La línea de transmisión de Whakamaru a Brownhill Road es una línea de transmisión de doble circuito con capacidad de 400 kV construida por Transpower para aumentar la capacidad de National Grid entre el sur de Waikato y la ciudad de Auckland . La línea va desde la subestación Whakamaru cerca de la central eléctrica de Whakamaru , a lo largo de una distancia de 186 kilómetros (116 millas) hasta la nueva subestación Brownhill Road cerca de Whitford en el sureste de Auckland. La línea funcionará inicialmente a 220 kV. Desde Brownhill Road, cables subterráneos de 220 kV conectan la línea con la subestación de Pakuranga en el este de Auckland. El proyecto fue objeto de considerable controversia y protestas durante las etapas de planificación y aprobación. La construcción de la línea comenzó en febrero de 2010 y se puso en servicio el 30 de octubre de 2012. [1] La línea de transmisión forma la mayor parte de un proyecto más amplio de mejora de la red de la Isla Norte con un costo previsto hasta su finalización de 894 millones de dólares. [2]
La línea fue una mejora importante para National Grid y fue diseñada para aumentar el suministro eléctrico y la seguridad en Auckland y Northland. La línea proporciona más capacidad de transmisión entre las estaciones hidroeléctricas del río Waikato y Auckland, y quita carga a las líneas de 220 kV existentes. Antes de la puesta en servicio de la nueva línea, todas las principales líneas de transmisión existentes hacia Auckland convergían en la subestación Ōtāhuhu , creando una concentración de riesgo para la seguridad del suministro a Auckland y Northland. En cambio, la nueva línea terminó en la subestación de Pakuranga, creando diversidad de suministro de electricidad a Auckland.
La línea fue diseñada y construida para operación de 400 kV, pero ha operado desde su puesta en servicio a 220 kV. En el futuro, posiblemente para 2030, la instalación de transformadores de 220/400 kV en Whakamaru y Brownhill Road permitiría operar la línea de transmisión a 400 kV, pero es poco probable que el alto costo de los transformadores de 400 kV necesarios haga factible esa actualización. Si se actualiza a una operación de 400 kV, se necesitarían cables subterráneos adicionales para conectar Brownhill Road directamente con la subestación Ōtāhuhu.
Al norte de Auckland hay muy pocas centrales eléctricas, por lo que la electricidad necesaria para la ciudad de Auckland y Northland debe abastecerse desde el sur, especialmente desde las centrales hidroeléctricas del río Waikato y la central eléctrica de Huntly, de doble combustible .
Antes de la puesta en servicio de esta nueva línea de transmisión, había seis líneas que iban hacia el norte hasta Auckland:
La línea Ohinewai-Huntly-Ōtāhuhu fue la última de estas líneas de transmisión que se construyó en Auckland, encargada a fines de la década de 1970 para exportar electricidad desde la entonces en construcción Central eléctrica Huntly. Desde entonces, la población de la parte superior de la Isla Norte se ha más que duplicado y el uso de electricidad se ha triplicado.
El suministro de energía a la Isla Superior Norte depende en gran medida de dos factores principales: la generación de Huntly y la capacidad de transmisión entre Huntly y Ōtāhuhu; y generación desde Whakamaru y el sur de Whakamaru, y la capacidad de transmisión entre Whakamaru y Ōtāhuhu. [3] Para el sistema de transmisión en 2010, los problemas que podrían surgir durante períodos de alta demanda y baja generación en el área de Auckland incluían:
El proyecto North Island Grid Upgrade (NIGU), que incluye la línea de transmisión de Whakamaru a Brownhill, tenía como objetivo abordar estos problemas, aunque los pronósticos predicen que el último problema (la interrupción de Hamilton-Ohinewai que provocó un bajo voltaje en Hamilton) reaparecerá hacia 2025. El proyecto también aumenta la capacidad de transferencia de energía a Auckland y reduce la carga en los circuitos existentes de 220 kV Whakamaru-Ōtāhuhu y Huntly-Ōtāhuhu, con la consiguiente reducción del soporte reactivo necesario en la Isla Norte Superior. [3]
Los hitos clave en la historia del proyecto son:
La línea comienza en una subestación recién construida, Whakamaru North (también conocida como Whakamaru B), en las afueras de la aldea de Whakamaru. La nueva subestación está a 800 metros al norte de la subestación principal existente de Whakamaru (Whakamaru A). Una corta línea de conexión conecta las dos subestaciones. La línea de doble circuito de 220 kV de Wairakei a Whakamaru C, en construcción y que se espera entre en servicio en 2013, tendrá un circuito conectado a cada subestación; el circuito que pasará por Te Mihi se conectará con el patio de distribución de Whakamaru A y el circuito directo se conectará con el patio de maniobras de Whakamaru Norte.
Desde Whakamaru, la línea viaja aproximadamente 186 km al noroeste a través de South Waikato , Waipa , Matamata-Piako (pasando justo al oeste de Morrinsville ), Waikato y el distrito Franklin de Auckland . La línea aérea termina en una nueva subestación en Brownhill Road, cerca de Whitford, cerca del límite urbano del sureste de Auckland. Desde allí, dos conjuntos de cables subterráneos se conectan a la subestación de Pakuranga, que a pesar de su nombre está cerca del centro de Botany Town en el este de Auckland (el suburbio de Pakuranga está a 5 km al este de la subestación). Cada circuito de cable tiene una potencia continua de alrededor de 660 MVA. [21]
La ruta del cable subterráneo de Brownhill a Pakuranga tiene 11 km de largo y sigue Brownhill Road, Sandstone Road y Caldwells Road, atravesando las calles suburbanas de Dannemora hasta Te Irirangi Drive hasta los accesos finales a la subestación de Pakuranga.
La línea de transmisión es una línea de doble circuito, sustentada en su mayor parte sobre torres de celosía de acero . La longitud de la ruta es de 186 kilómetros (116 millas) y hay 426 estructuras. La altura media de las torres es de 60 metros, algunas de hasta 70 metros. La luz media entre torres es de 437 metros, siendo la luz máxima de 824 metros. [21]
Casi todas las estructuras de transmisión son torres de celosía de acero, pero hay siete estructuras monopolo en el área del lago Karapiro (tres en la orilla norte y cuatro en la orilla sur). Esta área había sido clasificada como Área de Carácter Paisajístico Especial en el Plan del Distrito de Waipa. El informe final de la comisión de investigación aceptó la propuesta de Transpower de utilizar monopolos en lugar de torres de celosía en esta área, y esto se convirtió en un requisito como parte de las condiciones de autorización de recursos para el proyecto. [22]
La línea de transmisión utiliza una disposición agrupada de tres conductores (llamada disposición Triplex) en cada fase de cada circuito. El tipo de conductor es un conductor totalmente de aleación de aluminio (AAAC) con el nombre clave de azufre. La composición de la aleación de aluminio 1120 utilizada en el conductor de azufre incluye cobre, manganeso, magnesio, zinc, hierro, cromo y silicio. Los conductores de líneas de transmisión convencionales utilizados históricamente en Nueva Zelanda son conductores de aluminio reforzados con acero (ACSR). La principal ventaja del conductor de aleación de aluminio sobre ACSR es su relación resistencia-peso superior y su menor resistencia eléctrica para la misma área de sección transversal. Esto conduce a menores costos para las estructuras de la línea de transmisión y menores pérdidas eléctricas durante la vida útil del conductor. Los conductores AAAC también tienen una resistencia a la corrosión superior en comparación con los ACSR. [23]
Un conductor de azufre es un AAAC trenzado que consta de 61 hilos, cada uno de 3,75 mm de diámetro, con un área de sección transversal nominal de 673 milímetros cuadrados (1,043 pulgadas cuadradas). El diámetro total de cada conductor es de aproximadamente 33,8 milímetros (1,33 pulgadas). [24] La capacidad de diseño de la nueva línea al operar a 400 kV, era de 2700 MVA por circuito, [21] A 220 kV, los circuitos normalmente operarían a 851/890 MVA (verano/invierno), [3] con la capacidad para operar hasta 1490 MVA durante contingencias.
Los cables en la sección subterránea desde Brownhill Road hasta Pakuranga tienen cada uno alrededor de 160 milímetros (6,3 pulgadas) de diámetro y pesan 40 kilogramos por metro (81 libras/yd). Cada circuito de cables consta de tres cables. La potencia de cada circuito de cable es de 660 MVA.
El proyecto incluyó la eliminación de la línea de transmisión de 110 kV Arapuni-Pakuranga, de 145 km de longitud, construida por primera vez en 1940, lo que requirió la eliminación de 460 torres.
Tanto Transpower como la Comisión de Electricidad eran bastante nuevas en el entorno regulatorio en 2004, y se habían producido cambios sustanciales en la forma en que estaba estructurada la industria eléctrica de Nueva Zelanda desde que comenzaron las reformas para transformar la industria de un departamento gubernamental a una competencia de libre mercado en 1987. [25] Transpower se separó de Electricity Corporation of NZ en una empresa estatal independiente (SOE) el 1 de julio de 1994. Ralph Craven fue el segundo director ejecutivo de Transpower y asumió su cargo en 2002. La Comisión de Electricidad inició sus operaciones. el 14 de septiembre de 2003, y estaba integrado por seis miembros, de los cuales Roy Hemmingway fue nombrado presidente fundador. En abril de 2004 entró en vigor un nuevo entorno regulatorio, en el que la Comisión de Electricidad ahora es responsable de evaluar las propuestas de inversión para mejorar la red presentadas por Transpower. En octubre de 2004, se introdujeron las responsabilidades de la Comisión de Comercio para la supervisión regulatoria de los precios por parte de Transpower. El proceso regulatorio para la aprobación de la serie de propuestas de inversión y planes de mejora de la red presentados por Transpower a partir de 2005 creó una tensión significativa entre Transpower y la Comisión de Electricidad, y generó presión política por parte de los ministros del gobierno para lograr avances que garantizaran la seguridad del suministro de electricidad a Auckland. .
Una oposición visible y bien organizada a la línea de transmisión de 400 kV propuesta comenzó a las pocas semanas del anuncio inicial de una línea de transmisión de 400 kV prevista por Transpower en 2004. El grupo de oposición más vocal fue New Era Energy Inc, que organizó protestas en Transpower iniciadas reuniones de consulta, enfrentó comentarios de los medios, coordinó presentaciones a la Comisión de Electricidad y las audiencias de consentimiento de recursos, y recaudó fondos para los gastos legales que pronto vendrían. Un comité formado por David Graham (Putāruru), Christina Baldwin (South Waikato), Bob McQueen ( Te Miro ), Lorraine Bilby (Morrinsville), Rob Storey (North Waikato), Catherine Tuck (Clevedon) y Steve Hunt (Hunua) guiaron el esfuerzos de la organización. Kate Brennan administraba un extenso sitio web (notowers.co.nz, que ya no funciona) y contenía depósitos de información sobre los peligros para la salud de los campos EMF alrededor de las líneas de transmisión y recursos sobre líneas de transmisión de otros países.
En 2004 y principios de 2005, Transpower se comprometió a organizar una serie de reuniones informativas en ayuntamientos y comunidades a lo largo de la ruta. El 24 de febrero de 2005, manifestantes enojados abandonaron una reunión pública de Transpower en Tīrau y efigies del director ejecutivo de Transpower, Ralph Craven, y de la primera ministra, Helen Clark, fueron quemadas en la calle. [26] Hubo fuertes protestas contra la línea de transmisión propuesta durante el proceso de planificación inicial y aprobación regulatoria. Muchas personas y comunidades que viven cerca de la ruta propuesta expresaron su preocupación por el efecto visual de la línea, 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.
La Comisión de Electricidad bajo Hemingway también organizó reuniones durante este tiempo para difundir información sobre sus procesos y recopilar comentarios del público. Fueron mucho mejor recibidas que las reuniones de Transpower. La Comisión de Electricidad también estaba realizando un análisis financiero de la propuesta de Transpower y realizando modelos sobre datos de demanda, generación y consumo de electricidad.
En abril de 2006, la Comisión de Electricidad anunció su intención de rechazar la propuesta de inversión de Transpower para la línea de 400 kV, alegando que no era la solución más rentable. [7] Sin embargo, el 12 de junio de 2006, la vulnerabilidad del suministro de energía a Auckland se reveló cuando se produjo una falla importante no relacionada con la transmisión en la subestación de Ōtāhuhu, 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 a unos 230.000 clientes que representan al menos 700.000 personas en la ciudad y sus alrededores. Este incidente me trajo recuerdos de una crisis energética mucho más grave en Auckland en 1998, que duró cinco semanas y fue causada por la falla de los cables eléctricos subterráneos que conducían al CBD. En 2006, el sentimiento público exigía que se hiciera algo para asegurar el suministro eléctrico de Auckland, y los políticos estaban escuchando.
En junio de 2006, Hemmingway y los demás miembros de la Comisión de Electricidad, junto con altos ejecutivos de Transpower, fueron convocados para reunirse con el ministro de Energía, David Parker, y el ministro de Finanzas, Michael Cullen , y se les dijo sin rodeos que llegaran a un acuerdo. Más tarde ese año, Hemmingway no fue reelegido presidente de la Comisión de Electricidad cuando expiró su mandato y, a su salida, expresó su frustración por la participación política en el proceso regulatorio. [27]
Luego, Transpower presentó una propuesta revisada a la Comisión de Electricidad, que retuvo las torres con capacidad de 400 kV, pero eliminó los costosos transformadores de 220 a 400 kV en los extremos de la nueva línea. Esto redujo significativamente el costo de la propuesta revisada, pero también significó que no sería posible lograr una mayor eficiencia y capacidad de transmisión de 400 kV. También significaba que la altura y escala objetables de las torres de transmisión aún se mantendrían, pero se sobreconstruirían significativamente para soportar los voltajes más bajos de 220 kV.
Durante la consideración de la propuesta revisada por la Comisión de Electricidad, el nuevo presidente interino de la Comisión de Electricidad, un reemplazo más dócil de Hemmingway que parecía decidido a aprobar la propuesta revisada de Transpower, fue insultado y abusado en una reunión pública en Hamilton en febrero de 2007. [28] Un gran número de presentaciones en oposición a la propuesta revisada se presentaron a la Comisión de Electricidad por escrito o en presentaciones en conferencias públicas celebradas por la Comisión en mayo de 2007. [ 29] En julio de 2007, la Comisión de Electricidad, según la nueva actuación. El presidente que reemplazó a Hemingway anuncia que ha aprobado la propuesta revisada. Esto fue recibido con asombro, incredulidad y enojo por parte de quienes se oponían a la propuesta.
En noviembre de 2007, New Era Energy anunció que buscaría una revisión judicial de la decisión de la Comisión de Electricidad de aprobar el proyecto. [30] La audiencia ante el Tribunal Superior se celebró en Wellington. Esta acción legal de New Era Energy finalmente no tuvo éxito y el Tribunal Superior rechazó la solicitud en mayo de 2009.
Se estableció una Junta de Investigación para considerar las designaciones y consentimientos de recursos para el proyecto y comenzaron las audiencias en marzo de 2008, que se prolongaron hasta octubre de ese año. Recibió un total de 1.244 propuestas, de las cuales 1.160 se oponían al proyecto. [31] Incluso después de septiembre de 2009, cuando la Junta de Investigación anunció su aprobación de las designaciones y consentimientos de recursos para el proyecto, muchas personas directamente afectadas seguían protestando contra el proyecto. [32]
Algunas protestas contra la línea de transmisión continuaron durante el período de construcción. [33]
Sin embargo, en última instancia, los propietarios de tierras con líneas sobre o sobre su propiedad firmaron acuerdos de servidumbre con Transpower. En el Informe Anual de 2010-2011, Transpower registró que se habían obtenido servidumbres en las 318 propiedades atravesadas por la nueva línea, sin que Transpower tuviera que utilizar poderes de adquisiciones forzosas. [34]
Transpower compró una gran cantidad de propiedades a los propietarios para permitir la creación de servidumbres que permitirían la construcción de la línea. Muchas de las propiedades más grandes eran granjas lecheras y se compraron en una época de altos precios de los productos lácteos. Transpower registró pérdidas en el valor de estas propiedades de aproximadamente 30 millones de dólares en un año y 20 millones de dólares en el año siguiente, como resultado de una caída en los precios de los productos lácteos. [35]