Una red eléctrica (o red eléctrica ) es una red interconectada para el suministro de electricidad desde los productores a los consumidores. Las redes eléctricas constan de centrales eléctricas , subestaciones eléctricas para aumentar o reducir el voltaje , transmisión de energía eléctrica para transportar energía a largas distancias y, finalmente, distribución de energía eléctrica a los clientes. En ese último paso, el voltaje se reduce nuevamente al voltaje de servicio requerido. Las centrales eléctricas generalmente se construyen cerca de fuentes de energía y lejos de áreas densamente pobladas. Las redes eléctricas varían en tamaño y pueden cubrir países o continentes enteros. Desde pequeñas a grandes, existen microrredes , redes síncronas de área amplia y superrredes . La red combinada de transmisión y distribución es parte del suministro de electricidad, conocida como red eléctrica .
Las redes son casi siempre sincrónicas, lo que significa que todas las áreas de distribución funcionan con frecuencias de corriente alterna (CA) trifásicas sincronizadas (de modo que las oscilaciones de voltaje ocurren casi al mismo tiempo). Esto permite la transmisión de energía CA en toda el área, conectando los generadores de electricidad con los consumidores. Las redes pueden permitir mercados de electricidad más eficientes .
Aunque las redes eléctricas están muy extendidas, en 2016 [actualizar], 1.400 millones de personas en todo el mundo no estaban conectadas a una red eléctrica. [1] A medida que aumenta la electrificación , aumenta el número de personas con acceso a la red eléctrica. Alrededor de 840 millones de personas (principalmente en África), lo que representa aproximadamente el 11 % de la población mundial, no tenían acceso a la red eléctrica en 2017, frente a los 1.200 millones de 2010. [2]
Las redes eléctricas pueden ser propensas a intrusiones o ataques maliciosos; por lo tanto, existe la necesidad de contar con seguridad para ellas . Además, a medida que las redes eléctricas se modernizan e introducen tecnología informática, las amenazas cibernéticas comienzan a convertirse en un riesgo para la seguridad. [3] Las preocupaciones particulares se relacionan con los sistemas informáticos más complejos necesarios para gestionar las redes. [4]
Una microrred es una red local que suele ser parte de la red síncrona de área amplia regional, pero que puede desconectarse y funcionar de manera autónoma. [5] Podría hacerlo en momentos en que la red principal se ve afectada por cortes de suministro. Esto se conoce como funcionamiento en isla y podría funcionar indefinidamente con sus propios recursos.
En comparación con las redes más grandes, las microrredes suelen utilizar una red de distribución de menor voltaje y generadores distribuidos. [6] Las microrredes no solo pueden ser más resilientes, sino que también pueden ser más económicas de implementar en áreas aisladas.
Un objetivo de diseño es que un área local produzca toda la energía que utiliza. [5]
Los ejemplos de implementaciones incluyen:
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 Interconexión de Texas ). En Europa, una gran red conecta la mayor parte de Europa continental .
Una red síncrona de área extensa (también llamada "interconexión" en América del Norte) es una red eléctrica a escala regional o mayor que opera a una frecuencia sincronizada y está interconectada eléctricamente durante las condiciones normales del sistema. Estas también se conocen como zonas síncronas, la más grande de las cuales es la red síncrona de Europa continental (ENTSO-E) con 667 gigavatios (GW) de generación, y la región más amplia atendida es la del sistema IPS/UPS que abastece a los países de la ex Unión Soviética. Las redes síncronas con amplia capacidad facilitan el comercio en el mercado de electricidad en áreas extensas. En 2008, en la ENTSO-E, se vendieron más de 350.000 megavatios hora por día en la Bolsa Europea de Energía (EEX). [15]
Cada una de las interconexiones en América del Norte funciona a una frecuencia nominal de 60 Hz, mientras que las de Europa funcionan a 50 Hz. Las interconexiones vecinas con la misma frecuencia y estándares se pueden sincronizar y conectar directamente para formar una interconexión más grande, o pueden compartir energía sin sincronización a través de líneas de transmisión de energía de corriente continua de alto voltaje ( CC ties ), o con transformadores de frecuencia variable (VFT), que permiten un flujo controlado de energía al mismo tiempo que aíslan funcionalmente las frecuencias de CA independientes de cada lado.
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. [16]
Una desventaja de una red síncrona de área extensa es que los problemas en una parte pueden tener repercusiones en toda la red. Por ejemplo, en 2018 Kosovo utilizó más energía de la que generó debido a una disputa con Serbia , lo que provocó que la fase en toda la red síncrona de Europa continental quedara rezagada con respecto a lo que debería haber sido. La frecuencia cayó a 49,996 Hz. Esto provocó que ciertos tipos de relojes se retrasaran seis minutos. [17]
Una superred o supergrid es una red de transmisión de área extensa que tiene como objetivo hacer posible el comercio de grandes volúmenes de electricidad a través de grandes distancias. A veces también se la conoce como megared . Las superredes pueden respaldar una transición energética global al suavizar las fluctuaciones locales de la energía eólica y solar . En este contexto, se las considera una tecnología clave para mitigar el calentamiento global . Las superredes suelen utilizar corriente continua de alto voltaje (HVDC) para transmitir electricidad a largas distancias. La última generación de líneas eléctricas HVDC puede transmitir energía con pérdidas de solo el 1,6% por cada 1000 km. [19]
Las empresas eléctricas entre regiones suelen estar interconectadas para mejorar la economía y la fiabilidad. Los interconectores eléctricos permiten economías de escala, lo que permite comprar energía de fuentes grandes y eficientes. Las empresas eléctricas pueden extraer energía de las reservas de generadores de una región diferente para garantizar un suministro continuo y fiable y diversificar sus cargas. La interconexión también permite que las regiones tengan acceso a energía barata en bloque al recibir energía de diferentes fuentes. Por ejemplo, una región puede estar produciendo energía hidroeléctrica barata durante las temporadas de crecidas, pero en las temporadas de estiaje, otra zona puede estar produciendo energía más barata a través de la energía eólica, lo que permite que ambas regiones accedan a fuentes de energía más baratas entre sí durante diferentes épocas del año. Las empresas eléctricas vecinas también ayudan a otras a mantener la frecuencia general del sistema y también ayudan a gestionar las transferencias de enlace entre regiones de servicios públicos. [20]
El nivel de interconexión eléctrica (EIL) de una red eléctrica es la relación entre la potencia total de interconexión de la red y la capacidad de producción instalada de la red. La UE ha fijado el objetivo de que las redes nacionales alcancen el 10 % en 2020 y el 15 % en 2030. [21]
La generación de electricidad es el proceso de generar energía eléctrica a partir de fuentes de energía primaria, normalmente en centrales eléctricas . Por lo general, esto se hace con generadores electromecánicos impulsados por motores térmicos o la energía cinética del agua o el viento. Otras fuentes de energía incluyen la energía solar fotovoltaica y la energía geotérmica .
La suma de las salidas de energía de los generadores en la red es la producción de la red, normalmente medida en gigavatios (GW).
La transmisión de energía eléctrica es el movimiento masivo de energía eléctrica desde un sitio de generación, a través de una red de líneas interconectadas, hasta una subestación eléctrica , desde la cual se conecta al sistema de distribución. Este sistema de conexiones en red es distinto del cableado local entre las subestaciones de alto voltaje y los clientes. Las redes de transmisión son complejas y tienen vías redundantes. La redundancia permite que se produzcan fallas en las líneas y que la energía simplemente se desvíe mientras se realizan las reparaciones.
Como la energía se genera a menudo lejos de donde se consume, el sistema de transmisión puede cubrir grandes distancias. Para una cantidad determinada de energía, la eficiencia de transmisión es mayor a voltajes más altos y corrientes más bajas. Por lo tanto, los voltajes se elevan en la estación generadora y se reducen en las subestaciones locales para la distribución a los clientes.
La mayor parte de la transmisión es trifásica . La trifásica, en comparación con la monofásica, puede entregar mucha más energía para una cantidad determinada de cable, ya que los cables neutro y de tierra se comparten. [23] Además, los generadores y motores trifásicos son más eficientes que sus contrapartes monofásicas.
Sin embargo, en el caso de los conductores convencionales, una de las principales pérdidas son las pérdidas resistivas, que son una ley cuadrada de la corriente y dependen de la distancia. Las líneas de transmisión de CA de alto voltaje pueden perder entre un 1 y un 4 % por cada cien millas. [24] Sin embargo, la corriente continua de alto voltaje puede tener la mitad de pérdidas que la CA. En distancias muy largas, estas eficiencias pueden compensar el costo adicional de las estaciones convertidoras de CA/CC requeridas en cada extremo.
Las subestaciones pueden realizar muchas funciones diferentes, pero normalmente transforman la tensión de baja a alta (elevación) y de alta a baja (reducción). Entre el generador y el consumidor final, la tensión puede transformarse varias veces. [25]
Los tres tipos principales de subestaciones, por función, son: [26]
Además de los transformadores, otros componentes o funciones importantes de las subestaciones incluyen:
La distribución es la etapa final en la entrega de energía; lleva electricidad desde el sistema de transmisión a los consumidores individuales. Las subestaciones se conectan al sistema de transmisión y reducen el voltaje de transmisión a voltaje medio, que oscila entre2 kV y35 kV . Pero los niveles de voltaje varían mucho entre los diferentes países, en Suecia la media tensión es normalmente10 kV entre20 kV . [29] Las líneas de distribución primaria llevan esta energía de media tensión a los transformadores de distribución ubicados cerca de las instalaciones del cliente. Los transformadores de distribución reducen nuevamente la tensión al voltaje de utilización . Los clientes que demandan una cantidad mucho mayor de energía pueden conectarse directamente al nivel de distribución primaria o al nivel de subtransmisión . [30]
Las redes de distribución se dividen en dos tipos, radiales o en red. [31]
En las ciudades y pueblos de Norteamérica, la red eléctrica tiende a seguir el diseño clásico de alimentación radial . Una subestación recibe su energía de la red de transmisión, la energía se reduce con un transformador y se envía a un bus desde el cual los alimentadores se distribuyen en todas direcciones a través del campo. Estos alimentadores transportan energía trifásica y tienden a seguir las calles principales cerca de la subestación. A medida que aumenta la distancia desde la subestación, la distribución continúa a medida que se extienden ramales más pequeños para cubrir las áreas que no alcanzan los alimentadores. Esta estructura en forma de árbol crece hacia afuera de la subestación, pero por razones de confiabilidad, generalmente contiene al menos una conexión de respaldo sin usar a una subestación cercana. Esta conexión se puede habilitar en caso de una emergencia, de modo que una parte del territorio de servicio de una subestación pueda ser alimentada alternativamente por otra subestación.
El almacenamiento de energía en red (también llamado almacenamiento de energía a gran escala ) es un conjunto de métodos utilizados para el almacenamiento de energía a gran escala dentro de una red eléctrica . La energía eléctrica se almacena durante los momentos en que la electricidad es abundante y barata (especialmente de fuentes de energía intermitentes como la electricidad renovable de la energía eólica , la energía maremotriz y la energía solar ) o cuando la demanda es baja, y luego se devuelve a la red cuando la demanda es alta y los precios de la electricidad tienden a ser más altos.
A partir de 2020 [actualizar], la mayor forma de almacenamiento de energía en la red es la hidroelectricidad represada , con generación hidroeléctrica convencional y también hidroelectricidad de almacenamiento por bombeo .
Los avances en el almacenamiento de baterías han hecho posible proyectos comercialmente viables para almacenar energía durante los picos de producción y liberarla durante los picos de demanda, y para usarla cuando la producción cae inesperadamente, dando tiempo a que se pongan en funcionamiento recursos de respuesta más lenta.
Dos alternativas al almacenamiento en la red son el uso de plantas de energía en horarios de máxima demanda para llenar los vacíos de suministro y la respuesta a la demanda para trasladar la carga a otros momentos.
La demanda, o carga en una red eléctrica, es la energía eléctrica total que extraen los usuarios de la red.
La gráfica de la demanda a lo largo del tiempo se llama curva de demanda .
La carga base es la carga mínima en la red durante un período determinado, mientras que la demanda máxima es la carga máxima. Históricamente, la carga base se satisfacía habitualmente con equipos que eran relativamente baratos de operar y que funcionaban de forma continua durante semanas o meses, pero a nivel mundial esto se está volviendo menos común. Los requisitos de demanda máxima adicional a veces se producen por costosas plantas de pico que son generadores optimizados para entrar en funcionamiento rápidamente, pero estas también son cada vez menos comunes.
Sin embargo, si la demanda de electricidad excede la capacidad de la red eléctrica local, se producirán problemas de seguridad como, por ejemplo, quemaduras. [32]
Las redes están diseñadas para suministrar electricidad a sus clientes a voltajes prácticamente constantes. Esto se debe lograr con demandas variables, cargas reactivas variables e incluso cargas no lineales, con electricidad suministrada por generadores y equipos de distribución y transmisión que no son perfectamente confiables. [33] A menudo, las redes utilizan cambiadores de tomas en transformadores cerca de los consumidores para ajustar el voltaje y mantenerlo dentro de las especificaciones.
En una red síncrona, todos los generadores deben funcionar a la misma frecuencia y deben mantenerse prácticamente en fase entre ellos y con la red. La generación y el consumo deben estar equilibrados en toda la red, porque la energía se consume a medida que se produce. En el caso de los generadores rotativos, un regulador local regula el par motor y mantiene una velocidad de rotación casi constante a medida que cambia la carga. La energía se almacena en el corto plazo inmediato mediante la energía cinética rotacional de los generadores.
Aunque la velocidad se mantiene prácticamente constante, las pequeñas desviaciones de la frecuencia nominal del sistema son muy importantes para regular los generadores individuales y se utilizan como una forma de evaluar el equilibrio de la red en su conjunto. Cuando la red está ligeramente cargada, la frecuencia de la red es superior a la frecuencia nominal, y esto se toma como una indicación por los sistemas de control automático de generación en toda la red de que los generadores deben reducir su salida. Por el contrario, cuando la red está muy cargada, la frecuencia se reduce naturalmente y los reguladores ajustan sus generadores para que se produzca más potencia ( control de velocidad de caída ). Cuando los generadores tienen ajustes de control de velocidad de caída idénticos, se garantiza que varios generadores en paralelo con los mismos ajustes compartan la carga en proporción a su potencia nominal.
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.
A los efectos de control del tiempo, se permitirá que la frecuencia nominal varíe en el corto plazo, pero se ajustará para evitar que los relojes operados en línea se adelanten o atrasen significativamente en el transcurso de un período completo de 24 horas.
Si una red síncrona completa funciona a la misma frecuencia, las redes vecinas no estarían sincronizadas aunque funcionaran a la misma frecuencia nominal. Se pueden utilizar líneas de corriente continua de alta tensión o transformadores de frecuencia variable para conectar dos redes de interconexión de corriente alterna que no estén sincronizadas entre sí. Esto proporciona la ventaja de la interconexión sin necesidad de sincronizar un área aún más amplia. Por ejemplo, compare el mapa de la red síncrona de área amplia de Europa con el mapa de líneas HVDC.
La suma de las potencias máximas de salida ( capacidad nominal ) de los generadores conectados a una red eléctrica podría considerarse la capacidad de la red.
Sin embargo, en la práctica, nunca se los utiliza a toda potencia simultáneamente. Por lo general, algunos generadores se mantienen funcionando a potencias de salida más bajas ( reserva de rotación ) para hacer frente a fallas y variaciones en la demanda. Además, los generadores pueden estar fuera de servicio por mantenimiento u otras razones, como la disponibilidad de insumos energéticos (combustible, agua, viento, sol, etc.) o restricciones de contaminación.
La capacidad firme es la potencia máxima de salida de una red que está inmediatamente disponible durante un período de tiempo determinado, y es una cifra mucho más útil.
La mayoría de los códigos de red especifican que la carga se reparte entre los generadores en orden de mérito según su coste marginal (es decir, primero el más barato) y, a veces, su impacto medioambiental. Por ello, los proveedores de electricidad barata tienden a funcionar a toda máquina casi todo el tiempo, y los productores más caros sólo funcionan cuando es necesario.
Las fallas generalmente están asociadas con generadores o líneas de transmisión de energía que disparan los disyuntores debido a fallas que provocan una pérdida de capacidad de generación para los clientes o un exceso de demanda. Esto a menudo hará que la frecuencia se reduzca y los generadores restantes reaccionarán y juntos intentarán estabilizarse por encima del mínimo. Si eso no es posible, pueden ocurrir varios escenarios.
Una falla importante en una parte de la red, a menos que se compense rápidamente, puede hacer que la corriente se redirija por sí sola para fluir desde los generadores restantes a los consumidores a través de líneas de transmisión de capacidad insuficiente, lo que causa más fallas. Una desventaja de una red ampliamente conectada es, por lo tanto, la posibilidad de fallas en cascada y cortes de energía generalizados . Por lo general, se designa una autoridad central para facilitar la comunicación y desarrollar protocolos para mantener una red estable. Por ejemplo, la Corporación de Confiabilidad Eléctrica de América del Norte obtuvo poderes vinculantes en los Estados Unidos en 2006 y tiene poderes consultivos en las partes aplicables de Canadá y México. El gobierno de los EE. UU. también ha designado Corredores de Transmisión Eléctrica de Interés Nacional , donde cree que se han desarrollado cuellos de botella en la transmisión.
Un apagón es una caída intencional o no intencional de voltaje en un sistema de suministro de energía eléctrica . Los apagones intencionales se utilizan para reducir la carga en una emergencia. [34] La reducción dura minutos u horas, a diferencia de una caída de voltaje de corto plazo (o caída). El término apagón proviene de la atenuación que experimenta la iluminación incandescente cuando el voltaje cae. Una reducción de voltaje puede ser un efecto de la interrupción de una red eléctrica, o puede imponerse ocasionalmente en un esfuerzo por reducir la carga y evitar un corte de energía , conocido como apagón . [35]
Un corte de energía (también llamado corte de energía , corte de energía , apagón , falla de energía o corte de energía ) es una pérdida de energía eléctrica en un área particular.
Los cortes de energía pueden ser causados por fallas en las centrales eléctricas, daños en las líneas de transmisión eléctrica, subestaciones u otras partes del sistema de distribución , un cortocircuito , una falla en cascada , la operación de fusibles o disyuntores y un error humano.
Los cortes de energía son particularmente críticos en lugares donde el medio ambiente y la seguridad pública están en riesgo. Instituciones como hospitales , plantas de tratamiento de aguas residuales , minas , refugios y similares generalmente tendrán fuentes de energía de respaldo, como generadores de reserva , que se encenderán automáticamente cuando se pierda la energía eléctrica. Otros sistemas críticos, como las telecomunicaciones , también deben tener energía de emergencia. La sala de baterías de una central telefónica generalmente tiene conjuntos de baterías de plomo-ácido como respaldo y también un enchufe para conectar un generador durante períodos prolongados de interrupción.
Los sistemas de generación y transmisión de electricidad no siempre pueden satisfacer los requisitos de demanda máxima (la mayor cantidad de electricidad que necesitan todos los clientes de servicios públicos en una región determinada). En estas situaciones, se debe reducir la demanda general, ya sea apagando el servicio a algunos dispositivos o reduciendo el voltaje de suministro ( caídas de tensión ), para evitar interrupciones incontroladas del servicio, como cortes de energía (apagones generalizados) o daños en los equipos. Las empresas de servicios públicos pueden imponer cortes de carga en las áreas de servicio mediante apagones selectivos, apagones rotativos o acuerdos con consumidores industriales específicos de alto consumo para apagar los equipos en momentos de demanda máxima en todo el sistema.
Un arranque en negro es el proceso de restablecer una central eléctrica o una parte de una red eléctrica a su funcionamiento sin depender de la red de transmisión de energía eléctrica externa para recuperarse de un apagado total o parcial. [36]
Normalmente, la energía eléctrica que se utiliza en la planta se obtiene de los generadores propios de la misma. Si todos los generadores principales de la planta se apagan, la energía de servicio de la planta se obtiene extrayendo energía de la red a través de la línea de transmisión de la planta. Sin embargo, durante un corte de energía en una zona extensa, no se dispone de energía de la red externa. En ausencia de energía de la red, se debe realizar un arranque en negro para poner en funcionamiento la red eléctrica.
Para proporcionar un arranque en negro, algunas centrales eléctricas tienen pequeños generadores diésel , normalmente llamados generador diésel de arranque en negro (BSDG), que se pueden utilizar para arrancar generadores más grandes (de varios megavatios de capacidad), que a su vez se pueden utilizar para arrancar los generadores principales de la central eléctrica. Las plantas generadoras que utilizan turbinas de vapor requieren una potencia de servicio de la central de hasta el 10% de su capacidad para bombas de agua de alimentación de calderas , sopladores de aire de combustión de tiro forzado de calderas y para la preparación del combustible. No es económico proporcionar una capacidad de reserva tan grande en cada central, por lo que la energía de arranque en negro debe proporcionarse a través de líneas de unión designadas desde otra central. A menudo, las centrales hidroeléctricas se designan como fuentes de arranque en negro para restablecer las interconexiones de la red. Una central hidroeléctrica necesita muy poca potencia inicial para arrancar (solo la suficiente para abrir las compuertas de admisión y proporcionar corriente de excitación a las bobinas de campo del generador) y puede poner en línea un gran bloque de energía muy rápidamente para permitir el arranque de centrales de combustibles fósiles o nucleares. Ciertos tipos de turbinas de combustión se pueden configurar para el arranque en negro, lo que proporciona otra opción en lugares sin plantas hidroeléctricas adecuadas. [37] En 2017, una empresa de servicios públicos del sur de California demostró con éxito el uso de un sistema de almacenamiento de energía de batería para proporcionar un arranque en negro, poniendo en marcha una turbina de gas de ciclo combinado desde un estado inactivo. [38]
A pesar de los nuevos acuerdos institucionales y diseños de redes, las infraestructuras de distribución de energía están envejeciendo en todo el mundo desarrollado. Entre los factores que contribuyen a ello se incluyen los siguientes:
La respuesta a la demanda es una técnica de gestión de la red en la que se solicita o incentiva a los clientes minoristas o mayoristas, ya sea de forma electrónica o manual, que reduzcan su carga. En la actualidad, los operadores de la red de transmisión utilizan la respuesta a la demanda para solicitar una reducción de la carga a los principales usuarios de energía, como las plantas industriales. [40] Las tecnologías como los medidores inteligentes pueden alentar a los clientes a utilizar la energía cuando la electricidad es abundante al permitir la fijación de precios variables.
La red inteligente es una mejora de la red eléctrica del siglo XX, que utiliza comunicaciones bidireccionales y dispositivos distribuidos denominados inteligentes. [41] Los flujos bidireccionales de electricidad e información podrían mejorar la red de distribución. La investigación se centra principalmente en tres sistemas de una red inteligente: el sistema de infraestructura, el sistema de gestión y el sistema de protección. [42] El acondicionamiento electrónico de la energía y el control de la producción y distribución de electricidad son aspectos importantes de la red inteligente. [43]
La red inteligente representa el conjunto completo de respuestas actuales y propuestas a los desafíos del suministro de electricidad. Se prevén numerosas contribuciones a la mejora general de la eficiencia de la infraestructura energética a partir de la implementación de la tecnología de red inteligente, en particular incluyendo la gestión del lado de la demanda . La mayor flexibilidad de la red inteligente permite una mayor penetración de fuentes de energía renovables altamente variables, como la energía solar y la energía eólica , incluso sin la adición de almacenamiento de energía . Las redes inteligentes también podrían monitorear/controlar dispositivos residenciales que no son críticos durante períodos de consumo máximo de energía y restablecer su función durante las horas de menor consumo. [44]
Una red inteligente incluye una variedad de medidas operativas y energéticas:
Las preocupaciones en torno a la tecnología de redes inteligentes se centran principalmente en los medidores inteligentes, los elementos que estos habilitan y las cuestiones generales de seguridad. La implementación de la tecnología de redes inteligentes también implica una reingeniería fundamental de la industria de servicios eléctricos, aunque el uso típico del término se centra en la infraestructura técnica. [47]
La política de redes inteligentes está organizada en Europa como Plataforma Tecnológica Europea de Redes Inteligentes. [48] La política en los Estados Unidos se describe en el Título 42 del Código de los Estados Unidos . [49]La resistencia a la generación distribuida entre los operadores de red puede alentar a los proveedores a abandonar la red y, en su lugar, distribuir energía a geografías más pequeñas. [50] [51] [52]
El Rocky Mountain Institute [53] y otros estudios [54] prevén una deserción de la red a gran escala. Sin embargo, la deserción de la red puede ser menos probable en lugares como Alemania, que tienen mayores demandas de energía en invierno. [55]
La energía eléctrica primitiva se producía cerca del dispositivo o servicio que requería esa energía. En la década de 1880, la electricidad competía con el vapor, la hidráulica y, especialmente, el gas de hulla . El gas de hulla se produjo primero en las instalaciones del cliente, pero luego evolucionó hacia plantas de gasificación que disfrutaban de economías de escala . En el mundo industrializado, las ciudades tenían redes de gas canalizado, que se usaban para la iluminación. Pero las lámparas de gas producían poca luz, desperdiciaban calor, hacían que las habitaciones estuvieran calientes y llenas de humo, y emitían hidrógeno y monóxido de carbono . También representaban un peligro de incendio. En la década de 1880, la iluminación eléctrica pronto se volvió ventajosa en comparación con la iluminación a gas.
Las empresas de servicios eléctricos establecieron estaciones centrales para aprovechar las economías de escala y pasaron a la generación, distribución y gestión centralizadas del sistema eléctrico. [56] Después de que la guerra de las corrientes se resolvió a favor de la energía de CA , con la transmisión de energía a larga distancia se hizo posible interconectar estaciones para equilibrar las cargas y mejorar los factores de carga. Históricamente, las líneas de transmisión y distribución eran propiedad de la misma empresa, pero a partir de la década de 1990, muchos países han liberalizado la regulación del mercado eléctrico de formas que han llevado a la separación del negocio de transmisión de electricidad del negocio de distribución. [57]
En el Reino Unido, Charles Merz , de la sociedad consultora Merz & McLellan , construyó la central eléctrica de Neptune Bank cerca de Newcastle upon Tyne en 1901, [58] y en 1912 se había convertido en el sistema eléctrico integrado más grande de Europa. [59] Merz fue nombrado jefe de un comité parlamentario y sus hallazgos condujeron al Informe Williamson de 1918, que a su vez creó la Ley de suministro de electricidad de 1919. El proyecto de ley fue el primer paso hacia un sistema eléctrico integrado. La Ley de suministro de electricidad de 1926 condujo a la creación de la Red Nacional. [60] La Junta Central de Electricidad estandarizó el suministro de electricidad de la nación y estableció la primera red de CA sincronizada, que funcionaba a 132 kilovoltios y 50 hercios . Esto comenzó a funcionar como un sistema nacional, la Red Nacional , en 1938.
En Francia, la electrificación comenzó en la década de 1900, con 700 comunas en 1919 y 36.528 en 1938. Al mismo tiempo, estas redes cercanas comenzaron a interconectarse: París en 1907 a 12 kV, los Pirineos en 1923 a 150 kV y, finalmente, casi todo el país interconectado en 1938 a 220 kV. En 1946, la red era la más densa del mundo. Ese año, el Estado nacionalizó la industria, uniendo las empresas privadas como Électricité de France . La frecuencia se estandarizó a 50 Hz y la red de 225 kV reemplazó a la de 110 kV y 120 kV. Desde 1956, la tensión de servicio se ha estandarizado en 220/380 V, sustituyendo a la anterior de 127/220 V. Durante la década de 1970, se implantó la red de 400 kV, el nuevo estándar europeo. La tensión de servicio al usuario final cambiará progresivamente a 230/400 V +/-10% a partir del 29 de mayo de 1986. [61] [62]
En los Estados Unidos, en la década de 1920, las empresas de servicios públicos formaron operaciones conjuntas para compartir la cobertura de carga máxima y la energía de respaldo. En 1934, con la aprobación de la Public Utility Holding Company Act (USA), las empresas de servicios eléctricos fueron reconocidas como bienes públicos de importancia y se les dieron restricciones delineadas y supervisión regulatoria de sus operaciones. La Energy Policy Act de 1992 requirió que los propietarios de líneas de transmisión permitieran a las empresas de generación eléctrica el acceso abierto a su red [56] [63] y condujo a una reestructuración de cómo operaba la industria eléctrica en un esfuerzo por crear competencia en la generación de energía. Las empresas de servicios eléctricos ya no se construyeron como monopolios verticales, donde la generación, la transmisión y la distribución eran manejadas por una sola empresa. Ahora, las tres etapas podían dividirse entre varias empresas, en un esfuerzo por proporcionar un acceso justo a la transmisión de alto voltaje. [20] [21] La Energy Policy Act de 2005 permitió incentivos y garantías de préstamos para la producción de energía alternativa y el avance de tecnologías innovadoras que evitaran las emisiones de gases de efecto invernadero .
En China, la electrificación comenzó en la década de 1950. [64] En agosto de 1961, se completó y se puso en funcionamiento la electrificación de la sección Baoji-Fengzhou del ferrocarril Baocheng , convirtiéndose en el primer ferrocarril electrificado de China . [65] De 1958 a 1998, el ferrocarril electrificado de China alcanzó 6200 millas (10 000 kilómetros). [66] A fines de 2017, este número alcanzó las 54 000 millas (87 000 kilómetros). [67] En el actual sistema de electrificación ferroviaria de China, State Grid Corporation of China (archivado el 21 de diciembre de 2021 en Wayback Machine ) es un importante proveedor de energía. En 2019, completó el proyecto de suministro de energía de los ferrocarriles electrificados importantes de China en sus áreas operativas, como el ferrocarril Jingtong , el ferrocarril Haoji , el ferrocarril de alta velocidad Zhengzhou-Wanzhou , etc., proporcionando garantía de suministro de energía para 110 estaciones de tracción, y su longitud acumulada de construcción de líneas eléctricas alcanzó los 6.586 kilómetros. [68]
[...] si todos los países del mundo tuvieran que arreglárselas con sus propios recursos, habría incluso más pobreza energética en el mundo que ahora. Actualmente, 1.400 millones de personas no están conectadas a una red eléctrica [...]
{{cite web}}: CS1 maint: copia archivada como título ( enlace ){{cite web}}: CS1 maint: copia archivada como título ( enlace )La respuesta a la demanda se puede lograr a nivel mayorista con los principales usuarios de energía, como las plantas industriales, que restringen el uso de energía y reciben un pago por participar.
