HVDC между островами - Википедия - HVDC Inter-Island

HVDC между островами
Маршрут межостровной HVDC
Место расположения
Страна	Новая Зеландия
Общее направление	Юг, север
Из	Бенмор гидроэлектростанция, возле Отематата, Кентербери
К	Haywards передающая подстанция, Нижний Хатт
Информация о собственности
Владелец	Transpower New Zealand Limited
Оператор	Transpower New Zealand Limited
Информация о строительстве
Производитель подстанций	ABB Group / Сименс
Строительство началось	1961
Введен в эксплуатацию	Апрель 1965 г.
Техническая информация
Тип	Двухполюсная линия электропередачи HVDC с воздушная линия электропередачи и подводные силовые кабели под Пролив Кука
Тип тока	HVDC
Общая длина	610 км (380 миль)
Номинальная мощность	1200 МВт
Напряжение переменного тока	220 кВ
Напряжение постоянного тока	± 350 кВ
Нет. полюсов	Два

В HVDC между островами звено - 610 км (380 миль) в длину, 1200 МВт биполярный постоянный ток высокого напряжения (HVDC) система передачи, соединяющая электрические сети Северный остров и Южный остров Новой Зеландии вместе. Обычно его называют Кабель пролива Кука в СМИ и пресс-релизах,^[1] хотя ссылка намного длиннее, чем ее Пролив Кука секция, а подводная секция состоит из 3-х параллельных кабелей. Ссылка принадлежит и управляется государственный передающая компания Transpower Новая Зеландия.

Линия HVDC начинается в Бенмор гидроэлектростанция, на реке Вайтаки в Кентербери, на Южном острове, а затем он проходит 534 километра (332 мили) по воздушной линии электропередачи через внутренние Кентербери и Мальборо до Файтинг-Бэй в проливе Мальборо. От Боевой бухты связь проходит 40 км по подводные кабели под проливом Кука до Оранга Бэй, возле Веллингтон, перед прохождением последних 37 км по ВЛ до Haywards передающая подстанция в Нижний Хатт.

Линия HVDC впервые была введена в эксплуатацию в апреле 1965 года для транспортировки электроэнергии с богатого производителями Южного острова на более густонаселенный Северный остров. Линия первоначально была биполярной линией 600 МВт с ртутные дуговые клапаны, пока исходное оборудование не было подключено параллельно к единственному полюсу (полюс 1) в 1992 году, а новое тиристор Рядом с ним была сооружена опора (Полюс 2), увеличившая мощность линии до 1040 МВт. Устаревший полюс 1 был полностью выведен из эксплуатации с 1 августа 2012 года, а заменяющий полюс на базе тиристоров, полюс 3, был введен в эксплуатацию 29 мая 2013 года.^[2] восстановление звена постоянного тока до биполярной конфигурации мощностью 1200 МВт.

Обоснование ссылки

Карта основных линий электропередачи в Новой Зеландии, с линиями HVDC между островами, отмеченными пунктирной черной линией.

Линия HVDC является важным компонентом системы передачи в Новой Зеландии. Он соединяет передающие сети двух островов и используется в качестве системы балансировки энергии, помогая согласовать доступность энергии и спрос на двух островах.

Два острова географически различаются - Южный остров на 33 процента больше Северного острова по площади (151 000 км2).² и 114000 км²), но население Северного острова более чем в три раза превышает население Южного острова (3,90 миллиона против 1,19 миллиона).^[3] Как следствие, потребность Северного острова в энергии значительно выше. Однако Южный остров потребляет больше электроэнергии на душу населения из-за более прохладного климата и наличия Алюминиевый завод Тиваи Пойнт, которая при пиковом потреблении 640 МВт является крупнейшим потребителем электроэнергии Новой Зеландии. В 2011 году около 37,1% от общего объема произведенной электроэнергии было потреблено на Южном острове, а 62,9% - на Северном острове. В 2011 году на производство электроэнергии Южного острова приходилось 40,9% электроэнергии страны, почти вся (97%) гидроэлектроэнергия, в то время как на Северном острове оставшиеся 59,1% вырабатывались за счет гидроэнергетики, природного газа и геотермальной энергии, а также меньшего количества угля и энергии ветра.^[4]

Если вся введенная в эксплуатацию генерация доступна, оба острова имеют достаточную генерирующую мощность в часы пик, без связи между двумя островами.^[5] Тем не менее, линия HVDC обеспечивает преимущества для клиентов как на Южном, так и на Северном острове:

• Эта линия обеспечивает потребителей Южного острова доступ к источникам тепловой энергии Северного острова, которые могут удовлетворить спрос Южного острова в периоды низкого уровня запасов воды и низкого притока на Южный остров. гидроэлектростанция озера.
• Линия обеспечивает потребителей Северного острова доступом к крупным гидроэнергетическим ресурсам Южного острова, которые могут удовлетворить спрос на Северном острове в периоды пиковой нагрузки.

Ссылка играет важную роль в Рынок электроэнергии Новой Зеландии, и позволяет производителям на Северном и Южном островах конкурировать друг с другом, что приводит к снижению оптовых цен на электроэнергию.^[6]

Система передачи между островами была спроектирована как система HVDC, несмотря на стоимость преобразования переменного тока в постоянный и обратно, чтобы удовлетворить требованиям протяженной линии передачи и морского перехода. Ссылка пересекает Пролив Кука, между двумя островами, используя подводные силовые кабели уложен по морскому дну. HVDC больше подходит для передачи на большие расстояния, чем AC, и особенно там, где подводный кабель требуется передача, поскольку она обычно более экономична и имеет более низкие потери энергии, несмотря на высокую стоимость процесса преобразования переменного тока в постоянный.^[7]

Ограничения

Линия предназначена для передачи электроэнергии как в северном, так и в южном направлениях, но конструкция системы передачи в нижней части Северного острова ограничивает количество электроэнергии, которая может передаваться на юг. Электроэнергетическая система Северного острова вырабатывает большую часть электроэнергии в центре острова, в то время как два основных центра нагрузки, Окленд и Веллингтон, расположены к северу и югу от основных источников генерации. Линия HVDC между островами соединяется с системой передачи переменного тока Северного острова в Хейвардсе в Веллингтоне. Регион Веллингтона является крупным центром нагрузки с региональной пиковой потребляемой мощностью около 780 МВт. Местная генерирующая мощность составляет всего 165 МВт, и большая их часть составляет ветровая энергия, который прерывистый и на него нельзя положиться для покрытия нагрузки, когда это необходимо, что означает, что регион должен импортировать электроэнергию для удовлетворения спроса.

В периоды перетока электроэнергии на север по линии постоянного тока высокого напряжения энергия Южного острова в основном используется в районе Веллингтона, и любые излишки перетекают по пяти линиям - четыре линии 220 кВ через Побережье Капити и одну линию 110 кВ через Вайрарапа, север к Bunnythorpe недалеко от Пальмерстон-Норт. Однако в периоды потоков HVDC в южном направлении линии 220 кВ в Веллингтон должны передавать электроэнергию из сети Северного острова как для Веллингтона, так и для линии HVDC. Линия 110 кВ обычно недоступна для сквозной передачи в Веллингтон из-за низкого номинала цепи на пути Банниторп к Woodville раздел, что потребовало разделения линии на две рядом с Пахиатуа чтобы предотвратить перегрузку секции с низкой пропускной способностью и ограничить передачу в Веллингтон. Таким образом, передача электроэнергии HVDC на юг ограничена пропускной способностью нижних цепей передачи 220 кВ Северного острова, а также риском сбоев напряжения в районе Веллингтона в случае внезапного прерывания передачи HVDC. Системы управления и защиты HVDC также заблокированы, чтобы операторы не могли использовать линию с южным потоком, превышающую разницу между пропускной способностью линий электропередачи в Хейвардс и минимальной региональной нагрузкой Веллингтона. Крупные переброски на юг по линии HVDC обычно не требуются, за исключением периода длительного низкого притока к гидроузлам Южных островов, и ограниченная пропускная способность в южном направлении не является серьезным ограничением.^[6]

Перенос в северном направлении обычно не ограничивается, но может стать ограниченным, если одна из линий 220 кВ от Веллингтона или через Центральный Северный остров окажется перегружена или выведена из строя.

Маршрут

Башня линии электропередачи HVDC в прибрежном районе Мальборо

Линия HVDC между островами начинается с двух преобразовательных станций, расположенных рядом с гидроэлектростанцией Бенмор в долине Вайтаки. Электроэнергия берется с главного распределительного устройства Бенмора, которое соединяет генераторы Бенмора и остальную часть сети передачи Южного острова, на 220 кВ через соединительные линии через отвод Бенмора. Электроэнергия переменного тока преобразуется на станциях в ± 350 кВ постоянного тока постоянного тока для передачи.

Линия электропередачи HVDC пересекает хвостовую часть электростанции Benmore и проходит вдоль восточной стороны плотины. Линия продолжается на север вдоль восточного берега Озеро Бенмор, прежде чем повернуть на северо-восток, а затем на восток, чтобы встретить линию Крайстчерч - Twizel HVAC. Переход Государственное шоссе 8 к югу от Fairlie, затем линия поворачивает на северо-восток, проходя между Фэрли и Джеральдин. К северу от Джеральдин в Оксфорд, линия HVDC в целом следует Внутренний живописный маршрут туристическое шоссе через внутренние равнины Кентербери, проходящее недалеко от городов Methven, Шеффилд и Оксфорд, прежде чем продолжить движение на северо-восток в сторону Waipara.

Линия HVDC проходит через перевал Века в район Амури на север через регион, к западу от Culverden, к Hanmer Springs. Отсюда линия поворачивает на северо-восток и проходит через Станция Molesworth в Мальборо и вниз по Река Аватере долина, прежде чем повернуть на север, чтобы встретить Государственное шоссе 1 через Dashwood и Weld Passes. Линия идет к востоку от Blenheim, встречая восточное побережье острова в Cloudy Bay, и путешествие вдоль побережья в пролив Мальборо. Линия поворачивает на восток, а затем на юго-восток вокруг Порт Андервуд, перед переходом к Бойцовской бухте на побережье, где находится кабельный терминал Южного острова.

В этом физическом месте линии подключаются к трем подводным кабелям, по которым проходит электричество. Пролив Кука. По состоянию на август 2012 г.^{[Обновить]}, Полюс 2 использует два из этих кабелей, а третий кабель не используется, ожидая ввода в эксплуатацию Полюса 3. Сначала кабели направляются на юг от Боевой бухты, затем поворачивают на восток в сторону Северного острова, а затем поворачивают на северо-восток в сторону кабельного терминала Северного острова в Залив Оранга.

От залива Оранга наземная линия электропередачи Северного острова проходит на северо-восток через Макара к западу от Johnsonville. к западу от Ngaio, электродная линия от берегового электрода Северного острова в Те Хикохенуа, к северу от Пляж Макара, сливается с опорами главной линии электропередачи для окончательного подключения к преобразовательной подстанции Северного острова. Линия поворачивает на восток вокруг Churton Park, пересекая Хорокиви перед поворотом на северо-восток и проезжая через региональный парк Бельмонт к Хейвардсу в северной части Лоуэр-Хатта, на месте установки статического инвертора на Северном острове.

В Haywards две преобразовательные подстанции получают мощность HVDC напряжением ± 350 кВ и преобразуют ее в переменный ток 220 кВ переменного тока. Отсюда электроэнергия от линии между островами поступает на главную подстанцию ​​HVAC Haywards, где она распределяется в городской район Веллингтона или передается на север в остальную часть сети Северного острова.

Техническое описание

Упрощенная схема Новой Зеландии HVDC схемы

Линия HVDC между островами Новой Зеландии представляет собой «классическую» схему передачи биполярного HVDC на большие расстояния, в которой используются воздушные линии и подводные кабели для соединения Южного и Северного островов. Оно использует тиристор преобразователи с линейной коммутацией на каждом конце линии для выпрямления и инвертирования между переменным и постоянным током. Линия включает в себя заземляющие электродные станции, которые позволяют использовать обратный ток земли. Это позволяет работать с несимметричным током между двумя полюсами и монополярным режимом, когда один полюс не работает.

Конвертерные станции

Преобразователи для каждого полюса на каждом конце линии включают:

• конвертерный вентильный зал, система охлаждения и здание управления
• преобразователи трансформаторы
• Оборудование и подключения распределительного устройства переменного тока 220 кВ
• Фильтры гармоник 220 кВ переменного тока
• Оборудование распределительного устройства постоянного тока 350 кВ, включая сглаживающий реактор постоянного тока

Клапаны преобразователя представляют собой преобразователи с двенадцатью импульсами, выполненные в виде трех четырехклапанных узлов с водяным охлаждением. Как полюс 2, так и полюс 3 используют конструкцию, которая подвешивает четырехклавиатуры к крыше вентильного зала. Это обеспечивает превосходные сейсмические характеристики по сравнению с наземной компоновкой, особенно в очень сейсмической среде Новой Зеландии.^[8] Для каждого клапана преобразователя имеется три однофазных трансформатора преобразователя, и каждый трансформатор имеет две вторичные обмотки, подключенные к клапану.

Подробная информация об оборудовании преобразовательной подстанции и номинальных характеристиках представлена ​​в таблице ниже:^[9]

Подводные кабели

HVDC 350 кВ подводный кабель поперечное сечение. Общий диаметр 13 см / 5 дюймов.

Три подводные силовые кабели установленные в 1991 году, каждая из них рассчитана на постоянную выдержку 1430 А при рабочем напряжении 350 кВ. Они сконструированы с уплотненным многожильным медным проводником в качестве центральной жилы с пропитанной массой бумажной изоляцией, окруженной свинцовой оболочкой. Двухслойная броня из оцинкованной стальной проволоки обеспечивает прочность и механическую защиту. Внешний слой кабеля представляет собой порцию из полипропиленовой веревки с внешним диаметром примерно 130 мм. Кабели выдерживают 30-минутную перегрузку 1600 А.^[8]

Для обеспечения безопасности подводных силовых кабелей линии связи предусмотрена зона защиты кабелей шириной семь километров (ЗЗЗ), где кабели пересекают пролив Кука. Судам не разрешается ставить якорь или ловить рыбу в этом районе, и район обычно патрулируется с моря и воздуха. Любой, кто будет стоять на якоре или ловить рыбу в этом районе, несет ответственность за штраф до 100 000 долларов и конфискацию своего судна - даже больше, если впоследствии будет поврежден кабель.^[10]

Линия передачи HVDC

Пример поперечного сечения линейного провода HVDC

Этикетка на образце линейного проводника (исходный номинал ± 250 кВ)

Линия электропередачи была спроектирована и построена Департаментом электричества Новой Зеландии и была завершена в январе 1965 года. Первоначальное строительство линии включало возведение 1623 стальных решетчатых опор. На некоторых участках Южного острова линия достигает высоты 1280 метров. Самый длинный пролет - 1119 м, недалеко от Порт Андервуд, недалеко от конечной станции канатной дороги Файтинг Бэй.

Линия изначально была рассчитана на работу при напряжении ± 250 кВ. Во время проекта гибридной линии постоянного тока с 1989 по 1992 год линия электропередачи была повторно изолирована фарфоровыми изоляторами постоянного тока туманного типа, чтобы обеспечить работу при 350 кВ. На внутренних участках трассы на каждую гирлянду изоляторов приходится 15 единиц, а на прибрежных участках трассы, подверженных конденсации солей, по 33 единицы. Гирлянды изоляторов на прибрежных участках имеют длину около 5 м.^[8]

Изоляторы линии передачи поддерживают пару ACSR проводники с каждой стороны башен. Каждый проводник имеет диаметр 39,4 мм и расположен на расстоянии 432 мм друг от друга.^[11]

Линия HVDC имеет непрерывный подвесной заземляющий провод для защиты от молний, ​​за исключением участка длиной 21 км на конце Хейвардса, где линия экранирована проводниками электродной линии. На 13-километровом участке линии HVDC на Северном острове используется подвесной заземляющий провод с волоконно-оптической жилой (OPGW), а еще 169-километровый участок OPGW проложен на линии Южного острова.^[8]

В 1992 году было построено около 20 новых башен, чтобы перенаправить линию HVDC к северу от Джонсонвилля, чтобы освободить место для новой жилой застройки. Это было известно как отклонение от парка Чертон.^[12]

Около 92,5 процента (1503) башен на линии в 2010 году были определены как оригинальные, а остальные башни были заменены из-за отклонений линии, обрушения или коррозии.

В соответствии с проектом «Гибридная связь постоянного тока» линия была рассчитана на постоянную передачу 2000 ампер на каждом полюсе при рабочем напряжении 350 кВ постоянного тока постоянного тока.

Электродные станции заземления

Для связи между преобразовательной подстанцией Северного острова и землей используется береговая электродная станция, расположенная в Те Хикоухенуа, примерно в 25 км от Хейвардса. После обновлений, выполненных в ходе проекта DC Hybrid Link, электрод подстанция способна выдерживать 2400 А. Сорок электродных ячеек закопаны на каменистом пляже длиной 800 м. Каждая электродная ячейка состоит из железного электрода с высоким содержанием кремния и хрома, подвешенного в вертикальном пористом бетонном цилиндре. Ячейки окружены отобранными и отсортированными камнями и слоями геотекстиля, чтобы обеспечить проникновение морской воды, но не допустить накопления ила. Сопротивление электрода относительно земли составляет 0,122 Ом.^[8]

Станция заземления Южного острова расположена в Бог-Рой, в 7,6 км от Бенмора. Он состоит из заглубленных электродных плечей, расположенных звездообразно на участке около 1 км.². Каждое плечо электрода представляет собой стержень из мягкой стали диаметром 40 мм, погруженный в слой кокса толщиной около 0,26 м.² площадь поперечного сечения в траншее глубиной 1,5 м. Сопротивление электрода относительно земли составляет 0,35 Ом.^[8]Небольшая линия передачи несет цепь двухпроводного электрода от участка преобразовательной станции Бенмор к сухопутному электроду Южного острова в Бог-Рой, который в сочетании с береговым электродом на Северном острове позволяет одному полюсу работать с использованием заземления, когда другой полюс не обслуживается.

Неисправности и перебои в передаче

Как и все системы передачи, линия HVDC между островами не застрахована от сбоев. Важность связи означает, что незапланированное отключение электроэнергии может иметь серьезные последствия для всей энергосистемы Новой Зеландии, потенциально вызывая общенациональное отклонение частоты (пониженная частота на принимающем острове, повышенная частота на другом острове), нехватка электроэнергии на принимающем острове и скачок оптовых цен на электроэнергию. Самая катастрофическая ситуация - это одновременное двухполюсное отключение при высокой передаче при низкой и средней генерации на принимающем острове - системы мгновенного создания резерва и сброса нагрузки на принимающем острове не смогут подключиться достаточно быстро, чтобы предотвратить падение частоты, в результате чего каскадный отказ и отключение всего принимающего острова.^[13]

Время от времени требуются плановые отключения линии связи для проведения технического обслуживания, которое невозможно во время работы системы. Перебои в обслуживании планируются заранее, чтобы минимизировать последствия - они обычно проводятся летом, когда национальный спрос на электроэнергию самый низкий, и только на одном полюсе за раз, а другой полюс остается в рабочем состоянии, обеспечивая половину из двух полных -полюсная емкость с использованием заземляющих электродов, обеспечивающих обратный ток через землю.

Известные неисправности и перебои в работе межостровной линии HVDC:

• 1973 г. - произошел сбой в электросети на береговом соединении кабеля №1 в Бухте Файтинг.^[14]
• Август 1975 г. - сильный шторм вызвал целую серию из семи башни передачи разрушить и повредить линию. На ремонт ссылки ушло пять дней.^[14]
• 1976 - Произошла ошибка на подводном стыке кабеля 1, в 15,5 км от конца Южного острова, на глубине 120 метров. Стык отремонтирован в 1977 году.^[14]
• 1980 - Трос 3 вышел из строя на стыке берега Боевой бухты.^[14]
• 1981 - Утечка газа на кабеле № 1 в заливе Оранга. Ремонт был проведен летом 1982/83 года.^[14]
• 1988 - Взорвалось концевое соединение кабеля 2 в заливе Оранга, в распределительное устройство попало изоляционное масло.^[14]
• 2004 г. - в январе три опоры HVDC обрушились в результате сильного ветра, а в августе напряжение в сети пришлось на длительное время снизить из-за пробоев изоляции, вызванных сильным солевым загрязнением на кабельной станции в заливе Оранга. В октябре произошел сбой в одном из трех кабелей пролива Кука, который снизил мощность Полюса 1 с 540 МВт до 386 МВт. На ремонт ушло почти полгода.^[15]
• 19 июня 2006 г. - линия связи вышла из строя незадолго до вечернего пикового периода в один из самых холодных дней в году. Из-за того, что четыре электростанции Северного острова вышли из строя, и отключилось оборудование для контроля пульсационной нагрузки Тауранги, даже при задействовании резервной электростанции Виринаки, на Северном острове возникла нехватка электроэнергии, и компания Transpower впоследствии объявила общенациональную чрезвычайную ситуацию в сети в 17:34. Связь была восстановлена ​​вскоре после объявления чрезвычайной ситуации.^[14]
• 28 августа 2008 - А башня передачи в Мальборо-Саундс был найден изогнутым после того, как его фундамент соскользнул. Башня была усилена стальными оттяжками до тех пор, пока ее нельзя было заменить, так как линия связи не могла быть отключена без повсеместного перебоя в электроэнергии на Южном острове.^[16]
• 12 ноября 2013 г. - Во время ввода в эксплуатацию новых двухполюсных систем управления испытание для оценки реакции системы управления на отключение линии 220 кВ от Хейвардса во время сильного северного потока привело к отключению трех блоков фильтров в Бенморе. Система управления HVDC автоматически сокращает передачу в северном направлении с 1000 МВт до 140 МВт, что приводит к развертыванию систем автоматического сброса нагрузки при пониженной частоте (AUFLS) на Северном острове и отключению тысяч потребителей. Обнаружена ошибка программного обеспечения, являющаяся причиной отключения банка фильтров.

Исходная ссылка

Ртутные дуговые клапаны в клапанном зале в Хейвардс.

Планирование

Первоначальное видение передачи электроэнергии между Южным и Северным островами было разработано Биллом Латта, главным инженером Государственного департамента гидроэнергетики. В 1950 году он подготовил доклад о будущем электроснабжения Северного острова и обратил внимание на прогнозируемый рост нагрузки и ограниченный потенциал для большего количества электроэнергии. гидроэлектростанция развитие поколений на Северном острове. Видение Латты состояло в том, чтобы построить больше гидроэлектрических генерирующих мощностей на Южном острове, где все еще существовали значительные возможности для новых схем, и передать электроэнергию в южную половину Северного острова для удовлетворения растущего спроса.^[11]

В 1951 году компания по производству кабелей Кабели Callender с британской изоляцией (BICC) сообщил Государственному департаменту гидроэнергетики, что кабельный переход через пролив Кука возможен, но труден, поскольку не было прецедентов прокладки силовых кабелей в таких сложных морских условиях.^[17]

Разработка высокомощных преобразователей с ртутным дуговым клапаном в 1950-х годах привела к разработке нескольких схем передачи постоянного тока высокого напряжения в других странах. Это продемонстрировало, что схема передачи высокого напряжения постоянного тока на большие расстояния в принципе возможна. Видеть HVDC # Ртутные дуговые клапаны.

В 1956 году правительство поручило BICC провести подробное исследование целесообразности и стоимости кабельного перехода через пролив Кука. В декабре того же года BICC сообщил, что проект «полностью осуществим».^[14]

Параллельно с техническими исследованиями кабелей под проливом Кука, министр, ответственный за Государственный департамент гидроэнергетики, назначил комитет ключевых заинтересованных сторон для отчета о вариантах энергоснабжения Новой Зеландии в целом, а не только Северного острова. В 1957 году комитет рекомендовал начать работы на большой гидроэлектростанции на реке Вайтаки в Бенморе и получить принципиальное одобрение для соединения энергосистем Северного и Южного островов.

Также были получены рекомендации от шведской компании. МОРЕ (сегодня часть ABB Group ), о технических аспектах преобразовательных подстанций HVDC.

Уникальные особенности планирования для общего предложения включали:^[11]

• Гидроэлектрические генераторы в Бенморе должны быть способны поглощать гармонический токи, которые будут созданы при работе ртутных преобразователей дуги.
• Было предложено, чтобы генераторы Benmore имели рабочее напряжение 16 кВ, что было новым максимумом для гидроэлектрических генераторов Новой Зеландии в то время.
• Автоматические выключатели на 16 кВ, необходимые для Benmore, будут современными.
• Ртутные дуговые клапаны будут больше, чем любые ранее построенные, и потребуют катодов с водяным охлаждением.
• Воздушная линия электропередачи HVDC была одной из самых длинных и сложных, построенных в Новой Зеландии до того времени.
• Подводные кабели в проливе Кука должны быть специально спроектированы для условий морского дна и приливов и потребовать специальной брони на конце залива Оранга, которая ранее не использовалась.

В 1958 году BICC проложила две пробные длины кабеля длиной 0,8 км у залива Оранга в проливе Кука, чтобы продемонстрировать их способность противостоять истиранию, изгибу и вибрации, вызываемым условиями на морском дне. Эти пробные длины были извлечены и исследованы в 1960 году, и к октябрю того же года BICC сообщил, что испытание было успешным и что прототип кабеля обеспечит хорошее обслуживание под проливом Кука.^[11]

В период с 1958 по 1960 год правительству были предложены различные мнения относительно наиболее подходящего развития энергетики для страны в целом, и высказывались оговорки относительно рисков, связанных с планируемым пересечением кабеля через пролив Кука.^[17]

Однако в марте 1961 г. на фоне возрастающей срочности удовлетворения прогнозируемого спроса Правительство одобрило проект. А Новозеландский доллар Контракт на 6,5 миллиона долларов был заключен с ASEA на проектирование, изготовление, монтаж и ввод в эксплуатацию конвертерного завода в Бенморе и Хейвардсе, а контракт на 2,75 миллиона новозеландских фунтов был заключен с BICC на изготовление, поставку, закладку и испытания подводной лодки пролива Кука. кабели.^[11]

Строительство

Линия HVDC между островами была спроектирована и построена между 1961 и 1965 годами для Департамента электроэнергетики Новой Зеландии. Основными поставщиками оборудования были ASEA и Кабели Callender с британской изоляцией.^[11] Оригинальные кабели пролива Кука были проложены в 1964 году с кабелеукладчика. Фотиния.^[18]

Когда он был завершен, линия HVDC в Новой Зеландии стала самой протяженной в мире схемой передачи HVDC с самой высокой номинальной мощностью и самыми большими подводными силовыми кабелями.^[19] Терминальные станции на каждом конце линии HVDC использовали большие ртутная дуга выпрямители и инверторы - Технология 1960-х годов - для преобразования переменного тока в постоянный. Преобразовательная подстанция Южного острова была построена на гидроэлектростанции Бенмор в долине Вайтаки. Преобразовательная подстанция Северного острова была построена в г. Haywards в долине Хатт недалеко от Веллингтона.

Линия электропередачи HVDC, соединяющая преобразовательные станции Benmore и Haywards, имеет общую протяженность 610 км. ЛЭП обслуживает 1649 г. башни передачи и имеет общую протяженность маршрута 570 км. Подводные кабели внизу Пролив Кука протяженностью 40 км.^[20]

До модернизации в 1993 году линия HVDC между островами имела нормальное рабочее напряжение ± 250кВ, и максимальная мощность передачи около 600МВт.

Линия HVDC была первоначально разработана для передачи электроэнергии на север от Бенмора к Хейвардсу. В 1976 году система управления первоначальной схемы была изменена, чтобы позволить передавать энергию в обратном направлении, от Хейвардса к Бенмору.^[11]

Статус инженерного наследия

Первоначальное звено HVDC было признано Институтом профессиональных инженеров Новой Зеландии важной частью инженерного наследия Новой Зеландии (ныне Engineering Новая Зеландия ) в рамках проекта «Инжиниринг до 1990 года», который помог отметить полувековой юбилей страны в 1990 году.^[21]

Проект гибридного обновления

Тиристорный клапан Haywards Pole 2, во время остановки на техническое обслуживание.

В 1987 г. Электроэнергетическая корпорация Новой Зеландии начали исследования, чтобы найти наилучшие средства для улучшения сообщения между островами. По экономическим причинам вместо полной замены была выбрана гибридная модернизация. Термин «гибрид» был принят потому, что увеличение емкости должно было быть получено за счет комбинации повышения напряжения и тока. В рамках проекта модернизации продолжалось использование существующего оборудования преобразователя ртутно-дугового клапана наряду с новыми твердотельными тиристор преобразовательные подстанции. В объем работ входили:^[14]

• Поставка трех новых подводных кабелей высокого напряжения постоянного тока под проливом Кука, чтобы дополнить и в конечном итоге заменить оригинальные кабели. Каждый новый кабель был рассчитан на 350 кВ, 1430 А, что давало максимальную мощность 500 МВт на кабель. Три новых силовых кабеля были проложены в 1991 году кабелеукладчиком. Скагеррак.^[22]
• Новые кабельные терминалы в Бойцовской бухте и заливе Оранга
• Существующие преобразователи с ртутными дуговыми клапанами на каждом конце линии были переконфигурированы для работы параллельно на каждой станции (ранее они работали с противоположными электрическая полярность ). Они были переименованы в Pole 1.
• Рабочее напряжение преобразователей с ртутно-дуговыми вентилями было увеличено с первоначальных 250 кВ до 270 кВ.
• Новые тиристорные преобразовательные станции HVDC были добавлены на каждом конце линии. Они имели рабочее напряжение 350 кВ и были обозначены как Полюс 2.
• Повторная изоляция всей воздушной линии электропередачи постоянного тока высокого напряжения для увеличения ее номинальной мощности до 350 кВ. Также проводились работы с передающими конструкциями и проводниками, чтобы обеспечить возможность работы линейных проводов до 2000 А на каждом полюсе.

Преобразовательные подстанции "Полюс 2" и новые подводные кабели были введены в эксплуатацию в марте 1991 года.

В результате модернизации общая мощность преобразовательной подстанции увеличилась до 1348 МВт (648 + 700 МВт), однако линия была ограничена до 1240 МВт из-за того, что номинальная мощность воздушной линии электропередачи ограничивала рабочую мощность Полюса 1 до 540 МВт. После вывода из эксплуатации последнего из исходных подводных кабелей общая пропускная способность линии HVDC была ограничена еще до 1040 МВт из-за единственного кабеля Pole 2 под проливом Кука.^[11]

В своем Плане управления активами на 2018 год компания Transpower указала, что в период регулирования 2020-2025 гг. Она запланировала значительные расходы на продление срока службы или замену устаревшего оборудования на преобразовательных подстанциях Pole 2, расчетный срок службы которого приближается к концу 30-летнего.^[23]

Вывод из эксплуатации Полюса 1

21 сентября 2007 года первоначальные ртутно-дуговые преобразовательные подстанции «Полюс 1» были остановлены «на неопределенный срок». Однако в декабре 2007 года Transpower объявила, что половина мощности Полюса 1 будет возвращена в режим «горячего резерва» до зимы 2008 года, чтобы в случае необходимости удовлетворить спрос на электроэнергию на Северном острове. Оставшееся полуполюсное оборудование Полюса 1 должно было быть снято с эксплуатации.^[24]

В ноябре 2007 года компания Transpower также объявила, что к декабрю 2007 года она увеличит мощность передачи электроэнергии на полюсе 2 с юга на север с 500 МВт до 700 МВт. Это было сделано путем изменения конфигурации трех действующих подводных кабелей. Один из двух кабелей, ранее подключенных к полюсу 1, был перенесен на полюс 2.^[25]

13 марта 2008 года Transpower объявила, что завершены работы по восстановлению 50% мощности Полюса 1 для работы в периоды, когда потребность в электроэнергии на Северном острове достигает пика.^[26] Несколько ртутных дуговых выпрямителей были изъяты из Конти-Скан связь между Данией и Швецией для этой реставрации. Передача энергии на полюсе 1 была строго ограничена направлением на север, чтобы уменьшить напряжение и напряжение в стареющей преобразовательной системе.

В мае 2009 года Transpower вернула оставшуюся мощность Полюса 1 на короткий период с ограниченной мощностью в 200 МВт в ответ на временную потерю мощности на Полюсе 2.

Вывод из эксплуатации половины Полюса 1 и эксплуатационные ограничения, наложенные на оставшуюся мощность Полюса 1, привели к тому, что линия HVDC работала в основном в монополярном режиме, используя только Полюс 2. В 2010 году Transpower сообщила, что непрерывная работа в монополярном режиме заставила линию HVDC действовать как гальванический элемент с землей, в результате чего заземляющие электроды Бенмора Болотного Роя разрушились, поскольку они действовали как анод, и вызывает накопление магний и гидроксид кальция отложения на береговых электродах Te Hikowhenua Hayward, поскольку они действовали как катод. Требовались дополнительные работы по замене и обслуживанию.^[20]

1 августа 2012 года компания Transpower после 47 лет эксплуатации вывела из эксплуатации оставшуюся половину преобразовательных станций с ртутно-дуговыми клапанами Pole 1 в Бенморе и Хейвардсе.^[27] Линия между островами в то время была последней системой HVDC в мире, в которой находились преобразователи с ртутными дуговыми клапанами.

Проект "Полюс 3"

В мае 2008 года Transpower представила инвестиционное предложение в Комиссия по электроэнергии для замены старых преобразовательных станций "Полюс 1" с ртутно-дуговыми клапанами на новые тиристорные преобразовательные станции. В июле 2008 года Комиссия по электроэнергетике объявила о своем намерении одобрить проект.^[28]

Подъем крыши электротехнического зала Pole 3 на место в Бенморе

Этот проект включал строительство новых преобразовательных подстанций, обозначенных как Полюс 3, для работы на +350 кВ 700 МВт, что соответствует существующему Полюсу 2 (-350 кВ, 700 МВт). Строительные работы по проекту стоимостью 672 миллиона долларов были официально начаты 19 апреля 2010 года, когда министр энергетики Джерри Браунли оказался первый дерн. Новые преобразовательные подстанции должны были быть введены в эксплуатацию к апрелю 2012 г.^[29] но в мае 2011 года Transpower объявила, что ввод в эксплуатацию был отложен до декабря 2012 года из-за трудностей, с которыми столкнулся производитель.^[30]

Работы по замене полюса 1 на новые преобразовательные подстанции полюса 3 включали:^[6]

• Новые вентильные залы, примыкающие к вентильным цехам Pole 2, в Бенморе и Хейвардсе, в каждом из которых установлены тиристорные преобразователи
• Новые трансформаторы, соединяющие клапанные залы с шинами 220 кВ в Бенморе и Хейвардсе.
• Подключение тиристоров полюса 3 к существующим линиям полюса 1 в Benmore и Haywards.
• Подключение тиристоров Полюса 3 к существующим линиям электродов в Benmore и Haywards
• Переключение кабеля пролива Кука № 5 с Полюса 2 обратно на Полюс 1/3.
• Новое 220 кВ фильтры на автобусах 220 кВ в Бенморе и Хейвардсе
• Новые трансформаторы, соединяющие четверку синхронные конденсаторы C7 - C10 к шине 110 кВ в Хейвардс
• Новые фильтры 5-й и 7-й гармоник, подключаемые к шине 110 кВ в Хейвардс.
• Удаление существующих преобразовательных трансформаторов, соединяющих ртутные дуговые клапаны Полюса 1 и два синхронных конденсатора с шиной 110 кВ в Хейвардсе.
• Удаление всего оставшегося оборудования полюса 1 ртутно-дугового клапана в Бенморе и Хейвардсе.

Полюс 3 сейсмический базовая изоляция в Хейвардс.

Вывод из эксплуатации Полюса 1 был запланирован на июль 2012 года, что позволит провести работы по переключению существующих линий через Полюс 3 и позволить испытания нового полюса проводиться в летние месяцы, когда спрос на электроэнергию и, следовательно, передача электроэнергии между островами невысокая. . Новый полюс 3 мог работать на мощности 700 МВт с момента ввода в эксплуатацию, но из-за неадекватной поддержки напряжения на конце линии Хейвардс комбинированная передача полюсов 2 и 3 была ограничена до 1000 МВт. После ввода в эксплуатацию нового статический синхронный компенсатор (STATCOM) в Хейвардсе в январе 2014 года Полюс 3 смог работать на полную мощность при работе Полюса 2 (общая передача 1200 МВт).^[31]

Замена системы управления полюсом 2

Полюс 2 был введен в эксплуатацию в 1992 году с системами управления HVDC по технологии конца 1980-х годов. После 20 лет эксплуатации системы управления подходят к концу своего срока службы, технологически устарели и несовместимы с новыми системами управления Pole 3, что делает невозможным двухполюсное управление.

В конце 2013 года Transpower вывела из эксплуатации Pole 2 на четыре недели, чтобы позволить заменить системы управления новыми системами, идентичными тем, которые использовались в Pole 3, и установить новую двухполюсную систему управления для управления обоими полюсами. Затем последовали трехмесячные испытания новых систем управления. Полюс 3 продолжал работать во время отключения и большую часть испытаний в монополярной конфигурации с заземляющими электродами.

Другие сопутствующие работы

Линейное обслуживание

В то время, когда опора 1 была снята с эксплуатации для замены на опору 3, на некоторых участках линии электропередачи проводились работы по техническому обслуживанию и ремонту. Включены работы:^[31]

• Замена около 100 башни передачи на Южном острове, чтобы исправить проблемы с оформлением
• Замена некоторых проводов на Северном острове по мере приближения их срока полезного использования
• Укрепление некоторых опор электропередачи на Северном острове.

Генераторные трансформаторы Benmore

Первоначальный проект межостровной связи в Бенморе был интегрирован с проектом гидроэлектростанции Бенмор мощностью 540 МВт. Сборные шины генератора на 16 кВ на электростанции были точкой соединения между линией постоянного тока высокого напряжения и сетью Южного острова. Электроэнергия от шести генераторов Benmore может поступать напрямую от сборных шин 16 кВ в линию постоянного тока высокого напряжения через преобразовательные трансформаторы, а соединительные трансформаторы подключаются к сборным шинам Benmore 220 кВ для экспорта или импорта электроэнергии с остальной части Южного острова. Конструкция электростанции была оптимизирована для линии HVDC, а соединительные трансформаторы были спроектированы со значительно более низким номиналом, чем максимальная выходная мощность генераторов Benmore, потому что большая часть выходной мощности генератора обычно поступает в линию HVDC.

После вывода Transpower из эксплуатации исходного оборудования Pole 1 больше не существовало прямого соединения между сборными шинами генератора 16 кВ и линией постоянного тока высокого напряжения, а ограниченная мощность соединительных трансформаторов Benmore ограничивала максимальную мощность станции. В координации с программой Transpower по выводу из эксплуатации оборудования Pole 1, владелец Benmore Меридиан Энергия заменили соединительные трансформаторы на новые генераторные трансформаторы. Шесть генераторов были повторно подключены к национальной сети 220 кВ через шесть новых генераторных выключателей и три трехобмоточных трансформатора 220/16/16 кВ. Каждый из новых трансформаторов соединяет два генератора через две вторичные обмотки по 16 кВ.^[32][33]

Будущие варианты

Кабель Четвертого пролива Кука

Есть предложения установить под ним четвертый кабель. Пролив Кука (Кабель 7), подключенный к полюсу 2, чтобы позволить линии HVDC увеличить до 1400 МВт. В дополнение к четвертому кабелю новые фильтры будут также установлены в Бенморе и Хейвардсе, а новый СТАТКОМ - в Хейвардсе. По состоянию на 2017 год окончательных сроков для четвертого кабеля нет.

Кран North Canterbury

Остров Верхний Южный к северу от долины Вайтаки беден поколениями, но имеет много крупных центров спроса, особенно Крайстчерч, Нельсон, Ashburton и Тимару -Темука. Почти всю электроэнергию необходимо импортировать из долины Вайтаки по трем основным линиям 220 кВ: одноконтурной линии Ливингстон - Ислингтон (построенной в 1956 г.), одноконтурной линии. Twizel до Ислингтона через линию Текапо B (построена в 1962 г.) и двухконтурную магистраль Twizel до Ислингтона / Бромли через линию Тимару и Эшбертон (построена в 1975 г.). Растущий спрос и изменение моделей использования, в значительной степени объясняется изменениями в землепользовании и увеличением орошение в Кентербери, означает, что эти линии быстро приближаются к пропускной способности, и поскольку все они сходятся на подстанции Ислингтон в западном Крайстчерче, серьезная неисправность на подстанции может потенциально нарушить подачу электроэнергии на весь Южный остров к северу от Крайстчерча.

Одно из многих предложений по решению этой проблемы включает в себя ответвление на HVDC Inter-Island и инверторно-выпрямительную станцию ​​на стыке двух линий 220 кВ Ислингтон - Кикива рядом с Waipara в Северном Кентербери. Это позволит использовать другой маршрут для электричества в Крайстчерч и Верхний Южный остров, а также создать избыточность в сети. Однако из-за его высокой стоимости и наличия более экономичных решений для обеспечения электроснабжения в краткосрочной и среднесрочной перспективе маловероятно, что такой ответвитель будет построен до 2027 года.^[34]

Расположение сайта

• Преобразовательная станция HVDC Haywards: 41 ° 09′05 ″ ю.ш. 174 ° 58′54 ″ в.д. / 41,151446 ° ю.ш. 174,981691 ° в. / -41.151446; 174.981691 (Преобразовательная станция HVDC Haywards)
• Точка взлета линии отклонения Те Хикоухенуа: 41 ° 14′03 ″ ю.ш. 174 ° 45′31 ″ в.д. / 41.234167 ° ю.ш. 174.758611 ° в. / -41.234167; 174.758611 (Точка взлета на линии отклонения Те Хикоухенуа)
• Береговая электродная станция Te Hikowhenua: 41 ° 12′28 ″ ю.ш. 174 ° 43′11 ″ в.д. / 41.20778 ° ю.ш. 174.71972 ° в. / -41.20778; 174.71972 (Береговая электродная станция Te Hikowhenua)
• Конечная станция канатной дороги Oteranga Bay: 41 ° 17′37 ″ ю.ш. 174 ° 37′48 ″ в.д. / 41,29361 ° ю.ш.174,63000 ° в. / -41.29361; 174.63000 (Конечная станция канатной дороги Oteranga Bay)
• Конечная станция канатной дороги Файтинг-Бэй: 41 ° 18′35 ″ ю.ш. 174 ° 12′07 ″ в.д. / 41.3098 ° ю.ш. 174.202 ° в. / -41.3098; 174.202 (Конечная станция Fighting Bay Cable)
• Электродная станция Bog Roy Land: 44 ° 34′26 ″ ю.ш. 170 ° 05′56 ″ в.д. / 44,574 ° ю.ш.170,099 ° в. / -44.574; 170.099 (Электродная станция Bog Roy Land)
• Преобразовательная станция Benmore HVDC: 44 ° 33′55 ″ ю.ш. 170 ° 11′24 ″ в.д. / 44,56528 ° ю.ш.170,19000 ° в. / -44.56528; 170.19000 (Преобразовательная станция Benmore HVDC)

Смотрите также

• National Grid (Новая Зеландия)
• Постоянный ток высокого напряжения
• Список проектов HVDC
• Электроэнергетика Новой Зеландии

Рекомендации

внешняя ссылка

• Линия HVDC в Новой Зеландии
• Новая Зеландия HVDC - межостровная связь (от ABB интернет сайт)
• https://web.archive.org/web/20050526185217/http://www.transmission.bpa.gov/cigresc14/Compendium/NEW-ZEAL.htm
• https://web.archive.org/web/20050526185217/http://www.transmission.bpa.gov/cigresc14/Compendium/New-zeal%20Pictures.pdf