transmisión de energía eléctrica

La transmisión de energía eléctrica es el movimiento masivo de energía eléctrica desde un sitio generador , como una central eléctrica , hasta una subestación eléctrica . Un conductor largo utilizado para facilitar dicho movimiento se llama línea de transmisión . Las líneas de transmisión interconectadas forman una red de transmisión . En la industria eléctrica, la transmisión de energía eléctrica se distingue del cableado local entre subestaciones de alta tensión y clientes, que generalmente se denomina distribución de energía eléctrica , aunque semánticamente la distribución de energía es un tipo de transmisión de energía en el lenguaje común. La red combinada de transmisión y distribución forma parte del suministro de electricidad , conocido como red eléctrica . ^{[ 2 ]}

Las líneas de transmisión transmiten corriente alterna (CA) o corriente continua (CC). Para aumentar la eficiencia de la transmisión de energía eléctrica a larga distancia, a menudo se incrementa el voltaje para la transmisión y luego se reduce para la distribución local. Esto se debe a que voltajes más altos corresponden a corrientes más bajas y menores pérdidas causadas por dichas corrientes. El nivel de voltaje de CA se suele modificar mediante transformadores .

Una red síncrona de área amplia , conocida como interconexión en Norteamérica, conecta directamente generadores que suministran energía de corriente alterna con la misma frecuencia relativa a muchos consumidores. Norteamérica cuenta con cuatro interconexiones principales: la occidental , la oriental , la de Quebec y la de Texas . Una sola 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 eléctrico de tal manera que llevaron a que empresas separadas se encargaran de la transmisión y la distribución. ^{[ 3 ]}

La mayoría de las líneas de transmisión norteamericanas son de corriente alterna trifásica de alto voltaje , aunque en ocasiones se utiliza corriente alterna monofásica en sistemas de electrificación ferroviaria . La tecnología de corriente continua se emplea para lograr una mayor eficiencia en distancias más largas, generalmente de cientos de millas. La tecnología de corriente continua de alto voltaje (HVDC) también se utiliza en cables de alimentación submarinos (generalmente 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 provocar problemas de sincronización y fallas en cascada . ^{[ 4 ]}

La electricidad se transmite a alto voltaje para reducir la pérdida de energía debida a la resistencia que se produce en largas distancias. Generalmente, la energía se transmite mediante líneas eléctricas aéreas . La transmisión subterránea tiene un costo de instalación significativamente mayor y mayores limitaciones operativas, pero reduce los costos de mantenimiento. La transmisión subterránea es más común en áreas urbanas o en lugares donde la visibilidad es un factor importante.

La energía eléctrica debe generarse al mismo ritmo que se consume. Se requiere un sistema de control sofisticado para asegurar que la generación de energía se ajuste a la demanda. Si la demanda supera la oferta, el desequilibrio puede provocar la desconexión o el apagado automático de las centrales generadoras y los equipos de transmisión para evitar daños. En el peor de los casos, esto puede desencadenar una serie de apagones en cadena y un apagón regional importante .

El noreste de Estados Unidos sufrió apagones en 1965 , 1977 y 2003 , y otros apagones importantes en 1996 y 2011. Las redes de transmisión eléctrica están interconectadas en redes regionales, nacionales e incluso continentales para reducir el riesgo de tales fallas, al proporcionar múltiples rutas alternativas y redundantes para el flujo de energía en caso de que ocurran tales interrupciones. Las compañías de transmisión determinan la capacidad máxima confiable de cada línea (generalmente menor que su límite físico o térmico) para garantizar que haya capacidad de reserva disponible en caso de una falla en otra parte de la red.

Transmisión aérea

Una línea de transmisión de energía de cuatro circuitos y dos voltajes; agrupada en 2 vías.

Un ACSR típico . El conductor consta de siete hilos de acero rodeados por cuatro capas de aluminio.

Los conductores aéreos de alta tensión no están aislados. El material conductor suele ser una aleación de aluminio , formada por varios hilos y posiblemente reforzada con hilos de acero. En ocasiones se utilizaba cobre para la transmisión aérea, pero el aluminio es más ligero, reduce la eficiencia solo marginalmente y cuesta mucho menos. Los conductores aéreos son suministrados por varias empresas. El material y la forma de los conductores se mejoran periódicamente para aumentar su capacidad.

Los tamaños de los conductores varían desde 12  mm² ( calibre n. ° 6 ^de la escala americana ) hasta 1092 mm² ( área de 2 156 000 mils circulares), con resistencia y capacidad de conducción de corriente variables ^. Para conductores grandes (de 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 varios cables paralelos (llamados conductores en haz ) para una mayor capacidad. Los conductores en haz se utilizan a altos voltajes para reducir la pérdida de energía causada por la descarga de corona .  

Actualmente, los voltajes de nivel de transmisión suelen considerarse de 110  kV o superiores. ^{[ 5 ]} Los voltajes más bajos, como 66 kV y 33  kV, se consideran voltajes de subtransmisión , pero se utilizan ocasionalmente en líneas largas con cargas ligeras. Los voltajes inferiores a 33  kV se utilizan generalmente para distribución . Los voltajes superiores a 765  kV se consideran de muy alta tensión y requieren diseños diferentes.

El aumento de las temperaturas ambientales durante eventos de calor extremo puede reducir la eficiencia de la transmisión y distribución eléctrica, especialmente en sistemas aéreos. La expansión térmica hace que las líneas aéreas se comben, reduciendo el flujo de corriente y aumentando el riesgo de descarga de arco no deseada si hay vegetación cerca. ^{[ 6 ]} Los cables de transmisión aérea dependen del aire para el aislamiento, lo que requiere que las líneas mantengan distancias mínimas. Las condiciones climáticas adversas, como vientos fuertes y bajas temperaturas, interrumpen la transmisión. Velocidades del viento tan bajas como 23 nudos (43 km/h) pueden permitir que los conductores invadan las distancias de operación, lo que resulta en una descarga disruptiva y pérdida de suministro. ^{[ 7 ]} El movimiento oscilatorio de la línea física se denomina galope o aleteo del conductor dependiendo de la frecuencia y amplitud de la oscilación. 

• 
   Una torre de transmisión trifásica de quinientos kilovoltios (500 kV) en el estado de Washington, la línea está agrupada en 3 vías.
• 
  Tres torres eléctricas en fila en Webster, Texas.

La energía eléctrica comercial se transmitía inicialmente al mismo voltaje que la iluminación y las cargas mecánicas. Esto limitaba la distancia entre la planta generadora y las cargas. En 1882, no era fácil aumentar el voltaje de CC para la transmisión a larga distancia. Los distintos tipos de cargas (por ejemplo, iluminación, motores fijos y sistemas de tracción/ferrocarril) requerían voltajes diferentes y, por lo tanto, utilizaban generadores y circuitos diferentes. ^{[ 11 ] [ 12 ]}

Así, los generadores se ubicaron cerca de sus cargas, una práctica que más tarde se conoció como generación distribuida mediante el uso de un gran número de pequeños generadores. ^{[ 13 ]}

La transmisión de corriente alterna (CA) fue posible después de que Lucien Gaulard y John Dixon Gibbs construyeran en 1881 lo que denominaron generador secundario, un transformador primitivo con una relación de espiras de 1:1 y un circuito magnético abierto.

La primera línea de corriente alterna de larga distancia tenía 34 kilómetros (21 millas) de longitud y fue construida para la Exposición Internacional de Electricidad de 1884 en Turín, Italia . Funcionaba con un alternador Siemens & Halske  de 2 kV y 130  Hz y contaba con 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 corriente alterna a largas distancias. ^{[ 12 ]}

El primer sistema comercial de distribución de corriente alterna (CA) entró en servicio en 1885 en Via dei Cerchi, Roma, Italia , para el alumbrado público. Estaba alimentado por dos alternadores Siemens & Halske de 30  hp (22  kW), 2 kV a 120  Hz y utilizaba 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 después, le siguió el primer sistema británico de CA, que abastecía a la Grosvenor Gallery . Este también contaba con alternadores Siemens y transformadores reductores de 2,4  kV a 100 V —uno por usuario— con primarios conectados en derivación. ^{[ 14 ]} 

Trabajando para mejorar lo que 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. ^{[ 15 ]} Con el apoyo de George Westinghouse , en 1886 demostró un sistema de iluminación de CA basado en un transformador en Great Barrington, Massachusetts . Este sistema era alimentado por un generador Siemens de 500 V accionado por una máquina de vapor  . El voltaje se redujo a 100  voltios utilizando el transformador Stanley para alimentar lámparas incandescentes en 23  negocios a más de 1200 m (4000 pies ) de distancia . ^{[ 16 ]} 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. ^{[ 15 ]} 

En 1888 aparecieron los primeros diseños de motores de corriente alterna . Se trataba de motores de inducción que funcionaban con corriente polifásica , inventados independientemente por Galileo Ferraris y Nikola Tesla . Westinghouse obtuvo la licencia del diseño de Tesla. Mikhail Dolivo-Dobrovolsky y Charles Eugene Lancelot Brown diseñaron motores trifásicos prácticos . ^{[ 17 ]} La adopción generalizada de estos motores se retrasó muchos años debido a problemas de desarrollo y a la escasez de sistemas de alimentación polifásica necesarios para su funcionamiento. ^{[ 18 ] [ 19 ]}

A finales de la década de 1880 y principios de la de 1890, las compañías eléctricas más pequeñas se fusionaron con corporaciones más grandes como Ganz y AEG en Europa, y General Electric y Westinghouse Electric en Estados Unidos. Estas compañías desarrollaron sistemas de corriente alterna (CA), pero la diferencia técnica entre los sistemas de corriente continua y alterna requirió una fusión técnica mucho más larga. ^{[ 20 ]} Las economías de escala de la corriente alterna, con grandes centrales generadoras y transmisión a larga distancia, añadieron gradualmente la capacidad de conectar todas las cargas. Estas 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 mediante convertidores rotativos y motores-generadores que permitieron que los sistemas heredados se conectaran a la red de CA. ^{[ 20 ] [ 21 ]} Estas soluciones provisionales se fueron reemplazando gradualmente a medida que los sistemas más antiguos se retiraban o se modernizaban.

La primera transmisión de corriente alterna monofásica mediante alto voltaje tuvo lugar en Oregón en 1890, cuando se suministró energía desde una central hidroeléctrica en Willamette Falls a la ciudad de Portland , a 23 km (14 millas ) río abajo. ^{[ 22 ]} La primera transmisión de corriente alterna trifásica mediante alto voltaje se realizó en 1891 durante la exposición internacional de electricidad en Frankfurt . Una línea de transmisión de 15 kV, de aproximadamente 175 km de longitud, conectaba Lauffen, en el río Neckar , con Frankfurt. ^{[ 14 ] [ 23 ]}  

Los voltajes de transmisión aumentaron a lo largo del  siglo XX. Para 1914, cincuenta y cinco sistemas de transmisión que operaban a más de 70 kV estaban en servicio. El voltaje más alto utilizado entonces era de 150  kV. ^{[ 24 ]} La interconexión de múltiples centrales generadoras en una amplia zona redujo los costos. Las centrales más eficientes podían utilizarse para suministrar cargas variables durante el día. La fiabilidad mejoró y los costos de capital se redujeron, ya que la capacidad de generación de reserva podía compartirse entre muchos más clientes y una zona más amplia. Se podían explotar fuentes de energía remotas y de bajo costo, como la energía hidroeléctrica o el carbón extraído de las minas, para reducir aún más los costos. ^{[ 11 ] [ 14 ]}

La  rápida industrialización del siglo XX convirtió las líneas y redes de transmisión eléctrica en infraestructura crítica . La interconexión de centrales generadoras locales y pequeñas redes de distribución se impulsó durante la Primera Guerra Mundial , cuando los gobiernos construyeron grandes centrales generadoras para abastecer de energía a las fábricas de municiones. ^{[ 25 ]}

Estas redes utilizan componentes como líneas eléctricas, cables, interruptores , conmutadores y transformadores . La red de transmisión suele ser administrada a nivel regional por una entidad como una organización regional de transmisión o un operador del sistema de transmisión . ^{[ 26 ]}

La eficiencia de transmisión mejora con voltajes más altos y corrientes más bajas. La reducción de la corriente disminuye las pérdidas por calentamiento. La primera ley de Joule establece que las pérdidas de energía son proporcionales al cuadrado de la corriente. Por lo tanto, reducir la corriente a la mitad disminuye la energía perdida por la resistencia del conductor en un factor de cuatro para cualquier tamaño de conductor dado.

El tamaño óptimo de un conductor para un voltaje y una corriente determinados se puede estimar mediante la ley de Kelvin para el tamaño de conductores, que establece que el tamaño es óptimo cuando el costo anual de la energía desperdiciada en la resistencia es igual a los costos anuales de capital para proporcionar el conductor. En épocas de bajas tasas de interés y precios bajos de las materias primas, la ley de Kelvin indica que los cables más gruesos son óptimos. En caso contrario, se recomiendan conductores más delgados. Dado que las líneas eléctricas se diseñan para un uso a largo plazo, la ley de Kelvin se utiliza junto con estimaciones a largo plazo del precio del cobre y el aluminio, así como de las tasas de interés.

En los circuitos de corriente alterna (CA), se alcanza un voltaje mayor mediante un transformador elevador . Los sistemas de corriente continua de alta tensión (HVDC) requieren equipos de conversión relativamente costosos, cuya rentabilidad puede justificarse para proyectos específicos como cables submarinos y transmisiones punto a punto de alta capacidad y larga distancia. La HVDC es necesaria para el envío de energía entre redes no sincronizadas.

Una red de transmisión es una red de centrales eléctricas , líneas de transmisión y subestaciones . La energía se suele transmitir dentro de una red mediante corriente alterna trifásica . La corriente alterna monofásica se utiliza únicamente para la distribución a los usuarios finales, ya que no es apta para grandes motores de inducción polifásicos . En el siglo XIX, se utilizaba la transmisión bifásica, pero requería cuatro o tres cables con corrientes desiguales. Los sistemas de fases de orden superior requieren más de tres cables, pero ofrecen pocas o ninguna ventaja. 

Si bien el costo de la capacidad de generación es elevado, la demanda de energía es variable, lo que a menudo hace más económico importar la energía necesaria que generarla localmente. Debido a que las cargas suelen fluctuar simultáneamente en grandes áreas, la energía a menudo proviene de fuentes distantes. Gracias a los beneficios económicos de la distribución de carga, las redes de transmisión de área extensa pueden abarcar países e incluso continentes. Las interconexiones entre productores y consumidores permiten que la energía fluya incluso si algunos enlaces están inoperativos.

La parte de la demanda que varía lentamente se conoce como carga base y generalmente es cubierta por grandes instalaciones con costos operativos constantes, denominadas energía firme . Estas 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 renovables, como la energía solar fotovoltaica, eólica, undimotriz y mareomotriz, no se consideran firmes debido a su intermitencia. La demanda restante, o demanda máxima , es cubierta por centrales eléctricas de punta , que suelen ser fuentes más pequeñas, de respuesta más rápida y de mayor costo, como las centrales de ciclo combinado o de turbina de combustión, generalmente alimentadas con gas natural.

La transmisión a larga distancia (cientos de kilómetros) es barata y eficiente, con costos de US$0,005–0,02 por kWh, en comparación con los costos anuales promedio de los grandes productores de US$0,01–0,025 por kWh, las tarifas minoristas superiores a US$0,10 por kWh y los múltiplos de las tarifas minoristas para los proveedores instantáneos en momentos de alta demanda imprevistos. ^{[ 27 ]} Nueva York a menudo compra más de 1000  MW de energía hidroeléctrica de bajo costo de Canadá. ^{[ 28 ]} Las fuentes locales (aunque sean más caras y se utilicen con poca frecuencia) pueden proteger el suministro de energía de las condiciones climáticas y otros desastres que pueden desconectar a los proveedores distantes.

Las fuentes hidroeléctricas y eólicas no pueden trasladarse a las grandes ciudades, y los costos de la energía solar son menores en zonas remotas donde las necesidades energéticas locales son mínimas. Los costos de conexión pueden determinar la viabilidad económica de cualquier alternativa renovable. Los costos de las líneas de transmisión pueden ser prohibitivos, pero los costos de una red de transmisión de alta capacidad y larga distancia podrían recuperarse con tarifas de uso moderadas.

Subtransmisión

La subtransmisión opera a voltajes relativamente bajos. Conectar todas las subestaciones de distribución a la alta tensión de transmisión principal resulta antieconómico, ya que el equipo necesario es más grande y costoso. Por lo general, solo las subestaciones de mayor tamaño se conectan a esta alta tensión. El voltaje se reduce antes de que la corriente se envíe a las subestaciones más pequeñas. Los circuitos de subtransmisión suelen estar dispuestos en bucles para que la falla de una sola línea no interrumpa el servicio a muchos clientes durante un período prolongado.

Los bucles pueden ser normalmente cerrados , en cuyo caso la pérdida de un circuito no debería provocar interrupciones, o normalmente abiertos, en cuyo caso las subestaciones pueden conmutar a un suministro de respaldo. Si bien los circuitos de subtransmisión suelen transportarse por líneas aéreas , en zonas urbanas se puede utilizar cable subterráneo. Las líneas de subtransmisión de menor tensión requieren menos espacio y estructuras más sencillas; el soterramiento es menos complejo.

No existe un límite fijo que separe la subtransmisión de la transmisión, ni la subtransmisión de la distribución . Sus rangos de voltaje se superponen. En Norteamérica, se suelen utilizar voltajes de 69  kV, 115  kV y 138  kV para la subtransmisión. Con la evolución de los sistemas eléctricos, los voltajes que antes se usaban para la transmisión se emplearon para la subtransmisión, y los voltajes de subtransmisión se convirtieron en voltajes de distribución. Al igual que la transmisión, la subtransmisión mueve cantidades de energía relativamente grandes, y al igual que la distribución, la subtransmisión cubre un área en lugar de solo un punto a punto. ^{[ 35 ]}

La transmisión de energía de alto voltaje permite menores pérdidas resistivas en largas distancias. Esta eficiencia permite suministrar una mayor proporción de la energía generada a las cargas.

En un modelo simplificado, la red suministra electricidad desde una fuente de voltaje ideal con voltaje${\displaystyle V}$, entregando una potencia${\displaystyle P_{V}}$) a un único punto de consumo, modelado por una resistencia${\displaystyle R}$cuando los cables son lo suficientemente largos como para tener una resistencia significativa${\displaystyle R_{C}}$.

Si las resistencias están en serie sin transformador intermedio, el circuito actúa como un divisor de voltaje , porque la misma corriente${\displaystyle I={\frac {V}{R+R_{C}}}}$La corriente fluye a través de la resistencia del cable y del dispositivo alimentado. En consecuencia, la potencia útil (en el punto de consumo) es:

${\displaystyle P_{R}=V_{2}\times I=V{\frac {R}{R+R_{C}}}\times {\frac {V}{R+R_{C}}}={\frac {R}{R+R_{C}}}\times {\frac {V^{2}}{R+R_{C}}}={\frac {R}{R+R_{C}}}P_{V}}$

¿Debería un transformador ideal convertir electricidad de alto voltaje y baja corriente en electricidad de bajo voltaje y alta corriente con una relación de voltaje de${\displaystyle a}$(es decir, el voltaje se divide por${\displaystyle a}$y la corriente se multiplica por${\displaystyle a}$en la rama secundaria, en comparación con la rama primaria), entonces el circuito es nuevamente equivalente a un divisor de voltaje, pero los cables ahora tienen una resistencia aparente de solo${\displaystyle R_{C}/a^{2}}$La potencia útil es entonces:

${\displaystyle P_{R}=V_{2}\times I_{2}={\frac {a^{2}R\times V^{2}}{(a^{2}R+R_{C})^{2}}}={\frac {a^{2}R}{a^{2}R+R_{C}}}P_{V}={\frac {R}{R+R_{C}/a^{2}}}P_{V}}$

Para${\displaystyle a>1}$(es decir, conversión de alto voltaje a bajo voltaje 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 por calentamiento Joule .

Las características terminales de la línea de transmisión son la tensión 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 2x2  para  modelar su comportamiento, como se muestra a continuación:

${\displaystyle {\begin{bmatrix}V_{\mathrm {S} }\\I_{\mathrm {S} }\\\end{bmatrix}}={\begin{bmatrix}A&B\\C&D\\\end{bmatrix}}{\begin{bmatrix}V_{\mathrm {R} }\\I_{\mathrm {R} }\\\end{bmatriz}}}$

Se supone que la línea es una red recíproca y simétrica, lo que significa que las etiquetas de recepción y envío se pueden intercambiar sin consecuencias. La matriz de transmisión T tiene las siguientes propiedades:

• ${\displaystyle \det(T)=AD-BC=1}$
• ${\displaystyle A=D}$

Los parámetros A , B , C y D difieren dependiendo de cómo el modelo deseado maneja la resistencia ( R ), la inductancia ( L ), la capacitancia ( C ) y la conductancia en paralelo (fuga) G de la línea .

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 estos modelos, una letra mayúscula como R se refiere a la cantidad total sumada a lo largo de 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; se suele utilizar en líneas cortas donde la inductancia es mucho mayor que la resistencia. En esta aproximación, la tensión y la corriente son idénticas en los extremos de envío y recepción.

La impedancia característica es real pura, lo que significa que es resistiva para esa impedancia, y a menudo se la denomina impedancia de sobretensión. Cuando una línea sin pérdidas termina con una impedancia de sobretensión, la tensión no disminuye. Aunque los ángulos de fase de la tensión y la corriente se invierten, las magnitudes de la tensión y la corriente permanecen constantes a lo largo de la línea. Para cargas  >  SIL, la tensión disminuye desde el extremo emisor y la línea consume VAR. Para cargas  <  SIL, la tensión aumenta desde el extremo emisor y la línea genera VAR.

La corriente continua de alta tensión (CCAT) se utiliza para transmitir grandes cantidades de energía a largas distancias o para interconectar redes asíncronas. Cuando se transmite energía eléctrica a distancias muy largas, la pérdida de potencia en la transmisión de CA se vuelve considerable, por lo que resulta más económico utilizar corriente continua. En el caso de líneas de transmisión largas, estas menores pérdidas (y el menor coste de construcción de una línea de CC) pueden compensar el coste de las estaciones convertidoras necesarias en cada extremo.

La HVDC se utiliza para cables submarinos largos donde no se puede usar CA debido a la capacitancia del cable. ^{[ 36 ]} En estos casos se utilizan cables especiales de alta tensión . Los sistemas HVDC submarinos se utilizan a menudo para interconectar las redes eléctricas de las islas, por ejemplo, entre Gran Bretaña y Europa continental , entre Gran Bretaña e Irlanda, entre Tasmania y la parte continental de Australia, entre las islas Norte y Sur de Nueva Zelanda, entre Nueva Jersey y la ciudad de Nueva York , y entre Nueva Jersey y Long Island . Se han desplegado conexiones submarinas de hasta 600 kilómetros (370 millas) de longitud. ^{[ 37 ]} 

Los enlaces HVDC pueden utilizarse para controlar problemas en la red eléctrica. La potencia transmitida por una línea de CA aumenta a medida que aumenta el ángulo de fase entre la tensión en el extremo de la fuente y en el extremo de destino, pero un ángulo de fase excesivo provoca que los sistemas en ambos extremos se desincronicen. Dado que el flujo de potencia en un enlace de CC se controla independientemente de las fases de las redes de CA que conecta, este límite de ángulo de fase no existe, y un enlace de CC siempre puede transferir su potencia nominal completa. Por lo tanto, un enlace de CC estabiliza la red de CA en ambos extremos, ya que el flujo de potencia y el ángulo de fase pueden controlarse de forma independiente.

Por ejemplo, para ajustar el flujo de energía de CA en una línea hipotética entre Seattle y Boston, sería necesario ajustar la fase relativa de las dos redes eléctricas regionales. Esto es algo común en los sistemas de CA, pero puede verse interrumpido cuando fallan componentes del sistema y se generan cargas inesperadas en la red. En cambio, con una línea HVDC, dicha interconexión sería:

• Convertir la corriente alterna (CA) en corriente continua de alta tensión (HVDC) en Seattle;
• Utilice HVDC para la transmisión a través del país de 3.000 millas (4.800 km) ; y 
• Convertir el HVDC a CA sincronizada localmente en Boston,

(y posiblemente en otras ciudades colaboradoras a lo largo de la ruta de transmisión). Un sistema de este tipo sería menos propenso a fallar si algunas partes se desconectaran repentinamente. Un ejemplo de una línea de transmisión de CC de larga distancia es la interconexión de CC del Pacífico, ubicada en el oeste de Estados Unidos.

La cantidad de potencia que se puede transmitir a través de una línea varía según su longitud. El calentamiento de los conductores en líneas cortas debido a las pérdidas de línea establece un límite térmico. Si se extrae demasiada corriente, los conductores pueden combarse demasiado cerca del suelo, o bien, los conductores y los equipos pueden sobrecalentarse. Para líneas de longitud intermedia, del orden de 100 kilómetros (62 millas) , el límite viene determinado por la caída de tensión en la línea. Para líneas de corriente alterna más largas, la estabilidad del sistema se convierte en el factor limitante. Aproximadamente, la potencia que fluye por una línea de corriente alterna es proporcional al coseno del ángulo de fase de la tensión y la corriente en los extremos.

Este ángulo varía según la carga del sistema. No es conveniente que el ángulo se aproxime a 90 grados, ya que la potencia que fluye disminuye mientras que las pérdidas resistivas persisten. El producto de la longitud de la línea y la carga máxima es aproximadamente proporcional al cuadrado de la tensión del sistema. En líneas largas se utilizan condensadores en serie o transformadores de desfase para mejorar la estabilidad. Las líneas HVDC solo están limitadas por los límites térmicos y de caída de tensión, ya que el ángulo de fase no es relevante.

Comprender la distribución de temperatura a lo largo del recorrido del cable fue posible gracias a la introducción de sistemas de detección de temperatura distribuida (DTS), que miden la temperatura a lo largo de todo el cable. Sin estos sistemas, la corriente máxima generalmente se establecía como un compromiso entre la comprensión de las condiciones de operación y la minimización de riesgos. Esta solución de monitoreo utiliza fibras ópticas pasivas como sensores de temperatura, ya sea dentro de un cable de alta tensión o montadas externamente en el aislamiento del cable.

En los cables aéreos, la fibra se integra en el núcleo del conductor de fase. La solución integrada de Clasificación Dinámica de Cables (DCR)/Clasificación Térmica en Tiempo Real (RTTR) permite operar la red a su máximo rendimiento. Esto permite al operador predecir el comportamiento del sistema de transmisión para reflejar cambios importantes en sus condiciones operativas iniciales.

Para garantizar un funcionamiento seguro y predecible, los componentes del sistema se controlan mediante generadores, interruptores, disyuntores y cargas. El sistema de transmisión está diseñado para ofrecer un rendimiento rentable, considerando la tensión, la potencia, la frecuencia, el factor de carga y la fiabilidad.

Los operadores de la red eléctrica requieren comunicaciones fiables para gestionar la red y las instalaciones de generación y distribución asociadas. Los relés de protección con detección de fallos en cada extremo de la línea deben comunicarse para supervisar el flujo de energía, de modo que los conductores o equipos averiados puedan desconectarse rápidamente y se restablezca el equilibrio del sistema. La protección de la línea de transmisión contra cortocircuitos y otras fallas suele ser tan crítica que las telecomunicaciones de los operadores comunes resultan insuficientemente fiables, mientras que en algunas zonas remotas no hay ningún operador común disponible. Los sistemas de comunicación asociados a un proyecto de transmisión pueden utilizar:

• Microondas
• Comunicación por línea eléctrica
• fibras ópticas

En raras ocasiones, y para distancias cortas, se tienden cables piloto a lo largo de la línea de transmisión. No se prefieren los circuitos arrendados a operadores comunes, ya que la disponibilidad no está bajo el control del operador.

Las líneas de transmisión pueden utilizarse para transportar datos: esto se denomina comunicación por línea eléctrica (PLC). Las señales PLC pueden recibirse fácilmente con una radio en la banda de onda larga.

Las fibras ópticas pueden integrarse en los conductores multifilares de una línea de transmisión, en los cables de protección aéreos. Estos cables se conocen como cables de tierra ópticos ( OPGW ). En ocasiones, se utiliza un cable independiente, un cable autoportante totalmente dieléctrico ( ADSS ), conectado a los brazos transversales de la línea de transmisión.

Algunas jurisdicciones, como Minnesota , prohíben a las empresas de transmisión de energía vender el ancho de banda de comunicación excedente o actuar como operador de telecomunicaciones . Cuando la normativa lo permite, la empresa de servicios públicos puede vender capacidad en fibras oscuras adicionales a un operador.

La transmisión de electricidad se considera generalmente un monopolio natural , pero uno que no está inherentemente vinculado a la generación. ^{[ 42 ] [ 43 ] [ 44 ]} Muchos países regulan la transmisión por separado de la generación.

España fue el primer país en establecer una organización regional de transmisión . En ese país, las operaciones de transmisión y los mercados eléctricos están separados. El operador del sistema de transmisión es Red Eléctrica de España (REE) y el operador del mercado mayorista de electricidad es Operador del Mercado Ibérico de Energía – Polo Español, SA (OMEL) OMEL Holding | Omel Holding. ^{[ 45 ]} El sistema de transmisión de España está interconectado con los de Francia, Portugal y Marruecos.

El establecimiento de RTO en los Estados Unidos fue impulsado por la Orden 888 de la FERC , Promover la competencia mayorista a través de servicios de transmisión no discriminatorios de acceso abierto por parte de las empresas de servicios públicos; Recuperación de costos irrecuperables por parte de las empresas de servicios públicos y de transmisión , emitida en 1996. ^{[ 46 ]} En los Estados Unidos y partes de Canadá, las empresas de transmisión eléctrica operan independientemente de las empresas de generación, pero en el sur de los Estados Unidos la integración vertical está intacta. En las regiones de separación, los propietarios de transmisión y los propietarios de generación continúan interactuando entre sí como participantes del mercado con derechos de voto dentro de su RTO. Las RTO en los Estados Unidos están reguladas por la Comisión Federal Reguladora de Energía .

Entre los proyectos de transmisión comercial en Estados Unidos se incluyen el cable Cross Sound desde Shoreham, Nueva York, hasta New Haven, Connecticut ; la línea de transmisión Neptune RTS desde Sayreville, Nueva Jersey , hasta New Bridge, Nueva York ; y la ruta 15 en California. Otros proyectos se encuentran en desarrollo o se han propuesto en todo Estados Unidos, incluido el conector del lago Erie , una línea de transmisión submarina propuesta por ITC Holdings Corp., que conecta Ontario con las entidades que suministran energía en la región de interconexión PJM. ^{[ 47 ]}

Australia tiene un interconector no regulado o de mercado, Basslink , entre Tasmania y Victoria . Dos enlaces de CC implementados originalmente como interconectores de mercado, Directlink y Murraylink , se convirtieron en interconectores regulados. ^{[ 48 ]}

Una barrera importante para la adopción generalizada de la transmisión comercial es la dificultad de identificar quién se beneficia de la instalación para que los beneficiarios paguen el peaje. Además, es difícil para una línea de transmisión comercial competir cuando las líneas de transmisión alternativas están subvencionadas por empresas de servicios públicos con una base tarifaria monopolizada y regulada. ^{[ 49 ]} En Estados Unidos, la Orden 1000 de la FERC , emitida en 2010, intentó reducir las barreras a la inversión de terceros y la creación de líneas de transmisión comerciales donde exista una necesidad de política pública. ^{[ 50 ]}

El coste de la transmisión de alta tensión es relativamente bajo, comparado con todos los demás costes que componen las facturas de electricidad de los consumidores. En el Reino Unido, los costes de transmisión son de aproximadamente 0,2  peniques por kWh, frente a un precio doméstico de suministro de alrededor de 10  peniques por kWh. ^{[ 51 ]}

El nivel de gasto de capital en el mercado de equipos de transmisión y distribución de energía eléctrica se estimó en 128.900  millones de dólares en 2011. ^{[ 52 ]}

La evidencia científica predominante sugiere que la radiación electromagnética de baja potencia y baja frecuencia asociada con las corrientes domésticas y las líneas de transmisión de alta tensión no constituye un riesgo para la salud a corto ni a largo plazo.

Algunos estudios no encontraron ningún vínculo entre vivir cerca de líneas eléctricas y el desarrollo de enfermedades, como el cáncer. Un estudio de 1997 no reportó un mayor riesgo de cáncer o enfermedad por vivir cerca de una línea de transmisión. ^{[ 53 ]} Sin embargo, otros estudios sí reportaron correlaciones estadísticas entre diversas enfermedades y vivir o trabajar cerca de líneas eléctricas. No se han comprobado efectos adversos para la salud en personas que no viven cerca de líneas eléctricas. ^{[ 54 ]}

La Comisión de Servicio Público del Estado de Nueva York realizó un estudio ^{[ 55 ]} para evaluar los posibles efectos en la salud de los campos eléctricos. El estudio midió la intensidad del campo eléctrico en el borde de una servidumbre de paso existente en una línea de transmisión de 765 kV. La intensidad del campo fue de 1,6  kV/m y se convirtió en el estándar provisional de intensidad máxima para las nuevas líneas de transmisión en el Estado de Nueva York. La opinión también limitó el voltaje de las nuevas líneas de transmisión construidas en Nueva York a 345  kV. El 11 de septiembre de 1990, después de un estudio similar sobre la intensidad de los campos magnéticos, la NYSPSC emitió su Declaración de Política Provisional sobre Campos Magnéticos . Esta política estableció un estándar de campo magnético de 200 mG en el borde de la servidumbre de paso utilizando la clasificación del conductor en condiciones normales de invierno. A modo de comparación con objetos cotidianos, un secador de pelo o una manta eléctrica producen un  campo magnético de 100 mG a 500 mG. ^{[ 56 ] [ 57 ]}

Las solicitudes para una nueva línea de transmisión suelen incluir un análisis de los niveles de campo eléctrico y magnético en los límites de las franjas de derecho de paso. Las comisiones de servicios públicos generalmente no se pronuncian sobre los impactos en la salud.

Se han establecido efectos biológicos para la exposición aguda a campos magnéticos de alto nivel superiores a 100 μT (1 G ) (1000 mG). En un entorno residencial, un estudio informó "evidencia limitada de carcinogenicidad en humanos y evidencia insuficiente de carcinogenicidad en animales de experimentación", en particular, leucemia infantil, asociada con una exposición promedio a campos magnéticos residenciales de frecuencia eléctrica superiores a 0,3 μT (3 mG) a 0,4 μT (4 mG). Estos niveles superan los campos magnéticos residenciales promedio de frecuencia eléctrica en hogares, que son de aproximadamente 0,07 μT (0,7 mG) en Europa y 0,11 μT (1,1 mG) en América del Norte. ^{[ 58 ] [ 59 ]}           

La intensidad del campo geomagnético natural de la Tierra varía sobre la superficie del planeta entre 0,035  mT y 0,07  mT (35  μT – 70  μT o 350 mG – 700 mG), mientras que el estándar internacional para la exposición continua se establece en 40  mT (400 000 mG o 400  G) para el público general. ^{[ 58 ]}

Los reguladores del crecimiento de los árboles y los herbicidas pueden utilizarse en los derechos de paso de las líneas de transmisión, ^{[ 60 ]} lo que puede tener efectos en la salud .

El gobierno federal de los Estados Unidos declaró que la red eléctrica estadounidense era susceptible a la guerra cibernética . ^{[ 69 ] [ 70 ]} El Departamento de Seguridad Nacional de los Estados Unidos trabaja con la industria para identificar vulnerabilidades y ayudarla a mejorar la seguridad de las redes de sistemas de control. ^{[ 71 ]}

En junio de 2019, Rusia admitió que era "posible" que su red eléctrica estuviera siendo objeto de un ciberataque por parte de Estados Unidos . ^{[ 72 ]} El New York Times informó que hackers estadounidenses del Comando Cibernético de Estados Unidos instalaron malware potencialmente capaz de interrumpir la red eléctrica rusa. ^{[ 73 ]}

• Sistema de mayor capacidad: 12 GW Zhundong – Wannan (准东-皖南) ± 1100  kV HVDC. ^{[ 74 ] [ 75 ]}
• Tensión de transmisión más alta (CA):
  • planificado: 1,20  MV (ultra alta tensión) en la línea Wardha-Aurangabad (India), previsto para operar inicialmente a 400 kV. ^{[ 76 ]}
  • A nivel mundial: 1,15  MV (ultra alta tensión) en la línea Ekibastuz-Kokshetau ( Kazajistán ) (que opera a 500 kV).
• La mayor línea de transmisión de doble circuito, la línea eléctrica Kita-Iwaki (Japón).
• Torres más altas : Cruce del río Yangtze (China) (altura: 345 m o 1132 pies )  
• Línea eléctrica más larga: Inga-Shaba ( República Democrática del Congo ) (longitud: 1700 kilómetros o 1056 millas )
• Tramo más largo de línea eléctrica: 5.376 m (17.638 pies) en el puente de Ameralik ( Groenlandia , Dinamarca).  
• Cables submarinos más largos:
  • A fecha de 29 de diciembre de 2023, el interconector HVDC terrestre y submarino operativo más largo es el Viking Link, que une el Reino Unido y Dinamarca con 765 km, superando al North Sea Link, que tiene 720 km.
  • Enlace del Mar del Norte (Noruega/Reino Unido) – (longitud del cable submarino: 720 kilómetros o 447 millas )
  • NorNed , Mar del Norte (Noruega/Países Bajos) – (longitud del cable submarino: 580 kilómetros o 360 millas )
  • Basslink , Estrecho de Bass , (Australia) – (longitud del cable submarino: 290 kilómetros o 180 millas , longitud total: 370,1 kilómetros o 230 millas )
  • Cable del Báltico , Mar Báltico (Alemania/Suecia) – (longitud del cable submarino: 238 kilómetros o 148 millas , longitud del HVDC : 250 kilómetros o 155 millas , longitud total: 262 kilómetros o 163 millas )
• Cables subterráneos más largos:
  • Murraylink , Riverland / Sunraysia (Australia) – (longitud del cable subterráneo: 170 kilómetros o 106 millas )

• Grigsby, LL, et al. Manual de ingeniería de energía eléctrica . EE. UU.: CRC Press. (2001). ISBN 0-8493-8578-4
• Hughes, Thomas P. , Redes de poder: La electrificación en la sociedad occidental 1880-1930 , The Johns Hopkins University Press, Baltimore, 1983 ISBN 0-8018-2873-2, una excelente visión general del desarrollo durante los primeros 50 años de la energía eléctrica comercial.
• Reilly, Helen (2008). Conectando el país: la red eléctrica nacional de Nueva Zelanda 1886-2007 . Wellington: Steele Roberts.  376 páginas. ISBN 978-1-877448-40-9.
• Pansini, Anthony J, EE, PE soterramiento de líneas eléctricas . Estados Unidos: Hayden Book Co, 1978. ISBN 0-8104-0827-9
• Westinghouse Electric Corporation, " Patentes de transmisión de energía eléctrica; sistema polifásico de Tesla ". (Transmisión de energía; sistema polifásico; patentes de Tesla )