Una red síncrona de área amplia (también llamada " interconexión " en América del Norte ) es una red eléctrica trifásica de escala regional o mayor que opera a una frecuencia de servicio sincronizada y está conectada eléctricamente durante las condiciones normales del sistema. También conocida como zona síncrona , 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 presta servicio a la mayoría de los países de la antigua Unión Soviética. Las redes síncronas con amplia capacidad facilitan el comercio de electricidad en amplias zonas. En 2008, en la REGRT-E se vendieron más de 350.000 megavatios hora al día en la Bolsa Europea de Energía (EEX). [1]
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 (uniones de CC), 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 60 Hz nominales, mientras que las de Europa funcionan a 50 Hz.
Los beneficios de las zonas síncronas incluyen la agrupación de generación, lo que resulta en menores costos de generación; agrupación de carga, lo que resulta en efectos compensadores significativos; aprovisionamiento común de reservas, lo que resulta en costos de energía de reserva primaria y secundaria más baratos; 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 disturbios. [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 agrupación de recursos. Además, pueden nivelar la carga, lo que reduce la capacidad de generación requerida, permitiendo emplear energía más respetuosa con el medio ambiente; permitir esquemas de generación de energía más diversos y permitir economías de escala. [3]
No se pueden formar redes síncronas de área amplia si las dos redes que se van a conectar funcionan en frecuencias diferentes o tienen estándares significativamente diferentes. Por ejemplo, en Japón, por razones históricas, la parte norte del país opera a 50 Hz, pero la parte sur usa 60 Hz. Esto hace imposible formar una única red síncrona, lo que resultó problemático cuando se fundió 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 provocar cortes generalizados. A veces, los problemas se resuelven agregando enlaces HVDC dentro de la red para permitir un mayor control durante eventos fuera de lo nominal.
Como se descubrió en la crisis eléctrica de California , puede haber fuertes incentivos entre algunos comerciantes del mercado para crear una congestión deliberada y una mala gestión de la capacidad de generación en una red de interconexión para inflar los precios. El aumento de la capacidad de transmisión y la expansión del mercado mediante la unión con redes síncronas vecinas hacen que tales manipulaciones sean más difíciles.
En una red síncrona, todos los generadores se bloquean eléctricamente de forma natural, funcionan a la misma frecuencia y permanecen casi en fase entre sí. Para los generadores giratorios, un gobernador local regula el par motor y ayuda a mantener una velocidad más o menos constante a medida que cambia la carga. El control de velocidad de caída garantiza que varios generadores paralelos compartan los cambios de carga en proporción a su clasificación. La generación y el consumo deben estar equilibrados en toda la red porque la energía se consume a medida que se produce. La energía cinética de rotación de los generadores almacena energía a corto plazo.
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 disminuye y los gobernadores ajustan sus generadores para que se produzca más energía ( control de velocidad de caída ). Cuando la red está ligeramente cargada, la frecuencia de la red supera la frecuencia nominal, y los sistemas de control automático de generación en toda la red toman esto como una indicación de que los generadores deben reducir su producción.
Además, suele haber 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 diferentes frecuencias, se requiere un convertidor de frecuencia. Los interconectores HVDC , transformadores de estado sólido o enlaces de transformadores de frecuencia variable pueden conectar dos redes que operan a diferentes frecuencias o que no mantienen el sincronismo.
La inercia en una red síncrona es la energía almacenada que una red tiene disponible y que puede proporcionar energía adicional durante unos segundos para mantener la frecuencia de la red. Históricamente, esto lo proporcionaba únicamente 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 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 una red pueda proporcionar suficiente corriente para mantener el voltaje y la frecuencia razonablemente estables hasta que los disyuntores puedan resolver la falla. Muchos sistemas de generadores tradicionales tenían cables que podían sobrecargarse durante períodos muy cortos sin sufrir daños, pero los inversores no son capaces de entregar varias veces su carga nominal. La relación de cortocircuito se puede calcular para cada punto de la red y, si se considera que es demasiado baja, se deben tomar medidas para aumentarla hasta que esté por encima de 1, que se considera estable.
A efectos de cronometraje, a lo largo de un día se variará la frecuencia de funcionamiento para equilibrar las desviaciones y evitar que los relojes operados en línea ganen o pierdan tiempo significativo, garantizando que haya 4,32 millones en 50 Hz y 5,184 millones de ciclos en Sistemas de 60 Hz cada día.
En raras ocasiones, esto puede provocar problemas. En 2018, Kosovo utilizó más energía de la que generó debido a una disputa con Serbia , lo que llevó a que la fase de toda la red síncrona de Europa continental quedara por detrás de 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 de energía de América del Norte, las interconexiones oriental y occidental estaban conectadas directamente y en ese momento era la red síncrona más grande del mundo, pero se descubrió que era inestable y ahora solo están interconectadas con corriente continua. [29]
Interconectores como líneas de alta tensión de corriente continua , transformadores de estado sólido o transformadores de frecuencia variable permiten conectar dos redes de interconexión de corriente alterna que no necesariamente están 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 cuadrícula síncrono 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 las líneas HVDC en general 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 30GW .
