Esta tesis se centra en analizar las modificaciones que sufre la dinámica de los sistemas eléctricos de potencia debido a la inclusión de parques eólicos, haciendo particular énfasis en su repercusión en la estabilidad en pequeña señal. Este fenómeno se aborda utilizando tres herramientas: en primera instancia el análisis teórico en pequeña señal, que pretende establecer las bases conceptuales que permitirán comprender el problema bajo estudio y las variantes que presenta el mismo; en segundo lugar el análisis modal realizado sobre el caso particular de la red de transmisión uruguaya, el cual permite verificar la validez de los estudios teóricos, brindando información concreta sobre los cambios que sufre la estructura dinámica del sistema; y finalmente, el análisis transitorio, que permite validar y delimitar la validez del análisis en pequeña señal cuando se estudia en el dominio del tiempo la respuesta del sistema de potencia frente a una perturbació severa. A partir de lo expuesto, se diagnostican las fortalezas y debilidades que adquiere el sistema de potencia al integrar energía eólica, permitiendo al mismo tiempo, establecer diferentes métodos para mejorar su desempeño transitorio. En este trabajo se realiza el diagnóstico de la inclusión de la generación eólica en la red eléctrica uruguaya y la aplicación de dos métodos que permiten mitigar e inclusive mejorar el desempeño dinámico del sistema eléctrico en los casos que la generación eólica presente un efecto adverso sobre la estabilidad del sistema. Estos métodos están basados en aprovechar la capacidad que tienen los generadores eólicos de velocidad variable para desacoplar la producción de potencia activa y reactiva, así como de desacoplar la velocidad de rotación de los mismos respecto la frecuencia de la red a la cual están interconectados. El primer método radica en establecer restricciones operativas en el intercambio de potencia reactiva entre los parques eólicos y la red de forma tal que se induzca un mayor par sincronizante en los generadores sincrónicos afectados por su inclusión; el segundo método consiste en utilizar un PSS concebido para que los aerogeneradores se comporten dinámicamente como los generadores sincrónicos cuyo amortiguamiento se desea potenciar, a partir de la utilización de sincrofasores. Finalmente se establece que ambos métodos pueden ser aplicados en forma simultánea, permitiendo aprovechar las diferentes fortalezas de los mismos para mejorar el desempeño oscilatorio de los generadores sincrónicos afectados en forma adversa por la inclusión de energía eólica.

This thesis focuses on analyzing the changes suffered by the power systems dynamics due to the inclusion of wind farms, with particular emphasis on small signal stability. This phenomenon is discussed using three tools: in first instance, a theoretical analysis is made to establish the conceptual basis that will help to understand the addressed problem. Secondly, modal analysis is performed on the particular case of the Uruguayan transmission grid in order to verify the validity of the theoretical studies and providing specific information on the changes that occur in the dynamic structure of the power system. Finally, a transient analysis is performed to validate the small signal analysis and to recognize its limitations when the power system is subject to a severe disturbance. Taking this into account, it has been diagnosed the strengths and weaknesses that acquires the power system when wind power is integrated. This will allow to establish different methods to improve its transient performance. In this work is performed the diagnosis of the inclusion of wind power in the Uruguayan electrical grid and the application of two methods to mitigate and even improve the performance of the power system oscillatory behaviour in those cases that wind power present an adverse effect on the small-signal stability. These methods are based on taking advantage of the capacity of the variable speed wind turbines for decoupling the production of active and reactive power and decouple the speed of rotation of the generator respect the frequency electrical grid to which are interconnected. The first method lies in establishing operational constraints in the reactive power exchange between the wind farms and the grid in order to increase the synchronizing torque of the synchronous generators affected by their inclusion. The second method is to use a PSS in wind turbines to control de active power production and to induce them to behave dynamically as the synchronous generators whose damping is trying to increase, assisted by the use of synchrophasors. Finally, it is established that both methods can be applied simultaneously to improve the oscillatory performance of those synchronous generators adversely affected by the inclusion of wind power.