El interconector Directlink (Terranora) es una ruta de cable de transmisión de electricidad de corriente continua de alto voltaje (HVDC) mixta enterrada y sobre el suelo de 59 kilómetros (37 millas) desde cerca de Lavertys Gap ( 28 ° 34′15 ″ S 153 ° 27′8 ″ E /28.57083°S 153.45222°E / -28.57083; 153.45222 (Directlink - Planta inversora estática de Mullumbimby) , 5 kilómetros (3,1 millas) al suroeste de Mullumbimby, Nueva Gales del Sur y Bungalora ( 28°15′20″S 153°28 ′20 ″ E / 28.25556 ° S 153.47222 ° E / -28.25556; 153.47222 (Directlink - Planta de inversor estático Bungalora) ) y conectado a través de una línea de transmisión aérea de CA de 3,5 km (2,2 millas) hacia el noreste con Terranora Electrical Subestación ( 28 ° 14′28.3 ″ S 153 ° 30′12.7 ″ E / 28.241194 ° S 153.503528 ° E / -28.241194; 153.503528 (Energía esencial - Subestación eléctrica Terranora) ) @ Terranora, Nueva Gales del Sur en el este de Australia . Los cables de CC se alternan entre la superficie del suelo en una cubeta de acero galvanizado y los cables subterráneos con profundidades de hasta 1 m.
Es una de las dos interconexiones utilizadas para el comercio de electricidad entre Nueva Gales del Sur y Queensland (la otra es el interconector de circuito dual Queensland - Nueva Gales del Sur (QNI) de 330 kV). [1]
El interconector fue desarrollado por una empresa conjunta de NorthPower (más tarde Country Energy ), TransÉnergie, una subsidiaria de Hydro-Québec , y Fonds de solidarité FTQ . [2] [3] La motivación para construir el interconector fue la escasez de energía en el sur de Queensland y el exceso de capacidad en Nueva Gales del Sur. Fue desarrollado como un Proyecto de Transmisión Independiente. [2] Se puso en servicio en diciembre de 1999 y comenzó a operar en abril de 2000. [2] [4] Fue la primera vez que se vincularon los sistemas de transmisión de Nueva Gales del Sur y Queensland. [5] La construcción costó 70 millones de dólares. [6]
En diciembre de 2006, se anunció que Directlink sería comprado por Australian Pipeline Trust (APT, una parte del Grupo APA ) por 133 millones de dólares. [3] La transacción se completó en febrero de 2007. [7]
Originalmente, el interconector operaba como un servicio de red de mercado no regulado. Sin embargo, el 6 de mayo de 2004 se presentó una solicitud para convertirlo en un servicio de red regulado. La solicitud fue aprobada por el Regulador de Energía de Australia el 10 de marzo de 2006. [8]
En diciembre de 2008, la propiedad de Directlink (así como de Murraylink ) se transfirió al Energy Infrastructure Investments Group, mientras que el Grupo APA continuó como operador. [9] [10] La propiedad de EII se distribuye entre APA con un 19,9%, Marubeni Corporation con sede en Japón con un 49,9% y Osaka Gas con un 30,2%. [11]
El interconector Directlink (Terranora) es una ruta de cable terrestre HVDC de 59 kilómetros (37 millas). El sistema cuenta con tres Convertidores de Fuente de Voltaje de 65MVA en cada estación conectados por tres pares de cables de transmisión. Cada par de cables opera a +/-80 kV y transmite 60 MW. En Nueva Gales del Sur está conectado a una red de transmisión de corriente alterna de 132 kV y en Queensland a una red de transmisión de corriente alterna de 110 kV. [12] [13]
La potencia total del interconector es de 180 MW. [12] La transferencia neta máxima menos las pérdidas es de alrededor de 170 MW. Si un par de cables falla, la capacidad disponible ronda los 115 MW. Si dos pares de cables están fuera de servicio, la capacidad ronda los 57 MW. [1] Sin embargo, en algunos casos, durante un período de tiempo limitado, el interconector ha funcionado en modo de sobrecarga hasta 250 MW. El factor limitante para el flujo en la dirección de Nueva Gales del Sur son las clasificaciones térmicas de las líneas Terranora-Mudgeeraba de 110 kV y Mullumbimby-Dunoon de 132 kV, y para el flujo en la dirección de Queensland son las clasificaciones térmicas de las líneas Lismore-Dunoon de 132 kV. . [14]
Se eligió HVDC VSC para este proyecto por razones de bajo impacto ambiental de la ruta de transmisión y la capacidad de las estaciones convertidoras IGBT en cada extremo para controlar con precisión tanto la potencia real como la reactiva . Los módulos IGBT individuales refrigerados por agua tienen una potencia nominal de 2,5 kV y 500 A, [5] con varias unidades conectadas en serie para lograr la tensión nominal requerida.