HVDC Inter -Island - HVDC Inter-Island

HVDC Inter-Island
Rute for HVDC Inter-Island
plassering
Land New Zealand
Generell retning Sør Nord
Fra Benmore vannkraftverk , nær Otematata , Canterbury
Til Haywards transmisjonsstasjon, Lower Hutt
Eierskapsinformasjon
Eieren Transpower New Zealand Limited
Operatør Transpower New Zealand Limited
Konstruksjonsinformasjon
Produsent av transformatorstasjoner ABB Group / Siemens
Byggingen startet 1961
På oppdrag April 1965
Teknisk informasjon
Type Bipol HVDC strømnett med overføringslinja i lufta og undersjøiske kraftkabler under Cook Strait
Type strøm HVDC
Total lengde 610 km (380 mi)
Effekt vurdering 1200 MW
AC spenning 220 kV
DC spenning ± 350 kV
Antall poler To
Kartlegg alle koordinater med: OpenStreetMap 
Last ned koordinater som: KML

Den HVDC Inter-Island linken er en 610 km (380 miles) lang, 1200 MW bipolar høyspent likestrøm (HVDC) overføringssystem som forbinder de elektrisitetsnettverk i North Island og South Island of New Zealand sammen. Det blir ofte referert til som Cook Strait -kabelen i media og i pressemeldinger, selv om koblingen er mye lengre enn Cook Strait -delen, og undersjøisk seksjon består av 3 parallelle kabler. Lenken eies og drives av det statseide overføringsselskapet Transpower New Zealand .

HVDC -koblingen starter ved Benmore vannkraftverk , på Waitaki -elven i Canterbury , på Sørøya, og deretter reiser den 534 kilometer på en luftledning gjennom innlandet Canterbury og Marlborough til Fighting Bay i Marlborough Sounds . Fra Fighting Bay reiser lenken 40 km via sjøkabler under Cookstredet til Oteranga Bay , nær Wellington , før den siste 37 km kjører på luftledninger til Haywards transmisjonsstasjon i Lower Hutt .

HVDC-forbindelsen ble først operativ i april 1965 for først og fremst å transportere elektrisitet fra den generasjonsrike Sørøya til den mer folkerike Nordøya. Koblingen var opprinnelig en bipolar 600 MW ledd med kvikksølvbue -ventiler , helt til det originale utstyret ble parallelt med en enkelt pol (pol 1) i 1992, og en ny tyristorbasert pol (pol 2) ble konstruert ved siden av den, noe som økte koblingens kapasitet til 1040 MW. Den aldrende polen 1 ble fullstendig deaktivert fra 1. august 2012, og en erstatningstyristorbasert pol, pol 3, ble tatt i bruk 29. mai 2013, og gjenopprettet likestrømforbindelsen til en bipolar 1200 MW-konfigurasjon.

Begrunnelse for lenken

Et kart over de store kraftoverføringslinjene i New Zealand, med HVDC Inter-Island-koblingen merket med en stiplet svart linje.

HVDC -lenken er en viktig komponent i overføringssystemet på New Zealand. Den kobler transmisjonsnettene til de to øyene, og brukes som et energibalanseringssystem, som bidrar til å matche energitilgjengelighet og etterspørsel på de to øyene.

De to øyene er geografisk forskjellige - Sørøya er 33 prosent større enn Nordøya i landområde (151 000 km 2 mot 114 000 km 2 ), men Nordøya har over tre ganger befolkningen på Sørøya (3,90 millioner mot 1,19 million). Som en konsekvens har Nordøya et betydelig større energibehov. Imidlertid bruker Sørøya mer strøm per innbygger på grunn av det kjøligere klimaet og tilstedeværelsen av Tiwai Point Aluminium Smelter , som med en høy etterspørsel på 640 MW er New Zealands største enkeltbruker. I 2011 ble rundt 37,1% av den totale elektrisiteten som ble produsert forbrukt på Sørøya, mens 62,9% ble forbrukt på Nordøya. Sørøya -generasjonen sto for 40,9% av landets elektrisitet i 2011, nesten alle (97%) fra vannkraft , mens Nordøya genererte de resterende 59,1% fra en blanding av hovedsakelig vannkraft, naturgass og geotermisk produksjon, pluss mindre mengde kull- og vindproduksjon.

Hvis all generasjon som er i bruk nå er tilgjengelig, har begge øyene nok produksjonskapasitet i topptider, uten forbindelsen mellom de to øyene. HVDC -lenken gir imidlertid fordeler for kunder på både Sørøya og Nordøya:

  • Koblingen gir forbrukerne på Sørøya tilgang til Nordøyens termiske generasjonsressurser som kan støtte etterspørselen på Sørøya i tider med lave vannlagringsnivåer og lave tilførsler til vannkraftsjøer på Sørøya .
  • Koblingen gir forbrukere på Nordøya tilgang til Sørøyas store vannkraftgenereringsressurser som kan støtte etterspørselen på Nordøya i tider med toppbelastning.

Koblingen spiller en viktig rolle i elektrisitetsmarkedet i New Zealand , og gjør at generatorer på Nord- og Sørøya kan konkurrere med hverandre, og dermed redusere engros -strømprisene.

Overføringssystemet mellom øyer ble designet som et HVDC-system, til tross for kostnaden ved konvertering fra vekselstrøm til likestrøm og tilbake igjen, for å passe kravene til en lang overføringslinje og en sjøkryssing. Koblingen krysser Cookstredet , mellom de to øyene, ved hjelp av ubåtstrømkabler lagt langs havbunnen. HVDC er mer egnet enn AC for overføring over lange avstander, og spesielt der sjøkabeloverføring er nødvendig, fordi det vanligvis er mer økonomisk og har lavere energitap, til tross for de høye kostnadene ved AC/DC -konverteringsprosessen.

Begrensninger

Lenken er designet for å kunne overføre elektrisitet både i retning nord og sør, men utformingen av overføringssystemet på den nedre Nordøya begrenser mengden elektrisitet som kan overføres sørover. Nordøyens elektrisitetssystem har det meste av sin generasjon i sentrum av øya, mens de to store lastesentrene, Auckland og Wellington , ligger nord og sør for hovedgenerasjonsressursene. HVDC Inter-Island-koblingen kobles til North Island AC-overføringssystemet på Haywards i Wellington. Wellington -regionen er et stort lastesenter med et regionalt toppbehov på omtrent 780 MW. Lokal produksjonskapasitet er bare 165 MW, og mesteparten av dette er vindkraft , som er periodisk og ikke kan stole på for å dekke belastning når det er nødvendig, noe som betyr at regionen må importere strøm for å dekke etterspørselen.

I perioder med kraftstrøm nordover på HVDC -lenken, brukes energien fra Sørøya i stor grad i Wellington -regionen, og eventuelt overskudd strømmer langs fem linjer - fire 220 kV -linjer via Kapiti -kysten og en 110 kV -linje via Wairarapa , nordover til Bunnythorpe nær Palmerston North. I perioder med HVDC -strømning sørover må imidlertid 220 kV -ledningene til Wellington overføre elektrisitet fra North Island -nettet for både Wellington og HVDC -forbindelsen. 110 kV-linjen er normalt utilgjengelig for gjennomføring til Wellington på grunn av lav kretsvurdering på delen Bunnythorpe til Woodville , noe som nødvendiggjør at linjen deles i to nær Pahiatua for å forhindre at lavkapasitetsdelen overbelastes og begrenser all overføring til Wellington. Sørover HVDC -kraftoverføring er derfor begrenset av kapasiteten til de nedre North Island 220 kV -overføringskretsene, og av risikoen for spenningsforstyrrelser i Wellington -regionen i tilfelle plutselig forstyrrelse av HVDC -overføring. HVDC -kontroll- og beskyttelsessystemene er også sammenlåst for å hindre operatører i å betjene forbindelsen med sørgående strøm som overstiger differansen mellom kapasiteten til overføringslinjer til Haywards og Wellingtons minimale regionale belastning. Store søroveroverføringer på HVDC -lenken er vanligvis ikke påkrevd, bortsett fra i perioder med langvarig lav tilstrømning til Hydrosjøer på Sørøya, og den begrensede sørgående kapasiteten er ikke en stor begrensning.

Nordgående overføring er vanligvis ikke begrenset, men kan bli begrenset hvis en av 220 kV -linjene ut av Wellington eller gjennom Central North Island blir overbelastet eller er ute av drift.

Rute

HVDC transmisjonslinjetårn i kystområdet Marlborough

HVDC Inter Island -koblingen starter ved to omformerstasjoner som ligger ved siden av Benmore vannkraftverk i Waitaki -dalen. Elektrisitet er hentet fra hovedkontoret i Benmore, som forbinder Benmore-generatorene og resten av South Island-transmisjonsnettet, ved 220 kV via bindelinjer over Benmore-bakken. Vekselstrømmen konverteres på stasjonene til ± 350 kV HVDC for overføring

HVDC -overføringslinjen krysser Benmore kraftstasjons spor og tar en rute langs den østlige siden av demningen. Linjen fortsetter nordover langs den østlige bredden av Lake Benmore , før den svinger nord-øst og deretter østover for å møte Christchurch til Twizel HVAC-linjen. Når vi krysser State Highway 8 sør for Fairlie , svinger linjen deretter nordøstover og passerer mellom Fairlie og Geraldine . Nord for Geraldine til Oxford følger HVDC -linjen stort sett turistveien Inland Scenic Route gjennom innlandet Canterbury Plains, og passerer nær byene Methven , Sheffield og Oxford, før den fortsetter nordøstover mot Waipara .

HVDC -linjen passerer gjennom Weka Pass inn i Amuri -distriktet, og reiser nordover gjennom regionen, vest for Culverden , til Hanmer Springs . Herfra svinger linjen nordøst og reiser gjennom Molesworth Station inn i Marlborough og nedover Awatere River- dalen, før den svinger nordover for å møte State Highway 1 gjennom Dashwood og Weld Passes. Linjen beveger seg øst for Blenheim , møter østkysten av øya ved Cloudy Bay , og reiser opp langs kysten til Marlborough Sounds. Linjen svinger østover og deretter sør-øst rundt Port Underwood , før den krysser til Fighting Bay på kysten, der South Island kabelterminal ligger.

På dette fysiske stedet kobles linjene til tre undersjøiske kabler som tar strøm under Cook Strait . Fra august 2012 bruker pol 2 to av disse kablene, med den tredje kabelen ubrukt som venter på igangkjøring av pol 3. Øya kabelterminal ved Oteranga Bay.

Fra Oteranga Bay reiser den landbaserte North Island-overføringslinjen nordøstover gjennom Mākara like vest for Johnsonville . Vest for Ngaio fusjonerer elektrodelinjen fra North Island -breddeelektroden ved Te Hikowhenua, nord for Mākara Beach , med hovedtransportlinjetårnene for den endelige forbindelsen til North Island -omformerstasjonen. Linjen svinger østover rundt Churton Park , krysser til Horokiwi før den svinger nord-øst og passerer gjennom Belmont Regional Park til Haywards i Nord-Lower Hutt, stedet for North Island static inverter-anlegg.

På Haywards mottar to omformerstasjoner HVDC -effekt på ± 350 kV, og konverterer den til vekselstrøm ved 220 kV AC. Herfra strømmer strømmen fra Inter Island -koblingen til hovedstasjonen Haywards HVAC, hvor den distribueres til byområdet Wellington, eller overføres nordover til resten av North Island -nettet.

Teknisk beskrivelse

Forenklet skjematisk oversikt over New Zealand HVDC -opplegg

New Zealand Inter-Island HVDC-lenken er et bipolar HVDC "Classic" -overføringsopplegg over lange avstander som bruker luftledninger og sjøkabler for å koble mellom Sør- og Nordøyene. Den bruker tyristorbaserte linjekommuterte omformere i hver ende av koblingen for å rette opp og invertere mellom vekselstrøm og likestrøm. Koblingen inkluderer jordelektrodestasjoner som muliggjør bruk av jordretur. Dette tillater drift med ubalansert strøm mellom de to polene, og monopolar drift når en pol er ute av drift.

Omformerstasjoner

Omformerstasjonene for hver pol, i hver ende av lenken, inkluderer:

  • omformer ventilhall, kjølesystem og kontrollbygg
  • omformertransformatorer
  • 220 kV AC bryterutstyr og tilkoblinger
  • 220 kV harmoniske filtre
  • 350 kV DC -verftsutstyr, inkludert DC -utjevningsreaktor

Konverteringsventilene er tolvpulsomformere, arrangert som tre vannkjølte firkantede enheter. Både pol 2 og pol 3 bruker et design som henger firkantene fra taket på ventilhallen. Dette gir overlegen seismisk ytelse sammenlignet med et bakkeoppsett, spesielt i New Zealands svært seismiske miljø. Det er tre enfasede omformertransformatorer for hver omformerventil, og hver transformator har to sekundære viklinger koblet til ventilen.

Detaljer om utstyret til omformerstasjonen og karakterer er gitt i tabellen nedenfor:

Konverteringsstasjon Pol 2 Pol 3 Merknader
På oppdrag 1991 Mai 2013
Produsent Asea Brown Boveri (ABB) Siemens
Driftsspenning −350 kV +350 kV
Omformerens nominelle vurdering 560 MW 700 MW
Konverter kontinuerlig overbelastning 700 MW 735 MW
Overbelastning på kort sikt 840 MW i 5 s 1000 MW i 30 min
Tyristor type 100 mm diameter, elektrisk utløst, vannkjølt 125 mm diameter, lysutløst, vannkjølt
Ventil maksimal kontinuerlig strømstyrke 2000 A. 2.860 A
Tyristor topp revers spenning 5,5 kV > 7,5 kV
Tyristorer per ventil 66 52
Tyristorer per firrivalve enhet 264 208
Tyristorer per stasjon 792 624
Quadrivalve masse 20 tonn 17 tonn
Antall omformertransformatorer 8 totalt: 3 pluss 1 ekstra på hver omformerstasjon 8 totalt: 3 pluss 1 ekstra på hver omformerstasjon
Konverter transformator masse 324 tonn, inkludert olje 330 tonn, inkludert olje
Oljemengde per transformator 85 000 liter (19 000 imp gal; 22 000 US gal) 91 000 liter (20 000 imp gal; 24 000 US gal)

Sjøkabler

HVDC 350 kV sjøkabel tverrsnitt. Total diameter 13 cm.

De tre ubåtstrømkablene som ble installert i 1991, er hver til å ha 1430 A kontinuerlig ved 350 kV driftsspenning. De er konstruert med en komprimert flerstrenget kobberleder som en sentral kjerne, med masseimpregnert papirisolering omgitt av en blykappe. To lag galvanisert ståltråd rustning gir styrke og mekanisk beskyttelse. Det ytre laget av kabelen er en servering laget av polypropylentau og den ytre diameteren er omtrent 130 mm. Kablene har en 30-minutters overbelastningskapasitet på 1600 A.

For å sikre sikkerheten til koblingens undersjøiske strømkabler, håndheves en syv kilometer bred kabelbeskyttelsessone (CPZ) der kablene krysser Cook Strait. Fartøy har ikke lov til å ankre eller fiske i dette området, og området patruljeres rutinemessig med sjø og luft. Alle som finner ankring eller fiske i området, er ansvarlig for bøter på opptil $ 100 000 og tap av fartøyet - mer hvis en kabel senere blir skadet.

HVDC overføringslinje

Eksempel på tverrsnitt av HVDC-leder
Etikett på dirigentprøven (original vurdering ± 250 kV)

Overføringslinjen ble designet og bygget av New Zealand Electricity Department, og ble fullført i januar 1965. Den opprinnelige konstruksjonen av linjen inkluderte oppføring av 1623 stålgittertårn. I noen seksjoner på Sørøya når linjen en høyde på 1280 meter. Det lengste spennet er 1119 m, nær Port Underwood, nær Fighting Bay kabelterminal.

Linjen ble opprinnelig designet for drift ved ± 250 kV. Under DC Hybrid link -prosjektet fra 1989 til 1992 ble overføringslinjen reisolert med porselenisolatorenheter av DC -tåke, for å muliggjøre drift ved 350 kV. Det er 15 enheter per isolatorstreng i de indre delene av ruten, og 33 enheter per isolatorstreng i kystdelene av ruten som er utsatt for saltkondens. Isolatorstrengene i kystdelene er rundt 5 m lange.

Overføringsledningens isolatorer støtter et par ACSR -ledere på hver side av tårnene. Lederne er hver 39,4 mm i diameter, og har en avstand på 432 mm fra hverandre.

HVDC -linjen har en kontinuerlig luftledning for lynbeskyttelse, bortsett fra en 21 km seksjon ved Haywards -enden, hvor ledningen er skjermet av elektrodeledningens ledere. En 13 km seksjon av North Island HVDC -linjen bruker en luftledning som inneholder en fiberoptisk kjerne (OPGW), og ytterligere 169 km seksjon OPGW er installert South Island -linjen.

Rundt 20 nye tårn ble bygget i 1992 for å omdirigere HVDC -linjen nord for Johnsonville for å gi plass til ny boligutvikling. Dette ble kjent som Churton Park -avviket.

Rundt 92,5 prosent (1503) av tårnene på linjen i 2010 ble identifisert som originale, og de resterende tårnene ble erstattet på grunn av linjeavvik, kollaps eller korrosjon.

Etter DC Hybrid Link -prosjektet ble linjen vurdert til å bære 2000 ampere kontinuerlig på hver pol, ved en driftsspenning på 350 kV HVDC.

Jordelektrodestasjoner

Forbindelsen mellom North Island -omformerstasjonen og jorden bruker en landelektrodestasjon som ligger på Te Hikowhenua, omtrent 25 km fra Haywards. Etter oppgraderinger som ble utført under DC Hybrid Link -prosjektet, er elektrodestasjonen i stand til å bære 2400 A kontinuerlig. Førti elektrodeceller er begravet langs en 800 m lengde av en steinete strand. Hver elektrodecelle består av en høy silisium-krom jernelektrode, suspendert i en vertikal porøs betongsylinder. Cellene er omgitt av utvalgte og graderte steiner og geotekstillag for å tillate sjøvanninntrengning, men forhindrer oppbygging av silt. Elektroden til jordmotstand er 0,122 Ω.

South Island bakkeelektrodestasjon ligger ved Bog Roy, 7,6 km fra Benmore. Det består av nedgravde elektrodearmene som er anordnet i stjerneform i et område på omkring 1 km 2 . Hver elektrodearm er en 40 mm mild stålstang begravet i et koksbed med et tverrsnitt på rundt 0,26 m 2 i en 1,5 m dyp grøft. Elektroden til jordmotstand er 0,35 Ω. En liten transmisjonslinje fører en dobbeltlederelektrodekrets fra Benmore -omformerstasjonsstedet til landelektroden på Sørøya ved Bog Roy, som i forbindelse med landelektroden på Nordøya lar en pol operere ved hjelp av jordretur når den andre polen er ute av drift.

Overføringsfeil og -brudd

Som alle transmisjonssystemer er HVDC Inter-Island-koblingen ikke immun mot feil. Viktigheten av koblingen betyr at en uplanlagt driftsstans kan ha store implikasjoner for hele New Zealand elsystem, som potensielt kan forårsake landsdekkende frekvensavvik (underfrekvens på den mottakende øya, overfrekvens på den andre øya), strømmangel på den mottakende øya, og en stigning i engros -strømpriser. Den mest katastrofale situasjonen er samtidig bipoleavbrudd ved høy overføring når det er lav til middels generasjon på den mottakende øya - øyeblikkelig reservegenerering og belastningssystemer på den mottakende øya ville ikke kunne komme på nettet raskt nok til å forhindre at frekvensen faller, som resulterer i kaskadesvikt og avbrudd på hele den mottakende øya.

Planlagte avbrudd i koblingen er av og til nødvendig for å utføre vedlikehold som ikke er mulig mens systemet er strømførende. Vedlikeholdsbrudd er planlagt i god tid for å minimere effektene - de utføres vanligvis om sommeren når det nasjonale strømbehovet er på sitt laveste, og på bare en pol om gangen, mens den andre polen forblir i drift og gir halvparten av de to -polskapasitet, ved hjelp av jordelektrodene som gir en vei for returstrøm gjennom bakken.

Bemerkelsesverdige feil og strømbrudd på HVDC Inter-Island-lenken:

  • 1973 - det oppstod en elektrisk feil i strandleddet til kabel 1 ved Fighting Bay.
  • August 1975 - En sterk vindstorm fikk en streng på syv overføringstårn til å kollapse og skade linjen. Koblingen tok fem dager å reparere.
  • 1976 - Det oppstod en feil ved kabel 1 undersjøiske ledd, 15,5 km fra enden av Sørøya på 120 meters dybde. Fugen ble reparert i 1977.
  • 1980 - Kabel 3 mislyktes ved Fighting Bay -fjærleddet.
  • 1981 - En gasslekkasje på kabel 1 skjedde ved Oteranga Bay. Den ble reparert sommeren 1982/83.
  • 1988 - Kabel 2's endefeste i Oteranga Bay eksploderte og sølte isolerende olje inn i sentralen.
  • 2004 - I januar kollapset tre HVDC -tårn som følge av ekstrem vind, og i august måtte linjespenningen reduseres i lange perioder på grunn av isolasjonsoverslag forårsaket av alvorlig saltforurensning ved kabelstasjonen i Oteranga Bay. I oktober oppstod det en feil i en av tre Cook Strait -kabler som reduserte pol 1 -kapasiteten fra 540 MW til 386 MW. Reparasjoner tok nesten seks måneder.
  • 19. juni 2006 - Koblingen opplevde et uplanlagt strømbrudd like før kveldens topptid på en av årets kaldeste dager. Med fire North Island kraftstasjoner ute for service og en avbrudd i Taurangas utstyr for kontroll av krusning av last, selv med reserve Whirinaki kraftstasjon påkalt, opplevde Nordøya strømmangel, og Transpower erklærte deretter en landsdekkende nødsituasjon kl. 17:34. Koblingen ble gjenopprettet kort tid etter at nødssituasjonen ble erklært.
  • 28. august 2008 - Et overføringstårn i Marlborough Sounds ble funnet spente etter at fundamentene skled. Tårnet ble forsterket med ståltau til det kunne byttes ut, da lenken ikke kunne stenges uten å forårsake utbredt strømmangel på Sørøya.
  • 12. november 2013-Under igangkjøring av de nye to-polede kontrollsystemene, forårsaket en test for å vurdere kontrollens respons på en tur på en 220 kV linje ut av Haywards under høy nordstrøm tre filterbanker ved Benmore til å falle av nettet. HVDC -kontrollene kutter automatisk nordovergående overføring fra 1000 MW til 140 MW, noe som forårsaker at automatiske systemer for nedsatt belastning (AUFLS) distribueres på Nordøya, og slår ut tusenvis av kunder. En programvarefeil ble funnet å være årsaken til filterbankreiser.
  • 17. august 2021 - HVDC -overføringslinjen mislyktes i Weka Pass -regionen, noe som førte til at konduktører for pol 2 -kretsen falt over State Highway 7 . Transpower ga ut en nødmelding senere på dagen, og ga beskjed om at det ikke var tilstrekkelig produksjon og overføringskapasitet til å møte den forventede toppbelastningen om kvelden på Nordøya. Alvorlige værforhold forsinket reparasjonen og tilbake til service til 26. august.

Den originale lenken

Kvikksølvbue -ventiler i ventilhallen på Haywards.

Planlegger

Den første visjonen for elektrisitetsoverføring mellom Sør- og Nordøyene ble utviklet av Bill Latta, sjefsingeniør for State Hydroelectric Department. I 1950 utarbeidet han et papir om fremtiden for Nordøyens elektriske strømforsyning, og han gjorde oppmerksom på den forventede veksten av lasten og det begrensede potensialet for mer vannkraftutvikling på Nordøya. Lattas visjon var å bygge mer vannkraftproduksjonskapasitet på Sørøya, hvor det fortsatt var betydelige muligheter for nye ordninger, og å overføre kraften til den sørlige halvdelen av Nordøya for å dekke den økende etterspørselen.

I 1951 ga kabelproduksjonsselskapet British Insulated Callender's Cables (BICC) beskjed til State Hydroelectric Department om at en kabeloverføring av Cook Strait var mulig, men vanskelig, siden det ikke var noen presedens for installasjon av strømkabler under så vanskelige marine forhold.

Utviklingen av høykrafts kvikksølvbue -ventilomformere på 1950 -tallet førte til utviklingen av flere HVDC -overføringsordninger i andre land. Dette demonstrerte at en langdistanse, høyeffekts HVDC -overføringsordning i prinsippet var mulig. Se HVDC#kvikksølvbue -ventiler .

I 1956 utnevnte regjeringen BICC til å foreta detaljerte undersøkelser av det praktiske og kostnaden ved et Cook Strait -kryss. I desember samme år rapporterte BICC at prosjektet var "gjennomførbart".

Parallelt med de tekniske undersøkelsene for kabler under Cookstredet, utnevnte ministeren med ansvar for statens vannkraftavdeling et utvalg av viktige interessenter til å rapportere om alternativene for strømforsyning til New Zealand som helhet, ikke bare Nordøya. I 1957 anbefalte utvalget at arbeidet med et stort vannkraftverk ved Waitaki -elven ved Benmore skulle begynne, og at det i prinsippet skulle gis godkjenning for å koble nord- og sørøyens kraftsystemer.

Det ble også mottatt anbefalinger fra det svenske selskapet ASEA (i dag en del av ABB Group ) om de tekniske aspektene ved HVDC -omformerstasjonene.

De unike planhensynene for det overordnede forslaget inkluderte:

  • De vannkraftgeneratorene på Benmore må være i stand til å absorbere de harmoniske strømmer som ville oppstå ved driften av kvikksølvbueomformerne.
  • Benmore -generatorene ble foreslått å ha en driftsspenning på 16 kV, som var en ny høy for New Zealand vannkraftgeneratorer på den tiden.
  • De 16 kV effektbryterne som kreves på Benmore, ville være topp moderne.
  • Kvikksølvbue-ventiler ville være større enn noen tidligere konstruert, og ville kreve vannkjølte katoder.
  • HVDC -overføringsledningen vil være en av de lengste og vanskeligste bygget i New Zealand fram til den tiden.
  • Cook -stråtes ubåtkabler må være spesielt designet for havbunnen og tidevannsforholdene, og krever spesiell pansring i enden av Oteranga Bay, av et slag som ikke hadde blitt brukt før.

I 1958 la BICC to prøvekabellengder på 0,8 km utenfor Oteranga Bay i Cookstredet for å demonstrere deres evne til å motstå slitasje, bøyning og vibrasjon forårsaket av forhold på havbunnen. Disse lengdene på prøven ble gjenopprettet og inspisert i 1960, og i oktober samme år rapporterte BICC at forsøket hadde vært vellykket og at prototypekabelen ville gi god service under Cook Strait.

I perioden 1958 til 1960 ble det gitt noen forskjellige oppfatninger til regjeringen om de mest hensiktsmessige kraftutbyggingene for landet som helhet, og det var forbehold om risikoene som er forbundet med den planlagte Cook Strait -kryssingen.

Imidlertid godkjente regjeringen i mars 1961 prosjektet, mot en bakgrunn av økende hastegyldighet når det gjaldt det forventede kravet. Det ble inngått en kontrakt på 6,5 millioner NZ pund med ASEA for design, produksjon, installasjon og igangkjøring av omformeranlegget i Benmore og Haywards, og det ble inngått en kontrakt på 2,75 millioner NZ med BICC for produksjon, levering, legging og testing av Cook Strait sjøkabler.

Konstruksjon

HVDC-forbindelsen mellom øyer ble designet og bygget mellom 1961 og 1965 for New Zealand Electricity Department. De største utstyrsleverandørene var ASEA og British Insulated Callender's Cables . De originale Cook Strait -kablene ble installert i 1964, fra kabelleggingsskipet Photinia .

Da den var fullført, var New Zealand HVDC -koblingen verdens lengste HVDC -overføringsopplegg, med den høyeste effektklassifiseringen og de største undersjøiske strømkablene. Terminalstasjonene i hver ende av HVDC-lenken brukte store kvikksølvbue- likerettere og omformere -teknologi fra 1960-tallet-for å konvertere mellom AC og DC. Omformerstasjonen South Island ble etablert ved Benmore vannkraftverk i Waitaki -dalen. Omformerstasjonen på North Island ble bygget ved Haywards i Hutt Valley nær Wellington.

HVDC -overføringslinjen som forbinder omformerstasjoner Benmore og Haywards har en total lengde på 610 kilometer. Luftoverføringslinjen støttes av 1649 overføringstårn og har en total rutelengde på 570 km. Sjøkablene under Cookstredet er 40 km lange.

Inntil den ble oppgradert i 1993, hadde HVDC Inter-Island-koblingen normale driftsspenninger på ± 250  kV , og en maksimal kraftoverføringskapasitet på omtrent 600  MW .

HVDC -lenken ble opprinnelig designet for å overføre strøm nordover fra Benmore til Haywards. I 1976 ble kontrollsystemet til den opprinnelige ordningen endret for å tillate strøm å bli sendt i motsatt retning, fra Haywards til Benmore.

Ingeniørarvsstatus

Den originale HVDC -lenken ble anerkjent som en betydelig del av New Zealands ingeniørarv av Institution of Professional Engineers New Zealand, (nå Engineering New Zealand ), under "Engineering to 1990" -prosjektet, som bidro til å feire landets sesquicentenary i 1990.

Hybridoppgraderingsprosjektet

Haywards Pole 2 tyristorventil, under stenging av vedlikehold.

I 1987 begynte Electricity Corporation i New Zealand etterforskninger for å finne det beste middelet for å oppgradere forbindelsen mellom øyer. En hybrid oppgradering ble valgt fremfor total erstatning, av økonomiske årsaker. Begrepet "hybrid" ble vedtatt fordi økningen i kapasitet skulle oppnås gjennom en kombinasjon av spenning og strømoppgraderinger. Oppgraderingsprosjektet innebar fortsatt bruk av det eksisterende kvikksølvbue-ventilomformerutstyret sammen med nye tyristor- omformerstasjoner i solid state . Arbeidsomfanget inkluderte:

  • Leverer tre nye HVDC sjøkabler under Cook Strait, for å supplere og til slutt erstatte de originale kablene. Hver ny kabel ble vurdert til 350 kV, 1430 A, noe som gir en maksimal effektkapasitet på 500 MW per kabel. De tre nye strømkablene ble installert i 1991 av kabelleggingsfartøyet Skagerrak .
  • Nye kabelterminaler i Fighting Bay og Oteranga Bay
  • De eksisterende kvikksølvbue -ventilomformerne i hver ende av koblingen ble konfigurert til å fungere parallelt på hver stasjon (de hadde tidligere operert med motsatt elektrisk polaritet ). De ble redesignet som pol 1.
  • Driftsspenningen til kvikksølvbue -ventilomformerne ble økt fra de opprinnelige 250 kV til 270 kV
  • Nye HVDC -tyristoromformerstasjoner ble lagt til i hver ende av lenken. Disse hadde en driftsspenning på 350 kV, og ble betegnet som pol 2.
  • Etterisolering av hele HVDC luftledninger for å øke karakteren til 350 kV. Arbeid med overføringsstrukturer og ledere ble også utført for å sikre at ledningslederne kunne operere opptil 2000 A på hver pol.

Omformerstasjonene for pol 2 og nye sjøkabler ble tatt i bruk i mars 1991.

Oppgraderingen brakte den totale omformerstasjonskapasiteten til 1348 MW (648+700 MW), men koblingen ble begrenset til 1240 MW på grunn av overføringslinjevurderingen som begrenser Pole 1s driftskapasitet til 540 MW. Etter at den siste av de originale sjøkablene ble pensjonert, ble den totale overføringskapasiteten for HVDC -koblinger begrenset ytterligere til 1040 MW på grunn av den eneste pol 2 -kabelen under Cook Strait.

I sin forvaltningsplan 2018 indikerte Transpower at den i reguleringsperioden 2020-2025 planla betydelige utgifter for å forlenge levetiden eller erstatte aldringsutstyr i Pole 2-omformerstasjonene som er nær slutten av det opprinnelige 30-årige designtiden.

Avvikling av pol 1

September 2007 ble de opprinnelige kvikksølvbueomformerstasjonene på pol 1 stengt "på ubestemt tid". Imidlertid kunngjorde Transpower i desember 2007 at halvparten av kapasiteten til pol 1 ville bli returnert til "varm standby" -tjeneste før vinteren 2008 for å dekke kravet om strøm på Nordøya om nødvendig. Det gjenværende halvpolede utstyret på pol 1 skulle tas ut.

Transpower kunngjorde også i november 2007 at innen desember 2007 ville den øke kraftoverføringskapasiteten sør til nord for pol 2 fra 500 MW til 700 MW. Dette ble gjort ved å omkonfigurere de tre operative sjøkablene. En av de to kablene som tidligere var koblet til pol 1 ble overført til pol 2.

Mars 2008 kunngjorde Transpower at arbeidet var fullført for å gjenopprette 50% av kapasiteten til pol 1 til service når tider etterspørsel etter kraft på Nordøya toppet seg. Flere kvikksølvbue-likerettere ble kannibalisert fra Konti-Skan- forbindelsen mellom Danmark og Sverige for denne restaureringen. Energioverføringen på pol 1 var strengt begrenset til nordgående retning for å redusere belastningen og belastningen på aldringsomformersystemet.

I mai 2009 satte Transpower den gjenværende kapasiteten på pol 1 tilbake i drift i en kort periode, med en begrenset kapasitet på 200 MW, som svar på et midlertidig tap av kapasitet på pol 2.

Avviklingen av halvparten av pol 1 og de operasjonelle restriksjonene som ble plassert på den gjenværende pol 1 -kapasiteten førte til at HVDC -forbindelsen hovedsakelig opererte i monopolar modus, ved å bruke pol 2 alene. I 2010 rapporterte Transpower at kontinuerlig drift i monopolar modus har fått HVDC -koblingen til å fungere som en galvanisk celle med jorden, noe som fikk Benmore's Bog Roy -jordelektroder til å erodere mens de fungerte som en anode , og forårsaket oppbygging av magnesium og kalsiumhydroksid avleiringer på Haywards Te Hikowhenua strandelektroder da de fungerte som en katode . Ytterligere utskiftnings- og vedlikeholdsarbeid var nødvendig.

August 2012 tok Transpower ut den resterende halvdelen av Pole 1 kvikksølvbueventilomformerstasjoner på Benmore og Haywards, etter 47 år i tjeneste. Interøyelinken på den tiden var det siste HVDC -systemet i verden med kvikksølvbueventilomformere i driftstjeneste.

Pole 3 -prosjektet

I mai 2008 la Transpower frem et investeringsforslag til Elektrisitetskommisjonen for utskifting av den gamle kvikksølvbueventilen Pole 1 -omformerstasjoner med nye tyristoromformerstasjoner. I juli 2008 kunngjorde Elektrisitetskommisjonen sin intensjon om å godkjenne prosjektet.

Løfter taket på Pole 3 ventilhallen på plass ved Benmore

Dette prosjektet innebar bygging av nye omformerstasjoner betegnet som pol 3, for å operere på +350 kV 700 MW, som matcher den eksisterende pol 2 (-350 kV, 700 MW). Arbeider på stedet med prosjektet på 672 millioner dollar ble formelt påbegynt 19. april 2010, da energiminister Gerry Brownlee snudde det første sporet. De nye omformerstasjonene skulle tas i bruk innen april 2012, men i mai 2011 kunngjorde Transpower at igangsetting ble forsinket til desember 2012 på grunn av vanskeligheter som produsenten opplevde.

Arbeid involvert i å erstatte pol 1 med de nye pol 3 -omformerstasjonene inkluderer:

  • Nye ventilhaller ved siden av Pole 2 ventilhaller på både Benmore og Haywards, som hver inneholder tyristorkonvertere
  • Nye transformatorer som forbinder ventilhallene med bussene på 220 kV på både Benmore og Haywards
  • Koble pol 3 -tyristorer til de eksisterende pol 1 -linjene på både Benmore og Haywards
  • Koble pol 3 -tyristorer til de eksisterende elektrodelinjene på både Benmore og Haywards
  • Bytte nummer 5 Cook Strait -kabelen fra pol 2 tilbake til polen 1/3.
  • Nye 220 kV filtre på 220 kV bussene på både Benmore og Haywards
  • Nye transformatorer som kobler de fire synkrone kondensatorene C7 til C10 til 110 kV bussen på Haywards
  • Nye 5. og 7. harmoniske filtre som kobles til 110 kV bussen på Haywards.
  • Fjerning av de eksisterende omformertransformatorene som forbinder kvikksølvbue -ventiler fra Pole 1 og to av de synkrone kondensatorene med 110 kV bussen på Haywards.
  • Fjerning av alt gjenværende kvikksølvbueventil Pole 1 -utstyr på både Benmore og Haywards.
Pol 3 bygger seismisk basisisolasjon ved Haywards.

Avviklingen av pol 1 var planlagt til juli 2012, slik at arbeider med å bytte de eksisterende linjene over pol 3 kan skje, og slik at testing av den nye polen kan skje i sommermånedene der strømbehovet og derfor strømoverføring mellom øyer er lavt . Den nye polen 3 kunne operere med 700 MW fra igangkjøring, men på grunn av utilstrekkelig spenningsstøtte ved Haywards -enden av koblingen, var pol 2 og 3 kombinert overføring begrenset til 1000 MW. Etter igangsetting av en ny statisk synkron kompensator (STATCOM) på Haywards i januar 2014, kunne pol 3 operere med full kapasitet med pol 2 i drift (1200 MW total overføring).

Pol 2 erstatning av kontrollsystem

Pol 2 ble tatt i bruk i 1992 med HVDC -kontrollsystemer ved bruk av teknologi fra slutten av 1980 -tallet. Etter 20 år i bruk nærmer kontrollsystemene seg slutten på levetiden, er teknologisk foreldet og er uforenlige med de nye Pole 3 -kontrollsystemene, noe som gjør bipolkontroll umulig.

På slutten av 2013 tok Transpower pol 2 ut av drift i fire uker for å tillate at kontrollsystemene ble erstattet med nye systemer identiske med de som ble brukt på pol 3, og for å installere et nytt bipolskontrollsystem for å kontrollere begge polene. Dette ble fulgt av tre måneder med testing av de nye kontrollsystemene. Pol 3 fortsatte å operere under strømbruddet og de fleste testene i en monopolar konfigurasjon med jordelektrodene.

Andre tilhørende verk

Linjevedlikehold

I løpet av tiden som pol 1 ble fjernet fra tjeneste for erstatning med pol 3, ble det utført vedlikehold og utbedringsarbeid på noen deler av overføringslinjen. Arbeid inkludert:

  • Bytt ut rundt 100 overføringstårn på Sørøya for å fikse klareringsproblemer
  • Bytte ut noen lederlengder på Nordøya når de nærmer seg slutten på levetiden
  • Forsterkning av noen overføringstårn på Nordøya.

Benmore generator transformatorer

Den opprinnelige utformingen av forbindelsen mellom øyer ved Benmore ble integrert med designet til 540 MW Benmore vannkraftverk. De 16 kV generatorskinnene i kraftstasjonen var tilkoblingspunktet mellom HVDC -lenken og South Island -nettet. Strømmen fra de seks Benmore -generatorene kan strømme direkte fra de 16 kV samleskinnene til HVDC -koblingen via omformertransformatorer, med de sammenkoblende transformatorene som er koblet til Benmore 220 kV samleskinne for å eksportere eller importere strøm fra resten av Sørøya. Utformingen av kraftstasjonen ble optimalisert med HVDC -koblingen, og de sammenkoblende transformatorene ble designet med en betydelig lavere vurdering enn maksimal effekt fra Benmore -generatorene, fordi så mye av generatorens utgangseffekt normalt ville strømme til HVDC -lenken.

Etter Transpowers avvikling av det originale Pole 1 -utstyret, var det ikke lenger noen direkte forbindelse mellom generatorens 16 kV samleskinner og HVDC -koblingen, og den begrensede kapasiteten til Benmore -sammenkoblingstransformatorene ville ha begrenset maksimal effekt fra stasjonen. I samordning med Transpower-programmet for avvikling av Pole 1-utstyret, erstattet Benmore-eier Meridian Energy de sammenkoblende transformatorene med nye generatortransformatorer. De seks generatorene ble koblet til det 220 kV store nasjonale nettet igjen via seks nye generatorbrytere og tre 220/16/16 kV tre viklingstransformatorer. De nye transformatorene kobler hver to generatorer, via to 16 kV sekundære viklinger.

Fremtidige alternativer

Fjerde Cook Strait -kabel

Det er forslag om å installere en fjerde kabel under Cook Strait (kabel 7), som kobles til pol 2, slik at HVDC -koblingen kan øke til 1400 MW. I tillegg til en fjerde kabel, vil nye filtre også bli installert på Benmore og Haywards, og en ny STATCOM på Haywards. Fra og med 2017 er det ingen endelig tidsramme for en fjerde kabel.

North Canterbury kran

Øvre Sør -sør nord for Waitaki -dalen er generasjonsfattig, men har mange store etterspørselssentre, spesielt Christchurch , Nelson , Ashburton og Timaru - Temuka . Nesten all elektrisitet må importeres fra Waitaki-dalen, via tre store 220 kV-linjer: single-circuit Livingstone to Islington line (bygget 1956), single-circuit Twizel to Islington via Tekapo B line (bygget 1962), og dobbeltkretsen Twizel til Islington/Bromley via Timaru og Ashburton-linjen (bygget 1975). Økende etterspørsel og endrede bruksmønstre, hovedsakelig tilskrevet endringer i arealbruk og økt vanning i Canterbury, betyr at disse linjene nærmer seg kapasitet raskt, og fordi de alle konvergerer på Islington understasjon i vestlige Christchurch, en stor feil på understasjonen kan potensielt avbryte strømforsyningen til hele Sørøya nord for Christchurch.

Et av de mange forslagene for å lette dette problemet inkluderer et trykk på HVDC Inter-Island og en inverter/likeretterstasjon der den møter de to 220 kV Islington til Kikiwa linjene nær Waipara i North Canterbury. Dette ville tillate en ny rute for elektrisitet til Christchurch og Upper South Island, og skape redundans i nettverket. På grunn av de store kostnadene og det er mer kostnadseffektive løsninger for å sikre strømforsyningen på kort til mellomlang sikt, er det imidlertid lite sannsynlig at en slik kran skal bygges før 2027.

Nettstedets steder

Se også

Referanser

Eksterne linker