La transmisión de energía eléctrica es el movimiento masivo de energía eléctrica desde un sitio de generación , 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 denomina distribución de energía eléctrica . La red combinada de transmisión y distribución forma parte del suministro de electricidad , conocida como red eléctrica .
La transmisión eficiente de energía eléctrica a larga distancia requiere altos voltajes . Esto reduce las pérdidas producidas por fuertes corrientes . Las líneas de transmisión utilizan corriente alterna (CA) o corriente continua (CC). El nivel de voltaje se cambia con transformadores . El voltaje se aumenta 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 generadores que suministran energía de CA con la misma frecuencia relativa a muchos consumidores. América del Norte tiene cuatro grandes interconexiones: 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 de la electricidad de tal manera que llevaron a empresas separadas a cargo de la transmisión y la distribución. [1]
La mayoría de las líneas de transmisión de América del Norte son CA trifásicas de alto voltaje , aunque a veces se utiliza CA monofásica en los sistemas de electrificación ferroviaria . La tecnología CC se utiliza para lograr una mayor eficiencia en distancias más largas, normalmente cientos de millas. La tecnología de corriente continua de alto voltaje (HVDC) también se utiliza en cables eléctricos submarinos (normalmente de más de 50 km (30 millas)) 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, de lo contrario, nuevas cargas repentinas o apagones en una parte de una red podrían 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 en largas distancias. La energía generalmente se transmite a través de líneas eléctricas aéreas . La transmisión subterránea de energía tiene un costo de instalación significativamente mayor y mayores limitaciones operativas, pero reduce los costos de mantenimiento. La transmisión subterránea es más común en áreas urbanas o lugares ambientalmente sensibles.
Por lo general, la energía eléctrica debe generarse al mismo ritmo al que se consume. Se requiere un sistema de control sofisticado para garantizar que la generación de energía se acerque a la demanda. Si la demanda excede 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 podría provocar una serie de cierres en cascada y un apagón regional importante .
El noreste de Estados Unidos enfrentó apagones en 1965 , 1977 , 2003 y apagones importantes en otras regiones de 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 tal falla al proporcionar múltiples rutas alternativas y redundantes para que la energía fluya en caso de que se produzcan tales cortes. 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 disponible en caso de una falla en otra parte de la red.
Los conductores aéreos de alta tensión no están cubiertos por aislamiento. El material conductor es casi siempre una aleación de aluminio , formada por varios hilos y posiblemente reforzada con hilos de acero. A veces se utilizaba 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 del conductor se mejoran periódicamente para aumentar la capacidad.
Los tamaños de los conductores varían desde 12 mm 2 ( calibre de cable americano #6 ) hasta 750 mm 2 (área de 1.590.000 mils circulares ), con diferentes resistencias y capacidades de transporte de corriente . Para conductores grandes (más de unos pocos centímetros de diámetro), gran parte del flujo de corriente se concentra cerca de la superficie debido al efecto piel . El centro del conductor transporta poca corriente pero aporta peso y costo. Por lo tanto, se utilizan múltiples cables paralelos (llamados haces de conductores ) para mayor capacidad. Los conductores haces se utilizan en altos voltajes para reducir la pérdida de energía causada por la descarga de corona .
Hoy en día, los voltajes a nivel de transmisión suelen ser de 110 kV o más. Los voltajes más bajos, como 66 kV y 33 kV, generalmente se consideran voltajes de subtransmisión, pero ocasionalmente se usan en líneas largas con cargas livianas. Para la distribución se suelen utilizar tensiones inferiores a 33 kV . Los voltajes superiores a 765 kV se consideran voltajes extra altos y requieren diseños diferentes.
Los cables aéreos de transmisión dependen del aire para su aislamiento, lo que requiere que las líneas mantengan espacios mínimos. Las condiciones climáticas adversas, como fuertes vientos y bajas temperaturas, interrumpen la transmisión. Las velocidades del viento tan bajas como 23 nudos (43 km/h) pueden permitir que los conductores invadan los espacios libres de operación, lo que resulta en una descarga eléctrica y pérdida de suministro. [2] El movimiento oscilatorio de la línea física se denomina galope o aleteo del conductor, dependiendo de la frecuencia y amplitud de la oscilación.
La energía eléctrica puede transmitirse mediante cables eléctricos subterráneos . Los cables subterráneos no ocupan ningún 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 los de la construcción aérea. Las fallas en líneas de transmisión enterradas tardan más en localizarse y repararse.
En algunas áreas metropolitanas, los cables están rodeados por tuberías metálicas y aislados con un fluido dieléctrico (normalmente un aceite) que es estático o circula mediante bombas. Si una falla eléctrica daña la tubería y pierde dieléctrico, se usa nitrógeno líquido para congelar partes de la tubería para permitir el drenaje y la reparación. Esto extiende el período de reparación y aumenta los costos. La temperatura de la tubería y sus alrededores se monitorea durante todo el período de reparación. [3] [4] [5]
Las líneas subterráneas están limitadas por su capacidad térmica, lo que permite menos sobrecarga o reclasificación 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 80 kilómetros (50 millas). Los cables de CC no están limitados en longitud por su capacitancia.
La energía eléctrica comercial se transmitía inicialmente al mismo voltaje utilizado por las cargas mecánicas y de iluminación. Esto restringió la distancia entre la planta generadora y las cargas. En 1882, el voltaje CC no se podía aumentar fácilmente para transmisiones a larga distancia. Diferentes clases de cargas (por ejemplo, iluminación, motores fijos y sistemas de tracción/ferrocarriles) requerían diferentes voltajes y, por lo tanto, utilizaban diferentes generadores y circuitos. [6] [7]
Por lo tanto, los generadores se ubicaban cerca de sus cargas, una práctica que luego se conoció como generación distribuida utilizando una gran cantidad de pequeños generadores. [8]
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, uno de los primeros transformadores provistos 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 largo y se construyó para la Exposición Internacional de Electricidad de 1884 en Turín, Italia . Estaba alimentado por un alternador Siemens & Halske de 2 kV, 130 Hz y presentaba 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. [7]
El primer sistema de distribución de aire acondicionado comercial entró en servicio en 1885 en via dei Cerchi, Roma, Italia , para alumbrado público. Estaba propulsado 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 le siguió el primer sistema de aire acondicionado británico, que presta servicio a la Grosvenor Gallery . También incluía alternadores Siemens y transformadores reductores de 2,4 kV a 100 V (uno por usuario) con primarios conectados en derivación. [9]
Trabajando para mejorar lo que consideraba un diseño poco práctico de Gaulard-Gibbs, el ingeniero eléctrico William Stanley, Jr. desarrolló el primer transformador de CA en serie práctico en 1885. [10] Trabajando con el apoyo de George Westinghouse , en 1886 demostró un transformador de CA basado en Sistema de iluminación en Great Barrington, Massachusetts . Estaba propulsado 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). [11] 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. [10]
En 1888 aparecieron los primeros diseños de un motor de CA. Se trataba de motores de inducción que funcionaban con corriente polifásica , inventados de forma independiente por Galileo Ferraris y Nikola Tesla . Westinghouse obtuvo la licencia del diseño de Tesla. Los prácticos motores trifásicos fueron diseñados por Mikhail Dolivo-Dobrovolsky y Charles Eugene Lancelot Brown . [12] El uso generalizado de tales motores se retrasó muchos años debido a problemas de desarrollo y la escasez de sistemas de energía polifásicos necesarios para alimentarlos. [13] [14]
A finales de la década de 1880 y principios de la de 1890, las empresas eléctricas más pequeñas se fusionaron en corporaciones más grandes, como Ganz y AEG en Europa y General Electric y Westinghouse Electric en Estados Unidos. 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. [15] 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. Estos 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 convertidores rotativos y motogeneradores que permitieron que los sistemas heredados se conectaran a la red de CA. [15] [16] Estas soluciones provisionales fueron reemplazadas lentamente a medida que los sistemas más antiguos fueron retirados o actualizados.
La primera transmisión de corriente alterna monofásica utilizando alto voltaje se produjo en Oregón en 1890, cuando se entregó energía desde una planta hidroeléctrica en Willamette Falls a la ciudad de Portland , a 23 km (14 millas) río abajo. [17] La primera 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 y aproximadamente 175 km de longitud conectaba Lauffen en Neckar y Frankfurt. [9] [18]
Los voltajes de transmisión aumentaron a lo largo del siglo XX. En 1914, estaban en servicio cincuenta y cinco sistemas de transmisión que operaban a más de 70 kV. El voltaje más alto utilizado entonces fue de 150 kV. [19] La interconexión de múltiples plantas generadoras en un área amplia redujo los costos. Las plantas más eficientes podrían utilizarse 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 podrían 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. [6] [9]
La rápida industrialización del siglo XX hizo que las líneas y redes de transmisión eléctrica fueran 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 de generación eléctrica para alimentar fábricas de municiones. [20]
Estas redes utilizan componentes como líneas eléctricas, cables, disyuntores , interruptores y transformadores . La red de transmisión suele ser administrada a nivel regional por una entidad como una organización de transmisión regional o un operador del sistema de transmisión . [21]
La eficiencia de la transmisión mejora a mayor voltaje y menor corriente. La corriente reducida reduce las pérdidas de calor. La primera ley de Joule establece que las pérdidas de energía son proporcionales al cuadrado de la corriente. Por lo tanto, reducir la corriente en un factor de dos reduce la energía perdida en la resistencia del conductor en un factor de cuatro para cualquier tamaño de conductor dado.
El tamaño óptimo de un conductor para un voltaje y una corriente determinados puede estimarse mediante la ley de Kelvin para el tamaño del conductor, que establece que el tamaño es óptimo cuando el costo anual de la energía desperdiciada en la resistencia es igual a los costos de capital anuales para proporcionar el conductor. En momentos 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. En caso contrario, se indican conductores más finos. 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.
Se logra un voltaje más alto en los circuitos de CA 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 particulares, como cables submarinos y transmisiones punto a punto de alta capacidad y distancias más largas. 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 suele transmitirse dentro de una red con corriente alterna trifásica . La CA monofásica se utiliza únicamente para la distribución a 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 o tres cables con corrientes desiguales. Los sistemas de fase 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, lo que hace que a menudo sea más barato importar la energía necesaria que generarla localmente. Debido a que las cargas a menudo suben y bajan juntas en áreas grandes, la energía a menudo proviene de fuentes distantes. Debido a los beneficios económicos de compartir la carga, las redes de transmisión de área amplia pueden abarcar países e incluso continentes. Las interconexiones entre productores y consumidores permiten que la energía fluya incluso si algunos enlaces no funcionan.
La porción de la demanda que varía lentamente se conoce como carga base y generalmente es atendida por grandes instalaciones con costos operativos constantes, denominada energía firme . Estas instalaciones son nucleares, de carbón o hidroeléctricas, mientras que otras fuentes de energía, como la energía solar térmica concentrada y la geotermia , tienen el potencial de proporcionar energía firme. Las fuentes de energía renovables, como la solar fotovoltaica, la eólica, la undimotriz y la mareomotriz, no se consideran firmes debido a su intermitencia. La demanda de energía restante o máxima es suministrada por centrales eléctricas de máxima demanda, 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 0,005 a 0,02 dólares EE.UU. por kWh, en comparación con los costos promedio anuales para los grandes productores de 0,01 a 0,025 dólares EE.UU. por kWh, tarifas minoristas de más de 0,10 dólares EE.UU. por kWh y múltiples del comercio minorista para proveedores instantáneos en momentos imprevistos de alta demanda. [22] Nueva York suele comprar más de 1.000 MW de energía hidroeléctrica de bajo coste a Canadá. [23] Las fuentes locales (incluso si son más caras y se utilizan con menos frecuencia) pueden proteger el suministro de energía contra el clima y otros desastres que pueden desconectar a proveedores distantes.
Las fuentes hidroeléctricas y eólicas no se pueden acercar a las grandes ciudades, y los costos de la energía solar son más bajos en áreas remotas donde las necesidades locales de energía son nominales. Los costos de conexión pueden determinar si una alternativa renovable particular es económicamente realista. Los costos pueden ser prohibitivos para las líneas de transmisión, pero los costos de la red de transmisión de alta capacidad y larga distancia podrían recuperarse con tarifas de uso modestas.
En las centrales eléctricas , la energía se produce a un voltaje relativamente bajo, entre aproximadamente 2,3 kV y 30 kV, dependiendo del tamaño de la unidad. Luego, el transformador de la central eléctrica aumenta el voltaje a un voltaje más alto (115 kV a 765 kV CA) para la transmisión.
En los Estados Unidos, la transmisión de energía es, de diversas maneras, de 230 kV a 500 kV, con menos de 230 kV o más de 500 kV como excepciones.
La Interconexión Occidental tiene dos voltajes de intercambio principales: 500 kV CA a 60 Hz y ±500 kV (1000 kV neto) 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 345 kV ( línea de servicio público de Arizona (APS)) son estándares locales, los cuales se implementaron antes de que 500 kV se volviera práctico.
La transmisión de electricidad a alto voltaje reduce la fracción de energía perdida por el calentamiento Joule , que varía según el tipo de conductor, la corriente y la distancia de transmisión. Por ejemplo, un tramo de 160 km (100 millas) a 765 kV que transporta 1000 MW de potencia puede tener pérdidas del 0,5% al 1,1%. Una línea de 345 kV que transporta la misma carga a lo largo de la misma distancia tiene pérdidas del 4,2%. [24] Para una cantidad determinada de potencia, un voltaje más alto reduce la corriente y, por lo tanto, las pérdidas resistivas . Por ejemplo, aumentar la tensión en un factor de 10 reduce la corriente en un factor correspondiente de 10 y, por tanto, las pérdidas en 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 igualar la corriente más baja, las pérdidas aún se reducen diez veces usando el voltaje más alto.
Si bien la pérdida de energía también se puede reducir aumentando la conductancia del cable (aumentando su área de sección transversal), los conductores más grandes son más pesados y más caros. Y dado que la conductancia es proporcional al área de la sección transversal, la pérdida de potencia resistiva solo se reduce proporcionalmente al aumentar el área de la sección transversal, lo que proporciona un beneficio mucho menor que la reducción al cuadrado que se obtiene al multiplicar el voltaje.
La transmisión de larga distancia generalmente se realiza con líneas aéreas con voltajes de 115 a 1200 kV. En voltajes más altos, donde existen más de 2000 kV entre el conductor y tierra, las pérdidas por descarga en corona son tan grandes que pueden compensar las pérdidas resistivas más bajas en los conductores de línea. Las medidas para reducir las pérdidas por corona incluyen un mayor diámetro del conductor, núcleos huecos [25] o haces de conductores.
Los factores que afectan la resistencia y, por tanto, la pérdida incluyen la temperatura, la formación de espirales y el efecto piel . La resistencia aumenta con la temperatura. La formación de espirales, que se refiere a la forma en que los conductores trenzados giran alrededor del centro, también contribuye a aumentar la resistencia del conductor. El efecto piel hace que la resistencia efectiva aumente a frecuencias de CA más altas. Las pérdidas corona y resistivas se pueden estimar mediante un modelo matemático. [26]
Las pérdidas de transmisión y distribución en EE. UU. se estimaron en 6,6% en 1997, [27] 6,5% en 2007 [27] y 5% de 2013 a 2019. [28] En general, las pérdidas se estiman a partir de la discrepancia entre la energía producida (según lo informado por centrales eléctricas) y energía vendida; la diferencia constituye pérdidas de transmisión y distribución, suponiendo que no se produzca robo de servicios públicos.
En 1980, la distancia más larga y rentable para la transmisión de CC era de 7.000 kilómetros (4.300 millas). Para AC fue de 4.000 kilómetros (2.500 millas), aunque las líneas de transmisión estadounidenses son sustancialmente más cortas. [22]
En cualquier línea de CA, la inductancia y 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 un flujo de potencia reactiva , que no transmite potencia a la carga. Sin embargo, estas corrientes reactivas provocan 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 disminuye el factor de potencia.
Para los sistemas de transmisión con factor de potencia bajo, las pérdidas son mayores que para los sistemas con factor de potencia alto. Las empresas de servicios públicos añaden bancos de condensadores, reactores y otros componentes (como desfasadores , compensadores VAR estáticos y sistemas de transmisión de CA flexibles , FACTS) en todo el sistema para ayudar a compensar el flujo de potencia reactiva, reducir las pérdidas en la transmisión de energía y estabilizar los voltajes del sistema. . Estas medidas se denominan colectivamente "apoyo 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 otras fases. La inductancia mutua de los conductores depende parcialmente de la orientación física de las líneas entre sí. Las líneas trifásicas se tienden convencionalmente con fases separadas verticalmente. La inductancia mutua vista por un conductor de la fase en medio de las otras dos fases es diferente de la inductancia vista en la parte superior/inferior.
La inductancia desequilibrada entre los tres conductores es problemática porque puede obligar a la línea media a transportar una cantidad desproporcionada de la potencia total transmitida. De manera similar, puede ocurrir una carga desequilibrada si una línea está constantemente más cerca del suelo y opera con una impedancia más baja. Debido a este fenómeno, los conductores deben transponerse periódicamente a lo largo de la línea para que cada fase tenga el mismo tiempo en cada posición relativa para equilibrar la inductancia mutua vista 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 es económico conectar todas las subestaciones de distribución a la alta tensión de transmisión principal, porque ese equipo es más grande y más caro. Normalmente, sólo las subestaciones más grandes se conectan con este alto voltaje. El voltaje se reduce antes de que la corriente se envíe a subestaciones más pequeñas. Los circuitos de subtransmisión generalmente están dispuestos en bucles de modo que una falla en una sola línea no detenga el servicio a muchos clientes por más de un corto tiempo.
Los circuitos pueden estar normalmente cerrados , donde la pérdida de un circuito no debería provocar ninguna interrupción, o normalmente abiertos donde las subestaciones pueden cambiar a un suministro de respaldo. Si bien los circuitos de subtransmisión suelen realizarse por líneas aéreas , en las zonas urbanas se puede utilizar cable enterrado. Las líneas de subtransmisión de menor voltaje utilizan menos derecho de vía y estructuras más simples; El enterramiento es menos difícil.
Ningún límite fijo separa la subtransmisión y la transmisión, o la subtransmisión y la distribución . Sus rangos de voltaje se superponen. En América del Norte se utilizan a menudo voltajes de 69 kV, 115 kV y 138 kV para la subtransmisión. A medida que evolucionaron los sistemas de energía, los voltajes que antes se usaban para la transmisión se usaron 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 punto a punto. [29]
Los transformadores de las subestaciones reducen el voltaje a un nivel más bajo para su distribución a los clientes. Esta distribución se logra con 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 al voltaje del usuario final (100 a 4160 voltios).
La transmisión de energía de alto voltaje permite menores pérdidas resistivas en largas distancias. Esta eficiencia entrega 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 un transformador intermedio, el circuito actúa como un divisor de voltaje , porque la misma corriente pasa por la resistencia del cable y el dispositivo alimentado. En consecuencia, la potencia útil (en el punto de consumo) es:
¿Debería un transformador ideal convertir 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 y la corriente se multiplica por en la rama secundaria, en comparación con la rama primaria? rama), entonces el circuito vuelve a ser equivalente a un divisor de voltaje, pero los cables ahora tienen una resistencia aparente de solo . La potencia útil es entonces:
Para (es decir, 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 debido al 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 envío se pueden cambiar 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, de 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 tales modelos, una letra mayúscula como R se refiere a la cantidad total sumada sobre 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; Normalmente se utiliza 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 emisor y receptor.
La impedancia característica es puramente real, lo que significa resistiva para esa impedancia, y a menudo se la llama impedancia de sobretensión. Cuando una línea sin pérdidas termina con impedancia de sobretensión, el voltaje no cae. Aunque los ángulos de fase del voltaje y la corriente giran, las magnitudes del voltaje y la corriente permanecen constantes a lo largo de la línea. Para carga > SIL, el voltaje cae desde el extremo de envío y la línea consume VAR. Para 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 millas). Allí, sólo 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 millas). 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 a menudo se denomina circuito π (pi) nominal debido a la forma ( π ) que adopta cuando la conductancia de fuga se coloca en ambos lados del diagrama del circuito. El análisis de la línea media produce:
Comportamientos contrarios a la intuición 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 bajo consideración tiene más de 250 km (160 millas) de largo. 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 encontrar el voltaje y la corriente al final de la línea larga, se debe reemplazar con (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 asíncronas. Cuando la energía eléctrica se transmite a distancias muy largas, la potencia perdida en la transmisión de CA se vuelve apreciable y es menos costoso utilizar corriente continua. Para 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 requeridas en cada extremo.
HVDC se utiliza para cables submarinos largos donde no se puede utilizar CA debido a la capacitancia del cable. [30] En estos casos se utilizan cables especiales de alta tensión . Los sistemas submarinos HVDC se utilizan a menudo para interconectar las redes eléctricas de 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 desplegado conexiones submarinas de hasta 600 kilómetros (370 millas) de longitud. [31]
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 el voltaje del extremo de origen y los extremos de destino, pero un ángulo de fase demasiado grande permite que los sistemas en cualquiera de los 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 es capaz de transferir toda su potencia nominal. Por lo tanto, un enlace de CC estabiliza la red de CA en ambos extremos, ya que el flujo de energía y el ángulo de fase se pueden controlar de forma independiente.
A modo de ejemplo, ajustar el flujo de energía CA en una línea hipotética entre Seattle y Boston requeriría un ajuste de la fase relativa de las dos redes eléctricas regionales. Esto es algo que ocurre todos los días en los sistemas de CA, pero puede verse interrumpido cuando los componentes del sistema de CA fallan y generan cargas inesperadas en la red. En cambio, con una línea HVDC, dicha interconexión:
(y posiblemente en otras ciudades cooperantes a lo largo de la ruta de transmisión). Un sistema de este tipo podría ser menos propenso a fallar si partes del mismo se cerraran repentinamente. Un ejemplo de una larga línea de transmisión de CC 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 según la longitud de la línea. El calentamiento de conductores de línea cortos debido a pérdidas en la línea establece un límite térmico. Si se consume demasiada corriente, los conductores pueden hundirse 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 potencia que fluye por una línea de CA es proporcional al coseno del ángulo de fase del voltaje y la corriente en los extremos.
Este ángulo varía dependiendo de la carga del sistema. No es deseable que el ángulo se acerque a 90 grados, ya que la potencia que fluye disminuye mientras persisten las pérdidas resistivas. El producto de la longitud de la línea y la carga máxima es aproximadamente proporcional al cuadrado del voltaje del sistema. Los condensadores en serie o transformadores desfasadores se utilizan en líneas largas para mejorar la estabilidad. Las líneas HVDC están restringidas únicamente por límites térmicos y de caída de voltaje, ya que el ángulo de fase no es material.
Comprender la distribución de la temperatura a lo largo de la ruta del cable fue 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 normalmente se establecía como un compromiso entre la comprensión de las condiciones de operación y la minimización de riesgos. Esta solución de monitoreo utiliza fibras ópticas pasivas como sensores de temperatura, ya sea dentro de un cable de alto voltaje o montadas externamente en el aislamiento del cable.
Para cables aéreos, la fibra está integrada en el núcleo de un cable de fase. La solución integrada de clasificación de cable dinámico (DCR)/clasificación térmica en tiempo real (RTTR) hace posible ejecutar la red al máximo. Permite al operador predecir el comportamiento del sistema de transmisión para reflejar cambios importantes en sus condiciones operativas iniciales.
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 proporcionar un rendimiento rentable.
El sistema de transmisión proporciona capacidad de carga base y carga máxima , con márgenes de seguridad y tolerancia a fallas. Los tiempos de carga máxima 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 altos al final 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 temporada y la hora del día. Los diseños de sistemas de distribución siempre tienen en cuenta la carga base y la carga máxima.
El sistema de transmisión generalmente no tiene una gran capacidad de amortiguación para hacer coincidir las cargas con la generación. Por lo tanto, la generación debe mantenerse adaptada a la carga, para evitar sobrecargar el equipo 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, sólo es necesario el control local de la generación. Se trata de la sincronización de las unidades de generación .
En la generación de energía distribuida, los generadores están distribuidos geográficamente y el proceso para ponerlos en línea y fuera de línea debe controlarse cuidadosamente. Las señales de control de carga pueden enviarse en líneas separadas o en las propias líneas eléctricas. El voltaje y la frecuencia se pueden utilizar como mecanismos de señalización para equilibrar las cargas.
En la señalización de voltaje, el voltaje varía para aumentar la generación. La potencia agregada por cualquier sistema aumenta a medida que disminuye el voltaje de la línea. Esta disposición es, en principio, estable. La regulación basada en voltaje es compleja de usar en redes de malla, ya que los componentes individuales y los puntos de ajuste deberían reconfigurarse cada vez que se agrega un nuevo generador a la malla.
En la señalización de frecuencia, las unidades generadoras coinciden con la frecuencia del sistema de transmisión de energía. En el control de velocidad de caída , si la frecuencia disminuye, la potencia aumenta. (La caída en la frecuencia de la línea es una indicación de que el aumento de carga está provocando que los generadores disminuyan la velocidad).
Las turbinas eólicas , el vehículo a la red , las plantas de energía virtuales y otros sistemas de generación y almacenamiento distribuidos localmente pueden interactuar con la red para mejorar el funcionamiento del sistema. A nivel internacional, se ha producido un lento paso de un sistema eléctrico centralizado a uno descentralizado. El principal atractivo de los sistemas de generación distribuida localmente es que reducen las pérdidas de transmisión al llevar a un consumo de electricidad más cerca del lugar donde se produjo. [32]
En condiciones de exceso de carga, el sistema puede diseñarse para fallar de forma incremental en lugar de hacerlo todo a la vez. Las caídas de tensión ocurren cuando la energía suministrada cae por debajo de la demanda. Los apagones ocurren cuando la red falla por completo.
Los apagones continuos (también llamados deslastre de carga) son cortes de energía eléctrica diseñados intencionalmente, que se utilizan para distribuir energía insuficiente a varias cargas a su vez.
Los operadores de redes requieren comunicaciones confiables para administrar la red y las instalaciones de generación y distribución asociadas. Los relés protectores de detección de fallas en cada extremo de la línea deben comunicarse para monitorear el flujo de energía, de modo que los conductores o equipos con fallas puedan desenergizarse rápidamente y restablecer 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 confiables, mientras que en algunas áreas remotas no hay ningún operador común disponible. Los sistemas de comunicación asociados a un proyecto de transmisión podrán utilizar:
En raras ocasiones, y para distancias cortas, se tienden cables piloto a lo largo de la ruta de la línea de transmisión. No se prefieren los circuitos arrendados a empresas de transporte público ya que la disponibilidad no está bajo el control del operador.
Las líneas de transmisión se pueden utilizar para transportar datos: esto se denomina portador 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 se pueden incluir en los conductores trenzados de una línea de transmisión, en los cables de blindaje aéreos. Estos cables se conocen como cable de tierra óptico ( OPGW ). A veces se utiliza un cable independiente, un cable autoportante totalmente dieléctrico ( ADSS ), unido a los brazos transversales de la línea de transmisión.
Algunas jurisdicciones, como Minnesota , prohíben a las empresas de transmisión de energía vender ancho de banda de comunicación excedente o actuar como operador común de telecomunicaciones . Cuando la estructura regulatoria lo permita, la empresa de servicios públicos puede vender capacidad en fibras extra oscuras a un operador común.
Generalmente se considera que la transmisión de electricidad es un monopolio natural , pero que no está inherentemente vinculado a la generación. [33] [34] [35] Muchos países regulan la transmisión por separado de la generación.
España fue el primer país en establecer una organización de transmisión regional . En ese país, las operaciones de transmisión y los mercados de electricidad están separados. El operador del sistema de transporte 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 | Explotación Omel. El sistema de transporte español 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 servicios públicos; Recovery of Stranded Costs by Public Utilities and Transmitting Utilities , emitido en 1996. [36] En los Estados Unidos y partes de Canadá, las compañías de transmisión eléctrica operan independientemente de las compañías 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 Cross Sound Cable desde Shoreham, Nueva York hasta New Haven, Connecticut , la línea de transmisión Neptune RTS desde Sayreville, Nueva Jersey , hasta New Bridge, Nueva York y Path 15 en California. Se están desarrollando o se han propuesto proyectos adicionales en todo Estados Unidos, incluido el conector del lago Erie , 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. [37]
Australia tiene un interconector de mercado no regulado ( Basslink ) entre Tasmania y Victoria . Dos enlaces de CC originalmente implementados como interconectores de mercado, Directlink y Murraylink , se convirtieron en interconectores regulados. [38]
Una barrera importante para una adopción más amplia de la transmisión comercial es la dificultad para identificar quién se beneficia del servicio de manera que los beneficiarios paguen el peaje. Además, es difícil para una línea de transmisión comercial competir cuando las líneas de transmisión alternativas están subsidiadas por empresas de servicios públicos con una base tarifaria monopolizada y regulada. [39] 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 comerciales cuando se encuentra una necesidad de política pública. [40]
El coste de la transmisión de alta tensión es comparativamente 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 aproximadamente 0,2 peniques por kWh, en comparación con un precio de entrega nacional de alrededor de 10 peniques por kWh. [41]
El nivel de gasto de capital en el mercado de equipos de transmisión y distribución de energía eléctrica se estimó en 128,9 mil millones de dólares en 2011. [42]
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 lograron encontrar ningún vínculo entre vivir cerca de líneas eléctricas y desarrollar enfermedades, como el cáncer. Un estudio de 1997 no informó un mayor riesgo de cáncer o enfermedades por vivir cerca de una línea de transmisión. [43] Otros estudios, sin embargo, informaron correlaciones estadísticas entre diversas enfermedades y vivir o trabajar cerca de líneas eléctricas. No se han demostrado efectos adversos para la salud de las personas que no viven cerca de líneas eléctricas. [44]
La Comisión de Servicios Públicos del Estado de Nueva York llevó a cabo un estudio [45] para evaluar los posibles efectos de los campos eléctricos en 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 nuevas líneas de transmisión en el estado de Nueva York. El dictamen 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 sobre la intensidad de los campos magnéticos, el 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 vía utilizando la clasificación de conductor normal en invierno. En comparación con los objetos cotidianos, un secador de pelo o una manta eléctrica producen un campo magnético de 100 mG – 500 mG. [46] [47]
Las solicitudes para una nueva línea de transmisión generalmente incluyen un análisis de los niveles de campos eléctricos y magnéticos en el borde de los derechos de vía. Las comisiones de servicios públicos normalmente no comentan sobre los impactos en la salud.
Se han establecido efectos biológicos para la exposición aguda de alto nivel a 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 un campo magnético residencial de frecuencia industrial superior a 0,3 µT (3 mG). ) a 0,4 µT (4 mG). Estos niveles superan el promedio de los campos magnéticos de frecuencia industrial residenciales 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. [48] [49]
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. [48]
Se pueden utilizar herbicidas y reguladores del crecimiento de los árboles en los derechos de vía de las líneas de transmisión, [50] lo que puede tener efectos sobre la salud .
En algunos países donde las locomotoras eléctricas o unidades eléctricas múltiples funcionan con energía CA de baja frecuencia, los ferrocarriles operan redes de energía de tracción monofásica separadas . Los mejores ejemplos son países como Austria, Alemania y Suiza que utilizan tecnología de CA basada en 16 2/3 Hz . Noruega y Suecia también utilizan esta frecuencia, pero utilizan la conversión del suministro público de 50 Hz; Suecia dispone de una red de tracción de 16 2/3 Hz pero sólo 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. [51] Se ha estimado que los residuos se reducirían a la mitad utilizando este método, ya que el equipo de refrigeración necesario consumiría aproximadamente la mitad de la energía ahorrada mediante la eliminación de pérdidas resistivas. Empresas como Consolidated Edison y American Superconductor comenzaron la producción comercial de dichos sistemas en 2007. [52]
Los cables superconductores son especialmente adecuados para zonas con alta densidad de carga, como los distritos comerciales de las grandes ciudades, donde la compra de una servidumbre para los cables es costosa. [53]
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 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 alimentación submarinos.
Tanto Nikola Tesla como Hidetsugu Yagi intentaron idear sistemas para la transmisión inalámbrica de energía a gran escala a finales del siglo XIX y principios del XX, sin éxito comercial.
En noviembre de 2009, LaserMotive ganó el Power Beaming Challenge de la NASA 2009 al impulsar un escalador de cable de 1 km verticalmente utilizando un transmisor láser terrestre. El sistema producía hasta 1 kW de potencia en el extremo del receptor. En agosto de 2010, la NASA contrató empresas privadas para diseñar sistemas de rayos de energía láser para alimentar satélites en órbita terrestre baja y lanzar cohetes utilizando rayos de energía láser.
Se ha estudiado la transmisión de energía inalámbrica para la transmisión de energía desde satélites de energía solar a la Tierra. Un conjunto de transmisores láser o de microondas de alta potencia transmitiría energía a una recena . 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 . [59] [60] 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. [61]
En junio de 2019, Rusia admitió que era "posible" que su red eléctrica estuviera bajo un ciberataque por parte de Estados Unidos. [62] El New York Times informó que piratas informáticos estadounidenses del Comando Cibernético de los Estados Unidos colocaron malware potencialmente capaz de interrumpir la red eléctrica rusa. [63]
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