Transmisión de energía eléctrica

Líneas de transmisión de energía eléctrica trifásica de 500 kV en la presa Grand Coulee ; se muestran cuatro circuitos; dos circuitos adicionales están oscurecidos por árboles a la derecha; La totalidad de la capacidad de generación de 7079 MW de la presa es acomodada por estos seis circuitos. Para otros usos, consulte Transmisión eléctrica (desambiguación).

La transmisión de energía eléctrica es el movimiento masivo de energía eléctrica desde un sitio de generación, como una planta de energía, a una subestación eléctrica. Las líneas interconectadas que facilitan este movimiento se conocen como red de transmisión. Esto es distinto del cableado local entre las subestaciones de alto voltaje y los clientes, que generalmente se conoce como distribución de energía eléctrica. La red combinada de transmisión y distribución es parte de la entrega de electricidad, conocida como red eléctrica.

La transmisión eficiente de energía eléctrica a larga distancia requiere altos voltajes. Esto reduce las pérdidas producidas por corrientes fuertes. Las líneas de transmisión usan principalmente CA de alto voltaje (corriente alterna), pero una clase importante de línea de transmisión usa corriente continua de alto voltaje. El nivel de voltaje se cambia con transformadores, aumentando el voltaje para la transmisión, luego reduciendo el voltaje para la distribución local y luego utilizado por los clientes.

Una red síncrona de área amplia, también conocida como "interconexión" en América del Norte, conecta directamente muchos generadores que suministran energía de CA con la misma frecuencia relativa a muchos consumidores. Por ejemplo, hay cuatro interconexiones principales en América del Norte (la interconexión occidental, la interconexión oriental, la interconexión de Quebec y la red del Consejo de Confiabilidad Eléctrica de Texas (ERCOT)). En Europa, una gran red conecta la mayor parte de Europa continental.

Históricamente, las líneas de transmisión y distribución a menudo eran propiedad de la misma empresa, pero a partir de la década de 1990, muchos países han liberalizado la regulación del mercado de la electricidad de formas que han llevado a la separación del negocio de transmisión de electricidad del negocio de distribución.

• 1 sistema
• 2 Transmisión aérea
• 3 Transmisión subterránea
• 4 Historia
• 5 Transmisión de potencia a granel
  • 5.1 Entrada de cuadrícula
  • 5.2 Pérdidas
  • 5.3 Transposición
  • 5.4 Subtransmisión
  • 5.5 Salida de la red de transporte
• 6 Ventaja de la transmisión de energía de alto voltaje
• 7 Modelado y matriz de transmisión
  • 7.1 Línea sin pérdidas
  • 7.2 Línea corta
  • 7.3 Línea media
  • 7.4 Larga línea
• 8 Corriente continua de alto voltaje
• 9 Capacidad
• 10 Control
  • 10.1 Equilibrio de carga
  • 10.2 Protección contra fallas
• 11 Comunicaciones
• 12 Reforma del mercado eléctrico
• 13 Costo de la transmisión de energía eléctrica
• 14 Transmisión mercantil
• 15 Problemas de salud
• 16 Política por país
  • 16.1 Estados Unidos
• 17 Transmisión especial
  • 17.1 Rejillas para ferrocarriles
  • 17.2 Cables superconductores
  • 17.3 Retorno de tierra de un solo cable
  • 17.4 Transmisión de energía inalámbrica
• 18 Seguridad de los sistemas de control
• 19 Registros
• 20 Véase también
• 21 referencias
• 22 Lecturas adicionales

Sistema

La mayoría de las líneas de transmisión son de corriente alterna (CA) trifásica de alto voltaje, aunque a veces se utiliza CA monofásica en los sistemas de electrificación ferroviaria. La tecnología de corriente continua de alto voltaje (HVDC) se utiliza para lograr una mayor eficiencia en distancias muy largas (por lo general, cientos de millas). La tecnología HVDC también se utiliza en cables de alimentación submarinos (normalmente de más de 30 millas (50 km)) y en el intercambio de energía entre redes que no están sincronizadas entre sí. Los enlaces HVDC se utilizan para estabilizar grandes redes de distribución de energía donde nuevas cargas repentinas, o apagones, en una parte de una red, podrían resultar en problemas de sincronización y fallas en cascada.

Diagrama de un sistema de energía eléctrica; el sistema de transmisión está en azul

La electricidad se transmite a altos voltajes (66 kV o más) para reducir la pérdida de energía que se produce en la transmisión a larga distancia. La energía generalmente se transmite a través de líneas eléctricas aéreas. La transmisión de energía subterránea tiene un costo de instalación significativamente más alto y mayores limitaciones operativas, pero reduce los costos de mantenimiento. La transmisión subterránea se utiliza a veces en áreas urbanas o ubicaciones ambientalmente sensibles.

La falta de instalaciones de almacenamiento de energía eléctrica en los sistemas de transmisión conduce a una limitación clave. La energía eléctrica debe generarse al mismo ritmo al que se consume. Se requiere un sistema de control sofisticado para garantizar que la generación de energía se acerque mucho a la demanda. Si la demanda de energía excede la oferta, el desequilibrio puede causar que la (s) planta (s) de generación y el equipo de transmisión se desconecten o apaguen automáticamente para evitar daños. En el peor de los casos, esto puede llevar a una serie de cierres en cascada y un apagón regional importante. Los ejemplos incluyen los apagones del noreste de EE. UU. De 1965, 1977, 2003 y los principales apagones en otras regiones de EE. UU. En 1996 y 2011. Las redes de transmisión eléctrica están interconectadas en redes regionales, nacionales e incluso continentales para reducir el riesgo de tal falla al proporcionar múltiples rutas alternativas redundantes para que fluya la energía en caso de que ocurran tales cortes. Las compañías de transmisión determinan la capacidad máxima confiable de cada línea (generalmente menor que su límite físico o térmico) para garantizar que haya capacidad de reserva disponible en caso de una falla en otra parte de la red.

Transmisión aérea

Artículo principal: Línea eléctrica aérea Líneas trifásicas de alto voltaje en el estado de Washington, "agrupadas" de 3 vías Línea de transmisión de energía de cuatro circuitos y dos voltajes; 2 vías "agrupadas" Un ACSR típico. El conductor consta de siete hebras de acero rodeadas por cuatro capas de aluminio.

Los conductores aéreos de alto voltaje no están cubiertos por aislamiento. El material conductor es casi siempre una aleación de aluminio, hecho en varios hilos y posiblemente reforzado con hilos de acero. A veces se usaba cobre para la transmisión aérea, pero el aluminio es más liviano, rinde solo un rendimiento marginalmente reducido y cuesta mucho menos. Los conductores aéreos son un producto suministrado por varias empresas en todo el mundo. Se utilizan regularmente materiales y formas conductores mejorados para permitir una mayor capacidad y modernizar los circuitos de transmisión. Los tamaños de los conductores varían desde 12 mm ² ( calibre de cable estadounidense n. ° 6) hasta 750 mm ² (área de 1,590,000  mils circulares ), con diferentes resistencias y capacidad de transporte de corriente. Para conductores grandes (más de unos pocos centímetros de diámetro) a frecuencia industrial, gran parte del flujo de corriente se concentra cerca de la superficie debido al efecto piel. La parte central del conductor transporta poca corriente, pero aporta peso y costo al conductor. Debido a esta limitación de corriente, se utilizan varios cables paralelos (denominados conductores de haz ) cuando se necesita una mayor capacidad. Los conductores de haz también se utilizan a altos voltajes para reducir la pérdida de energía causada por la descarga de corona.

Hoy en día, los voltajes a nivel de transmisión generalmente se consideran 110 kV o más. Los voltajes más bajos, como 66 kV y 33 kV, generalmente se consideran voltajes de subtransmisión, pero ocasionalmente se usan en líneas largas con cargas ligeras. Las tensiones inferiores a 33 kV se utilizan habitualmente para la distribución. Los voltajes por encima de 765 kV se consideran voltaje extra alto y requieren diseños diferentes en comparación con los equipos utilizados en voltajes más bajos.

Dado que los cables de transmisión aéreos dependen del aire para el aislamiento, el diseño de estas líneas requiere que se observen espacios libres mínimos para mantener la seguridad. Las condiciones climáticas adversas, como los fuertes vientos y las bajas temperaturas, pueden provocar cortes de energía. Las velocidades del viento tan bajas como 23 nudos (43 km / h) pueden permitir que los conductores invadan los espacios libres de operación, lo que resulta en una descarga disruptiva y pérdida de suministro. El movimiento oscilatorio de la línea física puede denominarse galope o aleteo del conductor dependiendo de la frecuencia y amplitud de la oscilación.

Tres torres eléctricas al día en Webster, Texas

Transmisión subterránea

Artículo principal: Undergrounding

La energía eléctrica también puede transmitirse mediante cables eléctricos subterráneos en lugar de líneas eléctricas aéreas. Los cables subterráneos ocupan menos prioridad que las líneas aéreas, tienen menor visibilidad y se ven menos afectados por el mal tiempo. Sin embargo, los costos del cable aislado y la excavación son mucho más altos que los de la construcción aérea. Las fallas en las líneas de transmisión enterradas toman más tiempo para localizarlas y repararlas.

En algunas áreas metropolitanas, los cables de transmisión subterráneos están encerrados por tuberías de metal y aislados con fluido dieléctrico (generalmente un aceite) que es estático o circula a través de bombas. Si una falla eléctrica daña la tubería y produce una fuga dieléctrica en el suelo circundante, se movilizan camiones de nitrógeno líquido para congelar partes de la tubería para permitir el drenaje y reparación de la ubicación de la tubería dañada. Este tipo de cable de transmisión subterráneo puede prolongar el período de reparación y aumentar los costos de reparación. La temperatura de la tubería y el suelo generalmente se monitorean constantemente durante todo el período de reparación.

Las líneas subterráneas están estrictamente limitadas por su capacidad térmica, lo que permite menos sobrecarga o recalificación que las líneas aéreas. Los cables de CA subterráneos largos tienen una capacitancia significativa, lo que puede reducir su capacidad para proporcionar energía útil a cargas más allá de las 50 millas (80 kilómetros). Los cables de CC no están limitados en longitud por su capacitancia, sin embargo, requieren estaciones convertidoras de HVDC en ambos extremos de la línea para convertir de CC a CA antes de interconectarse con la red de transmisión.

Historia

Artículo principal: Historia de la transmisión de energía eléctrica. Las calles de la ciudad de Nueva York en 1890. Además de las líneas de telégrafo, se requerían varias líneas eléctricas para cada clase de dispositivo que requería diferentes voltajes.

En los primeros días de la energía eléctrica comercial, la transmisión de energía eléctrica al mismo voltaje que la iluminación y las cargas mecánicas restringían la distancia entre la planta generadora y los consumidores. En 1882, la generación se realizó con corriente continua (CC), que no se podía aumentar fácilmente en voltaje para la transmisión a larga distancia. Las diferentes clases de cargas (por ejemplo, iluminación, motores fijos y sistemas de tracción / ferrocarril) requerían diferentes voltajes, por lo que utilizaban diferentes generadores y circuitos.

Debido a esta especialización de las líneas y debido a que la transmisión era ineficiente para los circuitos de baja tensión y alta corriente, los generadores debían estar cerca de sus cargas. En ese momento, parecía que la industria se convertiría en lo que ahora se conoce como un sistema de generación distribuida con una gran cantidad de pequeños generadores ubicados cerca de sus cargas.

La transmisión de energía eléctrica con corriente alterna (CA) se hizo posible después de que Lucien Gaulard y John Dixon Gibbs construyeron lo que llamaron el generador secundario, uno de los primeros transformadores provisto de una relación de giro de 1: 1 y circuito magnético abierto, en 1881.

La primera línea de CA de larga distancia tenía 34 kilómetros (21 millas) de largo, construida para la Exposición Internacional de Turín de 1884 , Italia. Estaba alimentado por un alternador Siemens amp; Halske de 2 kV, 130 Hz y presentaba varios "generadores secundarios" (transformadores) de Gaulard con sus devanados primarios conectados en serie, que alimentaban lámparas incandescentes. El sistema demostró la viabilidad de la transmisión de energía eléctrica de CA a largas distancias.

El primer sistema de distribución de CA en operar estaba en servicio en 1885 en via dei Cerchi, Roma, Italia, para alumbrado público. Fue alimentado por dos alternadores Siemens amp; Halske de 30 hp (22 kW), 2 kV a 120 Hz y usó 19 km de cables y 200 transformadores reductores de 2 kV a 20 V conectados en paralelo provistos de un circuito magnético cerrado, uno para cada lámpara. Unos meses más tarde le siguió el primer sistema británico de aire acondicionado, que se puso en servicio en la Grosvenor Gallery de Londres. También incluía alternadores Siemens y transformadores reductores de 2,4 kV a 100 V, uno por usuario, con primarios conectados en derivación.

Trabajando para Westinghouse, William Stanley Jr. pasó su tiempo recuperándose de una enfermedad en Great Barrington instalando lo que se considera el primer sistema de transformador de CA práctico del mundo.

Trabajando a partir de lo que él consideraba un diseño poco práctico de Gaulard-Gibbs, el ingeniero eléctrico William Stanley, Jr. desarrolló lo que se considera el primer transformador de CA en serie práctico en 1885. Trabajando con el apoyo de George Westinghouse, en 1886 demostró una iluminación de corriente alterna basada en transformadores sistema en Great Barrington, Massachusetts. Alimentado por un generador Siemens de 500 V impulsado por motor de vapor, el voltaje se redujo a 100 voltios utilizando el nuevo transformador Stanley para alimentar lámparas incandescentes en 23 negocios a lo largo de la calle principal con muy poca pérdida de energía a más de 4,000 pies (1,200 m). Esta demostración práctica de un transformador y un sistema de iluminación de corriente alterna llevaría a Westinghouse a comenzar a instalar sistemas basados ​​en CA a finales de ese año.

1888 vio diseños para un motor de CA funcional, algo que estos sistemas habían carecido hasta entonces. Estos eran motores de inducción que funcionaban con corriente polifásica, inventados independientemente por Galileo Ferraris y Nikola Tesla (con el diseño de Tesla con licencia de Westinghouse en los EE. UU.). Este diseño fue desarrollado aún más en la forma práctica moderna de tres fases por Mikhail Dolivo-Dobrovolsky y Charles Eugene Lancelot Brown. El uso práctico de este tipo de motores se retrasaría muchos años por problemas de desarrollo y la escasez de sistemas de energía polifásicos necesarios para alimentarlos.

A finales de la década de 1880 y principios de la de 1890 se produciría la fusión financiera de empresas eléctricas más pequeñas en unas pocas corporaciones más grandes como Ganz y AEG en Europa y General Electric y Westinghouse Electric en los EE. UU. Estas empresas continuaron desarrollando sistemas de CA, pero la diferencia técnica entre los sistemas de corriente continua y alterna seguiría una fusión técnica mucho más larga. Debido a la innovación en los EE. UU. Y Europa, la economía de escala de la corriente alterna con plantas generadoras muy grandes conectadas a cargas a través de transmisión de larga distancia se fue combinando lentamente con la capacidad de conectarla con todos los sistemas existentes que necesitaban ser suministrados. Estos incluían sistemas de CA monofásicos, sistemas de CA polifásicos, iluminación incandescente de bajo voltaje, iluminación de arco de alto voltaje y motores de CC existentes en fábricas y tranvías. En lo que se estaba convirtiendo en un sistema universal, estas diferencias tecnológicas se estaban superando temporalmente mediante el desarrollo de convertidores rotativos y generadores de motor que permitirían conectar una gran cantidad de sistemas heredados a la red de CA. Estas medidas provisionales se reemplazarían lentamente a medida que se retiraran o actualizaran los sistemas más antiguos.

Generadores polifásicos de corriente alterna Westinghouse en exhibición en la Feria Mundial de 1893 en Chicago, parte de su "Sistema Tesla Polifásico". Tales innovaciones polifásicas revolucionaron la transmisión.

La primera transmisión de corriente alterna monofásica usando alto voltaje tuvo lugar en Oregon en 1890 cuando se entregó energía desde una planta hidroeléctrica en Willamette Falls a la ciudad de Portland 14 millas (23 km) río abajo. La primera corriente alterna trifásica con alto voltaje tuvo lugar en 1891 durante la exposición internacional de electricidad en Frankfurt. Una línea de transmisión de 15 kV, de aproximadamente 175 km de largo, conectaba Lauffen en el Neckar y Frankfurt.

Los voltajes utilizados para la transmisión de energía eléctrica aumentaron a lo largo del siglo XX. Para 1914, cincuenta y cinco sistemas de transmisión operando cada uno a más de 70 kV estaban en servicio. El voltaje más alto utilizado entonces fue de 150 kV. Al permitir la interconexión de múltiples plantas generadoras en un área amplia, se redujo el costo de producción de electricidad. Las plantas disponibles más eficientes podrían usarse para suministrar las cargas variables durante el día. Se mejoró la confiabilidad y se redujo el costo de inversión de capital, ya que la capacidad de generación de reserva se podía compartir entre muchos más clientes y un área geográfica más amplia. Las fuentes de energía remotas y de bajo costo, como la energía hidroeléctrica o el carbón de la boca de una mina, podrían explotarse para reducir los costos de producción de energía.

La rápida industrialización en el siglo XX hizo que las redes y líneas de transmisión eléctrica fueran elementos de infraestructura críticos en la mayoría de las naciones industrializadas. La interconexión de plantas de generación locales y pequeñas redes de distribución fue impulsada por los requisitos de la Primera Guerra Mundial, con grandes plantas de generación eléctrica construidas por los gobiernos para proporcionar energía a las fábricas de municiones. Posteriormente estas plantas generadoras se conectaron para abastecer cargas civiles mediante transmisión de larga distancia.

Transmisión de potencia a granel

Una subestación de transmisión disminuye el voltaje de la electricidad entrante, lo que le permite conectarse desde la transmisión de alto voltaje a larga distancia a la distribución local de voltaje más bajo. También redirige la energía a otras líneas de transmisión que sirven a los mercados locales. Esta es la subestación PacifiCorp Hale, Orem, Utah, EE. UU.

Los ingenieros diseñan redes de transmisión para transportar la energía de la manera más eficiente posible, teniendo en cuenta al mismo tiempo los factores económicos, la seguridad de la red y la redundancia. Estas redes utilizan componentes como líneas eléctricas, cables, disyuntores, interruptores y transformadores. La red de transmisión suele ser administrada a nivel regional por una entidad, como una organización de transmisión regional o un operador del sistema de transmisión.

La eficiencia de transmisión se mejora en gran medida con dispositivos que aumentan el voltaje (y por lo tanto reducen proporcionalmente la corriente), en los conductores de línea, lo que permite que la energía se transmita con pérdidas aceptables. La corriente reducida que fluye a través de la línea reduce las pérdidas de calor en los conductores. Según la ley de Joule, las pérdidas de energía son directamente proporcionales al cuadrado de la corriente. Por lo tanto, reducir la corriente en un factor de dos reducirá la energía perdida por la resistencia del conductor en un factor de cuatro para cualquier tamaño de conductor dado.

El tamaño óptimo de un conductor para un voltaje y corriente dados se puede estimar mediante la ley de Kelvin para el tamaño del conductor, que establece que el tamaño es óptimo cuando el costo anual de energía desperdiciada en la resistencia es igual a los gastos de capital anuales de proporcionar el conductor. En momentos de tasas de interés más bajas, la ley de Kelvin indica que los cables más gruesos son óptimos; mientras que, cuando los metales son caros, se indican conductores más delgados: sin embargo, las líneas eléctricas están diseñadas para un uso a largo plazo, por lo que la ley de Kelvin debe usarse junto con estimaciones a largo plazo del precio del cobre y el aluminio, así como las tasas de interés para capital.

El aumento de la tensión se logra en circuitos de corriente alterna mediante el uso de un elevador de transformador. Los sistemas HVDC requieren equipos de conversión relativamente costosos que pueden justificarse económicamente para proyectos particulares, como cables submarinos y transmisión punto a punto de alta capacidad y distancias más largas. HVDC es necesario para la importación y exportación de energía entre sistemas de red que no están sincronizados entre sí.

Una red de transmisión es una red de centrales eléctricas, líneas de transmisión y subestaciones. La energía generalmente se transmite dentro de una red con CA trifásica. La CA monofásica se usa solo para distribución a usuarios finales, ya que no se puede usar para motores de inducción polifásicos grandes. En el siglo XIX, se utilizó la transmisión de dos fases, pero requería cuatro cables o tres cables con corrientes desiguales. Los sistemas de fase de orden superior requieren más de tres cables, pero ofrecen poco o ningún beneficio.

Las redes sincrónicas de la Unión Europea

El precio de la capacidad de la central eléctrica es alto y la demanda eléctrica es variable, por lo que a menudo es más barato importar una parte de la energía necesaria que generarla localmente. Debido a que las cargas a menudo están correlacionadas regionalmente (el clima cálido en la parte suroeste de los EE. UU. Puede hacer que muchas personas usen acondicionadores de aire), la energía eléctrica a menudo proviene de fuentes distantes. Debido a los beneficios económicos del reparto de carga entre regiones, las redes de transmisión de áreas amplias ahora abarcan países e incluso continentes. La red de interconexiones entre productores y consumidores de energía debería permitir que la energía fluya, incluso si algunos enlaces no funcionan.

La porción invariable (o que varía lentamente durante muchas horas) de la demanda eléctrica se conoce como carga base y generalmente es atendida por grandes instalaciones (que son más eficientes debido a las economías de escala) con costos fijos de combustible y operación. Estas instalaciones son nucleares, de carbón o hidroeléctricas, mientras que otras fuentes de energía, como la energía solar térmica concentrada y la energía geotérmica, tienen el potencial de proporcionar energía de carga base. Las fuentes de energía renovable, como la energía solar fotovoltaica, el viento, las olas y las mareas, debido a su intermitencia, no se consideran como suministro de "carga base", pero aun así agregarán energía a la red. La demanda de energía restante o 'pico' es abastecida por plantas de energía pico, que suelen ser fuentes más pequeñas, de respuesta más rápida y de mayor costo, como las plantas de ciclo combinado o turbinas de combustión alimentadas con gas natural.

La transmisión de electricidad a larga distancia (cientos de kilómetros) es barata y eficiente, con costos de 0,005 a 0,02 dólares EE.UU. por kWh (en comparación con los costos anuales promedio de los grandes productores de 0,01 a 0,025 dólares EE.UU. por kWh, tarifas minoristas superiores a 0,10 dólares EE.UU. por kWh, y múltiplos de venta al por menor para proveedores instantáneos en momentos imprevistos de mayor demanda). Por lo tanto, los proveedores distantes pueden ser más baratos que las fuentes locales (por ejemplo, Nueva York suele comprar más de 1000 MW de electricidad a Canadá). Varias fuentes locales (incluso si son más caras y se usan con poca frecuencia) pueden hacer que la red de transmisión sea más tolerante a fallas al clima y otros desastres que pueden desconectar a proveedores distantes.

Una torre de transmisión eléctrica de alta potencia, 230 kV, de doble circuito, también de doble haz

La transmisión a larga distancia permite utilizar recursos energéticos renovables remotos para desplazar el consumo de combustibles fósiles. Las fuentes hidroeléctricas y eólicas no se pueden mover más cerca de las ciudades pobladas, y los costos de la energía solar son más bajos en áreas remotas donde las necesidades de energía local son mínimas. Los costos de conexión por sí solos pueden determinar si alguna alternativa renovable en particular es económicamente razonable. Los costos pueden ser prohibitivos para las líneas de transmisión, pero varias propuestas de inversión masiva en infraestructura en redes de transmisión de superredes de muy larga distancia y alta capacidad podrían recuperarse con tarifas de uso modestas.

Entrada de cuadrícula

En las centrales eléctricas, la energía se produce a un voltaje relativamente bajo entre aproximadamente 2,3 kV y 30 kV, dependiendo del tamaño de la unidad. Luego, el transformador de la central eléctrica aumenta la tensión del terminal del generador a una tensión más alta (115 kV a 765 kV CA, que varía según el sistema de transmisión y el país) para la transmisión a largas distancias.

En los Estados Unidos, la transmisión de energía es, de diversas formas, de 230 kV a 500 kV, con menos de 230 kV o más de 500 kV como excepciones locales.

Por ejemplo, la interconexión occidental tiene dos voltajes de intercambio primarios: 500 kV de CA a 60 Hz y ± 500 kV (1000 kV netos) de CC de norte a sur ( río Columbia al sur de California ) y de noreste a suroeste (de Utah a sur de California).. Los 287,5 kV (línea de la presa Hoover a Los Ángeles, a través de Victorville ) y 345 kV (línea de servicio público de Arizona (APS)) son estándares locales, los cuales se implementaron antes de que 500 kV se volvieran prácticos y, posteriormente, el estándar de interconexión occidental para larga distancia. Transmisión de energía AC.

Pérdidas

La transmisión de electricidad a alto voltaje reduce la fracción de energía perdida por resistencia, que varía según los conductores específicos, la corriente que fluye y la longitud de la línea de transmisión. Por ejemplo, un tramo de 100 millas (160 km) a 765 kV que transporta 1000 MW de potencia puede tener pérdidas del 1,1% al 0,5%. Una línea de 345 kV que transporta la misma carga a lo largo de la misma distancia tiene pérdidas del 4,2%. Para una determinada cantidad de potencia, un voltaje más alto reduce la corriente y, por lo tanto, las pérdidas resistivas en el conductor. Por ejemplo, aumentar la tensión en un factor de 10 reduce la corriente en un factor correspondiente de 10 y, por lo tanto, las pérdidas en un factor de 100, siempre que se utilicen conductores del mismo tamaño en ambos casos. Incluso si el tamaño del conductor (área de la sección transversal) se reduce diez veces para igualar la corriente más baja, las pérdidas aún se reducen diez veces. La transmisión de larga distancia se realiza típicamente con líneas aéreas a voltajes de 115 a 1200 kV. A voltajes extremadamente altos, donde existen más de 2000 kV entre el conductor y la tierra, las pérdidas por descarga de corona son tan grandes que pueden compensar las pérdidas resistivas más bajas en los conductores de línea. Las medidas para reducir las pérdidas de corona incluyen conductores que tienen diámetros más grandes; a menudo huecos para ahorrar peso, o haces de dos o más conductores. $$

I 2R {\ Displaystyle I ^ {2} R}$$ I 2R {\ Displaystyle I ^ {2} R}

Los factores que afectan la resistencia y, por lo tanto, la pérdida de los conductores utilizados en las líneas de transmisión y distribución incluyen la temperatura, las espirales y el efecto piel. La resistencia de un conductor aumenta con su temperatura. Los cambios de temperatura en las líneas de energía eléctrica pueden tener un efecto significativo en las pérdidas de energía en la línea. La espiral, que se refiere a la forma en que los conductores trenzados giran en espiral alrededor del centro, también contribuye a aumentar la resistencia del conductor. El efecto piel hace que la resistencia efectiva de un conductor aumente a frecuencias de corriente alterna más altas. Las pérdidas de corona y resistivas se pueden estimar utilizando un modelo matemático.

Las pérdidas de transmisión y distribución en los Estados Unidos se estimaron en 6.6% en 1997, 6.5% en 2007 y 5% de 2013 a 2019. En general, las pérdidas se estiman a partir de la discrepancia entre la energía producida (según lo informado por las centrales eléctricas) y la energía vendida. a los clientes finales; la diferencia entre lo que se produce y lo que se consume constituyen pérdidas de transmisión y distribución, suponiendo que no se produzca un robo de servicios públicos.

En 1980, se determinó que la distancia más larga y rentable para la transmisión de corriente continua era de 7.000 kilómetros (4.300 millas). Para la corriente alterna fue de 4.000 kilómetros (2.500 millas), aunque todas las líneas de transmisión en uso hoy en día son sustancialmente más cortas que esto.

En cualquier línea de transmisión de corriente alterna, la inductancia y capacitancia de los conductores pueden ser importantes. Las corrientes que fluyen únicamente en "reacción" a estas propiedades del circuito (que junto con la resistencia definen la impedancia ) constituyen un flujo de potencia reactiva, que no transmite potencia "real" a la carga. Sin embargo, estas corrientes reactivas son muy reales y provocan pérdidas de calor adicionales en el circuito de transmisión. La relación entre la potencia "real" (transmitida a la carga) y la potencia "aparente" (el producto del voltaje y la corriente de un circuito, sin referencia al ángulo de fase) es el factor de potencia. A medida que aumenta la corriente reactiva, la potencia reactiva aumenta y el factor de potencia disminuye. Para sistemas de transmisión con factor de potencia bajo, las pérdidas son mayores que para sistemas con factor de potencia alto. Utilidades añaden baterías de condensadores, reactores y otros componentes (tales como transformadores de desplazamiento de fase ; compensadores estáticos VAR, y sistemas de transmisión de CA flexibles, hechos) en todo el sistema de ayuda a compensar el flujo de potencia reactiva, reducir las pérdidas en la transmisión de energía y el sistema de estabilizar voltajes. Estas medidas se denominan colectivamente "apoyo reactivo".

Transposición

La corriente que fluye a través de las líneas de transmisión induce un campo magnético que rodea las líneas de cada fase y afecta la inductancia de los conductores circundantes de otras fases. La inductancia mutua de los conductores depende parcialmente de la orientación física de las líneas entre sí. Las líneas de transmisión de energía trifásica se colocan convencionalmente con fases separadas en diferentes niveles verticales. La inductancia mutua vista por un conductor de la fase en el medio de las otras dos fases será diferente de la inductancia vista por los conductores en la parte superior o inferior. Una inductancia desequilibrada entre los tres conductores es problemática porque puede resultar en que la línea media lleve una cantidad desproporcionada de la potencia total transmitida. De manera similar, puede ocurrir una carga desequilibrada si una línea está constantemente más cerca del suelo y opera con una impedancia más baja. Debido a este fenómeno, los conductores deben transponerse periódicamente a lo largo de la línea de transmisión para que cada fase tenga el mismo tiempo en cada posición relativa para equilibrar la inductancia mutua vista por las tres fases. Para lograr esto, la posición de la línea se intercambia en torres de transposición especialmente diseñadas a intervalos regulares a lo largo de la línea de transmisión en varios esquemas de transposición.

Subtransmisión

Una línea de subtransmisión de 115 kV en Filipinas, junto con líneas de distribución de 20 kV y un alumbrado público, todo montado en un poste de subtransmisión de madera Torre de transmisión de 115 kV con bastidor en H

La subtransmisión es parte de un sistema de transmisión de energía eléctrica que funciona a voltajes relativamente más bajos. No es económico conectar todas las subestaciones de distribución a la alta tensión de transmisión principal, porque el equipo es más grande y más caro. Por lo general, solo las subestaciones más grandes se conectan con este alto voltaje. Se reduce y se envía a subestaciones más pequeñas en ciudades y vecindarios. Los circuitos de subtransmisión generalmente se organizan en bucles para que una falla de una sola línea no interrumpa el servicio a muchos clientes por más de un corto período de tiempo. Los lazos pueden estar "normalmente cerrados", donde la pérdida de un circuito no debería resultar en ninguna interrupción, o "normalmente abiertos" donde las subestaciones pueden cambiar a una fuente de respaldo. Si bien los circuitos de subtransmisión generalmente se llevan a cabo en líneas aéreas, en áreas urbanas se puede usar cable enterrado. Las líneas de subtransmisión de voltaje más bajo utilizan menos derechos de paso y estructuras más simples; es mucho más factible ponerlos bajo tierra donde sea necesario. Las líneas de mayor voltaje requieren más espacio y generalmente están por encima del suelo, ya que colocarlas bajo tierra es muy costoso.

No hay un límite fijo entre la subtransmisión y la transmisión, o la subtransmisión y la distribución. Los rangos de voltaje se superponen un poco. Los voltajes de 69 kV, 115 kV y 138 kV se utilizan a menudo para la subtransmisión en América del Norte. A medida que evolucionaron los sistemas de energía, los voltajes que antes se usaban para la transmisión se usaron para la subtransmisión, y los voltajes de subtransmisión se convirtieron en voltajes de distribución. Al igual que la transmisión, la subtransmisión mueve cantidades relativamente grandes de energía y, al igual que la distribución, la subtransmisión cubre un área en lugar de solo un punto a otro.

Salida de la red de transmisión

En las subestaciones, los transformadores reducen el voltaje a un nivel más bajo para su distribución a usuarios comerciales y residenciales. Esta distribución se logra con una combinación de subtransmisión (33 a 132 kV) y distribución (3.3 a 25 kV). Finalmente, en el punto de uso, la energía se transforma a baja tensión (varía según el país y los requisitos del cliente; consulte Red eléctrica por país ).

Ventaja de la transmisión de energía de alto voltaje

Ver también: Transformador ideal

La transmisión de energía de alto voltaje permite menores pérdidas resistivas en largas distancias en el cableado. Esta eficiencia de transmisión de alto voltaje permite la transmisión de una mayor proporción de la energía generada a las subestaciones y, a su vez, a las cargas, lo que se traduce en ahorros de costos operativos.

Red eléctrica sin transformador. Red eléctrica con transformador.

En un modelo simplificado, suponga que la red eléctrica entrega electricidad desde un generador (modelado como una fuente de voltaje ideal con voltaje, entregando una potencia) a un solo punto de consumo, modelado por una resistencia pura, cuando los cables son lo suficientemente largos como para tener un resistencia significativa. $$

V {\ Displaystyle V}$$ PAG V {\ Displaystyle P_ {V}}$$R {\ Displaystyle R}$$ R C {\ Displaystyle R_ {C}}

Si las resistencias están simplemente en serie sin ningún transformador entre ellas, el circuito actúa como un divisor de voltaje, porque la misma corriente pasa por la resistencia del cable y el dispositivo alimentado. Como consecuencia, la potencia útil (utilizada en el punto de consumo) es: $$

I= V R + R C {\ Displaystyle I = {\ frac {V} {R + R_ {C}}}}

$$ PAG R= V 2×I=V R R + R C× V R + R C= R R + R C× V 2 R + R C= R R + R C PAG V {\ Displaystyle P_ {R} = V_ {2} \ times I = V {\ frac {R} {R + R_ {C}}} \ times {\ frac {V} {R + R_ {C}}} = {\ frac {R} {R + R_ {C}}} \ times {\ frac {V ^ {2}} {R + R_ {C}}} = {\ frac {R} {R + R_ {C} }} P_ {V}}

Suponga ahora que un transformador convierte la electricidad de alto voltaje y baja corriente transportada por los cables en electricidad de bajo voltaje y alta corriente para su uso en el punto de consumo. Si suponemos que es un transformador ideal con una relación de voltaje de (es decir, el voltaje se divide por y la corriente se multiplica por en la rama secundaria, en comparación con la rama primaria), entonces el circuito es nuevamente equivalente a un divisor de voltaje, pero los cables de transmisión ahora tienen una resistencia aparente de solo. El poder útil es entonces: $$

a {\ Displaystyle a}$$a {\ Displaystyle a}$$a {\ Displaystyle a}$$ R C / a 2 {\ Displaystyle R_ {C} / a ^ {2}}

$$ PAG R= V 2× I 2= a 2 R × V 2 ( a 2 R + R C ) 2= a 2 R a 2 R + R C PAG V= R R + R C / a 2 PAG V {\ Displaystyle P_ {R} = V_ {2} \ times I_ {2} = {\ frac {a ^ {2} R \ times V ^ {2}} {(a ^ {2} R + R_ {C}) ^ {2}}} = {\ frac {a ^ {2} R} {a ^ {2} R + R_ {C}}} P_ {V} = {\ frac {R} {R + R_ {C } / a ^ {2}}} P_ {V}}

Para (es decir, conversión de alto voltaje a bajo voltaje cerca del punto de consumo), una fracción mayor de la potencia del generador se transmite al punto de consumo y una fracción menor se pierde por calentamiento Joule. $$

agt;1 {\ Displaystyle agt; 1}

Modelado y matriz de transmisión

Artículo principal: Rendimiento y modelado de la transmisión de CA Modelo "caja negra" para línea de transmisión

A menudo, solo nos interesan las características de los terminales de la línea de transmisión, que son el voltaje y la corriente en los extremos de envío (S) y de recepción (R). La línea de transmisión en sí se modela luego como una "caja negra" y se utiliza una matriz de transmisión de 2 por 2 para modelar su comportamiento, de la siguiente manera:

$$ [ V S I S]= [ A B C D] [ V R I R] {\ displaystyle {\ begin {bmatrix} V _ {\ mathrm {S}} \\ I _ {\ mathrm {S}} \\\ end {bmatrix}} = {\ begin {bmatrix} Aamp;B \\ Camp;D \\\ end {bmatrix}} {\ begin {bmatrix} V _ {\ mathrm {R}} \\ I _ {\ mathrm {R}} \\\ end {bmatrix}}}

Se supone que la línea es una red simétrica y recíproca, lo que significa que las etiquetas de recepción y envío se pueden cambiar sin consecuencias. La matriz de transmisión T también tiene las siguientes propiedades:

• $$det(T)=AD-BC=1 {\ Displaystyle \ det (T) = AD-BC = 1}
• $$A=D {\ Displaystyle A = D}

Los parámetros A, B, C y D difieren dependiendo de cómo el modelo deseado maneje la resistencia ( R), inductancia ( L), capacitancia ( C) y conductancia G de derivación (paralelo, fuga) de la línea. Los cuatro modelos principales son la aproximación de línea corta, la aproximación de línea media, la aproximación de línea larga (con parámetros distribuidos) y la línea sin pérdidas. En todos los modelos descritos, una letra mayúscula como R se refiere a la cantidad total sumada sobre la línea y una letra minúscula como c se refiere a la cantidad por unidad de longitud.

Línea sin pérdidas

La aproximación de línea sin pérdidas es el modelo menos preciso; se utiliza a menudo en líneas cortas cuando la inductancia de la línea es mucho mayor que su resistencia. Para esta aproximación, el voltaje y la corriente son idénticos en los extremos de envío y recepción.

Voltaje en los extremos de envío y recepción para línea sin pérdidas

La impedancia característica es puramente real, lo que significa resistiva para esa impedancia, y a menudo se la denomina impedancia de sobretensión para una línea sin pérdidas. Cuando la línea sin pérdidas termina por sobretensión, no hay caída de voltaje. Aunque se rotan los ángulos de fase de voltaje y corriente, las magnitudes de voltaje y corriente permanecen constantes a lo largo de la línea. Para cargagt; SIL, el voltaje caerá desde el extremo de envío y la línea "consumirá" VAR. Para carga lt;SIL, el voltaje aumentará desde el final del envío y la línea "generará" VAR.

Línea corta

La aproximación de línea corta se usa normalmente para líneas de menos de 80 km (50 millas) de largo. Para una línea corta, solo se considera una impedancia en serie Z, mientras que C y G se ignoran. El resultado final es que A = D = 1 por unidad, B = Z Ohms y C = 0. Por tanto, la matriz de transición asociada para esta aproximación es:

$$ [ V S I S]= [ 1 Z 0 1] [ V R I R] {\ displaystyle {\ begin {bmatrix} V _ {\ mathrm {S}} \\ I _ {\ mathrm {S}} \\\ end {bmatrix}} = {\ begin {bmatrix} 1 amp; Z \\ 0 amp; 1 \\\ end {bmatrix}} {\ begin {bmatrix} V _ {\ mathrm {R}} \\ I _ {\ mathrm {R}} \\\ end {bmatrix}}}

Línea media

La aproximación de línea media se utiliza para líneas de entre 80 y 250 km (50-150 millas) de largo. En este modelo, se consideran la impedancia en serie y la conductancia en derivación (fuga de corriente), y la mitad de la conductancia en derivación se coloca en cada extremo de la línea. Este circuito a menudo se denomina circuito " π nominal (pi) " debido a la forma ( π) que se adquiere cuando la conductancia de fuga se coloca en ambos lados del diagrama del circuito. El análisis de la línea media nos lleva al siguiente resultado:

$$ A = D = 1 + GRAMO Z 2  por unidad B = Z Ω C = GRAMO ( 1 + GRAMO Z 4 ) S {\ Displaystyle {\ begin {alineado} A amp; = D = 1 + {\ frac {GZ} {2}} {\ text {por unidad}} \\ B amp; = Z \ Omega \\ C amp; = G {\ Big (} 1 + {\ frac {GZ} {4}} {\ Big)} S \ end {alineado}}}

Comportamientos contrarios a la intuición de las líneas de transmisión de longitud media:

• aumento de voltaje sin carga o con poca corriente ( efecto Ferranti )
• La corriente del extremo de recepción puede exceder la corriente del extremo de envío

Linea larga

El modelo de línea larga se utiliza cuando se necesita un mayor grado de precisión o cuando la línea en cuestión tiene más de 250 km (150 millas) de largo. La resistencia en serie y la conductancia en derivación se consideran parámetros distribuidos, lo que significa que cada longitud diferencial de la línea tiene una impedancia diferencial en serie y una admitancia en derivación correspondientes. El siguiente resultado se puede aplicar en cualquier punto a lo largo de la línea de transmisión, donde es la constante de propagación. $$

γ {\ Displaystyle \ gamma}

$$ A = D = aporrear ⁡ ( γ X )  por unidad B = Z C pecado ⁡ ( γ X ) Ω C = 1 Z C pecado ⁡ ( γ X ) S {\ Displaystyle {\ begin {alineado} A amp; = D = \ cosh (\ gamma x) {\ text {por unidad}} \\ [3 mm] B amp; = Z_ {c} \ sinh (\ gamma x) \ Omega \\ [2 mm] C amp; = {\ frac {1} {Z_ {c}}} \ sinh (\ gamma x) S \ end {alineado}}}

Para encontrar el voltaje y la corriente al final de la línea larga, debe reemplazarse con (la longitud de la línea) en todos los parámetros de la matriz de transmisión. $$

X {\ Displaystyle x}$$l {\ Displaystyle l}

(Para el desarrollo completo de este modelo, consulte las ecuaciones de Telegrapher ).

Corriente continua de alto voltaje

Artículo principal: Corriente continua de alto voltaje

La corriente continua de alto voltaje (HVDC) se utiliza para transmitir grandes cantidades de energía a largas distancias o para interconexiones entre redes asíncronas. Cuando la energía eléctrica se va a transmitir a distancias muy largas, la potencia perdida en la transmisión de CA se vuelve apreciable y es menos costoso utilizar corriente continua en lugar de corriente alterna. Para una línea de transmisión muy larga, estas pérdidas menores (y el costo de construcción reducido de una línea de CC) pueden compensar el costo adicional de las estaciones convertidoras requeridas en cada extremo.

HVDC también se usa para cables submarinos largos donde no se puede usar CA debido a la capacitancia del cable. En estos casos se utilizan cables especiales de alta tensión para CC. Los sistemas HVDC submarinos se utilizan a menudo para conectar las redes eléctricas de islas, por ejemplo, entre Gran Bretaña y Europa continental, entre Gran Bretaña e Irlanda, entre Tasmania y el continente australiano, entre las islas del norte y sur de Nueva Zelanda, entre Nueva Jersey. y la ciudad de Nueva York, y entre Nueva Jersey y Long Island. Actualmente se utilizan conexiones submarinas de hasta 600 kilómetros (370 millas) de longitud.

Los enlaces HVDC se pueden utilizar para controlar problemas en la red con el flujo de electricidad de CA. La potencia transmitida por una línea de CA aumenta a medida que aumenta el ángulo de fase entre el voltaje del extremo de la fuente y los extremos de destino, pero un ángulo de fase demasiado grande permitirá que los sistemas en cualquier extremo de la línea se salgan del paso. Dado que el flujo de energía en un enlace de CC se controla independientemente de las fases de las redes de CA en cada extremo del enlace, este límite de ángulo de fase no existe y un enlace de CC siempre puede transferir toda su potencia nominal. Por lo tanto, un enlace de CC estabiliza la red de CA en ambos extremos, ya que el flujo de energía y el ángulo de fase se pueden controlar de forma independiente.

Por ejemplo, para ajustar el flujo de energía de CA en una línea hipotética entre Seattle y Boston, sería necesario ajustar la fase relativa de las dos redes eléctricas regionales. Esto es algo que ocurre todos los días en los sistemas de CA, pero puede interrumpirse cuando los componentes del sistema de CA fallan y colocan cargas inesperadas en el sistema de red de trabajo restante. En cambio, con una línea HVDC, dicha interconexión:

1. Convierta el aire acondicionado en Seattle en HVDC;
2. Utilice HVDC para las 3.000 millas (4.800 km) de transmisión a campo traviesa; y
3. Convierta el HVDC en CA sincronizado localmente en Boston,

(y posiblemente en otras ciudades colaboradoras a lo largo de la ruta de transmisión). Un sistema así podría ser menos propenso a fallar si algunas partes del mismo se apagaran repentinamente. Un ejemplo de una línea de transmisión de CC larga es el Pacific DC Intertie ubicado en el oeste de los Estados Unidos.

Capacidad

La cantidad de energía que se puede enviar a través de una línea de transmisión es limitada. Los orígenes de los límites varían según la longitud de la línea. Para una línea corta, el calentamiento de los conductores debido a las pérdidas de la línea establece un límite térmico. Si se extrae demasiada corriente, los conductores pueden combarse demasiado cerca del suelo o los conductores y el equipo pueden dañarse por sobrecalentamiento. Para líneas de longitud intermedia del orden de 100 kilómetros (62 millas), el límite lo establece la caída de voltaje en la línea. Para líneas de CA más largas, la estabilidad del sistema establece el límite de la potencia que se puede transferir. Aproximadamente, la potencia que fluye a través de una línea de CA es proporcional al coseno del ángulo de fase del voltaje y la corriente en los extremos de recepción y transmisión. Este ángulo varía según la carga y generación del sistema. No es deseable que el ángulo se acerque a los 90 grados, ya que la potencia que fluye disminuye pero las pérdidas resistivas permanecen. Muy aproximadamente, el producto permitido de la longitud de la línea y la carga máxima es proporcional al cuadrado del voltaje del sistema. Los condensadores en serie o los transformadores de cambio de fase se utilizan en líneas largas para mejorar la estabilidad. Las líneas de corriente continua de alto voltaje están restringidas solo por límites térmicos y de caída de voltaje, ya que el ángulo de fase no es importante para su funcionamiento.

Hasta ahora, ha sido casi imposible prever la distribución de temperatura a lo largo de la ruta del cable, por lo que la carga de corriente máxima aplicable generalmente se establecía como un compromiso entre la comprensión de las condiciones de operación y la minimización de riesgos. La disponibilidad de sistemas industriales de detección de temperatura distribuida (DTS) que miden las temperaturas en tiempo real a lo largo del cable es un primer paso para monitorear la capacidad del sistema de transmisión. Esta solución de monitoreo se basa en el uso de fibras ópticas pasivas como sensores de temperatura, ya sea integradas directamente dentro de un cable de alta tensión o montadas externamente en el aislamiento del cable. También está disponible una solución para líneas aéreas. En este caso, la fibra óptica se integra en el núcleo de un cable de fase de líneas aéreas de transmisión (OPPC). La solución de clasificación dinámica de cable (DCR) integrada o también llamada clasificación térmica en tiempo real (RTTR) permite no solo monitorear continuamente la temperatura de un circuito de cable de alto voltaje en tiempo real, sino también utilizar de manera segura la capacidad de la red existente al máximo. Además, proporciona al operador la capacidad de predecir el comportamiento del sistema de transmisión ante cambios importantes realizados en sus condiciones de funcionamiento iniciales.

Control

Para garantizar un funcionamiento seguro y predecible, los componentes del sistema de transmisión se controlan con generadores, interruptores, disyuntores y cargas. Las capacidades de voltaje, potencia, frecuencia, factor de carga y confiabilidad del sistema de transmisión están diseñadas para brindar un desempeño rentable para los clientes.

Balanceo de carga

El sistema de transmisión proporciona capacidad de carga base y carga máxima, con márgenes de seguridad y tolerancia a fallas. Los tiempos de carga máxima varían según la región en gran parte debido a la combinación de la industria. En climas muy cálidos y muy fríos, las cargas de aire acondicionado y calefacción domésticos tienen un efecto sobre la carga total. Por lo general, son más altos al final de la tarde en la parte más calurosa del año y a media mañana y media noche en la parte más fría del año. Esto hace que los requisitos de energía varíen según la temporada y la hora del día. Los diseños de los sistemas de distribución siempre tienen en cuenta la carga base y la carga máxima.

El sistema de transmisión generalmente no tiene una gran capacidad de almacenamiento en búfer para hacer coincidir las cargas con la generación. Por lo tanto, la generación debe mantenerse adaptada a la carga, para evitar fallas por sobrecarga del equipo de generación.

Se pueden conectar múltiples fuentes y cargas al sistema de transmisión y deben controlarse para proporcionar una transferencia de energía ordenada. En la generación de energía centralizada, solo es necesario el control local de la generación, e implica la sincronización de las unidades de generación, para evitar grandes transitorios y condiciones de sobrecarga.

En la generación de energía distribuida, los generadores están distribuidos geográficamente y el proceso para ponerlos en línea y fuera de línea debe controlarse cuidadosamente. Las señales de control de carga pueden enviarse en líneas separadas o en las propias líneas eléctricas. El voltaje y la frecuencia se pueden utilizar como mecanismos de señalización para equilibrar las cargas.

En la señalización de voltaje, la variación de voltaje se usa para aumentar la generación. La potencia agregada por cualquier sistema aumenta a medida que disminuye el voltaje de línea. Esta disposición es estable en principio. La regulación basada en voltaje es compleja de usar en redes de malla, ya que los componentes individuales y los puntos de ajuste deberían reconfigurarse cada vez que se agrega un nuevo generador a la malla.

En la señalización de frecuencia, las unidades generadoras coinciden con la frecuencia del sistema de transmisión de energía. En el control de velocidad de caída, si la frecuencia disminuye, aumenta la potencia. (La caída en la frecuencia de la línea es una indicación de que el aumento de carga está causando que los generadores disminuyan la velocidad).

Las turbinas eólicas, el vehículo a la red y otros sistemas de almacenamiento y generación distribuidos localmente se pueden conectar a la red eléctrica e interactuar con ella para mejorar el funcionamiento del sistema. A nivel internacional, la tendencia ha sido un paso lento de un sistema de energía fuertemente centralizado a un sistema de energía descentralizado. El principal atractivo de los sistemas de generación distribuidos localmente que implican una serie de soluciones nuevas e innovadoras es que reducen las pérdidas de transmisión al llevar al consumo de electricidad más cerca de donde se produjo.

Protección contra fallas

En condiciones de carga excesiva, el sistema puede diseñarse para fallar con gracia en lugar de todo a la vez. Los apagones ocurren cuando el suministro de energía cae por debajo de la demanda. Los apagones ocurren cuando el suministro falla por completo.

Los apagones continuos (también llamados deslastre de carga) son cortes de energía eléctrica intencionalmente diseñados, que se utilizan para distribuir energía insuficiente cuando la demanda de electricidad excede el suministro.

Comunicaciones

Los operadores de largas líneas de transmisión requieren comunicaciones confiables para el control de la red eléctrica y, a menudo, las instalaciones asociadas de generación y distribución. Los relés de protección con detección de fallas en cada extremo de la línea deben comunicarse para monitorear el flujo de energía hacia adentro y hacia afuera de la sección de línea protegida para que los conductores o equipos fallados se puedan desenergizar rápidamente y el equilibrio del sistema se restablezca. La protección de la línea de transmisión contra cortocircuitos y otras fallas suele ser tan crítica que las telecomunicaciones de portadora común no son lo suficientemente confiables y, en áreas remotas, una portadora común puede no estar disponible. Los sistemas de comunicación asociados con un proyecto de transmisión pueden utilizar:

• Microondas
• Comunicación por línea eléctrica
• Fibras ópticas

En raras ocasiones, y para distancias cortas, una empresa de servicios públicos utilizará cables piloto tendidos a lo largo de la ruta de la línea de transmisión. No se prefieren los circuitos arrendados a empresas de transporte público, ya que la disponibilidad no está bajo el control de la organización de transmisión de energía eléctrica.

Las líneas de transmisión también se pueden utilizar para transportar datos: esto se denomina portadora de línea eléctrica o comunicación de línea eléctrica (PLC). Las señales de PLC se pueden recibir fácilmente con una radio para el rango de onda larga.

Torres de alta tensión con cable de fibra óptica adicional en Kenia

Las fibras ópticas se pueden incluir en los conductores trenzados de una línea de transmisión, en los cables de blindaje aéreos. Estos cables se conocen como cable óptico de tierra ( OPGW). A veces se utiliza un cable independiente, un cable totalmente dieléctrico autoportante ( ADSS), conectado a los brazos transversales de la línea de transmisión.

Algunas jurisdicciones, como Minnesota, prohíben a las empresas de transmisión de energía vender el ancho de banda de comunicación excedente o actuar como un operador común de telecomunicaciones. Cuando la estructura reguladora lo permita, la empresa de servicios públicos puede vender capacidad en fibras extra oscuras a un operador común, proporcionando otra fuente de ingresos.

Reforma del mercado de la electricidad

Artículo principal: mercado de la electricidad

Algunos reguladores consideran que la transmisión eléctrica es un monopolio natural y hay movimientos en muchos países para regular la transmisión por separado (ver mercado de la electricidad ).

España fue el primer país en establecer una organización regional de transmisión. En ese país, las operaciones de transmisión y las operaciones de mercado están controladas por empresas separadas. El operador del sistema de transporte es Red Eléctrica de España (REE) y el operador del mercado eléctrico mayorista es el Operador del Mercado Ibérico de Energía - Polo Español, SA (OMEL) OMEL Holding | Omel Holding. El sistema de transmisión de España está interconectado con los de Francia, Portugal y Marruecos.

El establecimiento de RTO en los Estados Unidos fue impulsado por la Orden 888 de la FERC, Promoción de la competencia mayorista a través de servicios de transmisión no discriminatorios de acceso abierto por parte de los servicios públicos; Recuperación de costos varados por servicios públicos y servicios de transmisión, emitido en 1996. En los Estados Unidos y partes de Canadá, varias compañías de transmisión eléctrica operan independientemente de las compañías de generación, pero todavía hay regiones, el sur de los Estados Unidos, donde la integración vertical de las El sistema eléctrico está intacto. En las regiones de separación, los propietarios de transmisión y generación continúan interactuando entre sí como participantes del mercado con derechos de voto dentro de su RTO. Los RTO en los Estados Unidos están regulados por la Comisión Reguladora de Energía Federal.

Costo de transmisión de energía eléctrica

El costo de transmisión de electricidad de alto voltaje (a diferencia de los costos de distribución de energía eléctrica ) es comparativamente bajo, en comparación con todos los demás costos que surgen en la factura de electricidad de un consumidor. En el Reino Unido, los costos de transmisión son de aproximadamente 0,2 p por kWh en comparación con un precio nacional entregado de alrededor de 10 p por kWh.

La investigación evalúa que el nivel de gasto de capital en el mercado de equipos de transmisión y distribución de energía eléctrica tendrá un valor de $ 128,9 mil millones en 2011.

Transmisión comercial

La transmisión comercial es un acuerdo en el que un tercero construye y opera líneas de transmisión eléctrica a través del área de franquicia de una empresa de servicios públicos incumbente no relacionada.

Los proyectos de transmisión comercial que operan en los Estados Unidos incluyen Cross Sound Cable desde Shoreham, Nueva York a New Haven, Connecticut, Neptune RTS Transmission Line desde Sayreville, Nueva Jersey a New Bridge, Nueva York y Path 15 en California. Se están desarrollando o se han propuesto proyectos adicionales en todo Estados Unidos, incluido el Lake Erie Connector, una línea de transmisión submarina propuesta por ITC Holdings Corp., que conecta Ontario con entidades de servicio de carga en la región de interconexión PJM.

Solo hay un interconector de mercado o no regulado en Australia : Basslink entre Tasmania y Victoria. Dos enlaces de CC implementados originalmente como interconectores de mercado, Directlink y Murraylink, se han convertido en interconectores regulados. NEMMCO

Una barrera importante para una adopción más amplia de la transmisión comercial es la dificultad de identificar quiénes se benefician de la instalación para que los beneficiarios paguen el peaje. Además, es difícil para una línea de transmisión comercial competir cuando las líneas de transmisión alternativas están subsidiadas por empresas de servicios públicos predominantes con una base tarifaria monopolizada y regulada. En los Estados Unidos, la Orden 1000 de la FERC, emitida en 2010, intenta reducir las barreras a la inversión de terceros y la creación de líneas de transmisión comerciales donde se encuentra una necesidad de política pública.

Preocupaciones de salud

Artículo principal: Radiación electromagnética y salud.

Algunos estudios grandes, incluido un estudio grande en los Estados Unidos, no han logrado encontrar ningún vínculo entre vivir cerca de líneas eléctricas y desarrollar alguna enfermedad o dolencia, como el cáncer. Un estudio de 1997 descubrió que no importaba lo cerca que estuviera uno de una línea eléctrica o una subestación, no había un mayor riesgo de cáncer o enfermedad.

La evidencia científica generalizada sugiere que la radiación electromagnética de baja potencia y baja frecuencia asociada con las corrientes domésticas y las líneas eléctricas de alta transmisión no constituye un peligro para la salud a corto o largo plazo. Sin embargo, algunos estudios han encontrado correlaciones estadísticas entre varias enfermedades y vivir o trabajar cerca de líneas eléctricas. No se han comprobado efectos adversos para la salud de las personas que no viven cerca de las líneas eléctricas.

La Comisión de Servicio Público del Estado de Nueva York llevó a cabo un estudio, documentado en la Opinión No. 78-13 (emitida el 19 de junio de 1978), para evaluar los posibles efectos de los campos eléctricos en la salud. El número de caso del estudio es demasiado antiguo para aparecer como número de caso en la base de datos en línea de la comisión, DMM, por lo que el estudio original puede ser difícil de encontrar. El estudio optó por utilizar la intensidad del campo eléctrico que se midió en el borde de un derecho de paso existente (pero de nueva construcción) en una línea de transmisión de 765 kV desde Nueva York a Canadá, 1,6 kV / m, como el máximo estándar interino. campo eléctrico en el borde de cualquier nuevo derecho de vía de línea de transmisión construido en el estado de Nueva York después de la emisión de la orden. El dictamen también limitó el voltaje de todas las nuevas líneas de transmisión construidas en Nueva York a 345 kV. El 11 de septiembre de 1990, después de un estudio similar de las intensidades de los campos magnéticos, el NYSPSC emitió su Declaración de política provisional sobre campos magnéticos. Este estudio estableció un estándar interino de campo magnético de 200 mG en el borde del derecho de paso utilizando la clasificación del conductor normal de invierno. Este último documento también puede ser difícil de encontrar en la base de datos en línea del NYSPSC, ya que es anterior al sistema de base de datos en línea. En comparación con los artículos de uso diario, un secador de pelo o una manta eléctrica producen un campo magnético de 100 mG - 500 mG. Una maquinilla de afeitar eléctrica puede producir 2,6 kV / m. Mientras que los campos eléctricos se pueden proteger, los campos magnéticos no se pueden proteger, pero generalmente se minimizan optimizando la ubicación de cada fase de un circuito en la sección transversal.

Cuando se propone una nueva línea de transmisión, dentro de la solicitud al organismo regulador correspondiente (generalmente una comisión de servicios públicos), a menudo hay un análisis de los niveles de campos eléctricos y magnéticos en el borde de los derechos de paso. Estos análisis los realiza una empresa de servicios públicos o un consultor de ingeniería eléctrica utilizando software de modelado. Al menos una comisión estatal de servicios públicos tiene acceso al software desarrollado por un ingeniero o ingenieros de la Administración de Energía de Bonneville para analizar los campos eléctricos y magnéticos en el borde de los derechos de paso para las líneas de transmisión propuestas. A menudo, las comisiones de servicios públicos no comentan sobre ningún impacto en la salud debido a campos eléctricos y magnéticos y derivan a los solicitantes de información al departamento de salud afiliado del estado.

Existen efectos biológicos establecidos para la exposición aguda de alto nivel a campos magnéticos muy por encima de 100  µT (1  G ) (1.000 mG). En un entorno residencial, hay "pruebas limitadas de carcinogenicidad en seres humanos y pruebas menos que suficientes de carcinogenicidad en animales de experimentación", en particular, leucemia infantil, asociada con una exposición media a un campo magnético residencial de frecuencia industrial superior a 0,3 µT (3 mG) a 0,4 µT (4 mG). Estos niveles superan los campos magnéticos de frecuencia industrial residencial promedio en los hogares, que son aproximadamente 0,07 µT (0,7 mG) en Europa y 0,11 µT (1,1 mG) en América del Norte.

La intensidad del campo geomagnético natural de la Tierra varía sobre la superficie del planeta entre 0,035 mT y 0,07 mT (35 µT - 70 µT o 350 mG - 700 mG), mientras que el estándar internacional para el límite de exposición continua se establece en 40 mT (400.000 mG o 400 G) para el público en general.

Los métodos de control de herbicidas y reguladores del crecimiento de árboles pueden usarse en líneas de transmisión que pueden tener efectos sobre la salud.

Política por país

Estados Unidos

La Comisión Federal de Regulación de Energía (FERC) es la principal agencia reguladora de la transmisión de energía eléctrica y las ventas de electricidad al por mayor dentro de los Estados Unidos. Fue establecido originalmente por el Congreso en 1920 como la Comisión Federal de Energía y desde entonces ha sufrido múltiples modificaciones de nombre y responsabilidad. Lo que no está regulado por la FERC, principalmente la distribución de energía eléctrica y la venta minorista de energía, está bajo la jurisdicción de la autoridad estatal.

Dos de las políticas energéticas estadounidenses más notables que afectan la transmisión de electricidad son la Orden No. 888 y la Ley de Política Energética de 2005.

La Orden Nº 888, adoptada por la FERC el 24 de abril de 1996, fue "diseñada para eliminar los impedimentos a la competencia en el mercado mayorista de energía a granel y para llevar energía más eficiente y de menor costo a los consumidores de electricidad de la nación. La piedra angular legal y política de estas reglas es para remediar la discriminación indebida en el acceso a los cables de transmisión de propiedad del monopolio que controlan si y a quién se puede transportar la electricidad en el comercio interestatal ". La Orden No. 888 requería que todos los servicios públicos que poseen, controlan u operan instalaciones utilizadas para transmitir energía eléctrica en el comercio interestatal, tengan tarifas de transmisión de acceso abierto no discriminatorias. Estas tarifas permiten que cualquier generador de electricidad utilice las líneas eléctricas ya existentes para la transmisión de la energía que generan. La Orden No. 888 también permite que los servicios públicos recuperen los costos asociados con el suministro de sus líneas eléctricas como un servicio de acceso abierto.

La Ley de Política Energética de 2005 (EPAct), promulgada por el Congreso el 8 de agosto de 2005, amplió aún más la autoridad federal para regular la transmisión de energía. La EPAct otorgó a la FERC importantes responsabilidades nuevas que incluyen, entre otras, la aplicación de los estándares de confiabilidad de la transmisión eléctrica y el establecimiento de incentivos tarifarios para fomentar la inversión en transmisión eléctrica.

Históricamente, los gobiernos locales han ejercido autoridad sobre la red y tienen importantes desincentivos para fomentar acciones que beneficiarían a otros estados además del suyo. Las localidades con electricidad barata tienen un desincentivo para fomentar que el comercio interestatal en el comercio de electricidad sea más fácil, ya que otras regiones podrán competir por la energía local y aumentar las tarifas. Por ejemplo, algunos reguladores de Maine no desean abordar los problemas de congestión porque la congestión sirve para mantener bajas las tarifas de Maine. Además, los distritos electorales locales vocales pueden bloquear o ralentizar los permisos señalando el impacto visual, el medio ambiente y los problemas de salud percibidos. En los EE. UU., La generación está creciendo cuatro veces más rápido que la transmisión, pero las grandes actualizaciones de transmisión requieren la coordinación de múltiples estados, una multitud de permisos entrelazados y la cooperación entre una parte significativa de las 500 empresas propietarias de la red. Desde una perspectiva política, el control de la red está balcanizado, e incluso el exsecretario de energía Bill Richardson se refiere a ella como una red del tercer mundo. Se han realizado esfuerzos en la UE y EE.UU. para afrontar el problema. El interés de la seguridad nacional de Estados Unidos en aumentar significativamente la capacidad de transmisión impulsó la aprobación de la ley de energía de 2005 que otorga al Departamento de Energía la autoridad para aprobar la transmisión si los estados se niegan a actuar. Sin embargo, poco después de que el Departamento de Energía usara su poder para designar dos Corredores de Transmisión Eléctrica de Interés Nacional, 14 senadores firmaron una carta indicando que el DOE estaba siendo demasiado agresivo.

Transmisión especial

Rejillas para ferrocarriles

Artículo principal: Red eléctrica de tracción

En algunos países donde las locomotoras eléctricas o las unidades eléctricas múltiples funcionan con energía de CA de baja frecuencia, existen redes de energía de tracción monofásicas separadas operadas por los ferrocarriles. Los principales ejemplos son los países de Europa (incluyendo Austria, Alemania y Suiza ) que utilizan la tecnología más antigua de CA basado en 16  ²/ 3  Hz (Noruega y Suecia también utilizan esta frecuencia, pero el uso de conversión de la red pública de 50 Hz; Suecia tiene un 16  ²/  Rejilla de tracción de 3 Hz pero solo para parte del sistema).

Cables superconductores

Los superconductores de alta temperatura (HTS) prometen revolucionar la distribución de energía al proporcionar una transmisión de energía eléctrica sin pérdidas. El desarrollo de superconductores con temperaturas de transición superiores al punto de ebullición del nitrógeno líquido ha hecho que el concepto de líneas eléctricas superconductoras sea comercialmente viable, al menos para aplicaciones de alta carga. Se ha estimado que el desperdicio se reduciría a la mitad con este método, ya que el equipo de refrigeración necesario consumiría aproximadamente la mitad de la energía ahorrada por la eliminación de la mayoría de las pérdidas resistivas. Algunas empresas como Consolidated Edison y American Superconductor ya han comenzado la producción comercial de dichos sistemas. En un sistema futuro hipotético llamado SuperGrid, el costo de enfriamiento se eliminaría acoplando la línea de transmisión con una tubería de hidrógeno líquido.

Los cables superconductores son particularmente adecuados para áreas de alta densidad de carga, como el distrito comercial de las grandes ciudades, donde la compra de una servidumbre para cables sería muy costosa.

Líneas de transmisión HTS

Localización	Longitud (km)	Voltaje (kV)	Capacidad (GW)	Fecha
Carrollton, Georgia				2000
Albany, Nueva York	0,35	34,5	0,048	2006
Holbrook, Long Island	0,6	138	0.574	2008
Tres Amigas			5	Propuesto 2013
Manhattan: Proyecto Hydra				Propuesto 2014
Essen, alemania	1	10	0,04	2014

Retorno de tierra de un solo cable

Artículo principal: retorno a tierra de un solo cable

El retorno a tierra de un solo cable (SWER) o el retorno a tierra de un solo cable es una línea de transmisión de un solo cable para suministrar energía eléctrica monofásica para una red eléctrica a áreas remotas a bajo costo. Se utiliza principalmente para la electrificación rural, pero también se utiliza para cargas aisladas más grandes, como bombas de agua. El retorno a tierra de un solo cable también se utiliza para HVDC sobre cables de alimentación submarinos.

Transmisión de energía inalámbrica

Artículo principal: transferencia de energía inalámbrica

Tanto Nikola Tesla como Hidetsugu Yagi intentaron diseñar sistemas para la transmisión de energía inalámbrica a gran escala a fines del siglo XIX y principios del XX, sin éxito comercial.

En noviembre de 2009, LaserMotive ganó el Desafío de transmisión de energía de la NASA 2009 al alimentar un trepador de cable 1 km verticalmente utilizando un transmisor láser terrestre. El sistema produjo hasta 1 kW de potencia en el extremo del receptor. En agosto de 2010, la NASA contrató a empresas privadas para desarrollar el diseño de sistemas de transmisión de energía láser para alimentar satélites de órbita terrestre baja y para lanzar cohetes utilizando rayos de energía láser.

Se ha estudiado la transmisión de energía inalámbrica para la transmisión de energía desde satélites de energía solar a la tierra. Una serie de transmisores de microondas o láser de alta potencia emitiría energía a una rectenna. Los principales desafíos económicos y de ingeniería que enfrentan cualquier proyecto de satélite de energía solar.

Seguridad de los sistemas de control

El gobierno federal de los Estados Unidos admite que la red eléctrica es susceptible a la guerra cibernética. El Departamento de Seguridad Nacional de los Estados Unidos trabaja con la industria para identificar vulnerabilidades y ayudar a la industria a mejorar la seguridad de las redes del sistema de control, el gobierno federal también está trabajando para garantizar que la seguridad se incorpore a medida que EE. UU. Desarrolla la próxima generación de 'redes inteligentes' redes.

En junio de 2019, Rusia admitió que es "posible" que su red eléctrica esté bajo un ciberataque por parte de Estados Unidos. The New York Times informó que los piratas informáticos estadounidenses del Cyber ​​Command de Estados Unidos plantaron malware potencialmente capaz de interrumpir la red eléctrica rusa.

Registros

• Sistema de mayor capacidad: 12 GW Zhundong – Wannan （准 东 - 皖南） ± 1100 kV HVDC.
• Voltaje de transmisión más alto (CA):
  • planeado: 1,20 MV (ultra alto voltaje) en la línea Wardha-Aurangabad ( India ) - en construcción. Inicialmente operará a 400 kV.
  • en todo el mundo: 1,15 MV (ultra alto voltaje) en la línea Ekibastuz-Kokshetau ( Kazajstán )
• La transmisión de doble circuito más grande, Kita-Iwaki Powerline ( Japón ).
• Torres más altas : cruce del río Yangtze ( China ) (altura: 345 mo 1,132 pies)
• Línea eléctrica más larga: Inga-Shaba ( República Democrática del Congo ) (longitud: 1.700 kilómetros o 1.056 millas)
• El tramo más largo de la línea eléctrica: 5.376 m (17.638 pies) en Ameralik Span ( Groenlandia, Dinamarca )
• Cables submarinos más largos:
  • North Sea Link, ( Noruega / Reino Unido ) - (longitud del cable submarino: 720 kilómetros o 447 millas)
  • NorNed, Mar del Norte ( Noruega / Países Bajos ) - (longitud del cable submarino: 580 kilómetros o 360 millas)
  • Basslink, Bass Strait, ( Australia ) - (longitud del cable submarino: 290 kilómetros o 180 millas, longitud total: 370,1 kilómetros o 230 millas)
  • Cable Báltico, Mar Báltico ( Alemania / Suecia ) - (longitud del cable submarino: 238 kilómetros o 148 millas, longitud HVDC : 250 kilómetros o 155 millas, longitud total: 262 kilómetros o 163 millas)
• Cables subterráneos más largos:
  • Murraylink, Riverland / Sunraysia (Australia) - (longitud del cable subterráneo: 170 kilómetros o 106 millas)

Ver también

• Portal de energía

• Demanda dinámica (energía eléctrica)
• Respuesta de la demanda
• Lista de proyectos de almacenamiento de energía
• Red de potencia de tracción
• Retroalimentación
• Luces de señalización de conductores
• Línea de transmisión de doble circuito
• Programa de transitorios electromagnéticos (EMTP)
• Sistema de transmisión de CA flexible (FACTS)
• Corriente inducida geomagnéticamente (GIC)
• Sistema eléctrico conectado a la red
• Lista de cables subterráneos y submarinos de alta tensión
• Cargar perfil
• National Grid (desambiguación)
• Comunicaciones por línea eléctrica (PLC)
• Simulación de sistemas de energía
• Transmisión de potencia por radiofrecuencia
• Wheeling (transmisión de energía eléctrica)

Referencias

Otras lecturas

• Grigsby, LL y col. El manual de ingeniería de energía eléctrica. Estados Unidos: CRC Press. (2001). ISBN   0-8493-8578-4
• Hughes, Thomas P., Networks of Power: Electrification in Western Society 1880-1930, The Johns Hopkins University Press, Baltimore 1983 ISBN   0-8018-2873-2, una excelente descripción general del desarrollo durante los primeros 50 años de la energía eléctrica comercial
• Reilly, Helen (2008). Conectando el país - Red nacional de Nueva Zelanda 1886-2007. Wellington: Steele Roberts. pp. 376 páginas. ISBN   978-1-877448-40-9.
• Pansini, Anthony J, EE, PE subterráneos de líneas eléctricas. Estados Unidos Hayden Book Co, 1978. ISBN   0-8104-0827-9
• Westinghouse Electric Corporation, " Patentes de transmisión de energía eléctrica; sistema polifásico Tesla ". (Transmisión de potencia; sistema polifásico; patentes de Tesla )
• La física de las cosas cotidianas: líneas de transmisión

Wikimedia Commons tiene medios relacionados con la transmisión de energía eléctrica.

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