En Chile la minería es la principal industria, generando grandes recursos y está en constante crecimiento. En coordinación con este desarrollo, la seguridad tanto para equipos y personas debe mantener la normativa, que cada vez es más exigente. Las normativas nacionales no detallan técnicamente las puestas a tierra de la minería, por lo que las empresas mineras se acogen a normas internacionales. El presente trabajo de título tiene como objetivo identificar los problemas e interrogantes presentes en los sistemas de puesta a tierra propios de los sistemas eléctricos mineros, y luego entregar recomendaciones y argumentos técnicos para dichos puntos, los cuales pretenden ser factibles y de clara comprensión. En el trabajo se consideraron cuatro aspectos relacionados con las puestas a tierra: el acoplamiento entre puestas a tierra diferentes en una mina, determinando las posibles causas y se entregan recomendaciones para afrontarlo; el diseño apropiado de la resistencia de neutro a tierra considerando los efectos capacitivos del sistema, entregando un método aproximado que determina los valores de la resistencia y corrientes de fallas; equipos de protección relacionados con las resistencias de neutro a tierra, indicando sus consideraciones especiales de ellos; y condiciones de seguridad de los cables de arrastre subterráneos para tres niveles distintos de tensiones (menores a 1000 V, 1000 V, y sobre 1000 V), analizando la construcción y comportamiento frente a daños mecánicos de estos. Las principales recomendaciones son interconectar dos puestas a tierra si el acoplamiento de voltaje es mayor que un 33% entre ellas; diseñar la resistencia de neutro a tierra considerando la capacitancia distribuida provocada por los cables de arrastre mediantes cálculos aproximados, los cuales se ejemplifican; se debe monitorear de forma permanente el conductor de tierra y la resistencia de neutro a tierra, y no ocasionalmente; y siguiendo las normas para cables de arrastre subterráneos de tensiones mayores a 1000 Vac, estos confieren mayor seguridad que los cables de menor voltaje. Se propone como trabajo futuro analizar el sistema de puesta a tierra de una mina en particular siguiendo las recomendaciones propuestas en este trabajo; comparar las normas eléctricas en sistemas mineros canadienses y estadounidenses en cuanto a la seguridad conferida; y diseñar un monitor continuo de resistencia de neutro a tierra.

El predespacho de unidades consiste en un problema de optimización en que se decide el estado de operación de cada unidad generadora presente en un sistema eléctrico, con el fin de asegurar el abastecimiento de la demanda, respetando los requerimientos de reserva, restricciones de operación de las centrales y minimizando los costos operativos de las unidades térmicas. Dentro de las centrales de generación, las unidades de ciclo combinado se caracterizan por acoplar dos ciclos termodinámicos: un ciclo a gas y otro a vapor. Estas unidades presentan una gran flexibilidad de operación debido a las distintas combinaciones en que pueden operar. Sin embargo, éstas introducen complicaciones en su modelación, lo que ha sido abordado en la literatura especializada mediante los modelos por modos de operación y por componentes. En este trabajo se desarrolla e implementa un modelo matemático lineal enteromixto de predespacho, con unidades térmicas de ciclo combinado representadas mediante sus componentes, incorporando diversas características que describen su operación. Se permite también la posibilidad de corregir parámetros que se vean afectados por la temperatura ambiente. Dentro de las restricciones de mayor relevancia para las unidades de ciclo combinado se encuentran aquellas que describen su evolución temporal. Para modelar esta característica se propone una modelación basada en la teoría de redes de flujo. Esta técnica consiste en plantear un grafo dirigido no estático, conocido también como una red de flujo a tiempo discreto, la cual se compone por arcos y nodos dependientes del tiempo. Esta formulación permite relacionar los parámetros de tiempos mínimos de operación; partidas en caliente, en tibio y en frío, y las transiciones entre combustibles. Se verifica la ventaja de este modelo a través de ejemplos simulados, construidos en base a datos reales del Sistema Interconectado del Norte Grande. El análisis de desempeño se efectúa a través de dos pruebas: valor de la función objetivo del problema relajado y tiempo de resolución del problema entero; comparando el modelo propuesto con otros dos modelos de la literatura. Los resultados indican que la formulación basada en una red de flujo a tiempo discreto logra mejores soluciones del problema relajado para el 60% de los casos implementados, obteniéndose mejoras de aproximadamente 1% a 4% en el valor de la función objetivo. También se logran reducir los tiempos de resolución del problema entero en un 30% o más para el 50% de los casos estudiados. Como trabajo futuro se propone extender la modelación basada en red de flujo y desarrollar una herramienta computacional adecuada a esta técnica de optimización. También se propone ampliar el modelo de predespacho a sistemas hidrotérmicos, incorporando además las congestiones y las pérdidas óhmicas de la red de transmisión.

Durante los últimos años, el país se ha visto enfrentado a escenarios energéticos complejos, en gran parte debido a la fuerte dependencia de recursos energéticos extranjeros como el petróleo y el gas natural. Por esta razón ha aumentado el número de proyectos eólicos, con el propósito de solucionar este problema y de esta forma contribuir a la operación segura del Sistema Interconectado Central. El aumento de generación eólica conlleva cambios bruscos en la potencia activa inyectada a la red debido a la naturaleza del viento. Estas variaciones de potencia influyen directamente sobre la frecuencia del SIC, razón por lo cual se necesita un sistema de control que permita mantener esta variable dentro de los rangos establecidos en la normativa chilena. El objetivo principal del presente trabajo es encontrar la cantidad de reserva en giro mínima, que permita realizar el control primario de frecuencia del sistema ante la desconexión de generación provocada por el funcionamiento de un parque eólico conectado al SIC. La metodología desarrollada contempla tres etapas. En la primera, se determina la ubicación de los parques según criterios de nivel del régimen eólico y cercanía al sistema eléctrico. Mediante el uso de simulación dinámica en el software DigSilent PowerFactory®, en la segunda etapa se determina la mínima potencia de reserva en giro utilizada debido a la desconexión de partes del parque eólico, respetando los criterios de calidad y seguridad de servicio aplicados en el país. En la última etapa se establece la relación entre la generación desconectada del parque eólico y la reserva utilizada por el sistema. Estos estudios arrojan los resultados para poder estimar la cantidad de la reserva en giro que deben mantener las centrales generadoras, para distintos niveles de penetración eólica en el SIC, de tal manera de suplir las variaciones de potencia que presenten los generadores eólicos y así, asegurar la regulación primaria de frecuencia. Además, se calcula el costo que tiene esta reserva para el funcionamiento del sistema.

Ingeniero Civil Electricista / Nuestro país posee un gran potencial hidráulico para la generación de energía eléctrica constituido por gran variedad de caídas de agua y ríos de pequeños caudales (40 a 60 [l/s]). Sin embargo no existe en el mercado una solución tecnológica que permita su utilización independiente de la características del recurso que se tenga; modo de operación que se desee, sea conectado a la red eléctrica y/o en forma aislada; que sea de utilización simple y posea una interfaz amigable para el usuario final. En adición a lo anterior no se observa en la literatura internacional un esfuerzo por automatizar este tipo de medio de generación, lo que constituye un nicho de desarrollo tecnológico para el país. A modo de mejorar las soluciones existentes de micro-generación ( 1 a 100 [kW]) y resolver el problema anterior, se origina en el Centro de Energía de la Universidad de Chile, la idea de diseñar una máquina inteligente que pueda operar en las condiciones antes mencionadas. Surge la Micro Central Hidráulica (MCH) "Plug & Play". El objetivo de este trabajo de título es diseñar e implementar un sistema de control electrónico automático para esta MCH inteligente de 10 [kW] de potencia, que permita explotar pequeños recursos hidráulicos mediante la aplicación de electrónica para su automatización. Se toma un modelo genérico de MCH y se complementa para obtener una simulación de la planta y de los controladores de frecuencia y tensión en operación en vacío y con carga aislada. Se aprovechan los actuadores de los que se dispone y modifica su accionamiento manual a automático. Se consigue implementar controladores de tipo PI, con cuidado de la sintonización, que muestran que una estrategia de este tipo es suficiente para controlar un generador sincrónico como el de la MCH. Se implementa el control de tensión mediante modificación de corriente de campo a través de un \textit{chopper} y el control de frecuencia a través de resistencias de desahogo, modificando su potencia consumida. Se obtiene como resultado final un prototipo de planta MCH, incluyendo la electrónica que necesita para su operación y la programación del sistema de control. Constituyéndose de esta forma la experiencia adquirida en hardware y software la mayor parte del aprendizaje. A futuro se propone modificar el hardware por componentes superficiales a modo de reducir espacio utilizado. Modificar los actuadores por otros más eficientes. Y como recomendación final se propone reemplazar los actuadores por un equipo de electrónica de potencia que permita que la MCH genere según el recurso hidráulico y el equipo se encargue de adecuar la generación a los valores deseados de tensión y frecuencia.

Doctor en Ingeniería Eléctrica. Doctor of Philosophy in Electrical and Electronic Engineering / La potencia nominal de los Sistemas de Conversión de Energía Eólica se ha incrementado constantemente alcanzando niveles de potencia cercanos a los 10 MW. Por tanto, convertidores de potencia de media tensión están reemplazando a los convertidores Back-to-Back de baja tensión habitualmente empleados en la etapa de conversión de energía. Convertidores Modulares Multinivel se han posicionado como una solución atractiva para Sistemas de Conversión de Energía Eólica de alta potencia debido a sus buenas prestaciones. Algunas de estas prestaciones son la capacidad de alcanzar altos voltajes, modularidad y confiabilidad. En este contexto, esta tesis discute la aplicación del Convertidor Modular Matricial Multinivel para conectar Sistemas de Conversión de Energía Eólica de alta potencia. Los modelos matemáticos y estrategias de control requeridas para esta aplicación son descritos y discutidos en este documento. Las estrategias de control propuestas habilitan una operación desacoplada del convertidor, proporcionando seguimiento del máximo punto de potencia en el lado del generador eléctrico del sistema eólico, cumplimiento de normas de conexión en el lado de la red eléctrica y regulación de los condensadores flotantes del convertidor. La efectividad de las estrategias de control propuestas es validada a través de simulaciones y experimentos realizados con un prototipo de laboratorio. Las simulaciones se realizan con un Sistemas de Conversión de Energía Eólica de 10 MW operando a 6.6 kV. Dicho sistema se implementa en el software PLECS. Por otro, se ha desarrollado un prototipo de laboratorio de 6kVA durante el desarrollo de este proyecto. El prototipo de laboratorio considera un Convertidor Modular Matricial Multinivel de 27 módulos Puente-H . El sistema es controlado empleando una plataforma de control basada en una Digital Signal Processor conectada a tres tarjetas del tipo Field Programmable Gate Array que proveen de 50 mediciones análogo-digital y 108 señales de disparo. La entrada del convertidor es conectada a una fuente programable marca Ametek que emula el comportamiento de la turbina eólica. A su vez, la salida del convertidor es conectada a otra fuente programable con capacidad de producir fallas en la tensión. Los resultados obtenidos, tanto en el prototipo experimental como en simulación, confirman la operación exitosa del Convertidor Modular Matricial Multinivel en aplicaciones eólicas de alta potencia. En todos los casos, las estrategias de control propuestas aseguran regulación de la tensión en los condensadores flotantes, seguimiento del máximo punto de potencia en el lado del generador eléctrico del sistema eólico y cumplimiento de normas de conexión en el lado de la red eléctrica. / The nominal power of single Wind Energy Conversion Systems has been steadily growing, reaching power ratings close to 10MW. In the power conversion stage, medium-voltage power converters are replacing the conventional low-voltage back-to-back topology. Modular Multilevel Converters have appeared as a promising solution for Multi-MW WECSs due to their characteristics such as modularity, reliability and the capability to reach high nominal voltages. Thereby, this thesis discusses the application of the Modular Multilevel Matrix Converter (\mc) to drive Multi-MW Wind Energy Conversion Systems (WECSs). The modelling and control systems required for this application are extensively analysed and discussed in this document. The proposed control strategies enable decoupled operation of the converter, providing maximum power point tracking capability at the generator-side, grid-code compliance and Low Voltage Ride Through Control at the grid-side and good steady state and dynamic performance for balancing the capacitor voltages of the converter.\\ The effectiveness of the proposed control strategies is validated through simulations and experimental results. Simulation results are obtained with a 10MW, 6.6 kVM3C based WECS model developed in PLECS software. Additionally, a 5 kVA downscale prototype has been designed and constructed during this Ph.D. The downscale prototype is composed of 27 H-Bridges power cells. The system is controlled using a Digital Signal Processor connected to three Field Programmable Gate Array which are equipped with 50 analogue-digital channels and 108 gate drive signals. Two programmable AMETEK power supplies emulate the electrical grid and the generator. The wind turbine dynamics is programmed in the generator-side power supply to emulate a generator operating in variable speed/voltage mode. The output port of the M3C is connected to another power source which can generate programmable grid sag-swell conditions. Simulation and experimental results for variable-speed operation, grid-code compliance, and capacitor voltage regulation have confirmed the successful operation of the \mc{} based WECSs. In all the experiments, the proposed control systems ensure proper capacitor voltage balancing, keeping the flying capacitor voltages bounded and with low ripple. Additionally, the performance of the generator-side and grid-side control system have been validated for Maximum Power Point Tracking and Low-Voltage Ride Through, respectively.

No autorizada por el autor para ser publicada a texto completo / En Chile se proyecta en los próximos años la construcción de una línea de transmisión en corriente continua de alto voltaje (HVDC) de 2000 km. Los enlaces HVDC presentan ventajas comparativas, de tipo operacional y económico, con respecto a la transmisión tradicional cuando cubre distancias sobre los 800 km. Uno de los principales desafíos de esta tecnología es que su operación requiere el consumo de potencia reactiva para el proceso de conversión, el que puede alcanzar valores cercanos al 50% de la potencia activa transmitida. Para el caso chileno se estima que el valor de la compensación ascendería a 1300 MVAr en los extremos de la línea, por ello potenciales déficits de potencia reactiva impactaría directamente en la estabilidad tensión de la red eléctrica. El objetivo general de este trabajo de memoria es estudiar el impacto en la estabilidad de tensión que provoca un enlace HVDC en un Sistema Eléctrico de Potencia. La metodología para abordar este problema, se basa en estudios cuasi-estáticos, centrados en las ecuaciones estáticas del sistema y sus respectivas linealizaciones, con los cuales se estima el grado de estabilidad de la zona de operación. Las principales técnicas para determinar indicadores de estabilidad de tensión se basan en una combinación de la sub-matrices del Jacobiano del método Newton-Raphson, con las cuales se obtiene una relación directa entre las potencias reactivas inyectadas a las barras y los módulos de la tensión de estas (matriz Jacobiana reducida). En este trabajo se combinan los valores y vectores propios de la matriz Jacobiana reducida a fin de obtener el indicador de sensibilidad de tensión. La plataforma de trabajo utilizada es MATLAB con la que se obtienen las variables de estado, matriz Jacobiana reducida y valores de sensibilidad. Para las redes AC incorporadas a este trabajo se utiliza una combinación de programas de análisis DigSilent y MATLAB, con los que se obtienen indicadores de estabilidad de tensión con errores menores al 1%. Para redes AC/DC se trabaja solo con Matlab en los trabajos documentados, obteniendo errores menores al 1% y 7% en las variables de estado AC y DC respectivamente. Para sistemas de modelación simplificada (enlace HVDC más dos barras AC) se concluye que la incorporación de enlaces HVDC impacta de manera negativa en la estabilidad de tensión cuando el sistema AC es débil y no existe una estrategia adecuada de control. Para sistemas extendidos (enlace HVDC más multi-barras AC) se concluye que la estabilidad de tensión no sólo se basa en la robustez del sistema y forma de control del enlace, sino además, las cantidades de potencia activa y reactiva en sus extremos y la metodología de convergencia adoptada en el flujo de potencia, esto debido a que la estabilidad de tensión depende del estado del sistema.

En el Sistema Interconectado Central de Chile, los recursos energéticos de menor costo y cercanos a los centros de consumo están próximos a agotarse, razón que ha propiciado la búsqueda de nuevos recursos situados a grandes distancias de los principales centros de demanda. En este contexto, asoma como una solución técnica y económicamente factible el empleo de tecnología HVDC (High Voltage Direct Current), la cual puede transportar grandes niveles de potencia a través de distancias considerables, aportando además una respuesta rápida de control a fenómenos indeseados que se presenten en el extremo receptor AC, conservando así la operación segura y eficiente del sistema. Una de las aplicaciones adicionales de las interconexiones HVDC, es su capacidad de amortiguar los modos de oscilación de potencia interárea, los cuales constituyen el tipo de inestabilidad que produce una mayor amenaza para el sistema, debido a que presentan una baja frecuencia y un amortiguamiento pequeño. La presente memoria de título tiene por objetivo principal validar la técnica que emplea la modulación de potencia del enlace HVDC, a través de la inclusión de un bloque de control suplementario para mitigar los modos de oscilación interárea presentes. Para ello, se realizan dos casos de estudio, utilizando como herramienta el análisis modal y los diagramas de participaciones, empleando como plataforma de simulación el software DigSilent Power Factory en su versión 14.519. El primer caso de estudio corresponde a un caso ampliamente citado en la literatura especializada del tema, consistente en dos áreas, cada una conformada por dos máquinas, unidas por un enlace monopolar de 200 [MW] con una tensión nominal de 56 [kV]. Se desprende de los resultados que, luego de incorporar el control suplementario para modular la potencia por el enlace, se obtiene un modo de oscilación interárea, cuyo factor de amortiguamiento es finalmente de 5.1 %, lo cual está inserto dentro de los valores adecuados para la mitigación de este modo oscilatorio. El segundo caso de estudio realizado corresponde a un enlace HVDC monopolar de 1000 [MW] con una tensión nominal de 500 [kV], interconectado con un equivalente radial reducido del SIC, concentrando su carga en la barra central. Las simulaciones obtenidas para los distintos tipos de contingencias aplicadas muestran un correcto amortiguamiento de las oscilaciones de potencia activa que circula por las líneas. Del análisis se obtiene como resultado que la tasa incremental de amortiguamiento obtenida para el modo interárea es de ξ=14.1%, valor que se encuentra contenido dentro de los márgenes de estabilidad requeridos para este tipo de oscilación, según la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicios de Chile. Se concluye finalmente de las simulaciones y resultados obtenidos que la estrategia de control basada en la modulación de la potencia por el enlace HVDC cumple los requisitos exigidos, logrando amortiguar las oscilaciones electromecánicas interárea en un sistema AC.

Ingeniero Civil Electricista / El intenso desarrollo a nivel mundial de tecnologías alternativas para la generación en los sistemas eléctricos de potencia impone distintos desafíos a sus operadores y/o planificadores. En particular, aquellas tecnologías que hacen uso de recursos intermitentes (como la energía eólica o la solar), y la tendencia a la baja de los costos de inversión de las mismas, hace necesaria una evaluación del impacto técnico y económico que puede provocar una creciente penetración de dichas fuentes energéticas. Al respecto, hoy en día se trabaja fuertemente en desarrollar herramientas, tanto de largo plazo (planificación) como de corto plazo (predespacho), que permitan ir integrando los fenómenos que induce la variabilidad de algunas fuentes renovables. La metodología desarrollada en este trabajo de investigación busca ahondar en la mejora de herramientas existentes para la planificación de los sistemas eléctricos con generación eólica, proponiendo una restricción de flexibilidad, que pretende abordar los fenómenos de corto plazo que normalmente (por limitaciones computacionales) no son considerados. Se presenta una revisión bibliográfica que incluye las diversas metodologías de planificación centralizada de la expansión. Asimismo, se clasifican los tipos reserva que implementan distintos operadores de sistemas eléctricos a nivel mundial, en particular aquellas resultantes de la integración de recursos intermitentes, junto con su relación con los modelos de predespacho para la operación de corto plazo. El análisis presentado permite evidenciar las deficiencias existentes en las herramientas de planificación de la expansión, en términos de la información que se pierde al realizar simplificaciones que conllevan no considerar algunas restricciones de corto plazo (predespacho) y el impacto que esto puede tener en los resultados de la matriz energética proyectada comparada con el desarrollo real del sistema. Con el fin de superar estas deficiencias, se propone incorporar una restricción de flexibilidad al problema de planificación. El modelo propuesto es integrado a un software existente de planificación, donde se realizan validaciones y estudios de distintos escenarios. Los resultados confirman que la integración de la restricción propuesta, permite alcanzar soluciones de expansión cercanas, errores menores al 6% en la potencia instalada, a aquellas resultantes de resolver el problema completo. Este porcentaje se compara con diferencias de hasta un 50% mostradas por los esquemas tradicionales. Asimismo, los tiempos de cómputo muestran reducciones de hasta un 57% respecto de resolver el problema completo. El trabajo futuro se concentra en mejorar el esquema de convergencia de las aproximaciones a la restricción de flexibilidad y extender el análisis a otros elementos de inflexibilidad del sistema (mínimos técnicos, energía solar, etc.).

Ingeniero Civil Electricista / Efectos en la Masificación de Unidades de Generación Distribuida en los Sistemas de Protección de Sobrecorriente de las Redes de Distribución El rápido crecimiento de la demanda de energía eléctrica ha llevado a considerar dentro de las formas de concepción de energía la inserción de unidades de generación en redes de empresas distribuidoras, conocida como Generación Distribuida (GD). Sin embargo, la interconexión de GD presenta desafíos técnicos y regulatorios, en particular en los actuales esquemas de protecciones eléctricas. El objetivo general del presente trabajo de título es determinar empíricamente el impacto en las protecciones de sobrecorriente asociados a la conexión de unidades de GD sobre un sistema de distribución, identificando los problemas que se pueden provocar en la coordinación de protecciones con la masificación de la interconexión de unidades de GD. Con esto, se espera contribuir al proceso de integración de GD, indicando aspectos críticos a considerar en los futuros estudios de coordinación de protecciones. La evaluación del impacto se realizó por medio del software DigSilent Power Factory, mediante simulaciones sobre un sistema de prueba, que busca presentar en forma simplificada la interacción de las corrientes de fallas aportada por la red de transmisión y por las unidades de GD con la operación de los dispositivos de protección de sobrecorriente: relé, reconectador y fusibles. La metodología de trabajo consiste en la interconexión de unidades de GD de diferentes capacidades y en diferentes localidades, identificando los aportes de corriente por parte de los GD y el sistema de transmisión a la falla, para determinar el efecto sobre la coordinación de protecciones, analizándose comparativamente las respuestas. Como resultado del estudio, se determinó que los esquemas de coordinación implementados no son efectivos con la interconexión masiva de unidades de GD. Se determinaron los puntos de instalación de mayor conflicto con las protecciones y una metodología para evaluar el nivel de penetración de GD aceptado por la red, correspondiendo a un 25% de la red estudiada. Para los efectos derivados de la conexión de GD, que se observan en la red de distribución, flujos bidireccionales y aumento del nivel de cortocircuito, permiten concluir que el problema de coordinación debe ser replanteado, considerando una adecuada coordinación de las protecciones establecidas con la GD, que permita no tener una pérdida completa del sistema de distribución ante un escenario de falla.

Ingeniero Civil Electricista / En el marco de los altos precios de la energía eléctrica en Chile, en particular en el Sistema Interconectado Central (SIC), realizar un estudio sobre las capacidades máximas de transmisión resulta de vital importancia para poder descongestionar las líneas de transporte de energía eléctrica, haciendo la operación del sistema eléctrico más económica. Dado que el CDEC SIC tiene como obligación operar el sistema eléctrico a mínimo costo, la Dirección de Operaciones (DO) tiene la facultad de aumentar la capacidad de transmisión a través de esquemas de desconexión automático de carga (EDAC) y de generación (EDAG) haciendo uso de la capacidad de sobrecarga de los elementos serie del sistema de transmisión, cuando las líneas ya se encuentran operativas. Esta memoria de título se centra en el aumento de capacidad del sistema de transmisión troncal del SIC con esquemas de desconexión automático de carga (EDAC) y de generación (EDAG). Primero se hace un análisis del estado actual del sistema de transmisión troncal para encontrar las líneas que presentan congestión. Luego se procede a justificar económicamente que la solución con sistemas EDAG/EDAC es la adecuada. Se comprueba que los niveles de seguridad, usando dichos sistemas, se mantienen considerando cuatro escenarios que consisten en distintos niveles de transferencia de energía eléctrica proveniente del sur de subestación Charrúa (octava región) hacia el centro de consumo. Para cada escenario el sistema se somete a dos contingencias ocurridas en la línea de doble circuito Charrúa Ancoa 500 [kV] (línea que manifiesta congestión) que consisten en la desconexión intempestiva de uno de los circuitos y en un cortocircuito bifásico a tierra sin impedancia de falla ocurrida en la mitad de uno de los circuitos. La modelación de estas dos contingencias para los cuatro escenarios se realiza en DigSilent. Los resultados que se obtienen permiten concluir que sí es posible aumentar la capacidad de transmisión de la línea Charrúa Ancoa 500 [kV] sin comprometer la seguridad del sistema ante la ocurrencia de las contingencias descritas anteriormente. Sin embargo los márgenes admitidos en la Norma Técnica para la tensión en barras de 500 [kV] se ven violados y además presentan oscilaciones (estas últimas pueden ser superadas sintonizando los P.S.S. del sistema eléctrico) en el último escenario, cuando la línea está más sobrecargada. Luego, un aumento en la capacidad de transmisión con esquemas EDAG/EDAC es posible, pero se debe realizar en conjunto con una adecuada sintonización de los P.S.S. del sistema eléctrico.