IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Julio/Agosto 2017 - 115

funciones de control se denominaron
funciones del modelado de sistemas
continuos (CSMF), y estas bibliotecas
de control aún se utilizan hoy en día
en el paquete de herramientas PSCaD.
La solución de red del EMtDC y los
elementos fundamentales de los con-
troles de CSMF se fusionaron con éxito
para que los usuarios puedan escribir
sus propios modelos de sistemas de
controles en subrutinas de FOrtran,
un concepto novedoso en un período
de computación centralizada. Se puede
acceder a las tensiones de nodes y las
corrientes derivadas a través de las fun-
ciones de CSMF y fuentes de control,
interruptores, inductores derivados,
condensadores y resistencias.
El primer código del EMtDC con-
tenía soluciones de redes de fasores, así
como disposiciones para representar
los controles. Finalmente, la solución
de fasores fue sustituida por la solución
de EMt. En ese momento, un joven
estudiante graduado en la universidad
de Manitoba, ani Gole, necesitaba un
buen modelo de máquinas síncronas y
colaboró con el Dr. rob Menzies de la
universidad de Manitoba para producir
un modelo en FOrtran.
Durante la década de 1970, gene-
ralmente se pensaba que el futuro de la
computación conduciría a compañías de
servicios públicos de computadoras cen-
trales con servidores centrales gigantes.
Sobre esta base, el gobierno provincial
de Manitoba estableció los Servicios de
Datos de Manitoba para toda su infor-
mática, incluida la de Manitoba Hydro.
En aquel momento, una ejecución de
estabilidad podía costar uS$2,250 en
tiempo de computación en una computa-
dora del servidor central, una cantidad
significativa del presupuesto informático
para muchos usuarios. Los analistas de
la estabilidad de transitorios y de flujo de
potencia en Manitoba Hydro utilizaban
en aquel momento el software exclusivo
de la Philadelphia Electric Company, así
como un programa personalizado, de-
sarrollado por adel Hamid de Manitoba
Hydro, capaz de modelar sistemas de
a.t. de CC multiterminales.
Cuando se pudo disponer de mini-
computadoras, una computadora Prime
julio/agosto 2017

costaba uS$300,000 con PSS/E insta-
lado, lo que significa que los presupues-
tos informáticos combinados anuales
de los estudios especiales y las sec-
ciones de rendimiento del sistema del
Departamento del Sistema Operativo
podían pagar una Prime en un año.
Finalmente, Manitoba Hydro compró
una de estas y la nueva computadora
Prime fue compartida entre la Planifi-
cación de la transmisión y el Sistema
Operativo sobre una tasa fija en lugar
de un pago por unidad central de pro-
cesamiento (CPu). Esto significó que,
incluso con presupuestos significativa-
mente reducidos, el aumento de la pro-
ductividad fue posible y el desarrollo de
EMt progresó a un ritmo más rápido.

¿Puedo Simular un
Sistema de A.T. de CC?
antes de que la simulación digital fuera
considerada seriamente como una al-
ternativa a los tna, existían obstácu-
los técnicos que había que superar y era
necesario realizar esfuerzos de vali-
dación. El ingeniero de planificación
de Manitoba Hydro, Clarence thio,
desafió a los desarrolladores de EMt
a simular la inestabilidad de saturación
del núcleo en un sistema de a.t. de CC.
aunque se produjeron problemas de
rendimiento en la línea de transmisión
de a.t. de CC del río nelson en varias
ocasiones, estos no podían reproducirse
en el simulador analógico de CC en
IrEQ. Se consideraba que el alto nivel
de amortiguación y pérdidas del simu-
lador inhibía la replicación de la inesta-
bilidad de saturación del núcleo.
Woodford modeló los bipolos 1 y 2
de la transmisión de a.t. de CC del río
nelson utilizando su nuevo programa
de EMt, basado en el control de CC y
en los datos del sistema de protección
suministrados por el Dr. Mohamed
rashwan, el ingeniero de CC en la es-
tación de Dorsey. usando grabaciones
de interferencias conocidas, la simu-
lación fue probada y se descubrió que
producía resultados similares.
John Mcnichol de Planificación
de la transmisión en Manitoba Hydro
también compartió datos del sistema
y grabaciones de un evento de inesta-

bilidad de saturación del núcleo en el
sistema de transmisión de a.t. de CC
del río nelson. Cuando los datos del
sistema fueron ingresados en el modelo
de simulación en el EMtDC, la falla
que provocaba el fenómeno de inesta-
bilidad fue simulada y el modelo inme-
diatamente mostró la evasiva inestabi-
lidad de saturación del núcleo.
a pesar de este éxito, aún había una
considerable reticencia a aceptar los
EMt como un reemplazo completo
para la simulación analógica. Se reali-
zó otro estudio importante que implicó
una falsa oscilación sostenida de 93 Hz
en el bipolo 2 que comenzó cuando su
primer grupo de válvulas de 500 kV
fue desbloqueado. La simulación del
EMt no podía reproducir el evento.
Después de algún tiempo, los in-
genieros de un grupo de trabajo com-
puesto por BBC, Siemens y aEG (que
eran los proveedores de equipos del bi-
polo 2) se encontraban en Winnipeg, y
se convocó una reunión en la estación
de Dorsey para analizar el problema.
Se analizaron los componentes clave
del modelo de simulación de EMt y
todo se verificó de manera satisfacto-
ria, excepto la constante de tiempo de
respuesta de los transformadores de
corriente CC.
El modelo preliminar había asumido
10 ms, pero los fabricantes tenían du-
das y solo decían que era "muy rápido".
Cuando se redujo el retraso del modelo
a 1 ms y la simulación se repitió, la os-
cilación de 93 Hz apareció inmediata-
mente. Esto aumentó la confianza en la
capacidad de simulación de EMt para
los modelos de sistemas de potencia
muy complejos necesarios para la a.t.
de CC. a principios de la década de
1980, este fue el modelo de simulación
de CC más grande jamás producido.
aunque la simulación de la osci-
lación de 93 Hz fue exitosa, la causa
del fenómeno no fue evidente. tomó
algún tiempo antes de que thio deter-
minara que una frecuencia de resonan-
cia a modo suelo de 93 Hz en la línea
de transmisión de CC reaccionaba con
una resonancia del sistema de Ca de
153 Hz de secuencia positiva generada
entre los filtros de Ca rectificadores y
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Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Julio/Agosto 2017

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