I årevis har Statnett og de regionale netteiere kranglet om hvordan Sørnettet (132 kV) i Sør-Troms, Ofoten, Lofoten og Vesterålen skal jordes.

Bakgrunnen er at Direktoratet for samfunnsberedskap (DSB) i 2017 avgjorde at dette spolejordede nettet driftes i strid med forskrift om elektriske forsyningsanlegg (fef) på grunn av manglende beskyttelse mot farlige overspenninger og risiko for overførte spenninger til telenett og andre elektriske anlegg.

Forsvarer spolejording

Nå har DSB tatt stilling i saken, og vendt tommelen ned for forslaget fra Statnett om å gå over fra spolejording til direktejording uten gjennomgående jordline (den såkalte Vattenfall-løsningen).

«I et spolejordet Sørnett vil en lettere unngå driftssituasjoner hvor en ikke tilfredsstiller kravene som stilles i fef ved god planlegging av koblingssituasjonen og innstilling av spolene i nettet. Dette forutset ter imidlertid at alle eierne i Sørnettet samarbeider og bruker verktøyet som er utarbeidet for innstilling av spolene. Denne muligheten vil en ikke ha i et direktejordet nett uten gjennomgående jord da situasjonene hvor denne driftsformen vil ha problemer med å tilfredsstille kravene i fef, vil komme av at gjennomgående jord ikke er ført frem», skriver DSB i et brev til eierne av Sørnettet datert 27. juni som Energiteknikk har sett.

Steile fronter

Sørnettet eies av Elmea, Nord- Salten Kraft, Statnett, Statkraft, Hålogaland Kraft Nett, Bane Nor, Trollfjord Nett, Andøy Energi Nett og Kystnett.

Eierne fikk på tampen av 2020 i oppdrag å lage en felles rapport om hvordan nettet burde jordes, men Statnett på den ene siden og de regionale eierne på den andre var så uenige at de endte med å levere to separate rapporter og fortsette striden med en hissig epostutveksling.

Statnett har ment at Vattenfall- løsningen er mest fremtidsrettet, mens de regionale eierne vil beholde spolejordingen, og har advart mot høye kostnader ved et skifte.

Ikke forskriftsstridig

DSB legger vekt på de regionale nettselskapenes argumenter om at nye transformatorstasjoner, flere og riktigere plasserte spoler og utskifting av sjøkabler vil bedre driftssituasjonen i Sørnettet i tiden fremover.

«Med de siste beregningene som er gjort i forbindelse med kraftsystemutredningen, oppfatter DSB nå at Sørnettet driftes innenfor kravene som stilles i fef».

Forutsetningen er ifølge DSB «god planlegging av koblingsbildet og at en bruker verktøy som er utarbeidet for innstilling av spoler i de forskjellige driftssituasjonene ».

«Dette betinger altså et godt samarbeid mellom de forskjellige netteierne», understreker DSB.

Klargjøring for direktejording

Til slutt i brevet påpeker DSB at fef er en teknologinøytral forskrift, og at så lenge kravene i fef er tilfredsstilt, må eierne i Sørnettet være enige om en overgang til direktejordet nett. Men så vidt DSB har oppfattet, «er de fleste eierne i Sørnettet innforstått med at det vil være riktig å klargjøre 132 kV linjene for gjennomgående jord når linjene må/skal renoveres».

«Med det som bakgrunn og siden store deler av Sørnettet begynner å oppnå en alder hvor det begynner å nærme seg tiden hvor linjene må renoveres eller kanskje bygges helt på nytt, anbefaler DSB at eierne i Sørnettet setter seg sammen og ser på om renovering kan gjøres tidligere enn når det er teknisk nødvendig. Slik at linjer som renoveres klargjøres for begge driftsformene, spolejordet og direktejordet med gjennomgående jord».

Kan bli dyrt

28. juni, dagen etter at DSBs brev gikk ut, sendte NVE brev til Sørnett-eierne om at de i fremtidig konsesjonsbehandling i Sørnettet vil legge til grunn DSBs vurdering av fremtidig systemjording.

«NVE mener at en overgang til direktejording med gjennomgående jordline er et alternativ til dagens spolejording. NVE ser derimot ikke behov for at det skal tilrettelegge for en overgang til direktejording uten gjennomgående jordline så lenge DSB vurderer fortsatt spolejording som tilfredsstillende»

Flere av nettanleggene i Sørnettet er ikke tilrettelagt for overgang til direktejording med gjennomgående jordline, og tidligere utredninger viser at en forsert overgang til direktejording kan ha store kostnader, påpeker NVE.

«NVE har derfor ikke tatt stilling til når man eventuelt bør gå over til direktejording med gjennomgående jordline. NVE mener netteierne i Sørnettet sammen må vurdere når en slik overgang eventuelt er nødvendig », oppfordres det i brevet.

Kan fordele kostnadene

NVE erfarer at enkelte netteiere i Sørnettet opplever at investeringskostnadene og nytten ved overgang til direktejording er ujevnt fordelt. Derfor påpeker NVE at det innenfor dagens regelverk er mulig å omfordele kostnader mellom nettselskaper ved samfunnsøkonomisk lønnsomme investeringer.

«Dette innebærer at en netteier kan ta hele eller deler av investeringskostnaden i en annen netteier sitt nettområde, dersom nytten av investeringen i større grad påfaller en netteier utenfor nettområde», skriver NVE.

Ønsker rask avklaring

Direktoratet ser imidlertid ikke ut til å være fornøyd med prosessen.

«NVE ønsker igjen å påpeke at den pågående uenigheten forsinker nettutviklingen i området. NVE mener dette er uheldig, og ønsker derfor en snarlig avklaring rundt valg av framtidig systemjording i Sørnettet ».

NVE mener videre at det er fordelaktig at netteierne i Sørnettet blir enige om fremtidig systemjording, i lys av DSBs vurdering og muligheten for annen fordeling av investeringskostnader i henhold til RME sitt regelverk.

Kan gi pålegg

NVE understreker at de kan pålegge utredningsansvarlige å gjennomføre en eventuell utredning av dette.

«Dette er noe NVE vil vurdere i samråd med utredningsansvarlig for regional- og transmisjonsnettet, Hålogaland Kraft Nett AS og Statnett SF».

Statnett uenig

30. juni skrev Statnett en epost til DSB om at de var uenige i direktoratets vurdering.

«Vi oppfatter at brevet er formulert som et vedtak, men det mangler de formelle sider ved et vedtak (som er: vedtakets innhold, begrunnelse, klageinstans og klagefrist), skrev Statnett.

5. september sendte Statnett et brev til DSB med en rekke detaljerte spørsmål for å få belyst på hvilken måte DSB mener at direktejording uten gjennomgående jord ikke oppfyller fef.

«Det imøteses en uttalelse fra DSB om hva som er årsaken til at Vattenfalls mer enn 70 års positive erfaring allikevel medfører at DSB betrakter direktejording av Sørnettet som mindre egnet enn fortsatt spolejording », skrev Statnett.

R eguleringsmyndigheten for energi (RME) varsler at de vurderer å fatte vedtak om at Elvia er ansvarlig konsesjonær for feilen som førte til at 73.300 kunder i Follo og tidligere Østfold fylke mistet strømmen 12. november 2020.

Feilen oppsto da Statnett arbeidet med å fjerne et gammelt, frakoblet kontrollanlegg i Tegneby transformatorstasjon, som ligger i Vestby kommune nord for Moss.

Pigget i stykker kabel

Under arbeidet skadet Statnetts personell en av Elvias styrekabler. Styrekabelen ble pigget i stykker i forbindelse med fjerning av branntetting i etasjeskillet mellom et kontrollrom og rommet under.

Skaden medførte utilsiktet åpning av en av Elvias 47 kV skillebrytere mens denne førte laststrøm. Åpningen av bryteren førte til full trefaset kortslutning med samleskinnerensk.

For å klarere feilen ble Statnetts 300/50 kV transformatorer, samt 50 kV effektbryterne på alle avgangene som mater inn mot samleskinnen, koblet ut korrekt. På grunn av mye røyk fra brent maling og isolasjonsmateriale tok det noe tid før personellet kunne inspisere skadene og sette i drift anlegg som ikke var skadet.

31,5 millioner

Tegneby transformatorstasjon inneholder 420 kV- og 300 kVkoblingsanlegg som Statnett eier, og 50 kV-anlegg som Elvia eier. Statnett eier også 300/50 kVtransformatorene. Elvia og Rakkestad Energis kunder opplevde avbrudd på grunn av feilen.

Mange av Elvias transformatorstasjoner ble koblet inn via alternative forsyningsveger etter 10-12 minutter. Mosse-området ble koblet inn etter 2 timer og 12 minutter, etter at brannvesenet og Elvias mannskaper hadde kontrollert anleggene i Tegneby transformatorsjon.

KILE-kostnaden har Elvia beregnet til 31,5 millioner kroner.

Uenige om ansvar

Statnett og Elvia er uenige i hvem som er ansvarlig konsesjonær for avbruddet, og har bedt RME avgjøre saken.

Elvia mener at Statnett er ansvarlig konsesjonær for hendelsen fordi det var deres personell som skadet Elvias styrekabel og førte til utkobling. Elvia understreker at Statnett er inntektsrammeregulert og dermed kan bli ansvarlig konsesjonær når de forårsaker avbrudd under arbeid i en transformatorstasjon.

Elvia viser også til at bygget det ble utført arbeider på, eies av Statnett. Elvia mener alle de berørte anleggsdelene, inkludert selve bygget, er å anse som elektriske anlegg og inngår i selskapenes kostnadsgrunnlag for inntektsrammene.

Ansvar er ikke skyld

Statnett mener derimot at Elvia er ansvarlig konsesjonær for hendelsen.

De viser til leveringskvalitetsforskriften § 2A-3 som definerer hvem som er ansvarlig konsesjonær:

«Ansvarlig konsesjonær er nettselskap som har feil eller planlagt utkobling i egne nettanlegg som inngår i selskapets kostnadsgrunnlag for beregning av inntektsramme, dersom dette medfører avbrutt effekt, ikke levert energi eller KILE som skal rapporteres til Reguleringsmyndigheten for energi.»

Statnett mener at feilen som medførte avbrudd var uønsket åpning av Elvias skillebryter. Bakenforliggende årsak var en skade på Elvias styrekabel som var forårsaket av Statnetts personell. Statnett mener det ikke var feil i Statnetts anlegg som medførte avbrudd, og mener det er viktig å skille mellom hvilken feil som medfører avbrudd og hva som er årsak til feilen.

Statnett har fremholdt at Elvia eventuelt må kreve erstatning/ regress for KILE-kostnader.

RME vil ikke avgjøre skyld

I sitt varsel om vedtak støtter RME Statnetts syn.

«RME mener at leveringskvalitetsforskriften § 2A-3 ikke sier noe om hvem som er skyld i at feilen oppsto. I denne saken oppsto en feil i Elvia sin styrekabel, og feilen førte til utkobling av sluttbrukere. Som eier av styrekabelen med feil, er Elvia dermed ansvarlig konsesjonær for avbruddet som oppstod. Hvem som eventuelt har skyld i at styrekabelen ble ødelagt, kan ikke RME ta stilling til. Det faller utenfor vårt myndighetsområde å vurdere dette», skriver RME.

«Grunnleggende feil»

I et svar på varselet kommer Elvia med kraftig kritikk.

«Dette er et varsel vi reagerer på, og om dette blir stående avdekker dette etter vår oppfatning grunnleggende feil i RME og OED sin regulering av nettselskapene gjennom forskrifter til energiloven. I dette tilfellet forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet (FOL)», skriver Elvia.

De peker videre på at RMEs uttalte mål med KILE-ordningen er å gi nettselskapene insentiv til å bygge og drive nettet med en samfunnsøkonomisk optimal leveringspålitelighet og til å drive forebyggende arbeid i nettet.

Gir feil insentiver

«Konsekvensen av RMEs varsel om vedtak vil være at Elvia tildeles en betydelig økonomisk straff for en hendelse som ene og alene Statnett er ansvarlig for, og som Elvia ikke hadde noen som helst mulighet til å motvirke».

«I forbindelse med Tegneby- utfallet mener vi RMEs vedtaksvarsel strider mot reguleringens målsettinger med KILE-ordningen. I dette tilfellet er det ut fra formålet Statnett som skal ha det økonomiske insentivet og den økonomiske straffen ved utfallet», skriver Elvia.

«Urimelig»

Elvia er kritisk til RMEs argument om at «skyld ikke er det samme som ansvar», og at det fremstår som «urimelig» at de skal straffes med KILE-kostnader på 31,5 millioner kroner.

«Hvis RME skulle velge å la vedtaket bli stående i henhold til varselet innebærer dette etter vår mening at FOL § 2A-3 anvendes feil eller alternativt at FOL § 2A-3 bør endres», skriver Elvia.

RME skriver til Energiteknikk at de ikke har fattet endelig vedtak i saken ennå, og at de derfor ikke vil kommentere Elvias kritikk.

S iden Russland invaderte Ukraina, har den sikkerhetspolitiske situasjonen i Europa og resten av verden blitt mer usikker og uforutsigbar. Statlige sikkerhetsorganer melder om en økning av hackerangrep og sikkerhetstrusler, og den generelle trenden har dreid vekk fra kriminelle hackere som opererer i økonomisk vinnings hensikt, til mer i retning av statlig eller sub-statlig virksomhet som bedriver ren sabotasje for å ødelegge og skape frykt og usikkerhet.

Mangler spisskompetanse

Daglig leder Margrete Raaum i KraftCERT sier til Energiteknikk at mange mindre energiselskaper, både kraftprodusenter og nettselskaper, vil ha problemer med å holde seg med egenkompetanse på cybersikkerhet.

– Det gjelder innen klassisk IT-sikkerhet og i enda større grad sikkerhet på det operasjonelle området, såkalt OT, påpeker hun. OT står for operasjonell teknologi.

Allerede kompromittert

– Man bør anta at systemer internt i selskaper, i energi- såvel som andre sektorer, allerede er infisert med «sovende» virus som på et tidspunkt kan aktiveres, sier KraftCERT-sjefen.

Hun peker på advarselen fra hackergruppen Killnet tidligere i år om at de skulle slå ut blant annet det norske kraftsystemet, og også gjennomføre et begrenset tjenestenektangrep mot nettsidene til blant annet Arbeidstilsynet, Altinn og Bank-ID.

– Det er all grunn til å ta dem på alvor. De store selskapene som har en relativt god cybersikkerhetsmessig beredskap, er gode til å reagere på symptomer på at noe er galt. Men få er gode nok til å lete etter sovende kompromitteringer, sier Raaum.

Nøkkelrolle

KraftCERT, som er kraftbransjens og øvrige infrastrukturselskapers samarbeidsorgan for å støtte og fremme cybersikkerhet spesielt innen disse sektorene, har stort sett medlemmer i industrien pluss noen store leverandører. Men rådgiverne, konsulentene, er lite til stede her.

– Rådgiverne kunne spille en nøkkelrolle for å nå ut til de små og mellomstore aktørene med nødvendig sikkerhetskompetanse. Det gjelder spesielt bestillerkompetanse, påpeker Raaum.

Gjennom konsulentene kan de mindre selskapene få bedre oversikt over hva andre selskaper gjør, over hva som finnes av gode løsninger på markedet, og over trusselbildet.

I dialog

– Vi har nettopp kommet i dialog med rådgivningsselskapet Ivolv om hvordan vi kan involvere konsulentene mer i vårt arbeid. Dette er ikke konkretisert ennå, men jeg tror vi kan komme fram til noe snart, sier Raaum.

Hos Ivolv cybersecurity AS kan daglig leder og ekspert på cybersikkerhet Jan Erik Søndeland bekrefte at de er i dialog med KraftCERT, og svært gjerne bidrar i et bransjesamarbeid om IT- og OT-cybersikkerhet.

– Vi må gjøre det er enkelt å møtes og dele erfaringer sammen på tvers av selskapene. Man kan for eksempel etablere en ressursgruppe under KraftCERT som kan arrangere jevnlige fagseminarer. Her kan Ivolv cybersecurity gjerne bidra. Mange står i de nøyaktig samme utfordringene, det er dumt om det samme hjulet skal finnes opp flere ganger, sier han.

Trenger mer ressurser

Han peker også på myndighetenes rolle.

– Jeg håper at vi ikke må oppleve et alvorlig hacker-anslag mot norske kraftselskaper før politikerne våkner og innser hvor kritisk det er å få styrket KraftCERT. Slike organer kan være med på å løfte forsvarsevnen og beredskapen til en hel sektor.

Så må det utdannes mer fagkompetanse, og det bør gjøres i tett samarbeid med næringslivet. Her trekker han frem NTNU Gjøvik og Universitetet i Agder som noen som gjør en god jobb. Men Søndeland mener at behovet for kompetanse er større enn disse i dag klarer å levere.

– Norge har alle forutsetninger for å bli en foregangsnasjon på digitalisering, skyløsninger og OT-sikkerhet. Men ansvaret bør ikke legges over på næringslivet alene. Regjeringen må tørre å stille krav til sine statlige selskaper, og på Stortinget bør det utformes økonomiske insentiver som kan styrke kraftbransjens arbeid for bedre cybersikkerhet. En liten øremerket andel av elavgiften kunne gitt formidable resultater, tror han.

Må informere politikerne

– Jeg mener at KraftCERT bør styrkes ytterligere. Se bare på Telenor: Der jobber over hundre personer i teamet som driver 24/7 overvåkning for å detektere og stoppe pågående cyberangrep. Det er noe kraftbransjen og øvrig infrastruktur også bør kunne strekke seg etter. Men da må KraftCERT tilføres ytterligere ressurser, understreker Søndeland.

Han mener at prisen for dette antakelig er liten sett i forhold til kostnadene ved et alvorlig cyberangrep, som kraftselskapene med ubehagelig høy sannsynlighet kommer til å oppleve.

– Jeg stiller meg spørrende til om bevisstheten rundt dette er høy nok hos politikerne. Vi som bransje bør bli flinkere å kontakte dem og formidle alvorligheten i dette, samtidig som politikerne bør bli flinkere å bry seg om dette feltet, sier Søndeland.

-V i må være med på satsingen i Nordsjøen. At vi ikke var med på Esbjerg-erklæringen, er forunderlig, sa Venstres Ola Elvestuen under et arrangement på Arendalsuka i august.

Esbjerg-erklæringen ble signert 18. mai i år av Danmark, Tyskland, Belgia og Nederland. Målet er å tidoble kapasiteten på havvind i Nordsjøen, og bygge ut 150 GW havvind innen 2050. Samarbeidet omfatter blant annet planer om utenlandsforbindelser fra energiøyer i Nordsjøen. Norge er ikke med.

– Konkurranse

Statssekretær Elisabeth Sæther (Ap) i Olje- og energidepartementet avviste kritikken fra Elvestuen, og understreket at det vil være behov for utveksling av kraft når Norge skal bygge 30 GW havvind.

– En eller annen nettmodell må skje i samarbeid med de andre landene. Men jeg er ikke like sikker på at de danske energiøyene er den rette løsningen for Norge. Det er et samarbeid, men vi kan ikke være naive, det er også en konkurranse, sa Sæther.

– Kostbart

– Vi vet ikke ennå akkurat hvordan den modellen vil bli, men den ser litt kostbar ut. Vi vet ikke akkurat hvordan eierkonstellasjonen blir, men vi vet at danskene tenker å sitte med majoritetseierposten, sa Sæther.

– Jeg synes ikke det er like rett fram som Ola sier, at vi bare hopper på Danmarks posisjonering fordi det høres flott ut å være med på erklæringen. Vi må ta kloke valg som er lurt for Norge på sikt, og der er fortsatt en del ting på tegnebrettet, og mange gode diskusjoner som gjenstår, sa Sæther.

– Kan ikke være naive

Hun understreket at samarbeid er viktig.

– Vi bruker Nordsjøsamarbeidet nå for å sikre at vi har en arena å diskutere hvordan framtidens havnett kan se ut. Ingen sitter på fasiten, det blir noen spennende år framover. Jeg jobber for at norsk sokkel skal bli det beste og mest lukrative stedet å drive havvind og bygge ny industri på, sa statssekretæren.

M/V Fugro Venturer undersøker havbunnen på Sørlige Nordsjø II. Foto: Fugro Norway AS

Ingen heiagjeng

Ola Elvestuen slo tilbake:

– Når jeg mener vi skal være med i Esbjerg-erklæringen, er ikke det for å være en heiagjeng for Danmark. Det er jo for å være aktør, der du har andre land og der vi selvfølgelig skal være aktør inn i et samarbeid og med egne meninger og standpunkter, som slike samarbeid er, sa Elvestuen.

Han kritiserte også regjeringens planer om bruk av anbud for havvinidutbyggingen på Sørlige Nordsjø II. Utgangspunktet var en presentasjon før debatten fra Øyvind Vessia, sjef for energipolitikk og regulatoriske spørsmål i Ørsted.

Prisauksjon

Vessia mente det er viktig å legge vekt på andre aspekter enn kun pris når tillatelsene deles ut:

– Jeg har hørt noen som argumenterer for at på Sørlige Nordsjø II er veien fram å ha veldig skarpe prekvalifseringskrav, og så ha en ren prisauksjon etterpå. Men regjeringen vil gjerne ha stor konkurranse og mange aktører som kommer gjennom. De vil nødig ha en situasjon hvor det bare er ett eller to selskaper som kommer gjennom og kan delta. Da får de ikke en ønsket konkurranse. Det i sin tur gjør at m myndighetene vil ha en tendens til å lage disse kravene litt svakere enn man ellers kunne ønske seg, sa Vessia.

Går glipp av nytenkning

Han advarte også mot ordninger hvor det ikke gis noen insitamenter til å være bedre enn minimumskravene.

– Der vi har hatt auksjoner hvor innovasjon og nytenkning rundt de andre kriteriene er en del av konkurransen, er det veldig mange nye ideer og konsepter som blir utviklet. Det får du ikke med en prekvalifiseringskonkurranse. Da skal bare alle over, og siden man forventer en priskonkurranse i etterkant, gjør man det så billig som man overhodet kan, sa Vessia.

Mindre for norsk industri

Han listet opp følgende temaer hvor myndighetene i ulike land har lagt kvalitative kriterier til grunn: sameksistens, lokalt innhold, innovasjon, gjennomføringsevne, bærekraft, erfaring, systemintegrasjon, miljø, biodiversitet og levering (idriftsettelsestidspunkt).

– Man får kanskje ikke like mye norsk industribygging med en ren prisauksjon som man ellers kunne fått, sa Vessia.

– Vi må ha kvalitative krav også på Sørlige Nordsjø II, og ikke bare denne prekvalifiseringen og konkurranse på pris, sa Ola Elvestuen.

Rasmus Hansson var enig

– Vi må ikke falle for fristelsen å bare gjøre det billigst mulig enda en gang. Da oppnår vi ingenting med havvindsatsingen, og vi vil grave oss videre ned i det hullet sivilisasjonen vår er dypt nede i, sa Hansson.

Auksjonsbasert modell

Elisabeth Sæther slo imidlertid fast at det er auksjonsmodellen som kommer til å bli hovedmodellen for norsk sokkel.

– Men den behøver ikke være price only. Vi ser at flere naboland rundt oss går i den retning at de fortsatt har auksjonsprinsippet, men mikser det inn med vekting av noen kvalitative kriterier. Det er selvfølgelig noe vi vurderer, selv om auksjonsmodellen skal være hovedtildelingsprinsippet, sa hun.

Utlysning i 1. kvartal

M/V Fugro Venturer har satt i gang med undersøkelser av havbunnen i den østlige delen av Sørlige Nordsjø II. Dette området skal egne seg best for det første prosjektet som skal utvikles med nettilknytning til Norge, siden det ligger nærmest Norge og dermed får de laveste nettkostnadene.

Regjeringen vil utlyse 1500 MW i første fase av Sørlige Nordsjø II i løpet av første kvartal neste år, med tildeling sommeren 2023.

D et nye kabelanlegget går fra Melbu transformatorstasjon på Hadseløya, først i jordkabel i 1,1 km og deretter med en ca. 9,3 km lang sjøkabel over Hadselfjorden til nytt landtak i Vedvika på Fiskebøl.
Den gamle kabelen, et oljetrykkanlegg bygget i 1977, hadde en beregnet levetid på 40 år, og var i relativt dårlig forfatning, forteller prosjektleder i Statnett, Leif Espen Middelthon Kiær, til Energiteknikk.

Manglet kapasitet

Mens det gamle anlegget hadde en kapasitet på kun om lag 80 MW, har det nye PEX-anlegget (tverrbundet polyetylen) nesten tredoblet kapasiteten, til 220-230 MW.

– Ifølge Statnetts analyse skal dette være nok i et femtiårsperspektiv, sier Kiær.

Det nye anlegget bedrer forsyningssikkerheten i området.

– Kapasiteten til den gamle kabelen ble fullt utnyttet i tunglast-perioder, typisk perioder med kaldt vær vinterstid, noe som innebar at det var litt på kanten driftsmessig, sier Kiær.

Tosidig forsyning

Også beredskapen styrkes.

– Vi ønsker tosidig forsyning for våre stasjoner. Hvis vi hadde fått en skade på den gamle kabelen, ville vi ikke hatt reservekabel og reserveutstyr. Da hadde vi fått ensidig forsyning både til Vesterålen og til Lofoten i lang tid. Hastebygging av et nytt anlegg ville tatt minst ett år, selv om vi hadde forsert det, sier Kiær.

Til det nye anlegget har Statnett både reservekabel og reserveskjøter.

– Hvis vi skulle få en feil midtfjords, kan vi fiske kabelen opp på et reparasjonsfartøy, kappe ut det som er gått i stykker, skjøte inn en ny del, og legge den ned igjen, sier Kiær.

To kabler

Etter en intern prosess bestemte Statnett seg for en løsning med to kabler.

– Én kabel med tre faser ville blitt veldig stor og tung hvis vi skulle tilfredsstille kapasitetskravet, så vi bestemte oss for å fordele det på to kabler. Da har vi også en redundans. Hver kabel kan klare mer enn halvparten av kapasiteten hvis den andre kabelen skulle bli skadet eller må tas ut av drift. Dette gir oss en ekstra sikkerhet, uten at det var spesielt fordyrende for prosjektet, sier Kiær.

Spolejordet

Lofotringen er en del av Sørnettet, som er spolejordet (se egen sak side 6). Det gjør at kun én av de to nye kablene kan driftes om gangen før det gjøres ytterligere tiltak i nettet.

– Ut fra kapasitetsberegninger, vil det være tilstrekkelig i et tyveårsperspektiv. Men i fremtiden trenger vi begge kablene.

– Og dere regner med at det blir direktejording om noen tiår?

– Det har vært diskutert lenge, og det er forskjellige meninger om det. Men det er ikke usannsynlig at det blir direktejording i løpet av de neste ti-tyve årene i hvert fall, sier Kiær.

Vanskelig vår

Prosjektet har stort sett gått etter planen. Installasjonen av jordkablene ble to uker forsinket på grunn av mye nedbør i slutten av april og begynnelsen av mai, slik at det ble mye vann i kabelgrøften som vanskeliggjorde installasjonen. Selve sjøkabelinstallasjonen, som ble gjennomført i juni, gikk derimot helt etter planen

– Vi hadde nydelig vær. Vi brukte vårt eget skip, Elektron, som egner seg godt til å legge kabel på denne type litt mindre kabelprosjekter. Vi hentet kabel hos Nexans i Halden i to omganger, siden vi ikke fikk plass til begge kablene i én last, sier Kiær.

Går i sikksakk

Kabelen var ferdig lagt i begynnelsen av juli. Deretter ble kablene spylt ned i sjøbunnen, sjøkablene ble skjøtet med jordkablene, og det ble montert på endeavslutninger. Etter noen avsluttende arbeider er planen å sette forbindelsen i drift i begynnelsen av september.

Forbindelsen går ned til 180-190 meters dyp, og sjøkabeltraséen er om lag en halv kilometer lengre enn den gamle. En av årsakene er at ilandføringen er flyttet litt lengre vest på sydsiden (Fiskebøl). En annen årsak er at kablene går mer «sikksakk».

– I gamle dager bare rullet man ut kabelen uten å helt vite hvordan den ble liggende langs sjøbunnen, og da gikk den gjerne i frispenn noen steder. Men nå har vi grundige sjøbunnsundersøkelser, og finner en optimal trasé. Det innebærer at den går litt i sikksakk, uten at kurvene blir for store. Kablene ligger pent og pyntelig i forhold til topografien og sjøbunnen, forteller Kiær.

Kostnaden for prosjektet blir ifølge Kiær som planlagt, om lag 300 millioner kroner.

-D u kan ikke bare kjøpe høytemperaturliner over disk, sier prosjektleder Annelie Vernersson mens vi prøver å holde følge innover i skogen mot kraftledning RL8 S5.
Der inne, mellom Gävle og Uppsala nord for Stockholm, blir Svenska kraftnät i disse dager ferdig med en tre mil lang 220 kV linje. Det vil øke kapasiteten i det østsvenske regionalnettet med 300–450 MW, og ikke minst forbedre overføringen inn mot Stockholm hvor det er akutt behov for bedre nett.

Større energitap

Utgangspunktet er at man kan overføre mer strøm ved å heve en kraftlednings termiske grense. Nedhenget i varmebestandige liner blir ikke like stort som for vanlige liner. Ulempen er at energitapet, altså varmetapet, øker. Det kan derimot veies opp av effektnytten, og at man kan beholde kraftledningens master og annen infrastruktur.

– Nettopp derfor blir dette veldig fordelaktig, men det må settes inn i en sammenheng, sier Vernersson når vi puster ut ved første mast.

Har dårlig tid

En drivkraft for Svenska kraftnät har vært å redusere tiden det tar å bygge nye kraftledninger, mest på grunn av alle regulatoriske prosesser. Ned gjennom Midt- Sverige blir ikke kraftnettet ferdigbygget før langt etter 2030.

Ved å skifte til høytemperaturliner, kan man få en betydelig effektøking på bare to-tre år. Vernersson er dog nøye med å påpeke at dette er en midlertidig løsning, egentlig ikke på grunn av selve linen, men mest fordi trestolpene fra 1940-tallet har begrenset levetid.

– Takket være hakkespettene, men også fordi noen spenn ikke følger dagens regelverk, har vi måtet skifte ut noen stolper, men standarden er allikevel så høy at linjen kan stå i tjue år til, sier Vernersson.

Rask utvikling

Selve høytemperaturteknologien er imidlertid i sterk utvikling, og det skjer så mye i markedet at det nesten har vært vanskelig for prosjektet å henge med siden det startet i 2019. I løpet av prosjekttiden har det dukket opp nye konstruksjoner som tåler både vær og vind og islast, forteller Vernersson.

Sverige har hatt kraftledninger med høytemperaturliner siden tidlig på 1990-tallet. Den første vi har kunnet identifisere, er Vattenfalls 20 kV-linje i Gøteborg 1991. Fortum/Birka Energi (i dag Ellevio) fulgte opp noen år senere med en 130 kV høytemperaturledning i Kil i Värmland.

Vellykket

Vattenfalls linje er revet, men Ellevios er fremdeles i bruk. Motivet i både Gøteborg og Värmland har vært å etablere ekstra kapasitet som driftssikkerhet i tilknytning til transformatorer, ifølge Per Bengtsson, regional nettsjef i Ellevio. Det har ifølge Bengtson fungert utmerket, og ekstrakostnaden er tjent inn igjen flerfoldige ganger.

I 2014 bygget Vattenfall en høytemperaturledning ved Skövde nordøst for Gøteborg, og 2019 skiftet Eon i Skåne til høytemperaturline på den ene siden av en 130 kV-ledning. Det har vært så vellykket at man i 2023 utvider med en ny line på den andre siden av masten.

Havnet i skvis

Ellevio, som også er Stockholms nettselskap, har dessuten besluttet å legge en høytemperaturline på en bestående 220 kV-ledning gjennom et tettbygd område i nærheten av Naturhistoriska Riksmuseet i den nordre delen av byen. Ifølge prosjektleder Sanaz Lavasani finnes det ikke noe alternativ.

– For oss er dette siste utvei hvis vi overhodet skal kunne øke kapasiteten inn mot sentrale Stockholm. Vi har kunnet kable luftledningen både før og etter denne seks master lange flaskehalsen, men her finnes det ikke plass til en høyspent kabelsjakt, sier Lavasani.

– Så vi havnet i en skvis mellom reguleringer, miljøhensyn og sinte naboer som ikke går med på at mastene oppgraderes. Da gjenstår bare høytemperaturliner.

Flaskehals-åpner

– Høytemperaturliner er en god flaskehalsåpner, sier Claes Ahlrot, seniorkonsulent på Eon Energidistributions enhet for regionale nett i Sør-Sverige.

Ved å bruke en fem kilometer lang avgrening, oppgradere linen til høytemperatur og koble den tilbake på 130 kV-nettets hovedledning, kan man i dag ta hånd om større laster enn tidligere. Problemet var at de gamle stålmastene ikke hadde styrke nok til å bære grovere liner av konvensjonell modell.

– Vi mener at energitap og andre kostnader oppveies av nytteverdien, så dette er ikke noe midlertidig prøveprosjekt. Våre høytemperaturledninger skal henge der i minst tretti år, sier Ahlrot.

Aurora

Etter at Svenska kraftnäts høytempererte kraftledning mot Uppsala er satt i drift i oktober, vender systemoperatøren blikket nordover. Der må 400 kV-nettet inn mot Finland forsterkes, og en kompletterende løsning til all planlagt nybygging er å bytte ut linen på dagens kraftledning mellom Boden og finske Keminmaa.

– Det vil øke overføringskapasiteten mellom Sverige og Finland med mange hundre MW, sier Maria Jalvemo, som leder Svenska kraftnäts storsatsing på Nord-Sverige.

Før det kan skje, må man imidlertid vente til den nye Aurora Line mellom Sverige og Finland settes i drift i 2025.

Global tendens

Både Svenska kraftnät, Ellevio og Eon tror bruken av høytemperaturliner kommer til å øke, både til antall prosjekter, kilometer og spenningsnivåer. Tendensen er global, inkluderer Europa, og vil også på sikt åpne opp Norden for mer bruk av høytemperaturteknikk.

Nordiske land har hittil ikke vært eksponert for dette markedet, men i og med elektrifiseringen, det nye strømmarkedet og det tradisjonelle kraftnettets utilstrekkelighet, vil moderne høytemperaturledninger i mange sammenhenger være et reelt alternativ i årene fremover, mener Sanaz Lavasani.

Viktig dialog

Hos Svenska kraftnät skal 220 kV-prosjektet etter hvert evalueres for å se om teknologien også kan brukes som en mer strukturert løsning i kraftnettet. Alt tyder på at høytemperaturledninger fremover kommer til å utgjøre gode alternativer til å bygge nye kraftledninger.

– Noen steder ja, men andre steder vil det ikke fungere. Denne teknologien krever både at de lokale forutsetningene er rett, og at dialogen med leverandøren fungerer, sier Annelie Vernersson, Og trekker oss ut på en ny mosjonsrunde mellom mastene.

F elles for moderne HTLS-liner (High Temperature Low Sag) er at de tåler temperaturer på mellom 150 og 200 grader uten nevneverdig nedheng. De kan da overføre mer strøm.
Det finnes i dag mange HTLS-aktører med som skal begrense kraftledningers nedheng.

Karbonfiber

Eon og Ellevio har valgt CTC Globals ACCC (Aluminium Conductor Composite Core) med en kjerne av karbonfiber, produsert på lisens i Belgia av Lamifil. En ACCC har høy fysisk styrke og varmebestandighet, men lav termisk ekspansjon.

Siden det kommersielle gjennombruddet i 2005, har linen ifølge CTC Global blitt installert i mer enn 1000 kraftlinjeprosjekter på totalt over 100.000 kilometer.

Myk aluminium

Rundt komposittkjernen legger Lamifil et ytre lager av myk aluminium som kan varmes opp betydelig mer enn den harde aluminiumen som brukes i tradisjonelle liner.

– Det er ikke gitt at høytemperaturliner passer alle kraftledninger, sier Andreas Övermo, seniorrådgiver i Sweco.

– Legeringer og konstruksjoner er tilpasset ulike steder, værtyper og hvor store påvirkninger linen skal tåle, påpeker Victor Philip i Elektroskandia.

Mer robust

Svenska kraftnät valgte 3Ms line ACCR (Aluminum Conductor Composite Reinforced) til sitt 220 kV-prosjekt.

Kjernetrådene i en ACCR er laget av et komposittmateriale som i sin struktur ligner på glass- eller karbonfiberarmert plast, ifølge Stefan Lindström, konsulent i rådgivingsselskapet Afry.

– Fibrene er laget av aluminiumoksid, så materialet rundt det hele er aluminium. Det gir en høyere tetthet enn aluminium, en styrke på nivå med stål, men med mindre termisk utvidelse enn stålet, sier Lindström.

– ACCR er mer robust i forhold til andre HTLS-liner, strekker seg mindre og tåler snø- og isbelegning bedre enn konkurrentene. Ulempen er at prisen er høyere.

Islast

I følge Afry skulle ACCR håndtere avstanden til bakken bedre enn andre sammenlignbare liner. Beregninger viste at ACCC ville få problemer med islast i henhold til den svenske nettbransjens vinterstandarder. I en sammenligning fikk 3Ms linje bedre resultater.

Lamifil lanserte siden en ACCC-modell spesielt designet for å takle islaster, men ifølge Stefan Lindström i Afry kunne heller ikke den oppfylle kravene til bakkeklaring.

Begynner å henge

Tradisjonelle høyspenningsliner kan ikke ta hånd om høyere temperaturer enn 60–80 grader før ledningens nedheng blir for stort. Den klassiske stål/ aluminium-linen FeAl (ACSR) har ulegert aluminium som elektrisk leder, tvunnet rundt en tynnere galvanisert stålkjerne som holder det hele oppe. Mange av dagens kraftledninger er laget av legert aluminium som både leder strøm og bærer linen, men temperaturbegrensningene er de samme.

S tatkraft har brukt mer enn 10 år på å bygge opp et sterkt kompetansemiljø og nye prediksjonsmodeller for tilsigs- og produksjonsplanlegging. Nå er de i ferd med å iverksette den siste fasen i arbeidet: Et modellrammeverk for å beregne hvordan endringene i klimaet vil påvirke tilsig og produksjon 40 år fram i tid.

Hydrolog Tobias Litherland leder arbeidet med å utvikle de nye prognoseringsverktøyene i Statkraft. Han forteller til Energiteknikk at dette arbeidet startet for mer enn ti år siden, der Statkraft har samarbeidet med en rekke hydrologiske og modelleringstekniske miljøer over hele Europa.

Raskt og presist

– Vi har alltid vært sterke på dette i Statkraft. Ved hjelp av moderne teknologier for modellering og hydrologiske beregninger, er vi nå i ferd med å kunne gjøre dette svært mye raskere og enda mer presist, sier han.

Litherland forteller at det allerede er mange miljøer på dette i Norden og verden for øvrig, og flere er i ferd med å gjøre noe liknende det Statkraft nå kommer opp med. Det finnes enorme mengder med lett tilgjengelig data for tilsig og vær over hele Europa og det meste av verden. Utfordringen er å kvalitetssikre disse dataene og prosessere dem i prediksjonsmodeller og analyseverktøy.

– Våre egne data fra våre produksjonsanlegg har vi god kontroll på. Data som vi får fra andre, må vi i stor grad velge å stole på, sier han.

Norden og verden

Litherland forteller at Statkraft nå kan modellere og beregne tilsiget og produksjonspotensialet i alle vannkraftverkene i hele Norden, ikke bare deres egne.

Målet for selskapet er å raskt kunne beregne tilsigsprognoser for vilkårlige punkter i verden. Resultatene fra dette inngår i markedsmodeller, som sammen med brenselspriser, nettkapasitet og konsumberegner gir utfallsrom på kraftpriser på kort og lang sikt.

– Dette er svært verdifull informasjon for planleggingen av kraftproduksjonen over tid, og for våre folk som handler med energi på markedsplasser med forskjellige tidshorisonter, sier han.

Første i 2018

Statkraft begynte utviklingen av det nye modelleringsverktøyet i 2014, noe som først resulterte i et operativt modellrammeverk for kortidsprognosering i 2018. Tidshorisonten her er de neste ti dagene. Dette arbeidet bygget på utviklingen av et prognoseringsverktøy basert på åpen kildekode hos blant annet SINTEF gjennom prosjektet Enki.

Deretter videreutviklet de prognoseringsvertøyet for å kunne beregne tilsig fem år framover. Dette kan de bruke for prisprognosering på kort sikt og for investeringsanalyser i et lengre perspektiv. Nå har de kommet fram til siste fase, som er å kunne beregne klimautviklingen og tilsig og dermed produksjonspotensialet i samtlige vassdrag i hele Norden med en tidshorisont på 40 år.

– Vi kan også analysere et hvilket som helst vassdrag og produksjonsanlegg over hele verden, om det hadde vært interessant, sier Litherland.

Fra år til to uker

Med det nye rammeverket kan Statkraft nå løse analyseproblemer på to uker som før ville tatt årevis å løse. Dette skyldes ikke bare at beregningene går raskere, men at systemet er så modulært og fleksibelt at de kan bytte og teste nye data og algoritmer veldig mye raskere enn før.

– Vi har hatt operative prosesser som har krevd mye manuell sjekk av data og manuell igangsetting av jobber. Dette har involvert flere mennesker og mye tid. Det nye verktøyet gjør at én person nå kan løse dette på under ett sekund, forteller Litherland

L inea har opprettet en egen dronegruppe som har arbeidet med å videreutvikle bruken av ulike typer droner, ikke minst med sikte på å kunne benytte droner til stadig nye oppgaver. Fra før av har selskapet en mindre type droner.

Den spesielle dronen som er blitt prøvd ut i august, har gitt montørene grunn til optimisme når det gjelder å kunne utvide bruksområdet, og dermed minske bruken av helikopter og andre kjøretøy i terrenget.

– Vi ser allerede nå mange situasjoner der droner bidrar til å gi våre montører raskere og bedre oversikt under feilsituasjoner og ved befaringer av linjenettet, sier leder for dronegruppen Dag Skoglund.

Som eksempler trekker han frem oppdrag i vanskelig terreng eller områder med mye snø, der dronen kan sendes ut for å gi nyttig informasjon uten at montørene trenger å bevege seg i terrenget. Skoglund ser også for seg at droner kan benyttes til inspeksjon av fjordspenn.

Linea ser også at bruken av droner under feilsituasjoner er med på å korte ned tiden berørte kunder er uten strøm.

Teknologiutvikling

– Teknologien er i rivende utvikling. Det er blitt lettere å fly dronene i dårlig vær, i mørke og under nedbør. I tillegg er kameraene på dronene blitt så bra at bildene vi får gir oss verdifull informasjon om tilstanden av linjenettet på en rask og miljøvennlig måte, forklarer Skoglund. Han opplyser at bildene fra donene blir behandlet manuelt, men at man ser på mer automatiserte løsninger.

– Vi kan selvfølgelig ikke fly i all slags vær, og dronene kan jo heller ikke reparere skadene som oppdages, men det ligger store gevinster for montørene og selskapet ved å øke bruken av droner under feilsøking og innhenting av informasjon om tilstanden til linjenettet, sier Skoglund.

Fly utenfor synsvidde

Dronegruppen jobber nå også med å få tatt kurs slik at montører kan fly dronene utenfor synsrekkevidde. Da kan dronen flys flere kilometer ved bare hjelp av skjerm eller VR-briller.

– En slik sertifisering vil innebære at vi tar nye innovative kvantesprang, og at bruken av droner blir enda mer effektivt. Det vil bedre sikkerheten til våre montører at vi får redusert klatring i stolper og bevegelser i ulendt og delvis farlig terreng, lederen for dronegruppen i Linea, Dag Skoglund.

V irksomheten startet med blikkenslagerarbeid og sponavsug til møbel og trevare, men de siste 50 årene har bedriften laget rister og spjeld, og er blitt en av de største produsentene innenfor dette nisjeområdet her i landet. Produktene blir fremstilt av norskprodusert aluminium i fabrikken på Stranda. De har et stort utvalg av forskjellige rister for ethvert behov.

Lang fartstid

– Vi har vært til stede i småkraftmarkedet siden tidlig på 2000-tallet, og har etter hvert opparbeidet oss en ledende posisjon som leverandør av rister og spjeld til småkraftverk, sier prosjektleder Anders Lungård, som vi treffer på bedriftens stand.

– I småkraftmarkedet tilbyr vi komplette løsninger som er skreddersydd for den enkelte kraftstasjon. Vi prosjekterer og dimensjonerer kjøle- og ventilasjonsbehov, slik at luftinntak og avtrekk bestemmes ut fra varmetapet generatoren gir, sammenholdt med temperaturen utenfor bygningen og andre forhold.

Luften må filtreres

Lungård understreker at det er viktig at luften i maskinhallen og traforommet er ren og har riktig temperatur. Luften må være filtrert, slik at ikke fluer, støv og andre forurensninger legger seg på komponentene, som igjen kan føre til generatorhavari. Han legger til at de tilbyr ventilasjon med filter av forskjellig finhet og utforming.

– Våre rister er testet og dokumentert hos SINTEF både når det gjelder luftgjennomstrømning, trykkfall, vannavvisning, støyreduksjon og sikring mot innbrudd og terror, sier prosjektleder Anders Lungård.

K oblingsanlegget RM AirSeT som det nye produktet heter, er en utvidelse av selskapets SF6-frie bryterserie AirSeT, og er utviklet for tøffe miljøforhold. Schneider har brukt flere år på å utvikle teknologien, ikke minst med sikte på at anlegget skal være like kompakt som dagens SF6- anlegg.
Ifølge Schneider vil anlegget fungere godt i områder med høy fuktighet, saltvann, støv og kulde, og det er derfor spesielt godt egnet for bruk i Norge.

– Det er et betydelig marked for slike SF₆-frie koblingsanlegg i distribusjonsnettet. Vi merker stor og økende interesse fra nettselskapene for miljøvennlige løsninger, sier salgsspesialist Yngvar Andersson i Schneider Electric Norge AS til Energiteknikk.

Trolig forbud i 2026

Han viser til at SF₆-gass (svolvelheksafluorid) gir 23500 ganger større miljøpåvirkning enn CO₂. Derfor er det på trappene å forby den sterkt miljøfarlige gassen. Men så langt har et forbud blitt utsatt i påvente av at det blir utviklet teknologi som gjør at gassen kan erstattes med et miljømessig akseptabelt alternativ.

– Vi har kommet frem til at ren luft er det klart beste alternativet, og så vidt jeg har oversikt over, er vi først ut med å bruke luft under trykk for koblingsanlegg på spenningsnivå opptil 24 kV, sier Andersson. Han viser til at Norge og mange andre land er forpliktet ifølge Paris-avtalen til å redusere bruken av SF₆. Han tror det vil komme et forbud i 2026, og da først for anlegg på mellomspenningsnivået.

Forlenget levetid

– Et forbud vil gjelde for alle nye anlegg, det vil neppe få tilbakevirkende kraft. Men dagens mange koblingsanlegg og brytere med SF₆-gass i nettstasjonene har en levetid på 30 år, og vi står overfor en betydelig utskifting i årene fremover. Vårt anlegg har en forventet vedlikeholdsfri driftslevetid på 40 år.

Vi har forbedret bryterne, de er nå tilnærmet vedlikeholdsfrie, og kan tåle 10.000 koblinger, ti ganger mer enn dagens brytere. I fremtiden må vi regne med en annen bruk av slike anlegg, med flere utkoblinger. I tillegg slipper man risikoen for utslipp av SF₆ og kostnadene med å oppsøke godkjent mottaksanlegg for å få tappet gasstanken, sier Andersson.

Banebrytende teknologi

Den store teknologiske utfordringen med å utvikle SF6-frie bryteranlegg er knyttet til kompaktheten; å kunne beholde den samme korte avstanden mellom polene, slik at det nye anlegget ikke skal kreve mer plass enn det gamle. Ifølge Andersson er mye av hemmeligheten knyttet til den nye patenterte SVI vakuum-bryteren som er utviklet til disse anleggene

– Dette har krevd masse utviklingsarbeid og mye testing. Men det har også vært krevende å finne frem til et best mulig alternativ til SF6-gassen. Vi fant ut at den beste gassen er ingen gass, men bare REN luft!

Det å innføre rene luft- og vakuum-bryterløsninger i distribusjonsnettet er et betydelig fremskritt og et viktig bidrag i arbeidet for å begrense global oppvarming, fremholder Yngvar Andersson i Schneider Electric.