lines, and it also monitors when a system area experiences a deficit of reactive power from the supply sources. The proposed method validation was performed in a 39-bus test system, for which simulated synchronized phasor measurements were completed. These tests confirm that the proposed method works properly under different scenarios and system conditions, always ensuring voltage stability monitoring in adequate manner independently of its cause.

RESUMEN: Este trabajo presenta una nueva metodología para identificar las Áreas de Control de Voltaje ACV en un sistema de potencia. Cada ACV está constituido por un grupo de barras del sistema que exhiben patrones de comportamiento de voltaje similares cuando el sistema de potencia está sometido a perturbaciones que podrían originar problemas de inestabilidad de voltaje. Una vez identificadas las ACV, el operador del sistema puede realizar un control coordinado y establecer estrategias de supervisión con el fin de mejorar el comportamiento del voltaje en estas barras. En este sentido, el concepto de distancia eléctrica ha sido usado para identificar las ACV utilizando una nueva metodología basada en minería de datos. La metodología ha sido aplicada para identificar las ACV del Sistema Nacional Interconectado SIN de Ecuador, lo que permitirá a futuro establecer estrategias de supervisión y control por parte del Operador Nacional de Electricidad CENACE en el SNI y mejorar la seguridad del sistema. COL0010477

RESUMEN: El despacho óptimo de potencia reactiva (DOPR) es un problema clásico de los sistemas de potencia que consiste en la gestión óptima de reactivos, normalmente con el objetivo de reducir pérdidas. Si bien el DOPR ha sido ampliamente estudiado, existen relativamente pocos trabajos que han abordado este problema desde la perspectiva multiperiodo; siendo uno de los principales desafíos el modelado para limitar el número de maniobras de los taps de transformadores y elementos de compensación de potencia reactiva. En este estudio se realiza una revisión exhaustiva de las estrategias empleadas en la literatura técnica para modelar el despacho óptimo de potencia reactiva multiperiodo (DOPRM). Se presenta un modelo matemático con un nuevo manejo alternativo de restricciones, y se realiza una aplicación de una técnica metaheurística conocida como MVMO (Mean Variance Mapping Optimization Algorithm) en los sistemas IEEE 30-bus y IEEE 57-bus. Los resultados muestran la efectividad del modelo matemático en encontrar soluciones de alta calidad, que cumplen las metas planteadas horarias y diarias de maniobras para equipos de compensación reactiva, reducción de pérdidas de potencia activa, límites de tensión en nodos de generación y nodos de carga y límites máximos de los flujos por las líneas de transmisión.