Tittel: Kabel eller luftledning?

Kabelandelen øker sterkt i 11- og 22 kVnettet, både ved nyanlegg og ved reinvesteringer. Det medfører en bratt stigning i jordfeilstrømmene i nett som består av både luftlinje og kabel. Det er sentralt at nettselskapet har kontroll på denne utviklingen.

Samtidig pågår det en faglig og politisk diskusjon om hvilke løsninger som bør velges, ikke minst kabel eller luftledning.

Kapasitet og gjennomføringstid må veies opp mot forsyningssikkerhet og beredskap, klima- og naturhensyn og kostnadene gjennom levetiden. Regjeringen arbeider for kortere ledetider og foreslår forenklede konsesjonsprosesser, hurtigspor og færre utredningskrav, og har presisert at luftledning skal være hovedregelen i regional- og transmisjonsnettet.

Erfaringene etter ekstremvær peker i en annen retning. Trefall rammer i forbindelse med uvær, og kostnadene ved slike avbrudd blir trukket fram som et argument for mer bruk av jordkabel, spesielt i distribusjonsnettet.

RENblad 8105 Guide HS-kablingsstrategi dekker 11 til 132 kV og ble publisert i februar. Bladet er utviklet av en arbeidsgruppe nedsatt av faggruppe Målnett, med deltakere fra seks nettselskap og REN. 

Intern kabelstrategi

Vi anbefaler at hvert nettselskap lager sin egen interne kablingsstrategi basert på innholdet.

Stortingsmelding 14 (2011–2012) setter føringer for nettselskapenes planlegging og NVEs konsesjonsbehandling. Hovedtrekket er at bruken av kabel skal være gradvis mer restriktiv med økende spenningsnivå.

For nett til og med 22 kV skal nettselskapet som hovedregel benytte jordkabel. Unntaket er der naturgitte forhold tilsier betydelige naturinngrep eller betydelige ekstrakostnader, og vilkåret legges inn i nye og fornyede områdekonsesjoner.

For nett over 22 kV opp til 132 kV er luftledning hovedregelen. Jord- eller sjøkabel kan velges på begrensede delstrekninger, for eksempel der luftledning er teknisk vanskelig eller umulig.

Jordfeilstrøm og kompensering

Kabel gir opp mot hundre ganger mer jordfeilstrøm per kilometer enn luftlinje, og jordfeilstrømmen summeres i det galvanisk sammenhengende nettet under hovedtransformatoren.

Historisk har kompenseringen vært gjort med en sentral spole på hovedtransformatoren. Dette er ofte ikke lenger tilstrekkelig, verken teknisk eller økonomisk, og en har derfor begynt å plassere ut distribuert kompensering (DK) i form av fordelingstransformatorer med innebygget spole. Det kompliserer relévernet noe.

Etableres det for mange DK i samme galvanisk sammenhengende nett, vil de resistive bidragene kunne bli så store at man kan få problemer med berøringsspenningen. En grense på ti stk DK (15 A) kan være fornuftig, og da er halve nettet kompensert lokalt og halve sentralt, dersom 300 A-regelen legges til grunn.

Når grensen for tillatt kapasitiv jordfeilstrøm er nådd, må en i prinsippet etablere en ny hovedtransformator, og i verste fall en helt ny transformatorstasjon. Da er det jordfeilstrømmen, og ikke effektbehovet, som utløser investeringen.

En «skjult» kostnad

Når en sammenligner kabling med luftlinje, har kostnadene forbundet med økte jordfeilstrømmer tradisjonelt ikke blitt tatt med. RENbladet beskriver derfor en metodikk for å estimere dem.

En stasjon med to hovedtransformatorer leverer 50 MVA med en maksimal tillatt kapasitiv jordfeilstrøm på 600 A. Det gir en tilgjengelig «kvote» på 12 A per MVA. Overskrides ikke denne, er det ikke jordfeilstrømmen som utløser en ny transformatorstasjon.

Legger man til grunn at en slik stasjon koster 150 millioner kroner, blir kostnaden 250 000 kroner per ampere. Ekstrakostnaden finner man ved å multiplisere økningen i jordfeilstrøm med denne enhetskostnaden, og den må bakes inn i LCC-kostnadene.

Slike beregninger er bare nødvendige der luftlinje kan være et aktuelt alternativ. For rene, isolerte kabelnett er det unødvendig å beregne dette.

Hva er betydelige ekstrakostnader?

Livssykluskostnader (LCC) omfatter investering, drift og vedlikehold, avbruddskostnader og tap over levetiden. En LCC-kalkulator følger som vedlegg til RENbladet.

Men hva betyr egentlig betydelige ekstrakostnader i praksis?

Her anbefaler REN størrelsen 20 %: et kabelanlegg kan erstatte en linje dersom differansen i nåverdi totalkostnad ikke overstiger 20 % av kalkylen tilknyttet en linje. Alle kostnader må med, også de som følger av økt kabellengde.

RENbladet viser et eksempel. En 3 km lang 22 kV-linje gjennom et sårbart skogsområde skal reinvesteres til 5 millioner kroner, mot 4,5 millioner for en kabel på 2,5 km fra motsatt side, med en kapasitiv jordfeilstrøm på 6 A. Lagt inn i LCC-kalkulatoren gir kabling en marginalt høyere kostnad på 3 prosent, og kabel velges.

Driftsmessige forhold

I distribusjonsnettet forekommer feil på kabel sjeldnere enn på luftlinje. Kabel gir færre ikke-varslede avbrudd og dermed lavere KILE-kostnader. Drift og vedlikehold er tilnærmet null gjennom levetiden, mot inspeksjon, befaring og linjerydding på luftlinje.

Når feilen først oppstår, tar den imidlertid lengre tid å rette. I 11 og 22 kV-nettet er en feil på luftlinje normalt rettet i løpet av seks timer, mens det på kabel fort går med rundt 16 timer til måling, graving og reparasjon. I regionalnettet kan en kabelreparasjon ta en til tre uker, mot ett døgn for linje.

Derfor er det viktig at kabelnettet mest mulig bygges som et masket nett, slik at det er mulig med omkoblinger i feilsituasjoner. N-1-kriteriet ligger til grunn.

Klima- og miljøavtrykket er også ulikt. Kabel krever mer materialer og sammenhengende grøft, mens luftlinje virker gjennom arealbruk og vedlikehold over levetiden.

Fra kablingsstrategi til nettstruktur

Flere av problemstillingene i RENbladet peker ut over selve valget mellom kabel og linje. Vi har derfor diskutert hvordan vi kan videreutvikle RENblad 8105 i Faggruppe Målnett. Dette er en faggruppe som forvalter de overordnede rammene for bygging, drift og vedlikehold av forsyningsnettet, og som er retningsgivende for det øvrige faggruppearbeidet i REN.

Diskusjonen dreide seg om tre områder:

• Standardisering og stasjonsløsninger: Standardisering av transformatorstasjoner, både 132 kV og 22 kV GIS/ AIS, er et sentralt tiltak for å redusere kostnader og ledetid. For mindre stasjoner bør det satses på modulære og prefabrikkerte løsninger, og det bør utfordres om slike stasjoner kan innlemmes under områdekonsesjonen.
• Dimensjoneringskriterier og nettstruktur: Det må gjøres grundige analyser av dimensjoneringskriteriene, herunder 300 A-grensen. Økt kabelandel kan kreve flere galvaniske skiller og mindre, enklere transformatorstasjoner. Belastningsnivå, systemspenning, stasjonsløsning og kablingsstrategi henger sammen og lar seg vanskelig vurdere hver for seg.
• Samhandling og planlegging: Nettselskapene må inn tidlig i kommunale planprosesser for å sikre areal til fremtidige traseer og stasjoner, og det er behov for mer formalisert samhandling med andre store aktører som Statnett, Statens vegvesen og Bane NOR.

Videre arbeid

RENblad 8105 gir kunnskapsgrunnlaget for vurderingene i det enkelte prosjektet, men flere av spørsmålene bladet reiser må besvares på bransjenivå.

Arbeidet fortsetter i et utvidet møte i Målnett-gruppen 20. oktober, med standardisering, dimensjonering og samhandling som hovedtemaer. Der vurderer vi også om dette skal bli et eget FoU-prosjekt om hvordan fremtidens forsyningsnett bør utvikles og bygges.