Из Википедии, бесплатной энциклопедии
Перейти к навигации Перейти к поиску

HVDC между островами
Маршрут межостровной HVDC
Место расположения
СтранаНовая Зеландия
Общее направлениеЮг, север
ИзБенмор гидроэлектростанция , недалеко от Отематата , Кентербери
КПодстанция передачи Haywards , Лоуэр-Хатт
Информация о праве собственности
ВладелецTranspower New Zealand Limited
ОператорTranspower New Zealand Limited
Информация о строительстве
Производитель подстанцийГруппа компаний АББ / Сименс
Строительство началось1961 г.
Введен в эксплуатациюАпрель 1965 г.
Техническая информация
ТипДвухполюсная линия электропередачи HVDC с воздушной линией электропередачи и подводными силовыми кабелями под проливом Кука
Тип токаHVDC
Общая длина610 км (380 миль)
Номинальная мощность1200 МВт
Напряжение переменного тока220 кВ
Напряжение постоянного тока± 350 кВ
Кол- во полюсовДва
Сопоставьте все координаты с помощью: OpenStreetMap 
Скачать координаты как: KML

Линия HVDC между островами представляет собой биполярную систему передачи постоянного тока высокого напряжения (HVDC) длиной 610 км (380 миль) и мощностью 1200 МВт, соединяющую вместе электрические сети Северного острова и Южного острова Новой Зеландии. В средствах массовой информации и в пресс-релизах его обычно называют кабелем в проливе Кука , [1] хотя этот участок намного длиннее, чем его участок пролива Кука , а подводный участок состоит из трех параллельных кабелей. Линия принадлежит и управляется государственной передающей компанией Transpower New Zealand .

Линия HVDC начинается на гидроэлектростанции Бенмор на реке Вайтаки в Кентербери , на Южном острове, а затем проходит по воздушной линии электропередачи на 534 км (332 миль) через внутренние Кентербери и Мальборо до Файтинг-Бэй в проливе Мальборо. . От Fighting Bay линия проходит 40 км по подводным кабелям под проливом Кука до залива Oteranga , недалеко от Веллингтона , а затем проходит последние 37 км по воздушным линиям до подстанции Haywards в Нижнем Хатте .

Линия HVDC впервые была введена в эксплуатацию в апреле 1965 года для транспортировки электроэнергии с богатого производителями электроэнергии Южного острова на более густонаселенный Северный остров. Изначально линия была биполярной линией мощностью 600 МВт с ртутными дуговыми клапанами , пока в 1992 году оригинальное оборудование не было подключено параллельно к одному полюсу (полюс 1), а рядом с ним был построен новый полюс на основе тиристоров (полюс 2), увеличивший мощность звена. мощность 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], восстановив звено постоянного тока до биполярной конфигурации мощностью 1200 МВт.

Обоснование ссылки [ править ]

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 км 2 против 114 000 км 2 ), но население Северного острова более чем в три раза превышает население Южного острова (3,90 миллиона против 1,19). миллионов). [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 алюминиевого завода Tiwai Point., 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. На Южный остров в 2011 году приходилось 40,9% электроэнергии страны, почти вся (97%) за счет гидроэлектроэнергии , в то время как на Северном острове оставшиеся 59,1% вырабатывались за счет в основном гидроэлектроэнергии, природного газа и геотермальной энергии, а также меньшего количества электроэнергии. угольная и ветровая генерация. [4]

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

  • Эта линия обеспечивает потребителей Южного острова доступом к тепловым генерирующим ресурсам Северного острова, которые могут удовлетворить спрос Южного острова в периоды низкого уровня накопления воды и низкого притока в гидроэлектрические озера Южного острова .
  • Линия связи предоставляет потребителям Северного острова доступ к крупным гидроэнергетическим ресурсам Южного острова, которые могут удовлетворить потребности Северного острова в периоды пиковой нагрузки.

Линия связи играет важную роль на рынке 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. Линия пересекает пролив Кука между двумя островами с использованием подводных силовых кабелей, проложенных вдоль морского дна. HVDC больше подходит для передачи на большие расстояния, чем AC, и особенно там, где требуется подводная кабельная передача, потому что это обычно более экономично и имеет более низкие потери энергии, несмотря на высокую стоимость процесса преобразования AC / DC. [7]

Ограничения [ править ]

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 быть передана в южном направлении. 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 региональным пиковым потреблением около 780 МВт. Местная генерирующая мощность составляет всего 165 МВт, большая часть из которых приходится на ветроэнергетику , котораяпрерывистый и не может использоваться 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 с Южного острова в основном используется в районе Веллингтона, и любые излишки перетекают по пяти линиям - четыре линии 220 кВ через побережье Капити и одна линия 110 кВ через Вайрарапа , на север до Банниторпа, недалеко от Палмерстон-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 номинального тока цепи на участке Банниторп - Вудвилл , что требует разделения линии на две части возле 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 на Северном острове, а также риском сбоев напряжения в районе Веллингтона в случае внезапного прерывания передачи HVDC. Системы управления и защиты HVDC также взаимосвязаны, чтобы операторы не могли управлять каналом с южным потоком, превышающим 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 Южного острова, 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 [ править ]

Башня высоковольтной линии электропередачи постоянного тока 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 электропередачи 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 отводную трубу электростанции Бенмор и проходит вдоль восточной стороны плотины. Линия продолжается на север вдоль восточного берега озера Бенмор , прежде чем повернуть на северо-восток, а затем на восток, чтобы встретить линию Крайстчерч - Twizel HVAC. 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 HVDC в целом следует по туристической трассе Inland Scenic Route через внутренние равнины Кентербери, проходя недалеко от городов Метвен , Шеффилд и Оксфорд, а затем продолжит движение на северо-восток в направленииВайпара .

Линия HVDC проходит через перевал Века в район Амури на север через регион, к западу от Калвердена , к Ханмер-Спрингс . Отсюда линия поворачивает на северо-восток и проходит через станцию ​​Molesworth в Мальборо и вниз по долине реки Аватер , а затем поворачивает на север, чтобы встретить State Highway 1 через Dashwood и Weld Passes. Линия проходит к востоку от Бленхейма , встречается с восточным побережьем острова у Облачной бухты и поднимается по побережью к проливу Мальборо. Линия поворачивает на восток, а затем на юго-восток вокруг Порт Андервуд., перед переходом к Боевой бухте на побережье, где находится кабельный терминал Южного острова.

В этом физическом месте линии подключаются к трем подводным кабелям, проводящим электричество 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. Сначала кабели направляются на юг от Боевой бухты, затем поворачивают на восток в сторону Северного острова, а затем поворачивают на северо-восток в сторону Севера. Островной кабельный терминал в бухте Оранга.

От залива Оранга наземная линия электропередачи Северного острова проходит на северо-восток через Макару к западу от Джонсонвилля . К западу от Нгаио электродная линия от берегового электрода Северного острова в Те Хикоухенуа, к северу от пляжа Макара , сливается с опорами главной линии электропередачи для окончательного подключения к преобразовательной станции Северного острова. Линия поворачивает на восток вокруг парка Чертон , пересекает Хорокиви, затем поворачивает на северо-восток и проходит через региональный парк Бельмонт в сторону Хейвардса в северной части Нижнего Хатта, где находится электростанция статических инверторов Северного острова.

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

Техническое описание [ править ]

Упрощенная схема новозеландской схемы HVDC

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 между Южными и Северными островами. Он использует преобразователи с коммутацией линии на основе тиристоров 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 заземления. Это позволяет работать с несимметричным током между двумя полюсами и монополярным режимом, когда один полюс не работает.

Конвертерные станции [ править ]

Преобразовательные подстанции 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, в том числе 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 четырехклавишные элементы к крыше вентильного зала. Это обеспечивает превосходные сейсмические характеристики по сравнению с наземной компоновкой, особенно в очень сейсмической среде Новой Зеландии. [8] Есть три однофазных трансформатора преобразователя для каждого клапана преобразователя, и каждый трансформатор имеет две вторичные обмотки, подключенные к клапану.

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

Конвертерная станцияПолюс 2Полюс 3Примечания
Введен в эксплуатацию1991 г.Май 2013
ПроизводительАси Браун Бовери (ABB)Сименс
Рабочее напряжение−350 кВ+350 кВ
Номинальная мощность преобразователя560 МВт700 МВт
Номинальная длительная перегрузка преобразователя700 МВт735 МВт
Рейтинг кратковременной перегрузки840 МВт за 5 с1000 МВт за 30 мин
Тип тиристорадиаметр четыре дюйма (100 мм), с электрическим приводом, водяное охлаждениеДиаметр 5 дюймов (125 мм), срабатывает свет, водяное охлаждение
Максимальный продолжительный ток клапана2000 А2 860 А
Пиковое обратное напряжение тиристора5,5 кВ> 7,5 кВ
Тиристоры на клапан6652
Тиристоры на четырехклапанный блок264208
Тиристоров на станцию792624
Четырехколесная масса20 тонн17 тонн
Количество преобразовательных трансформаторовВсего 8: 3 плюс 1 запасной на каждой преобразовательной станцииВсего 8: 3 плюс 1 запасной на каждой преобразовательной станции
Преобразователь массы трансформатора324 тонны, включая нефть330 тонн, в том числе масло
Объем масла на трансформатор85000 литров (19000 имп галлонов; 22000 галлонов США)91000 литров (20000 имп галлонов; 24000 галлонов США)

Подводные кабели [ править ]

Поперечное сечение подводного кабеля HVDC 350 кВ . Общий диаметр 13 см / 5 дюймов.

Каждый из трех подводных силовых кабелей, установленных в 1991 году, рассчитан 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 полипропиленового каната с внешним диаметром примерно 130 мм. Кабели выдерживают 30-минутную перегрузку 1600 А. [8]

Чтобы обеспечить безопасность подводных силовых кабелей линии, в местах пересечения кабелей проливом Кука вводится зона защиты кабелей шириной семь километров (ЗЗЗ). Судам не разрешается ставить якорь или ловить рыбу в этом районе, и район обычно патрулируется по морю и воздуху. Любой, кто стоит на якоре или ловит 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 [ править ]

Пример поперечного сечения линейного провода HVDC
Этикетка на образце линейного проводника (исходный номинал ± 250 кВ)

Линия электропередачи была спроектирована и построена Департаментом электроэнергетики 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 передачи была повторно изолирована фарфоровыми изоляторами постоянного тока туманного типа, чтобы обеспечить работу при напряжении 350 кВ. На внутренних участках трассы на каждую гирлянду изоляторов приходится 15 единиц, а на прибрежных участках трассы, подверженных конденсации солей, - 33 единицы на гирлянду. Гирлянды изоляторов на прибрежных участках имеют длину около 5 м. [8]

Изоляторы линии передачи поддерживают пару проводов ACSR с каждой стороны опор. 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, содержащий оптоволоконную сердцевину (OPGW), а еще 169-километровый участок OPGW проложен на линии Южного острова. [8]

Около 20 новых башен было построено в 1992 году, 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 гибридной связи постоянного тока линия была рассчитана на постоянную пропускную способность 2000 ампер на каждом полюсе при рабочем напряжении 350 кВ постоянного тока постоянного тока.

Станции заземления [ править ]

Для связи между преобразовательной подстанцией Северного острова и землей используется береговая электродная станция, расположенная в Те Хиковенуа, примерно в 25 км от Хейвардса. После модернизации, выполненной в ходе проекта гибридной связи постоянного тока, электродная станция способна непрерывно выдерживать ток 2400 А. Сорок электродных ячеек закопаны на каменистом пляже протяженностью 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 предотвратить накопление 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 площадью примерно 1 км 2 . Каждое плечо электрода представляет собой стержень из мягкой стали диаметром 40 мм, погруженный в слой кокса площадью поперечного сечения около 0,26 м 2 в траншеи 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 до сухопутного электрода 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 работает.

Неисправности и сбои передачи [ править ]

Как и все системы передачи, линия HVDC между островами не застрахована от сбоев. Важность линии связи означает, что незапланированное отключение электроэнергии может иметь серьезные последствия для всей системы электроснабжения 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, когда на принимающем острове есть генерация от низкого до среднего - системы мгновенного создания резерва и сброса нагрузки на принимающем острове не смогут подключиться достаточно быстро, чтобы предотвратить падение частоты, что приводит к каскадному отказу и отключению всего приемного острова.[13]

Время от времени требуются плановые отключения линии связи для проведения технического обслуживания, которое невозможно во время работы системы. Перебои в обслуживании планируются заблаговременно, чтобы свести к минимуму последствия - они обычно проводятся летом, когда национальный спрос на электроэнергию является самым низким, 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 путь для обратного тока 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 ураган привел к обрушению семи опор электропередачи и повреждению линии. 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. Шарнир был отремонтирован в 1977 г. [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 - Ворвалось концевое соединение кабеля 2 в заливе Оранга, в распределительное устройство попало изолирующее масло. [14]
  • 2004 г. - в январе три опоры HVDC обрушились в результате сильного ветра, а в августе напряжение в сети пришлось на длительное время снижать 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 г. - передаточная башня в Мальборо-Саундс была обнаружена изогнутой после падения фундамента. Башня была усилена стальными оттяжками до тех пор, пока ее нельзя было заменить, так как соединение нельзя было отключить 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 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 срабатывания банка фильтров.

Исходная ссылка [ править ]

Ртутные дуговые клапаны в клапанном зале в Хейвардс.

Планирование [ править ]

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 дальнейшего развития гидроэнергетики 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 British Insulated Callender's Cables (BICC) сообщила 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 ртутно-дуговыми вентилями 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. См. HVDC # Ртутные дуговые клапаны .

В 1956 году правительство поручило BICC провести подробное расследование 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 дать принципиальное одобрение на объединение энергосистем Северного и Южного островов.

Также были получены рекомендации от шведской компании ASEA (сегодня входит в группу ABB ) по техническим аспектам преобразовательных подстанций HVDC.

Уникальные соображения планирования для общего предложения включали: [11]

  • Гидроэлектрические генераторы в Бенморе должны быть способны поглощать гармонические токи, которые будут создаваться при работе ртутных дуговых преобразователей.
  • Было предложено, чтобы генераторы Benmore имели рабочее напряжение 16 кВ, что было новым максимумом для новозеландских гидроэлектрических генераторов в то время.
  • Автоматические выключатели на 16 кВ, необходимые для Benmore, будут самыми 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 в 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 проверены в 1960 году, и к октябрю того же года BICC сообщил, что испытание прошло успешно 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 были 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. A NZ £ 6,5 - миллионный контракт был помещен с ASEA для проектирования, производства, монтажа и ввода в эксплуатацию в конвертерном цехе на Benmore и Хейворд, и NZ £ 2,75 миллионный контракт был помещен с ПМКЦ для изготовления, доставка, укладка и тестирование Подводные кабели пролива Кука. [11]

Строительство [ править ]

Линия HVDC между островами была спроектирована и построена между 1961 и 1965 годами для Департамента электроэнергетики Новой Зеландии. Основными поставщиками оборудования были ASEA и British Insulated Callender's Cables . [11] Оригинальные кабели в проливе Кука были проложены в 1964 году с кабелеукладчика Photinia . [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] Конечные станции на каждом конце линии HVDC использовали большие ртутно-дуговые выпрямители и инверторы - технология 1960-х годов - для преобразования между переменным и постоянным током. Преобразовательная подстанция Южного острова была построена на гидроэлектростанции Бенмор в долине Вайтаки. Преобразовательная подстанция Северного острова была построена в Хейвардсе в долине Хатт недалеко от Веллингтона.

Линия электропередачи HVDC, соединяющая преобразовательные станции Benmore и Haywards, имеет общую протяженность 610 километров. Воздушная линия электропередачи поддерживается 1649 опорами электропередачи и имеет общую протяженность маршрута 570 км. Длина подводных кабелей под проливом Кука составляет 40 км. [20]

До модернизации в 1993 году линия HVDC между островами имела нормальное рабочее напряжение ± 250  кВ и максимальную пропускную способность около 600  МВт .

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 [ править ]

Первоначальная линия HVDC была признана важной частью инженерного наследия Новой Зеландии Институтом профессиональных инженеров Новой Зеландии (ныне Engineering New Zealand ) во время проекта «Engineering to 1990», который помог отметить полувековой юбилей страны в 1990 году. [21]

Проект гибридного обновления [ править ]

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

В 1987 году Электроэнергетическая корпорация Новой Зеландии начала исследования, чтобы найти наилучшие способы модернизации межостровной связи. 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. Проект модернизации предусматривал продолжение использования существующего преобразовательного оборудования с ртутным дуговым вентилем наряду с новыми твердотельными тиристорными преобразовательными станциями. В объем работ входили: [14]

  • Поставка трех новых подводных кабелей постоянного тока высокого напряжения 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 противоположной электрической полярностью ). 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 с током 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 постоянного тока высокого напряжения была ограничена еще до 1040 МВт из-за единственного кабеля Полюса 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 [ править ]

21 сентября 2007 г. 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 перенастройки 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 о завершении работ по восстановлению 50% мощности Полюса 1 для работы в периоды, когда спрос на электроэнергию на Северном острове достигал пика. [26] Несколько ртутных дуговых выпрямителей были изъяты из соединения Конти-Скан 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 привела к тому, что линия высоковольтного постоянного тока действует как гальванический элемент с землей, в результате чего заземляющие электроды Бенмора Болотного Роя разрушаются, поскольку они действуют как анод , и вызывают накопление гидроксида магния и кальция. отложения на береговых электродах Хейворда Te Hikowhenua, поскольку они действовали как катод . Требовались дополнительные работы по замене и техническому обслуживанию. [20]

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

Проект "Полюс 3" [ править ]

В мае 2008 года Transpower представила в Комиссию по электроэнергии инвестиционное предложение по замене старых преобразовательных станций Pole 1 с ртутным клапаном 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). Работы на стройплощадке по проекту стоимостью 672 миллиона долларов были официально начаты 19 апреля 2010 года, когда министр энергетики Джерри Браунли обратился к первому дураку. Новые преобразовательные подстанции должны были быть введены в эксплуатацию к апрелю 2012 года [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 новыми преобразовательными подстанциями Полюса 3 включали: [6]

  • Новые вентильные залы, примыкающие к вентильным цехам Pole 2 как в Бенморе, так и в Хейвардсе, в каждом из которых установлены тиристорные преобразователи.
  • Новые трансформаторы, соединяющие вентильные 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 электродным линиям в Benmore и Haywards
  • Переключение кабеля пролива Кука № 5 с Полюса 2 обратно на Полюс 1/3.
  • Новые фильтры 220 кВ на автобусах 220 кВ в Benmore и Haywards
  • Новые трансформаторы, соединяющие четыре синхронных конденсатора C7 - C10 с шиной 110 кВ в Хейвардс
  • Новые фильтры 5-й и 7-й гармоник, подключаемые к шине 110 кВ в Хейвардсе.
  • 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 ртутного дугового клапана в Бенморе и Хейвардсе.
Полюс 3, изолирующий сейсмическую базу в Хейвардсе.

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 статического синхронного компенсатора (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 "Полюс 2" [ править ]

Полюс 2 был введен в эксплуатацию в 1992 году с системами управления высоковольтным постоянным током 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 на 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 большей части испытаний в монополярной конфигурации с заземляющими электродами.

Другие связанные работы [ править ]

Линейное обслуживание [ править ]

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. Включено работ: [31]

  • Замена около 100 опор электропередачи на Южном острове для устранения проблем с зазором
  • Замена некоторых проводов на Северном острове по мере приближения их срока полезного использования
  • Укрепление некоторых опор электропередачи на Северном острове.

Генераторные трансформаторы Бенмора [ править ]

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 к линии постоянного тока высокого напряжения через преобразовательные трансформаторы, при этом соединительные трансформаторы подключаются к сборной шине 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 было прямого соединения между сборными шинами генератора 16 кВ и линией постоянного тока высокого напряжения, а ограниченная мощность соединительных трансформаторов Benmore ограничила бы максимальную мощность станции. В координации с программой Transpower по выводу из эксплуатации оборудования Pole 1, владелец Benmore, компания Meridian Energy, заменила соединительные трансформаторы на новые трансформаторы генератора. 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 [ править ]

Кабель Четвертого пролива Кука [ править ]

Есть предложения установить четвертый кабель под проливом Кука (кабель 7), соединяющий его с полюсом 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 Северного Кентербери [ править ]

Верхний Южный остров к северу от долины Waitaki этого поколения бедных, но имеет много больших центров спроса, особенно Крайстчерч , Нельсон , ASHBURTON и Тимар - Темука . Почти вся электроэнергия должна импортироваться из долины Вайтаки по трем основным линиям 220 кВ: одноконтурная линия Ливингстон - Ислингтон (построена в 1956 году), одноконтурная линия Twizel - Ислингтон через линию Текапо B (построена в 1962 году), и двухконтурный Twizel до Ислингтона / Бромли через линию Тимару и Эшбертон (построен в 1975 году). Растущий спрос и изменение моделей использования, в значительной степени обусловленные изменениями в землепользовании и увеличением орошения.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 прервать 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 возле Вайпара в Северном Кентербери. Это позволило бы использовать другой маршрут для электричества в Крайстчерч и Верхний Южный остров и 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].

Местоположение сайта [ править ]

  • Преобразовательная подстанция HVDC Haywards: 41,151446 ° ю.ш. 174,981691 ° в.д.41 ° 09′05 ″ ю.ш. 174 ° 58′54 ″ в.д. /  / -41.151446; 174,981691 ( Преобразовательная станция HVDC Haywards )
  • Точка взлета на линии отклонения Te Hikowhenua: 41,234167 ° ю.ш. 174,758611 ° в.д.41 ° 14′03 ″ ю.ш. 174 ° 45′31 ″ в.д. /  / -41.234167; 174.758611 ( Точка взлета 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 Оранга-Бэй: 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: 41.3098 ° ю.ш. 174.202 ° в.д.41 ° 18′35 ″ ю.ш. 174 ° 12′07 ″ в.д. /  / -41,3098; 174,202 (Fighting Bay Cable Terminal Station)
  • Электродная станция Bog Roy Land: 44,574 ° ю.ш.170,099 ° в.д.44°34′26″S 170°05′56″E /  / -44.574; 170.099 (Bog Roy Land Electrode Station)
  • Преобразовательная станция Benmore HVDC: 44 ° 33′55 ″ ю.ш. 170 ° 11′24 ″ в.д.  / 44.56528°S 170.19000°E / -44.56528; 170.19000 (Benmore HVDC Converter Station)

См. Также [ править ]

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

Ссылки [ править ]

  1. ^ "Отказ питания кабеля пролива Кука" . Правительство Новой Зеландии. 28 апреля 2009 . Проверено 28 сентября 2011 года .
  2. ^ "Новый HVDC Pole 3 введен в эксплуатацию" . Transpower Новая Зеландия. 29 мая 2013 . Проверено 1 июня 2013 года .
  3. ^ "Таблицы оценки населения - NZ.Stat" . Статистическое управление Новой Зеландии . Проверено 22 октября 2020 года .
  4. ^ "Файл данных по энергии Новой Зеландии 2012" (PDF) . Минэкономразвития . Июнь 2012 . Проверено 6 июля 2012 года .
  5. ^ «План обновления сети HVDC, том 1, стр. 10» (PDF) . Май 2008 . Проверено 2 сентября 2012 года .
  6. ^ a b c «Годовой отчет о планировании 2012» (PDF) . Transpower . Апрель 2012 . Проверено 30 августа 2012 года .
  7. ^ «Постоянный ток высокого напряжения» . Энергетическая ассоциация США. Архивировано из оригинального 13 августа 2010 года . Проверено 11 марта 2012 года .
  8. ^ a b c d e е О'Брайен, штат Монтана; Флетчер, Делавэр; Gleadow, JC (29 сентября 1993 г.). Основные характеристики гибридной линии постоянного тока Новой Зеландии . Веллингтон: СИГРЭ. Международный коллоквиум по высоковольтным системам постоянного тока и гибким системам передачи энергии переменного тока.
  9. ^ Гриффитс, Питер; Завахир, Мохамед (27 мая 2010 г.). «Обновленный проект« Новозеландский межостровный HVDC Pole 3 » (PDF) . Крайстчерч. Конференция и выставка ЕЭЗ 2010 . Проверено 27 мая 2012 года . [ постоянная мертвая ссылка ]
  10. ^ Зона защиты подводного кабеля пролива Кука (PDF) . Transpower Новая Зеландия и морская Новая Зеландия. Февраль 2011 . Проверено 20 мая 2012 года .
  11. ^ a b c d e f g h Тейлор, Питер (1990). Белые алмазы на севере: 25 лет эксплуатации кабеля через пролив Кука, 1965–1990 . Веллингтон: Transpower. С. 109 стр. ISBN 0-908893-00-0.
  12. ^ "OTB-HAY - реконструирующий проект" (PDF) . Transpower. 26 октября 2010 . Проверено 2 июня 2012 года . [ постоянная мертвая ссылка ]
  13. ^ «Технический отчет по автоматическому отключению пониженной нагрузки (AUFLS)» (PDF) . Transpower Новая Зеландия. Август 2010. Архивировано из оригинального (PDF) 7 февраля 2013 года . Проверено 7 июня 2012 года .
  14. ^ a b c d e f g h i Рейли, Хелен (2008). Соединяя страну: Национальная сеть Новой Зеландии 1886–2007 гг . Веллингтон: Стил Робертс. С. 376 стр. ISBN 978-1-877448-40-9.
  15. ^ Transpower (2005), Отчет о качественных показателях 2004-05
  16. ^ "Электропитание безопасно, если только не ветрено" . The New Zealand Herald . 30 августа 2008 . Проверено 23 июля 2011 года .
  17. ^ а б Мартин, Джон Э., изд. (1998). Люди, политика и электростанции: Производство электроэнергии в Новой Зеландии 1880–1998 (второе изд.). Веллингтон: Бриджит Уильямс Букс Лтд и Электричество Новой Зеландии . п. 356. ISBN. 0-908912-98-6.
  18. ^ «Оригинальный кабель пролива Кука вытащили на берег в заливе Этеранга на юго-западном побережье Веллингтона в 1964 году» . Те Ара: Энциклопедия Новой Зеландии . Проверено 20 сентября 2011 года .
  19. ↑ Engineering to 1990. Архивировано 18 октября 2008 г., Wayback Machine - IPENZ , Engineering Publications Co Ltd, стр.
  20. ^ a b «План управления активами» (PDF) . Transpower . Апрель 2010. Архивировано из оригинального (PDF) 19 марта 2012 года.
  21. ^ "Связь HVDC - Кабель электричества Бенмора и Хейвардса" . Машиностроение Новой Зеландии . Проверено 26 марта 2020 года .
  22. ^ "Расширение Скагеррака" . Ship-Technology.com . Проверено 28 сентября 2011 года .
  23. ^ «План управления активами 2018» . Transpower Новая Зеландия . Проверено 26 марта 2020 года .
  24. ^ "Половина вывода из эксплуатации Transpower Полюса 1" . Совок . 19 декабря 2007 г.
  25. ^ "Геотермальная установка в плане Таупо Контакта" . NZ Herald . 20 ноября 2007 . Проверено 3 октября 2011 года .
  26. ^ "Transpower получает зеленый свет на восстановление связи между островами" . NZ Herald . 13 марта 2008 г.
  27. ^ "Полюс 1 выведен из эксплуатации" . Transpower. 31 августа 2012 . Проверено 3 сентября 2012 года .
  28. ^ «Предложение по модернизации HVDC» . Комиссия по электричеству . 31 июля 2008. Архивировано из оригинала на 1 апреля 2012 года.
  29. ^ «Церемония знаменует начало электромонтажных работ по проекту« Полюс 3 »» . Transpower . 19 апреля 2010. Архивировано из оригинала 24 февраля 2014 года . Проверено 30 августа 2012 года .
  30. ^ «Уведомление Transpower - ввод в эксплуатацию HVDC Pole 3» . Transpower . 11 мая 2011 года Архивировано из оригинала 24 февраля 2014 года . Проверено 30 августа 2012 года .
  31. ^ a b «Проект межостровной связи HVDC - Энергосистема Новой Зеландии» . Transpower Новая Зеландия . Архивировано из оригинального 10 февраля 2013 года . Проверено 30 августа 2012 года .
  32. ^ "Знаковая реконфигурация (электростанция Бенмор)" (PDF) . PBA Электротехнические организации. 3 мая 2011. Архивировано из оригинального (PDF) 8 февраля 2013 года . Проверено 2 июля 2012 года .
  33. ^ "Бенмор получит больше с первой полной перестройкой" . Otago Daily Times . 30 октября 2008 . Проверено 2 июля 2012 года .
  34. ^ «Годовой отчет о планировании 2012 - Глава 6 - Магистральная сеть» (PDF) . Transpower Новая Зеландия. Март 2012 . Проверено 30 августа 2012 года .

Внешние ссылки [ править ]

  • Линия HVDC в Новой Зеландии
  • Новая Зеландия HVDC - межостровная ссылка (с веб-сайта ABB )
  • 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