Transmisión de energía eléctrica
Transmisión de energía eléctrica es el movimiento masivo de energía eléctrica desde un lugar de generación, como una planta de energía, hasta una subestación eléctrica. Las líneas interconectadas que facilitan este movimiento forman una red de transmisión. Esto es distinto del cableado local entre las subestaciones de alto voltaje y los clientes, que generalmente se conoce como distribución de energía eléctrica. La red combinada de transmisión y distribución es parte de la entrega de electricidad, conocida como la red eléctrica.
La transmisión eficiente de energía eléctrica a larga distancia requiere altos voltajes. Esto reduce las pérdidas producidas por fuertes corrientes. Las líneas de transmisión utilizan corriente alterna (HVAC) o corriente continua (HVDC). El nivel de voltaje se cambia con transformadores. El voltaje se eleva para la transmisión y luego se reduce para la distribución local.
Una red síncrona de área amplia, conocida como "interconexión" en América del Norte, conecta directamente generadores que suministran energía de CA con la misma frecuencia relativa a muchos consumidores. América del Norte tiene cuatro interconexiones principales: Oeste, Este, Quebec y Texas. Una red conecta la mayor parte de Europa continental.
Históricamente, las líneas de transmisión y distribución solían ser propiedad de la misma empresa, pero a partir de la década de 1990, muchos países liberalizaron la regulación del mercado de la electricidad de manera que las empresas separadas se encargaron de la transmisión y la distribución.
Sistema
La mayoría de las líneas de transmisión de América del Norte son de CA trifásica de alto voltaje, aunque a veces se usa CA monofásica en los sistemas de electrificación ferroviaria. La tecnología de CC se utiliza para una mayor eficiencia en distancias más largas (normalmente cientos de millas). La tecnología HVDC también se utiliza en cables de alimentación submarinos (normalmente de más de 30 millas (50 km)) y en el intercambio de energía entre redes que no están sincronizadas entre sí. Los enlaces HVDC estabilizan las redes de distribución de energía donde las nuevas cargas repentinas o los apagones en una parte de la red podrían generar problemas de sincronización y fallas en cascada.
La electricidad se transmite a altos voltajes para reducir la pérdida de energía que se produce en largas distancias. La energía generalmente se transmite a través de líneas eléctricas aéreas. La transmisión de energía subterránea tiene un costo de instalación significativamente más alto y mayores limitaciones operativas, pero reduce los costos de mantenimiento. La transmisión subterránea es más común en áreas urbanas o lugares ambientalmente sensibles.
Por lo general, la energía eléctrica debe generarse al mismo ritmo al que se consume. Se requiere un sistema de control sofisticado para garantizar que la generación de energía coincida con la demanda. Si la demanda supera la oferta, el desequilibrio puede hacer que las plantas de generación y los equipos de transmisión se desconecten o apaguen automáticamente para evitar daños. En el peor de los casos, esto puede conducir a una serie de cortes en cascada y un apagón regional importante. El noreste de EE. UU. enfrentó apagones en 1965, 1977, 2003 y apagones importantes en otras regiones de EE. UU. en 1996 y 2011. Las redes de transmisión eléctrica están interconectadas a redes regionales, nacionales e incluso continentales para reducir el riesgo de tal falla al proporcionar múltiples rutas alternativas y redundantes para que fluya la energía en caso de que ocurran tales apagones. Las empresas de transmisión determinan la capacidad máxima confiable de cada línea (normalmente menor que su límite físico o térmico) para garantizar que haya capacidad disponible en caso de falla en otra parte de la red.
Sobrecarga
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Los conductores aéreos de alto voltaje no están cubiertos por aislamiento. El material conductor es casi siempre una aleación de aluminio, formado por varios hilos y posiblemente reforzado con hilos de acero. El cobre se usaba a veces para la transmisión aérea, pero el aluminio es más liviano, reduce los rendimientos solo marginalmente y cuesta mucho menos. Los conductores aéreos son suministrados por varias empresas. El material y las formas de los conductores se mejoran regularmente para aumentar la capacidad. Los tamaños de los conductores van desde 12 mm2 (calibre de cable estadounidense n.° 6) hasta 750 mm2 (área de 1 590 000 milésimas de pulgada circulares), con resistencia y capacidad de conducción de corriente variables. Para conductores grandes (más de unos pocos centímetros de diámetro), gran parte del flujo de corriente se concentra cerca de la superficie debido al efecto pelicular. El centro del conductor transporta poca corriente pero contribuye al peso y al costo. Por lo tanto, se utilizan múltiples cables paralelos (llamados conductores de haz) para una mayor capacidad. Los conductores de haz se utilizan a altos voltajes para reducir la pérdida de energía causada por la descarga de corona.
Hoy en día, los voltajes de nivel de transmisión suelen ser de 110 kV o más. Los voltajes más bajos, como 66 kV y 33 kV, generalmente se consideran voltajes de subtransmisión, pero ocasionalmente se usan en líneas largas con cargas livianas. Para la distribución se suelen utilizar tensiones inferiores a 33 kV. Los voltajes superiores a 765 kV se consideran voltaje extra alto y requieren diseños diferentes.
Los cables de transmisión aérea dependen del aire para el aislamiento, lo que requiere que las líneas mantengan espacios libres mínimos. Las condiciones climáticas adversas, como fuertes vientos y bajas temperaturas, interrumpen la transmisión. Las velocidades del viento tan bajas como 23 nudos (43 km/h) pueden permitir que los conductores invadan los espacios libres operativos, lo que resulta en una descarga disruptiva y una pérdida de suministro. El movimiento oscilatorio de la línea física se denomina galope o aleteo del conductor según la frecuencia y la amplitud de la oscilación.
Subterránea
(feminine)La energía eléctrica se puede transmitir mediante cables eléctricos subterráneos. Los cables subterráneos no ocupan derecho de paso, tienen menor visibilidad y se ven menos afectados por el clima. Sin embargo, los cables deben estar aislados. Los costos de cable y excavación son mucho más altos que la construcción aérea. Las fallas en las líneas de transmisión enterradas tardan más en localizarse y repararse.
En algunas áreas metropolitanas, los cables están encerrados en tuberías de metal y aislados con fluido dieléctrico (generalmente un aceite) que es estático o circula a través de bombas. Si una falla eléctrica daña la tubería y pierde dieléctrico, se usa nitrógeno líquido para congelar partes de la tubería para permitir el drenaje y la reparación. Esto extiende el período de reparación y aumenta los costos. La temperatura de la tubería y los alrededores se controlan durante todo el período de reparación.
Las líneas subterráneas están limitadas por su capacidad térmica, lo que permite una menor sobrecarga o recalificación de las líneas. Los cables de CA subterráneos largos tienen una capacitancia significativa, lo que reduce su capacidad para proporcionar energía útil más allá de 50 millas (80 kilómetros). Los cables de CC no están limitados en longitud por su capacitancia.
Historia
La energía eléctrica comercial se transmitía inicialmente al mismo voltaje utilizado por la iluminación y las cargas mecánicas. Esto restringió la distancia entre la planta generadora y las cargas. En 1882, el voltaje de CC no se podía aumentar fácilmente para la transmisión a larga distancia. Diferentes clases de cargas (por ejemplo, iluminación, motores fijos y sistemas de tracción/ferrocarril) requerían diferentes voltajes y, por lo tanto, usaban diferentes generadores y circuitos.
Por lo tanto, los generadores se ubicaron cerca de sus cargas, una práctica que luego se conoció como generación distribuida utilizando una gran cantidad de pequeños generadores.
La transmisión de corriente alterna (CA) se hizo posible después de que Lucien Gaulard y John Dixon Gibbs construyeran lo que llamaron el generador secundario, uno de los primeros transformadores con relación de giro de 1:1 y circuito magnético abierto, en 1881.
La primera línea de CA de larga distancia tenía 34 kilómetros (21 millas) de largo y se construyó para la Exposición Internacional de Electricidad de 1884 en Turín, Italia. Fue alimentado por un Siemens & de 2 kV, 130 Hz. alternador Halske y presentaba varios transformadores Gaulard con devanados primarios conectados en serie, que alimentaban lámparas incandescentes. El sistema demostró la viabilidad de la transmisión de energía eléctrica de CA a largas distancias.
El primer sistema comercial de distribución de CA entró en servicio en 1885 en via dei Cerchi, Roma, Italia, para alumbrado público. Estaba alimentado por dos Siemens & Los alternadores Halske de 30 hp (22 kW), 2 kV a 120 Hz y utilizaron 19 km de cables y 200 transformadores reductores de 2 kV a 20 V conectados en paralelo provistos de un circuito magnético cerrado, uno para cada lámpara. Unos meses más tarde, fue seguido por el primer sistema de aire acondicionado británico, al servicio de Grosvenor Gallery. También incluía alternadores Siemens y transformadores reductores de 2,4 kV a 100 V, uno por usuario, con primarios conectados en derivación.
Trabajando para mejorar lo que él consideraba un diseño poco práctico de Gaulard-Gibbs, el ingeniero eléctrico William Stanley, Jr. desarrolló el primer transformador de CA en serie práctico en 1885. Trabajando con el apoyo de George Westinghouse, en 1886 demostró un transformador de CA basado en transformador. sistema de iluminación en Great Barrington, Massachusetts. Estaba alimentado por un generador Siemens de 500 V impulsado por un motor de vapor. El voltaje se redujo a 100 voltios utilizando el transformador Stanley para alimentar lámparas incandescentes en 23 negocios a más de 4000 pies (1200 m). Esta demostración práctica de un transformador y un sistema de iluminación de corriente alterna llevó a Westinghouse a comenzar a instalar sistemas de CA ese mismo año.
En 1888 aparecieron los primeros diseños de un motor AC. Estos eran motores de inducción que funcionaban con corriente polifásica, inventados de forma independiente por Galileo Ferraris y Nikola Tesla. Westinghouse autorizó el diseño de Tesla. Los prácticos motores trifásicos fueron diseñados por Mikhail Dolivo-Dobrovolsky y Charles Eugene Lancelot Brown. El uso generalizado de tales motores se retrasó muchos años debido a problemas de desarrollo y la escasez de sistemas de energía polifásicos necesarios para alimentarlos.
A fines de la década de 1880 y principios de la de 1890, las empresas eléctricas más pequeñas se fusionaron en corporaciones más grandes, como Ganz y AEG en Europa y General Electric y Westinghouse Electric en los EE. UU. Estas empresas desarrollaron sistemas de CA, pero la diferencia técnica entre los sistemas de corriente continua y alterna requería una fusión técnica mucho más prolongada. Las economías de escala de la corriente alterna con grandes plantas generadoras y transmisión a larga distancia agregaron lentamente la capacidad de vincular todas las cargas. Estos incluían sistemas de CA monofásicos, sistemas de CA polifásicos, iluminación incandescente de bajo voltaje, iluminación de arco de alto voltaje y motores de CC existentes en fábricas y tranvías. En lo que se convirtió en un sistema universal, estas diferencias tecnológicas se salvaron temporalmente a través de convertidores rotativos y motogeneradores que permitieron que los sistemas heredados se conectaran a la red de CA. Estos recursos provisionales fueron reemplazados lentamente a medida que los sistemas más antiguos se retiraban o actualizaban.
La primera transmisión de corriente alterna monofásica con alto voltaje se produjo en Oregón en 1890, cuando se entregó energía desde una planta hidroeléctrica en Willamette Falls a la ciudad de Portland, a 23 km (14 millas) río abajo. La primera corriente alterna trifásica de alto voltaje tuvo lugar en 1891 durante la exposición internacional de electricidad en Frankfurt. Una línea de transmisión de 15 kV, de aproximadamente 175 km de largo, conectaba Lauffen on the Neckar y Frankfurt.
Los voltajes de transición aumentaron a lo largo del siglo XX. Para 1914, estaban en servicio cincuenta y cinco sistemas de transmisión que operaban a más de 70 kV. El voltaje más alto entonces utilizado era de 150 kV. La interconexión de múltiples plantas generadoras en un área amplia redujo los costos. Las plantas más eficientes podrían usarse para suministrar cargas variables durante el día. Se mejoró la confiabilidad y se redujeron los costos de capital, porque la capacidad de generación de reserva se podía compartir entre muchos más clientes y un área más amplia. Las fuentes de energía remotas y de bajo costo, como la energía hidroeléctrica o el carbón de boca de mina, podrían explotarse para reducir aún más los costos.
La rápida industrialización del siglo XX hizo que las redes y las líneas de transmisión eléctrica fueran una infraestructura crítica. La interconexión de las plantas de generación locales y las pequeñas redes de distribución fue impulsada por la Primera Guerra Mundial, cuando los gobiernos construyeron grandes plantas generadoras de electricidad para alimentar las fábricas de municiones.
Transmisión masiva
Estas redes utilizan componentes como líneas eléctricas, cables, disyuntores, interruptores y transformadores. La red de transmisión suele ser administrada regionalmente por una entidad como una organización regional de transmisión o un operador del sistema de transmisión.
La eficiencia de la transmisión mejora con un voltaje más alto y una corriente más baja. La corriente reducida reduce las pérdidas de calor. La Ley de Joule establece que las pérdidas de energía son proporcionales al cuadrado de la corriente. Por lo tanto, reducir la corriente por un factor de dos reduce la energía perdida por la resistencia del conductor por un factor de cuatro para cualquier tamaño de conductor.
El tamaño óptimo de un conductor para un voltaje y una corriente dados se puede estimar mediante la ley de Kelvin para el tamaño del conductor, que establece que el tamaño es óptimo cuando el costo anual de energía desperdiciada en resistencia es igual al capital anual cargos de proporcionar el conductor. En tiempos de tasas de interés más bajas y bajos costos de las materias primas, la ley de Kelvin indica que los cables más gruesos son óptimos. De lo contrario, se indican conductores más delgados. Dado que las líneas eléctricas están diseñadas para uso a largo plazo, la ley de Kelvin se usa junto con estimaciones a largo plazo del precio del cobre y el aluminio, así como las tasas de interés.
Se logra un voltaje más alto en los circuitos de CA mediante el uso de un transformador elevador. Los sistemas HVDC requieren equipos de conversión relativamente (costosos) que pueden justificarse económicamente para proyectos particulares, como cables submarinos y transmisión punto a punto de alta capacidad y distancias más largas. HVDC es necesario para enviar energía entre redes no sincronizadas.
Una red de transmisión es una red de centrales eléctricas, líneas de transmisión y subestaciones. La energía generalmente se transmite dentro de una red con corriente alterna trifásica. La CA monofásica se usa solo para la distribución a los usuarios finales, ya que no se puede usar para grandes motores de inducción polifásicos. En el siglo XIX, se usaba la transmisión bifásica, pero requería cuatro cables o tres cables con corrientes desiguales. Los sistemas de fase de orden superior requieren más de tres cables, pero brindan poco o ningún beneficio.
Si bien el precio de la capacidad de generación es alto, la demanda de energía es variable, por lo que a menudo es más barato importar la energía necesaria que generarla localmente. Debido a que las cargas a menudo suben y bajan juntas en grandes áreas, la energía a menudo proviene de fuentes distantes. Debido a los beneficios económicos de compartir la carga, las redes de transmisión de área amplia pueden abarcar países e incluso continentes. Las interconexiones entre productores y consumidores permiten que fluya la energía incluso si algunos enlaces no funcionan.
La parte de la demanda que varía lentamente se conoce como carga base y generalmente es atendida por grandes instalaciones con costos operativos constantes, denominada potencia firme. Tales instalaciones son nucleares, de carbón o hidroeléctricas, mientras que otras fuentes de energía, como la energía solar térmica concentrada y la geotérmica, tienen el potencial de proporcionar energía firme. Las fuentes de energía renovable, como la solar fotovoltaica, la eólica, la undimotriz y la mareomotriz, no se consideran firmes debido a su intermitencia. El resto o "pico" demanda de energía, es abastecida por plantas de energía pico, que suelen ser fuentes más pequeñas, de respuesta más rápida y de mayor costo, como ciclo combinado o plantas de turbinas de combustión que normalmente funcionan con gas natural.
La transmisión a larga distancia (cientos de kilómetros) es económica y eficiente, con costos de 0,005 a 0,02 dólares estadounidenses por kWh (en comparación con los costos promedio anuales de los grandes productores de 0,01 a 0,025 dólares estadounidenses por kWh, tarifas minoristas superiores a 0,10 dólares estadounidenses por kWh y múltiplos de venta minorista para proveedores instantáneos en momentos de alta demanda imprevistos. Nueva York suele comprar más de 1000 MW de energía hidroeléctrica de bajo costo de Canadá. Las fuentes locales (incluso si son más costosas y se usan con poca frecuencia) pueden proteger el suministro de energía del clima y otros desastres. que pueden desconectar proveedores distantes.
Las fuentes hidráulicas y eólicas no se pueden acercar a las grandes ciudades, y los costos de la energía solar son más bajos en áreas remotas donde las necesidades locales de energía son nominales. Los costos de conexión pueden determinar si alguna alternativa renovable en particular es económicamente realista. Los costos pueden ser prohibitivos para las líneas de transmisión, pero los costos de la red de transmisión de súper red de alta capacidad y larga distancia podrían recuperarse con tarifas de uso modestas.
Entrada de cuadrícula
En las centrales eléctricas, la energía se produce a un voltaje relativamente bajo, entre 2,3 kV y 30 kV, según el tamaño de la unidad. Luego, el transformador de la central eléctrica aumenta el voltaje a un voltaje más alto (115 kV a 765 kV CA) para la transmisión.
En los Estados Unidos, la transmisión de energía es, de diversas formas, de 230 kV a 500 kV, con menos de 230 kV o más de 500 kV como excepciones.
La interconexión occidental tiene dos voltajes de intercambio principales: 500 kV de CA a 60 Hz y ±500 kV (1000 kV netos) de CC de norte a sur (del río Columbia al sur de California) y de noreste a suroeste (de Utah al sur de California). Los 287,5 kV (línea de la Presa Hoover a Los Ángeles, a través de Victorville) y los 345 kV (línea del Servicio Público de Arizona (APS)) son estándares locales, los cuales se implementaron antes de que los 500 kV fueran prácticos.
Pérdidas
Transmitir electricidad a alta tensión reduce la fracción de energía perdida a la calefacción Joule, que varía según el tipo de conductor, la corriente y la distancia de transmisión. Por ejemplo, una longitud de 100 mi (160 km) a 765 kV que transporta 1000 MW de potencia puede tener pérdidas de 0,5% a 1,1%. Una línea de 345 kV que transporta la misma carga a través de la misma distancia tiene pérdidas de 4,2%. Para una cantidad determinada de potencia, un voltaje superior reduce la corriente y por lo tanto las pérdidas resistivas. Por ejemplo, elevar el voltaje por un factor de 10 reduce la corriente por un factor correspondiente de 10 y por lo tanto el pérdidas por un factor de 100, siempre que se utilicen los mismos conductores de tamaño en ambos casos. Incluso si el tamaño del conductor (zona transversal) se disminuye diez veces más para igualar la corriente inferior, la Las pérdidas siguen disminuyendo diez veces. La transmisión de larga distancia se realiza normalmente con líneas de sobremesa a voltajes de 115 a 1.200 kV. A mayores voltajes, donde existen más de 2.000 kV entre conductor y tierra, las pérdidas de descarga coronaria son tan grandes que pueden compensar las bajas pérdidas resistivas en los conductores de línea. Las medidas para reducir las pérdidas coronarias incluyen mayor diámetro de conductor, núcleos huecos o conjuntos de conductores.
Los factores que afectan la resistencia y, por lo tanto, la pérdida incluyen la temperatura, la espiral y el efecto piel. La resistencia aumenta con la temperatura. La formación de espirales, que se refiere a la forma en que los conductores trenzados giran en espiral alrededor del centro, también contribuye a aumentar la resistencia del conductor. El efecto piel hace que la resistencia efectiva aumente a frecuencias de CA más altas. Las pérdidas de corona y resistivas se pueden estimar utilizando un modelo matemático.
Las pérdidas de transmisión y distribución en EE. UU. se estimaron en 6,6 % en 1997, 6,5 % en 2007 y 5 % entre 2013 y 2019. En general, las pérdidas se estiman a partir de la discrepancia entre la energía producida (según lo informado por las centrales eléctricas) y la energía vendida; la diferencia constituye pérdidas de transmisión y distribución, suponiendo que no ocurra robo de servicios públicos.
A partir de 1980, la distancia rentable más larga para la transmisión de CC era de 7000 kilómetros (4300 millas). Para AC fue de 4.000 kilómetros (2.500 millas), aunque las líneas de transmisión de EE. UU. son sustancialmente más cortas.
En cualquier línea de CA, la inductancia y la capacitancia del conductor pueden ser significativas. Las corrientes que fluyen únicamente en reacción a estas propiedades (que junto con la resistencia definen la impedancia) constituyen un flujo de potencia reactiva, que no transmite potencia a la carga. Estas corrientes reactivas, sin embargo, provocan pérdidas de calor adicionales. La relación entre la potencia real transmitida a la carga y la potencia aparente (el producto del voltaje y la corriente de un circuito, sin referencia al ángulo de fase) es el factor de potencia. A medida que aumenta la corriente reactiva, aumenta la potencia reactiva y disminuye el factor de potencia. Para sistemas de transmisión con bajo factor de potencia, las pérdidas son mayores que para sistemas con alto factor de potencia. Los servicios públicos agregan bancos de condensadores, reactores y otros componentes (como desfasadores, compensadores VAR estáticos y sistemas de transmisión de CA flexibles, FACTS) en todo el sistema para ayudar a compensar el flujo de energía reactiva, reducir las pérdidas en la transmisión de energía y estabilizar los voltajes del sistema.. Estas medidas se denominan colectivamente 'apoyo reactivo'.
Transposición
La corriente que fluye a través de las líneas de transmisión induce un campo magnético que rodea las líneas de cada fase y afecta la inductancia de los conductores circundantes de otras fases. Los conductores' la inductancia mutua depende parcialmente de la orientación física de las líneas entre sí. Las líneas trifásicas se encadenan convencionalmente con fases separadas verticalmente. La inductancia mutua vista por un conductor de la fase en el medio de las otras dos fases es diferente de la inductancia vista arriba/abajo. La inductancia desequilibrada entre los tres conductores es problemática porque puede obligar a la línea media a transportar una cantidad desproporcionada de la potencia total transmitida. De manera similar, puede ocurrir una carga desequilibrada si una línea está constantemente más cerca del suelo y opera con una impedancia más baja. Debido a este fenómeno, los conductores deben transponerse periódicamente a lo largo de la línea para que cada fase vea el mismo tiempo en cada posición relativa para equilibrar la inductancia mutua vista por las tres fases. Para lograr esto, la posición de la línea se intercambia en torres de transposición especialmente diseñadas a intervalos regulares a lo largo de la línea usando varios esquemas de transposición.
Subtransmisión
La subtransmisión funciona con voltajes relativamente más bajos. No es económico conectar todas las subestaciones de distribución a la alta tensión de transmisión principal, porque ese equipo es más grande y más caro. Por lo general, solo las subestaciones más grandes se conectan con este alto voltaje. El voltaje se reduce antes de que la corriente se envíe a las subestaciones más pequeñas. Los circuitos de subtransmisión generalmente se organizan en bucles para que una falla en una sola línea no detenga el servicio a muchos clientes por más de un breve período de tiempo. Los bucles pueden ser 'normalmente cerrados', donde la pérdida de un circuito no debe producir interrupción, o 'normalmente abiertos'. donde las subestaciones pueden cambiar a un suministro de respaldo. Si bien los circuitos de subtransmisión generalmente se transportan en líneas aéreas, en áreas urbanas se pueden usar cables enterrados. Las líneas de subtransmisión de baja tensión utilizan menos derechos de vía y estructuras más sencillas; el soterramiento es menos difícil.
Ningún corte fijo separa la subtransmisión y la transmisión, o la subtransmisión y la distribución. Sus rangos de voltaje se superponen. Los voltajes de 69 kV, 115 kV y 138 kV se utilizan a menudo para la subtransmisión en América del Norte. A medida que evolucionaron los sistemas de energía, los voltajes que antes se usaban para la transmisión se usaron para la subtransmisión, y los voltajes de subtransmisión se convirtieron en voltajes de distribución. Al igual que la transmisión, la subtransmisión mueve cantidades relativamente grandes de energía y, al igual que la distribución, la subtransmisión cubre un área en lugar de solo punto a punto.
Salida de la red de transmisión
Los transformadores de subestación reducen el voltaje a un nivel más bajo para la distribución a las cargas. Esta distribución se logra con una combinación de subtransmisión (33 a 132 kV) y distribución (3,3 a 25 kV). Finalmente, en el punto de uso, la energía se transforma a baja tensión.
Ventaja de la transmisión de alto voltaje
La transmisión de energía de alto voltaje permite menores pérdidas resistivas en largas distancias. Esta eficiencia entrega una mayor proporción de la energía generada a las cargas.
En un modelo simplificado, la red suministra electricidad de una fuente de tensión ideal con tensión , entregando un poder ) a un solo punto de consumo, modelado por una resistencia , cuando los alambres son lo suficientemente largos para tener una resistencia significativa .
Si las resistencias son en serie sin transformador interveniente, el circuito actúa como un dividedor de tensión, porque la misma corriente corre a través de la resistencia del alambre y el dispositivo alimentado. Como consecuencia, la energía útil (en el punto de consumo) es:
Si un transformador ideal convierte la electricidad de alta tensión y baja corriente en electricidad de bajo voltaje y alta corriente con una relación de tensión (es decir, el voltaje está dividido por y la corriente se multiplica por en la rama secundaria, en comparación con la rama primaria), entonces el circuito es de nuevo equivalente a un divider de tensión, pero los alambres ahora tienen resistencia aparente de sólo . El poder útil es entonces:
Para (es decir, conversión de alta tensión a baja tensión cerca del punto de consumo), una fracción mayor de la potencia del generador se transmite al punto de consumo y una fracción menor se pierde a la calefacción Joule.
Modelado
Las características terminales de la línea de transmisión son el voltaje y la corriente en los extremos de envío (S) y recepción (R). La línea de transmisión se puede modelar como una "caja negra" y se utiliza una matriz de transmisión de 2 por 2 para modelar su comportamiento, de la siguiente manera:
Se supone que la línea es una red recíproca y simétrica, lo que significa que las etiquetas de recepción y envío pueden intercambiarse sin ninguna consecuencia. La matriz de transmisión T tiene las propiedades:
Los parámetros A, B, C y D difieren dependiendo de cómo el modelo deseado maneja el resistencia de la línea (R), inductancia (L), capacitancia (C) y conductancia en derivación (paralelo, fuga) < i>G.
Los cuatro modelos principales son la aproximación de línea corta, la aproximación de línea media, la aproximación de línea larga (con parámetros distribuidos) y la línea sin pérdidas. En tales modelos, una letra mayúscula como R se refiere a la cantidad total sumada sobre la línea y una letra minúscula como c se refiere a la cantidad por unidad de longitud.
Línea sin pérdidas
La aproximación de línea sin pérdidas es la menos precisa; normalmente se usa en líneas cortas donde la inductancia es mucho mayor que la resistencia. Para esta aproximación, el voltaje y la corriente son idénticos en los extremos de envío y recepción.
La impedancia característica es real pura, lo que significa resistiva para esa impedancia, y a menudo se denomina impedancia de sobretensión. Cuando una línea sin pérdidas termina con una impedancia de sobretensión, el voltaje no cae. Aunque los ángulos de fase de voltaje y corriente se rotan, las magnitudes de voltaje y corriente permanecen constantes a lo largo de la línea. Para carga > SIL, el voltaje cae desde el extremo de envío y la línea "consume" VAR. Para cargar < SIL, el voltaje aumenta desde el extremo de envío y la línea "genera" VAR.
Línea corta
La aproximación de línea corta se usa normalmente para líneas de menos de 80 km (50 mi). Allí, solo se considera una impedancia en serie Z, mientras que C y G se ignoran. El resultado final es que A = D = 1 por unidad, B = Z Ohmios y C = 0. Por lo tanto, la matriz de transición asociada para esta aproximación es:
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