El enlace interinsular HVDC es un sistema de transmisión de corriente continua de alto voltaje (HVDC) de 610 km (380 mi) de longitud y 1200 MW que conecta las redes eléctricas de la Isla Norte y la Isla Sur de Nueva Zelanda. En los medios de comunicación y en los comunicados de prensa se lo conoce comúnmente como el cable del estrecho de Cook , [1] aunque el enlace es mucho más largo que su sección del estrecho de Cook . El enlace es propiedad de la empresa de transmisión estatal Transpower New Zealand y está operado por ella .
El enlace HVDC comienza en la Isla Sur en la Central Hidroeléctrica Benmore , en el río Waitaki en Canterbury y luego recorre 534 kilómetros (332 millas) en una línea de transmisión aérea a través del interior de Canterbury y Marlborough hasta Fighting Bay en Marlborough Sounds. Desde Fighting Bay, el enlace recorre 40 km a través de cables eléctricos submarinos debajo del Estrecho de Cook hasta la Bahía de Oteranga , cerca de Wellington , antes de recorrer los últimos 37 km en líneas aéreas hasta la subestación de transmisión Haywards en Lower Hutt .
El enlace HVDC se puso en funcionamiento por primera vez en abril de 1965 para transportar principalmente electricidad desde la Isla Sur, rica en generación, hasta la Isla Norte, más poblada. El enlace originalmente era un enlace bipolar de 600 MW con válvulas de arco de mercurio , hasta que el equipo original se colocó en paralelo a un solo polo (Polo 1) en 1992, y se construyó un nuevo polo basado en tiristores (Polo 2) junto a él, lo que aumentó la capacidad del enlace a 1040 MW. El antiguo Polo 1 se desmanteló por completo a partir del 1 de agosto de 2012, y se puso en servicio un polo de reemplazo basado en tiristores, el Polo 3, el 29 de mayo de 2013, [2] restaurando el enlace de CC a una configuración bipolar de 1200 MW.
El enlace HVDC es un componente importante del sistema de transmisión de Nueva Zelanda. Conecta las redes de transmisión de las dos islas y se utiliza como sistema de equilibrio energético, lo que ayuda a equilibrar la disponibilidad y la demanda de energía en las dos islas.
Las dos islas son geográficamente diferentes: la Isla Sur es un 33 por ciento más grande que la Isla Norte en superficie (151.000 km2 frente a 114.000 km2 ) , pero la Isla Norte tiene más de tres veces la población de la Isla Sur (4,08 millones frente a 1,26 millones). [3] Como consecuencia, la Isla Norte tiene una demanda energética sustancialmente mayor. Sin embargo, la Isla Sur utiliza más electricidad per cápita debido a su clima más frío y la presencia de la fundición de aluminio Tiwai Point , que con una demanda máxima de 640 MW es el mayor usuario de electricidad de Nueva Zelanda. En 2011, alrededor del 37,1% de la electricidad total generada se consumió en la Isla Sur, mientras que el 62,9% se consumió en la Isla Norte. La generación de la Isla Sur representó el 40,9% de la electricidad del país en 2011, casi toda (97%) a partir de hidroelectricidad , mientras que la Isla Norte generó el 59,1% restante a partir de una mezcla de generación principalmente hidroeléctrica, gas natural y geotérmica, además de una cantidad menor de generación a carbón y eólica. [4]
Si toda la generación actualmente en servicio está disponible, ambas islas tendrán suficiente capacidad de generación en horas pico, sin la conexión entre las dos islas. [5] Sin embargo, el enlace HVDC ofrece beneficios para los clientes tanto de la Isla Sur como de la Isla Norte:
El enlace juega un papel importante en el mercado eléctrico de Nueva Zelanda y permite que los generadores de las Islas Norte y Sur compitan entre sí, lo que reduce los precios mayoristas de la electricidad. [6]
El sistema de transmisión entre islas fue diseñado como un sistema de corriente continua de alto voltaje (HVDC), a pesar del costo de la conversión de corriente alterna (CA) a corriente continua (CC) y viceversa, para satisfacer los requisitos de una línea de transmisión larga y un cruce marítimo. El enlace cruza el estrecho de Cook , entre las dos islas, utilizando cables eléctricos submarinos colocados a lo largo del fondo marino. HVDC es más adecuado que CA para la transmisión a largas distancias, y particularmente donde se requiere transmisión por cable submarino , porque generalmente es más económico y tiene menores pérdidas de energía, a pesar de los altos costos del proceso de conversión CA/CC. [7]
El enlace HVDC entre islas comienza en dos estaciones convertidoras ubicadas junto a la central hidroeléctrica Benmore en el valle de Waitaki. La electricidad se toma de la subestación principal de Benmore, que interconecta los generadores de Benmore y el resto de la red de transmisión de la Isla Sur, a 220 kV a través de líneas de conexión a través del canal de descarga de Benmore. La energía de CA se convierte en las estaciones a ±350 kV HVDC para transmisión.
La línea de transmisión HVDC cruza el canal de descarga de la central eléctrica de Benmore y toma una ruta a lo largo del lado este de la presa. La línea continúa hacia el norte a lo largo de la costa este del lago Benmore , antes de girar al noreste y luego al este para encontrarse con la línea HVAC de Christchurch a Twizel. Cruzando la carretera estatal 8 al sur de Fairlie , la línea luego gira al noreste, pasando entre Fairlie y Geraldine . Al norte de Geraldine a Oxford , la línea HVDC sigue en líneas generales la ruta turística Inland Scenic Route a través de las llanuras interiores de Canterbury, pasando cerca de las ciudades de Methven , Sheffield y Oxford, antes de continuar al noreste hacia Waipara .
La línea HVDC pasa por el paso de Weka hacia el distrito de Amuri, viajando hacia el norte a través de la región, al oeste de Culverden , hasta Hanmer Springs . Desde aquí, la línea gira al noreste y viaja a través de la estación Molesworth hacia Marlborough y baja por el valle del río Awatere , antes de girar al norte para encontrarse con la carretera estatal 1 a través de los pasos de Dashwood y Weld. La línea viaja al este de Blenheim , se encuentra con la costa este de la isla en Cloudy Bay y viaja por la costa hasta Marlborough Sounds. La línea gira al este y luego al sureste alrededor de Port Underwood , antes de cruzar a Fighting Bay en la costa, donde se encuentra la terminal de cable de la Isla Sur.
En esta ubicación física, las líneas se conectan a tres cables submarinos que llevan electricidad por debajo del estrecho de Cook . A partir de agosto de 2012 [actualizar], el polo 2 utiliza dos de estos cables, y el tercer cable no se utiliza a la espera de la puesta en servicio del polo 3. Los cables se dirigen inicialmente hacia el sur desde Fighting Bay, antes de girar al este hacia la Isla Norte y luego girar al noreste hacia la terminal de cables de la Isla Norte en la bahía de Oteranga.
Desde la bahía de Oteranga, la línea de transmisión terrestre de la Isla Norte viaja hacia el noreste a través de Mākara , justo al oeste de Johnsonville . Al oeste de Ngaio , la línea de electrodos desde el electrodo de la costa de la Isla Norte en Te Hikowhenua, al norte de la playa de Mākara , se fusiona con las torres de la línea de transmisión principal para la conexión final con la estación convertidora de la Isla Norte. La línea gira hacia el este alrededor del parque Churton , cruzando hacia Horokiwi antes de girar hacia el noreste y pasar por el parque regional Belmont hasta Haywards en el norte de Lower Hutt, el sitio de la planta inversora estática de la Isla Norte.
En Haywards, dos estaciones convertidoras reciben energía HVDC a ±350 kV y la convierten en corriente alterna a 220 kV CA. Desde aquí, la energía del enlace entre islas fluye a la subestación HVAC principal de Haywards, donde se distribuye al área urbana de Wellington o se transmite hacia el norte al resto de la red de la Isla Norte.
El enlace HVDC entre islas de Nueva Zelanda es un esquema de transmisión HVDC "clásico" bipolar de larga distancia que utiliza líneas aéreas y cables submarinos para conectar las islas del Sur y del Norte. Utiliza convertidores conmutados por línea basados en tiristores en cada extremo del enlace para rectificar e invertir entre CA y CC. El enlace incluye estaciones de electrodos de tierra que permiten el uso de corriente de retorno a tierra. Esto permite el funcionamiento con corriente desequilibrada entre los dos polos y el funcionamiento monopolar cuando un polo está fuera de servicio.
Las estaciones convertidoras para cada polo, en cada extremo del enlace incluyen:
Las válvulas del convertidor son convertidores de doce pulsos, dispuestos como tres conjuntos de cuadriválvulas refrigeradas por agua. Tanto el Polo 2 como el Polo 3 utilizan un diseño que suspende las cuadriválvulas del techo de la sala de válvulas. Esto proporciona un rendimiento sísmico superior en comparación con una disposición montada en el suelo, especialmente en el entorno altamente sísmico de Nueva Zelanda. [8] Hay tres transformadores convertidores monofásicos para cada válvula convertidora (más un transformador de repuesto), y cada transformador tiene dos devanados secundarios conectados a la válvula.
Cada estación convertidora requiere un equipo de corrección del factor de potencia para generar potencia reactiva para los convertidores y proporcionar soporte de voltaje a la red de CA circundante. En la estación convertidora de Benmore, la potencia reactiva es proporcionada por los generadores de la presa de Benmore. En la estación convertidora de Haywards, la potencia reactiva y la corrección del factor de potencia son proporcionadas por ocho condensadores síncronos , dos condensadores en derivación, dos reactores en derivación y un compensador síncrono estático (STATCOM). [9]
Los detalles de los equipos y las clasificaciones de la estación convertidora se dan en la siguiente tabla: [10]
Los tres cables submarinos instalados en 1991 están diseñados para transportar 1430 A de forma continua a una tensión de funcionamiento de 350 kV. Están construidos con un conductor de cobre multifilar compactado como núcleo central, con un aislamiento de papel impregnado en masa rodeado por una funda de plomo. Dos capas de armadura de alambre de acero galvanizado proporcionan resistencia y protección mecánica. La capa exterior del cable es un revestimiento hecho de cuerda de polipropileno y el diámetro exterior es de aproximadamente 130 mm. Los cables tienen una capacidad de sobrecarga de 30 minutos de 1600 A. [8]
Para garantizar la seguridad de los cables submarinos de transmisión, se ha creado una Zona de Protección de Cables (CPZ) de siete kilómetros de ancho en el lugar donde los cables cruzan el estrecho de Cook. Los barcos no pueden fondear ni pescar en esta zona, que se patrulla de forma rutinaria por mar y aire. Cualquiera que sea sorprendido fondeando o pescando en la zona puede ser pasible de multas de hasta 100.000 dólares y la confiscación de su barco, o incluso más si posteriormente se daña un cable. [11]
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La línea de transmisión fue diseñada y construida por el Departamento de Electricidad de Nueva Zelanda y se completó en enero de 1965. La construcción original de la línea incluyó la construcción de 1623 torres de celosía de acero. En algunas secciones de la Isla Sur, la línea alcanza una altitud de 1280 metros. El tramo más largo es de 1119 m, cerca de Port Underwood, cerca de la estación terminal del cable Fighting Bay.
La línea fue diseñada originalmente para operar a ±250 kV. Durante el proyecto de enlace híbrido de CC de 1989 a 1992, la línea de transmisión fue aislada nuevamente con unidades aisladoras de porcelana de tipo niebla de CC, para permitir la operación a 350 kV. Hay 15 unidades por cadena de aisladores en las partes interiores de la ruta, y 33 unidades por cadena de aisladores en las partes costeras de la ruta que están expuestas a la condensación de sal. Las cadenas de aisladores en las partes costeras tienen alrededor de 5 m de largo. [8]
Los aisladores de la línea de transmisión sostienen un par de conductores ACSR a cada lado de las torres. Los conductores tienen un diámetro de 39,4 mm y están espaciados 432 mm entre sí. [12]
La línea HVDC tiene un cable de tierra aéreo continuo para protección contra rayos, excepto en un tramo de 21 km en el extremo de Haywards, donde la línea está protegida por los conductores de la línea de electrodos. Un tramo de 13 km de la línea HVDC de la Isla Norte utiliza un cable de tierra aéreo que contiene un núcleo de fibra óptica (OPGW), y otro tramo de 169 km de OPGW está instalado en la línea de la Isla Sur. [8]
En 1992 se construyeron unas 20 torres nuevas para desviar la línea HVDC al norte de Johnsonville y dar paso a un nuevo desarrollo residencial, conocido como la desviación de Churton Park. [13]
Alrededor del 92,5 por ciento (1503) de las torres de la línea en 2010 fueron identificadas como originales, y las torres restantes fueron reemplazadas debido a desviaciones de la línea, colapso o corrosión.
Tras el proyecto DC Hybrid Link, la línea fue diseñada para transportar 2000 amperios de forma continua en cada polo, a un voltaje operativo de 350 kV HVDC.
La conexión entre la estación convertidora de la Isla Norte y la tierra utiliza una estación de electrodos en tierra ubicada en Te Hikowhenua, aproximadamente a 25 km de Haywards. Tras las mejoras realizadas durante el proyecto DC Hybrid Link, la estación de electrodos es capaz de transportar 2400 A de forma continua. Cuarenta celdas de electrodos están enterradas a lo largo de una longitud de 800 m de una playa pedregosa. Cada celda de electrodos consta de un electrodo de hierro con alto contenido de silicio y cromo, suspendido en un cilindro de hormigón poroso vertical. Las celdas están rodeadas de piedras seleccionadas y clasificadas y capas de geotextil para permitir la entrada de agua de mar, pero evitar la acumulación de sedimentos. La resistencia del electrodo a tierra es de 0,122 Ω. [8]
La estación de electrodos de tierra de la Isla Sur está ubicada en Bog Roy, a 7,6 km de Benmore. Comprende brazos de electrodos enterrados dispuestos en una configuración de estrella sobre un sitio de aproximadamente 1 km 2 . Cada brazo de electrodo es una varilla de acero dulce de 40 mm enterrada en un lecho de coque de alrededor de 0,26 m 2 de área de sección transversal, en una zanja de 1,5 m de profundidad. La resistencia del electrodo a tierra es de 0,35 Ω. [8] Una pequeña línea de transmisión lleva un circuito de electrodos de dos conductores desde el sitio de la estación convertidora de Benmore hasta el electrodo de tierra de la Isla Sur en Bog Roy, que junto con el electrodo de costa en la Isla Norte, permite que un polo funcione utilizando retorno a tierra cuando el otro polo está fuera de servicio.
Al igual que todos los sistemas de transmisión, el enlace HVDC entre islas no es inmune a las fallas. La importancia del enlace significa que una interrupción no planificada puede tener consecuencias importantes para todo el sistema eléctrico de Nueva Zelanda, lo que podría causar una desviación de frecuencia a nivel nacional (subfrecuencia en la isla receptora, sobrefrecuencia en la otra isla), cortes de electricidad en la isla receptora y un aumento repentino de los precios mayoristas de la electricidad. La situación más catastrófica es una interrupción simultánea de un bipolar en alta transferencia cuando hay una generación baja a media en la isla receptora: la generación de reserva instantánea y los sistemas de deslastre de carga en la isla receptora no podrían entrar en funcionamiento lo suficientemente rápido para evitar la caída de frecuencia, lo que resultaría en una falla en cascada y una interrupción del servicio en toda la isla receptora. [14]
En ocasiones, se requieren cortes programados del enlace para realizar tareas de mantenimiento que no son posibles mientras el sistema está en funcionamiento. Los cortes de mantenimiento se planifican con mucha antelación para minimizar los efectos: normalmente se llevan a cabo en verano, cuando la demanda nacional de electricidad es más baja, y en un solo polo a la vez, mientras que el otro polo permanece en funcionamiento y proporciona la mitad de la capacidad total de los dos polos, utilizando los electrodos de tierra que proporcionan una ruta para la corriente de retorno a través del suelo.
Fallos y cortes notables en el enlace interinsular HVDC:
La visión inicial para la transmisión de electricidad entre las Islas del Sur y del Norte fue desarrollada por Bill Latta, el Ingeniero Jefe del Departamento Hidroeléctrico del Estado. En 1950, preparó un documento sobre el futuro del suministro de energía eléctrica de la Isla del Norte y llamó la atención sobre el crecimiento proyectado de la carga y el potencial limitado para un mayor desarrollo de la generación hidroeléctrica en la Isla del Norte. La visión de Latta era construir más capacidad de generación hidroeléctrica en la Isla del Sur, donde todavía había oportunidades significativas para nuevos proyectos, y transmitir la energía a la mitad sur de la Isla del Norte para satisfacer la creciente demanda. [12]
En 1951, la empresa de fabricación de cables British Insulated Callender's Cables (BICC) informó al Departamento Hidroeléctrico del Estado que un cruce de cables del estrecho de Cook era posible, pero difícil, ya que no existía ningún precedente para la instalación de cables eléctricos en condiciones marinas tan difíciles. [21]
El desarrollo de convertidores de válvulas de arco de mercurio de alta potencia en la década de 1950 condujo al desarrollo de varios esquemas de transmisión HVDC en otros países. Esto demostró que un esquema de transmisión HVDC de alta potencia y larga distancia era factible en principio.
En 1956, el Gobierno encargó a BICC que llevara a cabo investigaciones detalladas sobre la viabilidad y el costo de un cable que cruzara el estrecho de Cook. En diciembre de ese año, BICC informó que el proyecto era "totalmente viable". [15]
Paralelamente a las investigaciones técnicas de los cables bajo el estrecho de Cook, el Ministro responsable del Departamento Hidroeléctrico del Estado nombró un comité de partes interesadas clave para que informara sobre las opciones de suministro de energía a Nueva Zelanda en su conjunto, no sólo a la Isla Norte. En 1957, el comité recomendó que se iniciaran las obras de una gran central hidroeléctrica en el río Waitaki, en Benmore, y que se aprobara en principio la conexión de los sistemas de energía de la Isla Norte y la Isla Sur.
También se recibieron recomendaciones de la empresa sueca ASEA (hoy parte de ABB ), sobre los aspectos técnicos de las estaciones convertidoras HVDC.
Las consideraciones de planificación únicas para la propuesta general incluyeron: [12]
En 1958, BICC colocó dos tramos de prueba de 0,8 km de cable frente a la bahía de Oteranga, en el estrecho de Cook, para demostrar su capacidad de resistir la abrasión, la flexión y la vibración provocadas por las condiciones del lecho marino. Estos tramos de prueba se recuperaron e inspeccionaron en 1960 y, en octubre de ese año, BICC informó que la prueba había sido exitosa y que el cable prototipo proporcionaría un buen servicio debajo del estrecho de Cook. [12]
En el período de 1958 a 1960, se presentaron al Gobierno algunas opiniones diferentes sobre los proyectos energéticos más apropiados para el país en su conjunto, y hubo reservas sobre los riesgos que implicaba el cruce planeado del cable del estrecho de Cook. [21]
Sin embargo, en marzo de 1961, en un contexto de creciente urgencia por satisfacer la demanda prevista, el Gobierno aprobó el proyecto. Se firmó un contrato de 6,5 millones de libras neozelandesas con ASEA para el diseño, fabricación, instalación y puesta en servicio de la planta convertidora de Benmore y Haywards, y un contrato de 2,75 millones de libras neozelandesas con BICC para la fabricación, entrega, tendido y prueba de los cables submarinos del estrecho de Cook. [12]
El enlace interinsular HVDC fue diseñado y construido entre 1961 y 1965 para el Departamento de Electricidad de Nueva Zelanda. Los principales proveedores de equipos fueron ASEA y British Insulated Callender's Cables . [12] Los cables originales del estrecho de Cook se instalaron en 1964, desde el barco tendido de cables Photinia . [22]
Cuando se completó, el enlace HVDC de Nueva Zelanda era el esquema de transmisión HVDC más largo del mundo, con la mayor potencia nominal y los cables de energía submarinos más grandes. [23] Las estaciones terminales en cada extremo del enlace HVDC usaban grandes rectificadores de arco de mercurio e inversores (tecnología de la década de 1960) para convertir entre CA y CC. La estación convertidora de la Isla Sur se estableció en la central hidroeléctrica de Benmore en el valle de Waitaki. La estación convertidora de la Isla Norte se construyó en Haywards en el valle de Hutt cerca de Wellington.
La línea de transmisión HVDC que conecta las estaciones convertidoras de Benmore y Haywards tiene una longitud total de 610 kilómetros. La línea de transmisión aérea está sostenida por 1.649 torres de transmisión y tiene una longitud total de 570 kilómetros. Los cables submarinos que pasan por debajo del estrecho de Cook tienen una longitud de 40 kilómetros. [24]
Hasta su modernización en 1993, el enlace interinsular HVDC tenía voltajes operativos normales de ±250 kV y una capacidad máxima de transmisión de energía de aproximadamente 600 MW .
El enlace HVDC se diseñó originalmente para transferir energía hacia el norte, desde Benmore hasta Haywards. En 1976, el sistema de control del esquema original se modificó para permitir que la energía se enviara en dirección inversa, desde Haywards hasta Benmore. [12]
El enlace HVDC original fue reconocido como una parte importante del patrimonio de ingeniería de Nueva Zelanda por la Institución de Ingenieros Profesionales de Nueva Zelanda (ahora Ingeniería de Nueva Zelanda ), durante el proyecto "Ingeniería hasta 1990", que ayudó a celebrar el sesquicentenario del país en 1990. [25]
En 1987, la Electricity Corporation of New Zealand inició investigaciones para encontrar la mejor manera de mejorar el enlace entre islas. Por razones económicas, se optó por una mejora híbrida en lugar de un reemplazo total. Se adoptó el término "híbrido" porque el aumento de capacidad se obtendría mediante una combinación de mejoras de voltaje y corriente. El proyecto de mejora implicaba el uso continuo del equipo convertidor de válvula de arco de mercurio existente junto con nuevas estaciones convertidoras de tiristores de estado sólido . El alcance del trabajo incluía: [15]
Las estaciones convertidoras del Polo 2 y los nuevos cables submarinos se pusieron en funcionamiento en marzo de 1991.
La modernización elevó la capacidad total de la estación convertidora a 1348 MW (648+700 MW), sin embargo, el enlace se vio restringido a 1240 MW debido a que la capacidad operativa del Polo 1 se restringía a 540 MW debido a la capacidad nominal de la línea de transmisión aérea. Después del retiro del último de los cables submarinos originales, la capacidad total de transferencia del enlace HVDC se vio restringida aún más a 1040 MW debido al único cable del Polo 2 debajo del Estrecho de Cook. [12]
En su Plan de Gestión de Activos 2018, Transpower indicó que en el período regulatorio 2020-2025 planeaba un gasto significativo para extender la vida útil o reemplazar equipos antiguos en las estaciones convertidoras del Polo 2 que están cerca del final de su vida útil de diseño original de 30 años. [27]
El 21 de septiembre de 2007, las estaciones de conversión de arco de mercurio originales del Polo 1 se cerraron "indefinidamente". Sin embargo, en diciembre de 2007, Transpower anunció que la mitad de la capacidad del Polo 1 volvería a funcionar en "espera caliente" antes del invierno de 2008 para satisfacer la demanda de energía en la Isla Norte si fuera necesario. El equipo restante de la mitad del Polo 1 se desmantelaría. [28]
En noviembre de 2007, Transpower anunció que, para diciembre de 2007, aumentaría la capacidad de transmisión de energía de sur a norte del Polo 2 de 500 MW a 700 MW. Esto se hizo reconfigurando los tres cables submarinos en funcionamiento. Uno de los dos cables que antes estaban conectados al Polo 1 fue transferido al Polo 2. [29]
El 13 de marzo de 2008, Transpower anunció que se habían completado los trabajos para restablecer el 50% de la capacidad del Polo 1 para que funcionara en los momentos en que la demanda de energía en la Isla Norte alcanzaba su pico máximo. [30] Para esta restauración, se canibalizaron varios rectificadores de arco de mercurio del enlace Konti-Skan entre Dinamarca y Suecia. La transferencia de energía en el Polo 1 se limitó estrictamente a la dirección norte, para reducir la tensión y el estrés en el viejo sistema de conversión.
En mayo de 2009, Transpower volvió a poner en servicio la capacidad restante del Polo 1 por un breve período, con una capacidad limitada de 200 MW, en respuesta a una pérdida temporal de capacidad en el Polo 2.
El desmantelamiento de la mitad del Polo 1 y las restricciones operativas impuestas a la capacidad restante del Polo 1 llevaron a que el enlace HVDC operara principalmente en modo monopolar, utilizando solo el Polo 2. En 2010, Transpower informó que el funcionamiento continuo en modo monopolar ha provocado que el enlace HVDC actúe como una celda galvánica con la tierra, lo que provocó la erosión de los electrodos de tierra Bog Roy de Benmore mientras actuaban como ánodo y la acumulación de depósitos de hidróxido de magnesio y calcio en los electrodos de tierra Te Hikowhenua de Hayward mientras actuaban como cátodo . Fue necesario realizar trabajos adicionales de reemplazo y mantenimiento. [24]
El 1 de agosto de 2012, Transpower desmanteló la mitad restante de las estaciones convertidoras de válvulas de arco de mercurio del Polo 1 en Benmore y Haywards, después de 47 años en servicio. El enlace entre islas era en ese momento el último sistema HVDC del mundo con convertidores de válvulas de arco de mercurio en servicio operativo. [31]
En mayo de 2008, Transpower presentó una propuesta de inversión a la Comisión de Electricidad para la sustitución de las antiguas estaciones convertidoras de válvulas de arco de mercurio del Polo 1 por nuevas estaciones convertidoras de tiristores. En julio de 2008, la Comisión de Electricidad anunció su intención de aprobar el proyecto. [32]
Este proyecto implicó la construcción de nuevas estaciones convertidoras designadas como Polo 3, para operar a +350 kV 700 MW, igualando al Polo 2 existente (−350 kV, 700 MW). Las obras en el sitio del proyecto de $672 millones comenzaron formalmente el 19 de abril de 2010, cuando el Ministro de Energía Gerry Brownlee dio el primer paso. Las nuevas estaciones convertidoras debían entrar en funcionamiento en abril de 2012, [33] pero en mayo de 2011, Transpower anunció que la puesta en funcionamiento se retrasaría hasta diciembre de 2012 debido a las dificultades que estaba experimentando el fabricante. [34]
Los trabajos necesarios para sustituir el Polo 1 por las nuevas estaciones convertidoras del Polo 3 incluyeron: [6]
El desmantelamiento del Polo 1 estaba programado para julio de 2012, lo que permitió que se realizaran las obras para cambiar las líneas existentes sobre el Polo 3 y permitir que se realizaran las pruebas del nuevo polo durante los meses de verano, cuando la demanda de electricidad y, por lo tanto, la transferencia de electricidad entre islas es baja. El nuevo Polo 3 pudo operar a 700 MW desde la puesta en servicio, pero debido al soporte de voltaje inadecuado en el extremo de Haywards del enlace, la transferencia combinada de los Polos 2 y 3 se limitó a 1000 MW. Después de la puesta en servicio de un nuevo compensador síncrono estático (STATCOM) en Haywards en enero de 2014, el Polo 3 pudo operar a su capacidad máxima con el Polo 2 en funcionamiento (transferencia total de 1200 MW). [35]
El Polo 2 se puso en servicio en 1992 con sistemas de control HVDC que utilizaban tecnología de finales de la década de 1980. Después de 20 años en servicio, los sistemas de control están llegando al final de su vida útil, están tecnológicamente obsoletos y son incompatibles con los nuevos sistemas de control del Polo 3, lo que hace imposible el control bipolar.
A finales de 2013, Transpower dejó fuera de servicio el Polo 2 durante cuatro semanas para permitir que los sistemas de control se sustituyeran por nuevos sistemas idénticos a los utilizados en el Polo 3 y para instalar un nuevo sistema de control bipolar para controlar ambos polos. A esto le siguieron tres meses de pruebas de los nuevos sistemas de control. El Polo 3 continuó funcionando durante la interrupción del servicio y la mayor parte de las pruebas en una configuración monopolar con los electrodos de tierra.
Durante el tiempo en que el Polo 1 estuvo fuera de servicio para ser reemplazado por el Polo 3, se realizaron trabajos de mantenimiento y reparación en algunas secciones de la línea de transmisión. Los trabajos incluyeron: [35]
El diseño original del enlace entre islas en Benmore se integró con el diseño de la central hidroeléctrica de Benmore de 540 MW. Las barras colectoras del generador de 16 kV en la central eléctrica eran el punto de conexión entre el enlace HVDC y la red de la Isla Sur. La energía de los seis generadores de Benmore podía fluir directamente desde las barras colectoras de 16 kV al enlace HVDC a través de transformadores convertidores, y los transformadores de interconexión se conectaban a la barra colectora de 220 kV de Benmore para exportar o importar electricidad del resto de la Isla Sur. El diseño de la central eléctrica se optimizó con el enlace HVDC, y los transformadores de interconexión se diseñaron con una potencia nominal significativamente inferior a la salida máxima de los generadores de Benmore, porque gran parte de la potencia de salida del generador fluiría normalmente al enlace HVDC.
Tras el desmantelamiento por parte de Transpower del equipo original del Polo 1, ya no había ninguna conexión directa entre las barras colectoras de 16 kV del generador y el enlace HVDC, y la capacidad limitada de los transformadores de interconexión de Benmore habría limitado la salida máxima de la estación. En coordinación con el programa de Transpower para el desmantelamiento del equipo del Polo 1, el propietario de Benmore, Meridian Energy, reemplazó los transformadores de interconexión con nuevos transformadores de generador. Los seis generadores se volvieron a conectar a la red nacional de 220 kV a través de seis nuevos disyuntores de generador y tres transformadores de tres devanados de 220/16/16 kV. Los nuevos transformadores conectan cada uno dos generadores, a través de dos devanados secundarios de 16 kV. [36] [37]
En 2024, la Comisión de Comercio aprobó una propuesta de Transpower para mejorar la capacidad del enlace HVDC añadiendo un cuarto cable en el estrecho de Cook y soporte reactivo adicional en Haywards. La nueva inversión permitiría aumentar la capacidad máxima de HVDC a 1.400 MW. La mejora se aprobó como una contingencia, donde el momento dependería de factores desencadenantes como la salida de la fundición de aluminio de Tiwai Point , los avances en las previsiones de carga y generación, y que Transpower demostrara un beneficio neto positivo en el mercado a partir de la inversión. [38] [39]
Transpower afirmó que los cables submarinos existentes llegarían al final de su vida útil a principios de la década de 2030 y que reemplazarlos costaría alrededor de 400 millones de dólares. [38]
