Una red síncrona de área amplia (también llamada " interconexión " en América del Norte ) es una red eléctrica trifásica que tiene una escala regional o mayor que opera a una frecuencia de servicio público sincronizada y está conectada eléctricamente durante las condiciones normales del sistema. También conocidas como zonas síncronas , la más poderosa es la Red Estatal del Norte de China con 1.700 gigavatios (GW) de capacidad de generación, mientras que la región más amplia atendida es la del sistema IPS/UPS que sirve a la mayoría de los países de la ex Unión Soviética. Las redes síncronas con amplia capacidad facilitan el comercio de electricidad en áreas amplias. En 2008, en la ENTSO-E, se vendieron más de 350.000 megavatios hora por día en la Bolsa Europea de Energía (EEX). [1]
Las interconexiones vecinas con la misma frecuencia y estándares pueden sincronizarse y conectarse directamente para formar una interconexión mayor, o pueden compartir energía sin sincronización a través de líneas de transmisión de energía de corriente continua de alto voltaje (CC ties), transformadores de estado sólido o transformadores de frecuencia variable (VFT), que permiten un flujo controlado de energía y al mismo tiempo aíslan funcionalmente las frecuencias de CA independientes de cada lado. Cada una de las interconexiones en América del Norte está sincronizada a una frecuencia nominal de 60 Hz, mientras que las de Europa funcionan a 50 Hz.
Los beneficios de las zonas sincrónicas incluyen la agrupación de la generación, lo que resulta en menores costos de generación; la agrupación de la carga, lo que resulta en importantes efectos de igualación; el aprovisionamiento común de reservas, lo que resulta en costos más baratos de energía de reserva primaria y secundaria; la apertura del mercado, lo que resulta en la posibilidad de contratos a largo plazo e intercambios de energía a corto plazo; y asistencia mutua en caso de perturbaciones. [2]
Una desventaja de una red síncrona de área amplia es que los problemas en una parte pueden tener repercusiones en toda la red.
Las redes síncronas de área amplia mejoran la confiabilidad y permiten la puesta en común de recursos. Además, pueden nivelar la carga, lo que reduce la capacidad de generación requerida, permite utilizar energía más respetuosa con el medio ambiente, permite esquemas de generación de energía más diversos y permite economías de escala. [3]
No es posible formar redes síncronas de área extensa si las dos redes que se van a conectar funcionan a frecuencias diferentes o tienen estándares significativamente diferentes. Por ejemplo, en Japón, por razones históricas, la parte norte del país funciona a 50 Hz, pero la parte sur utiliza 60 Hz. Esto hace imposible formar una única red síncrona, lo que fue problemático cuando se produjo la fusión de la central de Fukushima Daiichi .
Además, incluso cuando las redes tienen estándares compatibles, los modos de falla pueden ser problemáticos. Se pueden alcanzar limitaciones de fase y corriente, lo que puede causar cortes generalizados. Los problemas a veces se resuelven agregando enlaces HVDC dentro de la red para permitir un mayor control durante eventos fuera de lo normal.
Como se descubrió en la crisis eléctrica de California , puede haber fuertes incentivos entre algunos operadores del mercado para crear deliberadamente una congestión y una mala gestión de la capacidad de generación en una red de interconexión con el fin de inflar los precios. El aumento de la capacidad de transmisión y la expansión del mercado mediante la unión con redes sincrónicas vecinas dificultan esas manipulaciones.
En una red síncrona, todos los generadores se sincronizan eléctricamente de forma natural y funcionan a la misma frecuencia , y se mantienen casi en fase entre sí. En el caso de los generadores rotativos, un regulador local regula el par motor y ayuda a mantener una velocidad más o menos constante a medida que cambia la carga. El control de la velocidad de caída garantiza que varios generadores en paralelo compartan los cambios de carga en proporción a su potencia nominal. La generación y el consumo deben estar equilibrados en toda la red porque la energía se consume a medida que se produce. La energía se almacena en el corto plazo inmediato mediante la energía cinética rotacional de los generadores.
Las pequeñas desviaciones de la frecuencia nominal del sistema son muy importantes para regular los generadores individuales y evaluar el equilibrio de la red en su conjunto. Cuando la red está muy cargada, la frecuencia se reduce y los reguladores ajustan sus generadores para que se produzca más potencia ( control de velocidad de caída ). Cuando la red está ligeramente cargada, la frecuencia de la red es superior a la frecuencia nominal y los sistemas de control automático de generación de toda la red toman esto como una indicación de que los generadores deben reducir su producción.
Además, a menudo existe un control central, que puede cambiar los parámetros de los sistemas AGC en escalas de tiempo de un minuto o más para ajustar aún más los flujos de la red regional y la frecuencia operativa de la red.
Cuando es necesario interconectar redes vecinas que funcionan a frecuencias diferentes, se requiere un convertidor de frecuencia. Los interconectores HVDC , los transformadores de estado sólido o los transformadores de frecuencia variable pueden conectar dos redes que funcionan a frecuencias diferentes o que no mantienen el sincronismo.
La inercia en una red síncrona es energía almacenada que una red tiene disponible y que puede proporcionar energía adicional durante unos pocos segundos para mantener la frecuencia de la red. Históricamente, esto se proporcionaba únicamente mediante el momento angular de los generadores y daba tiempo a los circuitos de control para ajustar su salida a las variaciones en las cargas y a las fallas repentinas del generador o de la distribución.
Los inversores conectados a HVDC generalmente no tienen inercia, pero la energía eólica puede proporcionar inercia, y los sistemas solares y de baterías pueden proporcionar inercia sintética . [4] [5]
En situaciones de cortocircuito, es importante que la red sea capaz de proporcionar suficiente corriente para mantener el voltaje y la frecuencia razonablemente estables hasta que los disyuntores puedan resolver la falla. Muchos sistemas generadores tradicionales tenían cables que podían sobrecargarse durante períodos muy breves sin sufrir daños, pero los inversores no son tan capaces de suministrar varias veces su carga nominal. La relación de cortocircuito se puede calcular para cada punto de la red y, si se determina que es demasiado baja, se deben tomar medidas para aumentarla hasta que sea superior a 1, lo que se considera estable.
A los efectos de control del tiempo, a lo largo de un día se variará la frecuencia de funcionamiento para compensar las desviaciones y evitar que los relojes operados en línea ganen o pierdan tiempo significativo, garantizando que haya 4,32 millones en sistemas de 50 Hz y 5,184 millones de ciclos en sistemas de 60 Hz cada día.
Esto puede, en raras ocasiones, generar problemas. En 2018, Kosovo utilizó más energía de la que generó debido a una disputa con Serbia , lo que provocó que la red eléctrica sincrónica de toda Europa continental quedara rezagada con respecto a lo que debería haber sido. La frecuencia cayó a 49,996 Hz. Con el tiempo, esto provocó que los relojes eléctricos sincrónicos se retrasaran seis minutos hasta que se resolvió el desacuerdo. [6]
Una tabla parcial de algunas de las interconexiones más grandes.
Históricamente, en la red de transmisión eléctrica de América del Norte las interconexiones oriental y occidental estaban conectadas directamente, y en ese momento era la red sincrónica más grande del mundo, pero se descubrió que esto era inestable y ahora solo están interconectadas en CC. [29]
Los interconectores, como las líneas de corriente continua de alta tensión , los transformadores de estado sólido o los transformadores de frecuencia variable, se pueden utilizar para conectar dos redes de interconexión de corriente alterna que no estén necesariamente sincronizadas entre sí. Esto proporciona el beneficio de la interconexión sin la necesidad de sincronizar un área aún más amplia. Por ejemplo, compare el mapa de la red síncrona de área amplia de Europa (en la introducción) con el mapa de líneas HVDC (aquí a la derecha). Los transformadores de estado sólido tienen mayores pérdidas que los transformadores convencionales, pero las líneas de CC carecen de impedancia reactiva y, en general, las líneas HVDC tienen menores pérdidas al enviar energía a largas distancias dentro de una red síncrona o entre ellas.
La Superestación Tres Amigas tiene como objetivo permitir la transferencia y el comercio de energía entre la Interconexión Oriental y la Interconexión Occidental utilizando interconectores HVDC de 30 GW .
