Sistema de transmisión eléctrica Hydro-Québec

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Subestación de 735 kV cerca de la estación generadora de Robert-Bourassa

El Sistema de transmisión de energía eléctrica Hydro-Québec es un sistema internacional de transmisión de energía con sede en Quebec, Canadá. Este sistema es pionero en el uso de líneas de alta tensión de 735 kV de corriente alterna (AC), que unen los centros de gran población de Montreal y la ciudad de Quebec, con centrales hidroeléctricas ubicadas a gran distancia, como la presa Daniel-Johnson, el James Bay Project en el noroeste de Quebec y la central de generación Churchill Falls en Labrador.

El sistema tiene más de 34 187 km (21 243 millas) de líneas y 530 subestaciones eléctricas. Es administrado por Hydro-Québec TransÉnergie, una división de la corporación estatal Hydro-Québec y es parte del Northeast Power Coordinating Council (Consejo de Coordinación de Energía del Noreste).

El sistema tiene 15 interconexiones con los sistemas de Ontario, Nuevo Brunswick y el noroeste de los Estados Unidos, y 6 025 MW de capacidad de importación por interconexión, así como 7 974 MW de capacidad de exportación por interconexión.[1]

La mayor expansión de la red comenzó con la puesta en marcha de la línea de alta tensión de 735 kV (AC) en 1965, ya que existía necesidad de transmisión de energía eléctrica a grandes distancias, desde el norte hasta el sur de Quebec.

Una gran parte de la población de Quebec recibe el servicio a través de unas pocas líneas de alta tensión de 735 kV. Esto contribuyó a la gravedad de los cortes de energía que siguieron a la tormenta de hielo en América del Norte de 1998. La extensión y duración de esta interrupción del servicio dio lugar a críticas al sistema de transmisión de energía y existen controversias relacionadas con el uso de centrales hidroeléctricas.

Historia[editar]

Hydro-Québec's old logo: the red, blue and yellow coat of arms of Quebec surmounted by a beaver and featuring the words HYDRO-QUEBEC in bold and two bolts of lightning
Primer logo de Hydro-Québec (1944-1960)

Las primeras centrales hidroeléctricas de Quebec fueron construidas por empresarios privados a finales del s. XIX. En 1903 se construyó la primera línea de larga distancia de transmisión de alta tensión en América del Norte, una línea de 50 kV que conectaba la central de energía de Shawinigan con Montreal, a una distancia de 135 km. Durante la primera mitad del s. XX, el mercado estaba dominado por monopolios regionales, cuyo servicio era públicamente criticado. En respuesta, en 1944 el gobierno provincial creó Hydro Quebec, a partir de la expropiación de Montreal Light, Heat & Power.[2]

En 1963 Hydro-Québec compró las acciones de casi todas las restantes compañías privadas de energía de Quebec y emprendió la construcción del complejo hidroeléctrico Manicouagan-Outardes. Hydro-Québec tuvo que innovar para transmitir la producción anual del complejo de aproximadamente 30 billones de kWh a una distancia de casi 700 km. Liderada por Jean-Jacques Archambault, se convirtió en la primera empresa en el mundo que podía transmitir electricidad a 735 kV en vez de 300-400 kV, el estándar mundial en ese momento.[2]​ En 1962, Hydro-Québec procedió a la construcción de la primera línea de alta tensión de 735 kV en el mundo. La línea, que se extendía desde la presa Manicouagan-Outardes hasta la subestación Levis, fue puesta en servicio el 29 de noviembre de 1965.[3]

En los siguientes 20 años, desde 1965 a 1985, Quebec experimentó una masiva expansión de la red de energía de 735 kV y de su capacidad de generación hidroeléctrica.[4]​ Hydro-Québec Équipment, otra división de Hydro-Québec, y Société d’énergie de la Baie James construyeron estas líneas de transmisión, subestaciones eléctricas y centrales generadoras. La construcción del sistema de transmisión de energía para "La Grande Phase One", parte del James Bay Project, demandó 12 500 torres, 13 subestaciones eléctricas, 10 000 kilómetros (6 000 millas) de cable de puesta a tierra y 60 000 km (40 000 millas) de conductor eléctrico a un costo de C$ 3.1 billones.[5]​ En menos de cuatro décadas, la capacidad de generación de energía de Hydro-Québec pasó de 3 000 MW en 1963 a casi 33 000 MW en 2002, con 25 000 MW de esa energía enviada a los centros de población mediante líneas de alta tensión de 735 kV.[6]

Fuentes de la energía eléctrica[editar]

La mayor parte de la energía eléctrica generada por Hydro-Québec,[7]​ proviene de represas hidroeléctricas ubicadas a gran distancia de los centros de demanda, como Montreal. De los 33 000 MW de energía eléctrica generada, más del 93% proviene de centrales hidroeléctricas y 85% de esa capacidad de generación proviene de tres centrales: James Bay, Manic-Outardes y Churchill Falls.[8]

James Bay[editar]

The spillway of the Robert-Bourassa Dam (formerly La Grande-2 Dam), one of many hydroelectric dams supplying power to the load centres of Montreal, Quebec City, and the Northeastern United States

El proyecto James Bay abarca el proyecto La Grande, que está ubicado sobre el río homónimo y sus tributarios, como el río Eastmain, en el noroeste de Quebec. El proyecto La Grande fue construido en dos fases, la primera fase se prolongó desde 1973 hasta 1985 y la segunda fase desde 1985 hasta la actualidad.[9]​ En total, las nueve represas hidroeléctricas del sistema producen más de 16 500 MW de energía eléctrica; solamente la central Robert-Bourassa o estación La Grande-2 genera más de 5 600 MW.[10]​ En total, la construcción del proyecto tuvo un costo de más de C$ 20 billones.[11]

Estaciones eléctricas Manic-Outardes[editar]

El área Manic-Outardes en la región Côte-Nord consiste en varias instalaciones hidroeléctricas ubicadas en tres ríos principales: desde el oeste hasta el este los ríos Betsiamites, Outardes, y Manicouagan. Una sola planta llamada Sainte-Marguerite-3 está situada al este del río Sainte Marguerite.[12]​ Las instalaciones ubicadas en la región fueron construidas durante un periodo de cinco décadas, desde 1956 hasta 2005. La capacidad total de generación de estas centrales es de 10 500 MW. La central hidroeléctrica de 21 MW Lac-Robertson, en la región de la Basse-Côte-Nord, (golfo de San Lorenzo), no está conectada a la red principal de Quebec.[13]

Churchill Falls[editar]

Churchill Falls es una central subterránea ubicada en el río Churchill, cerca del pueblo Churchill Falls y del embalse de Smallwood, en la península del Labrador. La estación fue construida durante un periodo de cinco a seis años desde 1966 hasta 1971/72 por la corporación de Churchill Falls (CFLCo), aunque los equipos de generación se instalaron luego de haberse completado la parte principal de las obras de construcción.[14]​ La instalación de generación de energía tuvo un costo de C$ 946 millones y produjo inicialmente 5 225 MW de energía una vez que los once equipos generadores fueran instalados.[15]​ La ampliación de la estación en 1985 incrementó la capacidad generadora hasta más de 5 400 MW.[15]​ Hydro-Québec posee un 34.2% de CFLCo, que es la misma empresa que construyó la planta generadora. A pesar de esto Hydro-Québec tiene derechos sobre la mayor parte de los 5 400 MW que se producen, en virtud de un contrato de adquisición de energía acordado por 65 años, que finaliza en el año 2041.[16]

Vista de Churchill Falls, la subestación eléctrica y las tres líneas de alta tensión de 735 kV que atraviesan la garganta del río.


Características del sistema de transmisión eléctrica[editar]

El sistema contiene más de 34 187 km (21 243 mi) de líneas y 530 subestaciones eléctricas. Es administrado por Hydro-Québec TransÉnergie, una división de la corporación estatal Hydro-Québec y es parte del Northeast Power Coordinating Council (Consejo de Coordinación de Energía del Noreste). El sistema tiene 15 interconexiones con los sistemas de Ontario, Nuevo Brunswick y el noroeste de los Estados Unidos, y 6 025 MW de capacidad de importación por interconexión, así como 7 974 MW de capacidad de exportación por interconexión.[1]​ El sistema tiene líneas de transmisión que conectan las instalaciones de generación de energía eléctrica, ubicadas a más de 1000 kilómetros (600 millas), con los grandes centros poblacionales.[17][18][19][20]​ Por esta razón, TransÉnergie usa un voltaje de 735 kV AC para transmitir y distribuir energía eléctrica generada en las represas de Hydro-Québec, aunque también se utilizan líneas de transmisión de 315 kV AC.[21]​ El valor total del todo el sistema de transmisión eléctrica de TransÉnergie es de C$ 15.9 billones.[22]​ Por estas razones, Hydro-Québec-TransÉnergie es considerada una de las empresas líderes en transmisión de energía eléctrica.[5]

Líneas de Alta Tensión de 735 / 765 kV AC[editar]

Una torre eléctrica de Mae West de líneas de alta tensión 735 kV de Hydro-Québec TransÉnergie, reconocible por los espaciadores en figura de X separando los tres sets de 4 conductores.

Desde 1965 en adelante, las líneas de 735 kV se convirtieron en una parte integral de la columna vertebral de la transmisión de energía de Quebec. Más de un tercio del sistema de Hydro-Québec-TransÉnergie consiste en líneas de alta tensión de 735 / 765 kV AC totalizando 11 422 kilómetros (7097 millas),[N. 1]​ enlazadas entre 38 subestaciones con equipamiento adecuado a ese voltaje.[22]​ La primera transmisión del sistema es uno de los hitos señalados por el IEEE para el año 1965.[23]

El tamaño físico de las líneas de transmisión de 735 kV de Hydro-Québec no tiene equivalentes en América del Norte. Solo otras dos empresas de servicios públicas en la misma región, la New York Power Authority (NYPA) y la American Electric Power (AEP), tienen al menos una línea de 765 kV en su sistema de energía.[24][25][26]​ A pesar de esto solo AEP tiene una extensión significativa de líneas de 765 kV con más de 3400 kilómetros de líneas de 765 kV que atraviesan su amplio sistema de transmisión; el sistema contiene la mayor extensión de una compañía eléctrica en los Estados Unidos.[26]​ NYPA tiene solo 219 kilómetros de líneas de 765 kV, en una única interconexión directa con Hydro-Québec.[27][28]

Las líneas de alta tensión de 735 kV se consideran de menor impacto ambiental, ya que una sola línea que opere a este voltaje equivale, en cuanto a transmisión de energía eléctrica, a cuatro líneas de 315 kV, que requerirían para su montaje derechos legales de paso sobre franjas más anchas que los 80 a 91.5 metros requeridos legalmente para una única línea de 735 kV[29][30]​ ancho requerido para una sola línea de 735 kV.[17][20][26]​ Cada línea de 735 kV es capaz de transmitir 2000 MW de energía eléctrica a una distancia de más de 1000 km (600 millas) y la red entera de 735 kV puede llevar 25 000 MW de energía.[18]​ La pérdida de energía en la transmisión en la red de líneas 735 kV varía entre un 4.5% y un 8%, dependiendo de la temperatura y las condiciones operativas.[31]​ La asociación de profesionales Ordre des ingénieurs du Québec ha calificado al sistema de transmisión de energía eléctrica de 735 kV como la innovación tecnológica para Quebec del siglo XX.[32]

Luego de la tormenta de hielo de 1998 se instaló el sistema Levis De-Icer, diseñado para evitar la acumulación de hielo sobre las líneas y las pruebas comenzaron en 2007 y 2008.

La Subestación Lévis.


Recorridos[editar]

Torres de suspensión "Chainette" ("pequeño collar") usadas en algunas partes de líneas de 735 kV entre el complejo hidroeléctrico James Bay y Montreal.

El sistema de Hydro-Québec TransÉnergie de 735 kV consiste de un conjunto de seis líneas tendidas entre James Bay y Montreal y un conjunto de cuatro líneas desde Churchill Falls y la estación de Manic-Outardes a la ciudad de Quebec. La costa sur de Montreal y el río Saint Lawrence entre Montreal y la ciudad de Quebec contienen bucles o anillos de líneas de alta tensión de 735 kV.[27][33]

James Bay

El complejo de la presa hidroeléctrica James Bay contiene varias líneas de 735 kV relativamente cortas que transmiten energía eléctrica a tres subestaciones principales, ordenadas —de oeste a este—: Radisson, Chissibi y Lemoyne.[34]​ Desde estas subestaciones, seis líneas de 735 kV[8]​ atraviesan las vastas extensiones de taiga y bosque boreal en tramos bien despejados que se aprecian claramente en fotos aéreas.[35][36]​ El terreno por el que cruzan las líneas es en general suave y poco montañoso, con abundantes espejos de agua.[33]​ Generalmente cuatro de las líneas se agrupan en dos pares y las otras dos van separadas, aunque estas dos líneas algunas veces se reúnen en un par.[21]​ Dos líneas de 735 kV intermediarias, una en el Norte y una en el Sur, conectan las seis líneas a lo largo de su camino al Sur de Quebec.

Continuando más al sur las líneas divergen en dos conjuntos de tres líneas de transmisión de 735 kV. El conjunto del este se dirige a la ciudad de Quebec, donde se conecta con líneas de alta tensión de Churchill Falls y la línea de 735 kV hace un bucle en la región de río Saint Lawrence. El conjunto del oeste se dirige a Montreal, donde también forma un anillo de líneas de 735 kV alrededor de la ciudad, uniéndose a otros dos bucles de energía en la región.[27][33]​ Esta sección de la red de energía de Hydro-Québec TransÉnergie contiene 7400 km (4600 millas) de líneas de alta tensión de 735 kV CA y 450 kV CC.[11]

Centrales eléctricas Manic-Outardes - Churchill Falls
La subestación de Micoua en la costa Norte de Quebec. La subestación es uno de los centros de transmisión de TransÉnergie.

La energía eléctrica generada por la central de Churchill Falls es enviada a Montreal y a las poblaciones del noreste de Estados Unidos, a más de 1200 km (700 millas).[37]​ Comenzando en la central eléctrica de Labrador, las líneas recorren una distancia de 1800 m (6000 pies) sobre el cañón del río Churchill y corren con rumbo general sur-suroeste por 203 km (126 millas) con tres líneas paralelas en una paso despejado de 216 m (710 pies) de ancho.[14]​ Mientras se dirigen hacia el suroeste por el bosque boreal, las líneas atraviesan un terreno de colinas suaves.[29]
Luego de cruzar la frontera entre Quebec y Labrador, en un lugar conocido como el punto de entrega de Hydro-Québec,[14]​ la dirección cambia al sur y se dirigen a la subestación Montagnais, este punto solo es accesible por vía aérea, desde el aeropuerto adyacente a las instalaciones. Una línea única de 735 kV se ramifica de la subestación hacia una explotación minera a cielo abierto, a 142 km (88 millas) al noroeste. El terreno por donde cruzan las líneas de alta tensión se hace montañoso al sur de la frontera. Las líneas alcanzan hasta 800 m (2600 pies) de elevación antes de descender.[38]​ Las tres líneas continúan con dirección sur hasta que llegan a la subestación en la costa norte del golfo de San Lorenzo. Desde ahí las tres líneas siguen paralelas a la costa norte a medida que el golfo se estrecha hacia el suroeste hacia la desembocadura del río San Lorenzo. Después línea que está más al norte se separa de las otras dos para conectarse con las estaciones de Manic-Outardes ubicadas en y alrededor de los ríos Outardes y Manicouagan.

A medida que las líneas se aproximan a la ciudad de Quebec, la línea ubicada más al norte se acerca de nuevo a las otras dos líneas de 735 kV. Las tres líneas y otra línea de 735 kV paralela a ellas a una cierta distancia al norte, se extienden sobre el río Saint Lawrence a la región de la costa sur, donde forman lazos abarcando parte del río San Lorenzo y la costa sur. Los lazos también se conectan al anillo de líneas de 735 kV alrededor de Montreal y a las líneas que van hacia el sur desde Bahía James.[27][33]

Torres Mae West en el límite Boischatel - L'Ange-Gardien, en la ruta 138 al este de la ciudad de Quebec. Las líneas cruzan el río San Lorenzo hacia el sur, en dirección a Île d'Orléans.

Torres eléctricas[editar]

El sistema de transmisión de Quebec contiene una variedad de torres eléctricas, cuyas diferencias dependen de la antigüedad y el nivel de tensión. Los diseños antiguos de torres eléctricas tendían a utilizar más materiales que los nuevos diseños y además a mayor más nivel de tensión es mayor el tamaño de torre.[39]

Torres de 735 kV
Dos tipos de torres Delta de circuitos individuales de 735 kV cerca de Saint-Jean-sur-Richelieu paralelos por una línea de circuito dual de 315 kV. La línea central de 735 kV usa una versión más grande de las torres Delta mientras que la de la derecha usa una más chica.

Hydro-Québec TransÉnergie usa varios diferentes tipos de torres de electricidad para sostener las líneas de 735 kV.[5]​ Todos ellos son circuitos individuales, lo que significa que cada tipo de torre lleva una línea de alta tensión con tres conjuntos de cuatro subconductores eléctricos separados por aisladores,[29]​ con cada conjunto transmitiendo una fase de corriente.

El primer tipo de torre usado fue torre delta autoportante, o torre de retención,[39]​ que demandaba la utilización de 21 toneladas de acero por kilómetro de línea.[5]​ Este tipo de torre fue usado para la primera línea de 735 kV desde las estaciones de energía de Manic-Outardes para abastecer el centro de Montreal.[33]

Existen dos variaciones significativas de la torre de retención; una tiene barras transversales laterales más largas de tal manera que los tres haces de conductores están suspendidos en aisladores en forma de V.[40]​ La otra tiene barras transversales laterales más cortas, de modo que los dos haces exteriores están suspendidos en una cadena vertical de aisladores y solo el haz central está suspendido con un aislante en forma de V.[41]

Torres cerca de Chapais, Quebec

A lo largo de los años, los investigadores de Hydro-Québec desarrollaron un nuevo tipo de torre, la torre de suspensión o torre arriendada en V (torre V-Guyed) la cual reduce el consumo de materiales a 11.8 toneladas de acero por kilómetro de línea de alta tensión.[5]​ Este tipo de torre también incluye una variación con barras laterales laterales más largas, donde todos los conductores están suspendidos con un aislador en forma de V,[42]​ y uno con brazo lateral más corto, donde sólo el haz central está suspendido del aislador y los haces laterales se fijan a las cadenas verticales de aisladores.[43][44]

Durante la construcción del sistema de transmisión James Bay, se ideó la torre de suspensión de cuerda cruzada.[5]​ Este tipo de torre presenta dos patas de torre de similares a las de las torres de suspensión clásicas en forma de V, pero las dos patas no convergen en la base de la torre. En el caso de la torre de suspensión de cuerda cruzada o de cruz, las patas de la torre se separan en dos basamentos diferentes.[35]​ Además de esto la barra en cruz es remplazada por una serie de cables suspendidos con tres aislantes verticales para cargar los tres conjuntos de cables, esto permite a este diseño consumir solo 6.3 toneladas de acero por kilómetro de línea.[5]​ El diseño también se conoce como "the Chainette" (pequeño collar).[45]

TransÉnergie usa torres de dos niveles para torres de ángulo o estructurales, cuando el montaje de las líneas de 735 kV requiere cambios de en la dirección de la línea o en la posición de los conjuntos conductores.[33][40]​ Las torres de retención y las torres de suspensión de tres patas también son usadas como torres de ángulo; estas son conocidas como "pingüinos" por los hombres de Hydro-Québec.[35][46]

Torres para otros niveles de voltaje

Hydro-Québec TransÉnergie usa una combinación de torres de tres niveles con doble circuito y torres de retención con circuito único, para sostener conductores eléctricos de otros voltajes, como el de 315 kV.[33][39][47]​ La línea de corriente directa en la red de Hydro-Québec usa un torre en forma de T, enrejado o poste, para sostener los dos conjuntos de las tres líneas conductoras en cada lado. La línea de CC de ± 450 kV algunas veces usa dos postes o una estructura más ancha, piramidal e independiente para las torres angulares.[33][48]

Una Torre de 174.6 metros adyacente a la ahora dada de baja estación eléctrica Tracy de Hydro-Québec.
Otras torres

Hydro-Québec usualmente usa torres de grandes dimensiones para cruzar cuerpos de agua extensos como lagos o ríos. Estas torres son notables por su tamaño; la torre más alta de toda la red eléctrica de Hydro-Québec cumple esta función. La más alta de estas torres está ubicada cerca de la central eléctrica Tracy, en la costa del río San Lorenzo, llevando un circuito de 735 kV entre Lanoraje y Tracy. La torre, la más grande de su tipo en Canadá, mide 174.6 metros (572.8 pies) de alto, la misma altura que el estadio olímpico de Montreal y un poco más grande que el monumento de Washington en los Estados Unidos (555 pies (169.2 metros)).[49]

Resistencia de las torres

Las torres y los conductores están diseñados para soportar 45 milímetros (1.8 pulgadas) de acumulación de hielo sin presentar fallas,[19]​ desde que Hydro-Québec incremento los estándares en respuesta a las tormentas de hielo en Ottawa de diciembre de 1986 y de Montreal de febrero de 1961 que dejaron de 30 a 40 mm. (1.2 a 1.8 pulgadas) de hielo.[50][51][52]​ Esto ha llevado a la creencia de que las torres eléctricas de Hydro-Québec TransÉnergie son "indestructibles".[53]​ A pesar de ser más de tres veces más alta que el estándar canadiense de tan solo 13 mm. (0.5 pulgadas) de tolerancia de hielo,[54]​ una tormenta de hielo a finales de los años '90 depositó hasta 70 milímetros (2.75 pulgadas) de hielo.[19][51]

Interconexiones[editar]

La subestación Outaouais, la más nueva de 19 interconexiones entre la red de Hydro-Québec y las redes de energía vecinas.

A lo largo de América del Norte, los sistemas de transmisión de energía eléctrica están interconectados en una extensa área de redes sincronizadas, o interconexiones. Los proveedores están legalmente obligados a seguir los estándares de fiabilidad. En 2006 el sistema de transmisión de Quebec fue reconocido por el North American Electric Reliability Corporation (Corporación de Fiabilidad Eléctrica Americana) o NERC como una interconexión completa, debido a que es asincrónico con los sistemas vecinos. Quebec, en consecuencia, podrá desarrollar sus propias normas de fiabilidad, según sea necesario, y éstas se aplicarán, además de las normas norteamericanas pertinentes.[55]​ Aparte de la Québec Interconnection (interconexión de Quebec) hay otras tres interconexiones en Norteamérica: la Interconexión del Este, la Interconexión del Oeste y el Consejo de Fiabilidad Eléctrica de Texas.

Hydro-Québec TransÉnergie tiene las siguientes interconexiones con provincias y estados vecinos: [56]

  • Nueva York: dos conexiones. Capacidad de 1100 MW de importación, 1999 MW exportación.
  • Ontario: ocho conexiones. 1970 MW importación, 2705 MW exportación.
  • Nueva Inglaterra: tres conexiones. 2170 MW importación, 2275 MW exportación.
  • Nuevo Brunswick: tres conexiones. 785 MW importación, 1029 MW exportación.

La exportación (entrega) simultánea máxima para la interconexión, común para Nueva York y Ontario es de 325 MW.

Línea 450 kV de corriente continua de alta tensión (CCAT)[editar]

Además de las seis líneas de 735 kV que se ramifican desde el proyecto James Bay, una séptima línea fue construida como una extensión de 1100 km hacia el norte de una existente línea de corriente continua de alta tensión (CCAT), conectando a Quebec y Nueva Inglaterra. Esta expansión fue completada en 1990. Como resultado, la línea de corriente continua es única debido a que hay múltiples subestaciones de conversión e inversión a lo largo de los 1480 km (920 millas) de línea de alta tensión.[8]​ Además, es la primera línea CCAT multiterminal en el mundo. La línea de ±450 kV puede transmitir 2000 MW de energía hidroeléctrica a Montreal y al Noreste de los Estados Unidos.[57][58][59]

Recorrido[editar]

Empezando en la estación de conversión cercana a la subestación Radisson, la línea CCAT se dirige al sur en un recorrido aproximadamente paralelo al de las seis líneas de 735 kV que están a cierta distancia hacia el Oeste. Atraviesa el mismo tipo de terreno que las otras seis líneas; caracterizado por la abundancia de lagos, humedales y colinas boscosas.[33]​ Gradualmente la línea gira hacia el sureste y cruza por debajo de varias líneas de 735 kV.

Cuando el conjunto de las seis líneas de 735 kV se dividen en dos grupos de tres líneas cada uno, la línea CCAT sigue el rumbo del grupo del este y el conjunto del oeste se separa alejándose.[21][27]

Línea de alto voltaje 450 kV de corriente directa (AVCD) de lado derecho en el lado Sur de Autoroute 20 al este de la estación Nicolet.

La línea continua elevada hasta llegar a la costa norte del río Saint Lawrence cerca de Grondines, donde la línea de 450 kV CCAT desciende hacia un túnel que atraviesa el río por debajo del agua. La línea sale a la superficie en la costa sur cerca de la subestación Lotbinière. Después de cruzar el río, la línea entra en la terminal Nicolet cerca de Sainte-Eulalie, al noreste de Drummondville. Al sur de la terminal, la línea se dirige al sur y después de una distancia relativamente corta entra a Des Cantons cerca de Sherbrooke.

Dejando la estación Des Cantons la línea cruza la frontera Canadá-Estados Unidos y pasa a través de los Apalaches en el estado de Vermont, alcanzando una elevación de aproximadamente 650 metros (2130 pies).[38]​ La línea después continua dirigiéndose al sur-sureste y entra al estado de New Hampshire, donde llega a la terminal Comerford cerca de Monroe. Continuando hacia el sur en Massachusetts, la línea llega a la terminal Sandy Pond en las afueras de Boston en Ayer.[59]​ La terminal es el extremo sur de la línea CCAT.[33][57]

En diciembre del 2008, Hydro-Québec, junto con las empresas estadounidenses Northeast Utilities y NSTAR, crearon un joint venture para construir una nueva línea CCAT desde Windsor, Quebec hasta Deerfield, New Hampshire.[60]​ Hydro-Québec será propietaria del segmento dentro de Quebec, mientras que el segmento dentro de Estados Unidos será de Northern Pass Transmission LLC, una sociedad entre Northeast Utilities (75%) y NSTAR (25%).[61]​ Con un costo de construcción estimado de U$S 1.1 billones,[62]​ está estimado que la línea utilizará un corredor con derecho de paso existente adyacente a la CCAT que corre a través de New Hampshire o se conectará a un corredor con derecho de paso en el norte de New Hampshire que correrá a través de las Montañas Blancas. Esta línea de 290 a 310 km proyecta transmitir 1200 MW y llevará electricidad a aproximadamente 1 millón de hogares.[63]

Otras características[editar]

TransÉnergie utiliza compensación serie, —inclusión de elementos de potencia reactiva—, para incrementar la eficiencia de la red de transmisión de electricidad. Esto reduce la necesidad de construir nuevas líneas e incrementa la cantidad de energía eléctrica suministrada a la población. La compensación serie se basa en los principios tecnológicos de los capacitores.
Para mantener el desempeño del sistema de transmisión, TransÉnergie destina fondos a investigación y aplicación de nuevas tecnologías.[64]
Además de la tecnología de transmisión de energía, Hydro-Québec planea ofrecer en el mediano plazo internet de alta velocidad utilizando la red de líneas de transmisión; la empresa comenzó las pruebas en enero de 2005.[65]

Principales interrupciones del servicio[editar]

A pesar de la reputación del sistema de transmisión y del hecho de que Quebec resultara indemne del apagón del noreste en 2003 —que afectó masivamente áreas del Medio Oeste y noreste de Estados Unidos y Ontario—, el sistema había experimentado daños e interrupciones de servicio por tormentas severas en el pasado.[17][64]​ Algunos ejemplos incluyen los apagones de 1982 y 1988 en Quebec antes de las largas interrupciones de energía de 1989 y 1998.

Tormenta geomagnética de 1989[editar]

A las 2:44 AM del 13 de marzo de 1989, impactó sobre el planeta una tormenta geomagnética severa, debido a una eyección de masa coronal del sol.[66][67]
Las variaciones en el campo magnético de la tierra activaron los disyuntores en la red eléctrica de Hydro-Québec. Las muy extensas líneas de transmisión de la compañía y el hecho de que la mayor parte de Quebec se asienta sobre un gran escudo de roca, —que actuó como un elemento aislador—, impidieron que la corriente se transmita a través de la tierra, encontrando un camino de menor resistencia a lo largo de las líneas eléctricas de 735 kV.[68][66]
La red, a través de los cables conductores, envió entonces esta corriente a los transformadores eléctricos, los cuales solo funcionan adecuadamente dentro de un rango específico de amplitud y frecuencia de voltaje. A pesar de que la mayoría de las corrientes inducidas geomagneticamente son relativamente débiles, la naturaleza de esas corrientes desestabilizó el voltaje de la red energética y hubo picos de corriente en todas partes.[66]
En consecuencia, comenzaron a actuar los sistemas e instrumentos de protección. Para preservar los transformadores y otros equipamientos eléctricos, la red salió de servicio a medida que los disyuntores se activaban en todo Quebec y cortaban el suministro de energía.[69]​ En menos de 90 segundos, la acción de los disyuntores dejó inoperativa toda la red de transmisión.
La red energética colapsada dejó a seis millones de personas y el resto de Quebec sin electricidad durante horas horas en una noche muy fría. A pesar de que el apagón duró alrededor de nueve horas en la mayoría de los lugares, algunas localidades estuvieron en la oscuridad durante días. Esta tormenta geomagnética causó daños por C$ 10 millones para Hydro-Quebec y decenas de millones para los clientes de la empresa.[66]

Tormenta de hielo de 1998[editar]

Precipitaciones en Quebec y el Noreste de los Estados Unidos.

Desde el 4 hasta el 10 de enero de 1998, una masa de aire templado y húmedo proveniente del sur entró en contacto con una masa con aire frío del norte provocando una tormenta de hielo que derivó en más de 80 horas de lluvia helada y llovizna.[70][71]​ Durante varios días, una lluvia helada persistente, acumuló precipitaciones equivalentes a 70 a 110 milímetros (2.8 a 4.3 pulgadas).[72]​ Lugares como Montreal y la costa Sur fueron especialmente afectados, con la caída 100 milímetros (3.9 pulgadas) de lluvia helada.[71]​ Estas fuertes precipitaciones causaron estragos en el sistema regional de transmisión de energía.

Pérdidas materiales[editar]

Cinco a seis días de precipitaciones dejaron fuera de servicio la red energética de Hydro-Québec en Montreal y las regiones de la costa sur. En un área de 100 por 250 km, aproximadamente 116 líneas de transmisión quedaron inoperativas, incluyendo varias importantes líneas de 735 kV y la línea AVCD de Quebec-Nueva Inglaterra de ±450 kV[73]

Daños en árboles y en la línea de distribución de energía.

Como consecuencia de las continuas ráfagas de precipitación helada, se acumularon en los conductores eléctricos y en las torres más de 75 milímetros (3.0 pulgadas) de hielo radial. Esta acumulación de hielo provocó un peso adicional de 15 a 20 kg por metro lineal de conductor (10 a 20 libras por pie). A pesar de que los cables eléctricos pueden resistir este peso extra, cuando se combina con los efectos del viento y la precipitación, estos conductores pueden romperse y caer.[74]​ Las torres, diseñadas para resistir solo 45 milímetros (1.8 pulgadas) de acumulación de hielo, colapsaron y se derrumbaron en montones retorcidos de acero destrozado.[52]​ Fallas en cascada ocurrieron en varias líneas de transmisión, donde el colapso de una o más torres dejó una fila de torres caídas.[73][75]

De todas las torres dañadas, unas 150 eran torres de líneas de 735 kV,[19]​ También colapsaron 200 torres de líneas de 315 kV, 230 kV o 120 kV.[N. 2][73]​ En una región limitada por Montreal entre Saint-Hyacinthe, Saint-Jean-sur-Richelieu y Granby, llamada el "triángulo de la oscuridad", la mitad de la red quedó fuera de servicio.[76]​ Quebec adquirió innumerable cantidad de conductores, crucetas y conexiones para reemplazar los que la tormenta había destrozado, tanto en el sistema de transmisión eléctrica como en el de distribución.[19]​ En todo Quebec, 24 000 postes, 4 000 transformadores y 1 000 torres fueron dañados o destruidos,[N. 2]​ y más de 3 000 km (2000 millas) de conductores eléctricos caídos; esto tuvo un costo total de reparación de C$ 800 millones.[72][74]

Corte de energía[editar]

Con más de 100 líneas de transmisión paralizadas por el hielo, Quebec cayó en un masivo corte de energía en el frío invierno canadiense. A pesar de que la restauración de la energía empezó después de los primeros apagones, una gran cantidad de ciudadanos de Quebec quedaron en la obscuridad.[73]​ En el punto máximo del apagón, estaban a oscuras alrededor de 1.4 a 1.5 millones de clientes,[77]​ lo que equivale a más de 4 millones de personas.[76][78][79]​ Compañías privadas y otras empresas públicas de diferentes partes de Canadá y los Estados Unidos fueron enviadas para colaborar con Hydro-Québec en la gran tarea de reparación, pero los esfuerzos se vieron dificultados por el daño generalizado de la red de energía.[80]​ Los cortes de suministro duraron hasta 33 días en algunas áreas y el 90% de los afectados por el apagón no tuvieron energía por más de siete días.[19][72]​ A pesar de que hacia el 8 de febrero de 1998 el servicio de energía estaba restaurado por completo en todas las localidades en Quebec, no fue si no hasta mediados de marzo que las instalaciones de energía entraron nuevamente en servicio.[73]​ Para entonces habían ocurrido muchas pérdidas sociales y económicas, tales como alimentos arruinados y muertes resultantes de la falta de calefacción eléctrica.[19]

Después que el corte de energía finalizó, Hydro-Québec realizó numerosas actualizaciones a su sistema, con el objeto de mejorar la red de energía; entre otras, el reforzamiento de las torres y postes eléctricos, así como el incremento de las fuentes de alimentación de energía. Esto fue hecho para permitir a la empresa pública restaurar la energía de manera rápida en caso de otra tormenta de hielo severa. Hydro-Québec ha declarado que está mejor preparada para enfrentar tormentas de hielo con la misma magnitud que la de 1998.[72]

Atentado en una torre en 2004[editar]

En 2004, poco antes de la visita del presidente de Estados Unidos George W. Bush, una torre en el circuito de Quebec-Nueva Inglaterra cerca de la frontera entre Canadá y Estados Unidos, fue dañada por cargas explosivas detonadas en su base. La CBC informó que un mensaje supuestamente proveniente de la organización Résistance internationaliste y enviado a los periódicos La Presse y Journal de Montréal y a la estación de radio CKAC, afirmaba que el ataque fue llevado a cabo para "denunciar el "pillaje" de los recursos de Quebec por parte de los Estados Unidos".[81][82]

Críticas[editar]

El desempeño de la red energética de Hydro-Quebec TransÉnergie durante la tormenta de hielo de 1998 despertó interrogantes acerca del concepto fundamental, la vulnerabilidad y la fiabilidad de la red.[19]​ Las críticas destacaron que las centrales de generación de energía estaban ubicadas aproximadamente a 1000 km (600 millas) de distancia de los centros poblacionales y que había una carencia en cuanto a estaciones de energía locales alrededor de Montreal, que es abastecida por solo seis líneas de alimentación de 735 kV.[83]​ Además de esto, el sistema de transmisión de 735 kV recibió la desaprobación del público y de los medios de comunicación. Se señaló que la red concentraba la transmisión de energía en solo líneas de 735 kV, como las que corren desde James Bay a Montreal. Fuera de las seis líneas proveedoras de 735 kV en Montreal, cinco de ellas forman un enlace cerrado llamado "anillo de energía" alrededor de la ciudad. Cuando el anillo falló el 7 de enero 7 de 1998, aproximadamente 60% del suministro de energía de Montreal quedó fuera de servicio.[76]​ El sistema aéreo de transmisión y distribución de energía de Hydro-Québec fue considerado vulnerable frente a desastres naturales, a pesar de que el costo de modificarlo y crear una estructura subterránea para la red resultara prohibitivo.[19]

La tecnología utilizada en la red de Hydro-Québec TransÉnergie también fue objeto de críticas. Se señaló que esta tecnología usada para mejorar el rendimiento, seguridad y fiabilidad, hizo que la población de Quebec fuera excesivamente dependiente en la red para resolver sus necesidades de energía eléctrica, ya que la electricidad, especialmente aquella generada en centrales hidroeléctricas, cubre el 40% del suministro de energía de Quebec.[76]​ Esta dependencia, evidenciada por el hecho de que los granjeros de Ontario poseen más generadores de emergencia que los granjeros de Quebec, puede incrementar la severidad de las consecuencias cuando la red falla, como pasó en enero de 1998.[19]

Notas[editar]

  1. Hay dos figuras dadas para el largo del sistema de 735 kV : 11 422 km (7097 mi) y 11 527 km (7163 mi).
  2. a b Estimados del número de postes y torres dañadas/ destruidas durante la tormenta de hielo varían.

Referencias[editar]

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Enlaces externos[editar]