Bobinas de reactancia limitadoras de corriente (VIDEO)

 

"Esta infografía resume los puntos clave, para ver la explicación detallada en video, haz clic en el siguiente enlace: https://youtu.be/OeKBq-RDoHg

Historia de los métodos de cálculo de redes eléctricas

 

El conjunto de leyes eléctricas que rigen el funcionamiento de las redes eléctricas se estableció antes de que se generalizara la necesidad de realizar cálculos.

El desarrollo a lo largo del tiempo de herramientas para el cálculo predictivo del comportamiento de las redes eléctricas puede resumirse en cuatro etapas, con solapamiento de períodos coincidentes.

● Cálculo "manual", de 1925 a 1960

Este fue el periodo en el que el descubrimiento de redes eléctricas basado en fenómenos observados y medidos en las instalaciones. Se utilizó el método analítico basado en una comprensión física a priori: el problema se plantea en una ecuación basada en las leyes de la electricidad, la resolución numérica se realiza manualmente (regla de cálculo, tablas numéricas), y las hipótesis se confirman por la correspondencia correcta entre medición y cálculo. La extrapolación predictiva se practica utilizando ábacos que deducían los parámetros determinantes.

Al mismo tiempo, se desarrollan las mejores prácticas basadas en la experiencia.

● Simuladores de modelos, de 1950 a 1990

A medida que las redes crecían en tamaño y complejidad las redes se convirtieron en verdaderos sistemas eléctricos con múltiples interacciones. Además, el concepto fue surgiendo gradualmente. La necesidad de predicción era cada vez más importante y más global, ya que implicaba prever numerosas situaciones operativas normales o perturbadas con certeza y precisión.

El simulador cumple estos requisitos. Es una herramienta de laboratorio costosa en términos de inversión y utilización, prerrogativa de los distribuidores eléctricos. El principio del simulador consiste en crear un modelo a escala reducida de la red, reproduciendo el comportamiento del sistema en tiempo real.

Según la aplicación, el simulador puede ser un analizador de transitorios (por ejemplo, propagación de ondas), una red artificial (por ejemplo, ensayo de protecciones), una micro red (por ejemplo, estabilidad dinámica)

Para aumentar su capacidad y rendimiento estos simuladores se han complementado con simuladores analógicos con dispositivos electrónicos para modelar determinados elementos (por ejemplo, reguladores), dando lugar a los simuladores híbridos.

● Simuladores digitales a partir de 1970

En un momento en que las redes empezaban a optimizarse y aparecían fallos importantes en las grandes redes de distribución, las necesidades aumentaron. Los simuladores digitales fueron la respuesta con la llegada de la informática.

ü  Inicialmente, los programas de cálculo se ejecutaban en grandes ordenadores centrales; estos programas los elaboraban generalmente las empresas para satisfacer sus propias necesidades.

ü  Después, hacia 1990, la simulación digital y la descentralización se generalizaron con los microordenadores PC. La comercialización de programas se desarrolló, y hoy los usuarios disponen de una amplia oferta para multitud de aplicaciones.

Nota: El principio del simulador digital es crear un programa detallando las leyes de la red y, a continuación, resolver las ecuaciones con un programa informático adecuado. Tiene la gran flexibilidad de tratar todo tipo de redes y muchos fenómenos, pero no en tiempo real.

● Talleres digitales, a partir de 1990.

Es la etapa de la generalización de la simulación por ordenador como herramienta de cálculo universal (red virtual) con posibilidad de obtener bases de datos globales y procesamiento en tiempo real para el desarrollo de productos, formación de operarios, optimización del control…

Seguridad de funcionamiento de una red eléctrica

 

Con el paso de los años, la seguridad de las redes se ha convertido en un requisito que se extiende a todos los procesos vulnerables a los cortes de electricidad.

El concepto de seguridad de funcionamiento viene definido por las siguientes magnitudes:

● disponibilidad de energía

● frecuencia anual de cortes,

● mantenibilidad.

Objetivos

El objetivo del estudio del comportamiento de una red en términos de seguridad de explotación es:

 ● diseñar la arquitectura de red óptima para satisfacer las necesidades de suministro energético de los receptores de la instalación de acuerdo con los requisitos de continuidad impuestos por el proceso, gracias a:

o   un mejor control de los riesgos derivados de los cortes de energía,

o   mejores criterios de decisión para elegir entre varias soluciones;

● prever situaciones de funcionamiento anómalas, cuantificar su probabilidad y definir un nivel de confianza asociado al suministro de energía eléctrica.

Fenómenos y orígenes

La presencia de energía eléctrica se caracteriza normalmente por:

● Fiabilidad para una duración determinada DT, expresada por el tiempo medio entre dos fallos -MTBF-, o por el tiempo medio hasta el primer fallo -MTTF-,

● Disponibilidad en el tiempo T,

● Tiempo medio desde el fallo hasta la reparación -MTTR-.

El suministro de energía eléctrica depende esencialmente de:

 ● la estructura topológica de la red eléctrica para todos los regímenes de funcionamiento posibles y durante sus cambios de estado: normal, degradado o en régimen de emergencia,

● el funcionamiento normal del sistema cuando los distintos regímenes de funcionamiento se desarrollan correctamente,

 ● la organización del mantenimiento,

 ● la previsión de perturbaciones accidentales.

Efectos y soluciones

Desde el punto de vista eléctrico, las averías de la red adoptan principalmente las siguientes formas:

● Cortes de corriente de los distribuidores de energía: las propias redes de distribución están sujetas a fallos o perturbaciones (avería de equipos, perturbaciones atmosféricas, etc.). Esto provoca bajadas de tensión y cortes breves o prolongados en las subestaciones de entrada. En función de la topología de la red y de los medios desplegados, estas perturbaciones pueden propagarse hasta los receptores.

● Fallos de aislamiento: los cortocircuitos provocan bajadas de tensión o interrupciones en los receptores, en función de:

o   las protecciones instaladas y su selectividad,

o   la distancia "eléctrica" del receptor con respecto a la avería,

o   la topología de la red, con o sin dispositivos de reconfiguración de redundancia activa o pasiva.

● Disparos intempestivos: provocan el corte de la alimentación de los receptores situados aguas abajo.

● Fallos de funcionamiento: cuando la aparamenta no efectúa un cambio de estado solicitado (no abre o no cierra a petición). En general, estos fallos no provocan perturbaciones directas en los receptores. En cambio, suelen ser fallos no detectados que provocan un mal funcionamiento de la red cuando se produce otro fenómeno, como:

o   pérdida de protección y/o selectividad

o   pérdida de recursos de reconfiguración, de reserva, etc.

Los efectos de las caídas de tensión o los cortes de suministro dependen de la sensibilidad del receptor.

Algunos receptores, como los equipos informáticos, son sensibles a las caídas de tensión o a las interrupciones muy breves (algunas decenas de ms), mientras que otros equipos pueden aceptar interrupciones más largas sin perturbar el proceso.

Por tanto, es esencial caracterizar los equipos por su nivel de sensibilidad.

Además, la duración real de la pérdida del receptor o del proceso no siempre es proporcional a la duración del corte de corriente. En algunos casos, la reposición del servicio puede depender de muchos más parámetros que el simple retorno de la energía eléctrica (restablecimiento del funcionamiento de una sala blanca, parametrización de una máquina herramienta, proceso químico, etc.).

Por lo tanto, es necesario evaluar la criticidad de los receptores como consecuencia de su parada.

Los medios tradicionales utilizados para protegerse de todas estas perturbaciones son:

● fuentes autónomas (generadores, turbinas de gas, etc.),

● múltiples acometidas de la red de distribución lo más independientes posible,

● utilización de sistemas de desensibilización (inversores, no-break, etc.),

● sistemas que permitan el reabastecimiento, ya sea mediante la reconfiguración de la red (onduladores de alimentación, red en bucle, etc.), ya sea mediante una fuente de energía secundaria lo más cercana posible al receptor,

● aplicación de medios que permitan detectar los fallos lo antes posible (periodicidad del mantenimiento preventivo, test automáticos, etc.).

Las ventajas de un estudio

Un estudio de seguridad operativa ayuda a controlar el riesgo asociado a los sucesos graves a la hora de diseñar la arquitectura de una red eléctrica mediante:

● la determinación de la criticidad de los receptores y, en función de su nivel de sensibilidad, de los incidentes graves para la instalación eléctrica. Se trata de identificar los puntos críticos de la red y asociarles criterios de rendimiento de seguridad;

● el análisis cuantitativo de una o varias arquitecturas de base en función de los índices de seguridad;

● la justificación final de la elección de los sistemas de reserva y/o desensibilización, redundancia y mantenimiento preventivo en función de las exigencias del cliente.

Ejemplo

Este caso procede de un estudio de mejora de la red eléctrica de un centro en una industria automovilística (véase la fig. 1). El objetivo era reducir el alcance (duración y número) de las interrupciones debidas a averías o trabajos de mantenimiento.

● Objetivo del cálculo

Realizar un análisis de criticidad y cuantificar la situación existente, para después proponer mejoras.

● Resultados del cálculo

El cálculo permitió definir las modificaciones de la topología que aportarían las ganancias de seguridad deseadas (véase el diagrama de la figura 1).

Se ha conseguido un tiempo de inactividad anual inferior a una hora, y el mantenimiento de los equipos eléctricos puede realizarse sin interrumpir el proceso.

Figura 1: Mejoras recomendadas (líneas grises) en la red eléctrica de una industria del automóvil, esquema y resultados

Comportamiento armónico de una red

 

La cuestión de los armónicos afecta esencialmente a las redes eléctricas que alimentan equipos contaminantes con una potencia relativa suficientemente elevada con respecto a la fuente, así como a los condensadores.

En efecto, todo funcionamiento de una red eléctrica alterna va acompañado de una distorsión de las ondas sinusoidales de tensión e intensidad, debido a la naturaleza de los equipos o fuentes.

La noción de contaminación armónica de una red se cuantifica por la distorsión de la señal traducida en una descomposición espectral en amplitud y fase: onda fundamental (50 o 60 Hz) y rangos armónicos (enteros y continuos). De ello se deduce:

■ el índice global de distorsión armónica (THD) de las magnitudes de tensión y corriente, que es una medida del valor eficaz de la contaminación con respecto a la fundamental;

■ las leyes de composición de las magnitudes armónicas en relación con las amplitudes y las fases.

Objetivos

El estudio del comportamiento armónico de una red tiene por objeto:

■ identificar las situaciones de riesgo, que pueden provocar funcionamientos anómalos o sobrecalentamiento de ciertos equipos, envejecimiento prematuro de los equipos, perturbaciones electromagnéticas o mecánicas;

■ determinar las precauciones que deben tomarse para contener al máximo estas situaciones, garantizando así una contaminación aceptable en materia de normalización (equipos, instalación, alimentación).

Estas precauciones se refieren a:

■ la identificación de los contaminadores,

■ la estimación de soluciones de filtrado,

■ el dimensionamiento adecuado de las instalaciones,

■ la optimización de las arquitecturas de explotación.

Fenómenos y orígenes

Los distintos fenómenos eléctricos asociados a la presencia de armónicos se manifiestan a través de mecanismos interdependientes:

■ generación de fuentes armónicas de corriente y/o tensión por los contaminadores

■ efectos de la contaminación en el entorno inmediato de las fuentes contaminantes,

■ propagación de armónicos por toda la red y efectos extendidos a todos los receptores

■ composición de las distintas contaminaciones en cualquier punto de la red y en cada instante,

■ posible amplificación de la contaminación por efecto de resonancia en presencia de capacidades (línea larga, condensadores de compensación de energía reactiva)

La presencia de armónicos tiene varias causas:

■ funcionamiento normal de la red, como consecuencia de requisitos de funcionamiento y proceso: funcionamiento de cargas contaminantes a diferentes velocidades, conexión o desconexión de otros consumidores,

■ la estructura de la red eléctrica: niveles de tensión, separación de los contaminadores y cargas vulnerables, potencia relativa de las fuentes de los contaminadores y de  los condensadores.

Efectos y soluciones

Desde el punto de vista eléctrico, esta contaminación se manifiesta bajo las siguientes formas de perturbación.

■ Fuentes directas de contaminación

Los contaminadores en corriente representan la gran mayoría de los generadores de armónicos. Estos son las llamadas cargas no lineales: la corriente que absorben no tiene la misma forma que la tensión de alimentación y su espectro armónico es propio de cada carga.

Se distingue entre cargas pasivas (soldadoras, hornos de arco, lámparas) y las cargas electrónicas de potencia que se utilizan cada vez más (variadores de velocidad, rectificadores y reguladores de intensidad, sistemas de alimentación ininterrumpida -SAI-, fuentes de alimentación conmutadas).

Las gamas de tensión y potencia de estas cargas son muy amplias: van desde pequeños electrodomésticos (BT, algunas decenas de W) a los grandes consumidores industriales (AT, varias decenas de MW).

La contaminación por tensión se debe al diseño de los bobinados y circuitos magnéticos de los equipos (máquinas rotativas, transformadores).

Limitar la generación de armónicos en las fuentes contaminantes es posible hasta cierto punto: montajes dodecafásicos, convertidores sinusoidales, inductancias de alisado, filtrado integrado.

■ Efectos directos de la contaminación sobre las cargas eléctricas

ü  Las corrientes armónicas generan potencia parásita que se traduce en un calentamiento adicional y una pérdida de energía.

Este inconveniente puede evitarse sobredimensionando los equipos de acuerdo con los factores de desclasificación definidos por las normas relativas a dichos equipos.

ü  La distorsión de tensión por los armónicos perturba el funcionamiento de los equipos electrónicos (por ejemplo, decalaje del paso por cero de la onda de referencia).

ü  Los armónicos también tienen repercusiones mecánicas (ruido, vibraciones) y electromagnéticas (acción de corrientes fuertes sobre las corrientes débiles) en el ámbito de la compatibilidad electromagnética – CEM

■ Los efectos de transmisión provocan la propagación de armónicos, su amplificación y su acumulación.

ü  Los contaminadores de corriente inyectan sus armónicos en toda la red en función de las impedancias por las que circulan. El resultado es una distorsión armónica de las tensiones en cualquier punto de la red. Como resultado, todos los receptores son alimentados con tensiones distorsionadas.

ü  Además, la presencia de condensadores puede amplificar la contaminación por efecto de resonancia (circuito tapón formado por la capacidad en paralelo con las inductancias de la red).

ü  En su entorno inmediato, cada equipo contaminador sufre los efectos nocivos de sus propios armónicos.

Por último, en cualquier punto de la red, la composición de los distintos armónicos se produce en cada instante: en la práctica, el sumatorio se calcula mediante un método normalizado (CEI 60871).

■ Los criterios de riesgo se cuantifican mediante normas y reglamentos basados en el valor de las distorsiones. En general, se acepta que la situación se vuelve preocupante a partir de una THD en tensión del 5% y siempre es fuente de dificultades por encima del 10%. Los distribuidores se comprometen a proporcionar una THD de tensión limitada y los usuarios también deben limitar su nivel de corrientes armónicas.

En la práctica, las situaciones de riesgo se evalúan según criterios de potencia aplicados a los contaminadores y a los condensadores.

■ Existen varios métodos para limitar los riesgos:

ü  aumentar la potencia de cortocircuito de las fuentes,

ü  separar las cargas sensibles de las redes contaminantes,

ü  instalar inductancias antiarmónicos (los condensadores están protegidos de las sobrecargas),

ü  instalar filtros pasivos (los armónicos no deseados quedan atrapados en circuitos de baja impedancia).

ü  instalar filtros activos (los armónicos no deseados se neutralizan inyectando armónicos en oposición de fase).

Ventajas de un estudio

El objetivo es garantizar el buen funcionamiento de la instalación durante la actividad de los contaminadores por:

■ el cálculo de las distorsiones, teniendo en cuenta los espectros (amplitudes y fases, composición y leyes de propagación),

■ el cálculo óptimo de filtrado,

■ el cálculo del sobredimensionamiento de los equipos (estacionarios y transitorios),

■ el análisis de los esquemas de explotación de la red en sus distintos modos de funcionamiento (conexión normal y con contaminación de fuentes, contaminadores, cargas),

■ el análisis de sensibilidad a los parámetros influyentes (por ejemplo, rango de variación valores de los componentes eléctricos de la red función de la precisión, de la temperatura, etc.).

Ejemplo

Este caso práctico procede de un estudio de diseño para una planta siderúrgica, que dispone de un horno de arco de CC y condensadores de compensación de reactiva (véase la Fig. 1). Este horno genera armónicos de rango completo (rectificador) superpuestos a un espectro continuo (arco inestable).

■ Objetivo del estudio:

El condensador forma un bucle con la inductancia del sistema (antiresonancia de rango 3), lo que da lugar a una THD de tensión prohibida del 18,5%, por lo que es necesario determinar el filtrado para reducir la THD a un valor aceptable.

■ Resultados del estudio

La disposición de los condensadores en tres filtros resonantes de atenuación (sintonizados en los rangos 3, 5, 7) modifican el espectro de impedancia y reduce la THD de tensión a un valor aceptable del 3%.

 

Figura 1: Estudio de la presencia de armónicos en una planta siderúrgica, esquema y espectros

La estabilidad de las redes eléctricas

La estabilidad afecta principalmente a redes de alta potencia y alta tensión con una estructura topológica generalmente extensa y compleja que puede tener uno o varios centros de producción de energía.

El correcto funcionamiento de una red eléctrica es el resultado de un ajuste permanente del equilibrio entre producción y consumo de energía a lo largo del tiempo y del espacio, demostrando así su estabilidad.

La noción de estabilidad de la red se define por:

● La estabilidad estática, o pequeñas alteraciones: el sistema vuelve a su estado inicial tras una perturbación normal de pequeña amplitud,

● La inestabilidad transitoria: el sistema pasa de un estado estable a otro tras una perturbación repentina (pérdida de carga o de la alimentación, arranque de un motor de gran potencia),

● La estabilidad dinámica: el funcionamiento del sistema está bajo control cuando las consecuencias perjudiciales de cualquier perturbación son limitadas (por ejemplo, salvaguardando a los consumidores vitales) mediante la aplicación de medidas adecuadas (por ejemplo, mediante un plan de deslastre de cargas).

Objetivos

El objetivo de estudiar el comportamiento dinámico de una red es identificar situaciones de riesgo, origen de posibles fuentes de inestabilidad transitoria, y determinar las medidas que deben adoptarse para contrarrestarlas lo más eficazmente posible, garantizando así su estabilidad dinámica. Estas medidas se refieren a:

● la eliminación en un tiempo aceptable de incidentes eléctricos mediante sistemas de protección,

● la optimización de los modos de explotación,

● el dimensionamiento adecuado de las instalaciones.

Fenómenos y orígenes

La inestabilidad se manifiesta en toda la red por:

● oscilaciones electromecánicas de las máquinas en torno a su posición de equilibrio síncrono, que dan lugar a variaciones de su velocidad y de su frecuencia industrial nominal (50 ó 60 Hz),

● oscilaciones en los flujos de corriente en las conexiones entre la alimentación y/o las cargas, que implican intercambios de potencia activa y reactiva, y dan lugar a caídas de tensión.

Las inestabilidades tienen tres orígenes posibles.

● Las perturbaciones accidentales

En esta categoría se incluyen los cortocircuitos, las caídas de tensión, los cortes y pérdidas de energía, los disparos intempestivos, los fallos de componentes, los errores humanos, etc.

● La explotación normal de la red

Son las consecuencias del funcionamiento y requisitos del proceso, como variaciones de carga, arranque de grandes motores, maniobras de transferencia y la gestión de los juegos de barras, colectoras…

● La estructura de la red eléctrica

Incluye la topología, la regulación de las fuentes (alternadores y transformadores), así como la protección y control automático de la red eléctrica.

Efectos y soluciones

Desde el punto de vista eléctrico, estas inestabilidades adoptan principalmente las siguientes formas de mal funcionamiento.

● Deriva de frecuencia

Un desequilibrio de la potencia activa entre generación y consumo da lugar a una variación de la frecuencia de todo el del sistema. Esto puede superar los límites permitidos (por ejemplo, +/- 2%), más allá de los cuales las unidades de generación se separan de la red.

La situación puede entonces degenerar hasta el punto de colapsar el sistema.

Esto puede evitarse mediante el deslastre automático y progresivo de las cargas, y el uso de potencia de reserva (arranque de grupos generadores, regulación de generadores a máxima potencia).

● Caídas de tensión

Las caídas de tensión se deben a transitorios de potencia -principalmente reactiva- en conexiones y transformadores, o a puntas de corrientes muy elevadas.

Este es un fenómeno acumulativo (la caída del nivel de tensión conduce a un aumento de la corriente y viceversa) y puede provocar el colapso o el mal funcionamiento del sistema.

Este riesgo está limitado por la disponibilidad de potencia reactiva suficiente y bien distribuida

(regulación reactiva de las fuentes, condensadores de compensación. reguladores en carga de transformadores, ubicación de las fuentes de potencia reactiva), deslastre de las cargas, cambio del modo de arranque de los motores.

● Sobrecarga en cascada

La eliminación de elementos tras su calentamiento o deterioro hacen que las cargas se transfieran a otras estructuras. En este caso también puede producirse un fenómeno acumulativo.

Por ello, normalmente se estipula que cualquier pérdida de una carga sea tolerada por el sistema (regla de funcionamiento conocida como N-1) actuando sobre la topología del funcionamiento de la red, la protección contra sobrecargas o la puesta en servicio de nuevas fuentes. De alimentación

● Pérdida de sincronismo

Los cortocircuitos provocan desincronización entre generadores (desacoplamiento eléctrico), lo que puede provocar la necesidad de desconectar determinadas máquinas. La consiguiente aparición de oscilaciones de corriente y tensión en la red, y la eliminación de elementos (cargas o fuentes) por sus protecciones, puede provocar la pérdida de la red.

Esta situación puede evitarse mediante un buen control de las regulaciones de los alternadores, un planteamiento eficaz de protección y un juicioso plan de deslastre de cargas.

Las aportaciones de un estudio

Un estudio aborda sistemáticamente los principales fenómenos de riesgo, adaptándose a las particularidades de cada escenario a considerar teniendo en cuenta las reacciones del proceso :

● cortocircuito trifásico (eventualmente bifásico o monofásico),

● pérdida de conexión, de la fuente o la carga,

● arranque de motores,

● reparto de cargas, deslastre o maniobra de cargas,

● acoplamiento y regulación electromecánica de las fuentes (redes públicas, turbinas y alternadores).

Para ser completo, el estudio debe incluir

● análisis de contingencias: teniendo en cuenta los incidentes normales de funcionamiento del sistema (por ejemplo, regla N-1 en la explotación, cortocircuitos en los distintos niveles de tensión,…), o incluso incidentes excepcionales,

● simulación del funcionamiento de las protecciones y automatismos (acciones y cronología),

● análisis de sensibilidad a los parámetros determinantes (por ejemplo, características de los motores, coeficientes de ajuste de los reguladores de alternadores…).

Ejemplo

Este caso práctico procede de un estudio de diseño para una instalación de industria pesada.

La instalación comprende varias fuentes que alimentan las cargas -motores y cargas pasivas a través de dos barras prioritarias/no prioritarias (véase la fig. 1).

Figura 1: Estudio de estabilidad en una industria pesada, esquema y curvas significativas durante un disparo de las protecciones

Se ha detectado un cortocircuito en el secundario de un transformador conectado al suministro público de distribución:

ü  una caída de tensión resultante que provocaba, entre otras cosas, la ralentización de los motores,

ü  cuando se despejó la avería, las corrientes absorbidas por los motores alcanzaron los valores punta en el arranque. Indujeron caídas de tensión muy importantes y pares de aceleración insuficientes para algunos motores que se han calado o ralentizado.

De hecho, estos motores sólo pueden volver a acelerar si la duración del fallo es lo suficientemente corta.

● Objetivo del estudio

Normalmente, los cortocircuitos son normalmente eliminados por las protecciones del transformador que establecen el disparo de sus disyuntores aguas arriba y aguas abajo. La cuestión es determinar el tiempo máximo de eliminación del defecto para garantizar la estabilidad de la red.

● Resultados del estudio

El examen de las curvas de tensión y velocidad muestra que la red es estable en caso de cortocircuito trifásico en el secundario del transformador, ajustando las protecciones por debajo de 300 ms.

 

Montaje de un terminal 3M de interior en cable seco 12/20 kV (Video)

 

Montaje de un terminal 3M de exterior en cable seco 12/20 kV (Video)

 

Ejemplo de cálculo de puestas a tierra en Subestaciones

 

Evolución de los niveles de tensión en redes de A.T.

 

Por “transmisión eléctrica” se entiende la transferencia de energía eléctrica desde el punto de generación hasta el punto de consumo. Las redes de transmisión eléctrica son más complejas y dinámicas que las de otros servicios públicos, como el agua o el gas, pues el flujo de energía que sale de la central generadora llega al consumidor final a través de transformadores, subestaciones y líneas de transmisión y distribución.

El desarrollo de las redes eléctricas de corriente alterna empezó en los EE.UU., en 1885, cuando George Westinghouse compró las patentes americanas que protegían el sistema de transporte de corriente alterna, desarrollado por L. Gaulard y J. D. Gibbs, de Paris. William Stanley, un antiguo socio de Westinghouse probaba transformadores en su laboratorio de Great Barrington, Massachusetts. Allí, en el invierno de 1885-1886, instaló Stanley la primera red experimental de distribución de corriente alterna que alimentaba 150 lámparas de la ciudad. La primera línea de transporte de corriente alterna en los EE.UU., se puso en funcionamiento en 1890, para llevar energía eléctrica, generada en una central hidro-eléctrica desde Willamette Falls, hasta Portland, Oregón, distantes una de la otra, 13 millas.

Las primeras líneas de transporte fueron monofásicas y la energía se consumía, generalmente, sólo en alumbrado. Incluso los primeros motores fueron monofásicos; pero el 16 de mayo de 1888, Nikola Tesla, presentó una memoria en la que describía los motores bifásicos de inducción y los síncronos. Las ventajas de los motores polifásicos se pusieron de manifiesto inmediatamente y en la Columbian Exposition de Chicago de 1893 se mostró al público una red de distribución de corriente alterna bifásica. A partir de entonces, la transmisión de energía eléctrica, especialmente trifásica, fue sustituyendo gradualmente a los sistemas de corriente continua. En enero de 1894, había en EE.UU. cinco centrales generadoras polifásicas, de las cuales una era bifásica y las restantes trifásicas. El transporte de energía eléctrica en los EE. UU. se hace actualmente sólo por corriente alterna.

Uno de los motivos de la rápida aceptación de los sistemas de la corriente alterna fue la existencia del transformador que hace posible el transporte de energía eléctrica a una tensión más alta que la de generación o utilización con la ventaja de una mayor capacidad de transmisión, como se indica en la tabla siguiente:

 

Tensión entre fases kV	Capacidad de transmisión MVA
115 138 230 345 500 765	50 72 200 450 945 2200

Comparación de la capacidad de transmisión en líneas trifásicas abiertas

 

En el sistema de transporte de corriente continua, los generadores de corriente alterna suministran corriente continua a la línea por medio de un transformador y un rectificador electrónico. Un convertidor electrónico transforma, al final de la línea, la corriente continua en alterna, pudiendo reducir la tensión por medio de un transformador. Estudios económicos han demostrado que el transporte aéreo de corriente continua no era económico en los EE.UU. para distancias menores de 350 millas.

Desde los primeros transportes de corriente alterna en los EE. UU., la tensión de funcionamiento se ha ido incrementando con rapidez. En 1890, la línea Willamette-Portland funcionaba a 3.300 V. En 1907, funcionaba ya una línea a 100 kV. En Europa, la primera instalación comercial moderna (transmisión de corriente alterna trifásica), de 110 kV, se puso en servicio en Alemania hacia 1910. La tensión creció a 150 kV en 1913, a 220 kV en 1923, a 244 kV en 1926 y a 287 kV en la línea de Hoover Dam a Los Ángeles que entró en servicio en 1936. En 1953 se puso en funcionamiento la primera línea de 345 kV, mientras que en Europa se alcanzó por primera vez el nivel de los 380 kV en Suecia en 1952.  En 1965 se puso en funcionamiento en Rusia la primera línea de 500 kV; cuatro años más tarde, en 1969, se puso en funcionamiento la primera línea de 765 kV en EE.UU. Desde entonces se han puesto en servicio algunas instalaciones que superan los 1.000 kV, aunque no se operan a este nivel de tensión. Desde el año 2009 China cuenta con una instalación piloto de 1.100 kV, y la India una línea corta de 1.200 kV en 2013.

En California, grandes cantidades de potencia hidroeléctrica se transportan desde el noroeste del Pacífico hasta el sur de California en líneas de corriente alterna de 500 kV a lo largo de la costa y hacia el interior a través de Nevada por corriente directa a 800 kV entre líneas.

Hasta 1917, las redes eléctricas funcionaron, corrientemente, como unidades separadas, porque empezaron como sistemas aislados extendiéndose gradualmente para cubrir el país. La demanda de grandes bloques de potencia y de mayor seguridad de funcionamiento sugirió la interconexión de los sistemas cercanos. La interconexión es ventajosa económicamente debido a que se necesita menor número de máquinas de reserva para atender a las cargas punta (capacidad de reserva) y a que funcionan menor número de máquinas sin carga para tener en cuenta las repentinas e inesperadas elevaciones del consumo (reserva en carga). La reducción de máquinas se hace posible, porque, generalmente, una compañía puede pedir a otra la potencia adicional que necesite. La interconexión, además, permite a las empresas aprovechar las fuentes de energía más económicas, pudiendo ser más barato a una compañía el comprar energía que el producirla en una central anticuada. La interconexión se ha incrementado de tal manera, que se ha convertido en rutinario cambio de energía entre las redes de diferentes compañías. La continuidad de servicio de los sistemas que dependen de centrales hidroeléctricas en su mayor parte, es posible, en tiempo de extrema sequía anormal, gracias a la energía obtenida de otros sistemas a través de la interconexión.

La interconexión planteó muchos problemas nuevos, de los cuales se han resuelto la mayor parte; incrementa la intensidad de la corriente en la red cuando se produce un cortocircuito y exige la instalación de interruptores de mayor corriente nominal. La perturbación causada por un cortocircuito en un sistema puede extenderse a los interconectados con él, a menos que se hayan previsto, en el punto de interconexión, los adecuados relés e interruptores automáticos. Las redes interconectadas no solo tienen que tener la misma frecuencia nominal, sino que los generadores síncronos de una red deben estar en fase con los de las demás.

La programación del funcionamiento, perfeccionamiento y expansión de una red eléctrica exige el estudio de cargas y de estabilidad y el cálculo de fallos. Un problema importante en el funcionamiento correcto del sistema es el de fijar cómo se ha de repartir entre las distintas centrales generadoras y, dentro de éstas, entre las distintas máquinas, la potencia a producir en un momento determinado.

 

FUENTES:

Alstom Grid: Revista nº 9 

William D. Stevenson: Análisis de sistemas eléctricos de potencia

Neutro a tierra por reactancia

 

Comportamiento de un defecto a tierra en un sistema trifásico con neutro a tierra por medio de resistencia

Aspectos críticos a considerar en el desarrollo de Proyectos de Líneas de Alta Tensión (Parte 2a)

 

Aspectos críticos a considerar en el desarrollo de Proyectos de Líneas de Alta Tensión (Parte 1ª)

 

Elementos de comparación

Líneas subterráneas: 

·     Influencia permanente en el terreno: ancho de 3 a 10 metros en el que no se puede construir y con posibilidades de cultivo limitadas;

·         El terreno puede resecarse a lo largo del trazado de la línea

·         El impacto en las aguas superficiales puede ser significativo

·         El impacto visual es prácticamente nulo, si se exceptúan las subestaciones de los extremos

·         Campo eléctrico nulo fuera de la cubierta

·      Campo magnético de cerca de 10 μT sobre el cable (el valor depende fuertemente de la configuración de instalación); perfil uniforme a lo largo del trazado; el campo magnético aumenta al acercase al suelo

·       Costes de inversión en zona rural sin grandes obstáculos: entre 4 y 8 M€/km para un tricable doble;

·  Es casi imposible estimar a priori los costes de construcción en caso que haya obstáculos considerables: es necesario realizar un estudio detallado para las circunstancias específicas. En estas situaciones, los costes de inversión pueden superar sobradamente 10 M€/km

·      Costes de compensación de reactiva (necesario si la longitud de la conexión sobrepasa 25 o 30 km): 150 k€/km

·         Coste de un par de subestaciones de transición aero-subterránea: 900 k€

·         Costes de operación y de mantenimiento (O&M): despreciables en relación al coste de inversión

·         Coste de las pérdidas: 2% del coste de inversión

·         Coste de desmantelamiento al final de la vida útil: 0.08% del coste de inversión

Líneas aéreas:

 

·        El principal impacto de una línea aérea es la perturbación visual causada por la presencia de los apoyos y los conductores.

·         Una línea aérea puede ser fuente de una determinada contaminación sonora, esencialmente en casos de mucho viento (ruido alrededor de los cables y de la estructura de los apoyos) o de tiempo húmedo (efecto "corona" que se traduce en un zumbido perceptible bajo la línea).

·      Una línea aérea supone pocas construcciones en cuanto a la imposibilidad de construir, poco impacto sobre la biodiversidad (exceptuando la avifauna) y permite la plantación de especies de árboles de talla pequeña.

·       Campo eléctrico de aproximadamente 5 kV/m a 1 m del suelo que disminuye a 0,5 kV/m a 50 m del eje de la línea

·       Campo magnético de 10-15 μT (valor que depende de la configuración de los conductores y de la altura de los apoyos); campos variables a lo largo del trazado, con disminución considerable al acercarse a los apoyos (dónde los conductores están más distantes del suelo); los campos magnéticos disminuyen en el suelo;

·         Costes de inversión en zona rural: 0.6 à 1 M€/km

·         Costes de los tramos de montaña: 1.5 à 2 M€/km

·         Costes de operación y mantenimiento (O&M): 2.5-3% del coste de inversión

·         Coste de las pérdidas: 40% del coste de inversión

·         Coste de desmantelamiento al final de la vida útil: 0.05% del coste de inversión

Comparativo Líneas aéreas, subterráneas y mixtas