La Red Nacional es el sistema nacional de transmisión de energía eléctrica de Nueva Zelanda . La red es propiedad de Transpower New Zealand , una empresa estatal , que la opera y mantiene , aunque algunas líneas son propiedad de empresas de distribución locales y están arrendadas a Transpower. En total, la red nacional contiene 11.803 kilómetros (7.334 millas) de líneas de alto voltaje y 178 subestaciones .
Gran parte de la generación de electricidad de Nueva Zelanda es hidroeléctrica , la mayor parte de la cual proviene de centrales eléctricas en lagos y ríos en la mitad inferior de la Isla Sur , mientras que la mayor parte de la demanda de electricidad se produce en la Isla Norte , en particular, en la región de Auckland . En consecuencia, es necesario transmitir grandes cantidades de electricidad a largas distancias desde las centrales eléctricas hasta los usuarios de electricidad, incluida la transmisión a través del Estrecho de Cook a través del enlace HVDC entre islas . [1]
Las inversiones en nueva transmisión están reguladas por la Comisión de Electricidad y la Comisión de Comercio . En un comunicado de prensa de enero de 2012, la Comisión de Comercio informó que Transpower planeaba invertir 5 mil millones de dólares durante los próximos 10 años en mejoras de infraestructura crítica. [2]
El uso inicial de electricidad en Nueva Zelanda estuvo asociado con la minería. La primera central hidroeléctrica industrial se estableció en Bullendale en Otago en 1885, para proporcionar energía a una batería de 20 sellos en la mina Phoenix. La planta utilizaba agua del cercano Skippers Creek, un afluente del río Shotover . [3] [4] Había una línea de transmisión de dos millas de largo (3,2 km) desde la estación generadora hasta la batería de estampado. [5]
La primera línea de transmisión construida por el gobierno estaba asociada con la central eléctrica de Okere Falls, cerca de Rotorua. La electricidad se transmitía a 3,3 kV a lo largo de una ruta de 21 km (13 millas) hasta Rotorua y se utilizaba para impulsar bombas de aguas residuales y algunos edificios públicos, incluidos cinco baños termales. [6]
La primera línea de transmisión importante en la Isla Norte se construyó en 1913-14, conectando la estación hidroeléctrica Horahora con Waikino para satisfacer los requisitos de energía de la batería de sellos 5 millas (8,0 km) más adelante en la mina de oro Waihi . La longitud de la línea entre Horahora y Waikino era de 45 millas (72 km) y el voltaje de transmisión era de 50 kV, lo que sentaría un precedente para el voltaje de transmisión de la Isla Norte durante muchos años. [7]
La primera línea de transmisión importante en la Isla Sur fue construida por el gobierno como parte del desarrollo de la central hidroeléctrica de Coleridge y se puso en servicio en 1914. Dos líneas de transmisión que operaban a 66 kV transportaban la energía desde Coleridge a una distancia de 65 millas (105 km). a Addington en Christchurch . [8]
Después de la Primera Guerra Mundial, comenzaron a desarrollarse redes regionales utilizando líneas de transmisión de 110 kV para conectar pueblos y ciudades con proyectos hidroeléctricos remotos. En 1930, había tres redes de transmisión principales: el sistema Arapuni se extendía desde la costa de Hibiscus en el norte hasta Ōtorohanga y Rotorua en el sur y Opotiki en el este; el sistema Mangahao-Waikaremoana se extendía desde Wellington al norte hasta Gisborne y al oeste hasta Wanganui ; y el sistema Coleridge se extendía a lo largo de la costa de Canterbury desde Rangiora hasta Oamaru . Durante los años de la Depresión, los sistemas Arapuni y Mangahao-Waikaremoana estaban conectados a través de Taranaki y el sistema se extendía hacia el norte hasta Whangārei . El sistema Coleridge se extendía hacia el sur para vincularse con el sistema Waipori de Dunedin y el sistema Monowai de Southland , tierra adentro desde Oamaru hasta la presa Waitaki , y al oeste sobre Arthur's Pass hasta Greymouth .
El Departamento Hidroeléctrico del Estado se estableció en 1946 para supervisar el desarrollo de la generación y transmisión de electricidad para satisfacer la demanda en rápido crecimiento. Nelson y Marlborough fueron las últimas regiones en unirse al sistema de red nacional cuando se completó una línea de transmisión entre Inangahua y Stoke en 1956.
La construcción de la red de 220 kV comenzó a principios de la década de 1950, conectando inicialmente Auckland y Wellington con las presas del río Waikato y Christchurch con la presa de Roxburgh . La primera línea de 220 kV de la Isla Norte se puso en servicio entre Maraetai y Whakamaru en octubre de 1952, y la primera línea de 220 kV de la Isla Sur se puso en servicio entre Roxburgh e Islington en julio de 1956. [9]
En 1958, el Departamento Hidroeléctrico del Estado se transformó en Departamento de Electricidad de Nueva Zelanda (NZED), lo que refleja el desarrollo de la generación térmica para complementar los planes hidroeléctricos.
Los sistemas eléctricos de las dos islas se unieron mediante el enlace HVDC entre islas en 1965, conectando Benmore en la Isla Sur con Haywards en la Isla Norte. El enlace original utilizaba convertidores de válvulas de arco de mercurio y tenía una potencia nominal de 600 MW. Fue el primer enlace HVDC que se puso en servicio en el hemisferio sur. [10]
En 1978, se creó la División de Electricidad del Ministerio de Energía para integrar el negocio estatal de generación y transmisión de electricidad con los negocios de petróleo, gas y carbón del sector energético estatal.
En 1987, la Corporación de Electricidad de Nueva Zelanda (ECNZ) se estableció como una empresa de propiedad estatal y, en 1988, el negocio de transmisión se estableció como una subsidiaria dentro de ECNZ, tomando el nombre de Transpower New Zealand . [11]
A finales de los 80 y principios de los 90 se completó la red troncal de 220 kV, y la última línea conecta Stratford en Taranaki con Huntly en Waikato. El HVDC Inter-Island también se actualizó aumentando el voltaje operativo de las líneas, reemplazando los cables submarinos originales del Estrecho de Cook e instalando un nuevo polo de tiristores en paralelo al equipo convertidor de válvula de arco de mercurio existente para duplicar su capacidad a 1240 MW.
En 1994, Transpower se separó de Electricity Corporation of New Zealand para convertirse en una empresa estatal por derecho propio.
En 1997, Transpower adoptó una estrategia conocida internamente como “la senda de planeo” y minimizó el gasto en la red y la renovación de activos. El fundamento de esta estrategia se basó en la expectativa de que habría una instalación generalizada de generación distribuida (electricidad generada cerca de donde se utiliza), y que esto reduciría significativamente la necesidad de ampliar y renovar la red. [12]
Sin embargo, en 2003, quedó claro que la estrategia de la senda de planeación era insostenible. Muchos de los activos de la red se acercaban al final de su vida útil y, al mismo tiempo, tenían que soportar cargas más altas que las experimentadas anteriormente para satisfacer las demandas de una economía y una población en crecimiento. Transpower identificó que la red troncal se estaba acercando a su capacidad y que se necesitaba inversión en muchas otras partes de la red. Las líneas de transmisión hacia Auckland y sus alrededores eran motivo de especial preocupación, ya que prácticamente no habían sido modificadas desde finales de la década de 1970, mientras que la población de la ciudad se había duplicado. La infraestructura obsoleta y cercana a su capacidad ha causado varias fallas de alto perfil, incluida la crisis eléctrica de Auckland de 1998 , donde los cables viejos causaron una falla en cascada y el apagón del CBD durante cinco semanas (estrictamente hablando, se trató de una falla en el sistema de distribución, no de transmisión). falla); el apagón de Auckland de 2006 , donde un grillete corroído se rompió y provocó un apagón de siete horas en el centro de la ciudad, y un incidente de octubre de 2009 en el que una carretilla elevadora dejó accidentalmente sin electricidad el norte de Auckland y toda Northland.
En 2008, Transpower centró su atención en la necesidad de reemplazar y renovar los activos de la red envejecidos. [13]
Se desarrolló una nueva estrategia que se centró en avanzar en propuestas de inversión para aumentar la capacidad de la red. Algunos de los principales proyectos de mejora de la red se describen en la siguiente sección.
La columna vertebral de la red nacional de Nueva Zelanda es la red de líneas de transmisión de 220 kV en cada una de las islas del Norte y del Sur, que conecta las principales centrales eléctricas y las principales ciudades del país. Complementan esto las líneas de transmisión de 110 kV, 66 kV y 50 kV, que suministran electricidad a las ciudades y pueblos de provincia desde la red de 220 kV, y también conectan a la red centrales eléctricas más pequeñas.
La red eléctrica de Auckland ha sufrido varios apagones famosos , como la crisis eléctrica de Auckland de 1998 que duró cinco semanas y fue causada por fallas en los cables en la red de distribución de Mercury Energy.
Debido a la ubicación de los principales centros de carga en la ciudad de Auckland, la geografía del istmo de Auckland y el desarrollo histórico de la red, todas menos una de las líneas de transmisión del sur convergen en la subestación de Otahuhu, creando una redundancia limitada en la red. [14]
El 12 de junio de 2006 se produjo una falla importante en la transmisión en la subestación de Otahuhu, lo que provocó el apagón de Auckland de 2006 . Comenzó a las 8:30 am hora local, y la mayoría de las áreas de Auckland recuperaron el suministro eléctrico a las 2:45 pm hora local. Afectó directamente a unos 230.000 clientes y al menos a 700.000 personas en la ciudad y sus alrededores de forma indirecta.
El 11 de diciembre de 2006, la Comisión de Electricidad (NZ) recibió una solicitud de Transpower para el establecimiento de una nueva instalación de aparamenta aislada en gas (GIS) de 220 kV adyacente pero geográficamente separada del patio de distribución exterior existente de 220 kV en Otahuhu. Este proyecto se describió como proyecto de diversidad de subestaciones de Otahuhu e incluyó la transferencia de aproximadamente la mitad de los circuitos del patio de distribución existente al nuevo patio de distribución GIS, para mejorar la resiliencia de la red. El proyecto fue aprobado en agosto de 2007. [15]
El 30 de octubre de 2009, alrededor de las 8:00 horas, se cortó el suministro eléctrico en todo Northland y en la mayor parte de la mitad norte de Auckland, lo que afectó a 280.000 consumidores (14,5% del país). Un montacargas que transportaba un contenedor de envío golpeó accidentalmente uno de los circuitos de 220 kV de Otahuhu a Henderson mientras el otro circuito estaba fuera de mantenimiento, dejando la región abastecida por cuatro circuitos de 110 kV de baja capacidad. Alrededor de las 11:00 horas se restableció el suministro eléctrico en toda la región. [dieciséis]
La mejora de la red de la Isla Norte (NIGU, por sus siglas en inglés) entre la región sur de Waikato y el centro de Auckland fue un proyecto de transmisión grande y controvertido. Este proyecto implicó una estación de conmutación de 220 kV en Drury, la mejora de la línea existente de 220 kV de Otahuhu a Whakamaru C, nuevos condensadores en las subestaciones de Otahuhu, Penrose y Hepburn Road, y la construcción de una nueva línea de transmisión de 220/400 kV entre Whakamaru y Pakuranga. . [17]
Transpower presentó su propuesta de inversión inicial para el proyecto en mayo de 2005. El proceso regulatorio para la aprobación de la inversión para el proyecto creó una tensión significativa entre Transpower y la Comisión de Electricidad, y generó presión política para avanzar, a fin de garantizar la seguridad del suministro de electricidad a Auckland. Hubo fuertes protestas contra la línea de transmisión propuesta durante el proceso de planificación inicial y aprobación regulatoria por parte de los más directamente afectados. Muchas personas y comunidades que viven cerca de la ruta propuesta expresaron su preocupación por el impacto visual de la línea, los posibles efectos sobre la salud y la devaluación de sus propiedades. Un punto particular de preocupación fue que las torres de transmisión propuestas tendrían hasta 70 metros (230 pies) de altura. El Ministro del Gabinete, Pete Hodgson, utilizó los poderes que le otorga la Ley de Gestión de Recursos para "recurrir" a la propuesta de Transpower, debido a su importancia nacional. Estableció una Junta de Investigación para considerar las designaciones y consentimientos de recursos necesarios para el proyecto. La comisión de investigación dio su aprobación definitiva al proyecto en septiembre de 2009.
Se completó otro proyecto de mejora de la red para aumentar la seguridad del suministro al centro de Auckland, la costa norte y, más allá, a Northland . [18]
Este proyecto implicó la construcción de un nuevo enlace de cable subterráneo a través del puerto de 220 kV entre Pakuranga, Penrose , Hobson Street ( Auckland CBD ), Wairau Road ( North Shore City ) y Albany . La ruta cruza el puerto de Waitematā en un teleférico especial instalado debajo del puente del puerto de Auckland .
El anillo Wairakei es un conjunto de líneas de transmisión al norte del lago Taupō que unen Wairakei con Whakamaru . Estas líneas conectan varias centrales hidroeléctricas y geotérmicas a la red nacional, permitiendo exportar su energía a los principales centros de demanda eléctrica. Se están construyendo o planificando varias nuevas centrales de energía geotérmica para la zona, y se necesita una línea de mayor capacidad para transportar su energía al mercado. En diciembre de 2008, Transpower presentó una propuesta de mejora de la red a la Comisión de Electricidad para construir una nueva línea de doble circuito de 220 kV, de Wairakei a Whakamaru C, para reemplazar la línea de circuito único de Wairakei a Whakamaru B. cuyo objetivo era ayudar a facilitar la conexión de hasta 1000 MW de nueva generación que se espera que lleguen a la región durante los próximos 5 a 7 años. La Comisión anunció su intención de aprobar la inversión el 20 de febrero de 2009. [19] [20] Transpower completó el proyecto a mediados de 2013. El costo estimado del proyecto fue de 141 millones de dólares.
En octubre de 2021, Transpower presentó una solicitud de consentimiento de recursos al Consejo del Distrito de Taupō para construir un reactor en serie en la línea A de Wairakei a Whakamaru en Ātiamuri . El reactor reequilibrará el flujo de electricidad entre las líneas A y C para permitir que se transmitan 500 MW adicionales hacia Whakamaru, especialmente con la construcción de la central eléctrica Tauhara (152 MW) y el parque eólico Harapaki (176 MW). [21]
La transmisión en la región es una combinación de redes centrales (220 kV) y líneas más pequeñas (110 kV). La red de 220 kV suministra cargas importantes en Dunedin , Invercargill y Tiwai Point , desde la generación en Roxburgh y Manapouri . Las líneas de 110 kV abastecen centros de carga más pequeños en toda la región, incluidas algunas cargas industriales más grandes ( planta de tableros de fibra de Brydone y fábrica de productos lácteos de Edendale ). La transferencia de energía dentro y fuera de la región se realiza principalmente a través de los dos circuitos Invercargill-Roxburgh. Hay dos problemas en esta región: [22]
Los circuitos de 220 kV y 110 kV tampoco estaban interconectados en Gore .
La Comisión de Electricidad aprobó una propuesta de inversión en confiabilidad de la transmisión de la Baja Isla Sur en septiembre de 2010. El proyecto tiene un costo máximo aprobado de $62,4 millones y originalmente estaba programado para completarse en 2016. El alcance incluye: [23]
La nueva interconexión en Gore se construyó durante 2017-2018 [24]
El 30 de noviembre de 2009, Transpower presentó la Parte V del Plan de mejora de la red de 2009 (GUP de 2009), Propuesta de inversión en energías renovables de la Isla Sur inferior, y se solicitó la aprobación de hasta 197 millones de dólares. Se trataba de una propuesta de inversión más económica que de fiabilidad. En el momento de la presentación, se esperaba que en los próximos años se pondría en funcionamiento una gran cantidad de nueva generación renovable en la Baja Isla Sur. La propuesta tenía como objetivo facilitar la competencia en el mercado de generación, respaldar la generación renovable y mejorar la seguridad del suministro a la región baja de la Isla Sur. La propuesta fue aprobada en abril de 2010. [25]
La propuesta de Transpower era mejorar cinco líneas de transmisión entre Roxburgh y el valle de Waitaki, a saber:
En noviembre de 2011, Transpower revisó el cronograma de entrega de este proyecto en ausencia de una nueva generación significativa comprometida en la parte baja de la Isla Sur. A partir de esa revisión se confirmó que las secciones de trabajo de Roxburgh a Clyde y de Aviemore a Livingstone procederían según lo planeado, pero que otras secciones serían objeto de una nueva revisión en junio de 2013 o antes. [26]
En 2019, Transpower reinició los trabajos de mejora restantes en las líneas en el área de Clutha y Upper Waitaki para permitir una mayor transmisión de energía hacia el norte en esta región. La decisión de iniciar los proyectos restantes fue en respuesta a las especulaciones sobre el posible cierre de la fundición de Tiwai Point. Los proyectos iban a ser financiados mediante acuerdos con Contact Energy y Meridian Energy. El objetivo era garantizar que, si la fundición cerraba, hubiera suficiente capacidad de transmisión para garantizar que la energía de las centrales hidroeléctricas del sur pudiera transmitirse al norte. Los proyectos reiniciados incluyeron el fortalecimiento de la torre y la instalación de conductores dúplex en los circuitos Roxburgh - Livingstone durante los veranos de 2020-2021 y 2021-2022. El nuevo trabajo también incluyó la mejora de los circuitos Cromwell-Twizel. [27]
El enlace HVDC entre islas es el único sistema de corriente continua de alto voltaje (HVDC) de Nueva Zelanda y proporciona una conexión entre las redes de las islas Norte y Sur. El enlace HVDC se conecta a la red de 220 kV de la Isla Sur en la central eléctrica Benmore en South Canterbury . La energía se transmite a través de líneas de transmisión aéreas a lo largo de 535 kilómetros (332 millas) hasta Fighting Bay en Marlborough . Desde aquí, cruza el estrecho de Cook a través de cables eléctricos submarinos durante 40 km hasta la bahía de Oteranga, al oeste de Wellington . En Oteranga Bay, la línea HVDC vuelve a convertirse en líneas aéreas para cubrir los últimos 35 km, y la línea termina y se conecta a la red de 220 kV de la Isla Norte en Haywards en Lower Hutt .
La razón principal para una conexión del sistema eléctrico entre las dos islas se debe a la geografía y la demografía de Nueva Zelanda. La Isla Sur tiene una gran cantidad de ríos aptos para la generación de energía hidroeléctrica, sin embargo el 75% de la población de Nueva Zelanda vive en la Isla Norte. Se eligió HVDC para la conexión entre islas porque es una solución más práctica y económica para la transmisión a larga distancia, particularmente cuando se requieren longitudes significativas de cable.
En mayo de 2008, Transpower presentó una propuesta de Plan de Actualización de la Red a la Comisión de Electricidad para un proyecto importante para actualizar el sistema HVDC que incluía:
El 25 de septiembre de 2008, la Comisión emitió su aprobación final para el proyecto, con un costo máximo aprobado de 672 millones de dólares. [28] [29]
El proyecto reemplazó las antiguas estaciones convertidoras del polo 1 del rectificador de arco de mercurio por un nuevo polo de válvula de tiristor (conocido como polo 3). Las mejoras en las estaciones convertidoras de Benmore y Haywards permitieron que el enlace transportara hasta 1000 MW con una provisión futura para 1400 MW. [30]