domingo, 23 de mayo de 2021
viernes, 14 de mayo de 2021
Breve historia del suministro eléctrico
Figura 1: Construcción de la primera
línea de BBC de 110 kV (entre Karlsruhe y Mannheim, Alemania, 1914).
La energía eléctrica se descubrió en forma de C.C., y
las primeras aplicaciones de comunicaciones, transporte y alumbrado empleaban C.C.
de baja tensión. Por ello, no es una sorpresa que las primeras redes de distribución
urbanas fueran también de C.C. Incluso la primera línea de transporte de
electricidad a larga distancia (57 km, entre Miesbach y Munich en Alemania, en 1882)
empleaba tecnología de C.C. Estos primeros trabajos se anticiparon a la
tecnología de C.A. trifásica, cuyo desarrollo surgió en Europa y fue promovido
en Estados Unidos por Nikola Tesla y Georges Westinghouse.
El principal motor para la transición al sistema de C.A.
trifásica fue la posibilidad de convertir tensiones con transformadores. Los
transformadores hicieron posible el transporte de la electricidad con pocas pérdidas
convirtiéndola a tensiones demasiado altas para su empleo directo en aplicaciones.
Esta eficiencia del transporte hizo posible el empleo de centrales eléctricas de
mayor tamaño que introdujeron la economía de escala. Otra importante ventaja de
la C.A. era la mayor facilidad de interrupción de las corrientes de
cortocircuito; todavía hoy, los interruptores de C.C. de alta tensión son
prototipos. Y la última ventaja de la C.A., pero no la menos importante, era la
muy fácil conversión de la energía eléctrica en mecánica y viceversa en las
máquinas de inducción.
En 1891, con ocasión de la Exposición Electrotécnica
Internacional de Fráncfort, Alemania, se presentó el transporte con éxito de CA
trifásica a lo largo de 176 km, entre Lauffen y Fráncfort. La demostración fue
una colaboración entre AEG y Maschinenfabrik Oerlikon. Se hizo bajo la
dirección del pionero de la tecnología trifásica Mikhail Osipovich
DolivoDobrovolsky, de AEG. La contribución de Maschinenfabrik Oerlikon fue dirigida
por Charles Eugene Lancelot Brown, que había de convertirse en uno de los
fundadores de Brown Boveri & Company (BBC).
La irrupción del sistema de C.A. trifásico en Estados
Unidos se produjo cuando se confió la iluminación de la Feria Mundial de Chicago
de 1893 a George Westinghouse.
Westinghouse presentó un presupuesto mucho más bajo
que el de C.C. de Thomas Edison. Su victoria fue decisiva para el triunfo de la
C.A. en la “Guerra de las Corrientes”.
Los primeros
sistemas de suministro a larga distancia
En la primera mitad del siglo XX se fueron interconectando
progresivamente las redes aisladas anteriores para constituir mallas de mayor
tamaño y, al final, nacionales.
Ello dio lugar a una estructura de sistemas eléctricos
que todavía perdura. Se caracteriza por la interconectividad de todo el sistema
(figura 1), un nivel mallado de transporte de
alta tensión conectado a redes regionales subordinadas de alta tensión, y redes
de distribución subyacentes de media y baja tensión que sirven a zonas urbanas
y rurales. Las razones para fusionar las redes locales aisladas son la mayor
eficiencia de las grandes centrales, la menor capacidad de reserva de energía y
la utilización de fuentes primarias próximas, en especial hidráulicas y de lignito.
Su transporte en su forma primaria no es económico a causa de su baja densidad
de energía (figura
2). Puesto que muy
pronto se reconoció el suministro eléctrico como una infraestructura económica
clave y un monopolio natural, prácticamente todos los países lo nacionalizaron o
reglamentaron desde muy al principio.
Figura 2: La energía hidroeléctrica
tiene una fuerte dependencia geográfica y por ello exige transporte a grandes
distancias
Con la aparición de grandes sistemas, comenzó el modo
de explotación que sigue siendo válido para todos los grandes sistemas de
suministro eléctrico del mundo (figura
3). Los dos
principales requisitos que debe cumplir el sistema son asegurar el equilibrio
entre oferta y demanda (lado izquierdo de la figura) y mantener los parámetros
especificados de tensión en los puntos de transferencia (lado derecho).
Figura 3: Funciones principales del
sistema de suministro eléctrico
La dificultad de operar en tiempo real un sistema tan
grande, geográficamente repartido y heterogéneo sin la tecnología actual de comunicaciones
de alto rendimiento se abordó desplegando un proceso de planificación amplio
con herramientas tales como control de unidades y distribución de cargas y con
el objetivo de minimizar las demás incertidumbres.
Lo último debe controlarse en tiempo real. El control
de las demás desviaciones aprovecha el hecho de que la frecuencia está disponible
casi instantáneamente en el sistema. La diferencia entre consumo y generación
se puede medir utilizando la desviación resultante en la frecuencia, que
proporciona una señal para que las centrales equipadas con control adecuado
modifiquen su salida y corrijan la diferencia.
El control de la red es bastante independiente de
estas actividades de gestión de la energía.
El control de la red utiliza los ajustes de control de
los transformadores situados entre los distintos niveles de alta tensión y los
que se encuentran entre el nivel de alta y media tensión, así como la energía reactiva
alimentada desde las centrales para ajustar el flujo de carga y las tensiones de
la red. La regulación de la tensión suele finalizar en el nivel de media
tensión.
La conexión entre los niveles de media y baja tensión
utiliza transformadores con relaciones fijas.
En principio, estos dos procesos son independientes.
Sin embargo, en la práctica están interrelacionados debido al uso de centrales
para el control local de la energía reactiva, y a que los cuellos de botella
del transporte exigen que las centrales trabajen fuera del coste óptimo de funcionamiento
de todo el sistema.
La importante afirmación final de la figura 3 es que la explotación de grandes
redes síncronas interconectadas en el nivel primario de distribución se
consigue con un pequeño número de elementos dispuestos centralmente, como
grandes centrales eléctricas e instalaciones de conmutación. Por ejemplo, en las
estructuras europeas típicas, las instalaciones de conmutación del nivel primario
representan menos del dos por ciento de la aparamenta total.
En la segunda mitad del siglo XX se interconectaron
las redes nacionales a través de las fronteras para formar redes síncronas transnacionales.
Estos cambios fueron impulsados por la búsqueda de una mayor rentabilidad y
seguridad del suministro.
En Europa, la creación en 1951 de la Unión para la
Coordinación de la Producción y el Transporte de Electricidad (UCPTE) sentó las
bases para la fundación de un sistema europeo operado sincrónicamente.
La implantación técnica comenzó con la conexión de las
redes de Francia, Suiza y Alemania en la “Star of Laufenburg” (Suiza) en 1958,
mucho antes de que naciera la idea de un mercado eléctrico europeo.
Actualmente, una sola red síncrona se extiende desde Portugal hasta Polonia y
desde los Países Bajos hasta Turquía. También se ha sincronizado posteriormente
con Marruecos, Argelia y Túnez (figura
4).
Figura 4: Principales redes síncronas
de Europa
En paralelo con la aparición del sistema europeo
continental interconectado, se crearon el sistema Nordel escandinavo y el Interconnected
Power System (IPS) de la (entonces) Unión Soviética y los países de su esfera de influencia.
Este último es hasta hoy el sistema sincronizado de mayor cobertura geográfica
del mundo.
En Norteamérica se adoptó una solución ligeramente
distinta. Aunque se crearon sistemas síncronos que cubrían varios estados, no
se extendió la operación síncrona a todo el territorio continental. Ahora hay
tres áreas interconectadas sincrónicamente mediante acoplamientos HVDC.
Actualmente, China tiene el mayor sistema eléctrico
sincronizado del mundo (en términos de potencia), y sigue evolucionando
rápidamente. Los datos clave de algunas redes síncronas importantes se comparan
en (figura 5).
Figura 5: Datos fundamentales de las
redes síncronas seleccionadas
Las diferentes tensiones máximas de estas redes de transporte
reflejan el diferente tamaño geográfico de los sistemas. Como los requisitos de
energía reactiva limitan la longitud máxima de funcionamiento estable, el transporte
a larga distancia exige alta tensión o baja frecuencia.
Transporte de
corriente continua de alta tensión
Aunque las ventajas de la tecnología de C.A. llevaron
a su adopción universal, el crecimiento de tamaño de las redes síncronas puso
también de manifiesto sus inconvenientes. Los sistemas empezaron a alcanzar los
límites del transporte estable, especialmente donde se utilizaba transporte por
cable (que introduce requisitos de energía reactiva muy capacitiva).
La importancia de los cables submarinos en los países
escandinavos les animó a considerar en la década de 1920 el transporte de C.C.
de alta tensión (HVDC). El pionero de esta tecnología, August Uno Lamm, pasó
más de veinte años trabajando en este problema en ASEA. El primer enlace comercial
entró en funcionamiento en 1954 para conectar la isla de Gotland en el Mar
Báltico con la red continental sueca (figura 6).
Figura 6: La sala de control de
Gotland en la década de 1950
Durante las décadas siguientes, el transporte en HVDC
se consolidó como mejor tecnología para transportar grandes cantidades de
electricidad a grandes distancias. La construcción de centrales hidroeléctricas
cada vez más grandes seguido siendo el principal impulsor desarrollo de la HVDC
(figura 7); por ejemplo, Cahora Bassa en el sur
de África, Itaipú en Sudamérica y desde el decenio 1990 varios grandes
proyectos en China.
Los mayores valores actuales (en distintos sistemas)
son 6.400 MW, 2500 km 1100 kV en CC.
Figura 7: Desarrollo de los
parámetros HVDC
Liberalización
del suministro eléctrico
Hacia finales del siglo XX, muchos países comenzaron a
cuestionar los requisitos de total integración vertical del sector eléctrico.
La discusión comenzó inicialmente en Estados Unidos, el Reino Unido y
Escandinavia, y culminó con la liberalización del suministro eléctrico en
dichos países. Posteriormente Australia y la Unión Europea hicieron lo mismo.
En los países en los que el suministro eléctrico había sido propiedad pública,
esto condujo a su privatización. A pesar de estos desarrollos paralelos, las
motivaciones reales para el cambio no fueron uniformes. Las razones incluían el
deseo de atraer inversiones privadas al suministro eléctrico, el deseo de mejorar
la calidad del suministro y el objetivo de bajar los precios de la energía por
medio de la competencia.
La liberalización exigió la separación de la generación
y la explotación de la infraestructura de las redes. Aunque las redes se
siguieron considerando como monopolios naturales y, por lo tanto, reguladas por
el estado, la generación pasó a ser un mercado competitivo. Pero los distintos países
optaron por distintas materializaciones de esta liberalización. En Europa, los
clientes finales pueden participar directamente en el mercado competitivo escogiendo
entre distintos proveedores.
En Norteamérica, por el contrario, los monopolios
territoriales permanecen en el nivel de la distribución, y la competencia se
limita al nivel mayorista.
La liberalización introdujo también nuevas funciones
en el mercado, no sólo en el área de la optimización comercial y la interacción
con los clientes, sino también asegurando un funcionamiento continuo estable del
sistema. Estas funciones se ilustran en (figura 8) junto con las funciones técnicas básicas conservadas de la configuración
anterior. La liberalización acabó efectivamente con la planificación integrada de
las estaciones y las redes eléctricas, tanto en términos de desarrollo como de
operación. La competencia real entre las centrales eléctricas de distintos lugares
requiere una capacidad de transporte mayor que la necesaria para un sistema planificado
integralmente. Pero exige una coordinación operativa entre los participantes en
el mercado y normas de cooperación.
Figura 8: Funciones técnica y
comercial en un mercado eléctrico minorista totalmente liberalizado
Suministro
eléctrico 2.0
Desde el comienzo del nuevo milenio, muchos países se
han movido hacia un fuerte apoyo y promoción de las nuevas fuentes de energía
renovables, principalmente solar y eólica (figura 9).
Figura 9: El enorme crecimiento de la
energía eólica y solar en los últimos años ha creado nuevos problemas
Este rápido desarrollo ha introducido problemas técnicos para las
redes, pero también ha contribuido a una importante reducción del coste de la
energía, especialmente la fotovoltaica. El resultado es que se puede suministrar
energía desde un número cada vez mayor de países a un precio inferior al que
pagan los clientes de la red de baja tensión. Como la electricidad fotovoltaica
presenta una estructura de costes casi lineal (sin una economía de escala
significativa en los costes de inversión), está causando un efecto fundamental en
la economía, y por ende en la estructura, del suministro eléctrico. Las principales
características de este efecto, desde una perspectiva sistémica técnica, son:
· Mayor separación geográfica entre generación y consumo en
sistemas construidos con anterioridad pensando en los combustibles fósiles y la
energía nuclear, que antes equilibraban consumo
y generación a escala regional. Esta evolución está principalmente impulsada
por fuentes de energía primarias con fuerte dependencia de la localización,
como el viento y el agua.
· La generación distribuida está aumentando, principalmente
debido a las fuentes fotovoltaicas y combinadas de calor y electricidad, y hará
que una parte importante de la generación sea cubierta por un gran número de unidades
pequeñas.
· La producción volátil de energías eólica y solar está
provocando fluctuaciones mayores y más rápidas en el lado del suministro que
pueden predecirse en una medida limitada.
Estos tres cambios tienen implicaciones técnicas en todos
los aspectos del suministro y la utilización de la energía eléctrica (figura 10). Dos cambios son especialmente notables:
la creciente importancia de las redes de transporte a larga distancia y de altas
prestaciones y la integración de elementos muy distribuidos, tanto en el
aspecto de la producción como en el del consumo (gestión inteligente del
consumo).
Figura 10: Efectos de los principales
impulsores del cambio en las distintas partes de la cadena de suministro
eléctrico
Con la instalación a gran escala de la generación
renovable, la capacidad de compensar distintas fuentes de energía primaria muy
alejadas es cada vez más ventajosa, por ejemplo, en forma de conexiones desde
el norte de África y el Medio Oriente hacia Europa. Se espera la instalación de
una red de transporte a muy larga distancia como una capa superpuesta a las
redes de alta tensión actuales.
Con la presentación en 2012 de su interruptor
automático de C.C., ABB ha eliminado el último obstáculo importante para
conseguir esta tecnología HVDC.
De todos los cambios que nos esperan, la generación
distribuida será probablemente el que tenga efectos de más largo alcance. Con
una gran parte de la capacidad de generación conectada al nivel de distribución,
este nuevo fenómeno debe integrarse en la gestión del sistema. Además, en el
caso de la energía solar, los picos de entrada pronunciados reclaman una gestión
de la congestión en el nivel de distribución. Para conseguir una coordinación activa,
habrá que añadir hasta tres órdenes de magnitud de nuevos componentes en
comparación con los sistemas pasados. La tecnología de información y
comunicaciones desempeñará un papel crucial. La recogida eficiente de información
y su utilización homogénea para planificación, explotación y mantenimiento será
crucial para la operación económica de redes descentralizadas.
Hay en marcha otro cambio, no producido por la energía
renovable, sino por la evolución técnica: aunque en los primeros días de la
electrificación la C.A. trifásica era dominante, tanto en el lado de la
generación como en el de la aplicación, ahora se encuentran en los sistemas
cada vez más aparatos que necesitan C.C. o son neutros con respecto a la
frecuencia.
Ejemplos en el lado del consumo son los aparatos
electrónicos, LED, baterías y motores accionados por inversor, y en el lado de
la generación, las células solares.
Por tanto, hay una justificación económica cada vez
mayor para la distribución de C.C.
El mundo de la C.A. trifásica está haciéndose cada vez
más híbrido, no sólo en el nivel del transporte sino también en el de la
distribución.
Estos desarrollos están provocando cambios en los
principios fundamentales del suministro eléctrico y ponen a prueba principios
que habían permanecido inmutables desde los primeros días de la C.A.
Por tanto, no es exagerado hablar de la transición a
una nueva fase: electricidad 2.0.
FUENTE:
Revista ABB 4/14: El comienzo de
una nueva época
Jochen
Kreusel ABB Smart Grids Mannheim, Alemania.
sábado, 8 de mayo de 2021
Técnicas para el control de la estabilidad en líneas de alta tensión
En muchos casos, las líneas de transmisión operan muy por debajo de su capacidad de carga térmica debido a limitaciones de tensión, de estabilidad o de operación del sistema. Existen varias tecnologías que mejoran el uso de la capacidad de transmisión.
El regulador del ángulo de fase (PAR) se utiliza de forma generalizada para superar las limitaciones térmicas asociadas a problemas de “flujo en caminos paralelos” o de “flujo en bucles”.
La compensación de condensadores en serie es otra tecnología comúnmente utilizada para aumentar la capacidad de transferencia de las líneas de transmisión HVAC de larga distancia.
Se puede utilizar una familia de dispositivos basados en tecnología electrónica de corrientes fuertes, conocidos frecuentemente como dispositivos FACTS (Flexible AC Transmission System), para habilitar un mejor uso de líneas y cables y otros equipos asociados como son los transformadores (Figura 1).
Figura 1: El equipo FACTS aumenta la capacidad y estabilidad de las líneas de CA.
El más sencillo de estos dispositivos lo constituyen las baterías de condensadores y reactores controlados mediante tiristores (SVC), que se han utilizado frecuentemente para proporcionar una rápida compensación de potencia reactiva en puntos críticos de la red de transmisión.
Otro dispositivo comúnmente utilizado son los condensadores en serie controlados mediante tiristores (TCSC), que pueden proporcionar compensación de potencia reactiva además de amortiguar las oscilaciones del sistema eléctrico.
Un uso
más sofisticado de la electrónica de corrientes fuertes se emplea en los
llamados compensadores síncronos estáticos (STATCOM). Este dispositivo puede absorber
y entregar potencia reactiva al sistema en función de las fluctuaciones de tensión
del sistema. El más refinado de estos dispositivos es el Unified Power Flow
Controller (UPFC).
El UPFC puede regular tanto la potencia real como la reactiva en una línea, permitiendo un rápido soporte de tensión y control del flujo de potencia.
Se estima que los dispositivos FACTS pueden ampliar la
capacidad de transmisión de líneas actualmente limitadas por consideraciones de
tensión o de estabilidad hasta entre el 20 y el 40 %.
POST RELACIONADO:
Técnicas para el control del efecto Ferranti en líneas
de Alta Tensión
lunes, 3 de mayo de 2021
¿Es posible aumentar la capacidad de una línea eléctrica de A.T. con cargas saturadas?
Hay tres formas de aumentar la capacidad de las líneas
de A.T. existentes: elevando la tensión, aumentando las dimensiones y/o el número
de conductores por fase o usando materiales conductores de alta temperatura.
1.- Elevar la
tensión de la línea
Elevar la tensión de una línea reduce la corriente
requerida para transferir la misma potencia. Por ejemplo, un aumento desde 230
kV hasta el siguiente nivel de tensión de 345 kV, aumenta la capacidad de una
línea desde unos 400 MW a 1.100 MW.
2.- Utilizar
nuevos y mayores conductores
Puesto que, aproximadamente, la resistencia de un
conductor es inversamente proporcional a su sección transversal, aumentar la
sección transversal o añadir conductores paralelos aumenta la capacidad de
transporte de corriente de la línea. Por ejemplo, una línea de 230 kV puede
aumentar su potencia de 400 MW a 1.100 MW añadiendo nuevos conductores, mayores
y dispuestos en haz.
3.- Utilizar
materiales conductores de alta temperatura
Los recientes avances tecnológicos en el área de
conductores de alta temperatura proporcionan una forma efectiva de mitigar
cuellos de botella limitados térmicamente para líneas de corta y mediana
longitud. Un conductor de alta temperatura es capaz de transmitir entre el doble
y el triple de corriente que las líneas eléctricas convencionales (es decir,
conductores reforzados de aluminio-acero, ACSR) del mismo diámetro sin aumentar
cargas estructurales.
Para las opciones mencionadas (aumento de tensión o
conductores nuevos y más grandes) se usa el mismo derecho de paso y normalmente
no se necesita utilizar nuevos terrenos. Sin embargo, debido al mayor peso de
los nuevos conductores o a los nuevos requisitos de aislamiento, puede ser
necesario reforzar o reconstruir las torres. Es posible, también, que sea
necesario sustituir el equipo principal de las subestaciones, como los
transformadores e interruptores.
Post relacionado:
Ventajas del aumento de tensión en líneas de
distribución con cargas saturadas
https://imseingenieria.blogspot.com/2016/09/ventajas-del-aumento-de-tension-en.html
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