Consecuencias de los efectos térmicos y electrodinámicos de los cortocircuitos en redes eléctricas

 

Cuando ocurre un cortocircuito en una canalización eléctrica, circula por ella una corriente mucho mayor que la corriente nominal (de 10 a 100 veces su valor). Esto da como resultado un sobrecalentamiento de los cables que puede dañar el material aislante. Por lo tanto, la corriente debe interrumpirse mediante un interruptor automático o un fusible en un tiempo suficiente t_s para que la temperatura del cable no alcance un valor crítico.

Las pérdidas térmicas por unidad de longitud son proporcionales al cuadrado de la corriente:

En monofásico:

R_L : Resistencia por unidad de longitud del cable

Si la corriente no es sinusoidal, la energía almacenada en el cable es:

t_s: tiempo de disparo del aparato de corte

Si tomamos como valor aproximado de una corriente sinusoidal de cortocircuito I_sc, entonces:

I_sc: valor eficaz de la corriente de cortocircuito

En la práctica, la energía que se puede almacenar en el cable depende de la sección del conductor, del material del alma y de la temperatura máxima admisible  del material aislante.

Se define un coeficiente k, función del material del alma y el tipo de material aislante, en BT (ver Tabla 1) pudiéndose aplicar también en MT de la siguiente manera:

Con:

I_sc: corriente de cortocircuito en Amperios

t_s: tiempo de disparo del aparato de corte en segundos

S : sección del conductor en mm²

Tabla 1: Valor del coeficiente k según IEC 60364-4-43

Ejemplo 1

Tomemos un cable de cobre con aislamiento PR de 120 mm² protegido por un interruptor automático provisto de un relé de disparo magnético retardado regulable entre 0,1 y 0,2 segundos. La corriente de cortocircuito en los terminales aguas abajo del interruptor automático es de 45 kA.

El tiempo máximo durante el cual el cable puede soportar una corriente de cortocircuito es:

Por tanto, el tiempo de retardo del interruptor automático debe ajustarse a 0,1 segundos.

Ejemplo 2

Consideremos una instalación con una corriente de cortocircuito de 55.000 A aguas abajo del transformador de alimentación. Se quiere instalar un interruptor automático con un relé de disparo magnético ajustado a 0,2 segundos (de acuerdo con los requisitos de carga, por ejemplo, de un motor).

Se quiere instalar un cable de aluminio con aislamiento de PVC. El área mínima de la sección transversal del cable debe ser:

Por tanto, debe utilizarse un conductor con sección transversal de 400 mm².

Efectos electrodinámicos

El valor de cresta máximo de la corriente es el origen de fuerzas electrodinámicas máximas observadas en los equipos de las redes eléctricas.

Estas fuerzas provienen de efectos electromagnéticos conocidos como "fuerzas de Laplace".

Por ejemplo, la fuerza por unidad de longitud generada por dos conductores paralelos a través de los cuales circula una corriente I idéntica es (ver Figura 1):

F: en daN/m

I: en amperios

D: distancia en metros entre los dos conductores        

Figura 1: Efecto por unidad de longitud generado por dos conductores paralelos atravesados por una corriente idéntica I 

Las fuerzas son atractivas si ambas corrientes circulan en la misma dirección y repulsivas si lo hacen en caso inverso.

En régimen senoidal, el material debe dimensionarse en relación con el valor de cresta de la corriente de cortocircuito. Esto es de 1,6 a 2,5 veces mayor que el valor de la corriente de cortocircuito en régimen permanente.

Ejemplo

Consideremos dos barras de un cuadro de baja tensión, separadas 10 cm, sobre una longitud de 30 cm y a través de las cuales circula en el mismo sentido una corriente de cortocircuito idéntica I_sc = 100 kA. 100 kA es el valor de cresta de la corriente de cortocircuito y corresponde, por ejemplo, a una corriente de cortocircuito en régimen permanente de 50 kA para un coeficiente K = 2 (ver anexo).

La fuerza de atracción máxima aplicada a cada barra cuando ocurre un cortocircuito es:

Si los tramos de barra están sujetos por dos soportes, uno a cada lado del bus, la fuerza aplicada a cada soporte y al sistema de conexión del bus será de 300 daN.

Las consecuencias posibles serán la deformación o la rotura de las piezas.

Efecto sobre los dispositivos de maniobra (disyuntores, interruptores o contactores)

Los contactos separables de los dispositivos de corte tienden a abrirse bajo el efecto de esta fuerza electrodinámica denominada repulsiva. Por eso es necesario definir la capacidad de cortocircuito de los interruptores automáticos o seccionadores.

Para una instalación alimentada por una red de distribución, el valor de cresta de la corriente de cortocircuito es igual a K multiplicado por el valor de la corriente de cortocircuito en régimen permanente con 1,41 < K < 2,83 (ver anexo).

El disyuntor o seccionador debe ser capaz de soportar este pico de corriente, que se produce cuando el dispositivo se cierra durante un cortocircuito trifásico simétrico franco.

Interruptores automáticos de baja tensión

En baja tensión, la norma IEC 60947-2, apartado 8.3.2.2.4 establece que los equipos deben tener una relación n entre el poder de cierre en cortocircuito y el poder nominal de corte en cortocircuito, en función del poder nominal de corte en cortocircuito para un cos φ especificado por la norma                              

ver tabla 2.

Tabla 2: Relación n entre el poder de cierre y el poder de corte

(según la norma IEC 60947-2) 

Disyuntores de alta tensión

Para alta tensión, la norma IEC 62271-100, sección 4.103 estipula un poder de cierre igual al menos a 2,5 veces el poder nominal de corte en cortocircuito; en una red en la que el coeficiente K es superior a 2,5 (poco común), será necesario instalar un disyuntor con un poder de corte superior a

I_sc : corriente de cortocircuito máxima   

Nota: El poder de cierre en cortocircuito también se conoce como resistencia electrodinámica.

 

Anexo 

Es interesante definir K característica de la relación R/X, relación de la corriente de cresta transitoria con la corriente en régimen permanente (ver Tabla 3 y Figura 2). En las redes de Alta Tensión, la resistencia (R) es más pequeña que (X) la impedancia.

Generalmente la relación R/X es:

•  entre 0,05 y 0,3 en Alta Tensión
• entre 0,3 y 0,6 en Baja tensión

Tabla 3: Valores de K, relación entre la corriente de cresta transitoria y la corriente en régimen permanente, en función de R/X

Figura 2: Evolución de K, relación entre la corriente de cresta transitoria y la corriente en régimen permanente, en función de R/X

 

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Cálculo del Poder de corte y cierre de interruptores generales y secundarios en una red de distribución eléctrica.

http://imseingenieria.blogspot.com/2018/02/calculo-del-poder-de-corte-y-cierre-de.html

Potencia e intensidad de cortocircuito en redes eléctricas

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Protección diferencial de motor (ANSI 87 M)

 

La protección diferencial de motor es una aplicación de la protección diferencial de alta impedancia analizada en el post “Estudio de la protección diferencial de alta impedancia” disponible en el siguiente link:

https://imseingenieria.blogspot.com/2021/05/estudio-de-la-proteccion-diferencial-de.html

NOTA: Es imprescindible su lectura para poder comprender las fórmulas descritas en este post, siendo su nomenclatura la siguiente:

R_s : Valor de la resistencia de estabilización

R_w : Valor de la resistencia de los cables de conexión de los TC a la rama diferencial

R_ct : Valor de la resistencia de los arrollamientos de los TCs

I_st : Corriente de arranque del motor

I_set : Umbral de regulación de la protección

If : Corriente de defecto

I_m : Corriente de magnetización de los TCs

I_RN : Corriente que circula por la resistencia no lineal

I_n : Corriente nominal del motor

V_k : Tensión en el codo de saturación de los TCs

n : Relación de transformación de los TCs

La protección diferencial de motor se puede utilizar siempre que los dos terminales de cada devanado del estator sean accesibles (figura 1).

Figura 1: Esquema de una protección diferencial de motor

La corriente máxima para la que la protección debe permanecer estable es la corriente de arranque Ist que es del orden  de 5 a 7 I_n si no hay un sistema de puesta en marcha que límite la corriente.

La condición que debe cumplirse para evitar disparos intempestivos en el arranque del motor es:

Pongamos por ejemplo:   

(*) R_s incluye el valor de la resistencia del relé

La condición que se debe cumplir para el dimensionado de los transformadores de corriente es:

La corriente de defecto mínima que se puede detectar es:

Nota: es posible utilizar otro montaje diferente en el que los transformadores toroidales rodeen las conexiones ascendentes y descendentes de cada devanado (ver Figura 2)

Figura 2: Protección diferencial de motor con transformadores toroidales rodeando las conexiones ascendente y descendente de cada devanado

Este conjunto no requiere una resistencia estabilizadora ya que no hay riesgo de que los TC se saturen cuando se pone en marcha el motor. De hecho, cada TC mide la diferencia entre la corriente de las conexiones ascendentes y descendentes del devanado y, por lo tanto, solo son sensibles a una corriente de defecto.

 

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Protección diferencial de Transformadores (ANSI 87 T)

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Protección de motores asíncronos

https://imseingenieria.blogspot.com/2016/08/proteccion-de-motores-asincronos.html

 

 

El diseño del aislamiento en transformadores convertidores de UHVDC

 

El transformador convertidor que conecta la válvula del convertidor con la red de CA es un componente fundamental de las estaciones convertidoras de UHVDC. Para diseñar un aislamiento eléctrico para CC rentable y robusto para estos transformadores, es esencial comprender perfectamente tanto el material en sí mismo, como el proceso físico que se produce en el aislamiento sometido a la carga de la CC.

El objetivo principal del transformador convertidor en una estación convertidora HVDC es transformar las tensiones de CA de la red de CA al lado de CA de la válvula convertidora. El aislamiento eléctrico de un transformador convertidor varía respecto al de un transformador de potencia normal, puesto que tiene que soportar la carga combinada de CA y CC. Mientras que el parámetro del material que determina la distribución del campo de CA es la permitividad, la distribución del campo de CC viene determinada por la resistividad. El cartón prensado y el aceite difieren en un factor de 2 para la permitividad y en uno de 100 para la resistividad, en consecuencia, se precisa más aislamiento sólido en un transformador convertidor.

Una característica importante del comportamiento en relación con la CC del material aislante es que el parámetro determinante no es constante. La resistividad del aceite varía con la carga eléctrica aplicada, la temperatura, el periodo de energización, el contenido de humedad, etc. Asimismo, la migración de iones en los campos de CC produce cargas espaciales en las interfaces de aislamiento que influyen considerablemente en la distribución del campo eléctrico.

Normalmente, el aislamiento eléctrico se proyecta empleando cálculos simplificados basados en un circuito RC equivalente (figura 1). Sin embargo, esto no puede cubrir aspectos tales como la acumulación de cargas espaciales y el complejo comportamiento de la resistividad del aceite del transformador.

Figura 1:  Dos métodos de simulación para sistemas de aislamiento de CC 

En la década de 1980, el centro de investigación de ASEA en Vasteras investigó las propiedades para CC del aislamiento eléctrico y desarrolló un modelo que tuvo en cuenta la generación y el arrastre de iones. El modelo se verificó y aplicó experimentalmente en una herramienta de simulación. Gracias a estas constataciones se ha desarrollado una solución técnica exclusiva.

Modelo de arrastre de iones para el aislamiento de aceite/celulosa

La resistividad de los líquidos aislantes, como el aceite mineral, no es una propiedad intrínseca o bien definida de los materiales. La resistividad aparente de un líquido de ese tipo viene definida por la concentración de iones libres y movilidad eléctrica. No obstante, si expone un líquido a un campo eléctrico, los iones libres empezarán a moverse siguiendo la dirección del campo, causando reducción de iones y, de esa forma, una menor resistividad (en ciertas regiones). Esto representa que la resistividad aparente depende del “historial de carga eléctrica” del aceite.

Tal comportamiento no lineal de los líquidos aislantes hace difícil emplear modelos resistivos clásicos para predecir la distribución de campos eléctricos en sistemas aislantes basados en aceite bajo cargas de CC. En la década de 1980 los investigadores de ASEA introdujeron una alternativa a los modelos resistivos: el modelo de arrastre de iones. En el modelo de arrastre de iones, las ecuaciones del transporte se utilizan para calcular el comportamiento en función del tiempo de la densidad iónica en el líquido aislante (ver anexo). Aplicando la diferencia en la densidad de los iones positivos y negativos se puede calcular el campo eléctrico como una función del tiempo para cada posición del sistema. De lo que en el anexo se deduce es que la resolución de las ecuaciones tridimensionales para muchos puntos es exigente desde el punto de vista del cálculo. Sin embargo, los ordenadores modernos junto con esquemas numéricos mejorados hacen posible utilizar el modelo de arrastre de iones para diseñar partes críticas del sistema de aislamiento de los transformadores convertidores.

Medición de los campos eléctricos bajo carga de CC en el aceite de transformador

El modelo de arrastre de iones tuvo que verificarse con mediciones experimentales. Por lo tanto, en el laboratorio del Corporate Research de ABB de Vasteras se creó un sistema de detección extremadamente sensible para medir directamente la carga eléctrica en el aceite mineral. La configuración utiliza el efecto electro-óptico Kerr, que influye en la birrefringencia de la luz que atraviesa un dieléctrico líquido en un campo electrostático (figura 2). Empleando esta técnica, se puede resolver las cuestiones relativas a la dirección, la magnitud y la evolución con el tiempo de los campos eléctricos.

Figura 2: Experimento para demostrar la técnica de medición Kerr

Los resultados de la técnica Kerr se compaginan con las predicciones del modelo de arrastre de iones y se desvían considerablemente de los campos eléctricos previstos por modelos resistivos, como sería de esperar.

La técnica Kerr y el modelo de arrastre de iones (usado por primera vez para el proyecto de Itaipu) se han convertido en herramientas importantes del continuo desarrollo de sistemas de aislamiento para transformadores convertidores. Estas herramientas, junto con las simulaciones asociadas, permitieron el desarrollo en muy poco tiempo del prototipo de transformador convertidor de 1.100 kV de CC. Las herramientas de diseño, junto con un conocimiento profundo de los fenómenos correspondientes, han contribuido considerablemente al liderazgo técnico de ABB en lo que se refiere a transformadores convertidores de HVDC y UHVDC.

ANEXO

Ecuaciones de la densidad iónica en función del tiempo en aislante líquido. Estos cálculos tridimensionales precisan un ordenador de gran potencia para conseguir buena precisión

 

FUENTE:

Revista ABB 3/16: Investigación fundamental sobre transformadores convertidores de UHVDC (Lars Jonsson,  Petter Nilsson)

 

PARA SABER MÁS:

Instalaciones para la transmisión de corriente continua en alta tensión (HVDC)

https://imseingenieria.blogspot.com/2019/12/instalaciones-para-la-transmision-de.html

Ventajas e inconvenientes de las tecnologías HVAC y HVDC

https://imseingenieria.blogspot.com/2016/08/ventajas-e-inconvenientes-de-las.html

Transmisión en Alta Tensión continua HVDC mediante cables tipo XLPE

https://imseingenieria.blogspot.com/2015/06/transmision-en-alta-tension-continua.html

¿Por qué el transporte de energía eléctrica a grandes distancias en C.C. es más eficiente que en C.A.?

https://imseingenieria.blogspot.com/2021/04/por-que-el-transporte-de-energia.html

 

 

Estudio de la protección diferencial de alta impedancia

El fenómeno de saturación en el circuito magnético de un TC

  

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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.