[pt] A agregação dinâmica de reguladores de tensão de unidades geradoras coerentes, visando o cálculo de equivalentes dinâmicos para estudos de estabilidade transitória de sistemas de energia elétrica, é o objeto desta dissertação. A metodologia empregada para o cálculo de equivalentes dinâmicos apresenta três etapas: a identificação de geradores coerentes, a redução estática da rede e a agregação dinâmica dos modelos das unidades geradoras coerentes. A agregação dinâmica de um grupo de geradores coerentes consiste em representar este grupo através de uma ou mais unidades geradoras equivalentes. As unidades geradoras coerentes podem ser representadas por diferentes modelos de máquina síncrona, regulador de tensão, estabilizador, turbina e regulador de velocidade. Haverá, então, um modelo equivalente para cada componente da unidade geradora. Os parâmetros lineares de cada modelo equivalente são ajustados numericamente através do método de Levenberg-Marquardt para resolver o problema de otimização multivariável. O objetivo principal é a determinação do melhor modelo equivalente para uma dada composição de modelos de reguladores de tensão num grupo de unidades geradoras coerentes. O sistema teste New England é utilizado para avaliar a metodologia empregada, observando-se os desempenhos dinâmicos dos equivalentes propostos. Serão considerados modelos do banco de dados de estabilidade do sistema elétrico brasileiro. / [en] This dissertation deals with the problem of dynamic aggregation of voltage regulators of coherent generating units to calculate dynamic equivalents for power system transient stability studies. The methodology used to calculate coherencybased dynamic equivalents has three basic steps: the identification of the coherent groups of generating units, the static reduction of the external network and the dynamic aggregation of coherent generating unit models. The dynamic aggregation of a group of coherent generating units consists of the representation of this group by one or more equivalent generating units. The coherent generating units can be represented by different models of synchronous machine, voltage regulator, stabilizer, turbine and speed governor. There will be an equivalent model for each component of the generating unit. The linear parameters of the equivalent models are numerically adjusted using the Levenberg-Marquardt method in order to solve the multivariable optimization problem. The main objective is the determination of the best equivalent model for a given composition of voltage regulator models in a group of coherent generating units. The New England system is used to evaluate the dynamic performance of the equivalents. The voltage regulator models considered in this work are in the Brazilian electrical system stability database. The swing curves of the internal system generators obtained with the equivalent system are compared with those obtained with the simulation of the complete system.

[pt] Esta dissertação trata do problema de agregação dinâmica de modelos de turbinas e reguladores de velocidade de unidades geradoras coerentes, visando o cálculo de equivalentes dinâmicos precisos para estudos de estabilidade transitória de sistemas de energia elétrica. Os modelos de turbina e regulador de velocidade considerados neste trabalho são do banco de dados de estabilidade do sistema elétrico brasileiro (modelos do Anatem). A metodologia empregada para o cálculo de equivalentes dinâmicos apresenta três etapas básicas: a identificação de geradores coerentes, a redução estática da rede e a agregação dinâmica dos modelos das unidades geradoras coerentes. A agregação dinâmica de um grupo de unidades geradoras coerentes consiste em representar esse grupo através de uma ou mais unidades geradoras equivalentes. As unidades geradoras coerentes podem ser representadas por diferentes modelos de máquina síncrona, sistema de excitação, estabilizador, turbina e regulador de velocidade. Os parâmetros lineares dos modelos equivalentes são ajustados numericamente através do método de Levenberg-Marquardt para resolver o problema de otimização multivariável. As respostas em freqüência são apresentadas em diagramas de Bode (módulo e fase). O bem conhecido sistema New England é considerado para a avaliação do desempenho dinâmico dos equivalentes. As curvas de oscilação angular e de potência elétrica dos geradores do sistema interno, assim como curvas de tensão em barras, obtidas com o sistema equivalente são comparadas com aquelas obtidas com a simulação do sistema completo. / [en] This dissertation deals with the problem of dynamic aggregation of turbine and speed governor models of coherent generating units to calculate dynamic equivalents for power system transient stability studies. The turbine and speed governor models considered in this work are in the Brazilian electrical system stability database (Anatem models). The methodology used for the calculation of coherency-based dynamic equivalents has three basic steps: the identification of the coherent groups of generating units, the static reduction of the external network and the dynamic aggregation of coherent generating unit models. The dynamic aggregation of a group of coherent generating units consists of the representation of this group by one or more equivalent generating units. The coherent generating units can be represented by different models of synchronous machine, excitation system, stabilizer, turbine and speed governor. The linear parameters of the equivalent models are numerically adjusted using the Levenberg-Marquardt method in order to solve the multivariable optimization problem. The frequency responses are presented in Bode diagrams (magnitude and phase). The well known New England system is considered for the evaluation of the dynamic performance of the equivalents. The angular swing curves and electric power curves of the internal system generators as well as bus voltage curves obtained with the equivalent system are compared with those obtained with the simulation of the complete system.

[pt] Os sistemas de energia elétrica estão operando atualmente próximos dos limites de estabilidade, comprometendo a segurança. Este fato tem sido evidenciado por diversos blackouts no mundo inteiro. A avaliação da segurança dinâmica torna-se, então, fundamental. O objetivo é a busca de um método rápido e, sobretudo, confiável, para analisar o comportamento dinâmico de um sistema de energia elétrica. Esta dissertação trata, portanto, do problema da avaliação da segurança dinâmica de sistemas de energia elétrica. A avaliação é realizada através da determinação das margens de estabilidade, utilizando os resultados de simulações no domínio do tempo, que fornece informações qualitativas a respeito da estabilidade na primeira oscilação. O grupo de geradores severamente perturbados é determinado e a margem de estabilidade de cada um deles é calculada. O gerador que apresentar a menor margem determina a margem de estabilidade do sistema. Quando a margem de estabilidade assume valor nulo, o tempo crítico de eliminação da falta é obtido. Estes resultados são comparados com aqueles determinados pelo método de tentativa e erro, utilizando um programa convencional de estabilidade transitória. Desta forma, as contingências são classificadas em função dos tempos críticos de eliminação de falta, de acordo com o nível de severidade. Essa classificação permite reduzir o conjunto de contingências a ser estudado. A contribuição deste trabalho é mostrar que o critério baseado na aceleração imediatamente após a eliminação da falta é mais eficaz que aquele baseado na aceleração imediatamente após a ocorrência da falta para a indicação do grupo de geradores severamente perturbados. / [en] Power systems have been operating nowadays near to the stability limits putting security under risk. This is one of the reasons why the dynamic security assessment is a fundamental tool to avoid the occurrence of blackouts in the whole world. The goal is a reliable and fast way to evaluate the dynamic behavior of a power system. This dissertation deals with the problem of dynamic security assessment of power systems. The evaluation is performed based on stability margins calculated from time domain simulation results, providing qualitative information about the first swing stability. The group of severely disturbed machines is defined and the stability margins are determined. The machine with the lowest margin determines the stability margin of the system. When the system margin approaches the zero value, the critical clearing time is obtained. These outcomes are compared with that ones determined by trial and error method using a conventional transient stability program. Having done that, a contingency ranking is defined according to the critical clearing time. The ranking minimizes the number of contingencies that have to be studied. This dissertation shows that the criterion to define the group of severely disturbed machines based on the machine accelerations at the instant immediately after the fault clearing time is more efficient than that one based on the machine accelerations at the instant immediately after the fault occurrence.

[pt] Esta dissertação trata do problema da agregação dinâmica de modelos de estabilizadores com dupla entrada, aplicados em reguladores de tensão de unidades geradoras coerentes, visando o cálculo de equivalentes dinâmicos precisos para estudos de estabilidade transitória de sistemas de energia elétrica. A metodologia utilizada para o cálculo de equivalentes dinâmicos é baseada em coerência de geradores, e apresenta três etapas básicas: a identificação de unidades geradoras coerentes, a redução estática da rede externa, e a agregação dinâmica dos geradores de cada grupo formado. A agregação dinâmica de um grupo de unidades geradoras coerentes permite a formação de uma ou mais unidades geradoras equivalentes. Haverá um modelo equivalente para cada componente da unidade geradora, ou seja, modelos equivalentes de máquina síncrona, sistema de excitação, estabilizador, turbina e regulador de velocidade. O ajuste numérico dos parâmetros lineares da função de transferência equivalente é feito pelo método de Levenberg-Marquardt, de modo a minimizar o erro entre a resposta em freqüência desta função e a da função de transferência agregada, que representa a soma das funções de transferência individuais das unidades de cada grupo. Isto caracteriza um problema de otimização multivariável. As respostas em freqüência são apresentadas em diagramas de Bode (módulo e fase). A avaliação do desempenho dinâmico dos equivalentes é feita no sistema teste New England, comparando-se as curvas de oscilação dos geradores do sistema interno obtidas em simulações com a rede completa e com o equivalente. Os modelos de estabilizadores com dupla entrada utilizados são do banco de dados do sistema elétrico brasileiro. / [en] This dissertation deals with the problem of dynamic aggregation of dualinput stabilizer models applied on voltage regulators of coherent generating units to calculate dynamic equivalents for power system transient stability studies. The methodology used for the calculation of coherency-based dynamic equivalents has three basic steps: the identification of the coherent groups of generating units, the network reduction and the dynamic aggregation of coherent generator models. The dynamic aggregation of a group of coherent generating units attached to a common busbar consists of the representation of this group by one or more equivalent generating units. There will be an equivalent model for each component of the generating unit, i.e., an equivalent model for the synchronous machine, other one for the excitation system, and so on. The linear parameters of the equivalent transfer function are numerically adjusted to match the frequency response of the corresponding aggregated transfer function which represents the sum of the individual transfer functions for each coherent group. This characterises a multivariable optimization problem. The frequency responses are presented in Bode diagrams (magnitude and phase). The dynamic equivalents are evaluated in the New England system. The swing curves of the internal system generators obtained with the complete system are compared with those obtained with the equivalent system. The dual-input power system stabilizer models considered in this work are in the Brazilian system stability database.

[pt] O incremento de geração fotovoltaica de grande porte traz consideráveis mudanças nas características operativas e dinâmicas do sistema quando este é submetido a grandes distúrbios. Um dos problemas técnicos mais relevantes é a estabilidade transitória, já que a geração intermitente ligada ao sistema por conversores eletrônicos não contribui para o aumento da inércia total do sistema. Entretanto, os conversores eletrônicos podem, potencialmente, trazer novas oportunidades de controle rápido para dar suporte aos geradores síncronos em resposta a um distúrbio severo. No presente trabalho propõe uma estratégia de controle para inversores fotovoltaicos baseado na injeção da corrente com um grande impacto na resposta transitória do ângulo do rotor da máquina síncrona, identificada através da análise de sensibilidade dos autovalores e dos fatores de participação. Ao fazer isso, é possível aumentar a potência ativa da máquina síncrona próximo do seu valor pré-falta, reduzindo o desequilíbrio entre o torque elétrico e mecânico. A estratégia de controle proposta foi testada experimentalmente, utilizando um inversor e uma montagem máquina síncrona-motor e, através da simulação de um sistema híbrido com um sistema fotovoltaico de grande porte. Os resultados mostram que a estratégia de controle proposta não está apenas em conformidade com os requisitos dos código da rede para melhorar a estabilidade da tensão durante uma perturbação grave, mas também é capaz de manter a estabilidade transitória da rede provando, assim, ser uma melhor alternativa em relação à capacidade FRT requerida pelos códigos de rede. / [en] The increase in photovoltaic generation has caused changes in the power system s operative and dynamic characteristics when subjected to severe disturbances. One of the most relevant problems associated with this renewable energy source is the transient stability, as renewable generation connected to the system by electronic converters does not contrinute to the increase of the total inertia of the system. However, electronic converters can potentially bring new opportunities for rapid control to support synchronous generators in response to severe disturbance. The present work proposes a control strategy for photovoltaic inverters based on the injection of the current with a major impact on the transient response of the synchronous machine rotor angle, identified through the eigenvalue sensitivity analysis and the participation factors. By doing so, it is possible to increase the synchronous machine active power output close to its pre-fault value, reducing the disequilibrium between mechanical and electrical torque. The proposed control strategy was experimentally tested using an inverter and a synchronous-motor machine assembly and, by simulating a hybrid system with a large photovoltaic system. The results show that the proposed control strategy not only conforms to the grid codes requirements to improve voltage stability during a severe disturbance, but is also able to maintain transient stability thus proving to be a better alternative to the FRT capability required by the grid codes.