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 %.

 

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Técnicas para el control del efecto Ferranti en líneas de Alta Tensión

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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.

 

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Ventajas del aumento de tensión en líneas de distribución con cargas saturadas

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