HVDC -saarten välinen - HVDC Inter-Island

HVDC-saari
HVDC: n välinen saari
Sijainti
Maa Uusi Seelanti
Yleinen suunta Etelä Pohjoinen
Alkaen Benmoren vesivoimala , lähellä Otematataa , Canterburyssä
Vastaanottaja Haywardsin voimansiirtoasema, Ala -Hutt
Omistustiedot
Omistaja Transpower New Zealand Limited
Operaattori Transpower New Zealand Limited
Rakennustiedot
Sähköasemien valmistaja ABB Group / Siemens
Rakentaminen alkoi 1961
Käyttöön otettu Huhtikuu 1965
Tekninen informaatio
Tyyppi Kaksisuuntainen HVDC -voimalinja, jossa on siirtojohto ja sukellusvenejohdot Cookin salmen alla
Virran tyyppi HVDC
Kokonaispituus 610 km (380 mailia)
Teho 1200 MW
AC -jännite 220 kV
DC -jännite ± 350 kV
No pylväiden Kaksi
Kartoita kaikki koordinaatit käyttämällä: OpenStreetMap 
Lataa koordinaatit muodossa: KML

HVDC saartenvälisiä linkki on 610 km (380 mi) pitkä, 1200 MW bipolar suurjännitetasavirta (HVDC) siirtoverkon yhdistävät sähköverkkojen ja North Island ja Etelä Island Uusi-Seelanti yhdessä. Sitä kutsutaan yleisesti Cookin salmen kaapeliksi tiedotusvälineissä ja lehdistötiedotteissa, vaikka linkki on paljon pidempi kuin sen Cook Strait -osa, ja sukellusveneosa koostuu kolmesta rinnakkaisesta kaapelista. Linkin omistaa ja sitä käyttää valtion siirtoyhtiö Transpower New Zealand .

HVDC -linkki alkaa Benmoren vesivoimalaitokselta , Waitaki -joelta Canterburysta , Eteläsaaresta, ja sitten se kulkee 534 kilometriä (332 mailia) ilmajohdolla Canterburyn ja Marlboroughin sisämaan kautta Fighting Baylle Marlborough Soundsissa . Taistelevat Bay, linkki kulkee 40 km kautta merikaapelin alta Cookinsalmi on Oteranga Bay , lähellä Wellington , ennen matkaa lopullista 37 km päälle ilmajohdot Haywards lähetyksen sähköasemalle Lower Hutt .

HVDC-yhteys otettiin ensimmäisen kerran käyttöön huhtikuussa 1965 pääasiassa sähkön siirtämiseksi tuotannosta rikkaalta eteläsaarelta väkirikkaammalle pohjoiselle saarelle. Linkki oli alun perin bipolaarinen 600 MW: n linkki elohopeaventtiiliventtiileillä , kunnes alkuperäinen laite rinnastettiin yhteen napaan (napa 1) vuonna 1992 ja sen viereen rakennettiin uusi tyristoripohjainen napa (napa 2), mikä lisäsi linkin kapasiteetti 1040 MW. Ikääntyvä napa 1 poistettiin käytöstä kokonaan 1. elokuuta 2012 alkaen, ja korvaava tyristoripohjainen napa, napa 3, otettiin käyttöön 29. toukokuuta 2013, jolloin DC-yhteys palautettiin 1200 MW: n kaksisuuntaiseen kokoonpanoon.

Linkin perustelut

Kartta Uuden-Seelannin suurista voimalinjoista, ja HVDC-saarten välinen linkki on merkitty katkoviivalla mustalla viivalla.

HVDC -linkki on tärkeä osa Uuden -Seelannin siirtojärjestelmää. Se yhdistää kahden saaren siirtoverkot, ja sitä käytetään energian tasapainotusjärjestelmänä, joka auttaa vastaamaan energian saatavuutta ja kysyntää molemmilla saarilla.

Nämä kaksi saarta ovat maantieteellisesti erilaisia ​​- eteläsaari on 33 prosenttia suurempi kuin pohjoinen saari (151 000 km 2 vs 114 000 km 2 ), mutta pohjoissaarella on yli kolme kertaa enemmän väkeä kuin eteläsaarella (3,90 miljoonaa vs 1,19) miljoonaa). Tämän seurauksena Pohjois -saarella on huomattavasti suurempi energian kysyntä. Kuitenkin Eteläsaari käyttää enemmän sähköä henkeä kohti sen viileämmän ilmaston ja Tiwai Point -alumiinisulaton läsnäolon vuoksi , joka on 640 MW: n huippukysynnällä Uuden -Seelannin suurin yksittäinen sähkönkäyttäjä. Vuonna 2011 noin 37,1% koko tuotetusta sähköstä käytettiin Eteläsaaressa ja 62,9% Pohjois -saarella. Eteläsaaren tuotanto tuotti 40,9% maan sähköstä vuonna 2011, lähes kaikki (97%) vesivoimasta , kun taas Pohjois -saari tuotti loput 59,1% pääasiassa vesivoiman, maakaasun ja maalämmön tuotannosta sekä pienemmästä määrästä hiilen ja tuulen tuotanto.

Jos kaikki tällä hetkellä käytössä oleva tuotanto on saatavilla, molemmilla saarilla on riittävästi tuotantokapasiteettia ruuhka -aikoina ilman kahden saaren välistä yhteyttä. HVDC -linkki tarjoaa kuitenkin etuja sekä Eteläsaaren että Pohjoissaaren asiakkaille:

  • Linkki tarjoaa eteläsaaren kuluttajille pääsyn pohjoissaaren lämmöntuotantoresursseihin, jotka voivat tukea eteläsaaren kysyntää silloin, kun veden varastointitaso on alhainen ja virtaus eteläsaaren vesivoimalla on vähäistä .
  • Linkki tarjoaa Pohjois -saaren kuluttajille pääsyn Eteläsaaren suuriin vesivoiman resursseihin, jotka voivat tukea Pohjois -saaren kysyntää huippukuormituksen aikoina.

Yhteydellä on tärkeä rooli Uuden -Seelannin sähkömarkkinoilla , ja se mahdollistaa pohjois- ja eteläsaaren tuottajien kilpailemisen keskenään, mikä alentaa sähkön tukkuhintoja.

Saartenvälinen siirtojärjestelmä suunniteltiin HVDC-järjestelmäksi huolimatta siitä, kuinka paljon vaihtovirta vaihtuu tasavirtaksi ja takaisin, vastaamaan pitkän siirtolinjan ja meriristeyksen vaatimuksia. Linkki ylittää Cookin salmen kahden saaren välillä käyttäen merenpohjaa pitkin asetettuja sukellusvenejohtoja . HVDC soveltuu paremmin vaihtovirtaa pitkiä matkoja varten ja erityisesti silloin , kun tarvitaan sukellusvenekaapelia , koska se on tyypillisesti taloudellisempaa ja sen energiahäviöt ovat pienemmät AC/DC -muuntoprosessin korkeista kustannuksista huolimatta.

Rajoitukset

Linkki on suunniteltu siten, että se pystyy siirtämään sähköä sekä pohjoiseen että etelään, mutta pohjoisen saaren alemman siirtojärjestelmän rakenne rajoittaa etelään siirrettävän sähkön määrää. Pohjoissaaren sähköjärjestelmä tuottaa suurimman osan tuotannostaan ​​saaren keskustassa, kun taas kaksi suurta kuormituskeskusta, Auckland ja Wellington , sijaitsevat päätuotantoresurssien pohjois- ja eteläpuolella. HVDC-saarten välinen linkki yhdistää North Islandin AC-siirtoverkkoon Haywardsissa Wellingtonissa. Wellingtonin alue on merkittävä kuormituskeskus, jonka alueellinen huipputarve on noin 780 MW. Paikallinen tuotantokapasiteetti on vain 165 MW, ja suurin osa tästä on tuulivoimaa , joka on ajoittaista eikä siihen voida luottaa tarvittaessa kuormituksen kattamiseksi, mikä tarkoittaa, että alueen on tuotava sähköä kysynnän tyydyttämiseksi.

HVDC -linkin pohjoiseen suuntautuvan sähkövirran aikana Etelä -saaren energia käytetään suurelta osin Wellingtonin alueella, ja ylijäämä virtaa viittä linjaa pitkin - neljä 220 kV: n johtoa Kapitin rannikon kautta ja yksi 110 kV: n linja Wairarapan kautta , pohjoiseen Bunnythorpeen Palmerston Northin lähellä. Kuitenkin eteläsuuntaisen HVDC -virtauksen aikana 220 kV: n Wellingtoniin johtavien linjojen on lähetettävä sähköä North Islandin verkosta sekä Wellingtonille että HVDC -yhteydelle. 110 kV: n linja ei normaalisti ole käytettävissä Wellingtoniin siirtämiseksi, koska Bunnythorpe- Woodville -osan piiri on alhainen , minkä vuoksi linja on jaettava kahteen osaan Pahiatuan lähellä, jotta estetään pienikapasiteettisen osan ylikuormitus ja rajoitetaan kaikkea siirtoa Wellington. Tästä syystä eteläsuuntaista HVDC -voimansiirtoa rajoittavat Pohjois -saaren alempien 220 kV: n siirtopiirien kapasiteetti ja jännitehäiriöiden vaara Wellingtonin alueella, jos HVDC -siirto katkeaa äkillisesti. HVDC -ohjaus- ja suojajärjestelmät ovat myös lukittuja toisiinsa estääkseen operaattoreita käyttämästä linkkiä etelään suuntautuvalla virtauksella, joka ylittää Haywardsin siirtojohtojen kapasiteetin ja Wellingtonin alueellisen kuormituksen välisen eron. Suuria siirtymiä etelään HVDC -yhteydellä ei yleensä vaadita, paitsi silloin, kun eteläsaaren vesijärviin virtaa pitkään vähän, ja rajallinen eteläsuuntainen kapasiteetti ei ole suuri este.

Pohjoiseen suuntautuvaa siirtoa ei yleensä rajoiteta, mutta se voi rajoittua, jos jokin 220 kV: n Wellingtonin tai Central North Islandin kautta kulkevista linjoista ylikuormittuu tai on poissa käytöstä.

Reitti

HVDC -siirtolinjan torni Marlboroughin rannikkoalueella

HVDC Inter Island -yhteys alkaa kahdesta muunninasemasta, jotka sijaitsevat Benmoren vesivoimalaitoksen vieressä Waitakin laaksossa. Sähkö otetaan Benmoren pääkytkentälaitoksesta, joka yhdistää Benmoren generaattorit ja muut Etelä-saaren siirtoverkot, 220 kV: n jännitteellä Benmoren takaluukun poikki. Vaihtovirta muunnetaan asemilla ± 350 kV HVDC: ksi lähetystä varten

HVDC -voimajohto ylittää Benmoren voimalaitoksen takaosan ja kulkee reitin paton itäpuolella. Linja jatkuu pohjoiseen Benmore-järven itärantaa pitkin , ennen kuin kääntyy koilliseen ja sitten itään kohdatakseen Christchurchin ja Twizelin LVI-linjan. Rajat ylittävät valtatien 8 Fairlien eteläpuolella linja kääntyy koilliseen ja kulkee Fairlien ja Geraldinen välillä . Geraldinen pohjoispuolella Oxfordiin kulkeva HVDC -linja seuraa laajasti Inland Scenic Route -matkatietä Canterbury Plainsin sisämaan läpi kulkiessaan lähellä Methvenin , Sheffieldin ja Oxfordin kaupunkeja , ennen kuin jatkaa koilliseen kohti Waiparaa .

HVDC -linja kulkee Weka Passin kautta Amurin alueelle, joka kulkee alueen pohjoispuolella, Culverdenin länsipuolella , Hanmer Springsiin . Sieltä linja kääntyy koilliseen ja kulkee Molesworthin aseman kautta Marlboroughiin ja alas Awatere-joen laaksoon, ennen kuin kääntyy pohjoiseen tapaamaan osavaltion moottoritietä 1 Dashwood- ja Weld- passien kautta. Linja kulkee Blenheimin itäpuolella , tapaa saaren itärannikon Cloudy Bayssä ja kulkee rannikkoa pitkin Marlborough Soundsiin. Linja kääntyy itään ja sitten kaakkoon Port Underwoodin ympärillä , ennen kuin se ylittää rannikon Fighting Bayn, jossa South Islandin kaapeliterminaali sijaitsee.

Tässä fyysisessä paikassa linjat yhdistetään kolmeen vedenalaiseen kaapeliin, jotka vievät sähköä Cookin salmen alla . Elokuussa 2012 napa 2 käyttää kahta näistä kaapeleista, ja kolmas kaapeli on käyttämätön odottamassa napa 3: n käyttöönottoa. Kaapelit suuntaavat aluksi etelään Fighting Baystä, ennen kuin kääntyvät itään kohti Pohjoissaarta ja kääntyvät sitten koilliseen kohti pohjoista Saaren kaapeliterminaali Oterangan lahdella.

Oterangan lahdelta pohjoisen saaren voimajohto kulkee koilliseen Mākaran läpi Johnsonvillen länsipuolella . Länteen Ngaio elektrodi linja North Island Shore elektrodi Te Hikowhenua pohjoispuolella Makara Beach , sulautuu pääsiirtojohto tornit lopullisen yhteyden North Island konvertteriaseman. Linja kääntyy itään Churton Parkin ympäri ja ylittää Horokiwin ennen kuin kääntyy koilliseen ja kulkee Belmont Regional Parkin kautta Haywardsiin Pohjois-Lower Huttissa, joka on North Islandin staattisen invertteritehtaan paikka.

Haywardsissa kaksi muunnosasemaa saa HVDC -virran ± 350 kV ja muuntaa sen vaihtovirraksi 220 kV AC: ssä. Sieltä Inter Island -yhteyden virta kulkee Haywardsin LVI -pääasemalle, jossa se jaetaan Wellingtonin kaupunkialueelle tai siirretään pohjoiseen muuhun North Islandin verkkoon.

Tekninen kuvaus

Yksinkertaistettu kaavio Uuden -Seelannin HVDC -järjestelmästä

Uuden-Seelannin saartenvälinen HVDC-linkki on pitkän matkan bipolaarinen HVDC "Classic" -lähetysjärjestelmä, joka käyttää ilmajohtoja ja sukellusvenekaapeleita yhdistääkseen etelä- ja pohjoissaaret. Se käyttää tyristoripohjaisia linjakommutoituja muuntimia linkin kummassakin päässä tasasuuntaa- miseen ja invertoimiseen AC: n ja DC: n välillä. Linkki sisältää maadoituselektrodiasemat, jotka mahdollistavat maadoitusvirran käytön. Tämä mahdollistaa toiminnan epätasapainoisella virralla kahden navan välillä ja monopolaarisen toiminnan, kun yksi napa on poissa käytöstä.

Muuntimet

Muuttaja -asemat kullekin navalle linkin kummassakin päässä sisältävät:

  • muuntimen venttiilisali, jäähdytysjärjestelmä ja ohjausrakennus
  • muuntajamuuntajat
  • 220 kV AC -kytkinlaitteiston laitteet ja liitännät
  • 220 kV AC -harmoniset suodattimet
  • 350 kV: n tasavirtakytkinlaitteisto, mukaan lukien DC -tasoitusreaktori

Muuntoventtiilit ovat kaksitoista pulssi-muuntimia, jotka on järjestetty kolmeksi vesijäähdytteiseksi nelivetokokoonpanoksi. Sekä napa 2 että napa 3 käyttävät muotoilua, joka ripustaa nelisylinterit venttiilisalin katolta. Tämä tarjoaa erinomaisen seismisen suorituskyvyn verrattuna maahan asennettuun järjestelyyn, erityisesti Uuden -Seelannin erittäin seismisessä ympäristössä. Jokaisessa muuntoventtiilissä on kolme yksivaiheista muuntajaa, ja jokaisessa muuntajassa on kaksi toisiokäämiä, jotka on liitetty venttiiliin.

Tiedot muunninkeskuksen laitteista ja arvot on esitetty seuraavassa taulukossa:

Muunninasema Napa 2 Napa 3 Huomautuksia
Käyttöön otettu 1991 Toukokuu 2013
Valmistaja Asea Brown Boveri (ABB) Siemens
Käyttöjännite −350 kV +350 kV
Muuntimen nimellisarvo 560 MW 700 MW
Muuntimen jatkuva ylikuormitus 700 MW 735 MW
Lyhytaikainen ylikuormitusluokitus 840 MW 5 sekunnin ajan 1000 MW 30 minuutin ajan
Tyyppi tyristori 4 tuuman (100 mm) halkaisija, sähkökäyttöinen, vesijäähdytteinen Halkaisija 5 mm (125 mm), valo lauennut, vesijäähdytteinen
Venttiilin suurin jatkuvan virran luokitus 2000 A 2 860 A.
Tyristorin huippu käänteinen jännite 5,5 kV > 7,5 kV
Tyristorit venttiiliä kohden 66 52
Tyristoreita nelivetoyksikköä kohden 264 208
Tyristorit asemaa kohti 792 624
Nelipyöräinen massa 20 tonnia 17 tonnia
Muuntajamuuntajien määrä Yhteensä 8: 3 plus 1 vara jokaisessa muunninasemassa Yhteensä 8: 3 plus 1 vara jokaisessa muunninasemassa
Muuntimen muuntajan massa 324 tonnia, mukaan lukien öljy 330 tonnia, mukaan lukien öljy
Öljytilavuus muuntajaa kohden 85000 litraa (19000 imp gal; 22,000 US gal) 91000 litraa (20000 imp gal; 24000 US gal)

Sukellusvenekaapelit

HVDC 350 kV sukellusvenekaapelin poikkileikkaus. Kokonaishalkaisija 13 cm

Kolmen vuonna 1991 asennetun sukellusvenevoimakaapelin nimellisjännite on 1430 A jatkuvasti 350 kV käyttöjännitteellä. Ne on rakennettu tiivistetystä monisäikeisestä kuparijohtimesta keskisydämenä, ja massakyllästetty paperieriste on lyijyvaipan ympäröimä. Kaksi kerrosta sinkittyä teräslankapanssaria tarjoaa lujuuden ja mekaanisen suojan. Kaapelin ulkokerros on tarjoilu, joka on valmistettu polypropeeniköydestä ja jonka ulkohalkaisija on noin 130 mm. Kaapeleiden 30 minuutin ylikuormituskyky on 1600 A.

Linkin sukellusvenevoimakaapeleiden turvallisuuden varmistamiseksi seitsemän kilometrin leveä kaapelinsuojavyöhyke (CPZ) pannaan täytäntöön siellä, missä kaapelit kulkevat Cookin salmen yli. Alukset eivät saa ankkuroida tai kalastaa tällä alueella, ja aluetta partioivat rutiininomaisesti meri ja ilma. Jokainen, joka on löytänyt ankkurointia tai kalastusta alueella, on vastuussa jopa 100 000 dollarin sakkoista ja aluksensa menettämisestä - enemmän, jos kaapeli vaurioituu myöhemmin.

HVDC -siirtolinja

Näytteen poikkileikkaus HVDC-johdosta
Tarra linjajohtimen näytteessä (alkuperäinen nimellisarvo ± 250 kV)

Voimajohdon suunnitteli ja rakensi Uuden -Seelannin sähkölaitos, ja se valmistui tammikuussa 1965. Alkuperäinen linjan rakentaminen sisälsi 1623 teräsristikkotornin pystyttämisen. Joillakin eteläsaaren osilla linja saavuttaa 1280 metrin korkeuden. Pisin jänneväli on 1119 m, lähellä Port Underwoodia, lähellä Fighting Bayn kaapelipääteasemaa.

Linja on alun perin suunniteltu toimimaan ± 250 kV: n jännitteellä. Vuosien 1989-1992 DC -hybridilinkkiprojektin aikana voimajohto eristettiin uudelleen DC -sumutyyppisillä posliinieristysyksiköillä, jotta se toimisi 350 kV: n jännitteellä. Reitin sisävesialueilla on 15 yksikköä eristysmerkkijonoa kohti ja 33 yksikköä eristysnauhaa kohden reitin rannikkoalueilla, jotka ovat alttiina suolan tiivistymiselle. Rannikkoalueiden eristelangat ovat noin 5 m pitkiä.

Siirtolinjan eristimet tukevat paria ACSR -johtimia tornien kummallakin puolella. Johtimien halkaisija on kukin 39,4 mm ja ne ovat 432 mm: n päässä toisistaan.

HVDC -linjassa on jatkuva yläjohdin salamasuojaa varten, lukuun ottamatta 21 km: n pituista osaa Haywardsin päässä, jossa linja on suojattu elektrodijohtimilla. 13 km: n osa North Islandin HVDC -linjaa käyttää yläjohtoa, joka sisältää kuituoptisen ytimen (OPGW), ja vielä 169 km: n pituinen osa OPGW: tä on asennettu South Island -linjalle.

Noin 20 uutta tornia rakennettiin vuonna 1992 ohjaamaan HVDC -linja Johnsonvillen pohjoispuolelle uuden asuinrakentamisen tielle. Tämä tunnettiin nimellä Churton Park -poikkeama.

Noin 92,5 prosenttia (1503) linjan torneista vuonna 2010 tunnistettiin alkuperäisiksi, ja loput tornit oli vaihdettu linjan poikkeamien, romahtamisen tai korroosion vuoksi.

DC Hybrid Link -projektin jälkeen linjan arvioitiin kantavan 2000 ampeeria jatkuvasti jokaisella navalla 350 kV HVDC: n käyttöjännitteellä.

Maadoituselektrodiasemat

Pohjois -saaren muunnosaseman ja maan välinen yhteys käyttää rantaelektrodiasemaa, joka sijaitsee Te Hikowhenualla, noin 25 km päässä Haywardsista. DC Hybrid Link -projektin aikana tehtyjen päivitysten jälkeen elektrodiasema pystyy kantamaan 2400 A jatkuvasti. Neljäkymmentä elektrodikennoa on haudattu 800 metrin pituiselle kiviselle rannalle. Jokainen elektrodikenno koostuu korkeasta pii-kromi-rautaelektrodista, joka on ripustettu pystysuoraan huokoiseen betonisylinteriin. Soluja ympäröivät valitut ja luokitellut kivet ja geotekstiilikerrokset, jotta merivesi pääsee sisään, mutta estetään lietteen kertyminen. Elektrodin ja maan välinen vastus on 0,122 Ω.

Eteläsaaren maaelektrodiasema sijaitsee Bog Royssä, 7,6 km: n päässä Benmoreista. Se käsittää haudatut elektrodivarret, jotka on järjestetty tähtikokoonpanoon noin 1 km 2: n alueelle . Kukin elektrodivarsi on 40 mm: n ohut terässauva, joka on haudattu noin 0,26 m 2: n koksipohjaan, 1,5 m syvään kaivoon. Elektrodin ja maan välinen vastus on 0,35 Ω. Pieni voimajohto kuljettaa kaksijohtimisen elektrodipiirin Benmoren muunnosasemapaikasta Bog Royn eteläsaaren maaelektrodiin, joka yhdessä pohjoissaaren rantaelektrodin kanssa sallii yhden napaisen käyttää maadoitusta, kun toinen napa on poissa käytöstä.

Vaihteiston viat ja katkokset

Kuten kaikki siirtojärjestelmät, HVDC-saarten välinen linkki ei ole immuuni vikoille. Linkin merkitys tarkoittaa sitä, että suunnittelemattomalla katkoksella voi olla suuria vaikutuksia koko Uuden -Seelannin sähköjärjestelmään, mikä voi aiheuttaa valtakunnallisia taajuuspoikkeamia (alitaajuus vastaanottavalla saarella, ylitaajuus toisella saarella), sähköpulaa vastaanottavalla saarella ja sähkön tukkuhintojen nousu. Kaikkein katastrofaalisin tilanne on samanaikainen bipolihäiriö suurella siirrolla, kun vastaanottavalla saarella on matalaa tai keskisuurta sukupolvea - hetkellinen varareservi ja kuormanlaskujärjestelmät vastaanottavalla saarella eivät pystyisi muodostamaan verkkoa riittävän nopeasti estämään taajuuden laskua, mikä johtaa porrastusvikaan ja koko vastaanottosaareen.

Linkin suunniteltuja katkoksia tarvitaan satunnaisesti huoltotöiden suorittamiseksi, mikä ei ole mahdollista järjestelmän ollessa käynnissä. Huoltoseisokit suunnitellaan hyvissä ajoin vaikutusten minimoimiseksi - ne suoritetaan yleensä kesällä, kun kansallinen sähkön kysyntä on alimmillaan, ja vain yhdellä navalla kerrallaan, ja toinen napa on toiminnassa, ja puolet kaikista kahdesta -napakapasiteetti käyttäen maadoituselektrodeja, jotka tarjoavat polun paluuvirralle maan läpi.

Merkittäviä vikoja ja katkoksia HVDC-saarten välisessä linkissä:

  • 1973 - Fighting Bayn kaapelin 1 rantaliitoksessa tapahtui sähkövika.
  • Elokuu 1975 - Voimakas myrsky aiheutti seitsemän siirtotornin jonon romahtamisen ja vaurioitti linjaa. Linkin korjaaminen kesti viisi päivää.
  • 1976 - Vika tapahtui kaapelin 1 vedenalaisessa liitoksessa, 15,5 km eteläsaaren päästä 120 metrin syvyydessä. Liitos korjattiin vuonna 1977.
  • 1980 - Kaapeli 3 epäonnistui Fighting Bayn rannalla.
  • 1981 - Kaasuvuoto kaapelissa 1 tapahtui Oterangan lahdella. Se korjattiin kesällä 1982/83.
  • 1988 - Kaapelin 2 Oteranga Bayn päätyliitos räjähti ja vuodatti eristysöljyä kytkentäpihalle.
  • 2004 - Tammikuussa kolme HVDC -tornia romahti äärimmäisen tuulen seurauksena, ja elokuussa verkkojännitettä oli alennettava pitkään, koska Oteranga Bayn kaapeli -asemalla tapahtui vakava suolapitoisuus. Lokakuussa yhdessä kolmesta Cook Strait -kaapelista tapahtui vika, joka vähensi Pole 1: n kapasiteettia 540 MW: sta 386 MW: iin. Korjaus kesti lähes kuusi kuukautta.
  • 19. kesäkuuta 2006 - Linkki koki suunnittelemattoman katkoksen juuri ennen illan ruuhka -aikaa yhtenä vuoden kylmimmistä päivistä. Kun neljä North Islandin voimalaitosta oli poissa käytöstä ja Taurangan aaltoilun kuormanhallintalaitteet olivat poissa käytöstä, vaikka Whirinakin varavoimalaitos oli kutsuttu, North Island koki sähköpulaa ja Transpower julisti myöhemmin valtakunnallisen verkkohätätilanteen kello 17.34. Yhteys palautettiin pian hätätilan julistamisen jälkeen.
  • 28. elokuuta 2008 - Marlborough Soundsin lähetystorni löydettiin soljeltuna sen perustuksen liukumisen jälkeen. Torni vahvistettiin teräsköysillä, kunnes se voitiin vaihtaa, koska linkkiä ei voitu sulkea aiheuttamatta laajaa sähkökatkoa Etelä -saarella.
  • 12. marraskuuta 2013-Uusien kaksinapaisten ohjausjärjestelmien käyttöönoton aikana testi, jolla arvioitiin ohjaimen reaktiota 220 kV: n linjan matkaan Haywardsista suuren pohjoisvirtauksen aikana, sai kolme Benmoren suodatinpankkia laukaisemaan verkon. HVDC -ohjaimet vähentävät automaattisesti pohjoiseen suuntautuvaa siirtoa 1000 MW: sta 140 MW: iin, aiheuttaen automaattiset alitaajuiset kuormanpudotusjärjestelmät (AUFLS) Pohjois -saarelle ja tukahduttamalla tuhansia asiakkaita. Suodattimen pankkimatkojen syyksi havaittiin ohjelmistovika.
  • 17. elokuuta 2021 - HVDC -voimajohto epäonnistui Weka Passin alueella, minkä seurauksena Pole 2 -piirin johtimet putosivat valtatien 7 poikki . Transpower julkaisi Grid -hätäilmoituksen myöhemmin päivällä ja neuvoi, että tuotanto- ja siirtokapasiteetti ei riitä Pohjois -saaren illan huippukuormituksen täyttämiseen. Vakavat sääolot viivästyttivät korjausta ja paluuta huoltoon 26. elokuuta asti.

Alkuperäinen linkki

Elohopeakaaren venttiilit venttiilisalissa Haywardsissa.

Suunnittelu

Alkuperäisen näkemyksen sähkönsiirrosta etelä- ja pohjoissaarten välillä kehitti Bill Latta, valtion vesivoimaosaston pääinsinööri. Vuonna 1950 hän valmisteli paperin Pohjois -saaren sähkönsyötön tulevaisuudesta ja kiinnitti huomion kuorman ennustettuun kasvuun ja pohjoisen saaren vesivoiman lisäämisen vähäisiin mahdollisuuksiin . Lattan visiona oli rakentaa lisää vesivoiman tuotantokapasiteettia Etelä -saarelle, jossa oli vielä merkittäviä mahdollisuuksia uusille suunnitelmille, ja siirtää sähkö Pohjois -saaren eteläpuoliskolle vastaamaan kasvavaan kysyntään.

Vuonna 1951 kaapelien valmistusyhtiö British Insulated Callender's Cables (BICC) ilmoitti osavaltion vesivoimalaitokselle, että Cookin salmen kaapelin ylitys oli mahdollista, mutta vaikeaa, koska ei ollut ennakkotapausta virtajohtojen asentamiseen niin vaikeisiin meriolosuhteisiin.

Suuritehoisten elohopeakaariventtiilimuuntimien kehittäminen 1950 -luvulla johti useiden HVDC -siirtojärjestelmien kehittämiseen muissa maissa. Tämä osoitti, että pitkän matkan suuritehoinen HVDC -siirtojärjestelmä oli periaatteessa toteutettavissa. Katso HVDC#Elohopea -kaariventtiilit .

Vuonna 1956 hallitus nimitti BICC: n suorittamaan yksityiskohtaiset tutkimukset Cookin salmen kaapelin ylityksen käytännöllisyydestä ja kustannuksista. Saman vuoden joulukuussa BICC ilmoitti, että hanke oli "täysin toteutettavissa".

Cookin salmen alla olevien kaapeleiden teknisten tutkimusten rinnalla osavaltion vesivoimaosastosta vastaava ministeri nimitti keskeisten sidosryhmien komitean raportoimaan vaihtoehtoista sähköntoimituksesta koko Uuteen -Seelantiin, ei vain Pohjois -saarelle. Vuonna 1957 komitea suositteli, että työt aloitetaan suurella vesivoimalalla Waitaki -joella Benmorella ja että pohjoisen ja eteläsaaren sähköjärjestelmien yhdistäminen on periaatteessa hyväksyttävä.

Myös ruotsalainen ASEA (nykyään osa ABB -konsernia ) sai suosituksia HVDC -muuntamoiden teknisistä näkökohdista.

Ehdotuksen ainutlaatuisia suunnittelunäkökohtia olivat:

  • Benmoren vesivoimaloiden pitäisi pystyä absorboimaan harmoniset virrat, jotka syntyisivät elohopeakaarimuuntimien toiminnasta.
  • Benmore -generaattoreiden käyttöjännite oli 16 kV, mikä oli uusi huippu Uuden -Seelannin vesivoimaloille tuolloin.
  • Benmorella tarvittavat 16 kV: n katkaisijat olisivat uusinta.
  • Elohopeakaaren venttiilit olisivat suurempia kuin mikään aiemmin rakennettu ja vaatisivat vesijäähdytteisiä katodeja.
  • HVDC -yläjohto olisi yksi pisimpään ja vaikeimmin rakennettu Uudessa -Seelannissa tähän asti.
  • Cook Straitin sukellusvenekaapelit olisi suunniteltava erityisesti merenpohjaan ja vuorovesiolosuhteisiin, ja ne vaativat erityistä panssarointia Oterangan lahden päässä, sellaista, jota ei ollut aiemmin käytetty.

Vuonna 1958 BICC asetti kaksi 0,8 km: n pituista kaapeleita Oterangan lahdelta Cookin salmelle osoittaakseen kykynsä vastustaa merenpohjan olosuhteiden aiheuttamaa hankausta, taipumista ja tärinää. Nämä kokeilujaksot otettiin talteen ja tarkastettiin vuonna 1960, ja saman vuoden lokakuuhun mennessä BICC ilmoitti, että koe oli onnistunut ja että prototyyppikaapeli tarjoaisi hyvää palvelua Cookin salmen alla.

Vuosina 1958–1960 hallitukselle tarjottiin erilaisia ​​näkemyksiä koko maan kannalta sopivimmasta sähkönkehityksestä, ja Cookin salmen suunnitellun kaapelin ylityksen riskeihin suhtauduttiin varauksellisesti.

Maaliskuussa 1961 hallitus kuitenkin hyväksyi hankkeen, koska ennustettu kysyntä oli kiireellisempi. NZ £ 6,5 miljoonaa sopimus pantiin kanssa ASEA suunnittelusta, valmistuksesta, asennus ja käyttöönotto muuntimen tehtaan Benmore ja Haywards sekä NZ £ 2,75 miljoonaa sopimus pantiin kanssa BICC valmistukseen, toimitus, rakennus ja testaus Cook Straitin sukellusvenekaapelit.

Rakentaminen

HVDC-saarten välinen yhteys suunniteltiin ja rakennettiin vuosina 1961–1965 Uuden-Seelannin sähköosastoa varten. Suurimmat laitetoimittajat olivat ASEA ja British Insulated Callender's Cables . Alkuperäiset Cook Strait -kaapelit asennettiin vuonna 1964 Photinian kaapelilaivalta .

Valmistuttuaan Uuden -Seelannin HVDC -linkki oli maailman pisin HVDC -siirtojärjestelmä, jolla oli korkein teholuokka ja suurimmat vedenalaiset virtakaapelit. HVDC-linkin kummassakin päässä olevat pääteasemat käyttivät suuria elohopea- tasasuuntaajia ja inverttereitä- 1960-luvun tekniikka-muuntamaan vaihtovirran ja tasavirran välillä. Eteläsaaren muunnosasema perustettiin Benmoren vesivoimalaitokselle Waitakin laaksoon. North Islandin muunnosasema rakennettiin Haywardsiin Hutt Valleyn lähellä Wellingtonia.

HVDC -voimajohdon, joka yhdistää Benmore- ja Haywards -muuntimet, kokonaispituus on 610 kilometriä. Yläjohtoa tukee 1649 siirtotornia, ja sen kokonaisreitti on 570 km. Cookin salmen alla olevat sukellusvenekaapelit ovat 40 km pitkiä.

Kunnes se päivitettiin vuonna 1993, HVDC-saarien välisellä linkillä oli normaali käyttöjännite ± 250  kV ja suurin voimansiirtokapasiteetti noin 600  MW .

HVDC -linkki suunniteltiin alun perin siirtämään virtaa pohjoiseen Benmoreista Haywardsiin. Vuonna 1976 alkuperäisen järjestelmän ohjausjärjestelmää muutettiin, jotta virtaa voitaisiin lähettää päinvastaiseen suuntaan Haywardsista Benmoreen.

Tekninen perintö

Institution of Professional Engineers New Zealand (nykyinen Engineering New Zealand ) tunnusti alkuperäisen HVDC -linkin merkittäväksi osaksi Uuden -Seelannin insinööriperintöä "Engineering to 1990" -projektin aikana.

Hybridipäivitysprojekti

Haywards Pole 2 -tyristoriventtiili, huoltoseisokin aikana.

Vuonna 1987 Electricity Corporation of New Zealand aloitti tutkimukset parhaiden keinojen löytämiseksi saarten välisen yhteyden parantamiseksi. Taloudellisista syistä valittiin hybridi -päivitys koko korvaamisen sijaan. Termi "hybridi" otettiin käyttöön, koska kapasiteetin lisäys oli tarkoitus saavuttaa yhdistämällä jännite ja virta. Päivitysprojektiin sisältyi olemassa olevien elohopeakaariventtiilimuuntimien jatkuva käyttö uusien kiinteiden tyristorimuuntimien asemien rinnalla . Työn laajuus sisälsi:

  • Cookin salmen alla on kolme uutta HVDC -sukellusvenekaapelia, jotka täydentävät ja lopulta korvaavat alkuperäiset kaapelit. Jokaisen uuden kaapelin nimellisteho oli 350 kV, 1430 A, jolloin kapasiteetti enintään 500 MW kaapelia kohti. Kolme uutta virtajohtoa asennettiin vuonna 1991 kaapelinlaskualuksella Skagerrak .
  • Uudet kaapelipäätteet Fighting Bayssä ja Oteranga Bayssä
  • Linkin kummassakin päässä olevat elohopeakaariventtiilimuuntimet konfiguroitiin toimimaan rinnakkain jokaisella asemalla (ne olivat aiemmin toimineet vastakkaisella sähkönapaisuudella ). Ne nimettiin uudelleen Pole 1: ksi.
  • Elohopeakaariventtiilimuuntimien käyttöjännite nostettiin alkuperäisestä 250 kV: sta 270 kV: iin
  • Uusia HVDC -tyristorimuuntinasemia lisättiin linkin kumpaankin päähän. Näiden käyttöjännite oli 350 kV, ja ne nimettiin napaksi 2.
  • Koko HVDC -ilmajohdon uudelleeneristys sen nimellisarvon nostamiseksi 350 kV: iin. Myös siirtorakenteita ja johtimia koskevia töitä tehtiin sen varmistamiseksi, että linjajohtimet voivat toimia jopa 2000 A: n kullakin navalla.

Pole 2 -muuntimet ja uudet sukellusvenekaapelit otettiin käyttöön maaliskuussa 1991.

Päivitys toi muuntaja -aseman kokonaiskapasiteetin 1348 MW: iin (648+700 MW), mutta linkki rajoitettiin 1240 MW: iin, koska sähkölinjojen luokitus rajoittaa Pole 1: n toimintakapasiteettia 540 MW: iin. Viimeisen alkuperäisen sukellusvenekaapelin poistamisen jälkeen HVDC -linkin siirtokapasiteetti rajoitettiin edelleen 1040 MW: iin Cook -salmen alla olevan yhden Pole 2 -kaapelin vuoksi.

Varainhoitosuunnitelmassaan 2018 Transpower ilmoitti suunnittelevansa sääntelykaudella 2020-2025 merkittäviä menoja pylvään 2 muuntamoiden käyttöiän pidentämiseen tai vanhentuneiden laitteiden korvaamiseen, mikä on lähellä alkuperäistä 30 vuoden suunnitteluaikaa.

Pole 1: n käytöstä poistaminen

21. syyskuuta 2007 alkuperäiset Pole 1-elohopeakaarimuuntimet suljettiin "määräämättömäksi ajaksi". Kuitenkin joulukuussa 2007 Transpower ilmoitti, että puolet Pole 1: n kapasiteetista palautetaan "lämpimään valmiustilaan" ennen talvea 2008, jotta voidaan tarvittaessa vastata Pohjois-saaren sähkön kysyntään. Loput napa 1: n puolinapaiset laitteet oli tarkoitus poistaa käytöstä.

Transpower ilmoitti myös marraskuussa 2007, että joulukuuhun 2007 mennessä se lisää napa 2: n etelästä pohjoiseen voimansiirtokapasiteettia 500 MW: sta 700 MW: iin. Tämä tehtiin konfiguroimalla kolme toimivaa sukellusvenekaapelia uudelleen. Yksi kahdesta aiemmin napaan 1 yhdistetystä kaapelista siirrettiin napaan 2.

Transpower ilmoitti 13. maaliskuuta 2008, että työt on saatu päätökseen, jotta 50% napa 1: n kapasiteetista palautettaisiin toimintaan silloin, kun sähkön kysyntä Pohjois -saarella saavutti huippunsa. Useita elohopeakaaren tasasuuntaajia kannibaloitiin Tanskan ja Ruotsin välisestä Konti-Skan- yhteydestä tätä kunnostusta varten. Energiansiirto napa 1: llä rajoittui tiukasti pohjoiseen, jotta ikääntyvä muunninjärjestelmä ei rasituisi ja rasittuisi.

Toukokuussa 2009 Transpower otti Pole 1: n jäljellä olevan kapasiteetin uudelleen käyttöön lyhyeksi ajaksi, rajoitetulla 200 MW: n kapasiteetilla, vastauksena Pole 2: n väliaikaiseen kapasiteetin menetykseen.

Puolan napa 1: n käytöstä poistaminen ja jäljellä olevan napa 1 -kapasiteetin toimintarajoitukset johtivat HVDC -linkin toimimiseen enimmäkseen yksinapaisessa tilassa pelkästään napa 2: n avulla. Vuonna 2010 Transpower ilmoitti, että jatkuva toiminta monopolaarisessa tilassa on johtanut HVDC -linkin toimimiseen galvaanisena kennona maan kanssa, mikä on aiheuttanut Benmoren Bog Roy -elektrodien syöpymisen anodina toimiessaan ja aiheuttaen magnesiumin ja kalsiumhydroksidin kertymistä kertymiä Haywardin Te Hikowhenuan rantaelektrodeille, koska ne toimivat katodina . Lisä- ja huoltotöitä tarvittiin.

Transpower poisti käytöstä 1. elokuuta 2012 Benmoren ja Haywardsin Pole 1 -elohopeaventtiilin muuntamoiden jäljellä olevan puolen 47 vuoden käytön jälkeen. Inter Islandin linkki oli tuolloin maailman viimeinen HVDC -järjestelmä, jossa oli elohopeaventtiilin muuntimia toiminnassa.

Pole 3 -hanke

Toukokuussa 2008, liikkua toimitti investointi ehdotuksen sähköyhtiön korvaamiseksi vanhan elohopeatasasuuntaaja Pole 1 muuttaja asemia uusilla Thyristor muunnin asemia. Sähkökomissio ilmoitti heinäkuussa 2008 aikovansa hyväksyä hankkeen.

Pole 3 -venttiilisalin katon nostaminen paikalleen Benmorella

Tämä hanke käsitti uusien napa 3 -nimisten muuntamoiden rakentamisen toimimaan +350 kV 700 MW: n teholla, jotka vastaavat nykyistä napaa 2 (−350 kV, 700 MW). Työmaatyöt 672 miljoonan dollarin hankkeessa aloitettiin virallisesti 19. huhtikuuta 2010, jolloin energiaministeri Gerry Brownlee kääntyi ensimmäiseksi. Uudet muuntimet oli tarkoitus ottaa käyttöön huhtikuuhun 2012 mennessä, mutta toukokuussa 2011 Transpower ilmoitti, että käyttöönotto viivästyi joulukuuhun 2012 asti valmistajan vaikeuksien vuoksi.

Napa 1: n korvaaminen uusilla Pole 3 -muuntamoilla sisälsi mm.

  • Uudet venttiilisalit Pole 2 -venttiilisalien vieressä sekä Benmoreissa että Haywardsissa, kumpikin sisältää tyristorimuuntimet
  • Uudet muuntajat, jotka yhdistävät venttiilisalit 220 kV: n väyliin sekä Benmoressä että Haywardsissa
  • Pole 3 -tyristoreiden yhdistäminen nykyisiin Pole 1 -linjoihin sekä Benmoren että Haywardsin kohdalla
  • Pole 3 -tyristoreiden liittäminen olemassa oleviin elektrodijohtoihin sekä Benmore- että Haywards -alueilla
  • Cook Strait -kaapelin numero 5 vaihtaminen napa 2: sta napaan 1/3.
  • Uudet 220 kV: n suodattimet 220 kV: n linja -autoissa sekä Benmoressä että Haywardsissa
  • Uudet muuntajat, jotka yhdistävät neljä synkronista lauhdutinta C7 - C10 Haywardsin 110 kV: n väylään
  • Uudet 5. ja 7. harmoniset suodattimet, jotka yhdistävät 110 kV: n väylään Haywardsissa.
  • Poistetaan olemassa olevat muuntajamuuntajat, jotka yhdistävät napa 1 elohopeakaariventtiilit ja kaksi synkronista lauhdutinta 110 kV: n väylään Haywardsissa.
  • Kaikkien jäljellä olevien elohopeaventtiilin napa 1 -laitteiden poistaminen sekä Benmore- että Haywards -tiloissa.
Pole 3 rakentaa seismisen pohjan eristyksen Haywardsiin.

Napa 1: n käytöstä poistaminen oli tarkoitus tehdä heinäkuussa 2012, jolloin voidaan tehdä töitä nykyisten linjojen vaihtamiseksi napa 3: n yli ja jotta uusi napa voidaan testata kesäkuukausina, jolloin sähkön kysyntä ja siksi saarien välinen sähkönsiirto on vähäistä . Uusi Pole 3 pystyi toimimaan 700 MW: n teholla käyttöönoton jälkeen, mutta linkin Haywards -päädyn riittämättömän jännitetuen vuoksi napojen 2 ja 3 yhdistetty siirto rajoittui 1000 MW: iin. Kun uusi staattinen tahdistinkompensaattori (STATCOM) otettiin käyttöön Haywardsissa tammikuussa 2014, napa 3 pystyi toimimaan täydellä tehollaan, kun napa 2 oli toiminnassa (1200 MW: n kokonaissiirto).

Pole 2 -ohjausjärjestelmän vaihto

Pole 2 otettiin käyttöön vuonna 1992 HVDC -ohjausjärjestelmillä, jotka käyttivät 1980 -luvun loppupuolen tekniikkaa. 20 vuoden käytön jälkeen ohjausjärjestelmät ovat lähestymässä käyttöikänsä loppua, ovat teknisesti vanhentuneita ja eivät ole yhteensopivia uuden Pole 3 -ohjausjärjestelmän kanssa, mikä tekee kaksisuuntaisen ohjauksen mahdottomaksi.

Loppuvuodesta 2013 Transpower otti Pole 2: n pois käytöstä neljäksi viikoksi, jotta ohjausjärjestelmät voitaisiin korvata uusilla järjestelmillä, jotka ovat identtisiä Pole 3: n kanssa, ja asentaa uuden kaksisuuntaisen ohjausjärjestelmän molempien napojen ohjaamiseksi. Tätä seurasi kolmen kuukauden testaus uusilla ohjausjärjestelmillä. Napa 3 jatkoi toimintaansa seisokin aikana ja suurimman osan testauksesta yksinapaisessa kokoonpanossa maadoituselektrodien kanssa.

Muut siihen liittyvät teokset

Linjan huolto

Aikana, jolloin napa 1 poistettiin käytöstä vaihdettavaksi napaan 3, joillekin voimajohdon osille tehtiin huolto- ja korjaustöitä. Työ sisältää:

  • Vaihdetaan noin 100 voimansiirtotornia Etelä -saarella selvitysongelmien korjaamiseksi
  • Joidenkin johtimien pituuksien vaihtaminen Pohjois -saarella, kun ne lähestyvät käyttöikänsä loppua
  • Vahvistetaan joitain North Islandin lähetystorneja.

Benmore -generaattorimuuntajat

Benmoren saarten välisen yhteyden alkuperäinen muotoilu integroitiin 540 MW: n Benmore-vesivoimalan suunnitteluun. Voimalaitoksen 16 kV: n generaattorikiskot olivat yhteyspiste HVDC -linkin ja South Islandin verkon välillä. Kuuden Benmore -generaattorin voima voisi virrata suoraan 16 kV: n virtakiskoista HVDC -yhteyteen muuntajamuuntajien kautta, jolloin yhdistävät muuntajat kytkeytyvät Benmoren 220 kV: n virtakiskoon viedäkseen tai tuodakseen sähköä muualta Etelä -saarelta. Voimalaitoksen suunnittelu optimoitiin HVDC -linkin avulla, ja yhdistävät muuntajat suunniteltiin huomattavasti pienemmällä luokituksella kuin Benmore -generaattoreiden maksimiteho, koska niin suuri osa generaattorin lähtötehosta virtaa normaalisti HVDC -linkkiin.

Transpowerin alkuperäisen Pole 1 -laitteiston käytöstä poistamisen jälkeen generaattorin 16 kV: n virtakiskojen ja HVDC -linkin välillä ei enää ollut suoraa yhteyttä, ja Benmore -yhdistävien muuntajien rajallinen kapasiteetti olisi rajoittanut aseman maksimitehoa. Benmoren omistaja Meridian Energy korvasi yhdistävät muuntajat uusilla generaattorimuuntajilla koordinoidusti Transpower-ohjelman kanssa Pole 1 -laitteiden käytöstä poistamiseksi . Kuusi generaattoria liitettiin uudelleen 220 kV: n kansalliseen verkkoon kuuden uuden generaattorikytkimen ja kolmen 220/16/16 kV: n kolmen käämimuuntajan kautta. Uudet muuntajat yhdistävät kumpikin kaksi generaattoria kahden 16 kV: n toisiokäämin kautta.

Tulevat vaihtoehdot

Neljäs Cook Strait -kaapeli

On ehdotuksia neljännen kaapelin asentamisesta Cookin salmen alle (kaapeli 7), joka yhdistää napaan 2, jotta HVDC -linkki voi kasvaa 1400 MW: iin. Neljännen kaapelin lisäksi Benmoreen ja Haywardsiin asennetaan uusia suodattimia ja Haywardsiin uusi STATCOM. Vuodesta 2017 lähtien neljännelle kaapelille ei ole lopullista aikataulua.

Pohjois -Canterburyn hana

Ylä South Island pohjoiseen Waitaki Valley on sukupolvi-huono, mutta on monia suuria kysynnän keskuksissa, varsinkin Christchurch , Nelson , Ashburton ja Timaru - Temuka . Lähes kaikki sähkö on tuotava Waitakin laaksosta kolmen suuren 220 kV: n linjan kautta: yksipiirinen Livingstone-Islington -linja (rakennettu 1956), yksipiirinen Twizel- Islington Tekapo B -linjan kautta (rakennettu 1962), ja kaksipiirinen Twizel Islingtoniin/Bromleyyn Timarun ja Ashburtonin linjan kautta (rakennettu 1975). Kasvava kysyntä ja muuttuvat käyttötavat, jotka johtuvat suurelta osin maankäytön muutoksista ja lisääntyneestä kastelusta Canterburyssä, tarkoittavat, että nämä linjat lähestyvät nopeasti kapasiteettia ja koska ne kaikki lähentyvät Islingtonin metroasemaa Länsi-Christchurchissa, mikä on suuri vika asema saattaa keskeyttää sähkönsyötön koko eteläsaarelle Christchurchista pohjoiseen.

Yksi monista ehdotuksista lievittää tätä kysymystä sisältää hanan osaksi HVDC saarten välisen ja invertteri / tasasuuntaaja asemalle, jossa se kohtaa kaksi 220 kV: Islington on Kikiwa riviä lähellä Waipara Pohjois Canterbury. Tämä mahdollistaisi toisen sähkön reitin Christchurchiin ja Upper South Islandille ja aiheuttaisi redundanssin verkkoon. Kuitenkin sen kalliiden kustannusten ja kustannustehokkaampien ratkaisujen ansiosta sähköntoimituksen turvaamiseksi lyhyellä ja keskipitkällä aikavälillä tällaisen hanan rakentaminen on epätodennäköistä ennen vuotta 2027.

Sivustojen sijainnit

Katso myös

Viitteet

Ulkoiset linkit