Высоковольтная линия постоянного тока между островами Новой Зеландии

Введение

Электрическая система передачи в Новой Зеландии

HVDC Inter Island link – это протяженная высоковольтная система передачи постоянного тока (HVDC) мощностью 1200 МВт, соединяющая электрические сети Северного и Южного островов Новой Зеландии. В средствах массовой информации и пресс-релизах её часто называют кабелем пролива Кука, хотя сама линия значительно длиннее участка, проходящего через пролив Кука. Владельцем и оператором линии является государственная компания Transpower New Zealand. Линия HVDC начинается на Южном острове, на гидроэлектростанции Бенмор, расположенной на реке Уаитаки в регионе Кентербери, и далее пролегает по воздушной линии передачи через внутренние районы Кентербери и Марлборо до залива Файтинг-Бей в проливе Марлборо. От залива Файтинг-Бей линия протягивается на 40 км по подводным кабелям под проливом Кука до залива Отеранга, недалеко от Веллингтона, а затем еще 37 км по воздушным линиям до трансформаторной подстанции Хейвордс в Лоуэр-Хатт. Линия HVDC была впервые введена в эксплуатацию в апреле 1965 года для транспортировки электроэнергии преимущественно с богатого ресурсами Южного острова на более густонаселенный Северный остров. Изначально это была биполярная линия мощностью 600 МВт с ртутными дуговыми клапанами. В 1992 году исходное оборудование было переключено на один полюс (Полюс 1), а рядом был построен новый полюс на основе тиристоров (Полюс 2), что увеличило мощность линии до 1040 МВт. Стареющий Полюс 1 был полностью выведен из эксплуатации 1 августа 2012 года, а 29 мая 2013 года был введен в эксплуатацию новый полюс на основе тиристоров – Полюс 3, восстановив постоянную связь до биполярной конфигурации мощностью 1200 МВт.

Обоснование связи

Ссылка HVDC является важным компонентом системы передачи в Новой Зеландии. Она соединяет сети электропередач двух островов и используется как система балансировки энергоснабжения, помогая сопоставлять доступность энергии и спрос на нее. Два острова географически различны – Южный остров на 33 процента больше Северного острова по площади (151 000 км² против 114 000 км²), но население Северного острова более чем в три раза превышает население Южного острова (миллион против миллиона). Как следствие, спрос на энергию на Северном острове значительно выше. Однако Южный остров потребляет больше электроэнергии на душу населения из-за более холодного климата и наличия алюминиевого плавильного завода Tiwai Point, который при пиковой нагрузке 640 МВт является крупнейшим потребителем электроэнергии в Новой Зеландии. В 2011 году около 37,1% от общего объема выработанной электроэнергии было потреблено на Южном острове, в то время как 62,9% – на Северном острове. Выработка электроэнергии на Южном острове составляла 40,9% общенациональной выработки в 2011 году, почти вся (97%) – гидроэлектроэнергия, в то время как Северный остров генерировал оставшиеся 59,1% за счет смеси, состоящей в основном из гидроэлектроэнергии, природного газа и геотермальной генерации, а также меньшего количества угля и ветроэнергии. Если все действующие генерирующие мощности доступны, то оба острова обладают достаточной мощностью для удовлетворения пикового спроса, даже без соединения между ними. Однако связь HVDC предоставляет преимущества потребителям как на Южном, так и на Северном островах: она обеспечивает потребителям Южного острова доступ к тепловым ресурсам Северного острова, которые могут поддерживать спрос на Южном острове в периоды низкого уровня запасов воды и низкого притока в гидроэлектростанции Южного острова. Она также обеспечивает потребителям Северного острова доступ к значительным ресурсам гидрогенерации Южного острова, которые могут поддерживать спрос на Северном острове в периоды пиковой нагрузки. Эта связь играет важную роль на рынке электроэнергии Новой Зеландии и позволяет производителям Северного и Южного островов конкурировать друг с другом, что приводит к снижению оптовых цен на электроэнергию. Система меж островной передачи была спроектирована как система постоянного тока высокого напряжения (HVDC), несмотря на стоимость преобразования из переменного тока (AC) в постоянный ток (DC) и обратно, чтобы соответствовать требованиям длинной линии передачи и морского перехода. Связь пересекает пролив Кука между двумя островами, используя подводные силовые кабели, проложенные по дну моря. HVDC более подходит, чем AC, для передачи на большие расстояния, и особенно там, где требуется передача по подводным кабелям, поскольку обычно является более экономичным и имеет меньшие потери энергии, несмотря на высокие затраты процесса преобразования AC/DC.

The HVDC link is an important component of the transmission system in New Zealand. It connects the transmission grids of the two islands, and is used as an energy balancing system, helping to match energy availability and demand in the two islands. The two islands are geographically different – the South Island is 33 percent larger than the North Island in land area (151,000 km2 vs 114,000 km2), but the North Island has over three times the population of the South Island ( million vs million). As a consequence, the North Island has a substantially larger energy demand. However, the South Island uses more electricity per capita due to its cooler climate and the presence of the Tiwai Point Aluminium Smelter, which at a peak demand of 640 MW is New Zealand's largest single electricity user. In 2011, around 37.1% of the total electricity generated was consumed in the South Island, while 62.9% was consumed in the North Island. South Island generation accounted for 40.9% of the nation's electricity in 2011, nearly all (97%) from hydroelectricity, while the North Island generated the remaining 59.1% from a mixture of mainly hydroelectric, natural gas, and geothermal generation, plus smaller amount of coal and wind generation. If all currently commissioned generation is available, both islands have enough generating capacity at peak times, without the connection between the two islands. However, the HVDC link provides benefits for customers in both the South Island and North Island:
The link provides the South Island consumers with access to the North Island's thermal generation resources that can support the South Island demand during times of low water storage levels and low inflows to South Island hydroelectric lakes. The link provides North Island consumers with access to the South Island's large hydro generation resources that can support the North Island demand at times of peak load. The link plays an important role in the New Zealand electricity market, and allows North and South Island generators to compete with each other, therefore driving wholesale electricity prices down. The inter island transmission system was designed as a high voltage direct current (HVDC) system, despite the cost of the conversion from alternating current (AC) to direct current (DC) and back again, to suit the requirements of a long transmission line and a sea crossing. The link crosses Cook Strait, between the two islands, using submarine power cables laid along the sea floor. HVDC is more suitable than AC for transmission over long distances, and particularly where submarine cable transmission is required, because it is typically more economic, and has lower energy losses, despite the high costs of the AC/DC conversion process.

Маршрут

Ссылка на высоковольтную линию постоянного тока между островами начинается на двух преобразовательных станциях, расположенных рядом с гидроэлектростанцией Бенмор в долине Уайтаки. Электроэнергия отбирается из главного распределительного устройства Бенмор, которое соединяет генераторы Бенмор и остальную часть передающей сети Южного острова, на 220 кВ через соединительные линии, проходящие через отводящий канал Бенмор. На станциях переменный ток преобразуется в ±350 кВ постоянного тока высокого напряжения для передачи.

Линия передачи постоянного тока высокого напряжения пересекает отводящий канал электростанции Бенмор и прокладывается вдоль восточной стороны плотины. Линия продолжает движение на север вдоль восточного берега озера Бенмор, затем поворачивает на северо-восток и далее на восток, чтобы соединиться с линией электропередачи Крайстчерч – Твизел. Пересекая государственное шоссе №8 к югу от Фэрли, линия затем поворачивает на северо-восток, проходя между Фэрли и Джеральдин. К северу от Джеральдин до Оксфорда линия постоянного тока высокого напряжения в основном следует по туристической трассе Inland Scenic Route через внутренние равнины Кентербери, проходя вблизи городов Метвен, Шеффилд и Оксфорд, прежде чем продолжить движение на северо-восток в сторону Вайпара. Линия постоянного тока высокого напряжения проходит через перевал Века в район Амури, двигаясь на север через регион, к западу от Калвердена, до Ханмер-Спрингс. Отсюда линия поворачивает на северо-восток и проходит через станцию Молсворт в район Марлборо и вниз по долине реки Аватере, прежде чем повернуть на север к государственному шоссе №1 через перевалы Дашвуд и Уэлд. Линия проходит к востоку от Бленхейма, достигая восточного побережья острова в заливе Клауди, и поднимается вдоль побережья в пролив Марлборо. Линия поворачивает на восток, а затем на юго-восток вокруг Порт-Андервуд, прежде чем пересечь залив Файтинг-Бэй на побережье, где расположен кабельный терминал Южного острова. В этой точке линии соединяются с тремя подводными кабелями, прокладывающими электроэнергию под проливом Кука. По состоянию на август 2012 года Полюс 2 использует два из этих кабелей, а третий кабель не используется, ожидая ввода в эксплуатацию Полюса 3. Кабели первоначально направляются на юг из залива Файтинг-Бэй, затем поворачивают на восток в сторону Северного острова, а затем на северо-восток к кабельному терминалу Северного острова в заливе Отеранга. Из залива Отеранга наземная линия передачи Северного острова проходит на северо-восток через Макара, к западу от Джонсонвилла. К западу от Нгайо линия электродов от берегового электрода Северного острова в Те Хикоуэнуа, к северу от пляжа Макара, соединяется с опорами главной линии передачи для окончательного подключения к преобразовательной станции Северного острова. Линия поворачивает на восток вокруг парка Чёртон, пересекая Хорокиви, прежде чем повернуть на северо-восток и пройти через региональный парк Белмонт в Хейвордс, расположенный на севере Нижнего Хатта, где находится завод статических инверторов Северного острова. В Хейвордсе две преобразовательные станции принимают мощность постоянного тока высокого напряжения ±350 кВ и преобразуют ее в переменный ток 220 кВ. Отсюда электроэнергия от линии Inter Island поступает на главную подстанцию Haywards HVAC, где она распределяется в городскую зону Веллингтона или передается на север в остальную часть сети Северного острова.

The HVDC transmission line crosses the Benmore power station tailrace and takes a route along the eastern side of the dam. The line continues north along the eastern shore of Lake Benmore, before turning north east and then east to meet the Christchurch to Twizel HVAC line. Crossing State Highway 8 south of Fairlie, the line then turns northeast, passing between Fairlie and Geraldine. North of Geraldine to Oxford, the HVDC line broadly follows the Inland Scenic Route tourist highway through the inland Canterbury Plains, passing close to the towns of Methven, Sheffield and Oxford, before continuing northeast towards Waipara. The HVDC line passes through Weka Pass into the Amuri district, travelling north through the region, west of Culverden, to Hanmer Springs. From here, the line turns north east and travels through Molesworth Station into Marlborough and down the Awatere River valley, before turning north to meet State Highway 1 through the Dashwood and Weld Passes. The line travels east of Blenheim, meeting the eastern coast of the island at Cloudy Bay, and travelling up the coast into the Marlborough Sounds. The line turns east and then south east around Port Underwood, before crossing to Fighting Bay on the coast, where the South Island cable terminal is located. At this physical location, the lines connects to three undersea cables taking electricity underneath Cook Strait. as of August 2012, Pole 2 uses two of these cables, with the third cable unused waiting the commissioning of Pole 3. The cables initially head south out of Fighting Bay, before turning east towards the North Island, and then turning northeast towards the North Island cable terminal at Oteranga Bay. From Oteranga Bay, the land based North Island transmission line travels northeast through Mākara just west of Johnsonville. West of Ngaio, the electrode line from the North Island shore electrode at Te Hikowhenua, north of Mākara Beach, merges with the main transmission line towers for the final connection to the North Island converter station. The line turns eastwards around Churton Park, crossing to Horokiwi before turning north east and passing through Belmont Regional Park to Haywards in northern Lower Hutt, the site of the North Island static inverter plant. At Haywards, two converter stations receive HVDC power at ±350 kV, and convert it to alternating current at 220 kV AC. From here, the power from the Inter Island link flows to the main Haywards HVAC substation, where it is distributed to the Wellington urban area, or is transmitted north to the rest of the North Island grid.

Техническое описание

Новая Зеландия межостровная линия HVDC – это протяженная биполярная схема передачи HVDC "классического" типа, использующая воздушные линии электропередачи и подводные кабели для соединения между Южным и Северным островами. В ней применяются тиристорные линейно-коммутируемые преобразователи на каждом конце линии для преобразования переменного тока в постоянный и обратно. Линия включает в себя станции заземления, обеспечивающие использование обратного тока земли. Это позволяет осуществлять работу при несбалансированном токе между полюсами и в монополярном режиме при отключении одного из полюсов.

Подводные кабели

Три подводных силовых кабеля, установленные в 1991 году, рассчитаны на непрерывную передачу тока 1430 А при рабочем напряжении 350 кВ. Они изготовлены с использованием уплотненного многожильного медного проводника в качестве центрального ядра, с бумажной изоляцией, пропитанной под давлением, окруженной свинцовой оболочкой. Два слоя брони из оцинкованной стальной проволоки обеспечивают прочность и механическую защиту. Наружный слой кабеля выполнен в виде оплетки из полипропиленового каната, а внешний диаметр составляет приблизительно 130 мм. Кабели выдерживают перегрузку в течение 30 минут при токе 1600 А.

Линия передачи HVDC

Линия передачи была спроектирована и построена Департаментом электроэнергии Новой Зеландии и завершена в январе 1965 года. Первоначальное строительство линии включало возведение 1623 стальных решетчатых опор. В некоторых районах Южного острова линия достигает высоты 1280 метров. Самый длинный пролет составляет 1119 м, вблизи Порт-Андервуд, недалеко от кабельной станции "Бойная бухта". Линия изначально была спроектирована для работы при напряжении ±250 кВ. В ходе проекта DC Hybrid link 1989–1992 годов линия передачи была переизолирована порцеляновыми изоляторами типа DC fog, что позволило ей работать при напряжении 350 кВ. На внутренних участках трассы в одной изоляторной гирлянде используется 15 изоляторов, а на прибрежных участках, подверженных воздействию соленого тумана, – 33 изолятора в гирлянде. Длина изоляторных гирлянд в прибрежных районах составляет около 5 м. По состоянию на 2010 год около 92,5% (1503) опор на линии были определены как оригинальные, а остальные были заменены из-за изменений трассы, обрушения или коррозии. После завершения проекта DC Hybrid Link линия была рассчитана на непрерывную передачу тока 2000 ампер на полюс при рабочем напряжении 350 кВ постоянного тока (HVDC).

Вывод из эксплуатации полюса 1

21 сентября 2007 года первоначальные станции преобразователей дуги ртути на Полюсе 1 были остановлены "на неопределенный срок". Однако в декабре 2007 года Transpower объявила, что половина мощности Pole 1 будет возвращена в режим "горячего резерва" до зимы 2008 года для удовлетворения спроса на электроэнергию на Северном острове при необходимости. Оставшееся полуполюсное оборудование Pole 1 подлежало выводу из эксплуатации. Transpower также объявила в ноябре 2007 года, что к декабрю 2007 года увеличит пропускную способность передачи электроэнергии с юга на север по Pole 2 с 500 МВт до 700 МВт. Это было сделано путем переконфигурации трех действующих подводных кабелей. Один из двух кабелей, ранее подключенных к Pole 1, был переключен на Pole 2. 13 марта 2008 года Transpower объявила о завершении работ по восстановлению 50% мощности Pole 1 для использования в периоды пикового спроса на электроэнергию на Северном острове. Для этого восстановления были использованы выпрямители ртутных дуговых ламп, демонтированные с линии Konti Skan между Данией и Швецией. Передача энергии по Pole 1 была строго ограничена северным направлением, чтобы снизить нагрузку на устаревшую систему преобразования. В мае 2009 года Transpower вновь ввела в эксплуатацию оставшуюся мощность Pole 1 на короткий период, с ограниченной мощностью 200 МВт, в ответ на временную потерю мощности на Pole 2. Вывод из эксплуатации половины Pole 1 и операционные ограничения, наложенные на оставшуюся мощность Pole 1, привели к тому, что линия HVDC в основном работала в монополярном режиме, используя только Pole 2. В 2010 году Transpower сообщила, что непрерывная работа в монополярном режиме привела к тому, что линия HVDC начала функционировать как гальванический элемент с землей, вызывая эрозию заземляющих электродов Bog Roy в Benmore, поскольку они действовали как анод, и накопление отложений гидроксида магния и кальция на береговых электродах Te Hikowhenua в Hayward, поскольку они действовали как катод. Потребовались дополнительные работы по замене и техническому обслуживанию.

Замена системы управления полюсом 2

Полюс 2 был введен в эксплуатацию в 1992 году с системами управления HVDC, использующими технологию конца 1980-х годов. После 20 лет эксплуатации системы управления приближаются к концу своего срока службы, устарели технологически и несовместимы с новыми системами управления Полюса 3, что исключает возможность биполярного управления. В конце 2013 года компания Transpower вывела Полюс 2 из эксплуатации на четыре недели для замены систем управления на новые, идентичные тем, что используются в Полюсе 3, и для установки новой системы биполярного управления, предназначенной для контроля обоих полюсов. За этим последовало три месяца испытаний новых систем управления. Полюс 3 продолжал работать во время отключения и большей части испытаний в монополярной конфигурации с использованием земляных электродов.

Содержание линий

В период вывода Полюса 1 из эксплуатации для замены на Полюс 3 проводились техническое обслуживание и восстановительные работы на отдельных участках линии электропередачи. Работы включали:

Кабели пролива Кука

В 2024 году Комиссия по торговле одобрила предложение Transpower об увеличении пропускной способности линии HVDC путем прокладки четвертого кабеля через пролив Кука и установки дополнительной реактивной поддержки в Хейворде. Новые инвестиции позволят увеличить максимальную мощность линии HVDC до 1400 МВт. Модернизация была одобрена в качестве меры предосторожности, сроки реализации которой будут зависеть от таких факторов, как вывод из эксплуатации алюминиевого завода в Тивай-Пойнт, изменения в прогнозах нагрузки и генерации, а также демонстрация Transpower положительного влияния инвестиций на рынок. Transpower заявила, что существующие подводные кабели достигнут конца срока службы в начале 2030-х годов, и их замена обойдется примерно в 400 миллионов долларов.