El enlace HVDC entre islas es un sistema de transmisión de corriente continua de alto voltaje (HVDC) de 610 km (380 millas) de largo y 1200 MW que conecta las redes eléctricas de la Isla Norte y la Isla Sur de Nueva Zelanda. Se lo conoce comúnmente como el cable del Estrecho de Cook en los medios y en los comunicados de prensa, [1] aunque el enlace es mucho más largo que su sección del Estrecho de Cook . El enlace es propiedad y está operado por la empresa de transmisión estatal Transpower New Zealand .
El enlace HVDC comienza en la Isla Sur en la central hidroeléctrica Benmore , en el río Waitaki en Canterbury y luego viaja 534 kilómetros (332 millas) en una línea aérea de transmisión 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 submarinos por debajo del estrecho de Cook hasta la bahía de Oteranga , cerca de Wellington , antes de recorrer los últimos 37 km por líneas aéreas hasta la subestación de transmisión de Haywards en Lower Hutt .
El enlace HVDC entró 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 puso en paralelo con un solo polo (Polo 1) en 1992, y se construyó un nuevo polo basado en tiristores (Polo 2) junto a él, aumentando la capacidad del enlace. capacidad a 1040 MW. El antiguo polo 1 se desmanteló por completo a partir del 1 de agosto de 2012, y el 29 de mayo de 2013 se puso en servicio un polo de reemplazo basado en tiristores, el polo 3, [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, ayudando a igualar 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 terrestre (151.000 km 2 frente a 114.000 km 2 ), pero la Isla Norte tiene más de tres veces la población de la Isla Sur (4,00 millones frente a 1,23). millón). [3] Como consecuencia, la Isla Norte tiene una demanda de energía sustancialmente mayor. Sin embargo, la Isla Sur utiliza más electricidad per cápita debido a su clima más frío y a la presencia de la fundición de aluminio Tiwai Point , que con una demanda máxima de 640 MW es el mayor usuario individual de electricidad de Nueva Zelanda. En 2011, alrededor del 37,1% del total de la electricidad 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 energía hidroeléctrica , mientras que la Isla Norte generó el 59,1% restante a partir de una combinación de generación principalmente hidroeléctrica, gas natural y geotérmica, además de una menor cantidad de generación de carbón y eólica. [4]
Si toda la generación actualmente en servicio está disponible, ambas islas tendrían suficiente capacidad de generación en las horas pico, sin la conexión entre las dos islas. [5] Sin embargo, el enlace HVDC ofrece beneficios para los clientes tanto en la Isla Sur como en la Isla Norte:
El enlace desempeña un papel importante en el mercado eléctrico de Nueva Zelanda y permite a los generadores de las Islas Norte y Sur competir entre sí, lo que hace bajar 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 (AC) a corriente continua (DC) y viceversa, para adaptarse a los requisitos de una transmisión larga. línea y un cruce marítimo. El enlace cruza el estrecho de Cook , entre las dos islas, utilizando cables eléctricos submarinos tendidos a lo largo del fondo del mar. HVDC es más adecuado que CA para la transmisión a largas distancias, y particularmente cuando se requiere transmisión por cable submarino , porque suele ser 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 del patio de distribución 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 CA se convierte en las estaciones a ±350 kV HVDC para su 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 hacia el noreste y luego hacia el este para encontrarse con la línea HVAC de Christchurch a Twizel. Cruzando la carretera estatal 8 al sur de Fairlie , la línea luego gira hacia el noreste, pasando entre Fairlie y Geraldine . Al norte de Geraldine hasta Oxford , la línea HVDC sigue en términos generales la autopista turística Inland Scenic Route a través del interior de las llanuras de Canterbury, pasando cerca de las ciudades de Methven , Sheffield y Oxford, antes de continuar hacia el noreste hacia Waipara .
La línea HVDC pasa a través de Weka Pass 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 hacia el noreste y pasa por la estación Molesworth hasta Marlborough y baja por el valle del río Awatere , antes de girar hacia el norte para encontrarse con la autopista estatal 1 a través de Dashwood y Weld Passes. La línea viaja al este de Blenheim , se encuentra con la costa este de la isla en Cloudy Bay y recorre la costa hasta Marlborough Sounds. La línea gira hacia el este y luego hacia el 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 . En agosto de 2012 [actualizar], el Polo 2 utiliza dos de estos cables, y el tercer cable no se utiliza esperando la puesta en servicio del Polo 3. Los cables inicialmente se dirigen hacia el sur desde Fighting Bay, antes de girar al este hacia la Isla Norte y luego girar al noreste hacia el Norte. Terminal de cable de la isla en la Bahía de Oteranga.
Desde la Bahía de Oteranga, la línea de transmisión terrestre de la Isla Norte viaja al noreste a través de Mākara, justo al oeste de Johnsonville . Al oeste de Ngaio , la línea de electrodos del electrodo costero de la Isla Norte en Te Hikowhenua, al norte de la playa de Mākara , se fusiona con las torres principales de la línea de transmisión para la conexión final a la estación convertidora de la Isla Norte. La línea gira hacia el este alrededor de Churton Park , cruzando a Horokiwi antes de girar al noreste y pasar por el Parque Regional Belmont hasta Haywards en el norte de Lower Hutt, el sitio de la planta de inversores estáticos de la Isla Norte.
En Haywards, dos estaciones convertidoras reciben energía HVDC a ±350 kV y la convierten a corriente alterna a 220 kV CA. Desde aquí, la energía del enlace entre islas fluye hacia la subestación principal HVAC 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 entre las islas del Sur y del Norte. Utiliza convertidores de conmutación de 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 impulsos, dispuestos como tres conjuntos de cuatriválvulas refrigerados por agua. Tanto el Polo 2 como el Polo 3 utilizan un diseño que suspende las cuadrívalas del techo de la sala de válvulas. Esto proporciona un rendimiento sísmico superior en comparación con una disposición montada en tierra, 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 equipo de corrección del factor de potencia para generar energía reactiva para los convertidores y proporcionar soporte de voltaje a la red de CA circundante. En la estación convertidora de Benmore, la energía reactiva la proporcionan los generadores de la presa Benmore. En la estación convertidora de Haywards, la corrección de la potencia reactiva y del factor de potencia la proporcionan ocho condensadores síncronos , dos condensadores en derivación, dos reactores en derivación y un compensador síncrono estático (STATCOM). [9]
Los detalles del equipo y las capacidades de la estación convertidora se dan en la siguiente tabla: [10]
Los tres cables de energía submarinos instalados en 1991 están clasificados cada uno para transportar 1430 A continuamente a un voltaje de funcionamiento de 350 kV. Están construidos con un conductor de cobre multifilar compactado como núcleo central, con 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 una porción hecha de cuerda de polipropileno y el diámetro exterior es de aproximadamente 130 mm. Los cables tienen una capacidad de sobrecarga de 1600 A durante 30 minutos. [8]
Para garantizar la seguridad de los cables de energía submarinos del enlace, se aplica una Zona de Protección de Cables (CPZ) de siete kilómetros de ancho donde los cables cruzan el Estrecho de Cook. No se permite a los barcos anclar ni pescar en esta área, y el área es patrullada rutinariamente por mar y aire. Cualquiera que sea encontrado anclado o pescando en el área está sujeto a multas de hasta $100,000 y a la confiscación de su embarcación (más si un cable se daña posteriormente). [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 algunos tramos 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 de cable Fighting Bay.
La línea fue diseñada originalmente para operar a ±250 kV. Durante el proyecto del enlace Híbrido de CC de 1989 a 1992, la línea de transmisión fue reaislada con unidades aislantes de porcelana 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 zonas costeras tienen alrededor de 5 m de longitud. [8]
Los aisladores de la línea de transmisión soportan un par de conductores ACSR a cada lado de las torres. Los conductores tienen cada uno un diámetro de 39,4 mm y están separados por 432 mm. [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 blindada por los conductores de la línea de electrodos. Una sección 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 otra sección de 169 km de OPGW está instalada en la línea de la Isla Sur. [8]
En 1992 se construyeron alrededor de 20 torres nuevas para desviar la línea HVDC al norte de Johnsonville y dar paso a nuevos desarrollos residenciales. Esto se conoció 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 calificada para transportar 2000 amperios continuamente en cada polo, a un voltaje de funcionamiento de 350 kV HVDC.
La conexión entre la estación convertidora de la Isla Norte y la Tierra utiliza una estación costera de electrodos ubicada en Te Hikowhenua, aproximadamente a 25 km de Haywards. Tras las actualizaciones 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 800 m de longitud de una playa pedregosa. Cada celda de electrodo consta de un electrodo de hierro con alto contenido de silicio y cromo, suspendido en un cilindro vertical de hormigón poroso. 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. Se compone de brazos de electrodos enterrados dispuestos en configuración de estrella en un área 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 aproximadamente 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 electrodo de doble conductor desde el sitio de la estación convertidora de Benmore hasta el electrodo terrestre de la Isla Sur en Bog Roy, que en conjunto con el electrodo costero en la Isla Norte, permite que un polo opere usando retorno a tierra cuando el otro polo está fuera de servicio.
Como todos los sistemas de transmisión, el enlace HVDC entre islas no es inmune a fallas. La importancia del enlace significa que una interrupción no planificada puede tener implicaciones importantes para todo el sistema eléctrico de Nueva Zelanda, causando potencialmente 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 una Aumento de los precios mayoristas de la electricidad. La situación más catastrófica es una interrupción simultánea del bipolo en transferencia alta cuando hay generación baja a media en la isla receptora; los sistemas de generación de reserva instantánea y desconexión de carga en la isla receptora no podrían conectarse lo suficientemente rápido como para evitar la caída de frecuencia. lo que resulta en fallas en cascada e interrupción de toda la isla receptora. [14]
Ocasionalmente se requieren cortes planificados del enlace para llevar a cabo un mantenimiento que no es posible mientras el sistema está activo. 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 poste a la vez, mientras que el otro polo permanece en funcionamiento proporcionando la mitad de los dos. -Capacidad de polos, utilizando electrodos de tierra que proporcionan un camino para la corriente de retorno a través del suelo.
Fallas e interrupciones notables en el enlace HVDC entre islas:
La visión inicial para la transmisión de electricidad entre las Islas del Sur y del Norte fue desarrollada por Bill Latta, ingeniero jefe del Departamento Hidroeléctrico del Estado. En 1950, preparó un artículo sobre el futuro del suministro de energía eléctrica de la Isla Norte y llamó la atención sobre el crecimiento proyectado de la carga y el potencial limitado para un mayor desarrollo de generación hidroeléctrica en la Isla Norte. La visión de Latta era construir más capacidad de generación hidroeléctrica en la Isla Sur, donde todavía había importantes oportunidades para nuevos proyectos, y transmitir la energía a la mitad sur de la Isla 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 por el Estrecho de Cook era posible, pero difícil, ya que no había precedentes de 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, en principio, era viable un sistema de transmisión HVDC de alta potencia y larga distancia.
En 1956, el Gobierno designó al BICC para que llevara a cabo investigaciones detalladas sobre la viabilidad y el costo de un cruce de cable por el Estrecho de Cook. En diciembre de ese año, BICC informó que el proyecto era "completamente viable". [15]
Paralelamente a las investigaciones técnicas sobre los cables bajo el Estrecho de Cook, el Ministro responsable del Departamento Hidroeléctrico Estatal nombró un comité de partes interesadas clave para informar sobre las opciones para el suministro de energía a Nueva Zelanda en su conjunto, no sólo a la Isla Norte. En 1957, el comité recomendó que se comenzara el trabajo en una gran central hidroeléctrica en el río Waitaki en Benmore, y que en principio se debería aprobar la conexión de los sistemas eléctricos de las islas Norte y 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 tendió 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 para resistir la abrasión, la flexión y la vibración causadas por las condiciones del fondo marino. Estas longitudes 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 ofrecieron al gobierno algunas opiniones diferentes sobre el desarrollo energético más apropiado para el país en su conjunto, y hubo reservas sobre los riesgos que implicaba el proyecto de cruzar el cable del Estrecho de Cook. [21]
Sin embargo, en marzo de 1961, en un contexto de creciente urgencia para satisfacer la demanda prevista, el Gobierno aprobó el proyecto. Se firmó un contrato por valor de 6,5 millones de libras neozelandesas con ASEA para el diseño, fabricación, instalación y puesta en marcha de la planta convertidora en Benmore y Haywards, y se firmó un contrato por 2,75 millones de libras neozelandesas con BICC para la fabricación, entrega, instalación y prueba de la Cables submarinos del estrecho de Cook. [12]
El enlace HVDC entre islas 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 fueron instalados 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 potencia nominal más alta y los cables eléctricos submarinos más grandes. [23] Las estaciones terminales en cada extremo del enlace HVDC utilizaban grandes rectificadores e inversores de arco de mercurio (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 Hutt Valley, 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 aérea de transmisión está sostenida por 1649 torres de transmisión y tiene una longitud total de recorrido de 570 km. Los cables submarinos que se encuentran bajo el estrecho de Cook tienen una longitud de 40 km. [24]
Hasta su actualización en 1993, el enlace HVDC entre islas tenía voltajes de funcionamiento 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 a Haywards. En 1976, el sistema de control del esquema original se modificó para permitir que la energía se enviara en dirección inversa, de Haywards a 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 Corporación de Electricidad de Nueva Zelanda inició investigaciones para encontrar la mejor manera de mejorar el enlace entre islas. Se optó por una actualización híbrida en lugar de un reemplazo total, por razones económicas. Se adoptó el término "híbrido" porque el aumento de capacidad se obtendría mediante una combinación de actualizaciones de voltaje y corriente. El proyecto de actualización implicó 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 incluyó: [15]
En marzo de 1991 se pusieron en servicio las estaciones convertidoras del Polo 2 y los nuevos cables submarinos.
La actualización elevó la capacidad total de la estación convertidora a 1348 MW (648+700 MW), sin embargo, el enlace se limitó a 1240 MW debido a que la clasificación de la línea de transmisión aérea restringió la capacidad operativa del Polo 1 a 540 MW. Después de la retirada del último de los cables submarinos originales, la capacidad general de transferencia del enlace HVDC se restringió aún más a 1040 MW debido al cable unipolar 2 debajo del Estrecho de Cook. [12]
En su Plan de Gestión de Activos 2018, Transpower indicó que en el período regulatorio 2020-2025 planeó gastos significativos para extender la vida útil o reemplazar equipos obsoletos 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 convertidoras 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 al servicio de "espera caliente" antes del invierno de 2008 para satisfacer la demanda de energía en la Isla Norte si fuera necesario. El resto de los equipos semipostes del Polo 1 debían ser desmantelados. [28]
Transpower también anunció en noviembre de 2007 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 operativos. Uno de los dos cables previamente 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 restaurar el servicio del 50% de la capacidad del Polo 1 en momentos en que la demanda de energía en la Isla Norte alcanzaba su punto máximo. [30] Varios rectificadores de arco de mercurio fueron canibalizados del enlace Konti-Skan entre Dinamarca y Suecia para esta restauración. La transferencia de energía en el Polo 1 se limitó estrictamente a la dirección norte, para reducir la tensión y la tensión en el antiguo sistema convertidor.
En mayo de 2009, Transpower volvió a poner en servicio la capacidad restante del Polo 1 por un corto período, a 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 funcionara principalmente en modo monopolar, utilizando solo el Polo 2. En 2010, Transpower informó que el funcionamiento continuo en modo monopolar había provocado que el enlace HVDC actuara como una celda galvánica con la tierra, provocando que los electrodos de tierra Bog Roy de Benmore se erosionaran al actuar como ánodo y provocando la acumulación de magnesio e hidróxido de calcio. "Depósitos en los electrodos costeros Te Hikowhenua de Hayward mientras actuaban como cátodo ". Se requirieron 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 en ese momento era 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 el reemplazo de las antiguas estaciones convertidoras de polo 1 con válvula de arco de mercurio 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, coincidiendo con el Polo 2 existente (−350 kV, 700 MW). Las obras del proyecto de 672 millones de dólares comenzaron formalmente el 19 de abril de 2010, cuando el Ministro de Energía, Gerry Brownlee, levantó el primer césped. Las nuevas estaciones convertidoras debían ponerse en servicio en abril de 2012, [33] pero en mayo de 2011, Transpower anunció que la puesta en servicio se retrasó hasta diciembre de 2012 debido a las dificultades que estaba experimentando el fabricante.[34]
Los trabajos involucrados en la sustitución del 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 realizar obras para cambiar las líneas existentes sobre el Polo 3 y permitir que se realizaran pruebas del nuevo polo durante los meses de verano, donde 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 su puesta en servicio, pero debido a un soporte de voltaje inadecuado en el extremo del enlace de Haywards, 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 máxima capacidad 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 los años 80. 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 Polo 3, imposibilitando 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 fueran reemplazados por nuevos sistemas idénticos a los utilizados en el Polo 3 e 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 el corte y la mayor parte de las pruebas en configuración monopolar con los electrodos de tierra.
Durante el tiempo que el Polo 1 fue retirado de servicio para ser reemplazado por el Polo 3, se llevaron a cabo trabajos de mantenimiento y remediación en algunos tramos de la línea de transmisión. Trabajo incluido: [35]
El diseño original del enlace entre islas en Benmore se integró con el diseño de la central hidroeléctrica Benmore de 540 MW. Las barras colectoras del generador de 16 kV de 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 Benmore podría fluir directamente desde las barras colectoras de 16 kV al enlace HVDC a través de transformadores convertidores, con los transformadores de interconexión conectados 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 clasificación significativamente más baja que la salida máxima de los generadores Benmore, porque gran parte de la potencia de salida del generador normalmente fluiría hacia el enlace HVDC.
Tras el desmantelamiento del equipo original del Polo 1 por parte de Transpower, 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 Benmore habría limitado la salida máxima de la estación. En coordinación con el programa Transpower para el desmantelamiento del equipo del Polo 1, Meridian Energy, propietario de Benmore , reemplazó los transformadores de interconexión con nuevos transformadores de generador. Los seis generadores se reconectaron a la red nacional de 220 kV mediante seis nuevos disyuntores de generador y tres transformadores de tres devanados de 220/16/16 kV. Cada uno de los nuevos transformadores conecta dos generadores, a través de dos devanados secundarios de 16 kV. [36] [37]
Hay propuestas para instalar un cuarto cable debajo del Estrecho de Cook (Cable 7), conectado al Polo 2, para permitir que el enlace HVDC aumente a 1400 MW. Además de un cuarto cable, también se instalarían nuevos filtros en Benmore y Haywards, y un nuevo STATCOM en Haywards. A partir de 2017, no hay un calendario definitivo para un cuarto cable.
La Isla Alta del Sur, al norte del valle de Waitaki, es una región pobre desde el punto de vista generacional, pero tiene muchos centros de gran demanda, especialmente Christchurch , Nelson , Ashburton y Timaru - Temuka . Casi toda la electricidad debe importarse del valle de Waitaki, a través de tres líneas principales de 220 kV: la línea de circuito único de Livingstone a Islington (construida en 1956), la línea de circuito único de Twizel a Islington a través de la línea Tekapo B (construida en 1962), y el Twizel de doble circuito a Islington/Bromley vía la línea Timaru y Ashburton (construida en 1975). El aumento de la demanda y los cambios en los patrones de uso, atribuidos en gran medida a los cambios en el uso de la tierra y al aumento del riego en Canterbury, significan que estas líneas se están acercando rápidamente a su capacidad y, debido a que todas convergen en la subestación de Islington en el oeste de Christchurch, se produjo una falla importante en la subestación. podría potencialmente interrumpir el suministro de electricidad a toda la Isla Sur al norte de Christchurch.
Una de las muchas propuestas para aliviar este problema incluye un grifo en HVDC Inter-Island y una estación inversora/rectificadora donde se une a las dos líneas de 220 kV de Islington a Kikiwa cerca de Waipara en North Canterbury. Esto permitiría otra ruta para la electricidad hacia Christchurch y la Isla Alta del Sur, y crearía redundancia en la red. Sin embargo, debido a su elevado coste y a la existencia de soluciones más rentables para garantizar el suministro de electricidad a corto y medio plazo, es poco probable que se construya un grifo de este tipo antes de 2027 [38].
