El sistema de transmisión de electricidad de Hydro-Québec (también conocido como la interconexión de Quebec ) es un sistema internacional de transmisión de energía eléctrica con centro en Quebec , Canadá. El sistema fue pionero en el uso de líneas eléctricas de corriente alterna (CA) de muy alto voltaje de 735 kilovoltios (kV) que unen los centros de población de Montreal y la ciudad de Quebec con centrales hidroeléctricas distantes como la presa Daniel-Johnson y el proyecto James Bay en el noroeste de Quebec y la central generadora Churchill Falls en Labrador (que no forma parte de la interconexión de Quebec).
El sistema contiene más de 34.187 kilómetros (21.243 millas) de líneas y 530 subestaciones eléctricas . Es administrado por Hydro-Québec TransÉnergie, una división de la corporación de la corona Hydro-Québec y es parte del Consejo de Coordinación de Energía del Noreste . Tiene 17 interconectores con los sistemas de Ontario , Terranova y Labrador , Nuevo Brunswick y el noreste de los Estados Unidos , y cuenta con 6025 megavatios (MW) de capacidad de importación de interconectores y 7974 MW de capacidad de exportación de interconectores. [1]
La gran ampliación de la red comenzó con la puesta en servicio de la línea eléctrica de 735 kV CA en noviembre de 1965, ya que existía la necesidad de transmitir electricidad a grandes distancias desde el norte hasta el sur de Quebec.
Una gran parte de la población de Quebec recibe el servicio de unas pocas líneas eléctricas de 735 kV, lo que contribuyó a la gravedad del corte de electricidad que siguió a la tormenta de hielo de América del Norte de 1998 .
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Las primeras centrales hidroeléctricas de Quebec fueron construidas por empresarios privados a finales del siglo XIX. En 1903 se construyó la primera línea de transmisión de alta tensión de larga distancia de América del Norte, una línea de 50 kV que conectaba una central eléctrica de Shawinigan con Montreal, a 135 km (84 mi) de distancia. En la primera mitad del siglo XX, el mercado estaba dominado por monopolios regionales, cuyo servicio era criticado públicamente. En respuesta, en 1944 el gobierno provincial creó Hydro-Quebec a partir de la expropiada Montreal Light, Heat & Power . [2]
En 1963, Hydro-Québec adquirió las acciones de casi todas las empresas eléctricas privadas que operaban en ese momento en Quebec y emprendió la construcción del complejo hidroeléctrico Manicouagan-Outardes . Para transmitir la producción anual del complejo de aproximadamente 30 mil millones de kWh a una distancia de casi 700 km (430 mi), Hydro-Québec tuvo que innovar. Liderada por Jean-Jacques Archambault , se convirtió en la primera empresa de servicios públicos del mundo en transmitir electricidad a 735 kV, en lugar de 300-400 kV, que era el estándar mundial en ese momento. [2] En 1962, Hydro-Québec procedió a la construcción de la primera línea eléctrica de 735 kV del mundo. La línea, que se extendía desde la presa Manicouagan-Outardes hasta la subestación Levis, se puso en servicio el 29 de noviembre de 1965. [3]
Durante los siguientes veinte años, de 1965 a 1985, Quebec experimentó una expansión masiva de su red eléctrica de 735 kV y su capacidad de generación hidroeléctrica. [4] Hydro-Québec Équipement, otra división de Hydro-Québec, y la Société d'énergie de la Baie James construyeron estas líneas de transmisión, subestaciones eléctricas y estaciones generadoras. La construcción del sistema de transmisión para la Fase Uno de La Grande, parte del Proyecto de la Bahía James, requirió 12.500 torres , 13 subestaciones eléctricas, 10.000 kilómetros (6.000 millas) de cable de tierra y 60.000 kilómetros (37.000 millas) de conductor eléctrico a un costo de C$ 3.1 mil millones solamente. [5] En menos de cuatro décadas, la capacidad de generación de Hydro-Québec pasó de 3.000 MW en 1963 a casi 33.000 MW en 2002, de los cuales 25.000 MW se enviaron a centros de población a través de líneas eléctricas de 735 kV. [6]
Gran parte de la electricidad generada por Hydro-Québec Generation [7] proviene de represas hidroeléctricas ubicadas lejos de centros de carga como Montreal. De los 33.000 MW de energía eléctrica generada, más del 93% proviene de represas hidroeléctricas y el 85% de esa capacidad de generación proviene de tres centros de generación hidroeléctrica: James Bay, Manic-Outardes y Churchill Falls de Newfoundland and Labrador Hydro . [8]
El proyecto de la bahía de James comprende el proyecto La Grande, que se encuentra en el río La Grande y sus afluentes, como el río Eastmain , en el noroeste de Quebec. El proyecto La Grande se construyó en dos fases; la primera fase duró doce años, de 1973 a 1985, y la segunda fase duró desde 1985 hasta la actualidad. [9] En total, las nueve represas hidroeléctricas allí producen más de 16.500 MW de energía eléctrica, y la central Robert-Bourassa o La Grande-2 genera más de 5.600 MW por sí sola. [10] En total, la construcción del proyecto costó más de 20.000 millones de dólares canadienses. [11]
La zona del río Manic-Outardes en la región de la Costa Norte o Costa Norte está formada por varias instalaciones hidroeléctricas ubicadas en tres ríos principales, de oeste a este: el río Betsiamites , la Rivière aux Outardes y el río Manicouagan . Una sola planta llamada Sainte-Marguerite-3 está ubicada al este en el río Sainte-Marguerite (Sept-Îles) . [12] Las instalaciones ubicadas en la región se construyeron durante un período de cinco décadas, de 1956 a 2005. La capacidad total de generación de estas centrales eléctricas es de 10.500 MW. Una central hidroeléctrica de 21 MW, la central generadora Lac-Robertson en la Costa Norte Inferior , no está conectada a la red principal de Quebec. [13]
Churchill Falls es una central eléctrica subterránea ubicada en el río Churchill, cerca de la ciudad de Churchill Falls y el embalse de Smallwood en Terranova y Labrador. Fue construida durante un período de cinco a seis años, desde 1966 hasta 1971-72, por la Churchill Falls (Labrador) Corporation (CFLCo), aunque los generadores se instalaron después de que se completó la construcción principal. [14] La instalación de generación única costó 946 millones de dólares canadienses para construir y produjo 5225 MW de energía inicialmente después de que se instalaron las once unidades generadoras. [15] Una actualización de la estación en 1985 elevó la capacidad de generación a más de 5400 MW. [15] Hydro-Québec Generation posee una participación del 34,2% en CFLCo, que es la misma empresa que construyó la planta generadora. Sin embargo, Hydro-Québec tiene derechos sobre la mayor parte de los 5.400 MW de energía que produce la central en virtud de un acuerdo de compra de energía de 65 años de duración , que vence en 2041. [16]
El sistema contiene más de 34.187 kilómetros (21.243 millas) de líneas y 530 subestaciones eléctricas . Es administrado por Hydro-Québec TransÉnergie, una división de la corporación de la corona Hydro-Québec y es parte del Consejo de Coordinación de Energía del Noreste . Tiene 17 interconectores con los sistemas de Ontario , Nuevo Brunswick , Terranova y Labrador y el noreste de los Estados Unidos y 6.025 MW de capacidad de importación de interconectores y 7.974 MW de capacidad de exportación de interconectores. [1] El sistema tiene líneas de transmisión que llegan a las instalaciones de generación de energía ubicadas a más de 1.000 kilómetros (600 millas) de los centros de población. [17] [18] [19] [20] Por esta razón, TransÉnergie utiliza un voltaje de CA 735 kV para transmitir y distribuir energía eléctrica producida por las represas de Hydro-Québec, aunque también se utilizan 315 kV. [21] El valor total de todo el sistema de transmisión de electricidad de TransÉnergie es de 15.900 millones de dólares canadienses. [22] Por estas razones, Hydro-Québec TransÉnergie es considerado un líder mundial en transmisión de energía. [5]
A partir de 1965, la línea de transmisión de 735 kV se convirtió en parte integral de la red troncal de transmisión de energía de Quebec. Más de un tercio del sistema de Hydro-Québec TransÉnergie consiste en líneas de transmisión de alta tensión de CA de 735/765 kV, con un total de 11.422 kilómetros (7.097 mi) [A] tendidos entre 38 subestaciones con equipos de ese voltaje. [22] El primer sistema de transmisión de 1965 es un hito del IEEE . [23]
El tamaño físico de las líneas de transmisión de 735 kV de Hydro-Québec no tiene parangón en América del Norte. Solo otras dos empresas de servicios públicos de la misma región, la Autoridad de Energía de Nueva York (NYPA) y American Electric Power (AEP), contienen al menos una línea de 765 kV en su sistema eléctrico. [24] [25] [26] Sin embargo, solo AEP tiene un kilometraje significativo de líneas eléctricas de 765 kV, con más de 3400 kilómetros (2100 millas) de líneas de 765 kV que atraviesan su amplio sistema de transmisión; este sistema contiene la mayor cantidad de kilometraje en los Estados Unidos bajo una sola compañía eléctrica. [26] NYPA tiene solo 219 kilómetros (136 millas) de líneas de 765 kV, todas contenidas en un solo interconector directo con Hydro-Québec. [27] [28]
Se dice que la línea eléctrica de 735 kV reduce el impacto ambiental de las líneas eléctricas, ya que una sola línea eléctrica que funciona a este voltaje transporta la misma cantidad de energía eléctrica que cuatro líneas eléctricas de 315 kV, lo que requeriría un derecho de paso más ancho que los 80,0–91,5 metros (262,5–300,2 pies) [29] [30] requeridos para una sola línea de 735 kV. [17] [20] [26] Cada línea de 735 kV es capaz de transmitir 2000 MW de energía eléctrica a una distancia de más de 1000 kilómetros (620 millas) y toda la red de 735 kV puede transportar 25 000 MW de energía. [18] Las pérdidas de transmisión de energía en la red de 735 kV varían de 4,5 a 8%, variando debido a la temperatura y las situaciones de operación. [31] La Orden de Ingenieros de Quebec nombró el sistema de línea eléctrica de 735 kV como la innovación tecnológica del siglo XX para Quebec. [32]
A raíz de la tormenta de hielo de 1998, se instaló el Levis De-Icer y comenzaron las pruebas en 2007 y 2008.
El sistema de 735 kV de Hydro-Québec TransÉnergie consta de un conjunto de seis líneas que van desde la bahía James hasta Montreal y un conjunto de cuatro líneas desde Churchill Falls y las centrales eléctricas de Manic-Outardes hasta la ciudad de Quebec. La región de la costa sur de Montreal y el río San Lorenzo entre Montreal y la ciudad de Quebec contienen bucles o anillos de líneas eléctricas de 735 kV. [27] [33]
El complejo de la presa hidroeléctrica de James Bay contiene varias líneas eléctricas relativamente cortas de 735 kV que envían electricidad a tres subestaciones principales, ordenadas de oeste a este: Radisson , Chissibi y Lemoyne. [34] Desde estas subestaciones, seis líneas eléctricas de 735 kV [8] atraviesan las vastas extensiones de taiga y bosque boreal en tramos de tierra talados ; esto se muestra claramente en las fotografías aéreas. [35] [36] El terreno que cruzan las líneas eléctricas en su mayor parte no es montañoso, sino suave y repleto de lagos. [33] Generalmente, cuatro de las líneas corren juntas en dos pares y las otras dos corren solas, aunque las dos líneas individuales a veces corren en un par. [21] Dos líneas eléctricas intermedias de 735 kV, una en el norte y otra en el sur, conectan las seis líneas eléctricas a lo largo de su camino hacia el sur de Quebec.
A medida que las líneas continúan hacia el sur, se dividen en dos conjuntos de tres líneas de transmisión de 735 kV. El conjunto oriental se dirige a la ciudad de Quebec, donde se conecta con las líneas eléctricas de Churchill Falls y los bucles de líneas eléctricas de 735 kV en la región del río San Lorenzo. El conjunto occidental se dirige a Montreal, donde también forma un anillo de líneas eléctricas de 735 kV alrededor de la ciudad, que se conecta con otros bucles eléctricos en la región. [27] [33] Esta sección de la red eléctrica de Hydro-Québec TransÉnergie contiene 7400 km (4600 mi) de líneas eléctricas de 735 kV CA y 450 kV CC. [11]
La energía eléctrica generada en la central eléctrica de Churchill Falls se envía a Montreal y a los centros de población del noreste de los Estados Unidos, a más de 1200 kilómetros (700 millas) de distancia. [37] Partiendo de la central de generación en Terranova y Labrador , las líneas eléctricas abarcan una distancia de 1800 metros (6000 pies) sobre el desfiladero del río Churchill y corren generalmente de sur a suroeste durante 203 kilómetros (126 millas) como tres líneas eléctricas una al lado de la otra en un derecho de paso despejado con un ancho de 216 metros (709 pies). [14] A medida que se dirigen al suroeste a través del bosque boreal , las líneas generalmente atraviesan colinas planas y suaves. [29]
Después de que las líneas cruzan la frontera entre Quebec y Labrador, también conocida como el punto de entrega de Hydro-Québec, [14] la dirección de las líneas se vuelve hacia el sur y se dirigen a la subestación Montagnais , una subestación accesible solo por un aeropuerto adyacente a ella . Una línea solitaria de 735 kV se deriva de la subestación, en dirección a una mina a cielo abierto a 142 kilómetros (88 millas) al noroeste. El terreno atravesado por las líneas eléctricas se vuelve accidentado y montañoso al sur de la frontera. Las líneas alcanzan más de 800 metros (2600 pies) de elevación antes de descender. [38] Las tres líneas continúan en dirección sur hasta llegar a una subestación en la costa norte del golfo de San Lorenzo . A partir de ahí, las tres líneas son paralelas a la costa norte a medida que el golfo se estrecha hacia el suroeste hacia la desembocadura de descarga del río San Lorenzo. La línea eléctrica más al norte luego se separa de las otras dos para conectarse con las centrales eléctricas Manic-Outardes ubicadas en y alrededor de Rivière aux Outardes y el río Manicouagan.
A medida que las líneas se acercan a la ciudad de Quebec, la línea eléctrica del norte se une a las otras dos líneas eléctricas de 735 kV. Las tres líneas, paralelas a otra línea eléctrica de 735 kV a cierta distancia al norte, se extienden sobre el río San Lorenzo hasta la región de la costa sur, donde las líneas forman bucles que abarcan parte del río San Lorenzo y la costa sur. Los bucles también están conectados al anillo de líneas eléctricas de 735 kV alrededor de Montreal y a las líneas eléctricas que corren hacia el sur desde la bahía James. [27] [33]
El sistema de transmisión de Quebec contiene una variedad de torres eléctricas según la época y el nivel de voltaje. Los diseños de torres más antiguos tienden a consumir más material que los más nuevos y, cuanto mayor sea el nivel de voltaje, más grande será la torre. [39]
Hydro-Québec TransÉnergie utiliza varios tipos diferentes de torres eléctricas para soportar sus líneas eléctricas de 735 kV. [5] Todas ellas son de circuito único, lo que significa que cada torre transporta una línea eléctrica con tres haces de cuatro subconductores eléctricos separados por espaciadores, [29] y cada haz transmite una fase de corriente .
El primer tipo de torre utilizado fue un pilón delta autoportante masivo , o pilón de cintura, [39] que consumía 21 toneladas de acero por kilómetro de línea. [5] Este tipo de pilón se utilizó para la primera línea eléctrica de 735 kV desde las centrales eléctricas de Manic-Outardes hasta el centro de carga de Montreal. [33] Hay dos variaciones significativas del pilón delta; uno tiene barras transversales laterales más largas de modo que los tres haces de conductores están suspendidos en aisladores en forma de V. [ 40] El otro tiene barras transversales laterales más cortas, de modo que los dos haces exteriores están colgados en una cadena de aisladores verticales y solo el haz del medio está colgado con un aislador en forma de V. [41]
Con el paso de los años, los investigadores de Hydro-Québec diseñaron un nuevo tipo de torre, la torre arriostrada en V, que redujo el consumo de materiales a 11,8 toneladas de acero por kilómetro de línea eléctrica. [5] Este tipo de torre también incluye una variante con barras transversales laterales más largas, donde todos los conductores están colgados con un aislador en forma de V [42] y una variante con barras transversales laterales más cortas, donde solo el haz intermedio cuelga del aislador y los haces laterales están colgados en cadenas de aisladores verticales. [43] [44]
Durante la construcción del sistema de transmisión de James Bay, se inventó la torre de suspensión de cables cruzados. [5] Este tipo de torre presenta dos patas de torre arriostradas similares a la torre arriostrada en V, pero las dos patas no convergen en la base de la torre. En el caso de la torre de suspensión de cables cruzados, las patas de la torre están separadas sobre dos cimientos diferentes. [35] Además, la barra transversal se reemplaza por una serie de cables de suspensión con tres cadenas de aisladores verticales para sostener los tres haces, lo que permite que este diseño consuma solo 6,3 toneladas de acero por kilómetro de línea. [5] El diseño también se conoce como Chainette (pequeño collar). [45]
TransÉnergie utiliza pilones de dos niveles para torres angulares o estructuras en líneas eléctricas de 735 kV para cambiar la dirección de la línea o cambiar la posición de los haces de conductores. [33] [40] Los pilones delta y las torres arriostradas de tres patas también se utilizan como torres angulares; los linieros de Hydro-Québec se refieren a ellos como "pingüinos" . [35] [46]
Hydro-Québec TransÉnergie utiliza una combinación de torres de tres niveles de doble circuito y torres delta de circuito único para suspender conductores eléctricos de otros voltajes, como 315 kV. [33] [39] [47] La línea de corriente continua de alto voltaje de ±450 kV en la red eléctrica de Hydro-Québec utiliza una torre, celosía o poste en forma de T para sostener dos haces de tres conductores en cada lado. La línea de corriente continua a veces utiliza dos postes o una estructura de celosía piramidal más ancha y autoportante para torres angulares. [33] [48]
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Hydro-Québec suele utilizar torres de alta y gran tamaño para cruzar grandes masas de agua, como lagos y ríos. Se dice que estas torres son prominentes y la torre más alta de la red eléctrica de Hydro-Québec cumple esta función. La más alta de ellas se encuentra cerca de la central eléctrica de Tracy, en la orilla del río San Lorenzo, y lleva un circuito de 735 kV entre Lanoraie y Tracy . La torre, la más grande de su tipo en Canadá, tiene 174,6 metros (572,8 pies) de altura, la misma altura que el Estadio Olímpico de Montreal y un poco más grande que el Monumento a Washington en los Estados Unidos (555 pies (169,2 m)). [49]
Los pilones y conductores están diseñados para soportar 45 milímetros (1,8 pulgadas) de acumulación de hielo sin fallar, [19] desde que Hydro-Québec elevó los estándares en respuesta a las tormentas de hielo en Ottawa en diciembre de 1986 y Montreal en febrero de 1961, que dejaron entre 30 y 40 milímetros (1,2 a 1,6 pulgadas) de hielo. [50] [51] [52] Esto ha llevado a la creencia de que los pilones eléctricos de Hydro-Québec TransÉnergie son "indestructibles". [53] A pesar de ser más de tres veces más altos que el estándar canadiense de solo 13 milímetros (0,51 pulgadas) de tolerancia al hielo, [54] una tormenta de hielo a fines de la década de 1990 depositó hasta 70 milímetros (2,8 pulgadas) de hielo. [19] [51]
En toda América del Norte, los sistemas de transmisión de electricidad están interconectados en redes síncronas de área amplia , o interconexiones. Los proveedores están obligados por ley a seguir las normas de fiabilidad. En 2006, el sistema de transmisión de Quebec fue reconocido por la North American Electric Reliability Corporation (NERC) como una interconexión completa porque es asincrónica con los sistemas vecinos. En consecuencia, Quebec podrá desarrollar sus propias normas de fiabilidad, según sea necesario, y estas se aplicarán además de las normas norteamericanas pertinentes. [55] Además de la Interconexión de Quebec , hay otras cuatro interconexiones en América del Norte: la Interconexión Oriental , la Interconexión Occidental , la Interconexión de Alaska y el Consejo de Fiabilidad Eléctrica de Texas .
Hydro-Québec TransÉnergie tiene los siguientes interconectores con sistemas en provincias y estados vecinos: [56]
La entrega simultánea máxima (exportación) para el interconector común a Nueva York y Ontario es de 325 MW.
Además de las seis líneas eléctricas de 735 kV que se derivan del Proyecto James Bay, se construyó una séptima línea eléctrica como una extensión de 1.100 kilómetros (680 millas) hacia el norte de una línea de corriente continua de alto voltaje (HVDC) existente que conecta Quebec y Nueva Inglaterra . Esta expansión de la línea eléctrica se completó en 1990. Como resultado, la línea eléctrica de corriente continua es única porque hay múltiples estaciones inversoras y convertidoras estáticas a lo largo de la línea eléctrica de 1.480 kilómetros (920 millas) de longitud. [8] También es la primera línea HVDC multiterminal del mundo. La línea eléctrica de ±450 kV puede transmitir alrededor de 2.000 MW de energía hidroeléctrica a Montreal y al noreste de los Estados Unidos. [57] [58] [59]
La línea HVDC comienza en la estación convertidora junto a la subestación Radisson y se dirige hacia el sur, aproximadamente en paralelo a las seis líneas eléctricas de 735 kV a cierta distancia hacia el oeste. Atraviesa el mismo tipo de terreno que las otras seis líneas; el terreno está repleto de lagos, humedales y colinas boscosas. [33] Poco a poco, la línea eléctrica gira hacia el sureste, a medida que cruza por debajo de varias líneas eléctricas de 735 kV.
Después de que los seis cables de 735 kV se dividen en dos grupos de tres líneas eléctricas cada uno, la línea HVDC sigue al grupo oriental y el conjunto occidental se separa. [21] [27] La línea permanece elevada hasta que llega a la orilla norte del río San Lorenzo cerca de Grondines , donde la línea HVDC de 450 kV desciende por un túnel submarino que atraviesa el río . La línea eléctrica sale a la superficie en la orilla sur cerca de la subestación Lotbinière . Después del cruce del río, la línea ingresa a la terminal Nicolet cerca de Sainte-Eulalie , al noreste de Drummondville . Al sur de la terminal, la línea se dirige al sur y, después de una distancia relativamente corta, ingresa a Des Cantons cerca de Sherbrooke .
Al salir de la estación Des Cantons, la línea eléctrica cruza la frontera entre Canadá y Estados Unidos y pasa por los montañosos Apalaches en el estado estadounidense de Vermont , alcanzando una elevación de unos 650 metros (2130 pies). [38] Luego, la línea continúa en dirección sur-sureste y entra en el estado de Nuevo Hampshire , donde llega a la terminal de Comerford cerca de Monroe . Continuando hacia el sur hacia Massachusetts , la línea llega a la terminal de Sandy Pond en las afueras de Boston en Ayer . [59] La terminal es la extensión más al sur de la línea HVDC. [33] [57]
En diciembre de 2008, Hydro-Québec , junto con las empresas de servicios públicos estadounidenses Northeast Utilities y NSTAR , crearon una empresa conjunta para construir una nueva línea HVDC desde Windsor, Quebec a Deerfield, New Hampshire . [60] Hydro-Québec será propietaria del segmento dentro de Quebec, mientras que el segmento dentro de los EE. UU. será propiedad de Northern Pass Transmission LLC , una sociedad entre Northeast Utilities (75%) y NSTAR (25%). [61] Se estima que su construcción costará US$1.100 millones, [62] y se proyecta que la línea discurra por un derecho de paso existente adyacente a la línea HVDC que atraviesa New Hampshire, o se conectará a un derecho de paso en el norte de New Hampshire que atravesará las Montañas Blancas . Esta línea de 180 a 190 millas (290 a 310 km), que se proyecta que transportará 1200 megavatios, llevará electricidad a aproximadamente un millón de hogares. [63]
TransÉnergie utiliza la compensación en serie para modificar el comportamiento de la electricidad en las líneas de transmisión eléctrica, lo que mejora la eficiencia de la transmisión eléctrica. Esto reduce la necesidad de construir nuevas líneas eléctricas y aumenta la cantidad de energía eléctrica enviada a los centros de población. La compensación en serie se basa en la tecnología de condensadores . Para mantener el rendimiento de su sistema de transmisión, TransÉnergie reserva fondos para la investigación y la aplicación de nuevas tecnologías. [64] Además de la tecnología de transmisión eléctrica, Hydro-Québec planea ofrecer Internet de alta velocidad a través de sus líneas de transmisión dentro de unos años; [ ¿cuándo? ] la empresa de servicios públicos comenzó a probar Internet a través de sus líneas en enero de 2004. [65]
A pesar de la reputación del sistema de transmisión y del hecho de que Quebec salió ileso del apagón del noreste de 2003 , el sistema ha sufrido daños e interrupciones del servicio debido a tormentas severas en el pasado. [17] [64] Algunos ejemplos incluyen los apagones de Quebec de 1982 y 1988 antes de las grandes interrupciones de energía de 1989 y 1998.
A las 2:44 am EST del 13 de marzo de 1989, una severa tormenta geomagnética , debido a una eyección de masa coronal del Sol , golpeó la Tierra. [66] [67] Las fluctuaciones dentro del campo magnético de la tormenta causaron que corrientes inducidas geomagnéticamente (GIC) fluyeran como corriente continua a través de las líneas eléctricas de Quebec, que normalmente solo conducen corriente alterna. [66] La naturaleza aislante de la roca ígnea del Escudo Canadiense dirigió las GIC a las líneas eléctricas. Luego, los conductores enviaron esta corriente a transformadores eléctricos sensibles , que requieren una cierta amplitud y frecuencia de voltaje para funcionar correctamente. Aunque la mayoría de las GIC son relativamente débiles, la naturaleza de esas corrientes desestabilizó el voltaje de la red eléctrica y estallaron picos de corriente desequilibrados en todas partes. [66]
En consecuencia, se tomaron medidas de protección en respuesta. Para salvar los transformadores y otros equipos eléctricos, la red eléctrica quedó fuera de servicio, ya que los disyuntores saltaron por todo Quebec y cortaron la energía. [68] En menos de 90 segundos, esta ola de rotura de circuitos dejó toda la red de transmisión fuera de servicio. La red eléctrica colapsada dejó a seis millones de personas y al resto de Quebec sin electricidad durante horas en una noche muy fría. Aunque el apagón duró alrededor de nueve horas en la mayoría de los lugares, algunos lugares estuvieron a oscuras durante días. Esta tormenta geomagnética causó alrededor de 10 millones de dólares canadienses en daños a Hydro-Québec y decenas de millones a los clientes de la empresa de servicios públicos. [66]
Del 4 al 5 de enero al 10 de enero de 1998, el aire cálido y húmedo del sur superó al aire frío del norte y produjo una tormenta de hielo que provocó más de 80 horas de lluvia helada y llovizna. [69] [70] Durante días, una lluvia continua de lluvia principalmente helada ascendió a 70-110 milímetros (2,8-4,3 pulgadas) de equivalente de agua de precipitación. [71] Lugares como Montreal y la costa sur se vieron especialmente afectados, con 100 mm (3,9 pulgadas) de lluvia principalmente helada. [70] Estas fuertes precipitaciones totales causaron estragos en el sistema de transmisión eléctrica regional.
Entre cinco y seis días de lluvia helada y precipitaciones paralizaron la red eléctrica de Hydro-Québec en las regiones de Montreal y la Costa Sur. En un área de 100 por 250 kilómetros (62 por 155 millas), unas 116 líneas de transmisión quedaron fuera de servicio, incluidas varias líneas eléctricas importantes de 735 kV y la línea de alta tensión de CC de Quebec a Nueva Inglaterra de ±450 kV. [72]
A través de sucesivas oleadas de precipitaciones heladas, más de 75 milímetros (3,0 pulgadas) de hielo radial se acumularon en los conductores eléctricos y en las propias torres. Esta capa de hielo añade un peso adicional de 15 a 20 kilogramos por metro de conductor (10 a 20 lb/ft). A pesar de que los cables eléctricos pueden soportar este peso adicional, cuando se combina con los efectos del viento y la precipitación, estos conductores pueden romperse y caer. [73] Las torres, diseñadas para soportar solo 45 milímetros (1,8 pulgadas) de acumulación de hielo, se doblaron y colapsaron en montones retorcidos de acero destrozado. [52] Se produjeron fallas en cascada en varias líneas de transmisión, donde el colapso de una o más torres dejó una fila de torres caídas. [72] [74]
De todas las torres dañadas, unas 150 eran torres que soportaban líneas de 735 kV, [19] y 200 torres que transportaban líneas eléctricas de 315 kV, 230 kV o 120 kV también colapsaron. [B] [72] En una región delimitada por Montreal entre Saint-Hyacinthe , Saint-Jean-sur-Richelieu y Granby , apodada el "triángulo de la oscuridad", la mitad de la red eléctrica aérea estaba fuera de servicio. [75] Quebec ordenó una miríada de conductores, crucetas y conexiones de cables para reparar los que la tormenta había inutilizado en el sistema de transmisión eléctrica y distribución de energía eléctrica . [19] En todo Quebec, 24.000 postes, 4.000 transformadores y 1.000 torres eléctricas fueron dañadas o destruidas, [B] más de 3.000 km (2.000 mi) de cables eléctricos caídos; Esto costó un total de 800 millones de dólares canadienses para repararlo. [71] [73]
Con más de 100 líneas de transmisión paralizadas por el hielo, Quebec cayó en un apagón masivo en el frío invierno canadiense. A pesar de que la restauración del suministro eléctrico se inició después de los primeros apagones, un gran número de quebequenses se quedaron a oscuras. [72] En el punto álgido del apagón, entre 1,4 y 1,5 millones de hogares y clientes, que albergaban entre tres [76] y más de cuatro millones de personas, [75] se quedaron a oscuras. [77] [78] Se enviaron empresas privadas y otras empresas de servicios públicos de otras partes de Canadá y los Estados Unidos para ayudar a Hydro-Québec a llevar a cabo esta enorme tarea de restauración, pero estos esfuerzos se complicaron por el daño generalizado de la red eléctrica. [79] Los apagones en algunas zonas duraron 33 días, y el 90% de los afectados por el apagón no tuvieron electricidad durante más de siete días. [19] [71] Aunque el suministro eléctrico se restableció por completo en todas las localidades de Quebec el 8 de febrero de 1998, no fue hasta mediados de marzo que las instalaciones eléctricas volvieron a funcionar. [72] Para entonces, ya se habían producido muchos daños sociales y económicos, como alimentos arruinados y muertes como resultado de la falta de calefacción eléctrica. [19]
Después del apagón, Hydro-Québec realizó numerosas mejoras en su sistema para mejorar la red eléctrica. Entre ellas, se incluyen el fortalecimiento de las torres eléctricas y los postes de electricidad y el aumento del suministro eléctrico. Esto se hizo para permitir que la empresa de servicios públicos restableciera el suministro eléctrico más rápidamente en caso de que una gran tormenta de hielo volviera a afectar a Quebec. Hydro-Québec ha declarado que está mejor preparada para hacer frente a una tormenta de hielo de la misma magnitud que la de 1998. [71]
En 2004, poco antes de la visita del presidente estadounidense George W. Bush a Canadá, una torre del circuito de transmisión de alta tensión de Quebec-Nueva Inglaterra en los cantones orientales, cerca de la frontera entre Canadá y Estados Unidos , resultó dañada por cargas explosivas detonadas en su base. La CBC informó que un mensaje, supuestamente de la Résistance internationaliste y emitido a los periódicos La Presse y Le Journal de Montréal y a la estación de radio CKAC , afirmaba que el ataque se había llevado a cabo para "denunciar el 'saqueo' de los recursos de Quebec por parte de los Estados Unidos". [80] [81]
El desempeño de la red eléctrica de Hydro-Québec TransÉnergie durante la tormenta de hielo de 1998 planteó interrogantes sobre el concepto fundamental, la vulnerabilidad y la confiabilidad de la red. [19] Los críticos señalaron que las instalaciones de generación de energía estaban ubicadas aproximadamente a 1000 km (600 mi) de distancia de los centros de población y que había una falta de centrales eléctricas locales alrededor de Montreal, que es abastecida por solo seis líneas de alimentación de 735 kV; [82] cinco de estas líneas forman un bucle llamado el "anillo de energía" alrededor de la ciudad. Cuando el anillo falló el 7 de enero de 1998, aproximadamente el 60% del suministro de energía del Gran Montreal estaba fuera de servicio. [75] Se consideró que el gran sistema de transmisión y distribución sobre la superficie de Hydro-Québec estaba expuesto a desastres naturales, aunque el costo de soterrar la red era prohibitivo. [19]
La tecnología utilizada en la red Hydro-Québec TransÉnergie también fue objeto de críticas. Se afirma que esta tecnología, utilizada para mejorar el rendimiento, la seguridad y la fiabilidad, hizo que los habitantes de Quebec dependieran excesivamente de la red eléctrica para satisfacer sus necesidades energéticas, ya que la electricidad, especialmente la energía hidroeléctrica, representa más del 40% del suministro energético de Quebec. [75] Esta dependencia, evidenciada por el hecho de que los agricultores de Ontario tenían más generadores de reserva que los agricultores de Quebec, puede aumentar la gravedad de las consecuencias cuando falla la red, como ocurrió en enero de 1998. [19]
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