INSTITUTO TECNOLÓGICO DE CIUDAD MADERO DIVISIÓN DE ESTUDIOS DE POSGRADO E INVESTIGACIÓN MAESTRÍA EN INGENIERÍA ELÉCTRICA PROTOCOLO DE INVESTIGACIÓN ESQUEMA DE DESCONEXIÓN DE CARGA PARA EL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA ZONA VICTORIA. Presenta Erick Eduardo Santiago Espinoza G10070143 Asesor M.C. Hermenegildo Cisneros Villegas INTRODUCCIÓN El constante crecimiento de los SEP. La manipulación controlada de los elementos del sistema. Esquemas de acción remedial. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA La red eléctrica de la zona Victoria tiende a presentar sobre esfuerzos debido al exceso de demanda de energía eléctrica. SOLUCIONES PROPUESTAS Realizar estudios y simulaciones en el modelo del sistema de la zona Victoria con la finalidad de diseñar un esquema de desconexión de carga. Se busca lograr que el esquema sea adaptivo a las condiciones del sistema y que su integración tenga una mínima afectación a los esquemas existentes. JUSTIFICACIÓN Una vez desarrollado y propuesto el modelo de esquema de desconexión de carga, se recomienda la implementación del mismo en el sistema, debido a que este deberá mejorar la vida útil del sistema de generación, la continuidad del servicio y la estabilidad del sistema eléctrico. OBJETIVO GENERAL Proponer un esquema de desconexión de carga para mantener la estabilidad y confiablidad del sistema eléctrico de la zona Victoria OBJETIVOS ESPECÍFICOS Realizar la simulación de distintos casos de contingencia en el sistema. Considerando condiciones de sobrecarga y la interacción que estas tengan con los distintos elementos del sistema Proponer el modelo de un esquema de desconexión de carga que reduzca el grado de afectación en el sistema ante condiciones de estado de emergencia HIPÓTESIS La implementación de un esquema con estas características en el sistema eléctrico perteneciente a la zona Victoria, tendrá como principales consecuencias la optimización de la red de transmisión y la mínima afectación al usuario final en condiciones de estado de emergencia en comparación de su estado actual desde el punto de vista de la relación generación/demanda. ALCANCES Estudio de flujos de carga. Simulación de contingencias. Proponer el modelo de un esquema de desconexión de carga. LIMITACIONES El estudio comprende únicamente el análisis del sistema en 115 kV. El desarrollo de la investigación pretende proponer un modelo que funcione como esquema de acción remedial para las características específicas del sistema eléctrico de la zona Victoria. DIAGRAMA DE FLUJO DE EVENTOS DURANTE LA OPERACIÓN DE UN ESQUEMA DE ACCIÓN REMEDIAL [1] DISPARO AUTOMÁTICO DE CARGA (DAC) Sobrecarga de transformadores o líneas. Limite de estabilidad Voltaje. Límite de estabilidad Angular [1] Se implementa para el corte de carga de manera controlada y se aplica bajo las siguientes condiciones: Por sobrecarga de transformadores o líneas de transmisión ante la pérdida de elementos primarios en la misma subestación o en otras instalaciones. Por pérdida estabilidad angular Por pérdida de estabilidad de voltaje. [1] METODOLOGÍA ETAPA 1 Estudio de flujos de carga. ETAPA 2 Simulación de diferentes casos de contingencia. ETAPA 3 El planteamiento de las soluciones ETAPA 4 Documentar la funcionalidad del esquema y los procedimientos a considerar para su correcta implementación. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES Actividades Revisión Bibliográfica Desarrollo de Protocolo Desarrollo del programa de FP en Matlab Modelado del sistema en software Simulación de eventos de contingencia Análisis del comportamiento Documentación/Reportes de resultados Diseño del modelo de esquema DAC Presentación en evento académico Redacción de Tesis 2019 2020 Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul 2021 Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul BIBLIOGRAFÍA [1] Comisión Federal de Electricidad, Subdirección Transmisión, Subdirección Cenace, Subdirección Distribución. Manual para documentar e implementar los esquemas de acción remedial (EAR) y Esquemas de protección de sistema (EPS). 28 de febrero 2013. [2] S. Polster and H. Renner, “Voltage stability monitoring methods for distribution grids using the thevenin impedance,” Cired, vol. 2017, no. June, pp. 12–15, 2017. [3] Prabha Kundur. Power System Stability and Control, Mc Graw-Hill [4] Héctor J. Altuve Ferrer, Edmund O. Schweitzer, III. Modern solutions for protection control and monitoring of electric power systems. Schweitzer Engineering Laboratories, 2010.
