Av ESPEN MASVIK. Prosjektleder i REN, hvor han leder arbeidet med fagområdet transformatorstasjoner og 132 kV-nett. Masvik er utdannet sivilingeniør elkraft fra NTNU, og har i tillegg fagbrev som elektriker, med bred erfaring som både prosjekterende og utførende. Han er også aktiv innen internasjonal standardisering som leder av CENELEC TC 99X og IEC TC99 MT12, og mottok i 2024 IECs «1906 Award» for sitt arbeid med høyspenningsstandarder.
Jordingsekspert Bill Carman flankeres av Bjørn Haukanes (t.v.) og Kåre Espeland (t.h.), begge fra REN, under måling av jordstrømmer. (Foto: Espen Masvik, REN)
Nøytralpunktsreaktoren begrenser jordfeilstrømmen i lavimpedansjordede nett. Flere høringsinstanser mener slike løsninger bør være midlertidige, og at direktejording bør være utgangspunktet der anleggene tåler det. (Foto: Lede)
Her ser vi nedføring av gjennomgående jord fra luftlinjen på en eldre regionalnettstasjon. Slike gamle klemmer finnes det en god del av i regionalnettet, og det er usikkert hvor mye strøm en slik klemme tåler etter 50 år (Foto: Kåre Espeland, REN).
Høringen om retningslinjene for overgang fra spolejording til lavimpedansjording ga rundt hundre innspill. Selskapene som har gitt innspill, er i stor grad enige om hva som bør endres, og flere av dem vil ha direktejording som utgangspunkt for nye regionale distribusjonsnett.
Da REN sendte RENblad 7510 på høring 28. april, var utgangspunktet en velkjent utfordring: kabelandelen i regionalnettet øker samt utstrekning, kapasitansen mot jord øker med den, og driften av spolejordede nett blir stadig mer utfordrende, med stående jordfeil, høye overspenninger og havarier.
RENbladet bygger på FoU-prosjektet «Fremtidens kraftsystemjording i det regionale distribusjonsnettet» og beskriver hvordan netteiere kan gå over til lavimpedansjordet systemjord.
RENbladet er utarbeidet av faggruppe Kraftsystemjord, som består av medlemmer fra SINTEF, Tensio, Noranett, Arva, Lede, Elmea, Glitre, Elvia og Linja.
Høringen ga en rekke tilbakemeldinger om begrepsbruk. Én instans ville erstatte «lavohmig jordet» med «effektiv jordet» og «spolejordet» med «ikke-effektiv jordet » gjennom hele bladet, mens en annen ville ha «Petersenspolejordet» og et tydeligere skille mellom systemets jording og jordingen av det enkelte transformatornøytralpunkt.
REN foreslår en mellomløsning for faggruppen når det gjelder direktejording. «Lavohmig» blir «lavimpedans». Lavimpedans systemjord blir samlebegrepet og dekker både direktejordede og reaktorjordede nøytralpunkter. Med det utelukker ikke tittelen lenger direktejording, som var et av hovedankepunktene. Dette er også i tråd med CIGRE sin nye TB 997 «Neutral Earthing Method Selection and Earth Fault Handling for Substations in the Distribution Networks».
Flere av instansene savnet dessuten et eget kapittel som veier jordingsformene mot hverandre.
Det tydeligste budskapet fra høringen er at bladet legger for stor vekt på reaktorjording. Flere av høringsinstansene mener direktejording bør være det bransjen strekker seg etter der forholdene tillater det.
En av instansene skriver at reaktorer bare bør brukes der en analyse viser at jordfeilstrømmen faktisk må begrenses, og at de dermed hører hjemme som en overgangsordning i eldre nett der noen komponenter ikke tåler full feilstrøm.
Instansen peker på at reaktorløsninger gjør kraftsystemet mer sårbart: med mindre alle transformatorer får reaktor, blir enkelte koblingsbilder umulige, og enkelte transformatorer kan ikke frakobles samtidig. I en beredskapssituasjon kan dette være avgjørende for om regionalnettet kan driftes eller ikke. Det påpekes også at eksisterende kraftverk mangler plass til å etablere reaktorer i nøytralpunktet.
En annen instans trekker fram to argumenter til. Lavimpedans jording gjør det mulig å bruke 420/132 kV autotransformatorer med spenningsregulering på 500–600 MVA, mot 300 MVA for fullviklingstransformatorer, som er grensen transportdimensjonene setter i Norge. Og den etablerte sannheten om at direktejording krever toppliner på 132 kV-tremastledningene, stemmer ikke: 70 års svensk erfaring og jordfeilprøvene i Vessingfoss i 2023 viser at det går uten. Dermed blir overgangskostnaden lavere enn mange har regnet med, og toppliner kan vente til ledningen uansett skal reinvesteres.
Samme instans minner om tidsperspektivet. Anleggene skal stå i 70 til 100 år, og flere 132 kV-anlegg i drift i dag nærmer seg 100 år. Feilstrømmene vokser omtrent proporsjonalt med TWh-veksten i det grønne skiftet, og det argumenteres for at nye 132 kV-anlegg derfor bør dimensjoneres for 40 kA i ett sekund også for fase-jord.
Utkastet satte tre grenser: maksimalt 10 kA jordfeilstrøm i normalt koblingsbilde, 15 kA ved kortvarig omkobling og minst 1–2 kA for sikker vernfunksjon. REN fikk flere kommentarer på disse.
Ett innspill er at denne begrunnelsen ikke holder. «Vernutrustningen har ingen relevante termiske eller mekaniske grenser det kan henvises til», heter det i innspillet, siden strømtransformatorer og verninnganger uansett er dimensjonert for trefase kortslutning.
Et spolejordet nett skal dessuten allerede ha jordingsanlegg og kabelskjermer som tåler dobbel jordfeil, og den strømmen er ofte høyere enn 10 kA. En annen instans er enig i at grensen bør fjernes, og en tredje spør hvordan det er dokumentert at apparatanlegget ikke kan håndtere høyere strøm.
Et av de mer prinsipielle spørsmålene lyder: «Hvis det er akseptabelt med 15 kA under korte perioder, hvorfor ikke akseptabelt hele tiden?» Oppstår det en feil i omkoblingsøyeblikket, er man i nøyaktig samme situasjon.
Flere av innspillene ber om kilder for disse grensene. Uten dem er det ikke mulig å se hvilke problemer grensene var ment å løse, og dermed heller ikke mulig å vurdere når de kan fjernes igjen.
Én høringsinstans kommer tilbake til det samme punktet i seks separate innspill: dokumentet omtaler i for liten grad konsekvensene for det underliggende nettet.
Der jordingen i et regionalt distribusjonsnett henger galvanisk sammen med jordingen i en lavimpedansjordet stasjon, øker antallet utsatte ledende deler som får overført potensial. På stasjonsanlegg er jordpotensialhevingen som regel høy, men berøringsspenningen bringes innenfor kravene med potensialstyring eller isolerende masser, og det dokumenteres i målerapporter. For det underliggende nettet finnes ingen tilsvarende dokumentasjon.
Spørsmålet stilles direkte i innspillet: «Er det realistisk å etablere tiltak ved hvert kabelskap, hver lysmast og hver utekran i en betydelig radius ut fra slike stasjoner? FEF §5-5 krever at jordingssystemet er utført slik at det ikke oppstår fare for liv og helse ved feil, også utenfor selve anlegget. Alternativet er å skille jordingsanleggene, noe som blir kostbart i tettbygde strøk».
Samme instans stiller også spørsmål ved QRA-metodikken i vedlegget, som bygger på CIGRÉ TB 749: «Finnes det hjemmel i FEF for å sannsynlighetsberegne seg bort fra kravene til berøringsspenning? » Metoden er ikke nevnt i FEF, NEK 440 eller NEK 445. Uten en offisiell aksept fra DSB mener instansen at vedlegget bør utgå.
En annen instans svarer indirekte i sitt eget innspill, der det påpekes at spenningsstigning og berøringsspenning er to forskjellige ting, og at forskriftene tillater høyere berøringsspenning jo raskere frakoblingen skjer.
Systemjording i regionalt distribusjonsnett er tema på Regionalnettsdagene under Nettverksuken 2026, som arrangeres 14. og 15. oktober på Thon Hotel Oslo Airport.
Dette er det tolvte året vi gjennomfører Regionalnettsdagene, og systemjording har vært et gjennomgående tema siden første samling.
Der blir det anledning til å diskutere både innholdet i RENblad 7510 og de spørsmålene høringen har reist, med netteiere, leverandører, konsulenter og entreprenører som arbeider med regionalnett og stasjonsanlegg.
Første utgave av RENblad 7510 kommer når faggruppen Kraftsystemjord har behandlet innspillene. Vi legger ikke skjul på at det kan bli krevende å samle bransjen om enkelte av spørsmålene. Samtidig er det nettopp slike uenigheter en høring skal få fram, og vi er takknemlige for at instansene har lagt ned så mye arbeid i svarene.
Audio Loading