Frecuencia de utilidad

Las primeras aplicaciones comerciales de la energía eléctrica fueron la iluminación incandescente y los motores eléctricos de tipo conmutador . Ambos funcionan bien con corriente continua (CC), pero la tensión de la CC no se podía modificar fácilmente y, por lo general, solo se producía a la tensión de utilización requerida.

Si una lámpara incandescente funciona con corriente de baja frecuencia, el filamento se enfría en cada semiciclo de la corriente alterna, lo que provoca un cambio perceptible en el brillo y un parpadeo de la lámpara. Este efecto es más pronunciado en las lámparas de arco , y posteriormente en las lámparas de vapor de mercurio y las fluorescentes . Las lámparas de arco abierto producían un zumbido audible con corriente alterna, lo que impulsó la experimentación con alternadores de alta frecuencia para elevar el sonido por encima del rango de audición humana.

Los motores de tipo conmutador no funcionan bien con corriente alterna de alta frecuencia, ya que los cambios rápidos de corriente se ven contrarrestados por la inductancia del campo del motor. Si bien los motores universales de tipo conmutador son comunes en electrodomésticos y herramientas eléctricas de CA, son motores pequeños, de menos de 1 kW. Se descubrió que  el motor de inducción  funcionaba bien a frecuencias de entre 50 y 60 Hz, pero los materiales disponibles en la década de 1890 no eran adecuados para una frecuencia de, por ejemplo, 133  Hz. Existe una relación fija entre el número de polos magnéticos en el campo del motor de inducción, la frecuencia de la corriente alterna y la velocidad de rotación; por lo tanto, una velocidad estándar determinada limita la elección de la frecuencia (y viceversa). Una vez que los motores eléctricos de CA se popularizaron, fue importante estandarizar la frecuencia para garantizar la compatibilidad con los equipos del cliente.

Los generadores accionados por motores alternativos de baja velocidad producen frecuencias más bajas, para un número dado de polos, que los accionados por, por ejemplo, una turbina de vapor de alta velocidad . Para velocidades muy bajas del motor primario, sería costoso construir un generador con suficientes polos para proporcionar una alta frecuencia de CA. Además, se descubrió que sincronizar dos generadores a la misma velocidad era más fácil a velocidades más bajas. Si bien las transmisiones por correa eran comunes como una forma de aumentar la velocidad de los motores lentos, en potencias muy altas (miles de kilovatios) estas eran costosas, ineficientes y poco fiables. Después de 1906, aproximadamente, los generadores accionados directamente por turbinas de vapor favorecieron frecuencias más altas. La velocidad de rotación más constante de las máquinas de alta velocidad permitió un funcionamiento satisfactorio de los conmutadores en los convertidores rotativos. ^{[ 2 ]} La velocidad síncrona N en RPM se calcula utilizando la fórmula

${\displaystyle N={\frac {120f}{P}},}$

donde f es la frecuencia en hercios y P es el número de polos.

La corriente continua no fue reemplazada por completo por la corriente alterna y resultó útil en procesos ferroviarios y electroquímicos. Antes del desarrollo de los rectificadores de válvulas de arco de mercurio , se utilizaban convertidores rotativos para generar corriente continua a partir de corriente alterna. Al igual que otras máquinas de tipo conmutador, estas funcionaban mejor a frecuencias más bajas.

Con la corriente alterna (CA), los transformadores pueden utilizarse para reducir los altos voltajes de transmisión a un voltaje de uso menor para el cliente. El transformador es, en esencia, un convertidor de voltaje sin partes móviles y que requiere poco mantenimiento. El uso de CA eliminó la necesidad de utilizar generadores-motores de CC que requieren mantenimiento y supervisión constantes.

Dado que, para un nivel de potencia determinado, las dimensiones de un transformador son aproximadamente inversamente proporcionales a la frecuencia, un sistema con muchos transformadores sería más económico a una frecuencia más alta.

La transmisión de energía eléctrica a través de líneas largas se ve favorecida por las bajas frecuencias. Los efectos de la capacitancia e inductancia distribuidas en la línea son menores a bajas frecuencias.

Los generadores solo pueden interconectarse para operar en paralelo si tienen la misma frecuencia y forma de onda. Al estandarizar la frecuencia utilizada, los generadores de una zona geográfica pueden interconectarse en una red , lo que proporciona fiabilidad y ahorro de costes.

Los primeros generadores del proyecto de las Cataratas del Niágara , construidos por Westinghouse en 1895, eran de 25  Hz, ya que la velocidad de la turbina se había fijado antes de que se seleccionara definitivamente la transmisión de corriente alterna . Westinghouse habría elegido una frecuencia baja de 30  Hz para accionar las cargas de los motores, pero las turbinas del proyecto ya se habían especificado a 250  RPM. Las máquinas podrían haberse fabricado para suministrar una potencia de 16 + 2/3 Hz adecuada para motores pesados ​​de tipo conmutador, pero la empresa Westinghouse objetó que esto sería indeseable para la iluminación y sugirió 33 + 1/3 Hz . Finalmente, se optó por un compromiso de 25 Hz , con generadores de 12 polos y 250 RPM. ^{[ 2 ]} Debido a la gran influencia que tuvo el proyecto del Niágara en el diseño de sistemas de energía eléctrica, los 25 Hz se impusieron como el estándar norteamericano para la corriente alterna de baja frecuencia.     

Un estudio de General Electric concluyó que 40  Hz habría sido un buen compromiso entre las necesidades de iluminación, motor y transmisión, dados los materiales y equipos disponibles en el primer cuarto del siglo XX. Se construyeron varios sistemas de 40 Hz. La demostración de Lauffen-Frankfurt utilizó 40 Hz para transmitir energía a 175 km en 1891. Existió una gran red interconectada de 40 Hz en el noreste de Inglaterra (la Newcastle-upon-Tyne Electric Supply Company , NESCO) hasta la llegada de la National Grid (Reino Unido) a finales de la década de 1920, y los proyectos en Italia utilizaron 42 Hz. ^{[ 6 ]} La central hidroeléctrica comercial en funcionamiento continuo más antigua de los Estados Unidos, la planta hidroeléctrica de Mechanicville , todavía produce energía eléctrica a 40 Hz y suministra energía al sistema de transmisión local de 60 Hz a través de convertidores de frecuencia . Las plantas industriales y las minas en América del Norte y Australia a veces se construyeron con sistemas eléctricos de 40 Hz que se mantuvieron hasta que dejó de ser rentable continuar. Aunque las frecuencias cercanas a los 40 Hz tuvieron un amplio uso comercial, fueron reemplazadas por las frecuencias estandarizadas de 25, 50 y 60 Hz, preferidas por los fabricantes de equipos de mayor volumen.          

La empresa húngara Ganz había estandarizado sus productos en 5000 alternancias por minuto (41 2/3 Hz), por lo que los clientes de Ganz tenían sistemas de 41 2/3 Hz que en algunos casos funcionaron durante muchos años. ^{[ 7 ]}  

En los inicios de la electrificación, se utilizaban tantas frecuencias que ninguna prevalecía (en Londres, en 1918, existían diez frecuencias diferentes). A medida que avanzaba el siglo XX, se producía más energía a 60  Hz (Norteamérica) o 50  Hz (Europa y la mayor parte de Asia). La estandarización permitió el comercio internacional de equipos eléctricos. Mucho más tarde, el uso de frecuencias estándar posibilitó la interconexión de las redes eléctricas. No fue hasta después de la Segunda Guerra Mundial, con la llegada de los electrodomésticos asequibles, que se promulgaron normas más uniformes.

En el Reino Unido,  se declaró una frecuencia estándar de 50 Hz ya en 1904, pero el desarrollo significativo continuó en otras frecuencias. ^{[ 8 ]} La implementación de la Red Nacional a partir de 1926 obligó a la estandarización de frecuencias entre los numerosos proveedores de servicios eléctricos interconectados. El  estándar de 50 Hz se estableció completamente solo después de la Segunda Guerra Mundial .

Hacia 1900, los fabricantes europeos habían estandarizado mayoritariamente  las nuevas instalaciones en 50 Hz. La Asociación Alemana de Tecnología Eléctrica (VDE), en su primer estándar para máquinas eléctricas y transformadores de 1902, recomendó 25  Hz y 50  Hz como frecuencias estándar. La VDE no observó mucha aplicación de los 25  Hz y los eliminó de la edición de 1914 del estándar. Las instalaciones remanentes que utilizaban otras frecuencias persistieron hasta mucho después de la Segunda Guerra Mundial. ^{[ 7 ]}

Debido al costo de la conversión, algunas partes del sistema de distribución pueden seguir operando en las frecuencias originales incluso después de que se elija una nueva frecuencia.  La energía de 25 Hz se utilizó en Ontario , Quebec , el norte de los Estados Unidos y para la electrificación ferroviaria . En la década de 1950, muchos  sistemas de 25 Hz, desde los generadores hasta los electrodomésticos, fueron convertidos y estandarizados. Hasta 2006,  todavía existían algunos generadores de 25 Hz en las centrales generadoras Sir Adam Beck 1 (estos fueron adaptados a 60  Hz) y Rankine (hasta su cierre en 2006) cerca de las Cataratas del Niágara para proporcionar energía a grandes clientes industriales que no querían reemplazar el equipo existente; y existen algunos motores de 25 Hz y una central eléctrica de 25 Hz en Nueva Orleans para bombas de agua de inundación. ^{[ 9 ]} Las redes ferroviarias de CA de 15 kV , utilizadas en Alemania , Austria , Suiza , Suecia y Noruega , todavía operan a 16 + 2 / 3 Hz o 16,7 Hz.      

En algunos casos, donde la mayor parte de la carga provenía de ferrocarriles o motores, se consideró económico generar energía a 25  Hz e instalar convertidores rotativos para  la distribución a 60 Hz. ^{[ 10 ]} Los convertidores para la producción de CC a partir de corriente alterna estaban disponibles en tamaños mayores y eran más eficientes a 25  Hz que a 60  Hz. Los fragmentos remanentes de sistemas más antiguos pueden conectarse al sistema de frecuencia estándar mediante un convertidor rotativo o un inversor estático de frecuencia. Estos permiten el intercambio de energía entre dos redes eléctricas a diferentes frecuencias, pero los sistemas son grandes, costosos y desperdician algo de energía durante su funcionamiento.

Los convertidores de frecuencia de máquinas rotativas utilizados para la conversión entre sistemas de 25  Hz y 60  Hz eran difíciles de diseñar; una  máquina de 60 Hz con 24 polos giraba a la misma velocidad que una de 25  Hz con 10 polos, lo que las hacía grandes, lentas y costosas. Una relación de 60/30 habría simplificado estos diseños, pero la base instalada a 25  Hz era demasiado grande como para que su uso resultara económicamente viable.

En Estados Unidos, Southern California Edison había estandarizado la frecuencia en 50  Hz. ^{[ 11 ]} Gran parte del sur de California operaba a 50  Hz y no cambió completamente la frecuencia de sus generadores y equipos de clientes a 60  Hz hasta alrededor de 1948. Algunos proyectos de Au Sable Electric Company utilizaron 30  Hz con voltajes de transmisión de hasta 110 000 voltios en 1914. ^{[ 12 ]}

Inicialmente, en Brasil, la maquinaria eléctrica se importaba de Europa y Estados Unidos, lo que implicaba que el país contaba con estándares de 50  Hz y 60  Hz según la región. En 1938, el gobierno federal promulgó el Decreto-Ley 852 , con el objetivo de unificar la frecuencia de todo el país a 50  Hz en un plazo de ocho años. La ley no tuvo éxito y, a principios de la década de 1960, se decidió que Brasil adoptaría  el estándar de 60 Hz, dado que la mayoría de las zonas desarrolladas e industrializadas lo utilizaban  ; y en 1964 se promulgó la nueva Ley Lei 4.454. Brasil emprendió un programa de conversión de frecuencia a 60  Hz que no se completó hasta 1978. ^{[ 13 ]}

En México, las áreas que operaban en  la red de 50 Hz se convirtieron durante la década de 1970, unificando el país bajo 60  Hz. ^{[ 14 ]}

En Japón, la parte occidental del país (Nagoya y oeste) utiliza 60  Hz y la parte oriental (Tokio y este) utiliza 50 Hz. Esto se debe a las primeras compras de generadores a AEG en 1895, instalados en Tokio, y a General Electric en 1896, instalados en Osaka. El límite entre las dos regiones cuenta con cuatro subestaciones HVDC  conectadas en serie que convierten la frecuencia: Shin Shinano , Sakuma Dam , Minami-Fukumitsu y el convertidor de frecuencia Higashi-Shimizu .

Frecuencias de servicios públicos en América del Norte en 1897 ^{[ 15 ]}

Frecuencias de servicios públicos en Europa hasta 1900 ^{[ 7 ]}

Incluso a mediados del siglo XX, las frecuencias de las redes eléctricas aún no estaban completamente estandarizadas a los ahora comunes 50  Hz o 60  Hz. En 1946, un manual de referencia para diseñadores de equipos de radio ^{[ 16 ]} enumeraba las siguientes frecuencias, ahora obsoletas, como en uso. Muchas de estas regiones también contaban con suministro eléctrico de 50 Hz, 60 Hz o corriente continua.

Frecuencias en uso en 1946 (así como 50  Hz y 60  Hz)

Cuando las regiones están marcadas con un asterisco (*), esta es la única frecuencia de servicio que se muestra para esa región.

Algunos relojes eléctricos utilizan la frecuencia relativamente constante de la red eléctrica para mantener la hora con precisión. En la práctica, la frecuencia exacta de la red varía alrededor de la frecuencia nominal, disminuyendo cuando la red está sobrecargada y aumentando cuando está poco sobrecargada. Sin embargo, la mayoría de las compañías eléctricas ajustan la generación de energía en la red a lo largo del día para garantizar un número constante de ciclos. ^{[ 19 ]}

La regulación de la frecuencia del sistema eléctrico para lograr una medición precisa del tiempo no se generalizó hasta después de 1916, con la invención del reloj maestro de la central eléctrica de Warren y el motor síncrono autoarrancable por Henry Warren . Nikola Tesla demostró el concepto de relojes sincronizados por la frecuencia de la red eléctrica en la Exposición Universal de Chicago de 1893. El órgano Hammond también depende de un motor de reloj síncrono de corriente alterna para mantener la velocidad correcta de su generador interno de "rueda tonal", asegurando así la afinación perfecta de todas las notas.

Hoy en día, los operadores de redes eléctricas de CA regulan la frecuencia media diaria para que los relojes se mantengan dentro de unos pocos segundos de la hora correcta. En la práctica, la frecuencia nominal se aumenta o disminuye en un porcentaje específico para mantener la sincronización. A lo largo del día, la frecuencia media se mantiene en un valor nominal dentro de unos pocos cientos de partes por millón. ^{[ 20 ]} En la red síncrona de Europa continental , la desviación entre la hora de fase de la red y UTC (basada en el Tiempo Atómico Internacional ) se calcula a las 08:00 cada día en un centro de control en Suiza . La frecuencia objetivo se ajusta entonces hasta en ±0,01  Hz (±0,02 %) desde 50  Hz según sea necesario, para garantizar una frecuencia media a largo plazo de exactamente 50  Hz × 60 s / min × 60 min/ h × 24 h/ d =   4 320 000 ciclos por día. ^{[ 21 ]} En Norteamérica , cuando el error supera los 10 segundos para la interconexión oriental , los 3 segundos para la interconexión de Texas o los 2 segundos para la interconexión occidental , se aplica una corrección de ±0,02  Hz (0,033 %). Las correcciones de error de tiempo comienzan y terminan en punto o en media hora. ^{[ 22 ] [ 23 ]}

En el Reino Unido, los medidores de frecuencia en tiempo real para la generación de energía están disponibles en línea: uno oficial para la Red Nacional y otro no oficial mantenido por Dynamic Demand. ^{[ 24 ] [ 25 ]} Los datos de frecuencia en tiempo real de la red síncrona de Europa continental están disponibles en sitios web como www .mainsfrequency .com . La Red de Monitoreo de Frecuencia (FNET) de la Universidad de Tennessee mide la frecuencia de las interconexiones dentro de la red eléctrica norteamericana, así como en varias otras partes del mundo. Estas mediciones se muestran en el sitio web de FNET. ^{[ 26 ]}

En Estados Unidos, la Comisión Federal Reguladora de Energía hizo obligatoria la corrección de errores de tiempo en 2009. ^{[ 27 ]} En 2011, la Corporación Norteamericana de Confiabilidad Eléctrica (NERC) analizó un experimento propuesto que flexibilizaría los requisitos de regulación de frecuencia ^{[ 28 ]} para las redes eléctricas, lo que reduciría la precisión a largo plazo de los relojes y otros dispositivos que utilizan la  frecuencia de red de 60 Hz como base de tiempo. ^{[ 29 ]}

Las redes modernas de corriente alterna utilizan un control preciso de la frecuencia como señal fuera de banda para coordinar los generadores conectados a la red. Esta práctica surgió porque la frecuencia de un generador mecánico varía con la fuerza de entrada y la carga de salida . Una carga excesiva extrae energía rotacional del eje del generador, reduciendo la frecuencia de la corriente generada; una fuerza excesiva deposita energía rotacional, aumentando la frecuencia. El control automático de generación (AGC) mantiene la frecuencia programada y los flujos de potencia de intercambio ajustando el regulador del generador para contrarrestar los cambios de frecuencia, generalmente en varias decasegundos . ^{[ 30 ]}

La física del volante de inercia no se aplica a las granjas solares conectadas a inversores ni a otras fuentes de alimentación vinculadas a CC . Sin embargo, dichas centrales eléctricas o sistemas de almacenamiento pueden programarse para seguir la señal de frecuencia. ^{[ 31 ]} De hecho, una prueba realizada en 2017 para CAISO descubrió que las plantas solares podían responder a la señal más rápidamente que los generadores tradicionales, ya que no necesitaban acelerar una masa giratoria . ^{[ 32 ]}

Los cambios de frecuencia pequeños y temporales son una consecuencia inevitable de la demanda cambiante, pero los cambios de frecuencia drásticos y rápidos suelen indicar que una red de distribución está cerca de sus límites de capacidad. Se han producido ejemplos excepcionales antes de grandes apagones . Durante una falla grave de generadores o líneas de transmisión, el desequilibrio resultante entre carga y generación induce variaciones en las frecuencias del sistema eléctrico local. La pérdida de una interconexión provoca un aumento de la frecuencia del sistema (debido al exceso de generación) aguas arriba de la pérdida, pero puede causar un colapso en la frecuencia o el voltaje (debido al exceso de carga) aguas abajo de la pérdida. En consecuencia, muchos relés de protección del sistema eléctrico se activan automáticamente ante una frecuencia muy baja (normalmente entre 0,5 y 2 Hz por debajo de la frecuencia normal, dependiendo de la tolerancia a las perturbaciones del sistema y la severidad de las medidas de protección). Estos inician la reducción de carga o la desconexión de las líneas de interconexión para preservar el funcionamiento de al menos una parte de la red . ^{[ 33 ]}

Los sistemas de energía más pequeños, que no están interconectados extensamente con muchos generadores y cargas, no mantendrán la frecuencia con el mismo grado de precisión. Cuando la frecuencia del sistema no se regula estrictamente durante los períodos de alta carga, los operadores del sistema pueden permitir que la frecuencia aumente durante los períodos de baja carga para mantener una frecuencia promedio diaria con una precisión aceptable. ^{[ 34 ] [ 35 ]} Los generadores portátiles, que no están conectados a un sistema de la compañía eléctrica, no necesitan regular estrictamente su frecuencia porque las cargas típicas son insensibles a pequeñas desviaciones de frecuencia.

El control de carga-frecuencia (LFC) es un tipo de control integral que restablece la frecuencia del sistema respetando los contratos de suministro o consumo de energía en las zonas circundantes. El esquema de generación automática descrito en §  Frecuencia y carga establece una amortiguación que minimiza la magnitud del error de frecuencia promedio, Δ f , donde f es la frecuencia, Δ se refiere a la diferencia entre los valores medidos y deseados, y las líneas superiores indican promedios temporales.

LFC incorpora la transferencia de potencia entre diferentes áreas, conocida como "potencia neta de la línea de enlace ", en la cantidad minimizada. Para una constante de polarización de frecuencia B particular , laEl error de control de área (ACE) asociado con LFC en cualquier momento es simplemente$${\displaystyle \Delta (P_{T}-Bf){\text{,}}}$$donde P _T se refiere a la potencia de la línea de interconexión. ^{[ 36 ]} Este error instantáneo se integra numéricamente para obtener el promedio temporal y los reguladores se ajustan para contrarrestar su valor. ^{[ 37 ] [ 38 ]} El coeficiente B tradicionalmente tiene un valor negativo, de modo que cuando la frecuencia es menor que la objetivo, la producción de potencia del área debería aumentar; su magnitud suele ser del orden de MW / dHz . ^{[ 39 ]}

El control de frecuencia de carga con sesgo de línea de enlace se conocía desde la década de 1930, pero se usó raramente hasta el período de posguerra . En la década de 1950, Nathan Cohn popularizó la práctica en una serie de artículos, argumentando que el control de frecuencia de carga minimizaba el ajuste necesario para los cambios en la carga. ^{[ 40 ]} En particular, Cohn supuso que todas las regiones de la red compartían un régimen lineal común , con un cambio de frecuencia invariante en la ubicación ^{[ 41 ]} por cada carga adicional ( ⁠ d f / d L ⁠ ). Si la empresa de servicios públicos seleccionaba$${\displaystyle B={\frac {1}{2}}{\frac {dL}{df}}{\text{,}}}$$y una región experimentó una falla temporal u otro desajuste entre generación y carga, entonces los generadores adyacentes observarían una disminución en la frecuencia pero un aumento compensatorio en el flujo de potencia de la línea de interconexión saliente, sin producir ACE. Por lo tanto, no harían ajustes de regulador en el (supuesto) breve período antes de que la región fallida se recuperara. ^{[ 42 ]}

La tasa de cambio de frecuencia (también ROCOF ) es simplemente una derivada temporal de la frecuencia de utilidad (${\displaystyle {df}/{dt}}$), generalmente medido en Hz por segundo, Hz/s. La importancia de este parámetro aumenta cuando los generadores síncronos tradicionales se reemplazan por recursos basados ​​en inversores de energía renovable variable (VRE ). El diseño de un generador síncrono proporciona inherentemente la respuesta inercial que limita el ROCOF. Dado que los IBR no están acoplados electromecánicamente a la red eléctrica, un sistema con alta penetración de VRE podría exhibir grandes valores de ROCOF que pueden causar problemas con el funcionamiento del sistema debido a la tensión aplicada a los generadores síncronos restantes, la activación de los dispositivos de protección y la reducción de carga . ^{[ 43 ]} El uso del ROCOF para distinguir entre ruido inofensivo y excursiones peligrosas también es difícil y puede causar desconexiones falsas. ^{[ 44 ]} Mientras que algunos terminales HVDC deben permanecer conectados a la red con un ROCOF de 2,5 Hz/s, las turbinas eólicas pueden permanecer estables hasta 4 Hz/s. ^{[ 45 ]}  

A partir de 2017, las regulaciones para algunas redes requerían que las centrales eléctricas toleraran ROCOF de 1–4  Hz/s, siendo el límite superior un valor muy alto, un orden de magnitud mayor que el objetivo de diseño de un generador de turbina de gas antiguo típico. ^{[ 46 ]} Probar equipos de alta potencia (varios MW ) para la tolerancia a ROCOF es difícil, ya que una configuración de prueba típica se alimenta fuera de la red, y por lo tanto la frecuencia no se puede variar arbitrariamente. En los EE. UU., la interfaz de red controlable en el Laboratorio Nacional de Energías Renovables es la única instalación que permite probar unidades de varios MW ^{[ 47 ]} (hasta 7 MVA ). ^{[ 48 ]} No es posible probar grandes unidades térmicas. ^{[ 47 ]}