La British Columbia Transmission Corporation (BCTC) era una corporación de la Corona en la provincia de Columbia Británica , Canadá . Su mandato era planificar, construir, operar y mantener el sistema de transmisión de electricidad de BC.
La British Columbia Transmission Corporation (BCTC) era una corporación de la Corona provincial ubicada en el centro de Vancouver regulada por la BC Utilities Commission (BCUC). BCTC se formó en 2003 con el mandato de separar las iniciativas de generación y transmisión de energía de la provincia, pero se integró nuevamente en su empresa hermana BC Hydro el 5 de julio de 2010 como parte de la Ley de Energía Limpia de la provincia. BCTC se formó para operar el sistema de transmisión, mientras que BC Hydro siguió siendo el propietario del sistema de transmisión.
BCTC se formó en 2003 como mandato del Partido Liberal de BC para separar la transmisión de energía de la provincia de BC Hydro. La creación de una corporación separada y la división costaron a los contribuyentes aproximadamente 65 millones de dólares. Siete años después de la separación de BC Hydro, BCTC se integró nuevamente en BC Hydro el 5 de julio de 2010 como parte de la Nueva Ley de Energía Limpia de la provincia.
Michael Costello fue el primer director ejecutivo de BCTC entre 2003 y 2005. Jane Peverett fue presidenta y directora ejecutiva de BCTC de 2005 a 2009. Jane Peverett había trabajado en Imperial Oil entre 1981 y 1987 antes de transferirse a una empresa de gas natural en Toronto. Finalmente, la empresa fue comprada por West Coast Energy. Cuando Duke Energy compró West Coast en 2002, Jane jugó un papel clave en la transición. Un año después, aceptó el puesto de directora financiera en la recién creada empresa de Vancouver, BCTC. Janet Woodruff fue la directora ejecutiva interina de BCTC entre 2009 y 2010.
Cuando se formó BCTC, la industria eléctrica norteamericana esperaba lograr una mayor independencia de transmisión y el desarrollo de organizaciones de transmisión regionales. Desde entonces, no se desarrollaron organizaciones regionales de transmisión en el noroeste del Pacífico y se detuvo el movimiento hacia una mayor independencia para la transmisión. La infraestructura de transmisión de propiedad pública de BCTC se creó para ayudar a fomentar y fomentar nuevas fuentes de generación de energía en toda la provincia de BC. Lo cual era uno de los objetivos del Plan Energético de 2002 de la Provincia.
En febrero de 2007, el gobierno de Columbia Británica emitió un nuevo Plan Energético. Este plan incluía varias políticas relacionadas con la transmisión para garantizar que se implemente una transmisión adecuada para apoyar el objetivo de autosuficiencia energética de la provincia, así como garantizar que BC tenga estándares de confiabilidad obligatorios para la generación de energía.
La Ley establece disposiciones muy específicas para que Columbia Británica se convierta en un proveedor líder de energía limpia y renovable. La ley también establece una serie de medidas que se supone ayudarán a satisfacer las necesidades futuras de electricidad y al mismo tiempo generarán nuevos puestos de trabajo y reducirán las emisiones de gases de efecto invernadero.
La Ley de Energía Limpia de 2010 de BC no cambia las funciones y responsabilidades de BCTC, incluida la planificación, construcción, operación y mantenimiento del sistema de transmisión eléctrica de propiedad pública de la provincia. También significa que BC Hydro seguirá siendo de propiedad pública, con el gobierno como accionista y propiedad pública de los bienes patrimoniales protegidos por la legislación.
Esta decisión se tomó porque la integración de BC Hydro y BCTC en una sola organización era un componente importante de la iniciativa de energía limpia del gobierno. La unificación de BC Hydro y BCTC proporciona un punto único de planificación y autoridad para el sistema energético de las provincias.
BCTC gestionaba más de 300 subestaciones y 18.000 km de líneas de transmisión en toda la provincia de Columbia Británica, tenía más de 350 empleados y estaba ubicado en el edificio Bentall del centro de Vancouver con activos de más de 2.500 millones.
Su sistema de transmisión fue construido entre 1940 y 1980 y mantiene más de 60 instalaciones de generación en Columbia Británica. La energía es generada por centrales hidroeléctricas que son propiedad de BC Hydro y están operadas por ella. El setenta por ciento del suministro de energía de Columbia Británica proviene de grandes embalses y estaciones generadoras de las regiones de Peace y Columbia de la Columbia Británica.
La energía se entrega en toda la provincia a través de líneas de alto voltaje desde sus instalaciones de generación hasta las subestaciones locales ubicadas en todo el continente y las instalaciones de la isla de Vancouver, donde se distribuye y transmite a empresas comerciales regionales locales y hogares privados. La mayor parte del suministro de electricidad de Columbia Británica proviene de instalaciones en el interior de Columbia Británica, mientras que entre el 70 y el 80 por ciento de la demanda de electricidad se produce en Lower Mainland y la isla de Vancouver.
BCTC administra el sistema de transmisión de propiedad pública de BC, que incluye torres de transmisión, líneas de alto voltaje, subestaciones y derechos de paso en toda la provincia. Las líneas de transmisión, cables y subestaciones transportan electricidad por toda la provincia, que son monitoreadas y controladas desde un centro de control principal y un centro de control de respaldo. Si bien gran parte de esta actividad está automatizada a través de sistemas computarizados de gestión de energía , el personal operativo de los centros de control trabaja las 24 horas del día para responder a las diferentes condiciones externas o perturbaciones del sistema y garantizar altos niveles de seguridad y confiabilidad. El centro de control es una instalación de última generación que conecta 31 proyectos de energía independientes y más de 830 MW desde 2003.
La asociación LineScout entre BCTC y Hydro-Québec obtuvo el premio más importante de la industria energética: el Premio Edison 2010 en la categoría de Afiliados Internacionales. El Premio Edison del Edison Electric Institute , considerado uno de los más altos honores de la industria, reconoce el liderazgo distinguido, la innovación y la contribución al avance de la industria eléctrica. El anuncio oficial del Premio Edison se anuncia y presenta en la Convención Anual de EEI en junio.
BCTC e Hydro-Québec ganaron el Premio Edison por la asociación de las dos empresas de servicios públicos en el desarrollo de la tecnología robótica LineScout para la inspección de cruces de agua de transmisión en Columbia Británica y demuestra un paso adelante en métodos de inspección innovadores, robótica de líneas de alto voltaje y seguridad de los empleados para el Industria energetica.
LineScout Technology (LST) es un dispositivo robótico que inspecciona líneas de transmisión de alto voltaje a lo largo de pasajes largos para mejorar la confiabilidad, la inspección y la seguridad. El Instituto de Investigación Hydro-Québec , IREQ , trabajó extensamente con BCTC para implementar LST en las grandes líneas de transmisión de cruces de agua de BCTC que se construyeron hace más de 30 años. El robot controlado a distancia utiliza cámaras para inspeccionar las condiciones de la línea y descubrir irregularidades, al mismo tiempo que emplea un sistema de navegación inteligente para señalar lugares que necesitan atención. El LST es capaz de maniobrar obstáculos como empalmes, componentes de hardware y marcadores de advertencia de aviación. A diferencia del mantenimiento de líneas de transmisión convencional, el robot puede dar servicio a las líneas mientras están energizadas.
La plataforma robótica de LineScout le permite cruzar la mayoría de los obstáculos en las líneas de transmisión. Su prototipo de tercera generación está validado y probado en condiciones de campo. La tecnología de LineScout se distingue porque puede incorporar robótica a las empresas de energía. También puede transportar una carga razonable, es versátil y capaz de adaptarse a obstáculos imprevistos, así como sus controles teleoperativos, su confiabilidad y su capacidad para agregar sensores y herramientas. La detección e identificación de obstáculos permite la selección autónoma de estrategias apropiadas para cruzar obstáculos, así como la inspección visual de los componentes de la línea que se encuentran en los haces de conductores.
El sistema de transmisión es parte de la Interconexión Occidental y se extiende desde BC hasta Alberta en el norte y el norte de México en el sur, e incluye la mayoría de los sistemas en el oeste de EE. UU. Según lo exige el Consejo Coordinador de Electricidad del Oeste (WECC), el sistema de transmisión se planifica, construye y opera de manera que se evite el impacto negativo en los sistemas vecinos interconectados fuera de BC. Las conexiones con los sistemas vecinos brindan oportunidades para el comercio de electricidad, mejoran la confiabilidad general del sistema, hacen que los recursos energéticos de respaldo estén disponibles en caso de emergencias y mejoran el control de frecuencia y las fluctuaciones de energía.
En BC, el sistema de transmisión se divide en tres componentes principales: el sistema de transmisión masiva, los sistemas de transmisión regionales y las interties (interconexiones). Las conexiones internas incluyen conexiones con el sistema Alcan y el sistema FortisBC . Las relaciones externas incluyen relaciones con Alberta y el estado de Washington. El sistema de transmisión también incluye como parte de sus componentes un sistema integral de comunicación, protección y control.
Actualmente, BCTC opera y mantiene:
El sistema de transmisión masiva incluye el sistema de transmisión de 500 kV, partes del sistema de 230 kV, las conexiones de transmisión a la isla de Vancouver y las interconexiones con otras empresas de servicios públicos a través de interconexión. Estas líneas conectan las grandes estaciones generadoras remotas en las áreas de los ríos Peace y Columbia con los principales centros de carga del Lower Mainland y la isla de Vancouver, que en conjunto representan más del 70% de la carga de BC Hydro.
Cuatro sistemas de transmisión regionales transfieren energía dentro de áreas geográficas específicas de la provincia: el Interior Norte, el Interior Sur, el Bajo Continente y la Isla de Vancouver.
Los sistemas regionales generalmente consisten en redes de transmisión de 230 kV, 138 kV y 60 kV que conectan la generación local y entregan energía a las empresas de distribución o clientes de transmisión ubicados dentro de la región. El sistema de transmisión está actualmente gestionado por el Centro de control del sistema (SCC) del BCTC ubicado en el Lower Mainland, con el apoyo de cuatro Centros de control regionales (RCC). El SCC opera el sistema a granel, controla los flujos de interconexión y equilibra el suministro de generación para satisfacer la demanda de energía eléctrica en tiempo real. La actividad de control y monitoreo se automatiza a través de un sistema computarizado de Gestión de Energía (EMS) y un sistema de Supervisión, Control y Adquisición de Datos (SCADA). Los RCC están ubicados en Vancouver, Duncan, Vernon y Prince George. La coordinación entre el SCC y los centros regionales garantiza que el sistema eléctrico pueda operar de manera confiable mientras satisface las demandas de los clientes, facilita el comercio de electricidad y se adapta a los requisitos de cortes de mantenimiento. BCTC reemplazó los actuales SCC y RCC con un centro de control centralizado en el otoño de 2008. El proyecto de centralización, conocido como Proyecto de Modernización del Control del Sistema (SCMP), consiste en una instalación de respaldo geográficamente separada, para agilizar el control y la infraestructura operativa, reemplazar obsoletos tecnología y resolver problemas de riesgo sísmico.
Aproximadamente la mitad de la generación de BC Hydro se ubica en el interior sur de BC, una de las regiones de generación más grandes de BC.
La capacidad total de generación instalada de BC Hydro conectada al Interior Sur es de 5264 MW. Las estaciones generadoras de Revelstoke y Mica se conectan directamente al sistema de 500 kV, mientras que las estaciones generadoras de Kootenay Canal , Seven Mile y Arrow Lake están integradas al sistema de 230 kV. Otras centrales hidroeléctricas en el sureste están conectadas a la transmisión FortisBC.
La red ILM está compuesta por ocho líneas de transmisión de 500 kV. La transferencia de poder del Interior al Lower Mainland y la isla de Vancouver se lleva a cabo a través de cuatro de estas líneas:
(a) 5L81 y 5L82 conectan la subestación Nicola (NIC) en el interior sur con las subestaciones Ingledow (ING) y Meridian (MDN) en LM
(b) 5L42 conecta la subestación Kelly Lake (KLY) en el interior con la subestación Cheekye (CKY)
(c) 5L41 conecta KLY con la subestación Clayburn (CBN) en LM.
Cuatro líneas adicionales permiten compartir energía entre las subestaciones:
(a) 5L45 conecta las subestaciones CKY y MDN en el LM
(b) 5L44 conecta las subestaciones MDN e ING en Lower Mainland.
(c) 5L40 conecta las subestaciones CBN e ING en el LM
(d) 5L87 conecta las subestaciones NIC y KLY en el Interior
El sistema regional de la isla de Vancouver es una red de sistemas de 230 kV, 138 kV y 60 kV. El sistema de la isla de Vancouver tiene tres áreas: (a) Isla de Vancouver norte, donde se encuentra la mayor parte de la generación insular.
(b) La isla de Vancouver, que atiende la mayor parte de la carga industrial y la carga de la costa oeste de Port Alberni y Long Beach.
(c) Isla Sur de Vancouver, que es principalmente residencial y comercial.
Alrededor del 22 por ciento de la carga de la isla de Vancouver se encuentra en el norte, el 46 por ciento está en el centro y el 32 por ciento está en el área sur de la isla de Vancouver.
En el área al oeste de Victoria las tres subestaciones: Colwood, Sooke y Jordan River Generating Station están conectadas radialmente por un circuito de 138 kV. La Estación Generadora del Río Jordán tiene una potencia máxima de 170 MVA. Si se produce un corte entre las áreas de Colwood y Sooke, la estación generadora en Jordan River podría abastecer las demandas combinadas de las regiones de Colwood, Sooke y Jordan River.