Red eléctrica

Una red eléctrica es una red interconectada para la entrega de electricidad de los productores a los consumidores. Las redes eléctricas varían en tamaño y pueden cubrir países o continentes enteros. Consiste en:

• centrales eléctricas: a menudo ubicadas cerca de la energía y lejos de áreas densamente pobladas
• subestaciones eléctricas para aumentar o disminuir la tensión
• transmisión de energía eléctrica para transportar energía a largas distancias
• distribución de energía eléctrica a clientes individuales, donde el voltaje se reduce nuevamente a los voltajes de servicio requeridos.

Las redes casi siempre son síncronas, lo que significa que todas las áreas de distribución funcionan con frecuencias de corriente alterna trifásica (CA) sincronizadas (de modo que las oscilaciones de voltaje ocurren casi al mismo tiempo). Esto permite la transmisión de energía de CA en toda el área, conectando una gran cantidad de generadores y consumidores de electricidad y potencialmente permitiendo mercados de electricidad más eficientes y generación redundante.

La red combinada de transmisión y distribución es parte del suministro de electricidad, conocida como la " red eléctrica " ​​en América del Norte, o simplemente "la red". En el Reino Unido, India, Tanzania, Myanmar, Malasia y Nueva Zelanda, la red se conoce como National Grid.

Aunque las redes eléctricas están muy extendidas, a partir de 2016, 1400 millones de personas en todo el mundo no estaban conectadas a una red eléctrica. A medida que aumenta la electrificación, crece el número de personas con acceso a la red eléctrica. Alrededor de 840 millones de personas (principalmente en África) no tenían acceso a la red eléctrica en 2017, frente a los 1200 millones en 2010.

Las redes eléctricas pueden ser propensas a intrusiones o ataques maliciosos; por lo tanto, existe la necesidad de seguridad en la red eléctrica. Además, a medida que las redes eléctricas se modernizan e introducen tecnología informática, las amenazas cibernéticas comienzan a convertirse en un riesgo para la seguridad. Las preocupaciones particulares se relacionan con los sistemas informáticos más complejos necesarios para administrar las redes.

Historia

La energía eléctrica temprana se producía cerca del dispositivo o servicio que requería esa energía. En la década de 1880, la electricidad compitió con el vapor, la hidráulica y especialmente con el gas de carbón. El gas de carbón se producía primero en las instalaciones del cliente, pero luego se convirtió en plantas de gasificación que disfrutaban de economías de escala. En el mundo industrializado, las ciudades disponían de redes de gas canalizado, utilizadas para el alumbrado. Pero las lámparas de gas producían poca luz, desperdiciaban calor, calentaban y humeaban las habitaciones y despedían hidrógeno y monóxido de carbono. También representaban un peligro de incendio. En la década de 1880, la iluminación eléctrica pronto se volvió ventajosa en comparación con la iluminación de gas.

Las empresas de servicios eléctricos establecieron estaciones centrales para aprovechar las economías de escala y pasaron a la generación, distribución y administración de sistemas centralizados. Después de que la guerra de las corrientes se resolviera a favor de la alimentación de CA, con la transmisión de energía a larga distancia se hizo posible interconectar estaciones para equilibrar las cargas y mejorar los factores de carga. Históricamente, las líneas de transmisión y distribución eran propiedad de la misma empresa, pero a partir de la década de 1990, muchos países han liberalizado la regulación del mercado de la electricidad de manera que han llevado a la separación del negocio de transmisión de electricidad del negocio de distribución.

En el Reino Unido, Charles Merz, de la sociedad de consultoría Merz & McLellan, construyó la central eléctrica Neptune Bank cerca de Newcastle upon Tyne en 1901, y en 1912 se había convertido en el sistema de energía integrado más grande de Europa. Merz fue nombrado jefe de un comité parlamentario y sus hallazgos llevaron al Informe Williamson de 1918, que a su vez creó la Ley (Suministro) de Electricidad de 1919. El proyecto de ley fue el primer paso hacia un sistema eléctrico integrado. La Ley de Electricidad (Suministro) de 1926 condujo a la creación de la Red Nacional. La Junta Central de Electricidad estandarizó el suministro de electricidad de la nación y estableció la primera red de CA sincronizada, que funciona a 132 kilovoltios y 50 hercios. Este comenzó a operar como un sistema nacional, National Grid, en 1938.

En los Estados Unidos en la década de 1920, las empresas de servicios públicos formaron operaciones conjuntas para compartir la cobertura de carga máxima y la energía de respaldo. En 1934, con la aprobación de la Ley de Compañías Tenedoras de Servicios Públicos (EE. UU.), los servicios públicos de electricidad fueron reconocidos como bienes públicos de importancia y se les otorgaron restricciones detalladas y supervisión regulatoria de sus operaciones. La Ley de Política Energética de 1992 exigió a los propietarios de líneas de transmisión que permitieran a las empresas de generación eléctrica abrir el acceso a su red.y condujo a una reestructuración de cómo operaba la industria eléctrica en un esfuerzo por crear competencia en la generación de energía. Las empresas eléctricas ya no se construyeron como monopolios verticales, donde la generación, transmisión y distribución estaban a cargo de una sola empresa. Ahora, las tres etapas podrían dividirse entre varias empresas, en un esfuerzo por brindar un acceso justo a la transmisión de alto voltaje. La Ley de Política Energética de 2005 permitió incentivos y garantías de préstamos para la producción de energía alternativa y tecnologías innovadoras avanzadas que evitaron las emisiones de efecto invernadero.

En Francia, la electrificación comenzó en la década de 1900, con 700 comunas en 1919 y 36.528 en 1938. Al mismo tiempo, estas redes cercanas comenzaron a interconectarse: París en 1907 a 12 kV, los Pirineos en 1923 a 150 kV y finalmente casi todo el país interconectado en 1938 a 220 kV. En 1946, la red era la más densa del mundo. Ese año el estado nacionalizó la industria, uniendo las empresas privadas como Électricité de France. La frecuencia se estandarizó a 50 Hz y la red de 225 kV reemplazó a 110 kV y 120 kV. Desde 1956, la tensión de servicio se estandarizó en 220/380 V, en sustitución de los 127/220 V anteriores. Durante la década de 1970, se implementó la red de 400 kV, el nuevo estándar europeo.

En China, la electrificación comenzó en la década de 1950. En agosto de 1961, la electrificación de la sección Baoji-Fengzhou del Ferrocarril Baocheng se completó y entregó para su funcionamiento, convirtiéndose en el primer ferrocarril electrificado de China. De 1958 a 1998, el ferrocarril electrificado de China alcanzó las 6.200 millas (10.000 kilómetros). A fines de 2017, este número alcanzó las 54,000 millas (87,000 kilómetros).En el actual sistema de electrificación ferroviaria de China, State Grid Corporation of China es un importante proveedor de energía. En 2019, completó el proyecto de suministro de energía de los importantes ferrocarriles electrificados de China en sus áreas operativas, como el ferrocarril Jingtong, el ferrocarril Haoji, el ferrocarril de alta velocidad Zhengzhou-Wanzhou, etcétera, proporcionando garantía de suministro de energía para 110 estaciones de tracción y su acumulado La longitud de construcción de la línea eléctrica alcanzó los 6.586 kilómetros.

Componentes

Generación

La generación de electricidad es el proceso de generar energía eléctrica a partir de fuentes de energía primaria, típicamente en centrales eléctricas. Por lo general, esto se hace con generadores electromecánicos accionados por motores térmicos o la energía cinética del agua o el viento. Otras fuentes de energía incluyen la energía solar fotovoltaica y la energía geotérmica.

La suma de las salidas de energía de los generadores en la red es la producción de la red, normalmente medida en gigavatios (GW).

Transmisión

La transmisión de energía eléctrica es el movimiento masivo de energía eléctrica desde un sitio de generación, a través de una red de líneas interconectadas, hasta una subestación eléctrica, desde la cual se conecta al sistema de distribución. Este sistema de conexiones en red es distinto del cableado local entre las subestaciones de alta tensión y los clientes.

Debido a que la energía a menudo se genera lejos de donde se consume, el sistema de transmisión puede cubrir grandes distancias. Para una cantidad dada de energía, la eficiencia de transmisión es mayor a voltajes más altos y amperajes más bajos. Por lo tanto, los voltajes se elevan en la estación generadora y se reducen en las subestaciones locales para su distribución a los clientes.

La mayor parte de la transmisión es trifásica. Las redes trifásicas, en comparación con las monofásicas, pueden entregar mucha más potencia por una determinada cantidad de cable, ya que los cables neutro y de tierra se comparten. Además, los generadores y motores trifásicos son más eficientes que los monofásicos.

Sin embargo, para los conductores convencionales, una de las principales pérdidas son las pérdidas resistivas, que son una ley cuadrática de la corriente y dependen de la distancia. Las líneas de transmisión de CA de alto voltaje pueden perder entre 1 y 4 % cada cien millas. Sin embargo, la corriente continua de alto voltaje puede tener la mitad de las pérdidas de CA. En distancias muy largas, estas eficiencias pueden compensar el costo adicional de las estaciones convertidoras de CA/CC requeridas en cada extremo.

Las redes de transmisión son complejas con rutas redundantes. El diseño físico a menudo se ve obligado por la tierra disponible y su geología. La mayoría de las redes de transmisión ofrecen la confiabilidad que brindan las redes de malla más complejas. La redundancia permite que ocurran fallas en la línea y la energía simplemente se desvía mientras se realizan las reparaciones.

Subestaciones

Las subestaciones pueden realizar muchas funciones diferentes, pero por lo general transforman el voltaje de bajo a alto (incrementar) y de alto a bajo (reducir). Entre el generador y el consumidor final, el voltaje puede transformarse varias veces.

Los tres principales tipos de subestaciones, por función, son:

• Subestación elevadora: utilizan transformadores para elevar el voltaje proveniente de los generadores y plantas de energía para que la energía pueda transmitirse a largas distancias de manera más eficiente, con corrientes más pequeñas.
• Subestación reductora: estos transformadores reducen la tensión proveniente de las líneas de transmisión que pueden utilizarse en la industria o enviarse a una subestación de distribución.
• Subestación de distribución: transforman la tensión nuevamente en baja para la distribución a los usuarios finales.

Además de los transformadores, otros componentes o funciones importantes de las subestaciones incluyen:

• Disyuntores: se utilizan para interrumpir automáticamente un circuito y aislar una falla en el sistema.
• Interruptores: para controlar el flujo de electricidad y aislar equipos.
• La barra colectora de la subestación: típicamente un conjunto de tres conductores, uno para cada fase de corriente. La subestación se organiza en torno a los buses, y estos se conectan a las líneas de entrada, transformadores, equipos de protección, interruptores y las líneas de salida.
• Pararrayos
• Condensadores para corrección del factor de potencia

Distribución de energía eléctrica

La distribución es la etapa final en la entrega de energía; transporta la electricidad desde el sistema de transmisión hasta los consumidores individuales. Las subestaciones se conectan al sistema de transmisión y bajan la tensión de transmisión a media tensión que oscila entre2 kV y35kV. Las líneas de distribución primaria llevan esta energía de media tensión a los transformadores de distribución ubicados cerca de las instalaciones del cliente. Los transformadores de distribución vuelven a bajar la tensión hasta la tensión de utilización. Los clientes que demandan una cantidad mucho mayor de energía pueden conectarse directamente al nivel de distribución primaria o al nivel de subtransmisión.

Las redes de distribución se dividen en dos tipos, radiales o de red.

En ciudades y pueblos de América del Norte, la red tiende a seguir el clásico alimentado radialmente.diseño. Una subestación recibe su energía de la red de transmisión, la energía se reduce con un transformador y se envía a un bus desde el cual los alimentadores se abren en abanico en todas las direcciones por el campo. Estos alimentadores transportan energía trifásica y tienden a seguir las calles principales cerca de la subestación. A medida que crece la distancia desde la subestación, el fanout continúa a medida que los laterales más pequeños se extienden para cubrir las áreas que los alimentadores pasan por alto. Esta estructura en forma de árbol crece hacia afuera de la subestación, pero por razones de confiabilidad, generalmente contiene al menos una conexión de respaldo no utilizada a una subestación cercana. Esta conexión puede habilitarse en caso de emergencia, de modo que una parte del territorio de servicio de una subestación pueda ser alimentada alternativamente por otra subestación.

Almacenamiento

El almacenamiento de energía en la red (también llamado almacenamiento de energía a gran escala) es una colección de métodos utilizados para el almacenamiento de energía a gran escala dentro de una red eléctrica. La energía eléctrica se almacena durante los momentos en que la electricidad es abundante y económica (especialmente de fuentes de energía intermitentes, como la electricidad renovable de la energía eólica, la energía de las mareas y la energía solar) o cuando la demanda es baja, y luego se devuelve a la red cuando la demanda es alta, y los precios de la electricidad tienden a ser más altos.

A partir de 2020, la forma más grande de almacenamiento de energía en la red es la hidroelectricidad represada, con generación hidroeléctrica convencional y hidroelectricidad de almacenamiento por bombeo.

Los desarrollos en el almacenamiento de baterías han permitido proyectos comercialmente viables para almacenar energía durante los picos de producción y liberarlos durante los picos de demanda, y para su uso cuando la producción cae inesperadamente, lo que da tiempo para que los recursos de respuesta más lenta se pongan en línea.

Dos alternativas al almacenamiento en la red son el uso de plantas de energía pico para llenar los vacíos de suministro y la respuesta de la demanda para cambiar la carga a otros momentos.

Funcionalidades

Pedir

La demanda o carga en una red eléctrica es la potencia eléctrica total que extraen los usuarios de la red.

La gráfica de la demanda en el tiempo se llama curva de demanda.

La carga base es la carga mínima en la red durante un período determinado, la demanda máxima es la carga máxima. Históricamente, la carga base solía cubrirse con equipos que eran relativamente baratos de operar, que funcionaban continuamente durante semanas o meses, pero a nivel mundial esto se está volviendo menos común. Los requisitos adicionales de demanda pico a veces son producidos por costosas plantas de pico que son generadores optimizados para entrar en línea rápidamente, pero estos también se están volviendo menos comunes.

Voltaje

Las redes están diseñadas para suministrar electricidad a sus clientes a voltajes mayormente constantes. Esto tiene que lograrse con demanda variable, cargas reactivas variables e incluso cargas no lineales, con electricidad proporcionada por generadores y equipos de distribución y transmisión que no son perfectamente confiables. A menudo, las redes utilizan cambiadores de tomas en transformadores cercanos a los consumidores para ajustar el voltaje y mantenerlo dentro de las especificaciones.

Frecuencia

En una red síncrona, todos los generadores deben funcionar a la misma frecuencia y deben permanecer casi en fase entre sí y con la red. La generación y el consumo deben estar equilibrados en toda la red, porque la energía se consume a medida que se produce. Para los generadores rotativos, un gobernador local regula el par impulsor, manteniendo una velocidad de rotación casi constante a medida que cambia la carga. La energía se almacena en el corto plazo inmediato por la energía cinética de rotación de los generadores.

Aunque la velocidad se mantiene prácticamente constante, las pequeñas desviaciones de la frecuencia nominal del sistema son muy importantes para regular los generadores individuales y se utilizan como una forma de evaluar el equilibrio de la red en su conjunto. Cuando la red está ligeramente cargada, la frecuencia de la red supera la frecuencia nominal, y los sistemas de control automático de generación en toda la red toman esto como una indicación de que los generadores deben reducir su producción. Por el contrario, cuando la red está muy cargada, la frecuencia se ralentiza naturalmente y los gobernadores ajustan sus generadores para que salga más potencia (control de velocidad de caída). Cuando los generadores tienen configuraciones de control de velocidad de caída idénticas, se asegura que varios generadores paralelos con las mismas configuraciones compartan la carga en proporción a su clasificación.

Además, a menudo existe un control central, que puede cambiar los parámetros de los sistemas AGC en escalas de tiempo de un minuto o más para ajustar aún más los flujos de la red regional y la frecuencia operativa de la red.

A efectos de cronometraje, se permitirá que la frecuencia nominal varíe a corto plazo, pero se ajustará para evitar que los relojes operados por línea se adelanton o atrasen significativamente en el transcurso de un período completo de 24 horas.

Toda una red síncrona funciona a la misma frecuencia, las redes vecinas no se sincronizarían aunque funcionen a la misma frecuencia nominal. Se pueden utilizar líneas de corriente continua de alta tensión o transformadores de frecuencia variable para conectar dos redes de interconexión de corriente alterna que no estén sincronizadas entre sí. Esto proporciona el beneficio de la interconexión sin necesidad de sincronizar un área aún más amplia. Por ejemplo, compare el mapa de red síncrona de área amplia de Europa con el mapa de líneas HVDC.

Capacidad y capacidad firme

La suma de las salidas de potencia máximas (capacidad de la placa de identificación) de los generadores conectados a una red eléctrica podría considerarse como la capacidad de la red.

Sin embargo, en la práctica, nunca se agotan simultáneamente. Por lo general, algunos generadores se mantienen funcionando a potencias de salida más bajas (reserva giratoria) para hacer frente a fallas y variaciones en la demanda. Además, los generadores pueden estar fuera de línea por mantenimiento u otras razones, como la disponibilidad de insumos de energía (combustible, agua, viento, sol, etc.) o restricciones de contaminación.

La capacidad firme es la potencia de salida máxima en una red que está disponible de inmediato durante un período de tiempo determinado, y es una cifra mucho más útil.

Producción

La mayoría de los códigos de red especifican que la carga se comparte entre los generadores en orden de mérito según su costo marginal (es decir, el más barato primero) y, a veces, su impacto ambiental. Por lo tanto, los proveedores de electricidad baratos tienden a funcionar casi todo el tiempo, y los productores más caros solo funcionan cuando es necesario.

Falla de manejo

Las fallas generalmente están asociadas con generadores o líneas de transmisión de energía que disparan los interruptores automáticos debido a fallas que conducen a una pérdida de capacidad de generación para los clientes o un exceso de demanda. Esto a menudo hará que la frecuencia se reduzca, y los generadores restantes reaccionarán y juntos intentarán estabilizarse por encima del mínimo. Si eso no es posible, pueden ocurrir varios escenarios.

Una falla grande en una parte de la red, a menos que se compense rápidamente, puede hacer que la corriente se redirija para fluir desde los generadores restantes hacia los consumidores a través de líneas de transmisión de capacidad insuficiente, lo que provocará más fallas. Una desventaja de una red ampliamente conectada es, por lo tanto, la posibilidad de fallas en cascada y cortes de energía generalizados. Por lo general, se designa una autoridad central para facilitar la comunicación y desarrollar protocolos para mantener una red estable. Por ejemplo, North American Electric Reliability Corporation obtuvo poderes vinculantes en los Estados Unidos en 2006 y tiene poderes consultivos en las partes correspondientes de Canadá y México. El gobierno de EE. UU. también ha designado Corredores de Transmisión Eléctrica de Interés Nacional, donde cree que se han desarrollado cuellos de botella en la transmisión.

Apagón

Un apagón es una caída de voltaje intencional o no intencional en un sistema de suministro de energía eléctrica. Las caídas de tensión intencionales se utilizan para reducir la carga en caso de emergencia. La reducción dura minutos u horas, a diferencia de la caída (o caída) de voltaje a corto plazo. El término apagón proviene de la atenuación experimentada por la iluminación incandescente cuando cae el voltaje. Una reducción de voltaje puede ser el efecto de la interrupción de una red eléctrica o, ocasionalmente, puede imponerse en un esfuerzo por reducir la carga y evitar un corte de energía, conocido como apagón.

Apagón

Un corte de energía (también llamado corte de energía, corte de energía, apagón, falla de energía o apagón) es una pérdida de energía eléctrica en un área en particular.

Las fallas de energía pueden ser causadas por fallas en las centrales eléctricas, daños a las líneas de transmisión eléctrica, subestaciones u otras partes del sistema de distribución, un cortocircuito, falla en cascada, operación de fusibles o disyuntores y errores humanos.

Los cortes de energía son particularmente críticos en sitios donde el medio ambiente y la seguridad pública están en riesgo. Instituciones como hospitales, plantas de tratamiento de aguas residuales, minas, refugios y similares generalmente tendrán fuentes de energía de respaldo, como generadores de reserva, que se iniciarán automáticamente cuando se corte la energía eléctrica. Otros sistemas críticos, como las telecomunicaciones, también deben tener energía de emergencia. La sala de baterías de una central telefónica generalmente tiene conjuntos de baterías de plomo-ácido para respaldo y también un enchufe para conectar un generador durante períodos prolongados de interrupción.

Desconexión de carga

Es posible que los sistemas de generación y transmisión de electricidad no siempre cumplan con los requisitos de demanda máxima: la mayor cantidad de electricidad requerida por todos los clientes de servicios públicos dentro de una región determinada. En estas situaciones, se debe reducir la demanda general, ya sea desconectando el servicio de algunos dispositivos o reduciendo el voltaje de suministro (caídas de tensión), para evitar interrupciones incontroladas del servicio, como cortes de energía (apagones generalizados) o daños en el equipo. Las empresas de servicios públicos pueden imponer cortes de carga en las áreas de servicio a través de apagones específicos, apagones continuos o mediante acuerdos con consumidores industriales específicos de alto uso para apagar el equipo en momentos de demanda máxima en todo el sistema.

Comienzo negro

Un arranque negro es el proceso de restaurar una central eléctrica o una parte de una red eléctrica para que funcione sin depender de la red de transmisión de energía eléctrica externa para recuperarse de un cierre total o parcial.

Normalmente, la energía eléctrica utilizada dentro de la planta proviene de los propios generadores de la estación. Si se apagan todos los generadores principales de la planta, la energía de servicio de la estación se proporciona extrayendo energía de la red a través de la línea de transmisión de la planta. Sin embargo, durante un corte de área amplia, la energía externa de la red no está disponible. En ausencia de energía de la red, se debe realizar un llamado arranque en negro para arrancar la red eléctrica y ponerla en funcionamiento.

Para proporcionar un arranque en negro, algunas centrales eléctricas tienen pequeños generadores diésel, normalmente llamados generadores diésel de arranque en negro.(BSDG), que se puede utilizar para poner en marcha generadores más grandes (de varios megavatios de capacidad), que a su vez se pueden utilizar para poner en marcha los generadores de la central eléctrica principal. Las plantas generadoras que utilizan turbinas de vapor requieren una potencia de servicio de la estación de hasta el 10 % de su capacidad para las bombas de agua de alimentación de calderas, los sopladores de aire de combustión de tiro forzado de calderas y para la preparación de combustible. No es económico proporcionar una capacidad de reserva tan grande en cada estación, por lo que se debe proporcionar energía de arranque en negro a través de líneas de conexión designadas desde otra estación. A menudo, las centrales hidroeléctricas se designan como fuentes de arranque negro para restaurar las interconexiones de la red. Una central hidroeléctrica necesita muy poca energía inicial para arrancar (solo la suficiente para abrir las compuertas de entrada y proporcionar corriente de excitación a las bobinas de campo del generador), y puede poner en línea un gran bloque de energía muy rápidamente para permitir la puesta en marcha de estaciones nucleares o de combustibles fósiles. Ciertos tipos de turbinas de combustión se pueden configurar para arranque en negro, brindando otra opción en lugares sin plantas hidroeléctricas adecuadas.En 2017, una empresa de servicios públicos en el sur de California demostró con éxito el uso de un sistema de almacenamiento de energía de batería para proporcionar un arranque en negro, encendiendo una turbina de gas de ciclo combinado desde un estado inactivo.

Escala

Microrred

Una microrred es una red local que normalmente forma parte de la red síncrona de área amplia regional pero que puede desconectarse y operar de forma autónoma. Podría hacer esto en momentos en que la red principal se vea afectada por cortes. Esto se conoce como funcionamiento en isla y puede funcionar indefinidamente con sus propios recursos.

En comparación con las redes más grandes, las microrredes suelen utilizar una red de distribución de menor voltaje y generadores distribuidos. Las microrredes pueden no solo ser más resistentes, sino que también pueden ser más baratas de implementar en áreas aisladas.

Un objetivo de diseño es que un área local produzca toda la energía que utiliza.

Las implementaciones de ejemplo incluyen:

• Hajjah y Lahj, Yemen: microrredes solares de propiedad comunitaria.
• Programa piloto Île d'Yeu: sesenta y cuatro paneles solares con una capacidad máxima de 23,7 kW en cinco casas y una batería con una capacidad de almacenamiento de 15 kWh.
• Les Anglais, Haití: incluye detección de robo de energía.
• Mpeketoni, Kenia: un sistema de microrred alimentado por diesel basado en la comunidad.
• Bodega Stone Edge Farm: microturbina, celda de combustible, batería múltiple, electrolizador de hidrógeno y bodega habilitada para energía fotovoltaica en Sonoma, California.

Red síncrona de área amplia

Una red síncrona de área amplia, también conocida como "interconexión" en América del Norte, conecta directamente muchos generadores que suministran energía de CA con la misma frecuencia relativa a muchos consumidores. Por ejemplo, hay cuatro interconexiones principales en América del Norte (la interconexión occidental, la interconexión oriental, la interconexión de Quebec y la interconexión de Texas). En Europa, una gran red conecta la mayor parte de Europa continental.

Una red síncrona de área amplia (también llamada "interconexión" en América del Norte) es una red eléctrica a escala regional o mayor que opera a una frecuencia sincronizada y está unida eléctricamente durante las condiciones normales del sistema. Estas también se conocen como zonas síncronas, la mayor de las cuales es la red síncrona de Europa continental (ENTSO-E) con 667 gigavatios (GW) de generación, y la región más amplia servida es la del sistema IPS/UPS que atiende a países del antigua Unión Soviética. Las redes síncronas con amplia capacidad facilitan el comercio del mercado eléctrico en amplias áreas. En la ENTSO-E de 2008 se vendieron más de 350.000 megavatios hora al día en la Bolsa Europea de Energía (EEX).

Cada una de las interconexiones en América del Norte funciona a 60 Hz nominales, mientras que las de Europa funcionan a 50 Hz. Las interconexiones vecinas con la misma frecuencia y estándares se pueden sincronizar y conectar directamente para formar una interconexión más grande, o pueden compartir energía sin sincronización a través de líneas de transmisión de energía de corriente continua de alto voltaje (lazos de CC) o con transformadores de frecuencia variable (VFT)., que permiten un flujo controlado de energía al mismo tiempo que aíslan funcionalmente las frecuencias de CA independientes de cada lado.

Los beneficios de las zonas síncronas incluyen la agrupación de generación, lo que resulta en menores costos de generación; puesta en común de la carga, lo que resulta en efectos de igualación significativos; provisión común de reservas, lo que resulta en costos de energía de reserva primarios y secundarios más baratos; apertura del mercado, dando como resultado la posibilidad de contratos a largo plazo e intercambios de energía a corto plazo; y asistencia mutua en caso de disturbios.

Una desventaja de una red síncrona de área amplia es que los problemas en una parte pueden tener repercusiones en toda la red. Por ejemplo, en 2018, Kosovo usó más energía de la que generó debido a una disputa con Serbia, lo que provocó que la fase en toda la red síncrona de Europa continental se quedara atrás de lo que debería haber sido. La frecuencia cayó a 49.996 Hz. Esto hizo que ciertos tipos de relojes se atrasaran seis minutos.

• Las redes síncronas de Europa
• Las dos interconexiones principales y tres menores de América del Norte
• Principales WASG en todo el mundo

Súper rejilla

Una superred o supergrid es una red de transmisión de área amplia que tiene como objetivo hacer posible el comercio de grandes volúmenes de electricidad a través de grandes distancias. A veces también se le conoce como una mega cuadrícula. Las súper redes pueden respaldar una transición energética global al suavizar las fluctuaciones locales de la energía eólica y la energía solar. En este contexto, se consideran como una tecnología clave para mitigar el calentamiento global. Las superredes suelen utilizar corriente continua de alto voltaje (HVDC) para transmitir electricidad a largas distancias. La última generación de líneas eléctricas HVDC puede transmitir energía con pérdidas de solo el 1,6% por cada 1000 km.

Los servicios eléctricos entre regiones muchas veces están interconectados para mejorar la economía y la confiabilidad. Los interconectores eléctricos permiten economías de escala, lo que permite comprar energía de fuentes grandes y eficientes. Las empresas de servicios públicos pueden extraer energía de las reservas del generador de una región diferente para garantizar una energía continua y confiable y diversificar sus cargas. La interconexión también permite que las regiones tengan acceso a energía a granel barata al recibir energía de diferentes fuentes. Por ejemplo, una región puede estar produciendo energía hidroeléctrica barata durante las temporadas de aguas altas, pero en las temporadas de aguas bajas, otra área puede estar produciendo energía más barata a través del viento, lo que permite que ambas regiones accedan a fuentes de energía más baratas entre sí durante diferentes épocas del año.

El nivel de interconexión eléctrica (EIL) de una red es la relación entre la potencia total de interconexión a la red dividida por la capacidad de producción instalada de la red. Dentro de la UE, se ha fijado el objetivo de que las redes nacionales alcancen el 10 % para 2020 y el 15 % para 2030.

Tendencias

Respuesta de la demanda

La respuesta a la demanda es una técnica de gestión de la red en la que se solicita o se incentiva a los clientes minoristas o mayoristas, ya sea de forma electrónica o manual, para que reduzcan su carga. Actualmente, los operadores de la red de transmisión utilizan la respuesta a la demanda para solicitar la reducción de la carga de los principales usuarios de energía, como las plantas industriales. Tecnologías como la medición inteligente pueden animar a los clientes a usar energía cuando la electricidad es abundante al permitir precios variables.

Infraestructura envejecida

A pesar de los arreglos institucionales novedosos y los diseños de red de la red eléctrica, sus infraestructuras de suministro de energía están envejeciendo en todo el mundo desarrollado. Los factores que contribuyen al estado actual de la red eléctrica y sus consecuencias incluyen:

• Equipos obsoletos: los equipos más antiguos tienen tasas de fallas más altas, lo que lleva a tasas de interrupción de los clientes que afectan la economía y la sociedad; además, los activos e instalaciones más antiguos conducen a mayores costos de mantenimiento de inspección y mayores costos de reparación y restauración.
• Disposición obsoleta del sistema: las áreas más antiguas requieren serios sitios de subestaciones adicionales y derechos de paso que no se pueden obtener en el área actual y se ven obligados a utilizar instalaciones existentes insuficientes.
• Ingeniería obsoleta: las herramientas tradicionales para la planificación e ingeniería de suministro de energía son ineficaces para abordar los problemas actuales de equipos obsoletos, diseños de sistemas obsoletos y niveles de carga modernos desregulados.
• Antiguo valor cultural: la planificación, la ingeniería, la operación del sistema utilizando conceptos y procedimientos que funcionaron en una industria integrada verticalmente exacerban el problema en una industria desregulada.

Generación distribuida

Con todo interconectado y la competencia abierta en una economía de libre mercado, comienza a tener sentido permitir e incluso fomentar la generación distribuida (GD). Los generadores más pequeños, que generalmente no son propiedad de la empresa de servicios públicos, pueden conectarse en línea para ayudar a satisfacer la necesidad de energía. La instalación de generación más pequeña podría ser un propietario con exceso de energía de su panel solar o turbina eólica. Podría ser una pequeña oficina con un generador diesel. Estos recursos pueden ponerse en línea a instancias de la empresa de servicios públicos o por parte del propietario de la generación en un esfuerzo por vender electricidad. Muchos pequeños generadores pueden vender electricidad a la red por el mismo precio que pagarían para comprarla.

A medida que avanza el siglo XXI, la industria de servicios eléctricos busca aprovechar los enfoques novedosos para satisfacer la creciente demanda de energía. Las empresas de servicios públicos están bajo presión para evolucionar sus topologías clásicas para adaptarse a la generación distribuida. A medida que la generación se vuelve más común a partir de generadores solares y eólicos en los techos, las diferencias entre las redes de distribución y transmisión seguirán desdibujándose. En julio de 2017, el director general de Mercedes-Benz dijo que la industria energética necesita trabajar mejor con empresas de otras industrias para formar un "ecosistema total", para integrar recursos energéticos centrales y distribuidos (DER) para dar a los clientes lo que quieren. La red eléctrica se construyó originalmente para que la electricidad fluyera de los proveedores de energía a los consumidores. Sin embargo, con la introducción de DER,

Red inteligente

La red inteligente sería una mejora de la red eléctrica del siglo XX, utilizando comunicaciones bidireccionales y los llamados dispositivos inteligentes distribuidos. Los flujos bidireccionales de electricidad e información podrían mejorar la red de suministro. La investigación se centra principalmente en tres sistemas de una red inteligente: el sistema de infraestructura, el sistema de gestión y el sistema de protección.

El sistema de infraestructura es la infraestructura de energía, información y comunicación subyacente de la red inteligente que soporta:

• Generación, entrega y consumo de electricidad avanzados
• Medición, supervisión y gestión de información avanzada
• Tecnologías de comunicación avanzadas

Una red inteligente permitiría a la industria energética observar y controlar partes del sistema con mayor resolución en el tiempo y el espacio. Uno de los propósitos de la red inteligente es el intercambio de información en tiempo real para que la operación sea lo más eficiente posible. Permitiría la gestión de la red en todas las escalas de tiempo, desde dispositivos de conmutación de alta frecuencia en una escala de microsegundos, hasta variaciones de producción eólica y solar en una escala de minutos, hasta los efectos futuros de las emisiones de carbono generadas por la producción de energía en una escala de una década.

El sistema de gestión es el subsistema de la red inteligente que proporciona servicios avanzados de gestión y control. La mayoría de los trabajos existentes tienen como objetivo mejorar la eficiencia energética, el perfil de demanda, la utilidad, el costo y la emisión, basados ​​en la infraestructura mediante el uso de optimización, aprendizaje automático y teoría de juegos. Dentro del marco de infraestructura avanzada de la red inteligente, se espera que surjan cada vez más nuevos servicios y aplicaciones de administración y que eventualmente revolucionen la vida diaria de los consumidores.

El sistema de protección de una red inteligente proporciona análisis de confiabilidad de la red, protección contra fallas y servicios de protección de seguridad y privacidad. Si bien la infraestructura de comunicación adicional de una red inteligente proporciona mecanismos adicionales de protección y seguridad, también presenta un riesgo de ataque externo y fallas internas. En un informe sobre seguridad cibernética de la tecnología de red inteligente producido por primera vez en 2010 y actualizado posteriormente en 2014, el Instituto Nacional de Estándares y Tecnología de EE. UU. señaló que la capacidad de recopilar más datos sobre el uso de energía de los medidores inteligentes de los clientes también plantea importantes preocupaciones sobre la privacidad., ya que la información almacenada en el medidor, que es potencialmente vulnerable a filtraciones de datos, se puede extraer para obtener detalles personales de los clientes.

En los EE. UU., la Ley de Política Energética de 2005 y el Título XIII de la Ley de Seguridad e Independencia Energética de 2007 proporcionan fondos para fomentar el desarrollo de redes inteligentes. El objetivo es permitir que las empresas de servicios públicos predigan mejor sus necesidades y, en algunos casos, involucrar a los consumidores en una tarifa de tiempo de uso. También se han asignado fondos para desarrollar tecnologías de control de energía más sólidas.

Deserción de la red

Dado que existe cierta resistencia en el sector de las empresas de servicios eléctricos a los conceptos de generación distribuida con diversas fuentes de energía renovable y unidades de cogeneración a microescala, varios autores han advertido que la deserción de la red a escala masiva es posible porque los consumidores pueden producir electricidad utilizando sistemas fuera de la red compuestos principalmente por de la tecnología solar fotovoltaica.

El Rocky Mountain Institute ha propuesto que puede haber una deserción de la red a gran escala. Esto está respaldado por estudios en el Medio Oeste. Sin embargo, el documento señala que la deserción de la red puede ser menos probable en países como Alemania, que tienen una mayor demanda de energía en invierno.