En el sector de la electricidad en el Reino Unido la red nacional es la alta tensión de transmisión de energía eléctrica a la red que sirve Gran Bretaña , la conexión de las centrales eléctricas y las principales subestaciones y asegurar que la electricidad generada en cualquier lugar en que se puede utilizar para satisfacer la demanda en otros lugares. La red cubre la gran mayoría de Gran Bretaña y varias de las islas circundantes. No cubre Irlanda del Norte , que forma parte de un mercado único de electricidad con la República de Irlanda .
La red GB está conectada como una red síncrona de área amplia que funciona nominalmente a 50 hercios. También hay interconexiones submarinas con otras redes en el norte de Francia ( HVDC Cross-Channel y HVDC IFA-2 ), Irlanda del Norte ( HVDC Moyle ), la Isla de Man ( Interconector AC Isla de Man a Inglaterra ), los Países Bajos (HVDC BritNed ) y la República de Irlanda (HVDC EirGrid ).
Tras la disolución de la Central Electricity Generating Board en 1990, la propiedad y el funcionamiento de National Grid en Inglaterra y Gales pasaron a National Grid Company plc, que más tarde se convertiría en National Grid Transco, y ahora National Grid plc . En Escocia, la red ya estaba dividida en dos entidades separadas, una para el sur y centro de Escocia y la otra para el norte de Escocia, con interconectores. La primera es propiedad y está mantenida por SP Energy Networks, una subsidiaria de Scottish Power , y la otra por SSE . Sin embargo, National Grid plc sigue siendo el operador del sistema de transmisión para toda la red de GB. [1]
Historia
A finales del siglo XIX, Nikola Tesla estableció los principios de la distribución de energía eléctrica trifásica de alto voltaje mientras trabajaba para Westinghouse en los Estados Unidos. El primero en utilizar este sistema en el Reino Unido fue Charles Merz , de la sociedad consultora Merz & McLellan , en su central eléctrica Neptune Bank cerca de Newcastle upon Tyne . Este se inauguró en 1901, [2] y en 1912 se había convertido en el sistema de energía integrado más grande de Europa. [3] El resto del país, sin embargo, siguió utilizando un mosaico de pequeñas redes de suministro.
En 1925, el gobierno británico le pidió a Lord Weir , un industrial de Glasgow , que resolviera el problema de la ineficiente y fragmentada industria de suministro de electricidad de Gran Bretaña. Weir consultó a Merz, y el resultado fue la Ley de (suministro) de electricidad de 1926, que recomendó que se creara un sistema de suministro de " parrilla nacional ". [4] La Ley de 1926 creó la Junta Central de Electricidad , que estableció la primera red de CA sincronizada a nivel nacional del Reino Unido, funcionando a 132 kV, 50 Hz.
La red se creó con 6.400 kilómetros (4.000 millas) de cables, en su mayoría cables aéreos , que conectan las 122 centrales eléctricas más eficientes. La primera "torre de rejilla" se erigió cerca de Edimburgo el 14 de julio de 1928, [5] y el trabajo se completó en septiembre de 1933, antes de lo previsto y dentro del presupuesto. [6] [7] Comenzó a operar en 1933 como una serie de redes regionales con interconexiones auxiliares para uso de emergencia. Tras el paralelo no autorizado pero exitoso a corto plazo de todas las redes regionales por parte de los ingenieros nocturnos el 29 de octubre de 1937, [8] en 1938 la red estaba funcionando como un sistema nacional. Para entonces, el crecimiento en el número de usuarios de electricidad fue el más rápido del mundo, pasando de tres cuartos de millón en 1920 a nueve millones en 1938. [9] Demostró su valor durante el Blitz cuando Gales del Sur proporcionó energía para reemplazar las pérdidas. salida de las centrales eléctricas de Battersea y Fulham . [9] La red fue nacionalizada por la Ley de Electricidad de 1947 , que también creó la Autoridad de Electricidad Británica . En 1949, la Autoridad de Electricidad Británica decidió actualizar la red agregando enlaces de 275 kV.
En sus inicios en 1950, el Sistema de Transmisión de 275 kV fue diseñado para formar parte de un sistema de suministro nacional con una demanda total anticipada de 30,000 MW para 1970. La demanda pronosticada ya fue superada en 1960. El rápido crecimiento de la carga llevó a la Central de Generación de Electricidad. Junta para realizar un estudio en 1960 de las futuras necesidades de transmisión. El informe se completó en septiembre de 1960 y su estudio se describe en un documento presentado a la Institución de Ingenieros Eléctricos por ES Booth, D. Clark, JL Egginton y JS Forrest en 1962.
En el estudio se tuvo en cuenta, junto con el aumento de la demanda, el efecto en el sistema de transmisión de los rápidos avances en el diseño de generadores que dieron como resultado centrales eléctricas proyectadas de 2.000 a 3.000 MW de capacidad instalada. Estas nuevas estaciones debían ubicarse en su mayoría donde se pudiera aprovechar un excedente de combustible barato de baja calidad y un suministro adecuado de agua de refrigeración, pero estas situaciones no coincidían con los centros de carga. West Burton con 4 máquinas de 500 MW, ubicado en la cuenca carbonífera de Nottinghamshire cerca del río Trent , es un ejemplo típico. Estos desarrollos cambiaron el énfasis en el sistema de transmisión, de la interconexión a la función principal de transferencias de energía a granel desde las áreas de generación a los centros de carga, como la transferencia anticipada en 1970 de unos 6,000 MW de The Midlands a los condados de origen .
Se examinó el refuerzo continuo y la ampliación de los sistemas existentes de 275 kV como una posible solución. Sin embargo, además del problema técnico de niveles de falla muy altos, se habrían requerido muchas más líneas para obtener las transferencias estimadas en 275 kV. Como esto no era coherente con la política de preservación de los servicios de la Junta Central de Generación de Electricidad , se buscó una solución adicional. Se consideró tanto un esquema de 400 kV como de 500 kV como alternativas, cualquiera de los cuales daba un margen suficiente para una expansión futura. La decisión a favor de un sistema de 400 kV se tomó por dos razones principales. En primer lugar, la mayoría de las líneas de 275 kV podrían aumentarse a 400 kV y, en segundo lugar, se preveía que la operación a 400 kV podría comenzar en 1965 en comparación con 1968 para un esquema de 500 kV. Se inició el trabajo de diseño y para cumplir con el programa de 1965 fue necesario que la ingeniería del contrato para que los primeros proyectos se ejecutaran simultáneamente con el diseño. Uno de estos proyectos fue la subestación interior West Burton 400 kV, la primera sección de la cual se puso en servicio en junio de 1965. A partir de 1965, la red se actualizó parcialmente a 400 kV, comenzando con una línea de 150 millas (241 km) desde Sundon a West Burton , para convertirse en la superrejilla .
En la edición de 2010 del código que gobierna la Red Británica, el Código de Red , [10] la Supergrid se define como una referencia a aquellas partes del sistema de transmisión de electricidad británico que están conectadas a voltajes superiores a 200 kV. Por lo tanto, los planificadores de sistemas de energía y el personal operativo británicos hablan invariablemente de la Superred en este contexto. [ cita requerida ]
En 2013 comenzó la construcción del enlace HVDC occidental submarino de 2,2 GW desde Escocia al norte de Gales, que se completó en 2018. [11] Este es el primer enlace de red de corriente no alterna importante dentro de GB, aunque los interconectores a redes extranjeras ya utilizan HVDC .
Descripción de la cuadrícula
Imagen externa | |
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Estado actual de la red |
La cuadrícula sincrónica contigua cubre Inglaterra (incluida la Isla de Wight ), Escocia (incluidas algunas de las islas escocesas como Orkney , Skye [17] y las islas occidentales que tienen conectividad limitada [18] ), Gales y la Isla de Man. .
Tamaño de la red
Las siguientes cifras se han extraído de la Declaración de siete años de 2005 (SYS) [19]
- Demanda máxima (2005/6): 63 GW (aprox.) (81,39% de capacidad)
- La energía eléctrica anual utilizada en el Reino Unido es de alrededor de 360 TWh (1,3 EJ)
- Capacidad (2005/6): 79,9 GW (o 80 GW según la Declaración de siete años de 2008) [20] [ enlace muerto ]
- Número de grandes centrales eléctricas conectadas a él: 181
- Longitud de la red de 400 kV: 11.500 km (circuito)
- Longitud de la red de 275 kV: 9800 km (circuito)
- Longitud de red de 132 kV (o inferior); 5.250 km (circuito)
La capacidad de generación total es suministrada aproximadamente en partes iguales por centrales eléctricas renovables , nucleares , de carbón y de gas . La energía anual utilizada en el Reino Unido es de alrededor de 360 TWh (1,3 EJ), con un factor de carga medio del 72% (es decir, 3,6 × 10 11 / (8760 × 57 × 10 6 ). [ Necesita actualización ].
Descarbonización
La red nacional tiene un objetivo extenso de ser carbono neutral o negativo para 2033, muy por delante del objetivo nacional del Reino Unido de lograrlo para 2050. También apunta a tener la capacidad de ser carbono cero a partir de 2025; 'carbono cero' significa que si los proveedores de energía son capaces de producir suficiente energía verde, la red podría funcionar teóricamente sin ninguna emisión de gases de efecto invernadero (es decir, no se necesitaría captura o compensación de carbono como es el caso con 'cero neto'). En 2020, aproximadamente el 40% de la energía de la red provino de la quema de gas natural, y no se espera que esté disponible en ningún lugar cercano a suficiente energía verde para hacer funcionar la red con cero carbono en 2025, excepto quizás en los días más ventosos. Analistas como Hartree Solutions consideran que incluso llegar a 'cero neto' para 2050 será un desafío, más aún llegar a 'cero neto' para 2033. Sin embargo, ha habido un progreso sostenido hacia la neutralidad de carbono , con una disminución de la intensidad de carbono del 53% en el cinco años hasta 2020. La eliminación del carbón está progresando rápidamente con solo el 1,6% de la electricidad del Reino Unido proveniente del carbón en 2020, en comparación con aproximadamente el 25% en 2015. En 2020, el Reino Unido pasó más de dos meses sin necesidad de quemar carbón para la electricidad, el período más largo desde la revolución industrial . [21] [22] [23] [24] [25] [26] [27]
Pérdidas
Las cifras son nuevamente del SYS de 2005.
- Calentamiento Joule en cables: 857,8 MW
- Pérdidas fijas: 266 MW (consiste en pérdida de corona y hierro ; puede ser 100 MW más en condiciones climáticas adversas)
- Pérdidas de calefacción del transformador de la subestación: 142,4 MW
- Pérdidas de calefacción del transformador generador: 157,3 MW
- Pérdidas totales: 1.423,5 MW (2,29% de la demanda pico)
Aunque las pérdidas generales en la red nacional son bajas, hay pérdidas adicionales significativas en la distribución de electricidad hacia el consumidor, lo que provoca una pérdida total de distribución de aproximadamente el 7,7%. [28] Sin embargo, las pérdidas difieren significativamente para los clientes conectados a diferentes voltajes; conectado a alta tensión las pérdidas totales son aproximadamente del 2,6%, a media tensión 6,4% y a baja tensión 12,2%. [29]
La energía generada que ingresa a la red se mide en el lado de alto voltaje del transformador del generador. [30] [31] Por lo tanto, cualquier pérdida de energía en el transformador del generador se contabiliza a la empresa generadora, no al sistema de red. La pérdida de potencia en el transformador del generador no contribuye a las pérdidas de la red.
Flujo de energía
En 2009-10 hubo un flujo de energía promedio de aproximadamente 11 GW desde el norte del Reino Unido, particularmente desde Escocia y el norte de Inglaterra, hasta el sur del Reino Unido a través de la red. Se preveía que este flujo aumentaría a unos 12 GW en 2014. [32] La finalización del enlace HVDC occidental en 2018 añadió capacidad para un flujo de 2,2 GW entre el oeste de Escocia y el norte de Gales. [33]
Debido a la pérdida de energía asociada con este flujo de norte a sur, la efectividad y eficiencia de la nueva capacidad de generación se ve afectada significativamente por su ubicación. Por ejemplo, la nueva capacidad de generación en la costa sur tiene aproximadamente un 12% más de efectividad debido a la reducción de las pérdidas de energía del sistema de transmisión en comparación con la nueva capacidad de generación en el norte de Inglaterra, y aproximadamente un 20% más de efectividad que el norte de Escocia. [34]
Interconectores
La red del Reino Unido está conectada a las redes eléctricas europeas adyacentes mediante cables de alimentación submarinos a un nivel de interconexión eléctrica (capacidad de transmisión en relación con la capacidad de producción) que era del 6% en 2014.[actualizar]. [35] Las conexiones incluyen cables de corriente continua al norte de Francia (2 GW HVDC Cross-Channel y 1 GW HVDC IFA-2 ), los Países Bajos (1 GW HVDC BritNed ), Irlanda del Norte (500 MW HVDC Moyle ), República de Irlanda ( Interconector HVDC Este-Oeste de 500 MW ) y Bélgica ( enlace Nemo HVDC de 1 GW ). También existe el cable de CA de 40 MW a la Isla de Man ( Interconector de la Isla de Man a Inglaterra ). Hay planes para tender cables para unir el Reino Unido con Noruega (1,4 GW NSN Link ), Dinamarca a través del 1,4 GW Viking Link , un tercer enlace con Francia [36] e Islandia en el futuro. [37]
Almacenamiento en red
La red del Reino Unido tiene acceso a algunos grandes sistemas de almacenamiento por bombeo, en particular a la central eléctrica Dinorwig, que puede proporcionar 1,7 GW durante muchas horas.
Ahora también hay algunas baterías de red y, a junio de 2019, la red del Reino Unido tiene 700MW de energía de batería adjunta con un crecimiento anual del 70%. [38]
Servicios de reserva y respuesta en frecuencia
National Grid es responsable de contratar provisión de generación a corto plazo para cubrir errores de predicción de demanda y fallas repentinas en centrales eléctricas. Esto cubre unas pocas horas de operación, lo que da tiempo para que se establezcan contratos de mercado para cubrir el equilibrio a más largo plazo.
Las reservas de respuesta de frecuencia actúan para mantener la frecuencia de CA del sistema dentro de ± 1% de 50 Hz , excepto en circunstancias excepcionales. Estos se utilizan segundo a segundo para reducir la demanda o para proporcionar generación adicional. [39]
Los servicios de reserva son un grupo de servicios, cada uno de los cuales actúa en tiempos de respuesta diferentes: [39]
- Reserva rápida: entrega rápida (en dos minutos) de mayor generación o demanda reducida, sostenible durante un mínimo de 15 minutos.
- Inicio rápido: unidades de generación que se inician desde un punto muerto y entregan energía en cinco minutos automáticamente, o en siete minutos después de una instrucción manual, con la generación mantenida durante un mínimo de cuatro horas.
- Gestión de la demanda: reducción de la demanda de al menos 25 MW de los grandes usuarios de energía, durante al menos una hora.
- Reserva de Operación a Corto Plazo (STOR): generación de al menos 3 MW, a partir de un solo sitio o agregación de sitios, dentro de las cuatro horas de instrucción y mantenido durante al menos dos horas.
- Puesta en marcha de BM: unidades de generación principal de corriente principal mantenidas en estado de disponibilidad de energía o de espera en caliente .
Estas reservas se dimensionan de acuerdo con tres factores: [40]
- El evento de falla de generación única más grande y creíble, que actualmente es la central nuclear Sizewell B (1260 MW) o un cable del interconector de canal cruzado HVDC (1000 MW)
- La disponibilidad general anticipada de todas las plantas de generación.
- Errores anticipados de predicción de la demanda
Control de la red
Las partes inglesa y galesa de National Grid se controlan desde el National Grid Control Center que se encuentra en St Catherine's Lodge, Sindlesham , Wokingham en Berkshire. [41] [42] [43] [44] A veces se describe como un lugar "secreto". [45] A partir de 2015[actualizar]el sistema está bajo un ataque cibernético constante . [46]
Aunque la red de transporte de Escocia es propiedad de empresas independientes: SP Transmission plc (parte de Scottish Power ) en el sur, y Scottish Hydro Electric Transmission plc (parte de Scottish and Southern Electricity Networks ) en el norte [47] - el control general recae con Operador del Sistema Eléctrico de Red Nacional. [1]
Costos de transmisión
Los costos de operación del Sistema de Red Nacional son recuperados por el Operador del Sistema de Electricidad de la Red Nacional (NGESO) mediante el cobro de cargos por Uso del Sistema de Red de Transmisión (TNUoS) a los usuarios del sistema. [48] Los costes se dividen entre los generadores y los usuarios de electricidad. [49]
Las tarifas se establecen anualmente por NGET y son de naturaleza zonal, es decir, el país está dividido en zonas, cada una con una tarifa diferente para la generación y el consumo. En general, las tarifas son más altas para los generadores del norte y los consumidores del sur. Esto es representativo del hecho de que actualmente hay un flujo de electricidad de norte a sur, y las tensiones adicionales en el sistema aumentan la demanda en áreas donde la demanda actual es alta.
Demanda de la tríada
La 'demanda de la tríada' es una métrica de la demanda, que informa retrospectivamente tres números sobre la demanda máxima entre noviembre y febrero (inclusive) cada invierno. Con el fin de alentar el uso de la Red Nacional para que sea menos 'pico', la tríada se utiliza como base para los cargos adicionales que pagan los usuarios (los proveedores de electricidad con licencia) a la Red Nacional: los usuarios pagan menos si pueden administrar su uso para tener menos picos.
Para el cálculo de cada año, se analizan las métricas históricas de demanda del sistema para determinar tres períodos de media hora de alta demanda promedio; los tres períodos se conocen como tríadas. Los períodos son (a) el período de máxima demanda del sistema, y (b) otros dos períodos de mayor demanda que están separados de la demanda máxima del sistema y entre sí por al menos diez días.
Para las centrales eléctricas, la demanda imputable es solo la demanda neta del sitio (según la regla 14.17.10 de la CUSC), por lo que cuando el sitio es exportador neto (es decir, la generación total medida en ese sitio excede la demanda total de la estación medida por separado), esa medida medida por separado La demanda de la estación no será responsable de los cargos TNUoS de demanda en relación con la demanda de la estación en la tríada.
Las fechas de la tríada en los últimos años fueron:
Año | Tríada 1 | Tríada 2 | Tríada 3 |
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2015/16 [50] | Miércoles 25 de noviembre de 2015, de 17:00 a 17:30 | Martes 19 de enero de 2016, de 17:00 a 17:30 | Lunes 15 de febrero de 2016, de 18:00 a 18:30 |
2016/17 [51] | Lunes 5 de diciembre de 2016, de 17:00 a 17:30 | Jueves 5 de enero de 2017, de 17:00 a 17:30 | Lunes 23 de enero de 2017, de 17:00 a 17:30 |
2017/18 [52] | Lunes 11 de diciembre de 2017, de 17:30 a 18:00 | Lunes 26 de febrero de 2018, 18: 30-19: 00 | Lunes 5 de febrero de 2018, 18: 00-18: 30 |
2018/19 | |||
2019/20 | |||
2020/21 [53] | Lunes 7 de diciembre de 2020, 17:00 - 17:30 | Jueves 7 de enero de 2021, de 17:30 a 18:00 | Miércoles 10 de febrero de 2021, 18:00 - 18:30 |
En abril de cada año, a cada proveedor de electricidad con licencia (como Centrica , BGB, etc.) se le cobra una tarifa anual por la carga que impuso a la red durante esas tres medias horas del invierno anterior. Los cargos exactos varían según la distancia desde el centro de la red, pero en el suroeste es £ 21,000 / MW. [ cita requerida ] El promedio para todo el país es de aproximadamente £ 15,000 / MW. Este es un medio para que National Grid recupere sus tarifas e imponga un incentivo a los usuarios para minimizar el consumo en los picos, aliviando así la necesidad de invertir en el sistema. Se estima que estas cargas redujeron la carga máxima en aproximadamente 1 GW de, por ejemplo, 57 GW. [ cita requerida ]
Esta es la principal fuente de ingresos que utiliza National Grid para cubrir sus costos de transmisión de alta tensión a larga distancia (la distribución de menor voltaje se cobra por separado). La red también cobra una tarifa anual para cubrir el costo de los generadores, las redes de distribución y los grandes usuarios industriales que se conectan.
Las tarifas tríadas alientan a los usuarios a reducir la carga en los períodos pico; esto a menudo se logra mediante el uso de generadores diesel. Estos generadores también son utilizados habitualmente por National Grid. [54]
Estimación de costos por kW⋅h de transmisión
Si el total de ingresos de TNUoS o Triad (digamos £ 15,000 / MW · año × 50,000 MW = £ 750 millones / año) se divide por el número total de unidades entregadas por el sistema de generación del Reino Unido en un año (el número total de unidades vendidas - digamos 360 teravatios-hora (1,3 EJ). [49] ), entonces se puede hacer una estimación bruta de los costos de transmisión, y se obtiene la cifra de alrededor de 0,2p / kW⋅h. Otras estimaciones también dan una cifra de 0,2p / kW⋅h. [49]
Sin embargo, Bernard Quigg señala: "Según las cuentas anuales de 06/07 para la transmisión de NGC en el Reino Unido, NGC transportó 350TW⋅h para un ingreso de 2012 millones de libras esterlinas en 2007, es decir, NGC recibe 0,66 peniques por kW hora. Con dos años de inflación hasta 2008 / 9, digamos 0,71 peniques por kW⋅h. ", [55] pero esto también incluye las tarifas de conexión de los generadores.
Cargos de generación
Para poder suministrar electricidad al sistema de transmisión, los generadores deben tener una licencia (de BEIS) y celebrar un acuerdo de conexión con NGET que también otorga la capacidad de entrada de transmisión (TEC). Los generadores contribuyen a los costos de funcionamiento del sistema mediante el pago de TEC, a las tarifas de generación TNUoS establecidas por NGET. Esto se carga sobre la base de la capacidad máxima. En otras palabras, un generador con 100 MW de TEC que solo generó a una tasa máxima de 75 MW durante el año todavía se le cobraría por los 100 MW completos de TEC.
En algunos casos, existen tarifas TNUoS negativas. A estos generadores se les paga una suma basada en su suministro neto máximo durante tres pruebas durante el transcurso del año. Esto representa la reducción de costos provocada por tener un generador tan cerca del centro de demanda del país.
Cargos por demanda
Los consumidores de electricidad se dividen en dos categorías: medidos cada media hora (HH) y medidos no cada media hora (NHH). Los clientes cuya demanda máxima sea suficientemente alta están obligados a tener un medidor HH, que, en efecto, toma una lectura del medidor cada 30 minutos. Por lo tanto, las tarifas a las que se aplican los cargos a los proveedores de electricidad de estos clientes varían 17.520 veces en un año (no bisiesto).
Los cargos de TNUoS para un cliente con medidor HH se basan en su demanda durante tres períodos de media hora de mayor demanda entre noviembre y febrero, conocidos como la Tríada. Debido a la naturaleza de la demanda de electricidad en el Reino Unido, los tres períodos de la Tríada siempre caen temprano en la noche y deben estar separados por al menos diez días hábiles claros. Los cargos TNUoS para un cliente HH son simplemente su demanda promedio durante los períodos de la tríada multiplicada por la tarifa de su zona. Por lo tanto, (a partir de 2007[actualizar]) un cliente en Londres con una demanda promedio de 1 MW durante los tres períodos de la tríada pagaría £ 19,430 en cargos TNUoS.
Los cargos de TNUoS que se cobran a los clientes con medidor de NHH son mucho más simples. A un proveedor se le cobra la suma de su consumo total entre las 16:00 y las 19:00 todos los días durante un año, multiplicado por la tarifa correspondiente.
Pagos de restricciones
Los pagos por restricción son pagos a generadores por encima de un cierto tamaño, donde la Red Nacional les da instrucciones de despacho que no pueden tomar la electricidad que los generadores normalmente proporcionarían. Esto puede deberse a una falta de capacidad de transmisión, un déficit en la demanda o un exceso de generación inesperado. Un pago por restricción es una recompensa por la reducción de la generación. [56]
Incidentes mayores
Cortes de energía debido a problemas en la infraestructura de la superred (definida en el Código de Red como el sistema de transmisión operado por National Grid, que en Inglaterra y Gales comprende líneas energizadas a 275,000 voltios y 400,000 voltios), o debido a la falta de generación para suministrarle suficiente energía en cada momento, son extremadamente raras. El estándar nominal de seguridad de suministro es que los cortes de energía debido a la falta de generación ocurran en nueve inviernos de cada cien.
La medida de rendimiento global para la transmisión de electricidad se publica en el sitio web de NGET [57] e incluye una cifra simple de alto nivel sobre la disponibilidad de transmisión y la fiabilidad del suministro. Para 2008–9, fue del 99,99979%. Los problemas que afectan a los sistemas de distribución de baja tensión, de los que National Grid no es responsable, causan casi todos los 60 minutos aproximadamente al año, en promedio, de cortes de energía domésticos. La mayoría de estas interrupciones en la distribución de baja tensión son, a su vez, culpa de terceros, como los trabajadores que perforan los cables de la red de la calle (o de los cables subterráneos de alta tensión); esto no sucede con las principales líneas de transmisión, que en su mayor parte son elevadas sobre torres de alta tensión. A modo de comparación con la disponibilidad de superredes, Ofgem, el regulador de electricidad, ha publicado cifras sobre el desempeño de 14 distribuidoras de electricidad. [58] [59]
Desde 1990, se han producido tres cortes de energía de gran relevancia nacional que estaban vinculados a National Grid, dos por problemas de generación.
Agosto de 2003
El primer caso fue en 2003 y se relacionó con la condición de los activos de National Grid. National Grid estuvo implicado en un corte de energía que afectó al 10 por ciento de Londres en agosto; véase el apagón de 2003 en Londres . Algunos informes de noticias acusaron a Grid de invertir insuficientemente en nuevos activos en ese momento; trascendió que una fuga de aceite de un transformador no se había tratado, a excepción de las recargas, durante muchos meses, a la espera de una reparación adecuada. También trascendió que hubo un error significativo en la configuración de un relé de protección que se hizo evidente, resultando en un corte de energía, solo cuando la primera falla, la fuga de aceite, tuvo un efecto real. National Grid se tomó un tiempo para admitir estos aspectos del incidente.
Mayo de 2008
El segundo caso fue en mayo de 2008 y se relacionó con problemas de generación de los que National Grid no era responsable. Se produjo un corte de energía en el que los operadores de la red de distribución realizaron un corte de protección de partes de la red, bajo reglas preestablecidas, debido a una pérdida repentina de capacidad de generación que provocó una caída severa en la frecuencia del sistema. Primero, dos de las centrales eléctricas más grandes de Gran Bretaña, Longannet en Fife y Sizewell B en Suffolk, se apagaron inesperadamente ("se dispararon") con cinco minutos de diferencia entre sí. No hubo relación entre los dos viajes: el primero no provocó el segundo. Tal pérdida es de lo más inusual; En ese momento, Grid se aseguró solo contra la pérdida de 1320 MW, el "límite de pérdida de alimentación poco frecuente" (que aumentó a 1800 MW desde 2014). Las dos paradas provocaron un cambio adverso repentino de 1.510 MW en el equilibrio de generación y demanda en la superred , y la frecuencia se redujo a 49,2 Hz. Mientras que la frecuencia bajaba a 49,2 Hz, o justo después de llegar a ese punto, 40 MW de parques eólicos y más de 92 MW de otra generación integrada (es decir, conectados al sistema de distribución, en lugar de conectados directamente a la superred), tales como planta de relleno sanitario, se disparó debido a que la tasa de cambio de frecuencia ('ROCOF') es alta, tal como se supone que debe hacer según las reglas de conexión G 59/2.
La frecuencia se estabilizó en 49,2 Hz por un corto tiempo. Esta habría sido una excursión de frecuencia aceptable, aunque estaba por debajo del límite inferior habitual de 49,5 Hz, y la recuperación no habría sido problemática. El hecho de que la frecuencia se estabilizara en este nivel a pesar de un evento más allá de la base del diseño , podría considerarse tranquilizador. Irlanda, que es un sistema más pequeño y tiene una red más temperamental (y por lo tanto menos estable), ve alrededor de 10 excursiones de frecuencia por debajo de 49,5 Hz por año; su frecuencia objetivo es de 50 Hz, al igual que en Gran Bretaña. Los consumidores no habrían notado la pequeña caída en la frecuencia del sistema; otros aspectos de su suministro, como el voltaje, se mantuvieron perfectos. Por tanto, no habría habido ningún perjuicio para el consumidor; todo habría ido bien en este punto, si no hubiera ocurrido nada más desfavorable.
Sin embargo, surgieron más problemas que afectaron a los generadores más pequeños porque la frecuencia permaneció por debajo de 49,5 Hz durante más de unos pocos segundos, y porque los ajustes de control de algunos generadores eran incorrectos. El estándar de conexión G 59/2 para generación integrada establece que no deben dispararse (dejar de generar) como resultado de una baja frecuencia sostenida, hasta que la frecuencia haya caído por debajo de 47 Hz. Sin embargo, varios generadores integrados utilizaron software de control desactualizado que no cumple con G59 / 2, ya que los dispara por error (según la norma anterior, G / 59, vigente cuando fueron diseñados y especificados) si la frecuencia cae por debajo de 49,5 Hz durante unos segundos. Por esta razón, otros 279 MW de generación integrada se dispararon como resultado de la baja frecuencia mientras estaba en 49,2 Hz. Esto era un problema ya que la Red no tenía márgenes de reserva disponibles de generación de acción rápida o respuesta a la demanda. Como resultado, la frecuencia cayó a 48,792 Hz.
Las reglas de la red establecen que cuando la frecuencia cae por debajo de 48,8 Hz, los operadores de redes de distribución deben aplicar un control de demanda obligatorio. Esto debería comenzar, si el tiempo lo permite, con la reducción de voltaje, seguida rápidamente por la desconexión obligatoria, por etapas, hasta un total final del 60 por ciento de todos los clientes conectados a la distribución (un número muy pequeño de clientes muy grandes están conectados directamente a la superrejilla; para ellos, se aplican otras medidas). No hubo tiempo para usar la reducción de voltaje (lo que mantiene a los clientes con suministro, pero reduce sutilmente su demanda al reducir ligeramente el voltaje); Como resultado, los operadores de redes de distribución desconectaron automáticamente 546 MW de demanda. Ninguno de los clientes conectados directamente a la superrejilla se cortó. National Grid ya había tomado otras medidas para aumentar la producción en otros sitios de generación (y la demanda se había reducido en los sitios de los clientes donde el cliente se ofreció voluntariamente para que esto suceda, a cambio de un reembolso, en virtud de contratos de respuesta del lado de la demanda con National Grid, o con su proveedor). Entonces, National Grid pudo restaurar la frecuencia del sistema. La duración media de la pérdida de suministro de los 546 MW de demanda mayoritariamente conectada a baja tensión (por ejemplo, doméstica) afectada fue de 20 minutos.
National Grid tuvo tiempo de emitir una advertencia a todos los usuarios de la superred - "control de demanda inminente" - que está a un paso de su advertencia más seria "advertencia de desconexión de demanda". Durante estos incidentes, el sistema corría el riesgo de sufrir más pérdidas de generación, lo que podría haber provocado que partes de la red se desconectaran automáticamente por la operación de protección de baja frecuencia para garantizar que la frecuencia se mantenga dentro de los límites obligatorios. [60] [61] [62]
Agosto de 2019
El tercer evento ocurrió el 9 de agosto de 2019, cuando alrededor de un millón de clientes en Gran Bretaña se encontraron sin electricidad. [63] Un rayo cayó sobre una línea de transmisión a las 4:52 pm, causando la pérdida de generación integrada (principalmente solar) de 500 MW. Casi de inmediato, la central eléctrica de Little Barford y el parque eólico de Hornsea se dispararon en segundos, eliminando 1.378 GW de generación que excedía el 1 GW de energía de respaldo que mantiene el operador. [64] La frecuencia de la red cayó a 48,8 Hz antes de que el deslastre automático de carga desconectara el 5% de las redes de distribución local (1,1 millones de clientes durante 15 a 20 minutos); esta acción estabilizó el 95% restante del sistema y evitó un apagón mayor. [65] [se necesita una mejor fuente ] Aunque se mantuvo la energía en todo momento para la red ferroviaria (pero no para el sistema de señalización), la reducción de la frecuencia provocó que fallaran 60 trenes Thameslink Class 700 y 717 . La mitad fueron reiniciados por los conductores pero los demás requirieron que un técnico saliera al tren para reiniciarlo. [64] Esto provocó una interrupción sustancial de los viajes durante varias horas en los servicios de la East Coast Main Line y Thameslink. El suministro al aeropuerto de Newcastle también se interrumpió y se expuso una debilidad en los arreglos de energía de respaldo en el Hospital de Ipswich . [64]
Una investigación de Ofgem concluyó en enero de 2020.Encontró que Little Barford y Hornsea One no pudieron permanecer conectados a la red después del rayo, y sus operadores, RWE y Ørsted respectivamente, acordaron pagar cada uno £ 4,5 millones al fondo de compensación de Ofgem. . Además, Ofgem multó al operador de red de distribución UK Power Networks con 1,5 millones de libras esterlinas por comenzar a reconectar a los clientes antes de recibir autorización para hacerlo, aunque esta infracción del procedimiento no afectó la recuperación del sistema. [66] [67]
Incidentes menores
Noviembre de 2015
El 4 de noviembre de 2015, National Grid emitió un aviso de emergencia solicitando cortes de energía voluntarios debido a "múltiples averías en la planta". No se produjeron cortes de energía, pero los precios de la electricidad al por mayor aumentaron drásticamente, y la red pagó hasta £ 2,500 por megavatio-hora. [68]
Ver también
- Respuesta de la demanda
- Costo de la electricidad por fuente
- Economía de las centrales nucleares : para comparaciones de costos
- Seguridad energética y tecnología renovable
- Fuente de energía intermitente
- Pastilla de TV
- 2007 inundación de la estación de conmutación en Walham, Gloucestershire
- Lista de proyectos de almacenamiento de energía
- Lista de cortes de energía importantes
- Spark spread : cálculo del costo de respaldo
- Gestión de carga
- Energía eléctrica trifásica
- Lista de proyectos HVDC
- Lista de cables subterráneos y submarinos de alta tensión
- Servicio de reserva de red nacional
- Energía en el Reino Unido
- Subestaciones de alta tensión en Reino Unido
Referencias
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Otras lecturas
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enlaces externos
- El sistema de transmisión , declaración de siete años de National Grid (2008)
- Declaración del uso de la metodología de carga del sistema [ enlace muerto permanente ] , National Grid
- Información útil , National Grid
- Datos en vivo de National Grid , ELEXON
- Estado de la red nacional del Reino Unido
- Redes de electricidad del Reino Unido: la naturaleza de las redes de transmisión y distribución de electricidad del Reino Unido en un futuro intermitente de generación de electricidad renovable e integrada , Scott Butler
- La industria del suministro de electricidad y la Junta Central de Generación de Electricidad , Informe de la Comisión de Competencia del Reino Unido de 1987
- Mapa de las centrales eléctricas de GB y la red nacional , sitio web de la BBC, pero mapa revisado por Deloitte & Touche, 2003. Archivo
- Variaciones de la intensidad de carbono en la parrilla de GB