La transmisión de energía eléctrica es el movimiento masivo de energía eléctrica desde un sitio generador , como una planta de energía , hasta una subestación eléctrica . Las líneas interconectadas que facilitan este movimiento forman una red de transmisión . Esto es distinto del cableado local entre las subestaciones de alto voltaje y los clientes, que normalmente se conoce como distribución de energía eléctrica . La red combinada de transmisión y distribución es parte del suministro de electricidad , conocido como red eléctrica .
La transmisión eficiente de energía eléctrica a larga distancia requiere voltajes altos . Esto reduce las pérdidas producidas por corrientes fuertes . Las líneas de transmisión utilizan corriente alterna (CA) o corriente continua (CC). El nivel de voltaje se modifica con transformadores . El voltaje se eleva para la transmisión y luego se reduce para la distribución local.
Una red síncrona de área amplia , conocida como interconexión en América del Norte, conecta directamente a los generadores que suministran energía de CA con la misma frecuencia relativa a muchos consumidores. América del Norte tiene cuatro interconexiones principales: occidental , oriental , Quebec y Texas . Una red conecta la mayor parte de Europa continental .
Históricamente, las líneas de transmisión y distribución solían ser propiedad de la misma empresa, pero a partir de la década de 1990, muchos países liberalizaron la regulación del mercado eléctrico de maneras que llevaron a que empresas separadas se encargaran de la transmisión y la distribución. [2]
La mayoría de las líneas de transmisión de América del Norte son de corriente alterna trifásica de alto voltaje , aunque a veces se utiliza corriente alterna monofásica en los sistemas de electrificación ferroviaria . La tecnología de corriente continua se utiliza para lograr una mayor eficiencia en distancias más largas, normalmente de cientos de millas. La tecnología de corriente continua de alto voltaje (HVDC) también se utiliza en cables de energía 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 estabilizan las redes de distribución de energía donde las nuevas cargas repentinas, o los apagones, en una parte de una red podrían, de otro modo, provocar problemas de sincronización y fallas en cascada .
La electricidad se transmite a altos voltajes para reducir la pérdida de energía debido a la resistencia que se produce a lo largo de largas distancias. La energía se transmite normalmente a través de líneas eléctricas aéreas . La transmisión de energía subterránea tiene un coste de instalación significativamente mayor y mayores limitaciones operativas, pero reduce los costes de mantenimiento. La transmisión subterránea es más común en zonas urbanas o lugares ambientalmente sensibles.
La energía eléctrica debe generarse normalmente al mismo ritmo en que se consume. Se requiere un sistema de control sofisticado para garantizar que la generación de energía coincida estrechamente con la demanda. Si la demanda supera la oferta, el desequilibrio puede provocar que las plantas de generación y los equipos de transmisión se desconecten o apaguen automáticamente para evitar daños. En el peor de los casos, esto puede dar lugar a una serie de apagones en cascada y a un apagón regional importante .
El noreste de los Estados Unidos sufrió apagones en 1965 , 1977 y 2003 , y apagones importantes en otras regiones de los Estados Unidos en 1996 y 2011. Las redes de transmisión eléctrica están interconectadas en redes regionales, nacionales e incluso continentales para reducir el riesgo de un fallo de este tipo al proporcionar múltiples rutas alternativas redundantes para que fluya la energía en caso de que se produzcan dichos apagones. Las empresas de transmisión determinan la capacidad máxima confiable de cada línea (normalmente menor que su límite físico o térmico) para garantizar que haya capacidad de reserva disponible en caso de un fallo en otra parte de la red.
Los conductores aéreos de alta tensión no están recubiertos por ningún material aislante. El material del conductor es casi siempre una aleación de aluminio , formada por varios hilos y posiblemente reforzada con hilos de acero. En ocasiones se ha utilizado cobre para la transmisión aérea, pero el aluminio es más ligero, reduce el rendimiento sólo marginalmente y cuesta mucho menos. Los conductores aéreos son suministrados por varias empresas. El material y las formas de los conductores se mejoran periódicamente para aumentar la capacidad.
Los tamaños de los conductores varían de 12 mm 2 ( calibre de cable americano n.º 6 ) a 750 mm 2 ( área de 1 590 000 milésimas de pulgada circulares ), con resistencia y capacidad de transporte de corriente variables . En el caso de conductores grandes (de más de unos pocos centímetros de diámetro), gran parte del flujo de corriente se concentra cerca de la superficie debido al efecto pelicular . El centro del conductor transporta poca corriente, pero contribuye al peso y al coste. Por lo tanto, se utilizan varios cables paralelos (llamados conductores de haz ) para una mayor capacidad. Los conductores de haz se utilizan a altos voltajes para reducir la pérdida de energía causada por la descarga de corona .
En la actualidad, las tensiones de transmisión suelen ser de 110 kV o más. Las tensiones más bajas, como 66 kV y 33 kV, suelen considerarse tensiones de subtransmisión, pero se utilizan ocasionalmente en líneas largas con cargas ligeras. Las tensiones inferiores a 33 kV se utilizan normalmente para distribución . Las tensiones superiores a 765 kV se consideran tensiones extra altas y requieren diseños diferentes.
Los cables de transmisión aéreos dependen del aire para su aislamiento, por lo que es necesario que las líneas mantengan distancias mínimas. Las condiciones climáticas adversas, como vientos fuertes y temperaturas bajas, interrumpen la transmisión. Velocidades del viento tan bajas como 23 nudos (43 km/h) pueden permitir que los conductores invadan las distancias de operación, lo que resulta en una descarga disruptiva y pérdida de suministro. [3] El movimiento oscilatorio de la línea física se denomina galope o aleteo del conductor, según la frecuencia y amplitud de la oscilación.
La energía eléctrica se puede transmitir mediante cables de transmisión subterráneos . Los cables subterráneos no ocupan derecho de paso, tienen menor visibilidad y se ven menos afectados por el clima. Sin embargo, los cables deben estar aislados. Los costos de cableado y excavación son mucho más altos que la construcción aérea. Las fallas en las líneas de transmisión enterradas tardan más en localizarse y repararse.
En algunas áreas metropolitanas, los cables están encerrados en tuberías de metal y aislados con fluido dieléctrico (normalmente un aceite) que es estático o circula a través de bombas. Si una falla eléctrica daña la tubería y pierde dieléctrico, se utiliza nitrógeno líquido para congelar partes de la tubería y permitir su drenaje y reparación. Esto extiende el período de reparación y aumenta los costos. La temperatura de la tubería y los alrededores se monitorean durante todo el período de reparación. [4] [5] [6]
Las líneas subterráneas están limitadas por su capacidad térmica, lo que permite menos sobrecargas o reclasificaciones de las líneas. Los cables de CA subterráneos largos tienen una capacitancia significativa , lo que reduce su capacidad de proporcionar energía útil más allá de 50 millas (80 kilómetros). Los cables de CC no están limitados en longitud por su capacitancia.
La energía eléctrica comercial se transmitía inicialmente al mismo voltaje que se utilizaba para la iluminación y las cargas mecánicas, lo que restringía la distancia entre la planta generadora y las cargas. En 1882, no era fácil aumentar el voltaje de CC para la transmisión a larga distancia. Diferentes clases de cargas (por ejemplo, iluminación, motores fijos y sistemas de tracción/ferrocarril) requerían voltajes diferentes, por lo que se utilizaban generadores y circuitos diferentes. [7] [8]
De esta manera, los generadores se ubicaban cerca de sus cargas, una práctica que más tarde se conoció como generación distribuida utilizando grandes cantidades de pequeños generadores. [9]
La transmisión de corriente alterna (CA) se hizo posible después de que Lucien Gaulard y John Dixon Gibbs construyeran lo que llamaron el generador secundario, un transformador temprano provisto de una relación de vueltas de 1:1 y un circuito magnético abierto, en 1881.
La primera línea de CA de larga distancia tenía 34 kilómetros (21 millas) de longitud y fue construida para la Exposición Internacional de Electricidad de 1884 en Turín, Italia . Estaba alimentada por un alternador Siemens & Halske de 2 kV, 130 Hz y contaba con varios transformadores Gaulard con 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. [8]
El primer sistema de distribución de corriente alterna comercial entró en servicio en 1885 en via dei Cerchi, Roma, Italia , para el alumbrado público. Estaba alimentado por dos alternadores Siemens & Halske de 30 hp (22 kW), 2 kV a 120 Hz y utilizaba 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 fue seguido por el primer sistema de corriente alterna británico, que daba servicio a Grosvenor Gallery . También contaba con alternadores Siemens y transformadores reductores de 2,4 kV a 100 V (uno por usuario) con primarios conectados en derivación. [10]
En 1885, el ingeniero eléctrico William Stanley Jr., que trabajaba para mejorar lo que consideraba un diseño Gaulard-Gibbs poco práctico, desarrolló el primer transformador de CA en serie práctico. [11] Trabajando con el apoyo de George Westinghouse , en 1886 demostró un sistema de iluminación de CA basado en transformador en Great Barrington, Massachusetts . Estaba alimentado por un generador Siemens de 500 V impulsado por una máquina de vapor. El voltaje se redujo a 100 voltios utilizando el transformador Stanley para alimentar lámparas incandescentes en 23 empresas a más de 4000 pies (1200 m). [12] Esta demostración práctica de un transformador y un sistema de iluminación de corriente alterna llevó a Westinghouse a comenzar a instalar sistemas de CA más tarde ese año. [11]
En 1888 aparecieron los primeros diseños de motores de corriente alterna . Se trataba de motores de inducción que funcionaban con corriente polifásica , inventados independientemente por Galileo Ferraris y Nikola Tesla . Westinghouse obtuvo la licencia del diseño de Tesla. Los motores trifásicos prácticos fueron diseñados por Mikhail Dolivo-Dobrovolsky y Charles Eugene Lancelot Brown . [13] El uso generalizado de estos motores se retrasó muchos años por problemas de desarrollo y la escasez de sistemas de energía polifásica necesarios para alimentarlos. [14] [15]
A finales de la década de 1880 y principios de la de 1890, las empresas eléctricas más pequeñas se fusionaron para formar corporaciones más grandes, como Ganz y AEG en Europa y General Electric y Westinghouse Electric en los EE. UU. Estas empresas desarrollaron sistemas de CA, pero la diferencia técnica entre los sistemas de corriente continua y alterna requirió una fusión técnica mucho más larga. [16] Las economías de escala de la corriente alterna con grandes plantas generadoras y transmisión a larga distancia agregaron lentamente la capacidad de vincular todas las cargas. Estas 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 convirtió en un sistema universal, estas diferencias tecnológicas se salvaron temporalmente a través de los convertidores rotativos y los generadores de motor que permitieron que los sistemas heredados se conectaran a la red de CA. [16] [17] Estas soluciones provisionales fueron reemplazadas lentamente a medida que los sistemas más antiguos se retiraron o actualizaron.
La primera transmisión de corriente alterna monofásica utilizando alto voltaje se produjo en Oregón en 1890, cuando se suministró energía desde una planta hidroeléctrica en Willamette Falls a la ciudad de Portland, a 14 millas (23 km) río abajo. [18] La primera transmisión de corriente alterna trifásica utilizando 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 longitud, conectaba Lauffen on the Neckar y Frankfurt. [10] [19]
Los voltajes de transmisión aumentaron a lo largo del siglo XX. En 1914, había en servicio cincuenta y cinco sistemas de transmisión que operaban a más de 70 kV. El voltaje más alto utilizado en ese momento era de 150 kV. [20] La interconexión de múltiples plantas generadoras en un área amplia redujo los costos. Las plantas más eficientes podían usarse para suministrar cargas variables durante el día. Se mejoró la confiabilidad y se redujeron los costos de capital, porque la capacidad de generación de reserva podía compartirse entre muchos más clientes y un área más amplia. Se podían explotar fuentes de energía remotas y de bajo costo, como la energía hidroeléctrica o el carbón de boca de mina, para reducir aún más los costos. [7] [10]
La rápida industrialización del siglo XX convirtió las líneas y redes de transmisión eléctrica en infraestructuras críticas . La interconexión de plantas de generación locales y pequeñas redes de distribución fue impulsada por la Primera Guerra Mundial , cuando los gobiernos construyeron grandes plantas generadoras de electricidad para alimentar fábricas de municiones. [21]
Estas redes utilizan componentes como líneas eléctricas, cables, disyuntores , interruptores y transformadores . La red de transmisión suele estar administrada a nivel regional por una entidad como una organización de transmisión regional o un operador del sistema de transmisión . [22]
La eficiencia de transmisión mejora con un voltaje más alto y una corriente más baja. La corriente reducida reduce las pérdidas por calentamiento. La primera ley de Joule establece que las pérdidas de energía son proporcionales al cuadrado de la corriente. Por lo tanto, reducir la corriente por un factor de dos reduce la energía perdida por la resistencia del conductor por un factor de cuatro para cualquier tamaño de conductor dado.
El tamaño óptimo de un conductor para un voltaje y una corriente determinados 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 costos de capital anuales para proporcionar el conductor. En épocas de tasas de interés más bajas y bajos costos de las materias primas, la ley de Kelvin indica que los cables más gruesos son óptimos. De lo contrario, se recomiendan conductores más delgados. Dado que las líneas eléctricas están diseñadas para un uso a largo plazo, la ley de Kelvin se utiliza junto con estimaciones a largo plazo del precio del cobre y el aluminio, así como de las tasas de interés.
En los circuitos de CA se logra un voltaje más alto mediante el uso de un transformador elevador . Los sistemas de corriente continua de alto voltaje (HVDC) requieren equipos de conversión relativamente costosos que pueden justificarse económicamente para proyectos específicos, como cables submarinos y transmisión punto a punto de alta capacidad a larga distancia. HVDC es necesario para enviar energía entre redes no sincronizadas.
Una red de transmisión es una red de centrales eléctricas , líneas de transmisión y subestaciones . La energía se transmite normalmente dentro de una red con corriente alterna trifásica . La corriente alterna monofásica se utiliza solo para la distribución a los usuarios finales, ya que no se puede utilizar para grandes motores de inducción polifásicos . En el siglo XIX, se utilizaba la transmisión bifásica, pero requería cuatro cables o tres cables con corrientes desiguales. Los sistemas de fases de orden superior requieren más de tres cables, pero ofrecen poco o ningún beneficio.
Si bien el precio de la capacidad de generación es alto, la demanda de energía es variable, por lo que suele ser más barato importar la energía necesaria que generarla localmente. Como las cargas suelen subir y bajar juntas en áreas extensas, la energía suele provenir de fuentes distantes. Debido a los beneficios económicos de compartir la carga, las redes de transmisión de área extensa pueden abarcar países e incluso continentes. Las interconexiones entre productores y consumidores permiten que la energía fluya incluso si algunos enlaces no funcionan.
La parte de la demanda que varía lentamente se conoce como carga base y generalmente se abastece mediante grandes instalaciones con costos operativos constantes, denominadas energía firme . Estas instalaciones son nucleares, de carbón o hidroeléctricas, mientras que otras fuentes de energía, como la energía solar térmica concentrada y la geotérmica, tienen el potencial de proporcionar energía firme. Las fuentes de energía renovables, como la solar fotovoltaica, la eólica, la undimotriz y la mareomotriz, debido a su intermitencia, no se consideran firmes. La demanda de energía restante o máxima se abastece mediante centrales eléctricas de pico , que suelen ser fuentes más pequeñas, de respuesta más rápida y de mayor costo, como las plantas de ciclo combinado o de turbinas de combustión que normalmente funcionan con gas natural.
La transmisión a larga distancia (cientos de kilómetros) es barata y eficiente, con costos de US$0,005-0,02 por kWh, en comparación con los costos promedio anuales de los grandes productores de US$0,01-0,025 por kWh, tarifas minoristas de más de US$0,10 por kWh y múltiplos de las tarifas minoristas para proveedores instantáneos en momentos de alta demanda imprevistos. [23] Nueva York a menudo compra más de 1000 MW de energía hidroeléctrica de bajo costo de Canadá. [24] Las fuentes locales (aunque sean más caras y se usen con menos frecuencia) pueden proteger el suministro de energía del clima y otros desastres que pueden desconectar a los proveedores distantes.
Las fuentes de energía hidroeléctrica y eólica no pueden trasladarse a las grandes ciudades, y los costos de la energía solar son más bajos en áreas remotas donde las necesidades energéticas locales son mínimas. Los costos de conexión pueden determinar si una alternativa renovable en particular es económicamente realista. Los costos pueden ser prohibitivos para las líneas de transmisión, pero los costos de una red de transmisión de gran capacidad y larga distancia podrían recuperarse con tarifas de uso modestas.
En las centrales eléctricas , la energía se produce a un voltaje relativamente bajo, de entre 2,3 kV y 30 kV, según el tamaño de la unidad. Luego, el transformador de la central eleva el voltaje a un voltaje más alto (115 kV a 765 kV CA) para su transmisión.
En Estados Unidos, la transmisión de energía es, según el caso, de 230 kV a 500 kV, con excepciones de menos de 230 kV o más de 500 kV.
La interconexión occidental tiene dos voltajes de intercambio primarios: 500 kV CA a 60 Hz y ±500 kV (1000 kV netos) CC de norte a sur ( del río Columbia al sur de California ) y de noreste a suroeste (de Utah al sur de California). Los 287,5 kV ( línea de la presa Hoover a Los Ángeles , vía Victorville ) y los 345 kV ( línea de Arizona Public Service [APS]) son estándares locales, ambos implementados antes de que los 500 kV se volvieran prácticos.
La transmisión de electricidad a alto voltaje reduce la fracción de energía perdida por calentamiento Joule , que varía según el tipo de conductor, la corriente y la distancia de transmisión. Por ejemplo, un tramo de 100 millas (160 km) a 765 kV que transporta 1000 MW de potencia puede tener pérdidas de 0,5% a 1,1%. Una línea de 345 kV que transporta la misma carga a lo largo de la misma distancia tiene pérdidas de 4,2%. [25] Para una cantidad dada de potencia, un voltaje más alto reduce la corriente y, por lo tanto, las pérdidas resistivas . Por ejemplo, aumentar el voltaje por un factor de 10 reduce la corriente por un factor correspondiente de 10 y, por lo tanto, las pérdidas por 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 que coincida con la corriente más baja, las pérdidas aún se reducen diez veces utilizando el voltaje más alto.
Si bien la pérdida de potencia también se puede reducir aumentando la conductancia del cable (al aumentar su área de sección transversal), los conductores más grandes son más pesados y más costosos. Y dado que la conductancia es proporcional al área de sección transversal, la pérdida de potencia resistiva solo se reduce proporcionalmente al aumentar el área de sección transversal, lo que proporciona un beneficio mucho menor que la reducción al cuadrado que se obtiene al multiplicar el voltaje.
La transmisión a larga distancia se realiza normalmente con líneas aéreas con tensiones de entre 115 y 1200 kV. A tensiones más altas, en las que hay más de 2000 kV entre el conductor y la tierra, las pérdidas por descarga de corona son tan grandes que pueden compensar las menores pérdidas resistivas en los conductores de línea. Las medidas para reducir las pérdidas por corona incluyen un mayor diámetro del conductor, núcleos huecos [26] o haces de conductores.
Los factores que afectan la resistencia y, por lo tanto, la pérdida incluyen la temperatura, la espiral y el efecto pelicular . La resistencia aumenta con la temperatura. La espiral, que se refiere a la forma en que los conductores trenzados se enroscan alrededor del centro, también contribuye a aumentar la resistencia del conductor. El efecto pelicular hace que la resistencia efectiva aumente a frecuencias de CA más altas. Las pérdidas resistivas y de corona se pueden estimar utilizando un modelo matemático. [27]
Las pérdidas de transmisión y distribución en Estados Unidos se estimaron en 6,6% en 1997, [28] 6,5% en 2007 [28] y 5% entre 2013 y 2019. [29] 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; la diferencia constituye pérdidas de transmisión y distribución, suponiendo que no se produzca ningún robo de servicios públicos.
En 1980, la distancia más larga y rentable para la transmisión de corriente continua era de 7.000 kilómetros (4.300 millas). Para la corriente alterna, era de 4.000 kilómetros (2.500 millas), aunque las líneas de transmisión estadounidenses son sustancialmente más cortas. [23]
En cualquier línea de CA, la inductancia y la capacitancia del conductor pueden ser significativas. Las corrientes que fluyen únicamente en reacción a estas propiedades (que junto con la resistencia definen la impedancia ) constituyen el flujo de potencia reactiva , que no transmite potencia a la carga. Sin embargo, estas corrientes reactivas causan pérdidas de calor adicionales. 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, aumenta la potencia reactiva y el factor de potencia disminuye.
En los sistemas de transmisión con un factor de potencia bajo, las pérdidas son mayores que en los sistemas con un factor de potencia alto. Las empresas de servicios públicos añaden bancos de condensadores, reactores y otros componentes (como desfasadores , compensadores estáticos de VAR y sistemas flexibles de transmisión de CA , FACTS) a lo largo del sistema para ayudar a compensar el flujo de potencia reactiva, reducir las pérdidas en la transmisión de potencia y estabilizar los voltajes del sistema. Estas medidas se denominan colectivamente "soporte reactivo".
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 las otras fases. La inductancia mutua de los conductores depende parcialmente de la orientación física de las líneas entre sí. Las líneas trifásicas se colocan convencionalmente con las fases separadas verticalmente. La inductancia mutua observada por un conductor de la fase que se encuentra en el medio de las otras dos fases es diferente de la inductancia observada en la parte superior/inferior.
La inductancia desequilibrada entre los tres conductores es problemática porque puede obligar a la línea central a transportar una cantidad desproporcionada de la potencia total transmitida. De manera similar, puede producirse una carga desequilibrada si una línea está constantemente más cerca del suelo y funciona a una impedancia más baja. Debido a este fenómeno, los conductores deben transponerse periódicamente a lo largo de la línea de modo que cada fase tenga el mismo tiempo en cada posición relativa para equilibrar la inductancia mutua observada 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 utilizando varios esquemas de transposición .
La subtransmisión funciona a voltajes relativamente más bajos. No resulta económico conectar todas las subestaciones de distribución a la alta tensión de transmisión principal, porque ese equipo es más grande y más costoso. Por lo general, solo las subestaciones más grandes se conectan a esta alta tensión. El voltaje se reduce gradualmente antes de enviar la corriente a las subestaciones más pequeñas. Los circuitos de subtransmisión suelen estar dispuestos en bucles de modo que una falla en una sola línea no interrumpa el servicio a muchos clientes durante más de un breve período.
Los circuitos pueden ser normalmente cerrados , en los que la pérdida de un circuito no debería dar lugar a ninguna interrupción, o normalmente abiertos , en los que las subestaciones pueden cambiar a un suministro de respaldo. Si bien los circuitos de subtransmisión suelen transportarse por líneas aéreas , en las áreas urbanas se pueden utilizar cables enterrados. Las líneas de subtransmisión de menor voltaje utilizan menos derecho de paso y estructuras más simples; la instalación subterránea es menos difícil.
No existe un límite fijo que separe la subtransmisión de la transmisión, ni la subtransmisión de la distribución . Sus rangos de voltaje se superponen. 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 utilizaron 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 punto. [30]
Los transformadores de subestación reducen el voltaje a un nivel inferior para su distribución a los clientes. Esta distribución se logra mediante una combinación de subtransmisión (33 a 138 kV) y distribución (3,3 a 25 kV). Finalmente, en el punto de uso, la energía se transforma en voltaje para el usuario final (100 a 4160 voltios).
La transmisión de energía de alto voltaje permite menores pérdidas resistivas en largas distancias. Esta eficiencia permite entregar una mayor proporción de la energía generada a las cargas.
En un modelo simplificado, la red entrega electricidad desde una fuente de voltaje ideal con voltaje , entregando una potencia ) a un único punto de consumo, modelado por una resistencia , cuando los cables son lo suficientemente largos como para tener una resistencia significativa .
Si las resistencias están en serie sin que intervenga ningún transformador, el circuito actúa como divisor de tensión , ya que por la resistencia del cable y por el dispositivo alimentado circula la misma corriente . En consecuencia, la potencia útil (en el punto de consumo) es:
Si un transformador ideal convierte electricidad de alto voltaje y baja corriente en electricidad de bajo voltaje y alta corriente 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 ahora tienen una resistencia aparente de solo . La potencia útil es entonces:
Para (es decir, la 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 .
Las características terminales de la línea de transmisión son el voltaje y la corriente en los extremos de envío (S) y recepción (R). La línea de transmisión se puede modelar como una caja negra y se utiliza una matriz de transmisión de 2 por 2 para modelar su comportamiento, de la siguiente manera:
Se supone que la línea es una red recíproca y simétrica, lo que significa que las etiquetas de recepción y de envío pueden intercambiarse sin consecuencias. La matriz de transmisión T tiene las propiedades:
Los parámetros A , B , C y D difieren dependiendo de cómo el modelo deseado maneja la resistencia ( R ), la inductancia ( L ), la capacitancia ( C ) y la conductancia en derivación (paralela, fuga) G 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 estos modelos, una letra mayúscula como R se refiere a la cantidad total sumada a lo largo de la línea y una letra minúscula como c se refiere a la cantidad por unidad de longitud.
La aproximación de línea sin pérdidas es la menos precisa; se utiliza normalmente en líneas cortas donde la inductancia es mucho mayor que la resistencia. Para esta aproximación, el voltaje y la corriente son idénticos en los extremos de envío y recepción.
La impedancia característica es puramente real, lo que significa que es resistiva para esa impedancia y, a menudo, se la denomina impedancia de sobretensión. Cuando una línea sin pérdidas termina con una impedancia de sobretensión, el voltaje no cae. Aunque los ángulos de fase del voltaje y la corriente se rotan, las magnitudes del voltaje y la corriente permanecen constantes a lo largo de la línea. Para una carga > SIL, el voltaje cae desde el extremo de envío y la línea consume VAR. Para una carga < SIL, el voltaje aumenta desde el extremo de envío y la línea genera VAR.
La aproximación de línea corta se utiliza normalmente para líneas de menos de 80 km (50 mi). En este caso, 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 ohmios y C = 0. Por lo tanto, la matriz de transición asociada para esta aproximación es:
La aproximación de línea media se utiliza para líneas que recorren entre 80 y 250 km (50 y 155 mi). Se consideran la impedancia en serie y la conductancia en derivación (fuga de corriente), colocando la mitad de la conductancia en derivación en cada extremo de la línea. Este circuito se conoce a menudo como circuito π nominal (pi) debido a la forma ( π ) que adquiere cuando la conductancia de fuga se coloca en ambos lados del diagrama del circuito. El análisis de la línea media produce:
Comportamientos contraintuitivos de líneas de transmisión de longitud media:
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 (160 mi) de longitud. La resistencia en serie y la conductancia en derivación se consideran parámetros distribuidos, de modo que cada longitud diferencial de la línea tiene una impedancia en serie diferencial 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 .
Para hallar el voltaje y la corriente al final de la línea larga, se debe reemplazar por (la longitud de la línea) en todos los parámetros de la matriz de transmisión. Este modelo aplica las ecuaciones de Telegrapher .
La corriente continua de alto voltaje (HVDC) se utiliza para transmitir grandes cantidades de energía a largas distancias o para interconexiones entre redes asincrónicas. Cuando la energía eléctrica se transmite a distancias muy largas, la potencia perdida en la transmisión de CA se vuelve apreciable y resulta menos costoso utilizar corriente continua en su lugar. En el caso de una línea de transmisión larga, estas menores pérdidas (y el menor costo de construcción de una línea de CC) pueden compensar el costo de las estaciones convertidoras necesarias en cada extremo.
La HVDC se utiliza para cables submarinos largos en los que no se puede utilizar CA debido a la capacitancia del cable. [31] En estos casos se utilizan cables especiales de alto voltaje . Los sistemas HVDC submarinos se utilizan a menudo para interconectar las redes eléctricas de las 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 del Sur de Nueva Zelanda, entre Nueva Jersey y la ciudad de Nueva York , y entre Nueva Jersey y Long Island . Se han implementado conexiones submarinas de hasta 600 kilómetros (370 millas) de longitud. [32]
Los enlaces HVDC se pueden utilizar para controlar los problemas de la red. La potencia transmitida por una línea de CA aumenta a medida que aumenta el ángulo de fase entre la tensión del extremo de origen y los extremos de destino, pero un ángulo de fase demasiado grande permite que los sistemas en ambos extremos se desfasen. Dado que el flujo de potencia en un enlace de CC se controla independientemente de las fases de las redes de CA que conecta, este límite de ángulo de fase no existe y un enlace de CC siempre puede transferir su potencia nominal completa. Por lo tanto, un enlace de CC estabiliza la red de CA en ambos extremos, ya que el flujo de potencia y el ángulo de fase se pueden controlar de forma independiente.
Por ejemplo, para ajustar el flujo de corriente alterna 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 a diario en los sistemas de corriente alterna, pero que puede verse alterado cuando los componentes del sistema fallan y generan cargas inesperadas en la red. En cambio, con una línea de alta tensión continua (HVDC), una interconexión de este tipo:
(y posiblemente en otras ciudades que cooperen a lo largo de la ruta de transmisión). Un sistema de este tipo podría ser menos propenso a fallar si partes de él se apagaran repentinamente. Un ejemplo de una línea de transmisión de CC larga es la Pacific DC Intertie ubicada en el oeste de los Estados Unidos.
La cantidad de energía que se puede enviar a través de una línea de transmisión varía con la longitud de la línea. El calentamiento de los conductores de línea cortos debido a las pérdidas de línea establece un límite térmico. Si se consume demasiada corriente, los conductores pueden combarse demasiado cerca del suelo, o los conductores y el equipo pueden sobrecalentarse. Para líneas de longitud intermedia del orden de 100 kilómetros (62 millas), el límite lo establece la caída de tensión en la línea. Para líneas de CA más largas, la estabilidad del sistema se convierte en el factor limitante. Aproximadamente, la energía que fluye a través de una línea de CA es proporcional al coseno del ángulo de fase de la tensión y la corriente en los extremos.
Este ángulo varía según la carga del sistema. No es deseable que el ángulo se acerque a los 90 grados, ya que la potencia que fluye disminuye mientras que las pérdidas resistivas permanecen. El producto de la longitud de la línea y la carga máxima es aproximadamente proporcional al cuadrado del voltaje del sistema. Los capacitores en serie o los transformadores de cambio de fase se utilizan en líneas largas para mejorar la estabilidad. Las líneas HVDC están restringidas solo por límites térmicos y de caída de voltaje, ya que el ángulo de fase no es importante.
La comprensión de la distribución de la temperatura a lo largo de la ruta del cable se hizo posible gracias a la introducción de sistemas de detección de temperatura distribuida (DTS) que miden las temperaturas a lo largo del cable. Sin ellos, la corriente máxima se establecía normalmente como un compromiso entre la comprensión de las condiciones de funcionamiento y la minimización de riesgos. Esta solución de monitorización utiliza fibras ópticas pasivas como sensores de temperatura, ya sea dentro de un cable de alta tensión o montados externamente en el aislamiento del cable.
En el caso de los cables aéreos, la fibra se integra en el núcleo de un cable de fase. La solución integrada de clasificación dinámica de cables (DCR) y clasificación térmica en tiempo real (RTTR) permite que la red funcione al máximo. Permite al operador predecir el comportamiento del sistema de transmisión para reflejar cambios importantes en sus condiciones operativas iniciales.
Algunas empresas de servicios públicos han adoptado la reconducción para hacer frente al aumento de la producción de electricidad. La reconducción es la sustitución in situ de las líneas de transmisión existentes por líneas de mayor capacidad. Añadir líneas de transmisión es difícil debido al coste, los intervalos de permisos y la oposición local. La reconducción tiene el potencial de duplicar la cantidad de electricidad que puede circular por una línea de transmisión. [33] Un informe de 2024 concluyó que Estados Unidos está por detrás de países como Bélgica y los Países Bajos en la adopción de esta técnica para dar cabida a la electrificación y la energía renovable. [34] En abril de 2022, la Administración Biden agilizó las revisiones ambientales para dichos proyectos y, en mayo de 2022, anunció subvenciones competitivas para ellos financiadas por la Ley de Infraestructura Bipartidista de 2021 y la Ley de Reducción de la Inflación de 2022. [35]
La tasa de expansión de la transmisión debe duplicarse para respaldar la electrificación en curso y alcanzar los objetivos de reducción de emisiones. En 2022, más de 10.000 proyectos de centrales eléctricas y almacenamiento de energía estaban esperando permiso para conectarse a la red estadounidense; el 95 % eran recursos con cero emisiones de carbono. La planificación, la obtención de permisos y la construcción de nuevas líneas eléctricas pueden llevar diez años. [33]
Las líneas eléctricas tradicionales utilizan un núcleo de acero rodeado de hilos de aluminio ( cable reforzado con acero y conductor de aluminio ). Reemplazar el acero por un material compuesto más ligero y resistente, como la fibra de carbono ( conductor ACCC ), permite que las líneas funcionen a temperaturas más altas, con menos flechas y una capacidad de transmisión duplicada. Reducir la flecha de la línea a altas temperaturas puede evitar que se inicien incendios forestales cuando las líneas eléctricas tocan vegetación seca. [34] Aunque las líneas avanzadas pueden costar entre 2 y 4 veces más que el acero, los costos totales de reconducción son menos de la mitad de una línea nueva, dados los ahorros en tiempo, adquisición de tierras, permisos y construcción. [33]
Un proyecto de reconducción en el sureste de Texas modernizó 240 millas de líneas de transmisión a un costo de 900.000 dólares por milla, frente a un proyecto de campo de 3.600 millas que tuvo un promedio de 1,9 millones de dólares por milla. [33]
Para garantizar un funcionamiento seguro y predecible, los componentes del sistema 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 rendimiento rentable.
El sistema de transmisión proporciona capacidad para carga base y carga pico , con márgenes de seguridad y tolerancia a fallas. Los tiempos de carga pico varían según la región, en gran medida debido a la combinación de industrias. En climas cálidos y fríos, las cargas de aire acondicionado y calefacción del hogar afectan la carga general. Por lo general, son más altas a última hora de la tarde en la parte más calurosa del año y a media mañana y media noche en la parte más fría del año. Los requisitos de energía varían según la estación y la hora del día. Los diseños del sistema de distribución siempre tienen en cuenta la carga base y la carga pico.
El sistema de transmisión no suele tener una gran capacidad de amortiguación para adaptar las cargas a la generación. Por lo tanto, la generación debe ajustarse a la carga para evitar sobrecargar los equipos de generación.
Se pueden conectar múltiples fuentes y cargas al sistema de transmisión y deben controlarse para proporcionar una transferencia ordenada de energía. En la generación de energía centralizada, solo es necesario el control local de la generación. Esto implica la sincronización de las unidades de generación .
En la generación de energía distribuida, los generadores están distribuidos geográficamente y el proceso para ponerlos en funcionamiento y fuera de servicio debe controlarse cuidadosamente. Las señales de control de carga pueden enviarse por líneas separadas o por las propias líneas eléctricas. El voltaje y la frecuencia pueden utilizarse como mecanismos de señalización para equilibrar las cargas.
En la señalización de voltaje, el voltaje se varía para aumentar la generación. La potencia agregada por cualquier sistema aumenta a medida que disminuye el voltaje de la línea. Esta disposición es estable en principio. La regulación basada en voltaje es compleja de usar en redes en malla, ya que los componentes individuales y los puntos de ajuste deben reconfigurarse cada vez que se agrega un nuevo generador a la malla.
En la señalización de frecuencia, las unidades generadoras se adaptan a la frecuencia del sistema de transmisión de energía. En el control de caída de velocidad , si la frecuencia disminuye, se aumenta la potencia. (La caída de la frecuencia de la línea es una indicación de que el aumento de la carga está haciendo que los generadores disminuyan su velocidad).
Las turbinas eólicas , los sistemas de transmisión de vehículos a la red eléctrica , las centrales eléctricas virtuales y otros sistemas de almacenamiento y generación distribuidos localmente pueden interactuar con la red para mejorar el funcionamiento del sistema. A nivel internacional [¿ dónde? ] , se ha producido una transición lenta de sistemas de energía centralizados a descentralizados. El principal atractivo de los sistemas de generación distribuidos localmente es que reducen las pérdidas de transmisión al conducir al consumo de electricidad más cerca de donde se produjo. [36]
En condiciones de exceso de carga, el sistema puede diseñarse para que falle de forma gradual en lugar de hacerlo de una sola vez. Las caídas de tensión se producen cuando la potencia suministrada cae por debajo de la demanda y los apagones se producen cuando la red falla por completo.
Los apagones rotativos (también llamados cortes de energía) son cortes de energía eléctrica diseñados intencionalmente y utilizados para distribuir energía insuficiente a varias cargas por turno.
Los operadores de la red necesitan comunicaciones fiables para gestionar la red y las instalaciones de generación y distribución asociadas. Los relés de protección con detección de fallos en cada extremo de la línea deben comunicarse para supervisar el flujo de energía de modo que los conductores o equipos averiados puedan desenergizarse rápidamente y se restablezca el equilibrio del sistema. La protección de la línea de transmisión contra cortocircuitos y otras fallas suele ser tan crítica que las telecomunicaciones de los operadores comunes no son lo suficientemente fiables, mientras que en algunas zonas remotas no hay ningún operador común disponible. Los sistemas de comunicación asociados a un proyecto de transmisión pueden utilizar:
En raras ocasiones y para distancias cortas, se colocan cables piloto a lo largo del recorrido de la línea de transmisión. No se prefieren los circuitos alquilados a operadores comunes, ya que la disponibilidad no está bajo el control del operador.
Las líneas de transmisión se pueden utilizar para transportar datos: esto se denomina portadora de línea eléctrica o comunicación por línea eléctrica (PLC). Las señales de PLC se pueden recibir fácilmente con una radio en el rango de onda larga.
Las fibras ópticas pueden incluirse en los conductores trenzados de una línea de transmisión, en los cables de blindaje aéreos. Estos cables se conocen como cables de tierra ópticos ( OPGW ). A veces se utiliza un cable autónomo, 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 exceso de ancho de banda de comunicaciones o actuar como un operador común de telecomunicaciones. Cuando la estructura regulatoria lo permite, la empresa de servicios públicos puede vender capacidad en fibras oscuras adicionales a un operador común.
En general, se considera que la transmisión de electricidad es un monopolio natural , pero que no está inherentemente vinculado a la generación. [37] [38] [39] Muchos países regulan la transmisión por separado de la generación.
España fue el primer país en establecer una organización regional de transmisión . En ese país, las operaciones de transmisión y los mercados de electricidad están separados. El operador del sistema de transmisión es Red Eléctrica de España (REE) y el operador del mercado mayorista de electricidad 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 las empresas de servicios públicos; recuperación de costos varados por parte de las empresas de servicios públicos y de transmisión , emitida en 1996. [40] En los Estados Unidos y partes de Canadá, las empresas de transmisión eléctrica operan independientemente de las empresas de generación, pero en el sur de los Estados Unidos la integración vertical está intacta. En las regiones de separación, los propietarios de transmisión y los propietarios de 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 Federal Reguladora de Energía .
Los proyectos de transmisión comercial en los Estados Unidos incluyen el cable Cross Sound desde Shoreham, Nueva York a New Haven, Connecticut , la línea de transmisión Neptune RTS desde Sayreville, Nueva Jersey , a New Bridge, Nueva York, y Path 15 en California. Hay proyectos adicionales en desarrollo o se han propuesto 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. [41]
Australia tiene un interconector no regulado o de mercado, Basslink , entre Tasmania y Victoria . Dos enlaces de CC implementados originalmente como interconectores de mercado, Directlink y Murraylink , se convirtieron en interconectores regulados. [42]
Una de las principales barreras para una adopción más amplia de la transmisión comercial es la dificultad de identificar quién se beneficia de la instalación para que los beneficiarios paguen el peaje. Además, es difícil que una línea de transmisión comercial compita cuando las líneas de transmisión alternativas están subsidiadas por las empresas de servicios públicos con una base tarifaria monopolizada y regulada. [43] En los Estados Unidos, la Orden 1000 de la FERC , emitida en 2010, intentó reducir las barreras a la inversión de terceros y la creación de líneas de transmisión comercial donde se encuentra una necesidad de política pública. [44]
El coste de la transmisión de alta tensión es relativamente bajo en comparación con todos los demás costes que constituyen las facturas de electricidad de los consumidores. En el Reino Unido, los costes de transmisión son de alrededor de 0,2 peniques por kWh, en comparación con un precio de suministro doméstico de alrededor de 10 peniques por kWh. [45]
Se estimó que el nivel de gasto de capital en el mercado de equipos de transmisión y distribución de energía eléctrica fue de 128,9 mil millones de dólares en 2011. [46]
La evidencia científica convencional 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.
Algunos estudios no han podido encontrar ninguna relación entre vivir cerca de líneas eléctricas y desarrollar enfermedades, como el cáncer. Un estudio de 1997 no informó de un aumento del riesgo de cáncer o enfermedades por vivir cerca de una línea de transmisión. [47] Sin embargo, otros estudios informaron de correlaciones estadísticas entre varias enfermedades y vivir o trabajar cerca de líneas eléctricas. No se han comprobado efectos adversos para la salud en personas que no viven cerca de líneas eléctricas. [48]
La Comisión de Servicio Público del Estado de Nueva York realizó un estudio [49] para evaluar los posibles efectos de los campos eléctricos sobre la salud. El estudio midió la intensidad del campo eléctrico en el borde de un derecho de paso existente en una línea de transmisión de 765 kV. La intensidad del campo fue de 1,6 kV/m y se convirtió en el estándar de intensidad máxima provisional para las nuevas líneas de transmisión en el estado de Nueva York. La opinión también limitó el voltaje de 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, la NYSPSC emitió su Declaración de política provisional sobre campos magnéticos . Esta política estableció un estándar de campo magnético de 200 mG en el borde del derecho de paso utilizando la clasificación de conductor normal en invierno. A modo de comparación con los artículos de uso diario, un secador de pelo o una manta eléctrica producen un campo magnético de 100 mG a 500 mG. [50] [51]
Las solicitudes para una nueva línea de transmisión suelen incluir un análisis de los niveles de los campos eléctricos y magnéticos en los límites de las vías de paso. Las comisiones de servicios públicos no suelen hacer comentarios sobre los impactos en la salud.
Se han establecido efectos biológicos para la exposición aguda a niveles altos de campos magnéticos superiores a 100 μT (1 G ) (1000 mG). En un entorno residencial, un estudio informó "evidencia limitada de carcinogenicidad en humanos y evidencia menos que suficiente de carcinogenicidad en animales de experimentación", en particular, leucemia infantil, asociada con la exposición promedio a campos magnéticos de frecuencia industrial residenciales superiores a 0,3 μT (3 mG) a 0,4 μT (4 mG). Estos niveles superan los campos magnéticos de frecuencia industrial residenciales 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. [52] [53]
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 la exposición continua se establece en 40 mT (400.000 mG o 400 G) para el público en general. [52]
Se pueden utilizar reguladores del crecimiento de los árboles y herbicidas en los derechos de paso de las líneas de transmisión, [54] lo que puede tener efectos sobre la salud .
En algunos países donde las locomotoras eléctricas o las unidades múltiples eléctricas funcionan con corriente alterna de baja frecuencia, los ferrocarriles operan redes eléctricas de tracción monofásicas independientes . Ejemplos destacados son países como Austria, Alemania y Suiza que utilizan tecnología de corriente alterna basada en 16 2/3 Hz. Noruega y Suecia también utilizan esta frecuencia , pero utilizan la conversión de la red pública de 50 Hz; Suecia tiene una red de tracción de 16 2/3 Hz , pero solo para una parte del sistema.
Los superconductores de alta temperatura (HTS) prometen revolucionar la distribución de energía al proporcionar una transmisión 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. [55] Se ha estimado que el desperdicio se reduciría a la mitad utilizando este método, ya que el equipo de refrigeración necesario consumiría aproximadamente la mitad de la energía ahorrada por la eliminación de las pérdidas resistivas. Empresas como Consolidated Edison y American Superconductor comenzaron la producción comercial de dichos sistemas en 2007. [56]
Los cables superconductores son especialmente adecuados para áreas de alta densidad de carga, como los distritos comerciales de las grandes ciudades, donde la compra de una servidumbre para cables es costosa. [57]
El retorno a tierra de un solo cable (SWER) o retorno a tierra de un solo cable es una línea de transmisión de un solo cable para suministrar energía eléctrica monofásica 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 energía submarinos.
Tanto Nikola Tesla como Hidetsugu Yagi intentaron diseñar sistemas de transmisión de energía inalámbrica a gran escala a finales del siglo XIX y principios del siglo XX, sin éxito comercial.
En noviembre de 2009, LaserMotive ganó el Desafío de Transmisión de Energía de la NASA 2009 al suministrar energía a un trepador de cables que se extendía 1 km en vertical utilizando un transmisor láser terrestre. El sistema produjo hasta 1 kW de energía en el extremo receptor. En agosto de 2010, la NASA contrató a empresas privadas para que se encargaran del diseño de sistemas de transmisión de energía láser para suministrar energía a satélites en órbita terrestre baja y para lanzar cohetes utilizando haces de energía láser.
Se ha estudiado la transmisión inalámbrica de energía para la transmisión de energía desde satélites de energía solar a la Tierra. Un conjunto de transmisores de microondas o láser de alta potencia enviaría energía a una rectenna . Cualquier proyecto de satélite de energía solar enfrenta importantes desafíos económicos y de ingeniería.
El gobierno federal de los Estados Unidos declaró que la red eléctrica es susceptible a la guerra cibernética . [63] [64] 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 de sistemas de control. [65]
En junio de 2019, Rusia admitió que era "posible" que su red eléctrica estuviera siendo objeto de un ciberataque por parte de Estados Unidos. [66] El New York Times informó que piratas informáticos estadounidenses del Comando Cibernético de Estados Unidos instalaron malware potencialmente capaz de interrumpir la red eléctrica rusa. [67]
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