Centrales hidroeléctricas de Canadá
El Sistema de transmisión de electricidad Hydro-Québec es un sistema internacional de transmisión de energía con sede en Quebec, Canada. El sistema es pionero en el uso líneas de alta tensión de 735 kV de corriente alterna (AC) que unen a las poblaciones de Montreal y la ciudad de Quebec con estaciones hidroeléctricas a gran distancia como la presa Daniel-Johnson, el James Bay Project en el noroeste de Quebec y la estación de energía de Churchill Falls en Labrador.
El sistema contiene más de 34,187 kilómetros (21 millas) de líneas y 530 subestaciones eléctricas. Es administrado por Hydro-Québec TransÉnergie, una división de la corporación de la corona (crown corporation) 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, New Brunswick y el Noroeste de los Estados Unidos de América y 6,025 MW the capacidad de importación por interconexión así como 7,974 MW de capacidad de exportación por interconexión. 1
Gran parte de la expansión de la red empezó con la comisión de la línea de alta tensión de 735 kV (AC) en 1965, ya que existía la necesidad de transmisión de electricidad en largas distancias del norte al sur de Quebec.
Mucha de la población de Quebec es proveída por algunas líneas de alta tensión de 735 kV. Esto ha contribuido a la seriedad de cortes de energía seguidos de la tormenta de hielo Norteamericana 1998. La extensión y duración de este apagón tiene un criticismo generado por el sistema de transmisión y existe controversia debido al uso de presas hidroeléctricas.
Historia
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Las primeras estaciones hidroeléctricas en Quebec fueron construidas por empresarios privados a finales de los 1800s. En 1903 la primera línea de transmisión de alta tensión de larga distancia en Norteamérica fue construida, una línea de 50 kV conectando a la estación deShawinigan con Montreal, a 135 km de distancia entre ellas. En la primera mitad de los 1900s, el mercado era dominado por monopolios regionales cuyo servicio era públicamente criticado. En respuesta, en 1944 la gobierno provincial creó Hydro Quebec de la expropiación de Montreal Light, Heat & Power.2
en 1963 Hydro-Québec compró las acciones de casi todas las compañías privadas de energía restantes en Québec y tomó la construcción del complejo hidroeléctrico Manicouagan-Outardes. Para transmitir la producción anual del complejo de aproximadamente 30 billones kWh sobre una distancia de casi 700 km, Hydro-Québec tuvo que innovar. Seguido de Jean-Jacques Archambault se convirtió en la primera empresa en el mundo en transmitir electricidad a 735 kV en vez de 300-400 kV lo que era lo estándar en el mundo en ese momento.2 En 1962, Hydro-Québec procedió con la construcción de la primera línea de alta tensión de 735 kV en el mundo. La línea, yendo desde la presa Manic-Outardes hasta la subestación Levis, empezó a proveer sus servicios el 29 de noviembre de 1965.3
En los siguientes 20 años, desde 1965 a 1985, Quebec paso por una masiva expansión de la red de energía de 735 kV y de su capacidad generadora hidroeléctrica.4 Hydro-Québec Équipment, otra division de Hydro-Québec, y Société d’énergie de la Baie James construyó estas líneas de transmisión, subestaciones eléctricas y estaciones generadoras. La construcción del sistema de transmisión de energía para "La Grande Phase One" (gran fase uno), parte del James Bay Project, ocupó 12,500 torres, 13 subestaciones eléctricas, 10,000 kilómetros (6000 millas) de cable y 60,000 kilómetros (40,000 millas) de conductor eléctrico a un costo de C$ 3.1 billones (dólares canadienses) tan solo.5 En menos de 4 décadas, la capacidad generadora de Hydro-Québec paso de 3,000 MW en 1963 a casi 33,000 MW en 2002, con 25,000 MW de esa energía enviada a la población en líneas de alta tensión de 735 kV.6
Fuentes de Electricidad
Mucha de la electricidad generada por Hydro-Québec7 viene de presas hydroeléctricas ubicadas lejos de los centros de carga como Montreal. De los 33,000 MW de energía eléctrica generada, más del 93% viene de las presas hidroeléctricas y 85% de esa capacidad generadora viene de 3 centros hidroeléctricos: James Bay, Manic-Outardes y Churchill Falls. 8
- James Bay
El proyecto James Bay engloba el proyecto La Grande que está ubicado en La Grande River y en sus afluentes como el Eastmain River, en el noroeste de Quebec. El proyecto La Grande fue construido en dos fases; la primera fase duro doce años desde 1973 hasta 1985 y la segunda fase duro desde 1985 hasta el tiempo presente.9 En todas, las nueve presas hidroeléctricas ahí producen más de 16,500 MW de energía eléctrica, con el Robert-Bourassa o La Grande-2 station generando más de 5,600 MW tan solo.10En total, el proyecto costo más de C$ 20 billones para construir.11
- Manic-Outardes (estaciones eléctricas)
El área Manic-Outardes en la región Côte-Nord or North Shore consiste de varias instalaciones hidroeléctricas ubicadas en tres ríos principales, desde el Oeste hasta el Este: el río Betsiamites , Rivière aux Outardes, y el río Manicouagan. Solo la planta llamada Sainte-Marguerite-3 está ubicada al Este en el río Sainte-Marguerite.12 Las instalaciones ubicadas en la región fueron construidas durante un periodo de 5 décadas, desde 1956 hasta 2005. La capacidad generadora total de estas estaciones es de 10,500 MW. Una estación hidroeléctrica de 21-MW, "Lac-Robertson" en la parte baja Norte de la costa, no está conectada a la red principal de Quebec.13
- Churchill Falls
Churchill Falls es una sola estación subterránea ubicada en el río Churchill cerca del pueblo Churchill Falls y la reserva "Smallwood Reservoir" en Labrador. La estación fue construida sobre un periodo de 5 a 6 años desde 1966 hasta 1971 por la corporación de Churchill Falls (CFLCo), aunque se instalaron los generadores después de que la mayor parte de la construcción fuera completada.14 Tan solo la construcción de la instalación generadora costo C$ 946 millones y produjo 5,225 MW de energía inicialmente después de que las once unidades generadoras fueran instaladas.15 Una actualización de la estación en 1985 incremento la capacidad generadora hasta más de 5,400 MW.15 Hydro-Québec posee un 34.2% de interés en CFLCo, que es la misma compañía que construyó la planta generadora; a pesar de esto Hydro-Québec tiene los derechos de la mayoría de las estaciones de 5,400 MW que producen bajo un acuerdo de 65- años (power purchase agreement), espirando en el año 2041.16
Características del sistema de transmisión eléctrica
El sistema contiene más de 34,187 kilómetros (21 millas) de líneas y 530 subestaciones eléctricas. Es administrado por Hydro-Québec TransÉnergie, una división de la corporación de la corona (crown corporation) 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, New Brunswick y el Noroeste de los Estados Unidos de América y 6,025 MW the capacidad de importación por interconexión así como 7,974 MW de capacidad de exportación por interconexión.1 El sistema de transmisión tiene líneas alcanzando instalaciones de estaciones eléctricas ubicadas a más de 1000 kilómetros (600 millas) de la población.17 18 19 20 Por esta razón, TransÉnergie usa un voltage de corriente alterna de 735 kV para transmitir y distribuir energía eléctrica producida desde las presas de Hydro-Québec, a pesar de que también se usa corriente alterna de 315 kV.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 empresa líder en la transmisión de energía.5
Líneas de Alta Tensión de 735 / 765 kV AC
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 de líneas de alta tensión de 735 / 765 kV AC totalizando 11,422 kilómetros (7097 millas)23 Encordada entre 89 subestaciones con equipamiento de ese voltaje.22 La primera transmisión del sistema desde 1965 es una IEEE Milestone.24
El tamaño físico de las líneas de transmisión 735 kV de Hydro-Québec no tiene comparación en Norte América. Solo otras dos compañías públicas en la misma región, New York Power authority (NYPA) y American Electric Power (AEP) contienen al menos una línea de 765 kV en su sistema de energía.25 26 27 A pesar de esto solo AEP tiene un millaje significativo de líneas de 765 kV con más de 34,000 kilómetros de líneas de 765 kV en su amplio sistema de transmisión; el sistema contiene el mayor millaje en los Estados Unidos por debajo de una compañía eléctrica.27 NYPA tiene solo 219 kilómetros de líneas de 765 kV y todo contenido en una sola interconexión directa con Hydro-Québec.28 29
Se dice que la línea de alta tensión de 765 kV disminuye el impacto ambiental de las líneas eléctricas, ya que una sola línea operando a este voltaje lleva la misma cantidad de energía eléctrica que cuatro líneas de 315 kV, lo que requiere el derecho legal de paso más ancho de 80 metros (262.5 pies) - 91.5 metros (300.2 pies)30 31 ancho requerido para una sola línea de 735 kV.17 2027 Cada línea de 735 kV es capas de transmitir 2,000 MW de energía eléctrica a una distancia de más de 1,000 kilómetros (600 millas) y la red entera de 735 kV puede llevar 25,000 MW de energía.18 La transmisión de energía en la red de líneas 735 kV pierde un rango de 4.5 a 8% variando por la temperatura y las situaciones de operación.32 El Ordre des ingénieurs du Québec llamado el sistema de energía eléctrica 735 kV como la innovación tecnológica para Quebec del siglo XX.33
En el comienzo de la tormenta de hielo de 1998 se instaló el descongelante "Levis" y se empezaron las pruebas en 2007 y 2008.
Rutas
El sistema de Hydro-Québec TransÉnergie de 735 kV consiste de un set de seis líneas yendo desde James Bay hasta Montreal y un set 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 tension de 735 kV.28 34
- James Bay
El complejo de la presa hidroeléctrica James Bay contiene varias líneas de 735 kV relativamente cortas que mandan electricidad a tres subestaciones principales, ordenadas desde el Oeste hasta el Este: Radisson, Chissibi y Lemoyne.35 Desde estas subestaciones, seis líneas de 735 kV8 pasan a través de las vastas extensiones de taiga y el bosque boreal en estrechos bien definidos de tierra; esto se aprecia claramente en fotos aéreas .36 37 El terreno por el que cruzan las líneas es en su mayoría no montañoso pero suave y repleto de lagos.34 Generalmente cuatro d las líneas van juntas en dos pares y las otras dos van de manera individual aunque estas dos líneas algunas veces van en 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 mas al sur las líneas divergen en dos sets de tres líneas de transmisión de 735 kV. El set del Este se dirige a la Ciudad de Quebec, donde se conecta con líneas de alto tensión de Churchill Falls y la línea de 735 kV hace un bucle en la región de río Saint Lawrence. El set 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.28 34 Esta sección de la red de energía de Hydro-Québec TransÉnergie contiene 7400 kilómetros (4600 millas) de líneas de alta tension de 735 kV AC y de 450 kV DC.11
- Estaciones eléctricas Manic-Outardes / Churchill Falls
Energía eléctrica generada desde la estación de Churchill Falls es enviada a Montreal y a las poblaciones del Noreste de Estados Unidos, a más de 1200 Kilómetros (700 millas)38 Empezando desde la estación eléctrica en Labrador, las líneas tienen distancias de 1800 metros (6000 pies) sobre el río Churchill y corren generalmente al Sur-Suroeste por 203 kilómetros (126 millas) con tres líneas paralelas en una vía despejada con el ancho de 216 metros (710ft).14 Mientras se dirigen al Suroeste por el bosque boreal, las líneas generalmente pasan a través de colinas suaves.30 Después de que las líneas cruzan la frontera de Quebec-Labrador, también conocido como el punto de entrega de Hydro-Québec,14 la dirección cambia al Sur y se dirigen a la subestación Montagnais, una subestación accesible solo por el aeropuerto adjunto. Una sola línea de 735 kV se ramifica de la subestación a una mina abierta 142 kilómetros (88 millas) al Noroeste. El terreno por donde cruzan por las líneas de alta tensión se hace montañoso al sur de la frontera. Las líneas alcanzan hasta 800 metros (2600 pies) en elevación antes de descender.39 Las tres líneas continúan con dirección al sur hasta que llegan a la subestación en la costa Norte del Golfo de Saint Lawrence. Desde ahí las tres líneas en paralelo a la costa Norte del Golfo se estrechan hacia la boca de descarga del Suroeste del río Saint Lawrence. Después línea más al Norte se diverge de las otras dos para conectarse con las estaciones de Manic-Outardes ubicadas en y alrededor de los ríos Riviére aus Outardes y el Manicouagan.
Mientras que las líneas se acercan a la Ciudad de Quebec, la línea mas al Norte se junta de nuevo a las otras dos líneas de 735 kV. Las tres líneas, paralelas por otra línea de 735 kV a una cierta distancia al Norte, recorren camino sobre el río Saint Lawrence a la región de la costa Sur, donde las líneas forman bucles pasando por parte del río Saint Lawrence y la costa Sur. Los bucles también se conectan al anillo de líneas de 735 kV alrededor de Montreal ya las líneas corriendo desde el Sur de James Bay.28 34
Torres eléctricas
El sistema de transmisión de Quebec contiene una variedad de torres eléctricas dependiendo en el área y el nivel de voltaje. Diseños antiguos de torres eléctricas tienden a consumir mas material que los nuevos diseños y mientras más nivel de voltaje mayor tamaño de torre.40
- Torres de 735 kV
Hydro-Québec TransÉnergie usa varios diferentes tipos de torres de electricidad para apoyar las líneas de 735 kV.5 Todos ellos son circuitos individuales, significando que cada tipo de torre lleva una línea de alta tensión con tres conjuntos de cuatro subconductores eléctricos separados por separadores,30 con cada conjunto transmitiendo una fase de corriente.
El primer tipo de torre usado fue una enorme torre delta, ó torre de cintura,40 que consumía 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 energía Manic-Outardes para cargar el centro de Montreal.34
Existen dos variaciones significantes de la torre delta; una tiene brazos más largos de tal manera que los tres conjuntos de conductores están suspendidos en aislantes en forma de V.41 La otra variación tiene brazos más cortos de manera que los dos conjuntos de líneas externos cuelgan en hilo aislante vertical y solo en el conjunto de en medio cuelga de un aislante en forma de V.42
A lo largo de los años, los investigadores de Hydro-québec ingeniaron un nuevo tipo de torre, la torre V-Guyed (torre atirantada en V) la cual reduce el consumo de materiales a 11.8 toneladas de acero por kilómetro de líneas de alta tensión.5 Este tipo de torre también incluye una variación con brazos más largos, donde todos los conductores cuelgan de un aislante en forma de V43 y otra con brazos laterales más cortos donde solo el conjunto de líneas de en medio cuelga de un aislante y los conjuntos laterales son colgados de aislantes verticales.44 45
Durante la construcción del sistema de transmisión James Bay, se inventó la torre de suspensión en forma de cruz.5 Este tipo de torre tiene como característica dos torres-guyed de en la parte inferior similares a la torre V-guyed, pero las dos piernas no convergen en la base de la torre. En el caso la torre de suspensión en cruz, las piernas de la torre son separadas en dos diferentes puntos.36 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).46
TransÉnergie usa torres de dos niveles para torres de ángulo o estructuras en las líneas de 735 kV para cambiar la dirección de la línea o la posición del los conjuntos conductores.34 41 Las torres Delta y las torres con tres piernas también son usadas como torres con ángulo; estas son conocidas como "pingüinos" por los hombres de Hydro-Québec.36 47
- Torres para otros niveles de Voltaje
Hydro-Québec TransÉnergie usa una combinación de torres de tres niveles con dobles circuitos y torres Delta con circuitos individuales para suspender conductores eléctricos de otros voltajes como el de 315 kV.34 40 48 El alto voltaje de ± 459 kV de la línea de corriente directa en la red de Hydro-Québec usa un torre en forma de T, enrejado o poste para apoyar los dos conjuntos de las tres líneas conductoras en cada lado. La línea de corriente directa algunas veces usa dos postes o una estructura más ancha, piramidal, independiente para las torres angulares.34 49
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- Otras torres
Hydro-Québec usualmente usa torres altas y largas para cruzar grandes cuerpos de agua como lagos o ríos. Estas torres son dichas ser prominentes y las torres más altas en la red de Hydro-Québec debido a su función. La más alta de estas torres está ubicada cerca de la estación Tracy en la costa del río Saint Lawrence, llevando un circuito ed 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)).50
- Fuerza de las Torres
Las Torres y los conductores son diseñados para aguantar 45 milímetros (1.8 pulgadas) de acumulación de hielo sin presentar fallas,19desde que Hydro-Québec incremento los estándares de respuesta a las tormentas de hielo en Ottawa en diciembre de 1986 y en Montreal en febrero de 1961 que dejaron de 30 a 40 mm. (1.2 a 1.8 pulgadas) de hielo.51 52 53 Esto ha llevado la creencia de que las Torres eléctricas de Hydro-Québec TransÉnergie son "indestructibles".54 A pesar de ser más de tres veces más altas que el estándar Canadiense de tan solo 13 mm. (0.5 pulgadas) de tolerancia de hielo,55 una tormenta de hielo a finales de los 1990s deposito hasta 70 milímetros (2.75 pulgadas) de hielo.19 52
Interconexiones
A través de NorteAmérica, los sistemas de transmisión de electricidad 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 Québec fue reconocido por el North American Electric Reliability Corporation (Corporación de Fiabilidad eléctrica Americana) o NERC como una completa interconexión debido a que es asincrónico con los sistemas vecinos. Québec es constantemente capas de desarrollar sus propios estándares de fiabilidad, como lo requerido, y estos aplicarán además de los estándares relevantes de Norteamérica.56 Aparte de la Québec Interconnection (interconexión de Québec) 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 providencias y estados vecinos: 57
- Nueva York: Dos conexiones. Capacidad de 1,100 MW de importación, 1,999 MW exportación.
- Ontario: Ocho conexiones. 1,970 MW importación, 2,705 MW exportación.
- Nueva Inglaterra: Tres conexiones. 2,170 MW importación, 2,275 MW exportación.
- Nueva Brunswick: Tres conexiones. 785 MW importación, 1,029 MW exportación.
La exportación simultánea máxima para la interconexión común con Nueva York y Ontario es de 325 MW.
Alto Voltaje y Corriente Directa (AVCD) 450 kV
Además de las seis líneas de 735 kV que se ramifican desde el proyecto James Bay, una séptima línea fue construida como una estensión de 1100 kilómetros hacia el norte de una existente línea de corriente directa de alto voltaje (AVCD) conectando a Quebec y Nueva Inglaterra. Esta expansión fue completada en 1990. Como resultado, la línea de corriente directa es única debido a que hay múltiples convertidores estáticos y estaciones de inversor a lo largo de los 1480 kilómetros (920 millas) de línea de alta tensión.8 También es la primera línea multiterminal AVCD en el mundo. La línea de ±450 kV puede transmitir 2,000 MW de energía hidroeléctrica a Montreal y al Noreste de los Estados Unidos.58 59 60
Ruta
Empezando en la estación de conversión alado de la subestación Radisson, la línea AVCD se dirige al sur y aproximadamente esta en paralelo con las seis líneas de 735 kV cierta distancia hacia el Oeste. A traviesa el mismo tipo de terreno como las otras seis líneas; el terreno está repleto de lagos, tierras húmedas y colinas boscosas.34Gradualmente la línea da vuelta hacia el Sureste y cruza por debajo de varias líneas de 735 kV.
Después los seis cables de 735 kV se dividen en dos grupos de tres líneas cada uno, la línea AVCD sigue al grupo del Este y el set del Oeste se diverge alejándose.21 28
La línea continua derecho hasta llegar a la costa Norte del río Saint Lawrence cerca de Grondines, donde la línea de 450 kV AVCD desciende hacia un túnel por debajo del agua atravesando el rió. 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 deDrummondville. Al Sur de la terminal, la línea se dirige al Sur después de una distancia relativamente corta y entra a Des Cantons cerca de Sherbrooke.
Dejando la estación Des Cantons la línea cruza la frontera Canada- Estados Unidos y pasa a travez de Appalachian Mountains en el estado de Vermont, alcanzando una elevación de aproximadamente 650 metros (2130 pies).39 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 a Massachusetts, la línea llega a la terminal Sandy Pond a las afueras de Boston en Ayer60 La terminal es la más al sur de la exención de la línea AVCD.34 58
En diciembre del 2008, Hydro-Québec, junto con empresas americanas Northeast Utilities y NSTAR, crearon un joint Venturepara construir una nueva línea AVCD desde Windsor, Quebec hasta Deerfield, New Hampshire.61 Hydro-Québec será dueño 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%).62 Con un costo de construcción estimado de $1.1 billones USD63 está estimado que la línea correrá ya sea en un paso directo adyacente a la AVCD que corre a través de New Hampshire o se conectará al paso directo entre el Norte de New Hampshire que correrá a travez de White Mountains. Esta línea de 290 a 310km proyecta llevar 1,200 MW y traerá electricidad a aproximadamente 1 millón de casas.64
Otras Características
TransÉnergie usa series de compensación para alterar la manera en la que la electricidad se comporta en las líneas de transmisión, esto mejora la eficiencia de la transmisión de electricidad. Esto reduce la necesidad de construir nuevas líneas e incrementar la cantidad de energía eléctrica enviada a la población. Series de compensación está basado en la tecnología de un capacitor. Para mantener el desempeño del sistema de transmisión, TransÉnergie pone a un lado fondos para investigación y aplicación de nuevas tecnologías.65 Además de la tecnología de transmisión de energía, Hydro-Québec planea ofrecer internet de alta velocidad sobre las líneas de transmisión dentro de pocos años; la empresa comenzó probando internet sobre sus líneas en enero del 2005.66
Disputas Mayores
A pesar de la reputación del sistema de transmisión y el hecho de que Quebec escapara indemne del apagón del Noreste en 2003, el sistema ha experimentado daños e interrupciones de servicio por tormentas severas en el pasado. 17 65 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
A las 2:44 AM el 13 de marzo, en 1989, una tormenta geomagnética severa, debido a una eyección de masa coronal del sol que impacto la tierra.67 68 Fluctuaciones dentro del campo magnético de la tormenta causaron que corrientes inducidas geomagneticamente fluyeran dentro de las líneas de alta tensión de Quebec, que son de corriente directa, en vez de alternar la corriente llevada por las líneas. 67 La naturaleza aislante del escudo de rocas Canadiense dirigió las corrientes inducidas a las líneas. Los conductores después enviaron esta corriente a transformadores eléctricos sensibles, los cuales requieren cierta amplitud de voltaje y frecuencia para funcionar apropiadamente. 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.67
Respectivamente se tomaron medidas de protección en respuesta. Para salvar los transformadores y otro equipo eléctrico, la red energética fue apagada, mientras los rompedores de circuito tropezaban por todo Quebec y apagaban la energía.69 Dentro de menos de 90 segundos, esta ola de rompedores de circuitos dejó a toda la red de transmisión fuera de servicio.
La reg energética colapsada dejo a seis millones de personas y el resto de Quebec sin electricidad por horas en una noche muy fría. A pesar de que el apagón duro alrededor de nueve horas en la mayoría de los lugares, algunas locaciones estuvieron en la obscuridad por días. Esta tormenta geomagnética causó $ 10 millones CD en daños hacia Hydro-Quebec y decenas de millones para los clientes de la empresa67 .
Tormenta de hielo de 1998
Desde Enero 4/5 hasta Enero 10 de 1998, aire templado y húmedo del Sur chocando con aire frío del Norte produjo una tormenta de hielo, trayendo más de 80 horas de lluvia helada y llovizna.70 71 Por días, una continua lluvia, la mayoría lluvia helada, junto de 70-110 milímetros (2.8-4.3 pulgadas) de equivalente en agua de precipitación.72Lugares como Montreal y la costa Sur fueron especialmente afectados, con 100 milímetros (3.9 pulgadas) de lluvia helada cayendo.71 Esta fuerte precipitación causo grandes estragos en el sistema de transmisión regional.
- Daño Físico
Cinco a seis días de lluvia helada y precipitación incapacitó la red energética de Hydro-Québec en Montreal y las regiones de la costa Sur. En un área de 100 por 250 kilómetros, aproximadamente 116 líneas de transmisión quedaron fuera de servicio incluyendo varias importantes líneas de 735 kV y la línea AVCD de Quebec- Nueva Inglaterra de ±450 kV73
A través de olas consecutivas de precipitación helada, más de 75 miímetros (3.0 pulgadas) de hielo radial fue acumulado en los conductores eléctricos de las torres mismas. El Hielo provocó un peso adicional de 15 a 20 kilogramos por metro de conductor (10 to 20 lb/pies). A pesar de que los cables eléctricos puedes 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 acreción de hielo, se colapsaron en pedazos de acero doblado.53 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, algunas 150 eran torres de líneas de 735 kV,19 y 200 torres cargando líneas de 315 kV, 230 kV o 120 kV también colapsaron.76 73 En una región rodeada de Montreal entre Saint-Hycinthe, Saint-Jean-sur-Richelieu y Granby, apodada el "triangulo de la obscuridad", la mitad de la red se quedó fuera de servicio.77 Quebec ordenó los conductores, brazos en cruz y conexiones a reparar los rotos por la tormenta en el sistema de transmisión eléctrica y de distribución eléctrica.19 En todo Quebec, 24,000 postes, 4,000 transformadores y 1,000 torres eléctricas fueron dañadas o destruidas.76 Más de 3000 kilómetros (2000millas) de cables eléctricos caídos; esto tuvo un costo total de C$ 800 millones para reparar.72 74
- Corte de Energía
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 pensar 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 1.4 a 1.5 millones de casas y clientes78 a más de 4 millones de personas77 estaban en la obscuridad.79 80 Compañías privadas y otras empresas públicas de diferentes partes de Canadá y los Estados Unidos fueron enviadas a la ayuda de Hydro-Québec para tomar cargo de la gran tarea de restauración, pero los esfuerzos fueron complicados por el gran daño a la red energética.81 Apagones en algunas áreas duraron hasta 33 días y 90% de los afectados por el apagón no tuvieron energía por más de siete días.19 72 A pesar de que el poder fue restaurado por completo en todas las locaciones en Quebec para el 8 de febrero de 1998, no fue si no hasta mediados de Marzo que las instalaciones de energía se pusieron de vuelta en servicio.73 Para ese entonces ya había ocurrido mucho daño social y económico tanto como comida arruinada y muertes resultantes de la falta de calentadores eléctricos.19
Después del corte de energía terminó, Hydro-Québec realizó numerosas actualizaciones a su sistema para mejorar la red energética. Ejemplos incluyen el reforzamiento te las torres eléctricas y postes eléctricos así como el incremento de la provisión 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 en Quebec. Hydro-Québec ha declarado que esta mejor preparada para manejar tormentas de hielo con la misma magnitud que la de 1998.72
Bombardeo de la Torre Hydro en 2004
En 2004, poco después de la visita del presidente de estados Unidos George W. Bush, una torre en el circuito de Quebec - Nueva Inglaterra AVCD en los pueblos al Este cerca de la frontera Canada - Estados unidos fue dañada por cargas explosivas detonadas en la base. La CBC reportó que un mensaje supuestamente de la Résistance internationaliste y dado a los periódicos La Presse y el Le Journal de Montréal y la estación de radio CKAC, afirmaba que el ataque fue llevado acabo para "denunciar el robo de los recursos de Quebec por parte de Estados Unidos"82 83
Críticas
El desempeño de la red energética de Hydro-Quebec TransÉnergie durante la tormenta de hielo de 1998 levanto preguntas acerca del concepto fundamental, vulnerabilidad y fiabilidad de la red.19 Las críticas destacaron que las estaciones de generación de energía estaban ubicadas aproximadamente a 1000 kilómetros ( 600 millas ) lejos de los centros poblacionales y que había una falta de estaciones energéticas locales alrededor de Montreal, que es servida por solo seis líneas proveedoras de 735 kV.84 Además de esto el sistema de transmisión de 735 kV recibió desdén del público y de los medios. La red de transmisión de energía fue dicho que se concentraba en la transmisión de energía por 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 bucle llamado "anillo de poder" alrededor de la ciudad. Cuando el anillo fallo en enero 7 de 1998, aproximadamente 60% del suministro de energía de Montreal estaba fuera de servicio.77 El gran sistema sobre tierra de Hydro-Québec de transmisión y distribución de energía fue considerado expuesto a desastres naturales, a pesar del costo de poner bajo tierra la red fue prohibitivo.19
La tecnología utilizada en la red de Hydro-Québec TransÉnergie paso por debajo del fuego por críticas. Se dice que esta tecnología usada para mejorar el rendimiento, seguridad y fiabilidad hizo que la gente el Quebec fuera sobre dependiente en la red energética para sus necesidades energéticas, ya que la electricidad, especialmente la energía hidroeléctrica, cobre el 40% del suministro de energía de Quebec.77 Esta dependencia, evidenciada por el hecho de que los granjeros de Ontario tuvieron mas generadores de emergencia que los granjeros de Quebec, puede incrementar la severidad de las consecuencias de cuando la red falle como paso en enero de 1998.
