La frecuencia de la red pública , frecuencia de la línea (eléctrica) ( inglés americano ) o frecuencia de la red ( inglés británico ) es la frecuencia nominal de las oscilaciones de la corriente alterna (CA) en una red síncrona de área amplia transmitida desde una central eléctrica al usuario final . En gran parte del mundo es de 50 Hz , aunque en América y partes de Asia suele ser de 60 Hz. El uso actual por país o región se proporciona en la lista de redes eléctricas por país .
Durante el desarrollo de los sistemas de energía eléctrica comerciales a finales del siglo XIX y principios del XX, se utilizaron muchas frecuencias (y voltajes) diferentes. Las grandes inversiones en equipos en una frecuencia hicieron que la estandarización fuera un proceso lento. Sin embargo, a principios del siglo XXI, los lugares que ahora usan la frecuencia de 50 Hz tienden a usar 220-240 V , y los que ahora usan 60 Hz tienden a usar 100-127 V. Ambas frecuencias coexisten hoy (Japón usa ambas). ) sin grandes razones técnicas para preferir uno sobre el otro [1] y sin ningún deseo aparente de una estandarización mundial completa.
En la práctica, la frecuencia exacta de la red varía alrededor de la frecuencia nominal, reduciéndose cuando la red está muy cargada y acelerándose cuando la carga es ligera. Sin embargo, la mayoría de las empresas de servicios públicos ajustarán la generación a la red a lo largo del día para garantizar que se produzca un número constante de ciclos. [2] Algunos relojes lo utilizan para mantener la hora con precisión.
Varios factores influyen en la elección de la frecuencia en un sistema de CA. [3] La iluminación, los motores, los transformadores, los generadores y las líneas de transmisión tienen características que dependen de la frecuencia de la energía. Todos estos factores interactúan y hacen que la selección de la frecuencia eléctrica sea una cuestión de considerable importancia. La mejor frecuencia es un compromiso entre requisitos competitivos.
A finales del siglo XIX, los diseñadores elegían una frecuencia relativamente alta para sistemas con transformadores y luces de arco , para economizar materiales de transformadores y reducir el parpadeo visible de las lámparas, pero elegían una frecuencia más baja para sistemas con líneas de transmisión largas o alimentar principalmente cargas de motores o convertidores rotativos para producir corriente continua . Cuando las grandes centrales generadoras se volvieron prácticas, la elección de la frecuencia se hizo en función de la naturaleza de la carga prevista. Con el tiempo, las mejoras en el diseño de la máquina permitieron utilizar una única frecuencia tanto para la iluminación como para las cargas del motor. Un sistema unificado mejoró la economía de la producción de electricidad, ya que la carga del sistema era más uniforme durante el transcurso del día.
Las primeras aplicaciones de la energía eléctrica comercial fueron la iluminación incandescente y los motores eléctricos de tipo conmutador . Ambos dispositivos funcionan bien con CC, pero el voltaje de CC no se puede cambiar fácilmente y, por lo general, solo se produce al voltaje de utilización requerido.
Si una lámpara incandescente funciona con corriente de baja frecuencia, el filamento se enfría en cada medio ciclo de corriente alterna, lo que provoca cambios perceptibles en el brillo y el parpadeo de las lámparas; el efecto es más pronunciado con las lámparas de arco y, más tarde, con las lámparas de vapor de mercurio y las lámparas fluorescentes . Las lámparas de arco abierto producían un zumbido audible con corriente alterna, lo que llevó a experimentos con alternadores de alta frecuencia para elevar el sonido por encima del rango del oído humano. [ cita necesaria ]
Los motores de tipo conmutador no funcionan bien con CA de alta frecuencia, porque los cambios rápidos de corriente se oponen a la inductancia del campo del motor. Aunque los motores universales de tipo conmutador son comunes en electrodomésticos y herramientas eléctricas de CA, son motores pequeños, de menos de 1 kW. Se descubrió que el motor de inducción funcionaba bien en frecuencias de alrededor de 50 a 60 Hz, pero con los materiales disponibles en la década de 1890 no funcionaba bien a una frecuencia de, digamos, 133 Hz. Existe una relación fija entre el número de polos magnéticos en el campo del motor de inducción, la frecuencia de la corriente alterna y la velocidad de rotación; por tanto, una velocidad estándar determinada limita la elección de la frecuencia (y viceversa). Una vez que los motores eléctricos de CA se volvieron comunes, fue importante estandarizar la frecuencia para que fuera compatible con el equipo del cliente.
Los generadores operados por motores alternativos de baja velocidad producirán frecuencias más bajas, para un número determinado de polos, que los operados por, por ejemplo, una turbina de vapor de alta velocidad . Para velocidades muy lentas del motor primario, sería costoso construir un generador con suficientes polos para proporcionar una alta frecuencia de CA. Además, se descubrió que sincronizar dos generadores a la misma velocidad era más fácil a velocidades más bajas. Si bien las transmisiones por correa eran comunes como una forma de aumentar la velocidad de los motores lentos, en potencias muy grandes (miles de kilovatios) eran costosas, ineficientes y poco confiables. Aproximadamente después de 1906, los generadores impulsados directamente por turbinas de vapor favorecieron las frecuencias más altas. La velocidad de rotación más constante de las máquinas de alta velocidad permitió un funcionamiento satisfactorio de los conmutadores en los convertidores rotativos. [3] La velocidad síncrona N en RPM se calcula usando la fórmula,
donde f es la frecuencia en hercios y P es el número de polos.
La energía de corriente continua no fue completamente desplazada por la corriente alterna y fue útil en procesos ferroviarios y electroquímicos. Antes del desarrollo de los rectificadores de válvula de arco de mercurio , se utilizaban convertidores rotativos para producir energía CC a partir de CA. Al igual que otras máquinas de tipo conmutador, éstas funcionaban mejor con frecuencias más bajas.
Con CA, los transformadores se pueden usar para reducir los altos voltajes de transmisión y reducir el voltaje de utilización del cliente. El transformador es efectivamente un dispositivo de conversión de voltaje sin partes móviles y que requiere poco mantenimiento. El uso de CA eliminó la necesidad de motores-generadores giratorios de conversión de voltaje de CC que requieren mantenimiento y monitoreo regulares.
Dado que, para un nivel de potencia dado, las dimensiones de un transformador son aproximadamente inversamente proporcionales a la frecuencia, un sistema con muchos transformadores sería más económico a una frecuencia más alta.
La transmisión de energía eléctrica a través de líneas largas favorece las frecuencias más bajas. Los efectos de la capacitancia e inductancia distribuidas de la línea son menores a baja frecuencia.
Los generadores sólo pueden interconectarse para funcionar en paralelo si tienen la misma frecuencia y forma de onda. Al estandarizar la frecuencia utilizada, los generadores de un área geográfica pueden interconectarse en una red , brindando confiabilidad y ahorro de costos.
En el siglo XIX se utilizaron muchas frecuencias eléctricas diferentes. [4]
Los primeros esquemas de generación de CA aislada utilizaban frecuencias arbitrarias basadas en la conveniencia para el diseño de máquinas de vapor , turbinas de agua y generadores eléctricos . Frecuencias entre 16+2 ⁄ 3 Hz y 133+ Se utilizaron 1 ⁄ 3 Hz en diferentes sistemas. Por ejemplo, la ciudad de Coventry, Inglaterra, en 1895 tenía un sistema de distribución monofásico único de 87 Hz que estuvo en uso hasta 1906. [5] La proliferación de frecuencias surgió del rápido desarrollo de las máquinas eléctricas en el período de 1880 a 1906. 1900.
En el período temprano de la iluminación incandescente, la CA monofásica era común y los generadores típicos eran máquinas de 8 polos que funcionaban a 2000 RPM, dando una frecuencia de 133 hercios.
Aunque existen muchas teorías y bastantes leyendas urbanas entretenidas , hay poca certeza en los detalles de la historia de 60 Hz frente a 50 Hz.
La empresa alemana AEG (descendiente de una empresa fundada por Edison en Alemania) construyó la primera instalación generadora alemana que funciona a 50 Hz. En ese momento, AEG tenía prácticamente un monopolio y su estándar se extendió al resto de Europa. Después de observar el parpadeo de las lámparas operadas por la energía de 40 Hz transmitida por el enlace Lauffen-Frankfurt en 1891, AEG elevó su frecuencia estándar a 50 Hz en 1891. [6]
Westinghouse Electric decidió estandarizar una frecuencia más alta para permitir el funcionamiento de la iluminación eléctrica y de los motores de inducción en el mismo sistema de generación. Aunque 50 Hz era adecuado para ambos, en 1890 Westinghouse consideró que los equipos de iluminación de arco existentes funcionaban ligeramente mejor con 60 Hz, por lo que se eligió esa frecuencia. [6] El funcionamiento del motor de inducción de Tesla, autorizado por Westinghouse en 1888, requería una frecuencia inferior a los 133 Hz habituales en los sistemas de iluminación de aquella época. [ verificación necesaria ] En 1893, General Electric Corporation, que estaba afiliada a AEG en Alemania, construyó un proyecto de generación en Mill Creek para llevar electricidad a Redlands, California , usando 50 Hz, pero cambió a 60 Hz un año después para mantener la participación de mercado con el Estándar Westinghouse.
Los primeros generadores del proyecto de las Cataratas del Niágara , construidos por Westinghouse en 1895, eran de 25 Hz, porque la velocidad de la turbina ya se había ajustado antes de que se eligiera definitivamente la transmisión de energía por corriente alterna . Westinghouse habría seleccionado una baja frecuencia de 30 Hz para impulsar las cargas del motor, pero las turbinas para el proyecto ya se habían especificado a 250 RPM. Las máquinas podrían haberse fabricado para entregar 16+2 ⁄ 3 Hz de potencia adecuada para motores pesados de tipo conmutador, pero la compañía Westinghouse objetó que esto no sería deseable para la iluminación y sugirió 33+1⁄3 Hz . Finalmente se optó por un compromiso de 25 Hz, con generadores de 12 polos y 250 RPM. [3] Debido a que el proyecto Niágara fue tan influyente en el diseño de sistemas de energía eléctrica, 25 Hz prevalecieron como el estándar norteamericano para CA de baja frecuencia.
Un estudio de General Electric concluyó que 40 Hz habría sido un buen compromiso entre las necesidades de iluminación, motor y transmisión, dados los materiales y equipos disponibles en el primer cuarto del siglo XX. Se construyeron varios sistemas de 40 Hz. La demostración de Lauffen-Frankfurt utilizó 40 Hz para transmitir energía a 175 km en 1891. En el noreste de Inglaterra existió una gran red interconectada de 40 Hz (la Newcastle-upon-Tyne Electric Supply Company , NESCO) hasta la llegada de la National Grid (Reino Unido). ) a finales de la década de 1920, y los proyectos en Italia utilizaban 42 Hz. [7] La central hidroeléctrica comercial en funcionamiento continuo más antigua de los Estados Unidos, la Planta Hidroeléctrica de Mechanicville , todavía produce energía eléctrica a 40 Hz y suministra energía al sistema de transmisión local de 60 Hz a través de cambiadores de frecuencia . Las plantas industriales y las minas en América del Norte y Australia a veces se construyeron con sistemas eléctricos de 40 Hz que se mantuvieron hasta que fue demasiado antieconómico para continuar. Aunque las frecuencias cercanas a 40 Hz encontraron mucho uso comercial, estas fueron ignoradas por frecuencias estandarizadas de 25, 50 y 60 Hz, preferidas por los fabricantes de equipos de mayor volumen.
La empresa Ganz de Hungría había estandarizado 5000 alternancias por minuto (41 2 ⁄ 3 Hz) para sus productos, por lo que los clientes de Ganz tenían sistemas de 41 2 ⁄ 3 Hz que en algunos casos funcionaron durante muchos años. [8]
En los primeros días de la electrificación, se utilizaron tantas frecuencias que no prevalecía ningún valor (Londres en 1918 tenía diez frecuencias diferentes). A medida que avanzaba el siglo XX, se produjo más energía a 60 Hz (América del Norte) o 50 Hz (Europa y la mayor parte de Asia). La estandarización permitió el comercio internacional de equipos eléctricos. Mucho más tarde, el uso de frecuencias estándar permitió la interconexión de redes eléctricas. No fue hasta después de la Segunda Guerra Mundial –con la llegada de bienes de consumo eléctricos asequibles– que se promulgaron normas más uniformes.
En el Reino Unido, ya en 1904 se declaró una frecuencia estándar de 50 Hz, pero continuó un desarrollo significativo en otras frecuencias. [9] La implementación de la Red Nacional a partir de 1926 obligó a la estandarización de frecuencias entre los numerosos proveedores de servicios eléctricos interconectados. El estándar de 50 Hz no se estableció por completo hasta después de la Segunda Guerra Mundial .
Alrededor de 1900, los fabricantes europeos habían estandarizado en su mayoría 50 Hz para nuevas instalaciones. La Verband der Elektrotechnik alemana (VDE), en la primera norma para máquinas y transformadores eléctricos de 1902, recomendó 25 Hz y 50 Hz como frecuencias estándar. VDE no vio mucha aplicación de 25 Hz y lo eliminó de la edición de 1914 del estándar. Las instalaciones remanentes en otras frecuencias persistieron hasta mucho después de la Segunda Guerra Mundial. [8]
Debido al costo de la conversión, algunas partes del sistema de distribución pueden continuar operando en las frecuencias originales incluso después de que se elija una nueva frecuencia. La energía de 25 Hz se utilizó en Ontario , Quebec , el norte de Estados Unidos y para la electrificación de ferrocarriles . En los años 50 se reconvirtieron y estandarizaron muchos sistemas de 25 Hz, desde los generadores hasta los electrodomésticos. Hasta 2009, todavía existían algunos generadores de 25 Hz en Sir Adam Beck 1 (se adaptaron a 60 Hz) y en las estaciones generadoras de Rankine (hasta su cierre en 2009) cerca de las Cataratas del Niágara para proporcionar energía a grandes clientes industriales que no querían reemplazar el equipo existente; y en Nueva Orleans existen algunos motores de 25 Hz y una central eléctrica de 25 Hz para bombas de agua contra inundaciones. [10] Las redes ferroviarias de 15 kV CA , utilizadas en Alemania , Austria , Suiza , Suecia y Noruega , todavía funcionan a 16 kV .+2 ⁄ 3 Hz o 16,7 Hz.
En algunos casos, cuando la mayor parte de la carga iba a ser ferroviaria o de motor, se consideraba económico generar energía a 25 Hz e instalar convertidores rotativos para distribución a 60 Hz. [11] Los convertidores para la producción de CC a partir de corriente alterna estaban disponibles en tamaños más grandes y eran más eficientes a 25 Hz en comparación con 60 Hz. Los fragmentos remanentes de sistemas más antiguos pueden vincularse al sistema de frecuencia estándar mediante un convertidor rotativo o un cambiador de frecuencia inversor estático . Estos permiten intercambiar energía entre dos redes eléctricas a diferentes frecuencias, pero los sistemas son grandes, costosos y desperdician algo de energía en funcionamiento.
Los cambiadores de frecuencia de máquinas rotativas utilizados para convertir sistemas entre 25 Hz y 60 Hz eran difíciles de diseñar; una máquina de 60 Hz con 24 polos giraría a la misma velocidad que una máquina de 25 Hz con 10 polos, lo que haría que las máquinas fueran grandes, lentas y costosas. Una relación de 60/30 habría simplificado estos diseños, pero la base instalada a 25 Hz era demasiado grande para oponerse económicamente.
En los Estados Unidos, Southern California Edison había estandarizado los 50 Hz. [12] Gran parte del sur de California operó a 50 Hz y no cambió completamente la frecuencia de sus generadores y equipos de clientes a 60 Hz hasta alrededor de 1948. Algunos proyectos de Au Sable Electric Company utilizaron 30 Hz con voltajes de transmisión de hasta 110.000 voltios en 1914. [13 ]
Inicialmente en Brasil, la maquinaria eléctrica se importaba de Europa y Estados Unidos, lo que implicaba que el país tenía estándares de 50 Hz y 60 Hz según cada región. En 1938, el gobierno federal promulgó una ley, el Decreto-Lei 852 , que pretendía llevar a todo el país a 50 Hz en un plazo de ocho años. La ley no funcionó y, a principios de la década de 1960, se decidió que Brasil se unificaría bajo el estándar de 60 Hz, porque la mayoría de las áreas desarrolladas e industrializadas utilizaban 60 Hz; y en 1964 se declaró una nueva ley Lei 4.454. Brasil pasó por un programa de conversión de frecuencia a 60 Hz que no se completó hasta 1978. [14]
En México, las áreas que operaban con una red de 50 Hz se convirtieron durante la década de 1970, unificando al país bajo 60 Hz. [15]
En Japón, la parte occidental del país (Nagoya y oeste) utiliza 60 Hz y la parte oriental (Tokio y este) utiliza 50 Hz. Esto tiene su origen en las primeras compras de generadores a AEG en 1895, instalado para Tokio, y a General Electric en 1896, instalado en Osaka. El límite entre las dos regiones contiene cuatro subestaciones HVDC consecutivas que convierten la frecuencia; estos son Shin Shinano , la presa Sakuma , Minami-Fukumitsu y el convertidor de frecuencia Higashi-Shimizu .
Frecuencias de servicios públicos en América del Norte en 1897 [16]
Frecuencias de servicios públicos en Europa hasta 1900 [8]
Incluso a mediados del siglo XX, las frecuencias de los servicios públicos todavía no estaban completamente estandarizadas en los ahora comunes 50 Hz o 60 Hz. En 1946, un manual de referencia para diseñadores de equipos de radio [17] enumeraba las siguientes frecuencias ahora obsoletas como en uso. Muchas de estas regiones también tenían suministros de 50 ciclos, 60 ciclos o corriente continua.
Frecuencias en uso en 1946 (así como 50 Hz y 60 Hz)
Cuando las regiones están marcadas (*), esta es la única frecuencia de servicios públicos que se muestra para esa región.
Todavía se utilizan otras frecuencias eléctricas. Alemania, Austria, Suiza, Suecia y Noruega utilizan redes eléctricas de tracción para ferrocarriles, distribuyendo CA monofásica a 16+2 ⁄ 3 Hz o 16,7 Hz. [18] Se utiliza una frecuencia de 25 Hz para el ferrocarril austriaco Mariazell , así como para los sistemas de energía de tracción de Amtrak y SEPTA en los Estados Unidos. Otros sistemas ferroviarios de CA se energizan a la frecuencia eléctrica comercial local, 50 Hz o 60 Hz.
La energía de tracción puede derivarse de fuentes de alimentación comerciales mediante convertidores de frecuencia o, en algunos casos, puede producirse mediante centrales eléctricas de tracción dedicadas . En el siglo XIX se contemplaban frecuencias tan bajas como 8 Hz para el funcionamiento de ferrocarriles eléctricos con motores de conmutación. [3] Algunas tomas de corriente de los trenes llevan el voltaje correcto, pero utilizan la frecuencia original de la red del tren, como 16+2 ⁄ 3 Hz o 16,7 Hz.
Se utilizan frecuencias de energía de hasta 400 Hz en aviones, naves espaciales, submarinos, salas de servidores para energía informática , [19] equipos militares y máquinas herramienta portátiles. Estas altas frecuencias no pueden transmitirse económicamente a largas distancias; el aumento de frecuencia aumenta en gran medida la impedancia en serie debido a la inductancia de las líneas de transmisión, lo que dificulta la transmisión de energía. En consecuencia, los sistemas de energía de 400 Hz generalmente están confinados a un edificio o vehículo.
Los transformadores , por ejemplo, pueden hacerse más pequeños porque el núcleo magnético puede ser mucho más pequeño para el mismo nivel de potencia. Los motores de inducción giran a una velocidad proporcional a la frecuencia, por lo que una fuente de alimentación de alta frecuencia permite obtener más potencia para el mismo volumen y masa del motor. Los transformadores y motores de 400 Hz son mucho más pequeños y ligeros que los de 50 o 60 Hz, lo que supone una ventaja en aviones y barcos. Existe un estándar militar de los Estados Unidos MIL-STD-704 para el uso de aviones con potencia de 400 Hz.
La regulación de la frecuencia del sistema de energía para la precisión del cronometraje no fue común hasta después de 1916 con la invención por parte de Henry Warren del reloj maestro de la central eléctrica Warren y el motor síncrono de arranque automático. Nikola Tesla demostró el concepto de relojes sincronizados por frecuencia de línea en la feria mundial de Chicago de 1893 . El órgano Hammond también depende de un motor de reloj de CA síncrono para mantener la velocidad correcta de su generador interno de "rueda fónica", manteniendo así todas las notas con un tono perfecto.
Hoy en día, los operadores de redes de energía CA regulan la frecuencia promedio diaria para que los relojes se mantengan dentro de unos segundos de la hora correcta. En la práctica, la frecuencia nominal aumenta o disminuye en un porcentaje específico para mantener la sincronización. A lo largo del día, la frecuencia media se mantiene en un valor nominal de unos pocos cientos de partes por millón. [20] En la red síncrona de Europa continental , la desviación entre el tiempo de fase de la red y UTC (basado en el tiempo atómico internacional ) se calcula a las 08:00 cada día en un centro de control en Suiza . Luego, la frecuencia objetivo se ajusta hasta ±0,01 Hz (±0,02%) desde 50 Hz según sea necesario, para garantizar un promedio de frecuencia a largo plazo de exactamente 50 Hz × 60 s / min × 60 min/ h × 24 h/ d =4 320 000 ciclos por día. [21] En América del Norte , siempre que el error excede los 10 segundos para la Interconexión del Este , los 3 segundos para la Interconexión de Texas o los 2 segundos para la Interconexión del Oeste , se aplica una corrección de ±0,02 Hz (0,033%). Las correcciones de errores de tiempo comienzan y finalizan a la hora o a la media hora. [22] [23]
Los medidores de frecuencia en tiempo real para la generación de energía en el Reino Unido están disponibles en línea: uno oficial para National Grid y otro no oficial mantenido por Dynamic Demand. [24] [25] Los datos de frecuencia en tiempo real de la red síncrona de Europa continental están disponibles en sitios web como www.mainsfrequency.com . La Red de Monitoreo de Frecuencia (FNET) de la Universidad de Tennessee mide la frecuencia de las interconexiones dentro de la red eléctrica de América del Norte, así como en varias otras partes del mundo. Estas medidas se muestran en el sitio web de FNET. [26]
En los Estados Unidos, la Comisión Federal Reguladora de Energía hizo obligatoria la corrección de errores de tiempo en 2009. [27] En 2011, la Corporación de Confiabilidad Eléctrica de América del Norte (NERC) discutió un experimento propuesto que relajaría los requisitos de regulación de frecuencia [28] para las redes eléctricas que reduciría la precisión a largo plazo de los relojes y otros dispositivos que utilizan la frecuencia de la red de 60 Hz como base de tiempo. [29]
La razón principal para un control de frecuencia preciso es permitir el control del flujo de energía de corriente alterna desde múltiples generadores a través de la red. La tendencia en la frecuencia del sistema es una medida del desajuste entre demanda y generación, y es un parámetro necesario para el control de carga en sistemas interconectados.
La frecuencia del sistema variará a medida que cambien la carga y la generación. Aumentar la potencia de entrada mecánica a cualquier generador síncrono individual no afectará en gran medida la frecuencia general del sistema, pero producirá más energía eléctrica a partir de esa unidad. Durante una sobrecarga severa causada por fallas de generadores o líneas de transmisión, la frecuencia del sistema eléctrico disminuirá debido a un desequilibrio entre carga y generación. La pérdida de una interconexión mientras se exporta energía hará que la frecuencia del sistema aumente aguas arriba de la pérdida, pero puede causar un colapso aguas abajo de la pérdida, ya que la generación ahora no sigue el ritmo del consumo. El control automático de generación (AGC) se utiliza para mantener la frecuencia programada e intercambiar flujos de energía. Los sistemas de control de las centrales eléctricas detectan cambios en la frecuencia de toda la red y ajustan la entrada de energía mecánica a los generadores a su frecuencia objetivo. Esta contrarrestación suele tardar unas pocas decenas de segundos debido a las grandes masas giratorias involucradas (aunque las grandes masas sirven para limitar la magnitud de las perturbaciones a corto plazo). Los cambios temporales de frecuencia son una consecuencia inevitable de los cambios en la demanda. Una frecuencia de red excepcional o que cambia rápidamente es a menudo una señal de que una red de distribución de electricidad está funcionando cerca de sus límites de capacidad, ejemplos dramáticos de los cuales a veces se pueden observar poco antes de cortes importantes. Las grandes centrales generadoras, incluidas las granjas solares , pueden reducir su producción promedio y utilizar el margen entre la carga operativa y la capacidad máxima para ayudar a regular la red; La respuesta de los inversores solares es más rápida que la de los generadores porque no tienen masa giratoria. [30] [31] A medida que los recursos variables como la solar y la eólica reemplazan la generación tradicional y la inercia que proporcionan, los algoritmos han tenido que volverse más sofisticados. [32] Los sistemas de almacenamiento de energía, como por ejemplo las baterías, desempeñan también cada vez más funciones reguladoras. [33]
Los relés de protección de frecuencia en la red del sistema eléctrico detectan la disminución de la frecuencia e inician automáticamente el deslastre de carga o el disparo de las líneas de interconexión para preservar el funcionamiento de al menos parte de la red. Pequeñas desviaciones de frecuencia (por ejemplo, 0,5 Hz en una red de 50 Hz o 60 Hz) darán como resultado un deslastre de carga automático u otras acciones de control para restaurar la frecuencia del sistema.
Los sistemas de energía más pequeños, que no están ampliamente interconectados con muchos generadores y cargas, no mantendrán la frecuencia con el mismo grado de precisión. Cuando la frecuencia del sistema no esté estrictamente regulada durante períodos de carga pesada, los operadores del sistema pueden permitir que la frecuencia del sistema aumente durante períodos de carga ligera para mantener una frecuencia promedio diaria de precisión aceptable. [34] [35] Los generadores portátiles, no conectados a un sistema de servicios públicos, no necesitan regular estrictamente su frecuencia porque las cargas típicas son insensibles a pequeñas desviaciones de frecuencia.
El control de frecuencia de carga (LFC) es un tipo de control integral que restaura la frecuencia del sistema y los flujos de energía a áreas adyacentes a sus valores antes de un cambio en la carga. La transferencia de energía entre diferentes áreas de un sistema se conoce como "potencia neta de línea de conexión ".
El algoritmo implica definir el término.error de control de área (ACE), que es la diferencia entre el error neto de potencia de la línea de conexión y el producto del error de frecuencia (la diferencia entre la frecuencia real y la objetivo) con una constante de polarización de frecuencia B:, ¿dónde está el cambio en la salida de energía conectada. [36] [37] [38] Cuando el error de control del área se reduce a cero, la frecuencia y la potencia de la línea de conexión están en sus valores "normales". [39] El coeficiente de polarización de frecuencia B tiene un valor negativo (normalmente expresado en MW/0,1 Hz , por lo que a veces hay un coeficiente 10x delante de B), de modo que cuando la frecuencia es inferior al objetivo (negativo ), la potencia del área la producción debería aumentar. [40]
El LFC con sesgo de línea de unión se conocía desde la década de 1930, pero rara vez se utilizó hasta después de la Segunda Guerra Mundial . Se hizo popular después de un artículo de 1956 de Nathan Cohn , "Algunos aspectos del control de polarización de línea de conexión en sistemas de energía interconectados". Cohn consideró un sistema simplificado con una línea de unión entre dos áreas idénticas. Un área exhibe un cambio radical en el poder ("falla"). [41] La respuesta del sistema a una falla, según Cohn, consta de tres etapas: [38]
Al comienzo de la segunda etapa, el cambio neto en la potencia de carga en el área de la falla , donde es el cambio en la potencia del generador debido al control del gobernador (R es el coeficiente de regulación del gobernador, se supone que el control es lineal), es la reducción de la carga. debido a una frecuencia más baja (D es el coeficiente de amortiguación que agrega los efectos del cambio de frecuencia: control de velocidad de caída , carga más baja debido a una frecuencia más baja, devanado amortiguador en el generador que se activa, se supone nuevamente que el cambio es lineal [41] ). Al mismo tiempo en la zona sin culpa (el signo diferente de se debe a que la salida de una zona es la entrada de otra). La sustitución de las expresiones for en el equilibrio del área de falla produce . [38]
Al final de la segunda etapa, la potencia del generador en el área sin falla aumenta debido a las acciones del gobernador y LFC respectivamente, con el área de falla sin cambios. Dado que el algoritmo LFC lleva el ACE a cero, al final de la segunda etapa . Como resultado, en el área sin culpa . De este modo . [38]
La tasa de cambio de frecuencia (también RoCoF ) es simplemente una derivada temporal de la frecuencia de la red pública ( ), generalmente medida en Hz por segundo, Hz/s. La importancia de este parámetro aumenta cuando los generadores síncronos tradicionales son reemplazados por los recursos basados en inversores (IBR) de energía renovable variable (ERV). El diseño de un generador síncrono proporciona inherentemente la respuesta inercial que limita el RoCoF. Dado que los IBR no están acoplados electromecánicamente a la red eléctrica, un sistema con alta penetración de VRE puede presentar valores de RoCoF elevados que pueden causar problemas con el funcionamiento del sistema debido a la tensión ejercida sobre los generadores síncronos restantes, el disparo de los dispositivos de protección y la carga. derramamiento . [42]
A partir de 2017, las regulaciones para algunas redes exigían que las centrales eléctricas toleraran un RoCoF de 1 a 4 Hz/s, siendo el límite superior un valor muy alto, un orden de magnitud superior al objetivo de diseño de un típico generador de turbina de gas más antiguo. [43] Probar equipos de alta potencia (múltiples MW ) para determinar la tolerancia RoCoF es difícil, ya que una configuración de prueba típica está desconectada de la red y, por lo tanto, la frecuencia no se puede variar arbitrariamente. En EE.UU., la interfaz de red controlable del Laboratorio Nacional de Energías Renovables es la única instalación que permite probar unidades de varios MW [44] (hasta 7 MVA ). [45] No es posible realizar pruebas con grandes unidades térmicas. [44]
Los aparatos alimentados por CA pueden emitir un zumbido característico, a menudo llamado " zumbido de red ", en los múltiplos de las frecuencias de alimentación de CA que utilizan (ver Magnetoestricción ). Por lo general, se produce cuando las laminaciones del núcleo del motor y del transformador vibran al mismo tiempo que el campo magnético. Este zumbido también puede aparecer en sistemas de audio, donde el filtro de alimentación o el blindaje de señal de un amplificador no es el adecuado.
La mayoría de los países eligieron que su tasa de sincronización vertical de televisión fuera la misma que la frecuencia de suministro de la red local. Esto ayudó a evitar que el zumbido de la línea eléctrica y la interferencia magnética causaran frecuencias de batido visibles en la imagen mostrada en los primeros receptores de televisión analógicos, especialmente desde el transformador de red. Aunque había cierta distorsión en la imagen, pasó desapercibida porque estaba estacionaria. La eliminación de transformadores mediante el uso de receptores CA/CC y otros cambios en el diseño del escenario ayudaron a minimizar el efecto y algunos países ahora utilizan una velocidad vertical que es una aproximación a la frecuencia de suministro (sobre todo en áreas de 60 Hz).
Otro uso de este efecto secundario es como herramienta forense. Cuando se realiza una grabación que captura audio cerca de un aparato o enchufe de CA, el zumbido también se graba de manera incidental. Los picos del zumbido se repiten en cada ciclo de CA (cada 20 ms para 50 Hz CA, o cada 16,67 ms para 60 Hz CA). La frecuencia exacta del zumbido debe coincidir con la frecuencia de una grabación forense del zumbido en la fecha y hora exactas en que supuestamente se realizó la grabación. Las discontinuidades en la coincidencia de frecuencias o la falta de coincidencia traicionarán la autenticidad de la grabación. [46]
