P å Startgridkonferansen på Gardermoen i slutten av september kom divisjonssjef i Linja, Per Jarle Paulsen, med kraftig kritikk av deler av leverandørbransjen.

– Når man blir tatt som gissel i et fagsystem, er det vanskelig å digitalisere arbeidsprosessen. Det er en barriere vi kjenner på kroppen hver dag, sa Paulsen.

Han viste til at det er mange fagsystem i nettselskapene, og at de er avhengig av at integrasjonen fungerer og at dataflyten går. Dette gjelder alt, fra oversikt, vedlikehold og nødvendig reinvestering, oversikt over jordfeil og spenningskvalitet, til systemer for avregning ut mot kundene.

– Beskytter sine erobringer

– Av 80 nettselskaper i Norge, er ingen store nok til å utvikle sine egne fagsystem. Vi er avhengig av leverandørene, og trenger arbeidsprosesser som går på tvers av fagsystem. Og systemleverandører beskytter sine erobringer og sørger for å gjøre det vanskelig for kunder å velge andre leverandører.

De legger ut snubletråder for kundene, for eksempel ved å ikke tilby integrasjonsmuligheter. Vi har slitt med å få nok integrasjon og en fornuftig dataflyt. Mange av leverandører hjelper ikke med integrasjoner, sa Paulsen.

– Få leverandører har tatt løftet til sky, og de viser liten vilje til å modernisere sin plattform og tankegang. Det er mye monolitt, og lite microservices, fortsatte han.

Kaster ut leverandør

På spørsmål fra Energiteknikk om hva man kan gjøre for å bedre situasjonen, svarer Paulsen dette:På spørsmål fra Energiteknikk om hva man kan gjøre for å bedre situasjonen, svarer Paulsen dette:

– I innkjøpsprosessene stiller vi krav til at leverandørene skal ha skyleveranse og moderne plattformer, og at man skal tilby dataene sine som objekt, så vi kan sette det sammen og bruke det i en større arbeidsprosess. Vi har selvfølgelig gått runder med alle leverandørene. Vi har gått så langt at vi er på vei til å kaste ut en leverandør…

– Vil du si hvilken?

– Nei, det vil jeg ikke si. Men vi jobber veldig mye med å få opp integrasjonen i en større verdikjede, og vi møter motvilje. Da er det ut, rett og slett. Litt sånne tøffe beslutninger må man ta for å komme i mål, sier Paulsten.

Sidrumpa nettbransje

– Jeg opplever at nettselskapene kanskje er litt sidrumpa. Man har sittet og godtatt ganske mye fra leverandørene, og stiller kanskje ikke så strenge krav som man burde. Men det er min personlige observasjon.

– Hva skjer når dere er litt tøffe. Skjerper de seg, de som er igjen?

– Ja, faktisk. Vi ser at vi kommer videre i prosjektene.

– Hva er problemet med å ikke legge til rette for det fri bruk av dataene?

– Det er velig mange forskjellige fagsystem som har behov for dataene, fra sensorer eller hva det skal være. Hvis man ikke får data inn i de fagsystemene til de forskjellige fagmiljøene, blir arbeidsprosessen tyngre. Kanskje bruker man ikke dataene slik man burde gjort. Det er helt essensielt at vi får opp gode plattformer på integrasjon, sier Paulsen.

Vanskelig for små selskaper

– Det er jo veldig mange små nettselskaper i Norge. Er det mulig å gjøre dette for små nettselskaper, eller må man slå seg sammen og bli sterkere?

– Når du har din arbeidsplass i små selskaper, er du generalist og skal jobbe med alt mulig. Du har ikke sjanse til å spesialisere deg, slik du får anledning til i større selskaper. Med de kravene til digitalisering som ligger foran oss, tror jeg ikke de små selskapene har livets rett, rett og slett, i det økte taktskiftet.

Vil bli større

– Og her ser du på dere som et stort selskap?

– Ja, sier han, men drar på det. – Vi ønsker jo selvfølgelig å sli større, og slå oss sammen med andre. Etter fusjonen mellom Mørenett og Lina bikker vi over 100.000 kunder.

– Og noe særlig mindre enn det, får man problemer, slik du ser det?

– Ja, da er det begrenset hvor mye kapasitet du kan sette av, sier divisjonssjefen i Linja AS.

I et brev fra Statnett til Elvia opplyser Statnett at det er fullt i transmisjonsnettet i Oslo, Akershus og Østfold for forbrukskunder med større effektbehov. Statnett estimerer ifølge Elvia at de vil ha tilgjengelig kapasitet i nettet i 2030-35.

Elvia gir nå derfor beskjed til mange av sine største kunder om at de må vente lenge på tilknytning. Det gjelder både etablert og ny næring og industri.

– Vi har i det siste vært klar over utfordringen med kapasiteten i transmisjonsnettet, og nå har vi fått dette svart på hvitt i brevet fra Statnett. Det er en alvorlig situasjon for våre kunder, sier administrerende direktør Anne Sagstuen Nysæther i Elvia i en pressemelding.

Som kjent har man en lignende situasjon mange andre steder i landet.

Mer til NVE

– For å lykkes med elektrifiseringen av samfunnet, må vi sette inn en rekke tiltak, og tilstrekkelig transmisjonsnett er avgjørende, sier Nysæther

Hun er glad for at regjeringen setter av 135 millioner til å styrke energiforvaltningen og 80 nye stillinger for å få fart på konsesjonsprosesser på kraftlinjer og kraftproduksjon.

– Vår erfaring er at Statnett gjør sitt for å bygge ut nettet ut ifra tilgjengelige ressurser og tiden offentlige prosesser tar. Det er derfor viktig med økte bevilgninger til nye stillinger i forvaltningen, og disse må raskt omsettes til økt effektivitet i konsesjonsprosesser, sier Nysæther.

– Kroken på døra

Lede fikk også et lignende brev fra Statnett, om at all tilgjengelig kapasitet i eksisterende og planlagt nett i Vestfold fram til 2035 er reservert. Det er kun holdt av noe ekstra kapasitet til det som defineres som «vanlig forbruk».

I Telemark skal det ifølge Lede være håp om å få realisert noe mer kapasitet før nettet er fullt også der.

– Dette betyr kroken på døra for ytterligere industriutvikling i Vestfold og Telemark, hevder administrerende direktør i Lede, Øivind Askvik, i en melding.

Kjører nettet hardere

Konserndirektør Gunnar Løvås i Statnett tror imidlertid at nødvendig nytt nett i Grenland kan komme før 2035 hvis de får lokal støtte til byggingen av den nye kraftledningen mellom Kristiansand og Grenland, som Statnett har sendt konseptvalgutredning til OED for.

Øivind Askvik i Lede foreslår å kjøre nettet hardere, med større risiko for strømbrudd, for å kunne koble på mer ny produksjon enn det som ellers ville vært mulig. Løvås sier til Energiteknikk at Statnett gradvis har beveget seg i en retning hvor de aksepterer noe mer avbrudd enn de gjorde tidligere, og at de aksepterer å belaste komponenter hardere enn før.

D et er andre året at nettselskapet i Gudbrandsdalen har dette systemet for selvopprettende nett i drift.

– Vi har høstet meget gode erfaringer, og regner med at den ekstra investeringen vi måtte gjøre, er spart inn i løpet av to til tre år som følge av reduserte KILE-kostnader, sier driftsleder Tor Lillegård i Vevig.

Lillegård har vært pådriveren for å ta den nye teknologien i bruk. Allerede for 10-12 år siden ivret han for at selskapet skulle gå over datastyrte vern da de gamle skulle byttes ut, og at en større del av nettet skulle utstyres med fjernstyrte brytere.

Dermed var mye av grunnlaget lagt for en slik fremtidsbasert løsning da det i 2020 ble aktuelt for Vevig å investere i et mer moderne Scada-system for overvåkning, innsamling og behandling av data om nettkomponenter.

– Vi ønsket en automatisert Scada-løsning som kunne lokalisere feil ved å «snakke med» de systemene vi ellers hadde, først og frems DSM for driftsstøtte og KIS, som inneholder data om alle våre kunder.

Kutte KILE-kostnader

Målet var å oppnå bedre beslutningsstøtte og redusere avbruddkostnader (KILE), påpeker Lillegård.

– Vi så fort at verktøyet FLIR (fault location, isolation, restoration) koblet sammen med Scada-systemet ville kunne hjelpe oss med å redusere nedetid og kostnader.

Ved å ta i bruk denne teknologien, vil vi langt raskere kunne lokalisere feil og seksjonere nettet enn det vi kan gjøre manuelt fra driftssentralen og gjennom vår hjemmevaktordning, sier Lillegård. Han legger til at Vevig har et distribusjonsnett med mange fjernstyrte brytere og alternative innmatinger.

Slik virker systemet

Lillegård gir denne forklaringen på hvordan systemet virker:

Når det for eksempel oppstår overstrøm i nettet som følge av kortslutning, blir det aktuelle vernet koblet ut, samtidig som vernet gir informasjon (kortslutningsverdi) om utkoblingen til Scada-systemet. Verdiene fra vernet og bryteren som er falt ut, blir sendt til DSM-systemet, som vil prøve å merke hvor feilen har oppstått og sende koblingsordre til Scada-systemet, som så kobler brytere automatisk og isolerer feilstedet. DSM ser også om det er mulig å spenningsette nettet bak feilen fra en annen avgang. Også dette blir utført automatisk av Scada-systemet.

Dersom Scada-systemet får beskjed om at det er en jordfeil i nettet, har man ikke de samme mulighetene for å regne ut hvor feilen ligger. Da må systemet prøve seg frem ved å kjøre såkalt roll, det betyr at DMS lager en koblingsordre til Scada-systemet der man starter innkoblingen nærmest avgangen og går trinnvis utover i nettet, seksjon for seksjon. Scada-systemet kobler bryterne automatisk frem til feilstedet er funnet. Når dette er gjort, regner DMS-systemet på om det er mulig å mate inn med strøm på nettet bak feilen, fra en annen avgang.

Dersom det blir installert feilindikatorer i nettet, vil systemet raskere kunne gjenopprette nettet når det oppstår jordfeil,

Gode erfaringer

Etter halvannet års bruk har Vevig høstet gode erfaringer med systemet.

– Vårt personell begynner å bli trygge på funksjonen. Vi opplever at feil blir isolert raskere, og at lokaliseringen av feil treffer bra ved gode kortslutninger. Når driftspersonellet logger på systemet, er seksjoneringen allerede gjort, og det er lettere å få oversikt over avbruddet når det er seksjonert. Når feilen er lokalisert, er halve jobben gjort, oppsummerer Lillegård.

Han forteller at mange finske nettselskap for lengst har tatt i bruk teknologien. Det har også det store nettselskapet i Latvia, som dekker hele landet, mens det er ingen i Sverige, og altså bare Vevig i Norge.

Systemet FLIR er da også utviklet med finsk teknologi, med det norske selskapet Netcontrol som leverandør av løsningen Vevig bruker.

Frykt for det ukjente

–Hvilke tanker gjør du deg om at Vevig er det eneste norske nettselskapet som har tatt i bruk denne teknologien?

– Det har en god del å gjøre med at store deler av bransjen har en konservativ holdning til å prøve ut noe nytt, fremfor å velge det som er kjent og kjært. Og det er nok en utbredt frykt for å miste kontrollen når man skal stole på automatikken.

Da vi kjøpte dette systemet, tok vi i bruk en teknologi som var kjent. Vi visste at det ville fungere. Dette er ikke noe hokus pokus, fremholder Lillegård.

Bygd inn sikkerhet

– Vi opplever dette som mer sikkert, systemet vil gjøre koblingene på samme måte hver gang, og operatøren kan alltid stoppe eller overstyre systemet. Det er dessuten bygd inn sikkerhet i systemet. Det sjekker alltid bryterinnstillinger, slik at det er likt i DMS og Scada før kobling, og automatikken stopper hvis innstillinger endres. Ved arbeid på avgangen blir dette markert i Scada, og kommandoer blokkeres.

For meg som driftsleder er det viktig at dette er forhåndsprogrammert, at nettet blir gjenopprettet på samme måte; det er algoritmer og programmer som ligger bak. Det er greit å vite at det er lik respons på det samme tingene.

God økonomi

– Noen vil vel vegre seg fordi det koster å ta i bruk en slik teknologi?

– Vi skulle som sagt likevel bytte ut vårt Scada-system til et mer moderne. Det hadde sin pris. Den ekstra investeringen som måtte til for å få den automatiserte løsningen, utgjorde en fjerdedel av denne kostnaden. Dette er ikke et stort beløp i forhold til hva systemet kan spare inn av kostnader til KILE på kort tid.

– Hva gjør dere nå videre fremover?

– I utgangspunktet dekker systemet hele kraftnettet, og det fine er at det kan bygges videre ut. Så langt er det litt over 200 fjernstyrte brytere i vårt 22 KV distribusjonsnett, som for øvrig har i overkant av femti 22kV-avganger. Vi skal anskaffe flere fjernstyrte brytere, slik at det blir mulig med automatisk seksjonering av nettet i enda større grad, for eksempel på lange linjer og i områder med høye KILE-kostnader. I tillegg ønsker vi å installere flere jordfeil- og kortslutningsindikatorer for å bli enda mer treffsikre i seksjoneringen.

Utnytte AMS-målere

Lillegård er også opptatt av å kunne utnytte AMS til å lokalisere feil som ikke løser ut vernene i transformatorstasjonene, for eksempel ved et trefall.

– Signaler fra AMS-målere kan for eksempel analyseres av systemet dersom en kunde har mistet en fase som følge av feil i nettet, eller om de har fått dårlig spenning. Det det som skjer i høyspentnettet, smitter ofte over på lavspenten ute hos strømforbrukerne. Jeg vet ikke svaret på om AMS kan brukes til dette, men det er verd å prøve det ut, sier driftsleder Tor Lillegård i Vevig AS.

S å langt i det unike prosjektet er det etablert en pilot i Øygarden, og BKK er nå i gang med nok en pilot i Gulen kommune for å få bredere erfaring fra prosjektet. Begge områdene har i hovedsak luftlinjer og er utsatt for mye dårlig vær, og følgelig kan det lettere oppstå feil.

– Prosjektet startet i 2021, men foreløpig har vi bare hatt en eneste feil i det aktuelle nettet i Øygarden som vi har fått testet dette på, nettet har nemlig vært overraskende stabilt, sier Line Bergfjord, leder av pilotprosjektet hos BKK. Hun er porteføljeforvalter for FoU i nettselskapet.

Piloten er del av det Enovastøttede IDE-prosjektet i Smartgrids 2022, der flere nettselskap deltar.

Bergfjord påpeker at de har valgt å starte med forholdvis enkel programmering av logikken, og at de bruker standardkomponenter. En forutsetning er at nettet er utstyret med brytere som kan fjernstyres fra driftssentralen.

– Det dreier seg altså ikke om selvreparerende nett?

– Nei, det blir misvisende siden feilen ikke blir reparert, men man reduserer konsekvensen av feilen. Vi snakker her om forholdvis enkle løsninger for automatisk styring av nettet. Det programmerte systemet finner ut hvor i nettet feilen ligger, og sørger så for omkobling, slik at kunder som ikke trenger å være berørt av feilen, kan få strømmen tilbake.

Bergfjord forteller at testen i nettet i Øygarden viste at det tok 17 sekunder for systemet å samle inn de nødvendige data for å lokalisere feilen, og ytterligere 10 sekunder før den automatiske omkoblingen var gjort. Totalt 27 sekunder, inkludert noen sikkerhetsmarginer, før kundene i den friske delen av nettet fikk tilbake strømmen.

I det aktuelle nettet er det en transformatorstasjon og tre nettstasjoner med fjernstyrte brytere og indikatorer. Da det oppsto feil mellom to av nettstasjonene, koblet effektbryter med vern ut hele området og alle kundene som var tilknyttet, mistet strømmen.

Da begynte logikken å jobbe, og så snart nok informasjon fra brytere og indikatorer var samlet inn om hva som hadde skjedd, hadde logikken avdekket at feilen var mellom de to bryterne. Da ble bryterne på hver side av feilen automatisk koblet ut, før effektbryter og delingspunktet ble koblet inn, slik at kundene i den «friske» delen av nettet fikk strømmen tilbake, mens montører kunne rykke ut til riktig sted i nettet for å reparere feilen.

– Vi har erfart at det er svært vanskelig å skulle programmere en tilnærmet avbruddsfri løsning, og at logikken fort blir så komplisert at løsningen blir vanskelig å vedlikeholde. Derfor har vi nå testet en enklere og mer driftssikker løsning, som er lettere å bruke i større skala og dermed vil gi mer verdi for både oss og kundene våre, sier Bergfjord.

Hun legger til feilen kan håndteres på lik måte av operatørene på driftssentralene hos nettselskapene ved hjelp av informasjonen fra feilindikatorene, men at det vil ta noe mer tid. Og spesielt i situasjoner der det oppstår flere feil i nettet samtidig, der noen feil må vente på å bli håndtert. Da vil løsninger for selvhelende nett vil være spesielt nyttig.

– Foreløpig har vi ikke fått testet løsningen i nett der det er veldig høye KILE-kostnader, men det vil bli mer aktuelt når vi har høstet flere erfaringer. Den største gevinsten vil være å få redusert utetid og KILE som følge av at antall berørte kunder raskt reduseres ved en feil.

Bergfjord legger til at det ligger noen begrensninger for å bruke denne automatikken i distribusjonsnettet, fordi det i mindre grad er utstyrt med fjernstyrte brytere, sammenlignet med regionalnettet og sentralnettet.

– Men andelen fjernstyrte brytere i distribusjonsnettet øker. Hvis nettselskapet allerede har fjernstyrte brytere og feilindikatorer i distribusjonsnettet, så skal det ikke så mye til for å kunne lage slike løsninger for selvhelende nett som vi nå tester ut, det krever i hovedsak bare programmering av en forholdvis enkel logikk, sier prosjektleder Line Bergfjord i BKK.

-P å denne måten får vi inn data som vil gi oss et langt bedre grunnlag for effektiv drift og vedlikehold av kraftnettet vårt. Det vil kunne gi oss betydelige innsparinger, så prosjektet vil være lønnsomt, selv om kostnadene ved en slik kartlegging er store, sier prosjektleder Sigve Eldøy i BKK til Energiteknikk.

Eldøy forteller den omfattende skanningen av alle 11-132 kV luftledninger er resultat av et vedlikeholdsprosjekt som selskapet har gjennomført.

– Vi er spesielt opptatt av at skanningen skal gi oss bedre data og informasjon om plassering av mastepunkter, samt linje- og terrengprofiler som viser ledningenes høyde over bakken.

Dette for å kunne rapportere til Luftfartstilsynet i henhold til de endringer som har skjedd i forskriftene om luftfartshindre.

Han legger til at forskriftsendringen blant annet innebærer skjerpede krav til nøyaktighet i innrapporteringen av luftfartshinder. – Videre utvider også forskriften definisjonen av hva som regnes som luftfartshinder, slik at flere objekter i vårt luftnett enn tidligere regnes som rapporteringspliktige, sier han.

– Vi vil også få en detaljert oversikt over skog i linjetraseene, slik at vi kan planlegge hogsten bedre, og legge til rette for å kunne rydde der det er behov for det.

Eldøy viser til at også andre nettselskap har gjennomført laserskanning av kraftnett, og at de i forkant av prosjektet har hatt kontakt med et par av disse, og fått gode innspill. BKKs prosjekt framstår nok som ganske omfattende, med mange kilometer linjer og store mengder med innsamlede data.

– Vi henter inn enormt mye data vi kan utnytte til en rekke formål, og som gir oss muligheter til å benytte nye og effektive løsninger for drift og vedlikehold av strømnettet, også for å kunne drive et mer risikobasert vedlikehold, påpeker Eldøy.

– Gjennom skanningsprosjektet blir det levert ferdig bearbeidet datasett som kan overføres til våre systemer. Utover det som tidligere er beskrevet, får vi detaljerte opplysninger om oppbygning av konstruksjoner og komponenter i nettet. I forbindelse med skanningen blir det levert bilder av svært god kvalitet som vi vil få nytte av. Gode og nøyaktige data gir oss et langt bedre grunnlag for å ta riktige beslutninger om tiltak og vedlikehold i nettet.

Han opplyser at skanningen i all hovedsak skjer med bruk av helikopter, men at det vil bli benyttet droner der det må tas spesielle hensyn, for eksempel til flyforbudssoner eller støy.

Ved utstrakt bruk av droner kreves det nøyaktig GPS-data om plassering av mastepunkter. Når hele ledningsnettet er laserskannet, vil man ha slike eksakte data, slik at BKK i større grad kan bruke droner fremfor helikopter i fremtidige skanninger eller inspeksjoner av nettet.

Det er selskapet Field Group som utfører oppdraget for BKK, mens Helitrans er underleverandør av selve helikopterflygingen. Field Group, som tidligere het KVS Technologies, er totalleverandør innen ubemannet inspeksjon og digitalisering av samfunnskritisk infrastruktur.

Laserskanning blir utført med en høyde på 150-300 meter over anleggene, dessuten flys det raskere enn ved vanlig linjebefaring med helikopter.

– Vi planlegger arbeidet slik at publikum ikke skal påføres unødig støy eller annen ulempe. Fra våre årlige helikopterbefaringer har vi erfart at vi må ta særlige hensyn til dyr på beite, hønseriog kylling farmer, hestesenter og rideskoler. Helikopterselskapet har god oversikt over dette, sier Eldøy.

Eldøy forteller at skanningen var planlagt å starte tidlig i sommer, men at ugunstige værforhold gjorde at arbeidet først kom i gang i starten av august. Selve skanningen vil være avsluttet i løpet av høsten dersom alt går etter planen.

– Så vil det ta noen uker med bearbeiding av data før prosjektet er avsluttet og vi kan gjøre oss nytte av en langt bedre kartlegging av vårt kraftnett enn vi har hatt tidligere, sier prosjektleder Sigve Eldøy i BKK AS.

I Statnetts konsesjonssøknad fra juni 2021 ble kostnaden for forbindelsen beregnet til mellom 230 og 300 millioner kroner.

Årsaken til at kostnadsberegningen er mindre presis nå enn i 2021, er den store kompleksiteten i gjennomføringen av prosjektet, i en utfordrende kabeltrase tett på spenningssatt anlegg, opplyser kommunikasjonsrådgiver Eirik Traavik i Statnett.

I et brev til NVE som Energiteknikk har fått innsyn i, forklarer Statnett kostnadsendringen med blant annet den sterke økningen i materiellprisene de siste to årene:

«Statnett vil informere om at markedsprisen for sjøkabler og sjøkabelinstallasjon har økt betydelig etter at konsesjonssøknaden ble innsendt, og oppdatering av planer og estimater etter at tilbudspriser er mottatt har ført til en betydelig økt forventet totalkostnad», skriver Statnett.

Videre i brevet peker Statnett på tre andre forhold som har betydning for prisendringen:

• Prisene fra det forrige kabelprosjektet i Fensfjorden (bygget av BKK) var ikke kjent for Statnett da konsesjonssøknaden ble sendt, og tilgjengelige referansepriser ved opprinnelig beregning var mangelfulle ettersom denne typen kabler ikke bestilles ofte.
• Prosjektet er blitt større som følge av økt behov for reservekabel og fiberkabel, og økt behov for sikring av muffeanlegget.
• Avsetning til byggelånsrente, prisstigning og valuta.

Ifølge kommunikasjonsrådgiver Traavik er prosjektet i rute.

– Arbeidet ble igangsatt i desember 2022, etter at EPCI-kontrakten (Engineering, Procurement, Construction and Installation red. anm.) ble signert med Nexans Norway AS. Det er gjennomført både sjøbunnsundersøkelser og forberedelser for strekkavlastning i Mongstadskrenten. Videre er arbeidet i gang med å forsterke sjøbunnen med madrasser.

Traavik opplyser at anlegget etter planen skal stå ferdig i desember 2024.

De to sjøkablene vil gå over Fensfjorden i strekning på 7,7 kilometer mellom Mongstad og Iledalsvågen i kommunene Alver, Gulen og Masfjorden.

B KK startet i fjor et eget pilotprosjekt for utvikle og teste bærbare batterier som kan erstatte de fossile aggregatene som deres montører bruker. Så langt er det anskaffet 16 slike mobile batterier.

Dette året er BKK blitt med i et mer omfattende batteriprosjekt, som er støttet av Enova. Det handler om å erstatte større dieselaggregater som brukes for å gi strøm ved utkoblinger i nettet, for eksempel på grunn av vedlikehold.

– Kraftbransjen står for produksjon og overføring av fornybar vannkraft, men vi er likevel ansvarlig for å redusere utslippene som er knyttet til drift og utbygging av våre anlegg, sier Trine Hunderi Sætre, som er ansvarlig for strategi og bærekraft i BKK.

– Vi skal stå i bresjen for elektrifiseringen og overgangen til et fornybart samfunn. Da må vi feie for vår egen dør, dette handler om bransjens troverdighet.

Sætre påpeker på at bærekraftbegrepet for Eviny og BKK har tre dimensjoner; klima og miljø, sosiale forhold og økonomi.

– Dette spenner over et ganske bredt område, og vi har valgt oss to hovedfokus; klimagassutslipp og landskap, arealbruk og biologisk mangfold.

Alt vi gjør, har et fotavtrykk. Når det gjelder utslipp, har vi som nettselskap vært tidlig ute med å ta i bruk SF6-fri teknologi for gassisolerte koblingsanlegg. fossile til elektriske for kjøretøy, redusere utslipp fra innkjøpte varer og tjenester og for øvrig se på hva som kan gjøres av stort og smått, for eksempel redusere utslipp fra helikopterflygning, sier Sætre.

Hun legger til at Eviny-konsernet har satt ambisiøse klimamål for egen drift; netto null direkte utslipp innen 2027, og for hele verdikjeden innen 2040. Et av målene er at alle kjøretøy skal være elektriske drevne innen 2025.

– Det meste av bilparken går i dag på diesel. Mange av bilene kjører i grisgrendte strøk under alle slags værforhold, noe som stiller høye krav til fremkommelighet. Det må også tas hensyn til beredskap og HMS-krav i avveiningen av ulike behov. Men vi er i full gang med å redusere antallet fossile kjøretøy, flesteparten av personbilene er allerede elektriske, og vi har nylig kjøpt inn flere varebiler, men for større kjøretøy er det utfordrende å finne gode elektriske erstatninger.

Sætre legger til at BKKs direkte utslipp fra driften skal reduseres drastisk frem mot 2027. I tillegg skal leverandørene påvirkes til å kutte utslipp fra varer og tjenester som nettselskapet kjøper inn.

–Vi skal jobbe med strengere krav til våre leverandører fremover, og etterspørre klimavennlige materialer, utstyr og løsninger. Et konkret initiativ er vi går sammen med andre nettselskaper om å stille krav til miljødokumentasjon for nettkomponenter. Det er viktig at entreprenørene har forutsigbarhet, og at flere nettselskaper følger opp med lignende krav, sier hun.

– Nettvirksomheten legger beslag på mye areal når vi skal bygge kraftlinjer og øvrige anlegg. Norge har forpliktet seg til nye FN-mål om å redde og bevare naturen, og vi må se på hvordan vi som nettselskap skal forholde oss til disse kravene og drive vår virksomhet slik at naturinngrep gjøres på en mest mulig skånsom måte, sier hun.

Lisa Nord Hopland er leder for batteriprosjektet i BKK. Hun forteller at de 16 bærbare batteriene er spredt rundt om i forsyningsområdet, og at det vil være aktuelt å anskaffe flere etter hvert som man får erfaringer.

Batteriene er på 2,1 kWh, og blir brukt til ulike verktøy, pumper, blåseutstyr, varmeovner etc. Batteriene kan kobles sammen for å gi større effekt. Montørene blir oppfordret til å ta med seg et dieselaggregat dersom de er usikre på om batteriet har nok strøm.

– Vi har fått tilbakemeldinger fra montørene som bruker batteriene om at de setter stor pris på at støyen fra dieselaggregatene er borte.

– Neste skritt i pilotprosjektet er å sørge for at også større dieselaggregater blir erstattet med batterier, for eksempel ved planlagte utkoblinger i strømnettet. Vi har i dag batterier som kan fraktes rundt på lastebil og henger, også flere av disse kan kobles sammen, opplyser prosjektleder Lisa Nord Hopland i BKK.

S terkere miljøkrav og tøffere kjøremønster krever ytterligere forskningsløft for at krafttransformatorer skal kunne møte dagens og morgendagens markedskrav, blant annet lave kostnader og effektkjøring.

– Myndighetene krever lavere klima- og miljøavtrykk og bedre sikkerhet, mens kundene krever løsninger som i tillegg til dette også bidrar til effektiv drift med så lave kostnader som mulig. Her lar det seg gjøre å hente marginer gjennom målrettet forskning, sier sjefforsker Lars Lundgaard hos SINTEF Energi AS til Energiteknikk.

– Når investeringene i det elektriske forsyningssystemet kommende år blir omfattende, er det viktig å basere løsninger og innkjøp på høy kompetanse, påpeker han.

Gjennom flere tiår har Lundgaard ledet transformatorforskningen på Gløshaugen. Spesielt arbeidet med aldring av transformatorisolasjon har bidratt til å øke levetidsutnyttelse av transformatorparken og bedre spesifikasjoner av isolasjonssystemer for nye transformatorer

Nå tar en ny generasjon forskere over med nye forskningsprosjekter (Newlift, Spectra og Lipe) i tillegg til Dynaload, som har pågått siden 2022.

– Vi har fått med oss flere av de største brukerne, i tillegg til ledende internasjonal industri, sier Lundgaard.

Det pågående prosjektet Dynaload ledes av forsker Henrik Enoksen. Her studerer forskerne hvordan dynamiske laster påvirker sammenpressing av viklinger og mulig deformasjon av isolasjonsmaterialer.

– Dette kan redusere transformatorens motstandskraft ved eksterne kortslutninger i viklingen på en transformator hos nettselskapet Elvia, der vi måler trykket i viklingene når lasten endres. Vi fikk med oss sensorprodusenten Weidmann i prosjektet, som har utviklet en prototyp for dette, sier Enoksen.

Sammen med temperaturen spiller trykket i viklingene en stor rolle i krympingen av isolasjonen i transformatoren. Weidmann har en spesiell interesse av dette, siden de også er en av verdens største produsenter av isolasjonsmaterialer for transformatorer.

– I prosjektet ser vi også på hvordan materialenes egenskaper endres over lang tid og ved ulike forhold. Til dette formålet har vi utrustet en egen aldringslab, forteller Enoksen.

Dynaload har et budsjett på 23 millioner kroner, der industrien bidrar med en tredel og Forskningsrådet med resten. Partnerne i prosjektet er franske EDF, skotske SPEN, Statkraft, Statnett, den slovenske transformatorprodusenten Kolektor Etra og Siemens Energy, i tillegg til nevnte Elvia og Weidmann.

I prosjektet Spectra, som ledes av forsker Cedric Lesaint, skal de kartlegge motstandskraften mot aldring for ulike typer papir i viklingsisolasjonen. Det skal bidra til å etablere standarder som dokumenterer aldringsmotstandskraft for isolasjonspapir.

– Standardene for å teste materialer er utilstrekkelige. Det er ujevn kvalitet på materialene som transformatorfabrikantene bruker. Da må vi gå inn og teste materialene selv, sier Lesaint.

Det er bransjeorganisasjonen Fornybar Norge som eier prosjektet, som skal igangsettes i 2024. Foreløpig er deltakerne blant andre Statnett, Elvia, Lede, Glitre Nett, Statkraft og Bane Nor, men Lesaint ser gjerne at flere melder sin interesse.

Prosjektet får et budsjett på cirka åtte millioner kroner, som helfinansieres av industrideltakerne. Prosjektet skal også bidra til utviklingen av nye standarder på området gjennom den internasjonale organisasjonen for høyspentteknologi Cigré.

I prosjektene Newlift og Lipe handler det om isolervæsker for transformatorer. Her stilles det krav fra så vel myndigheter som brukere om å erstatte de tradisjonelle petrokjemiske oljene med mer miljøvennlige varianter basert på planteråstoff eller reformering av gass.

Brukerne ønsker også alternativer med bedre egenskaper når det gjelder brannsikkerhet, røykutvikling ved brann, kjøleegenskaper og elektrisk isolasjonsevne. Disse alternativene bør heller ikke være vesentlig dyrere enn de konvensjonelle oljene.

Lars Lundgaard forteller at produsenter av alternative væsker, eller oljer, er svært offensive i markedet.

– De fremhever ulike fordeler ved de nye væskene, mens de som produserer transformatorer, savner gode, standardiserte metoder for å evaluere de funksjonelle egenskaper som kreves av de nye alternativene, sier han.

Dette kaller Lundgaard «en propp i markedene».

– Risikoen ved å benytte nye typer væsker ved høyere spenninger, fra 150 kV og oppover, vurderes som uakseptabelt høy av sluttbrukere. Bedre kunnskap og standarder vil bidra til riktige beslutninger om bruk., sier han.

Derfor skal Newlift, som ledes av forsker Camilla Espedal, bidra med å utvikle en termisk modell for nye væsker for å beskrive kjølegenskaper og oppførsel ved lave, arktiske temperaturer. De skal også undersøke hvordan nye væsker påvirker aldring av papir, med fokus på dynamiske lastforhold.

I Newlift skal forskerne også studere risikoen for dannelse av bobler i isolasjonen, som kan oppstå ved høye temperaturer og bratte temperaturgradienter når vanndamp presses ut av celluloseisolasjonen. Dette er et katastrofescenario som begrenser overbelastbarhet for en transformator.

Deltakere i dette prosjektet er Statnett, Statkraft, Elvia, Hafslund Eco, Siemens Energy, Kolektor Etra og Nynas. Prosjektet startet i år og har et budsjett på 24 millioner kroner, der Forskningsrådet bidrar med 60 prosent.

Det siste prosjektet, Lipe, planlegger oppstart i 2024. Her skal Inge Madshaven se på utfordringer med elektrisk holdfasthet, og utvikle gode standarder som beskriver dette.

– Noen væsker tåler for eksempel lynoverspenninger dårligere enn andre, påpeker Lundgaard.

Nye væsker med lovende egenskaper på flere punkter kan ha utfordringer med elektrisk holdfasthet, som er en viktig egenskap. I prosjektet planlegger forskerne både å utvikle bedre forståelse for de fysikalske mekanismer som skaper overslag i væsker, og også bidra til å utvikle nye og bedre teststandarder.

– Dagens standarder viser ikke alle sider ved holdfastheten til en væske på en tilstrekkelig måte. Det hemmer utvikling og bruk, og skaper usikkerhet og merarbeid for leverandørindustrien, sier Lundgaard.

Han forteller at mange har vist interesse for dette prosjektet, som internasjonale leverandører av transformatorer som Hitachi Energy, Siemens Energy, Royal Smit, internasjonale produsenter av isolasjonsvæsker som M&I Materials, Nynas, Shell, og Ergon i tillegg til sluttbrukere som Statnett, Elvia, Statkraft, Hafslund Eco og Equinor.

For øyeblikket ser prosjektet ut til å oppnå en brukerfinansiering på over 20 millioner kroner. I tillegg kommer det forskerne håper å få i støtte fra Forskningsrådet for å få finansiert doktorarbeid på de mer fundamentale spørsmålene.

E n ny, finsk teknologi analyserer partielle utladninger og transientene ved nettfeil og lokaliserer feilstedet med 100 meters nøyaktighet. På en ledning som kan være mange kilometer, er faktisk 100 meter ganske nøyaktig. Da vet montørene hvilket spenn eller mastepunkt som har feilen.

Dette er bare en av styrkene til det finske systemet SafeGrid Intelligent Grid System som Telemark Nett AS har testet i sommer. I løpet av høsten skal de installere ytterligere 14 sensorer i tillegg til de tre som allerede er installert.

– Vi har utstyrt en rundt fire mil lang 22 kV ledning fra Seljord transformatorstasjon nordvestover gjennom Flatdal og Åmotsdalen med 17 sensorer, forteller driftsingeniør Torfinn Heggtveit i Telemark Nett til Energiteknikk.

– På vinteren har vi erfaring med at det kan oppstå en del feil på denne ledningen. Nå er vi spente på om dette feildeteksjonssystemet er bedre enn våre konvensjonelle metoder til å fange opp feilene og fortelle oss hvor de er lokalisert, sier han.

Han forteller at feil ofte oppstår ved trefall eller at vegetasjonen kommer for nær, eller jordoverslag på grunn av fugler eller isolatorer som sprekker.

– Dette er en lang ledning i ulendt terreng. Først lokaliserer vi feilen som best vi kan med å kople ut vern suksessivt, deretter går montørene befaring langs linja. Dette kan ta mange timer. Om dette systemet gjør at vi kan gå rett på feilstedet, vil det være en stor besparelse for oss og våre kunder, sier Heggtveit.

Han legger til at de nå skal observere hvordan SafeGrid fungerer gjennom en normalt trøblete vintersesong, før de konkluderer med erfaringene til våren.

På spørsmål om hvorfor de velger SafeGrid, og ikke et av de andre, mer konvensjonelle systemene som finnes på markedet, svarer han:

– Vi har egentlig ikke sett noen liknende. Det finnes sensorer å sette på ledningene, som her, men ikke med et medfølgende analyseverktøy. Her får vi med en kartbase som skal hjelpe oss med å faktisk finne feilen som detekteres, sier han.

– Den store gevinsten med dette systemet er at det bygger opp under et prediktivt vedlikehold, sier produktansvarlig Jan Remi Nilsen hos EB Elektro AS til Energiteknikk. Det er de som markedsfører SafeGrid i Norge.

Når komponenter er i ferd med å svikte, skaper det transienter på linja. Disse transientene fanges opp av SafeGridsensorene. Spesifikke feil har egne signaturer, som systemet lærer å gjenkjenne ved hjelp av kunstig intelligens og mønstergjenkjenning.

Operatørene på driftssentralen få beskjed om at en komponent er i ferd med å svikte, og kan sende ut montører for å rette feilen eller å bytte komponenten før den havarerer og slår ut systemet.

Når en feil oppstår eller begynner å oppstå, for eksempel overslag på en isolator eller et tre har veltet over ledningen, får man såkalte partielle utladninger og påfølgende transienter. Komponenter som er i ferd med å feile, for eksempel sprukne isolatorer der det oppstår krypstrømmer, vil også generere partielle utladninger. Systemet triangulerer posisjonen til feilen og klassifiserer hva slags type feil det er, basert på hvordan strømmen oppfører seg.

Produktet til SafeGrid skal være det eneste feildeteksjonssystemet på markedet som leser disse transientene for å oppdage og lokalisere felene, eller at noe er i ferd med å skje.

Nilsen forteller at det finnes andre metoder, som baserer seg på såkalte impedansemodeller og feilpassasje-indikatorer. Med impedansemodellen måles lengden til feilen fra avgangens begynnelse. Men det kan være hvilket som helst sted som har den angitte lengden i nettet. Avhengig av utforming, kan man da ha mange potensielle feilsteder.

De kan da bruke dette i kombinasjon med feilpassasjeindikatorer, som kun sier noe om i hvilken retning feilen ligger i. På denne måten kan de oppnå god nøyaktighet også med å kombinere disse to systemene.

Men impedansemodellen er ikke egnet på høyohmige feil. Da har løsningen ifølge Nilsen begrenset verdi. Utover dette, fører økt desentral energiproduksjon (vindturbiner, solceller, små vannkraftturbiner) til at strømflyten i nettet i økende grad kan endre retning. Dette kan føre til at feilpassasje-indikatorene indikerer i motsatt retning av hvor feilen ligger, ifølge Nilsen.

Selve sensoren bygger på en såkalt rogowskispole. Denne spolen har fordelen ved at den kan bygges som en åpen sløyfe, slik at det er enkelt å installere sensoren uten å kople ut strømmen i ledningen (AUS – arbeid under spenning). En annen fordel med rogowski-designen er at denne spolen er spesielt rask til å fange opp transienter i ledningen.

SafeGrid baserer seg på to typer sensorer. GrayFox er ment for montasje på kabel og ledning, og benytter åpne rogowskispoler rundt lederne. Den andre, GrayHawk, er ment for montasje i mast og har ingen tilkobling mot lederen. Den føler på magnetfeltet fra lederne og monteres én til halvannen meter under linja.

Ved hjelp av en sentral database og anonymiserte driftsdata fra kundene, vil SafeGrid-systemet bruke kunstig intelligens med maskinlæring og mønstergjenkjenning for å trene opp systemet til å bli enda mer presist og raskt.

Sensorene kan benyttes på alle spenningsnivåer i regionalnettet opp til 250 kV. Ifølge Nilsen jobber de med å sertifisere teknologien også på spenningsnivåer opp til 420 kV.

– Målet er å ha et system som kan dekke alle spenningsnivåer. Men det er nå først og fremst i distribusjonsnettet at behovet er størst, påpeker han.

Nilsen forteller at den første programvaren med tilhørende sensorer ble installert hos et finsk nettselskap allerede i 2019. I dag er det 25 finske nettselskaper som benytter systemet, mange med full dekning av sensorer på alle sine avganger. I tillegg har de nå levert systemer og utplassert over 1000 sensorer til over 40 nettselskaper over hele verden.

I Norge er Telemark Nett de første til å ta det i bruk, men SafeGrid-representanten forteller at de er i dialog med ytterligere 25 nettselskaper og har hatt møter med 15 av dem.