

907 93 795
Ivar Husevåg Døskeland
Hafslund Eco
986 55 564
934 32 402
977 53 048
909 94 888
928 70 073
Unitech Power Systems AS
473 22 920
Siemens Energy AS
911 52 54
Statnett SF
986 55 564
Investeringene i de regionale distribusjonsnettene
ligger an til å øke fra 3,5 milliarder kroner i år til over
5 millialder kroner i 2024 og 2025. Skåret i gleden er
at verdifull kompetanse kan ha gått tapt etter år med
sulteforing av entreprenørselskapene som bygger linjer.
Side 5
Temasider nett 12
Side 20
Side 22
Side 26
Økonomien til de ulike type aktørene i den ellers så
bunnsolide energibransjen er preget av store ulikheter.
Kraftprodusentene kan vise til gode inntekter, med
eventyrlige resultater for enkelte, mens nettselskapene
er sikret solide overskudd gjennom myndighetenes
inntektsregulering så lenge de driver sine
nett noenlunde effektivt.
Men energientreprenørene, de som skal bygge kraftnett,
opplever situasjonen helt annerledes. Deres
hverdag er preget av beinhard konkurranse om et
fåtall oppdrag og små marginer.
Alle de sju største entreprenørselskapene, med unntak
av Otera Infra, har hatt nedgang i driftsinntekter
fra oppdrag i nettet de siste tre årene. Jevnt over
hadde selskapene marginale resultater, jfr. desemberutgaven
av Energiteknikk.
I de mange reportasjene som har vært i dette bladet
om entreprenørselskapene de 10-15 siste årene, har
gjennomgangstonen vært svak økonomi, beintøff
konkurranse, prispress og oppdragstørke. Samtidig
har ledelsen uttrykt håp om at aktiviteten skulle ta
seg opp etter langvarig investeringstørke. Men den
store «take off» har latt vente på seg, selv om nettet
er blitt stadig eldre og komponenter har passert sin
tekniske levetid.
Nå ropes det på alle kanter i samfunnet på at det
må bygges ut mer fornybar kraft og nett, for å kunne
møte den store elektrifiseringen og det grønne skiftet.
Senest ble dette uttrykt i et krystallklart budskap fra
Energikommisjonen, som også påpekte at dette
haster: «Vi har dårlig tid, vi må opp i et tempo vi
aldri har sett før».
Med dette som politisk bakteppe, har mange entreprenørselskaper
vært nødt til å si opp folk fordi de
mangler oppdrag. Flere sliter for å overleve i den tøffe
konkurransen om et fåtall jobber. Dyktige fagfolk har
mistet troen på at «fremtiden er elektrisk», de har
gått over til andre bransjer, for å bygge vei og jernbane...
For den økonomisk solide og fremtidsrettede energibransjen
er dette en bisarr situasjon. Den omgir seg
med en leverandørindustri som sliter tungt. Nettselskapene,
med sine ambisiøse innkjøpssjefer, har
lykkes godt med å presse prisene, foruten at investeringslysten
nok ikke har vært særlig påtrengende hos
ledelse og de offentlige eierne.
Nettbransjen har laget ris til egen bak.
Det er tydelig at nettselskapene i liten grad har gått
i dialog med entreprenørene og gitt dem mer forutsigbare
rammer når det gjelder oppdrag, slik vi ser i
andre bransjer, eksempelvis i offshorenæringen. Det
skal bygges mye nett her i landet, oppgavene er formidable,
og det forutsetter et nært og tillitsfullt samarbeid
mellom netteiere og entreprenørselskap.
Nå ser entreprenørene endelig et lys i tunnelen. Etter
flere år med mangel på oppdrag, har jobbene begynt
å komme inn. De forbereder seg på at mange forespørsler
vil komme etter sommeren.
Ifølge NVE ser det ut som nettselskapene kommer til
å øke investeringene i det regionale distribusjonsnettene
betydelig i forhold til foregående år, fra rundt 3,5
milliarder kroner dette året, til rundt fem milliarder
kroner i 2024 og 2025.
Det lover godt. Nå skal det endelig bygges mye nett.
Vi ser slutten på en langvarig oppdragstørke.
Skåret i denne gleden er om entreprenørselskapene
har tilstrekkelig kapasitet til å kunne gå løs på denne
store oppgaven, etter på ha blitt sulteforet på oppdrag
og mistet mange dyktige fagfolk.
(Tidligere Elektro)
Energiteknisk fagblad
www.energiteknikk.net
Nr. 2, 2023 136. årgang
ISSN - 1890-9957
Stein Arne Bakken
stein@energiteknikk.net
Mobil: 922 56 358
Øyvind Zambrano Lie
oyvind@energiteknikk.net
Mobil: 980 47 286
ElektroMedia AS
Korpåsen 77 B - 1386 ASKER
Tlf: 922 56 358
E-post: post@energiteknikk.net
Nr. 3, uke 24
13. juni 2023
annonser@energiteknikk.net
Arne Aardalsbakke
(annonseansvarlig)
arne@aamedia.no
Mob: 900 43 282
1. juni 2023
Tema: Drift/vedlikehold/
utbygging av nett
Atle Abelsen
atle@energiteknikk.net
Morten Valestrand
morten@energfiteknikk.net
Jørn-Arne Tomasgard
jorn.arne@energiteknikk.net
Medievekst AS
Verksgata 28, 0566 Oslo
kontakt@medievekst.no
Tlf: 21 62 78 00
Medievekst AS
Tlf.: +47 21 62 78 00
E-post:
energiteknikk@aboservice.no
Merkur Grafisk AS
Andritz Hydro
Copyright ElektroMedia.
Forbud mot ettertrykk.
Energiteknikk redigeres i tråd med Redaktørplakaten og pressens Vær varsom-plakat.
Tekst: Atle Abelsen
I følge NVEs nye digitale planverktøy PlanNett, kan det se ut som at nettselskapene øker investeringene i de regionale distribusjonsnettene med minst 25 prosent i forhold til foregående år.
Ifølge PlanNett investerte selskapene i området 2,5 til 4 milliarder kroner hvert år i årene 2015 til 2021. Disse tallene er basert på RMEs registrering av nettinvesteringer. RMEs tall skriver seg fra nettselskapenes eRapp-innmeldinger, det vil si deres pliktige økonomiske og tekniske rapportering til myndighetene om hele deres virksomhet.
Siden NVE lanserte nettverktøyet i fjor høst, har rundt halvparten av landets nettselskaper fulgt NVEs oppfordring om å legge inn sine planer for investeringer og konkrete prosjekter i årene framover i planverktøyet. Alle de 12 største nettselskapene, som til sammen representerer mer enn 80 prosent av kundemassen, er blant den halvparten som har meldt inn sine planer.
Ifølge den oversikten vil investeringsnivået i de regionale distribusjonsnettene ligge på rundt 3,5 milliarder kroner nå i 2023, mens de vil gjøre et hopp til drøyt 5 milliarder i 2024 og 2025.
– Grunnen til at det tilsynelatende er et mye lavere tall for 2023 enn for de to neste årene, kan ligge i at dette verktøyet er nytt, og at nettselskapene ikke har meldt inn pågående prosjekter, tror senioringeniør Christer Heen Skotland i NVE..
Han er rask til å understreke at tallene ikke må betraktes som en fasit, siden innmeldingen er frivillig.
– Men det gir en pekepinn på at investeringsnivået antakelig øker de neste årene, sier han.
I tillegg kommer investeringene til Statnett. De varierer historisk veldig fra år til år, og ligger i området fra litt mer enn det samme som de samlede investeringene i de regionale distribusjonsnettene, til to til tre ganger så mye.
Men ifølge planverktøyet dropper deres investeringer betydelig i 2023 og 2024, til henholdsvis rundt en milliard kroner i 2023 og 2,8 milliarder i 2024, før de igjen er på samme nivå som før, med 7,5 milliarder kroner i 2025.
– Årsaken til den tilsynelatende droppen i Statnetts investeringsplaner i 2023, er antakelig det samme som for nettselskapenes tilsvarende dropp samme år, tror Skotland.
Det kommer for øvrig til å bli obligatorisk for nettselskapene å rapportere inn sine investeringsplaner og planlagte prosjekter gjennom PlanNett fra januar 2024. Rapporteringen gjøres obligatorisk gjennom en endring i Forskrift for energiutredninger.
Energiteknikk henvendte seg til noen av de største nettselskapene for å få innblikk i hvilke planer de har for nye nettinvesteringer de to neste årene.
Hos Tensio (nord og sør) kan kommunikasjonsdirektør Bengt Eidem fortelle at de planlegger en reinvestering på ei 12 kilometer linje i området Vikna som straks er på vei ut på forespørsel. På Fosen skal de snart bygge ny linje mellom Åfjord og Ørland.
– Det vil bli et større prosjekt, men det er lenger unna enn det nærmeste året. Tidspunktet for gjennomføring er ikke påvirkbart i det korte bildet på grunn av at søknadsog konsesjonsbehandlingen må gå sin gang, forklarer Eidem.
Han understreker også at Tensio føler et ansvar for å beholde et kompetent fagmiljø i leverandørleddet.
– Som en stor innkjøper er det svært viktig for oss at leverandørleddet kan levere god kvalitet og gode priser. Derfor ligger det et ansvar på oss for å bidra til at markedet fungerer best mulig, sier Eidem.
Hos Lnett kan kommunikasjonssjef Ingvild Ween opplyse at Lnett har rammeavtaler for leveranse av elektromekanisk materiell til transformatorstasjoner.
– Det vil komme kontrakter på bygg og grunn til transformatorstasjoner, samt bygging av kraftledning (luftlinje, jordkabel eller sjøkabel). Vi har to ledningsprosjekter, to nye transformatorstasjoner og utvidelser av to transformatorstasjoner, skriver hun i en e-post til Energiteknikk.
Det første prosjektet de skal starte å bygge, er ny kraftledning mellom Statnetts nye transformatorstasjon på Fagrafjell til Vagle transformatorstasjon og videre til en eksisterende kraftledning ved Stokkeland transformatorstasjon.
Lnett skal også bygge to sett 132 kV ledninger mellom Fagrafjell og Vagle på 3,2 km, og to sett mellom Vagle og Stokkeland på 1,1 km. Vagle transformatorstasjon skal utvides med 650 kvm bygg og 4,9 dekar stasjonsområde. Lnett har også fått konsesjon til å fjerne sitt anlegg i Stokkeland transformatorstasjon.
Lnett er i ferd med å oppgradere regionalnettet på Jæren til 132 kV. Her er byggingen av en kraftledning mellom Opstad og Håland snart ferdig, og det samme er Håland transformatorstasjon. Neste delstrekning er en kraftledning mellom Håland, Tjøtta og Vagle.
Tekst: Atle Abelsen
D e to siste årene har vært grusomme for energientreprenørene. Markedet har vært tørt, med noen få, men små bølgetopper. Mange entreprenører har vært nødt til å si opp og avgi fagfolk til andre bransjer, som anlegg (veier og tunneler) og jernbane.
Nå melder alle entreprenørene om at jobbene er på vei tilbake. Etter sommeren skal det være flere prosjekter å regne på og konkurrere om, spesielt innen transmisjons- og regionalnettnivåene (fra 132 kV og oppover).
Hos Kraftmontasje AS bekrefter markedssjef Oddgeir Anundsen at jobbene er på vei.
– I første kvartal var det mye å regne på. Nå er det like før anbudsinnlevering, men det er lite nytt som er kommet etter påske.
Men Anundsen har fått signaler i markedet om at det kommer en del etter sommeren. Han legger til at de fikk sin del av bølgen av jobber som kom like etter nyttår, så de har nok å gjøre fram til sommeren.
– Vi er ikke «utsolgt» i 2023, men vi har så vi greier oss, sier markedssjefen.
Han peker på at de store jobbene som lyses ut nå, i all hovedsak ligger i transmisjonsog regionalnettet.
– Det er elektrifiseringsbølgen og de store, varslede industrietableringene rundt om i landet som driver behovet for mer nett, og det «smeller» oppover mot regionalnettene og transmisjonsnettet med en gang.
Med cirka 120 ansatte er Kraftmontasje blant de største energientreprenørene i landet, og Anundsen regner med at de blir enda flere i løpet av året.
– Målet er å rekruttere så vi vil vokse mellom 5–10 prosent i år. Vi har fått et par veldig store prosjekter. Ikke bare på energi, men også på tunnelrehabilitering. Energi-andelen av omsetningen varierer mellom 40 og 60 prosent, sier Anundsen.
Han forteller at en del av arbeidsstokken blir flyttet litt fram og tilbake i selskapet mellom energi- og anleggsoppdrag, men de fleste kan bidra i energioppdrag.
Kristian Bleken leder Divisjon Prosjekter hos energientreprenøren Laje. Han forteller at de har bra med jobber akkurat nå, men at de fortsatt har ledig kapasitet etter sommeren.
– I løpet av mars snudde det fra å ikke være noe morsomt i det hele tatt til å bli mer lystig. Det har ikke vært 2018-tilstander, men helt ok, sier Bleken.
Totalt jobber det rundt 270 i bedriften, som arbeider med både energi- og anleggsprosjekter. Av disse kan rundt 170 jobbe på energiprosjekter, altså bygge ledninger.
– Vi har nok av oppdrag, men kanskje ikke nok innenfor de områdene vi ønsker aller mest. Vi leier faktisk inn litt ekstra ressurser for øyeblikket, men skulle gjerne hatt en noe annen sammensetning av vår prosjektportefølje, sier han.
Derfor rekrutterer selskapet nå nye folk.
– Vi har ute annonser innen alle fagområder. Høsten 2022 og gjennom vinteren har vi vært gjennom en markedstilpasning og redusert med en del årsverk fordi markedet har vært helt «bånn i bøtta». Markedet er nå bedre enn hva vi forutså for et halvt år siden. Men det er synd på en måte, fordi det er gode arbeidsfolk og kolleger vi gjerne skulle hatt nå. Mange av disse måtte skifte bransje for å få ny jobb. Veldig mange har gått over til andre virksomheter, spesielt jernbanebygging. De kommer neppe tilbake på ei god stund. Så for energivirksomheten er de tapt, sier Bleken.
Thomas Bjerke er daglig leder hos Bjerke Nettbygg. Han forteller at de har nok å drive med i år, og at de har fått et større prosjekt som tar mesteparten av kapasiteten etter sommeren.
– Men vi registrerer ikke så mange jobber som strekker seg lengre framover. Vi har forsøkt å undersøke litt hos konsulentselskapene. Før jobbene kommer ut på anbud til oss, skal de innom prosjektering hos konsulentene. De melder ikke om noen økning i jobbene. Så det blir neppe noen gullalder for oss ennå.
Han mener det tar mye lenger tid før en ny, stor bølge av anbud kommer.
– Det har bedret seg i forhold til hvordan det har vært de siste par åra. Men mengden av konsesjoner som gis, tyder ikke på at det kommer noen stor bølge av jobber med det første.
– Vi ser at mange ansetter folk, det har vi også gjort, men jeg er redd at det går for sakte med nye konsesjoner.
Bjerke Nettpartner har 14 energimontører i sving, og operer mest på Vestlandet og nordover.
– Det er for enkelt å bygge linjer på Østlandet. «Alle» får det til, da blir det for dårlige priser, sier Bjerke.
Hos Linjepartner forteller daglig leder Stig Myhr at det begynner å se lyst ut.
– Det har allerede kommet like mange forespørsler hittil i år som i hele fjor. Vi har nok å gjøre i år, men har mer å regne på før årsskiftet.
Linjepartner har totalt drøyt 50 personer i arbeid, og har planer om å bli enda flere.
– Vi tar det sakte, og bygger stein på stein. Vi er avhengig av å sikre oss riktig personell når vi først skal ansette. Og det kan ta tid.
De siste årene har Linjepartner vært involvert i byggingen av nærmere 300 km med 132 kV-linjer. – Det er også her hvor det ser ut til at de fleste jobbene ligger den nærmeste tida, sier han.
Hos Eviny Solutions er administrerende direktør Helge Rysjedal bekymret for om de faktisk kommer til å ha nok ressurser ut over de neste par årene til å ta av for den bølgen av jobber de nå ser komme.
– «Ketsjupen» som alle har snakket om i tre år, ser nå ut til å komme. Vi har allerede vunnet noen gode kontrakter, og nå ser det ut som at denne tørken er på vei til å gå over.
– Med den manglende forutsigbarheten de siste tre årene har vi forsømt mulighetene til å bygge opp tilstrekkelig kompetanse for alle jobbene som nå ser ut til å komme. Vi tror at vi raskt kommer opp i den motsatte situasjonen, at vi vil mangle folk, rett og slett, til å ta av for alle jobbene.
– Akkurat nå har vi nok folk. Om ett til to år, helt sikkert ikke.
I en artikkel på side 23 bekrefter daglig leder Eskil Solberg hos energientreprenøren Linka at også de forutser en bølge av nye anbud som kommer etter sommeren, som de kan regne på. Også de planlegger å rekruttere folk og utvide staben.
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
D et viser en fersk oversikt Norges vassdrags- og energidirektorat har laget.
Oversikten er oppdatert i februar i år, og eierne av selskapene er fra Skatteetatens aksjonærregister for desember 2021.
NVEs forrige oppdatering omfattet kraftverk i drift per mai 2020, og var basert på Skatteetatens aksjonærregister ved utgangen av desember 2019. De største endringene i dagens oversikt sammenligning med de to år eldre tallene er:
De ti største vindkraftselskapene i Norge er Statkraft (2,0 TWh/11,9%), Hyfe Holding GmbH (1,5 TWh/8,7%), Stadtwerke München GmbH (1,4 TWh/8,4%), Oyfjellet Wind Holdco Sarl (1,3 TWh/7,8%), Global Renewable Power II (Europe) Investco, L.P. (1,3 TWh/7,5%), Credit Suisse (lux) Wind Power Central Norway Holding S.a.r.l (0,8 TWh/4,6 %), Nordlicht Holding GmbH & CO. Kg (0,8 TWh/4,5%), Trønderenergi AS (0,7 TWh/4,0%), Nordic Wind B.V. 0,6 TWh/ 3,8%), Susi Renewables 2 Sárl (0,5 TWh/3,8%).
NVE understreker at utenlandske selskaper som listes opp her, kan ha andre bakenforliggende eiere som ikke er registrert i Skatteetatens aksjonærregister.
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
S om Energiteknikk skrev i februar, advarte Statnett mot at havvinden som skal tas i land fra Utsira Nord, skulle betale anleggsbidrag. Det er «svært uheldig at anleggsbidragsregelverket gir insentiver som forhindrer eller forsinker utvikling av kraftproduksjon», skrev Statnett.
Det skal knyttes til 1500 MW havvind i dagens nett på Haugalandet. Det anbefalte tilknytningspunktet er bak SKL-snittet i ny, konsesjonssøkt Karmøy stasjon. Som følge av økt etterspørsel etter uttak, har Statnett søkt konsesjon for ny ledning fra Blåfalli til Gismarvik, som skal forsterke SKL-snittet.
Totalkostnaden for Blåfalli- Gismarvik er om lag to milliarder kroner. Det gir én milliard kroner som skal fordeles i anleggsbidrag.
Statnett tolket regelverket dithen at tilknytning i enhver anleggsbidragsfinansiert stasjon vest for SKL-snittet, utløser anleggsbidrag i henhold til den såkalte tiårsregelen. Denne regelen gjør at kunder skal betale anleggsbidrag selv om de knyttes til så sent som ti år etter at investeringen ble gjort som utløste anleggsbidraget.
Dette mente Statnett ville gi havvind fra Utsira Nord en uforholdsmessig stor andel av kostnadene for nettinvesteringer som er utløst av uttak.
Statnett viste til at en ny forbindelse mellom Blåfalli og Gismarvik ikke er nødvendig for tilknytning av havvind fra Utsira Nord. Selskapet påpekte at havvind derimot bidrar til en bedre kraftbalanse og mindre overføringstap i nettet.
RME har «i særlige tilfeller» anledning til å gi dispensasjon fra forskriften. Selv om adgangen til dispensasjon er snever, kan den gjelde her.
«NVE mener at det i de tilfeller hvor det ikke er produksjonen som utløser behovet for investeringer i nettanlegget, og hvor produksjonen vil få en uforholdsmessig stor andel av kostnadene for nettinvesteringer som er utløst av uttak, og produksjonen bidrar til en bedre kraftbalanse og mindre overføringstap i nettet, kan være grunn til å vurdere om dette er et ‘særlig tilfelle’, som det bør gis dispensasjon fra», skriver RME i et brev til Statnett som Energiteknikk har sett.
«RME vil vurdere en eventuell dispensasjonssøknad fra regelverket dersom vi mottar det», heter det i brevet.
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
I juli 2021 ba Norges Televisjon AS (NTV) Norges vassdrags- og energidirektorat om at det innføres vilkår for ivaretakelse av elektronisk kommunikasjon i alle eksisterende vindkraftkonsesjoner som mangler et slikt vilkår. Det er snakk om hele 26 konsesjoner, hovedsakelig gitt i årene 2002-2012.
NTV påpekte at det etter idriftsettelse av vindkraftanlegg hadde oppstått forstyrrelser for mottaket av NTVs TV- og radiosignaler i det digitale bakkenettet (DTT), for eksempel på Harbaksfjellet. Ved anlegg som ennå ikke var bygget ut, hadde NTV dessuten identifisert en konkret risiko for at slike forstyrrelser kunne oppstå.
«Det har i flere saker vist seg utfordrende å få konsesjonshavere for vindkraftverk til å ville iverksette nødvendige tiltak for å gjenopprette tilgang til DTT-signaler der det har oppstått forstyrrelser for disse signalene, selv der konsesjonsvilkårene eksplisitt krever dette. I flere saker har det vært nødvendig at NVE og OED har måtte treffe vedtak. Situasjonen blir enda vanskeligere når utbyggers konsesjon mangler et vilkår som ivaretar elektronisk kommunikasjon», skrev NTV.
NTV hevdet at manglende ekomvilkår skyldes feil ved saksbehandlingen.
«En fellesnevner ved de konsesjonssaker der ekomvilkåret mangler, synes å være at forholdet til elektroniske kommunikasjonssignaler («ekomsignaler ») er mangelfullt utredet fra konsesjonssøkers side, og at NVE, i strid med forvaltningsloven § 17, ikke har fulgt opp dette ved å sørge for at konsesjonssøker/utbygger oppfyller sin plikt til utredning av forholdet. I praksis synes resultatet å ha blitt at enkelte utbyggere er «belønnet» for eget mislighold i form av at deres konsesjoner mangler vilkår for ivaretakelse av ekomsignaler », hevdet NTV.
Derfor ba NTV NVE gjennomgå alle nåværende og planlagte konsesjoner for vindkraftverk for å avdekke om konsesjonene inneholder et ekomsvilkår. Der slike mangler, ba NTE direktoratet omgjøre konsesjonen ved å innta vilkår om ivaretakelse ekomsignaler, herunder DTTsignalene.
NTV fant det «svært alvorlig at flere eksisterende konsesjoner for vindkraftverk ikke inneholder vilkår for ivaretakelse av elektronisk kommuniksjon (herunder DTT-signaler)».
Svaret fra NVE lot vente på seg. I januar i år purret NTV, og i sitt svarbrev, som Energiteknikk har sett, avviser NVE NTVs ønske og påstander om saksbehandlingsfeil.
Med unntak for Tysvær og Harbaksfjellet vindkraftverk er det ifølge NVE ingenting som tyder på at vindkraftverkene forstyrrer elektronisk kommunikasjon.
«NVE kan ikke se at det foreligger allmenne interesser for omgjøring av noen av konsesjonene på dette tidspunktet. Dersom det oppstår forstyrrelser fra noen av de aktuelle vindkraftverkene, vil vi vurdere innføring av vilkår for ivaretakelse av elektronisk kommunikasjon i den enkelte sak», skriver NVE.
Etter NVEs vurdering er det også usikkert hvilken effekt et slikt vilkår eventuelt ville ha hatt, ettersom det ikke er noe som tyder på at vindkraftverkene skaper forstyrrelser.
NVE mener det kan vurderes å innføre vilkår for ivaretakelse av TV- og radiosignaler dersom det påvises forstyrrelser på elektronisk kommunikasjon fra et av vindkraftverkene, og situasjonen ikke løses mellom konsesjonær og ekom-aktør.
«Dette blir imidlertid en hypotetisk problemstilling», skriver NVE.
Slik NVE forstår det, er det enighet mellom Tysvær Vindpark AS og NTV om gjennomføring av avbøtende tiltak for forstyrrelser av TV-signaler fra Tysvær vindkraftverk.
«Derfor kan vi ikke se at det foreligger ‘allmenne interesser’ i saken som tilsier at de fastsatte vilkårene i Tysvær vindkraftverks anleggskonsesjon bør endres».
NVE har tidligere avvist lignende anmodning fra NTV for Harbaksfjellet og Kvenndalsfjellet vindkraftverk, og avvist NTVs påstander om saksbehandlingsfeil. Derfor går ikke NVE i brevet inn på påstandene om saksbehandlingsfeil, men viser til den tidligere saken. Da skrev NVE:
«Etter NVEs mening var det ikke mulig å inkludere en utredning av vindkraftverkets konsekvenser for DTT-nettet i verken meldingen eller konsekvensutredningen. NTV fikk ikke konsesjon for utbygging av DTT-nettet før juni 2006, og utbyggingen av DTT-nettet startet ikke før august 2006. Dette alene tilsier etter NVEs oppfatning at det ikke var en saksbehandlingsfeil at DTT-nettet ikke ble utredet i forbindelse med NVEs vedtak om konsesjon av 23.11.2004.
NVE forstår det også slik at det heller ikke finnes nøyaktige beregningsverktøy for utredning av et vindkraftverks påvirkning på DTT-nettet før utbygging»
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
D en norske delingsordningen for overskuddsproduksjon fra solcelletak har lenge blitt kritisert av nettselskapene.
Nå trekker imidlertid selskapet Lede også inn at det kan være brudd på EU-regelverket, og viser til en vurdering den svenske Energimarknadsinspektionen (EI) nylig gjorde av hvilke føringer EU-regelverket gir med hensyn til nettleie for mindre produksjonsanlegg.
EI konkluderte i slutten av mars med at eiere av mindre produksjonsanlegg må betale en nettavgift som speiler de faktiske kostnadene for innmating av strøm.
«En reduksjon av nettavgiften for småskala produksjonsanlegg innebærer i praksis at kostnaden skyves over på andre nettkunder. Det er ikke forenelig med EUs elmarkedsforordning, som har forrang foran nasjonale bestemmelser», skrev EI.
EIs vurdering er derfor at EU-lovgivningen skal følges, og det til tross for at den svenske lovgivningen sier noe annet.
I et brev til Olje- og energidepartementet og RME hevder Lede at Norge er underlagt det samme EU-regelverket. «Det betyr at EIs vurdering også er relevant her», skriver Lede.
I Norge finnes det ifølge Lede nå en nettleieordning som spesialbehandler mindre produksjonsanlegg.
«Større prosumenter og produsenter må betale et fastledd for innmating. Mindre plusskunder trenger ikke å betale dette. RMEs foreslåtte delings ordning for småskala lokalprodusert strøm vil også spesialbehandle bestemte mindre produksjonsanlegg med hensyn til nettleien. Ordningen vil skape store forskjeller», skriver Lede i brevet, som Energiteknikk har sett.
Lede har tidligere stilt spørsmål til om RMEs foreslåtte delingsordning er i samsvar med gjeldende regelverk.
«Delingsordningen vil skape en skjult subsidiemekanisme der noen nettkunder må betale en høyere nettleie for at nettkunder som deler strøm fra mindre produksjonsanlegg, skal få en lavere nettleie. Den fører således til en nettleie som ikke er kostnadsriktig/-reflekterende », skriver selskapet.
Ifølge Lede tyder mye på at EIs vurdering er relevant for RMEs foreslåtte delingsordning.
«Lede ber om at OED og RME hensyntar EIs vurdering i det videre arbeidet. Det er uheldig hvis det innføres en ny norsk delingsordning som er i strid med et EU-regelverk, som Norge er underlagt»
Lede har foreslått en alternativ modell som løser utfordringene med RMEs forslag – en statsbudsjettfinansiert negativ «feed-in» tariff for småskala fornybar kraftproduksjon som gir økonomisk støtte gjennom betaling til eiere av mindre produksjonsanlegg. Denne vil da være finansiert over statsbudsjettet og ikke over nettleien.
På spørsmål fra Energiteknikk svarer RME at de ikke har gått konkret inn i hvordan tariffer for innmating er utformet i Sverige, og at de derfor ikke kan uttale seg om Energimarknadsinspektionsens avgjørelse om at den svenske Ellagen er i strid med EUs forordning.
RME understreker imidlertid at forordningen som Energimarknadsinspektionen viser til, er en del av Ren energi-markedspakken, som ikke er tatt inn i norsk regelverk.
«Vi har derfor ikke gjort vurderinger knyttet til om Artikkel 18 i forordningen er i strid med norsk regelverk», skriver RME.
RME skriver videre at tariffer er regulert i kontrollforskriften § 13-1 om prinsipper for utforming av punkttariffer.
«I bokstav j står det ‘tariffene skal utformes slik at de reflekterer kostnadsstrukturen i nettet.’. Vår vurdering er at plusskundeordningen og den foreslåtte delingsløsningen ikke er i strid med forskrift om kontroll av nettvirksomhet § 13-1 bokstav j», skriver RME.
OED svarer at de stiller seg bak RMEs vurdering.
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
D en britiske regulatoren Ofgem lanserte i fjor høst en pilot for regulering av hybridforbindelser, og NorthConnect søkte om å få være med.
NorthConnects søknad om å få bygge en kabel på 1400 MW direkte mellom Sima innerst i Hardangerfjorden og Peterhead i Skotland ble som kjent nylig avslått.
NorthConnect-prosjektet er imidlertid utviklet svært langt på skotsk side. De har fått de nødvendige konsesjonene, og miljøavtaler og avtaler om nettilgang er inngått. Planen for NorthConnect-hybriden var å utnytte dette.
Eierne bak NorthConnect, Hafslund, Lyse Å Energi og Vattenfall, skulle stå for byggingen av kabelen, ut fra Peterhead. Den skal i første omgang gå ut til en flytende omformerstasjon samt flytende havvindpark på britisk side på inntil 1,3 GW, som Vårgrønn og Flotation Energi nylig fikk tildelt rettighet til å bygge.
Parken skal begynne å produsere strøm fra 2028/29. Drøyt 200 MW av kraften skal brukes til å elektrifisere olje- og gassplattformer på britisk sokkel, mens resten i første omgang skal brukes i Skottland.
Dermed skulle NorthConnect få en «opsjon» ute i Nordsjøen for å kunne fortsette mot Norge, enten til Sima, til Utsira eller til Sørlige Norsjø eller dit Statnett måtte ønske.
Planen var at ledningen, med en kapasitet på 1400 MW, kunne komme i drift i 2030-2031, forutsatt at norske myndigheter ønsker hybridforbindelser.
I midten av april kunngjorde imidlertid Ofgem at de ikke vil la NorthConnect få slik pilotstatus. Isteden får to hybridprosjekter, et til Belgia og ett til Nederland, være med i ordningen.
I avslagsbrevet skriver Ofgem at etter diskusjoner mellom relevante norske og britiske myndigheter er «de nåværende indikasjonene at hybridpilotens tidsplan for utvikling ikke er sannsynlig å sammenfalle med Norges tidsplan for hybridkabelutvikling ».
«Mens tidsplanene for utvikling hybridprosjekter kort fram i tid virker uforenbare, er de relevante britiske myndighetene med jevne mellomrom i kontakt med relevante norske myndigheter for å forstå hvordan det blir i fremtiden med hybridkabler i Norge. Ofgem vil ønske velkommen søknader til Norge i fremtidige hybridkabelsøkerunder », skriver den britiske regulatoren.
Av regjeringspartiene er det Senterpartiet som er mest kritisk til hybridkabler, fordi de frykter at kablene vil øke kraftprisene.
Administrerende direktør i NorthConnect, Martin Reinholdsson, understreker overfor Energiteknikk at avslaget fra Ofgem gjelder en hybridkabelpilot.
– Om ca. to år bør et permanent hybridkabelregime være på plass. Ingenting hindrer oss fra å søke da. Det krever selvsagt at man tilrettelegger det tekniske designet. Som tidligere må imidlertid landet som skal knyttes til – Norge – ville.
– Betyr det at dere kommer til å søke om to år, hvis Norge vil?
– Det er for langt fram til å kunne konkludere nå, men at muligheten finnes, kan jo være viktig, sier Reinholdsson.
Det andre hybridkabelprosjektet til Norge som Ofgem avslo pilotstatus-søknaden til, var National Grid Ventures prosjekt Continental Link, som skulle gå mellom Yorkshire i England og Norge. Den skulle ha 1800 MW, og koble på opptil 3600 MW havvind i både den norske og britiske delen av Nordsjøen.
«Vi er skuffet over denne avgjørelsen, men er oppmuntret av Ofgems positive vurdering av prosjektet», skriver selskapet i en epost til Energiteknikk.
«Vi tror MPI-prosjekter som Continental Link vil levere viktige fordeler for britiske og norske forbrukere. Vi vil derfor oppmuntre den britiske og den norske regjeringen til å fortsette å samarbeide om utvikling av nye utvekslingskapasitet for å sette fart på utviklingen av havvind, slik det slås fast i den britisk-norske handelsavtalen for elektrisitet», skriver National Grid.
Tekst: Atle Abelsen
S eksjonsleder Knut Styve Hornnes i Statnett advarer aktørene i kraftbransjen om at den økende andelen av innmatning av omformerbasert kraft i Norden kan nå en kritisk grense allerede i 2027.
– Vi må gjøre noe! slo han fast overfor tilhørerne under Smartgridsenterets fagdag i Trondheim i slutten av april.
– Jeg skal ikke være bombastisk på årstallet, men det er omtrent da vi kan få perioder med mer enn 65 prosent innmatning av sol- og vindenergi i systemet. Selv om det varer bare noen få sekunder, kan det påvirke stabiliteten i kraftsystemet. Dette kan i verste fall føre til en systemkollaps hvis det ikke iverksettes tiltak tidsnok, utdyper Hornnes overfor Energi-teknikk.
Han viser til EU-prosjektet Migrate, som allerede i 2019 presenterte dette som et funn. Hornnes forteller at dette er et problem som EU har vært opptatt av lenge, men at det europeiske kontinentet fortsatt har et så stort og sammensatt kraftsystem med mye synkronmaskineri tilgjengelig at de har klart seg greit foreløpig. Tilbakemeldinger fra europeiske systemansvarlige nettselskap (TSO) peker på utfordringer for deler av kraftsystemet innen ett til to år.
For det nordiske systemet nærmer den kritiske grensen på 65 prosent omformerbasert innmatning seg raskt. Derfor har Statnett, sammen med de systemansvarlige TSO-ene i Sverige, Finland og Danmark, siden 2021 samarbeidet for å finne løsninger.
– Omformerne har ikke de samme egenskapene som vannkraftturbiner i våre vannkraftverk eller dampturbiner i termiske kraftverk til å regulere og holde på stabiliteten i kraftsystemet, sier Hornnes.
Hornnes peker på at vi må finne tekniske løsninger og utvikle teknologi som gjør at vi kan klare å beholde stabiliteten.
– Det som er det store nå ute i verden, er det som heter «gridforming». Det vil si at en omformer kan levere spenningens sinuskurver og fungere som en spenningskildeomformer (VSC) uavhengig av hva som skjer i kraftsystemet, sier han.
En omformer tenner kanskje ti ganger på en halvpuls, eller halvperiode. Det er fordi den genererer sinuskurver ved hjelp av puls-breddemodulasjon. Det betyr at man kan forandre tenningstidspunktet på pulsene i løpet av millisekunder.
– Men da må omformeren vite når den skal tenne, når den skal generere sinuskurver. Den skal ha både korrekt amplitude og generere sinuskurver i fase med resten av systemet. En synkrongenerator kalles nettopp det fordi den er i fase med alle de andre synkrongeneratorene, sier Hornnes.
Han påpeker at systemoperatørene må kunne overvåke tilstanden i millisekundområdet for å kontrollere at systemet fungerer som det skal.
– Operatørene må ha sanntidsinformasjon om fasevinkler og være i stand til å kontrollere interoperabilitet mellom omformerne, understreker han.
– I Norge er det vi i Statnett som ser utfordringen, og som jobber aktivt med å løse problemene. Vi samarbeider ikke bare med de øvrige nordiske TSO-ene, men også med de store leverandørene av relevant utstyr. Målet er å komme i mål før vi når dette skjæringspunktet for ustabilitet innen 2027, sier Hornnes.
I Norge peker Hornnes også på at det er viktig å ha en «Plan B»: Å ha tilstrekkelig roterende masse (synkrongeneratorer) i systemet til å håndtere utfordringene.
– En synkrongenerator henger fast i magnetfeltet til stator. Så lenge den roterer, vil den følge den eksterne frekvensen. Hvis den endrer seg, vil rotoren gi fra seg energi, eller ta opp energi. Hvis frekvensen går ned, så bremses rotoren og gir fra seg energi. Hvis frekvensen går opp, så akselerer rotoren.
Han forteller at kraftelektronikk ikke nødvendigvis bare skaper problemer, men også kan levere løsninger.
– Hvis du har en energikilde bakom kraftelektronikken, kan du kan jo ta ut faktisk treghetsmoment fra for eksempel en vindturbin hvis du bremser rotor. Det er det samme med gridforming, der må du ha energi tilgjengelig. Men man kan ikke levere gridforming direkte fra et solcellepanel, det går ikke. Du må ha batteri eller energi tilgjengelig.
Hornnes peker også på at kraftsystemet vårt i utgangspunktet ikke er utformet på en måte som gjør det enkelt å innføre denne typen løsninger.
– Det vi holder på med, er å forandre utformingen på kraftsystemet. Vi må ha kontrollsystemer som håndterer overvåking i millisekundområdet. Og vi må ha omformere og systemer som kan levere det vi ber om. Vi må automatisk feilhåndtering, fordi ingen operatører jobber i millisekund-området, sier Hornnes.
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
S tatnett advarte i vinter Reguleringsmyndigheten for energi (RME) i NVE om at betydelige mengder vindkraft styres på PC, nettbrett eller telefon hjemmefra, og der kapasiteten ikke er tilgjengelig for nedregulering når Statnett trenger det i vanskelige driftssituasjoner.
Enkelte vindkraftaktører vegrer seg ifølge Statnett for å by inn i regulerkraftmarkedet, fordi de ikke har noen god løsning for fordeling av inntekter mellom eier, driftsselskap og kraftavtager.
Derfor ba Statnett om at vindkraftverk så snart som mulig underlegges samme krav til beredskap som vannkraftverk av tilsvarende størrelse. Det samme mener Statnett må skje med havvinden.
RME ba Statnett om å utdype hvilke aktører det mener bør være omfattet, og hvordan kravene bør utformes.
I sitt svarbrev, som Energiteknikk har fått innsyn i, kommer Statnett med forslag til krav, ikke bare til vindkraften, men også til andre produksjonstyper.
Statnett påpeker at det er økende mengder uregulerbar produksjon i kraftsystemet, spesielt vindkraft, men det forventes også større solkraftanlegg. Den uregulerbare prodøgnbemannet duksjonen er i dag i liten grad med i de etablerte balansemarkedene, og er ofte heller ikke tilknyttet en driftssentral. Det gjør det vanskelig à benytte dem til flaskehalshåndtering eller kontakte dem for å gjøre tilpasninger i driften.
Dersom aktører som Statnett trenger til flaskehalshåndtering, ikke har installert nødvendig utstyr, vil Statnett måtte instruere dem oftere enn de gjør i dag.
Da vil det bli utfordrende å finne effektive operative løsninger. Systemdriften går nå nemlig gjennom en stor transformasjon fra manuell til automatisk drift, på grunn av mer uregulerbar produksjon og en finere tidsoppløsning i markedene. «Mange manuelle prosesser på Landsentralen integrert i de automatiserte prosessene vil bli krevende», understreker Statnett.
I en automatisert systemdrift er det avgjørende at de kan kommunisere elektronisk med alle aktorer i kraftmarkedet.
«Dette krever at de installerer nødvendig utstyr og er koblet til en døgnkontinuerlig driftssentral. Vi mener at dette må bli et krav», skriver Statnett.
Redusert tilgjengelighet på reserver som følge av manglende tilknytning til prodøgnbemannet driftssentral har ifølge Statnett blitt synlig i forbindelse med etablering av ny vindkraft.
«Problemstillingen er imidlertid relevant for en rekke fleksibilitetskilder, både forbruk og produksjon. Dette gjelder f. eks småkraft, solkraftparker og havvind, men også forbruk som eventuelt knyttes til på vilkår om anmelding av gitte volum i mFRR-markedet. Fremtidens automatiserte systemdrift vil være avhengig av at disse tilbyr sin fleksibilitet i balansemarkedene på samme vilkår som dagens reguleringsressurser», understreker Statnett.
MFRR står for manual frequency restoration reserves, kalles tertiærreserver eller regulerkraft, og har en aktiveringstid på opp mot 15 minutter.
Stadig mer vindkraft anmeldes imidlertid i mFRR-markedet, og det har ifølge Statnett vist seg á fungere godt i driftssituasjoner med behov for nedregulering.
Balanseansvarlige aktører med velfungerende driftssentralløsninger har nå drøyt 3000 MW installert vind, mens de resterende ca. 2000 MW ligger under balanseansvarlige med løsninger som ifølge Statnett verken fungerer godt i dagens eller fremtidens balanseringsprosess.
Statnett er i dialog med aktører om muligheten for à knytte vindparkene de anmelder til døgnbemannet driftssentral.
«De har interesse av å tilby anmelding i mFRR-markedet på vegne av kundene sine via tredjeparts driftssentral, og har tidligere implementert slike løsninger på en god måte. Vårt inntrykk er derfor at det er eier eller operatør av vindparkene som ikke ønsker en slik løsning», skriver Statnett.
Statnett foreslår at kraftverk
over 1,5 MW skal få krav om å
kunne fjernstyres fra driftssentral
med funksjonalitet for å
kunne fjernstyre følgende:
1. Aktiv effekt – settpunkt
2. Frekvensregulering – statikk
3. Spenningssettpunkt.
Statnett mener det også bør åpnes for at systemansvarlig (altså Statnett) etter vurdering kan kreve at andre innstillinger i produksjonsenheter også skal kunne styres, dersom det er nødvendig for driften av systemet.
Statnett ønsker også å ha mulighet til å få tilgang til fleksibiliteten som fins i forbruket.
«Dette bør gjelde en del industriforbruk, og kan for eksempel sees i sammenheng med forbruk som knyttes til på vilkår».
Statnett opplyser at de ikke har god informasjon om kostnadene forbundet med å sette ut styring av vindkraftverk til døgnbemannet driftssentral eller anmelding og oppdatering av bud i mFRR-markedet til døgnbemannet driftssentral.
«Vi ser imidlertid at det er flere vindkraftverk som både styres fra tredjeparts driftssentraler og som jevnlig oppdaterer nedreguleringsbudene sine iht. produksjonsplan. Slike løsninger har bidratt til å få store volum med vindkraft inn i mFRR-markedet og dermed gjort vindkraft til en verdifull balanseringsressurs i overskuddssituasjoner. Vi håper at de foreslåtte endringene kan bidra til at vindkraft, og solkraft, også blir en effektiv og verdifull ressurs for flaskehalshåndtering », skriver Statnett.
Energiteknikk har spurt RME om de er enige i Statnetts synspunkter. RME svarer at de i tiden fremover vil vurdere Statnetts innspill og eventuelle behov for tiltak.
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
I løpet av det siste året har Reguleringsmyndigheten for energi (RME) i NVE fått flere henvendelser fra nettselskaper om bekymringer i forbindelse med investeringer i solcelleanlegg i lavspent distribusjonsnett.
Nettselskapene må oppgradere relativt sterke nett hos kunder som ønsker å installere solcelleanlegg bak sin måler. Mange kunder ønsker å installere anlegg slik at de kan mate inn tilsvarende størrelsen på hovedsikringen, noe som fører til for høy spenning i nettet, og at nettselskapet må oppgradere nettet.
Flere av nettselskapene mener at oppgraderingene vil føre til betydelige investeringskostnader, som betales av alle nettselskapets kunder gjennom nettleien. Nettselskapene mener det ikke er samfunnsmessig rasjonelt at én kundes investering i solcelleanlegg som krever oppgradering av nettet, skal betales av alle de andre nettkundene. De sikter da til nett som ansees som sterke og som fortsatt har gjenværende teknisk levetid.
I utgangen av 2022 var det registrert snaut 16.500 plusskunder i Norge, en økning på over 7000 anlegg fra desember året før. Tallet forventes å stige ytterligere.
Man kan dermed anta at tekniske utfordringer i nettet knyttet til solcelleinstallasjoner i distribusjonsnettet kommer til å øke, ifølge RME.
RME vurderer det slik at prosumenter nå har rett til å utnytte hele hovedsikringen til både uttak og innmating, og at nettselskapet er ansvarlig for oppgradering av nettet dersom kundens innmating ikke overstiger størrelsen på hovedsikringen.
RME har vurdert at nettselskapene ikke kan kreve anleggsbidrag for forsterkninger i nettet som følge av innmating fra solcelleanlegg, dersom anlegget er innenfor hovedsikringens størrelse.
«Økte kostnader som følge av oppgradering av nett på grunn av solcelleanlegg kan føre til økt nettleie for nettselskapets øvrige kunder. Dette vil i praksis si at alle nettselskapets kunder må dekke kostnadene for at noen ønsker å mate inn effekt fra store solcelleanlegg. Det vil da oppstå et spørsmål om dette er en rasjonell utbygging og drift av nettet», skriver RME.
I leveringskvalitetsforskriften står det at nettselskapet skal sørge for at langsomme variasjoner i spenningens effektivverdi er innenfor et intervall på ± 10 prosent av nominell spenning. Det betyr i praksis at dersom spenningen er utenfor dette intervallet, må nettet oppgraderes slik leveringskvaliteten er i henhold til kravene i forskriften.
Nettselskapene dimensjonerer nettanlegg i lavspenningsnettet med en antakelse om at ikke alle kunder benytter seg av hele sin installerte kapasitet samtidig. Sammenlagringsfaktoren er som regel mellom 40 og 60 prosent. I praksis betyr dette at nettselskapene dimensjonerer for 40–60 prosent av summen av størrelsen på hovedsikringene.
Men hvis flere hus installerer solceller i samme lavspente distribusjonsnett, kan ikke sammenlagringsfaktoren benyttes på samme måte. Når solforholdene er gode, vil solcelleanleggene produsere maksimalt på samme tid. Sammenlagringen blir dermed opp mot 100 prosent. Ettersom nettet er dimensjonert med en sammenlagringsfaktor på 40–60 prosent, kan det oppstå problemer med termiske restriksjoner og/ eller spenningsøking.
I brevet skisserer RME hvordan det kan løses, men understreker at de ikke har tatt stilling til alternativene, og at bransjen foreløpig ikke har vært involvert i særlig grad.
Ett alternativ er å endre reguleringen ved å innføre en rett til å mate inn lik en prosentandel av hovedsikringen. Så skal nettselskapene kunne kreve anleggsbidrag fra en prosument som mater ut mer enn denne prosentandelen, dersom dette fører til at nettselskapet må reinvestere i nettet som følge av innmatingens påvirkning på nettet.
Dette vil følge de samme prinsippene som annet anleggsbidragsregelverk. Det betyr at dersom installasjonen til kunden ikke fører til at det må reinvesteres i nettet, kan ikke nettselskapet kreve anleggsbidrag.
Dersom mengden kunden har rett på å mate inn skal begrenses, vil det ifølge RME kreve en forskriftsendring.
Hvordan prosentgrensen skal settes, må ifølge RME vurderes nærmere dersom det skulle være aktuelt. Grensen må settes slik at privatkunder som ønsker å installere solcelleanlegg eller andre produksjonsanlegg ikke blir begrenset i for stor grad, skriver RME. Et naturlig utgangspunkt er ifølge RME sammenlagringsfaktoren for forbruk på 50-60 prosent. Hensikten med prosentgrensen er at nettkunden har rett på en kapasitet, og videre at nettkunden skal få et prissignal gjennom anleggsbidrag dersom grensen overstiges og det krever reinvesteringer i nettet.
«Dette vil i tillegg kunne gi kundene insentiver til å kombinere produksjon med lagring, for eksempel batteri. I dag har ikke kunden særlige insentiver til å tilpasse innmating», påpeker RME.
Et annet alternativ er å fortsette med samme forvaltningspraksis som i dag.
«En kan se for seg at dersom reguleringen ikke endres, vil nettselskapene selv finne løsninger på utfordringene i lavspentnettet. Dette kan for eksempel knyttes til teknologiutvikling, eller avtaler om struping med eller uten kompensasjon », skriver RME.
RME ser for seg at det er to muligheter for nettselskapene dersom det oppstår problemer med spenningskvaliteten og det er ønskelig å fortsette med dagens forvaltningspraksis:
RME vil starte et arbeid med å undersøke utfordringene knyttet til innmating fra solceller i distribusjonsnettet. Planen er å involvere nettbransjen, solbransjen og andre relevante aktører.
«Målet for arbeidet er å finne en løsning for å begrense utfordringene, som fører til en rasjonell utvikling og utnyttelse av nettet, samtidig som at husholdninger og næring skal ha insentiver til å produsere og forbruke egenprodusert energi», skriver RME.
På spørsmål fra Energiteknikk om hva OED mener om spørsmålene RME tar opp, svarer departementet dette:
«Departementet merker seg at RME legger opp til å involvere nettbransjen, solbransjen og andre relevante aktører. RME har også orientert om sine planer i møte med departementet. Departementet har ikke svart på brevet, men ser frem til å motta RMEs endelige vurderinger».
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
I mars satte Statnett ned kapasiteten på North Sea Link-kabelen til England til 1100 MW, langt mindre enn kabelens tekniske kapasitet på 1400 MW.
Årsaken var at National Grid ikke gjorde mer enn omtrent 1100 MW kapasitet fra England til Norge tilgjengelig, på grunn av britenes vansker med å skaffe seg kraftreserver i sitt egen system.
Statnett ønsket imidlertid lik kapasitet begge veier. «Vi er opptatt av å sikre at det er god kapasitet fra England til Norge når vi trenger det», sa Statnett til Energiteknikk.
sin kapasitet, og ifølge en markedsmelding publisert 21. april, er kapasiteten nå 1300 MW i begge retninger.
– Hvorfor har dere satt opp kapasiteten?
– Det har vi gjort i tråd med at vi skal drifte kabelen med symmetri i kapasiteten for import og eksport. Nå har britene økt kapasiteten på sin side, sier kommunikasjonsdirektør Henrik Glette i Statnett til Energiteknikk.
– Var det vellykket , å sette ned kapasiteten og tvinge fram en endring fra britenes side?
– Vi har hatt en god dialog med britene løpende, både operasjonelt fra vår side og fra myndighetene på ulike nivåer mellom de to landene. Nå har vi lykkes med å få på plass det som skal til for å øke kapasiteten fra Storbritannia til Norge.
– Hvorfor er det viktig å ha lik kapasitet i begge retninger?
– Det er viktig at det er god tilgang på import også, slik at vi får utnyttet ressursene i kraftsystemet og kabelressursen godt, svarer Glette.
Tekst: Atle Abelsen
E tter et snaut år som markedssjef hos energientreprenøren Linka AS på Inderøy i Trøndelag, takket Eskil Solberg (49) ja da han fikk tilbudet om å overta som daglig leder da gründeren Knut Arne Aasan ville trappe ned etter å ha ledet bedriften siden oppstarten i 2009.
Jobben som markedssjef fikk han i mørk tid for energientreprenørene, i en nærmest historisk dyp bølgedal for de som bygger kraftledninger for nettselskapene i landet. Men nå, når han har flyttet inn på sjefskontoret i Kjerknesvågen, kan det se ut til at «ketsjupen» i markedet omsider har løsnet.
– Det er fortsatt litt stille her, men etter sommeren har vi full fart kanskje i flere år framover, sier han.
Etter et snaut år i entreprenørbransjen begynner han å danne seg et godt bilde av hva som trengs for å lede og utvikle den i dag 24 folk sterke bedriften.
– Mitt inntrykk er at det er et nært samarbeid mellom energientreprenørene og nettselskapene, men det kan utvikles. Det begynner å bli bra oppslutning om Fornybar Norges bransjeråd. Jeg tenker først og fremst på at energientreprenørene bør involveres enda tidligere i prosjektene, her kan vi og nettselskapene bli bedre. Vi må utvikle oss sammen med kundene, understreker Solberg.
Han peker på «Veileder for avtaler mellom nettselskap og energientreprenører» som er å finne på Fornybar Norges nettsider.
– Det er et veldig godt dokument, og et godt utgangspunkt for å utvikle samarbeidet med kundene for å finne de beste og mest hensiktsmessige måtene å gjennomføre nye nettprosjekter på, sier Solberg.
Et bedre samarbeid med kundene kan være nødvendig, spesielt når markedet er svært utfordrende, med ustabile og til dels skyhøye råvarepriser og uforutsigbare leveringstider.
– Vi selger skinnet før bjørnen er skutt. Vi leverer inn et anbud basert på prisbildet der og da, så kan det gå tre eller fire måneder før vi får anbudet. Da har kanskje prisen på materiellet skutt i været. I tillegg er mye av råvareprisene i euro, og valutasituasjonen er heller ikke helt forutsigbar for tiden.
Når da mellom halvparten og tre firedeler av anbudet er basert på råvareprisene, blir dette en veldig usikker «butikk». Solberg peker på at det har vært vanlig i anleggsbransjen å justere prisene etter konsumprisindeksen (KPI) i anbudene, men at det ikke har vært vanlig over alt hos nettselskapene.
– Ikke alle er innforstått med at prisene varierer, og at vi er nødt til å KPI-justere. Men jeg registrerer at vi møter en økende forståelse for situasjonen hos kundene, sier Solberg.
Solberg har ingen energifaglig bakgrunn, men skaffet seg en Master of Business and Administration ved Griffith University i australske Brisbane. Før det studerte han også organisasjonspsykologi og russisk. Det siste er det kanskje tvilsomt om har får så mye bruk for i en lederstilling, men psykologikompetansen kan komme godt med.
– Absolutt! HR, og hvordan få folk til å jobbe best sammen, er en av mine største styrker og interesser som leder, sier han.
Det kan sikkert også komme godt med når han skal plukke de riktige menneskene når Linka nå skal ut på markedet for både å erstatte noen av de eldre som går av med pensjon, men også for å utvide staben. Solberg tror de kommer til å være 30 ansatte neste sommer.
– Vi vil vokse, men ikke for fort, understreker han. Solberg peker på at Linka har en litt annen innretning enn mange av de andre energientreprenørene på markedet.
– Mange av våre konkurrenter er tidligere montøravdelinger i store nettselskaper som er skilt ut i eget selskap. Vi er derimot et privat selskapeid av ansatte, med en bedriftskultur som er formet deretter, påpeker han.
Solberg kunne knapt fått en sjefsjobb med kortere vei til jobben enn dette. Han bor selv på Inderøy sammen med kona Diana og en sønn på ni år, i kommunen de humoristisk kaller «Den gylne omvei». Som ivrig fisker setter han også pris på kort vei til havet, og det er heller ikke lang vei til skiterreng som han også er glad i å utnytte.
Tidligere daglig leder Knut Arne Aasan slutter ikke i bedriften han grunnla i 2009, men går inn i en mer operativ stilling som faglig leder.
B
ak utviklingen av disse produk-tene står amerikaneren Phil Landers.
Før han startet ICORP-IFOAM Spe-cialty Products Corporation i 1992, jobbet Landers som ingeniør, linje-mann og forsker (1968-1977) for et kraftselskap i Florida. I 1977 ble han rekruttert som prosjektleder og leder for teknologioverføring for det ny-opprettete EPRI, et forskningsinstitutt for kraftbransjen. I 1984 dannet Lan-ders et selskap for å kommersialisere noe av forskningen som var utviklet. Hans forskning førte til utviklingen av IFOAM- og E-SAP-teknologiene.
Disse produktene har mange bruks-områder. Alt fra forebygging av tre- råte, men også behandling av treråte som alt er i gang for å stoppe videre utvikling til sprekker og hull. Man kan bruke det på alt av trekonstruksjon, som hus, hytter, stolper for gjerder og ikke minst, kraftstolper.
I energibransjen er mange metoder prøvd ut, og noe av dette er fortsatt i bruk, for eksempel netting på tre-stolper og sprøyting av boracol i hull/sprekker.
Ifoam er laget slik at stoffet stopper råtesopp i hull og sprekker. Ifoam herder med temp på 149 C, som dreper all type råtesopp. Viskositet ved herdingen (limet) blir tynnere enn vann, og da flyter dette inn i alle sprekker og ved tørking, slik at limet binder seg til all trestruktur.
Fuktigheten tørkes ut, mikroorga-nismer dør, naturlig kvae og kreosot varmes opp og trekker seg inn mot limet i hullet og legger seg som en impregneringsbarriere. Limet i Ifoam har samme fleksibilitet som trestruktu-ren, og limet er da med på bøyinger og trekrympninger som skjer naturlig ved stolpens bevegelser og tempera-turendringer.
Sniff`n Stop maling brukes som forebygging mot hakkespett på hus, hytter, uthus og trestolper. Sniff`n Stop pensles på områdene hvor skadedyr angriper. Sniff`n Stop beskytter ikke bare mot skadedyr, men også mot råtesopp. Malingen er lett å smøre på rotenden av stolpen og til en høyde over bakken på ca. 50 cm. Det er til-strekkelig å behandle rotenden med Stiff´n Stop før stolpen settes i bakken. Annen type forebygging, med andre løsninger, trengs ikke mot stolperåte i bakkenivå.
Granulat er ett strøbart produkt som ser ut som kattesand. Dette produk-tet kan brukes der hvor det finnes stokke-maur, maur, mus, rotter, orm, edderkopper etc, og bruksområder er hus, båt, camping etc, men også nettstasjoner.
Med Ifoam og Sniff`n Stop maling/granulat har netteier de produktene som trengs for å ivareta trestolpenes levetid. Gamle stolper kan vedlikehol-des der skaden er oppstått, og Ifoam kan brukes til å forebygge mot nye skader, mens nye stolper kan behand-les på stolpelunden før de settes opp. Sniff`n Stop finnes også i spraybar utgave. Produktene kan også brukes ved AUS-arbeid, og de er heller ikke farlig å bruke innenfor risikoavstand. Produktene kan brukes året rundt, fra høye plussgrader til lave kuldegrader. Produktene har ingen holdbarhets-dato.
Ved å følge produsentens info og ha dialog med leveran-døren, kan vi gi deg en unik produktgaranti.
I 2016 utførte REN AS en dokumentert knekk-test av nye trestolper som var behandlet med Ifoam.
Konklusjonen i EU testrapporten er at Ifoam bygger opp styrken i trestolpen. Kontakt LWCAS eller REN AS om du ønsker rapporten.
Driftsingeniør Ingolf Bergh i Linja AS:
«Vi fikk vite om dette produktet første gang i 2014. Det hørtes interessant ut, og vi ønsket å prøve dette. Mye av vårt linjenett er i områder der hakkespetter har sine revir, og skader i stolpene forårsaket av hakkespett er ofte om- fattende.
I mastearrangementet som vist i bilde var begge stolpe-ne skadet av hakkespett. Stolpen til høgre hadde så store skader at den måtte byttes. Stolpen til venstre var mindre skadet og ble vurdert til å kunne stå til evt. større skader ville komme. Ny stolpe ble satt inn til høgre, og denne ble smurt inn med Sniff`n Stopp. Vi har jevnlig befart dette mas-tepunktet for å se om hakkespettene ville holde seg borte. Etter ni år har vi ikke sett tegn til nye hakkespettskader. Skadene i stolpen til venstre er ikke blitt større. Vi tolker dette som at Sniff`n Stopp har holdt hakkespettene borte fra begge stolpene.»
Overmontør Kåre Olav Farstad, Linja AS:
«Vi har brukt IFOAM siden 2014, og er godt fornøgd med produktet. IFOAM er lett å bære med seg, hurtig å montere og er en effektiv måte å tette hakkespetthull.»
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
F lytbasert markedskobling er en automatisering av fastsettelsen av handelskapasitet til kraftmarkedet. Metoden bruker mer detalj-ert informasjon om det fysiske strømnettet og ser hele Norden i sammenheng, slik at nettet utnyttes enda bedre enn i dag.
Flytbasert markedskob-ling har nå vært testet ut i tre måneder. Dersom metoden hadde blitt benyttet i vinter, ville den gitt økt import til Sør-Norge og mindre prisforskjeller i Norge enn ved dagens fastsettelse overføringskapasitet til markedet, ifølge Statnett.
Kraftforsyningen blir stadig mer kompleks, med mer uregulerbar produksjon enn før. Dette gjør det stadig mer krevende å fastsette riktig kapasitet i strømnettet.
– Mens dagens markedsløsning bare ser på grensen mellom to og to prisområd-er, tar den nye løsningen med mer informasjon om kraftnettet. Dette gjør at vi kan utnytte strømnettet bedre. Da blir det mindre prisforskjell mellom de ulike prisområdene. Vi får også en mer nøyaktig plan for driften av kraftsystemet for det kommende døgnet, noe som er viktig for den operative driften vår, sier konserndirektør Gunnar Løvås i Statnett.
De systemansvarlige nettselskapene i Norden har samarbeidet om å etablere flytbasert markedskobling i Norden siden 2012.
Etter at rapporten har vært på høring, vil de nordiske reguleringsmyndighetene for energi ta stilling til om kvaliteten på metoden oppfyller angitte krav.
Planen er at vi skal kunne gå over til å benytte flytbasert markedskobling i spotmarkedet for kraft i Norden i løpet av første kvartal 2024.
Tekst: Atle Abelsen
V ed et ladepunkt for elektriske ferger i Stavanger står en nyutviklet norsk transformator og skal bevise at den reduserer både varmetap som følge av reaktiv effekt og overharmonisk støy ut på nettet.
Det er den norske oppstartbedriften Ezone Energy AS som er ansvarlig for dette pilotprosjektet, og nå tror personene bak at de kan stå foran et nytt norsk industrieventyr.
Økende bruk av kraftelektronikk øker også utfordringene med overharmonisk støy i nettet. Anvendelser som store ladestasjoner for elektriske biler, busser og ferger, men også solcelleanlegg og vindparker inneholder kraftelektronikk som bidrar til problemet.
I tillegg sliter nettselskapene med utfordringer knyttet til reaktiv effekt i transformatorene. Dette er effekt som blir et varmetap i systemet, og det bidrar også til å skape overharmonisk støy.
Verken reaktiv effekt eller overharmonisk støy er mulig å eliminere helt. Men så å si alle elektrotekniske industriselskaper og mange små oppstartselskaper verden over satser mye på å utvikle teknologier for å minimalisere disse problemene.
De aller fleste løsningene baserer seg på metoder der man benytter kraftelektronikk som på forskjellig vis kompenserer for den reaktive effekten etter utgangen av transformatoren. Haken ved slike løsninger er at de ikke håndterer tapene i selve transformatoren.
I Norge satser Ezone Energy på et spesielt patent utviklet av grunderne av bedriften, ingeniørene Erlend Frisvold og Erik Svanes. Frisvold hadde den første ideen, som svært enkelt forklart baserer seg på å sanntidsanalysere forholdene inne i viklingene i transformatoren ved hjelp av en antenne-anordning på utsiden som fanger opp det elektromagnetiske feltet.
Teknisk direktør Erik Svanes i Ezone Energy forteller til Energiteknikk at teknologien er skalerbar opp til en viss størrelse, så stor som man kan få en isolasjonstransformator, også kalt en skilletransformator.
En isolasjonstransformator kan fungere som et galvanisk skille i et nett med samme spenning ut som inn, eller den kan brukes til å steppe opp eller steppe ned spenningen.
– Det er fysiske begrensninger på isolasjonstrafoer. Vi ser for oss at teknologien kan brukes på alle nivåer opp til 3,3 kV. På høyere spenninger viser det seg at det er vanskelig å få et stabilt nett med en isolasjonstrafo, sier Svanes til Energiteknikk.
Pilotprosjektet i Stavanger skal øke virkningsgraden i ladesystemet og bedre kvaliteten på ladestrømmen.
– Vi har en formening om at det vil ha en positiv påvirkning på så vel levetid som rekkevidde på batteriet i ferga. Årsaken er at vi tar vekk mye av den totalharmoniske støyen i systemet, sier Svanes.
Han hevder at deres teknologi kan øke virkningsgraden med opptil ti prosent i ladesystemet, bare ved at de reduserer reaktiv effekt i transformatoren og den totalharmoniske støyen (THD – Total Harmonic Distortion) i systemet.
– Ved å redusere THD, får returstrømmene en bedre vei å gå. Dermed kan vi ta vekk skjevlast mellom fasene og reaktiv effekt på en god måte. Når du har THD i et system, bygger den seg opp rundt en av fasene. Begynner man å kvele en av fasene, får du en dårligere virkningsgrad, sier teknologisjefen.
Han peker på at en transformator på tomgang kan ha en virkningsgrad på 0,98–0,99, men at den synker drastisk med en gang transformatoren faktisk belastes.
– Virkningsgraden, eller powerfaktoren, kan i konvensjonelle trafoer synke helt ned mot 0,6. Da forsvinner opptil 40 prosent av energien man sender inn i trafoen i varmetap på grunn av den reaktive komponenten. Vi kan dokumentere at virkningsgraden på vår transformator ikke synker lenger enn til et sted mellom 0,8 og 0,9. Det er mer enn en halvering av varmetapet, sier Svanes.
THD og reaktive komponenter er forhold som også skaper elektromagnetiske forstyrrelse (EMI – Electromagnetic Interference)
– Den fasen som EMI legger seg rundt, mister både spenning og strøm, og man får varmetap. Det får vi ikke i vår transformator, fordi vi ikke lar EMI bygge seg opp rundt fasen.
Svanes understreker at deres patenterte teknologi (i 157 land) ikke baserer seg på kraftelektronikk, som de fleste andre kompenserende løsninger.
– Absolutt ikke! Kraftelektronikk er hovedårsaken til den dårlige virkningsgraden som er i strømnettet i dag. Vi bruker refleksjonsteori. Vi er ikke inne i det aktive feltet i transformatoren. Vi jobber kun i det passive feltet. Det gjør at vi kan ta vekk denne lille oppbyggingen av EMI uten at det påvirker virkningsgraden i det hele tatt, sier han.
Måten de får dette til på, baserer seg på en konstruksjon med en antenneanordning i transformatoren som «leser» det elektromagnetiske feltet utenfor jernkjernen. Ved hjelp av informasjonen de får fra denne, kan de håndtere returstrømmen på en helt ny måte og redusere de reaktive strømkomponentene.
Ezone har i dag seks fast ansatte og noen tilknyttede konsulenter med hovedkontor hos energiklyngen Energy Valley på Fornebu i Bærum kommune utenfor Oslo. De har også tilgang til laboratoriefasiliteter på Jæren, der de tester prototypene. Svanes forteller at Ezone er utålmodige etter å vise verden teknologi, men at de vil ta ett naturlig steg av gangen.
– Vi har ingen planer om å etablere produksjonsanlegg og starte en ny industribedrift. Vi tror heller på å lisensiere ut teknologien til én eller flere av de etablerte trafoprodusentene, sier han.
Svanes tror at de første kommersielle anvendelsene kommer i maritimt marked.
– Grunnen er at potensialet på fartøy er spesielt stort. Skip har veldig mye kraftelektronikk. Virkningsgraden her er elendig, ofte helt nede i 0,3-0,4. Dersom de i tillegg har hybridløsninger, er det enda dårligere. Batteriløsninger inkludert i systemet reduserer virkningsgraden ytterligere, sier Erik Svanes.
Tekst: Atle Abelsen
I nstrumentleverandøren Megger har leid inn omfattende utstyr for å rense og gjenbruke industriell SF6-gass for norske nett- og energiselskaper. Bakgrunnen er avgiften på import av SF6-gass på 22.300 kroner per kilo som regjeringen innførte fra nyttår.
Tidligere har selskapene sendt gassen til industriselskapet Dilo Armaturen und Anlagen GmbH i Babenhausen i tyske Bayern for å rense og gjenbruke gassen. Dilo har spesialisert seg på å utvikle og produsere utstyr for å fylle, tappe, oppbevare og flytte industrielle gasser, og altså også å rense og gjenbruke gass.
Men etter nyttår må altså norske SF6-brukere betale avgift på den rensede gassen når de får den tilbake til Norge. Selve rensingen i Tyskland koster drøyt 300 kroner per kilo. Nå kommer det altså en ekstra regning på 22.300 kroner per kilo, når den passerer grensen på vei inn igjen.
Derfor forsøker Megger AS i Sarpsborg, som har agenturet for instrumenter fra Dilo i Norge, nå å snu på flisa. De får heller fraktet utstyret for å rense gassen til Norge, og gjør
nå dette noen uker fram til midten av mai for norske kunder, så de slipper den drepende importavgiften.
– Dilo er de eneste i Europa som renser SF6-gass for gjenbruk, sier daglig leder Leif Børge Pedersen hos Megger til Energiteknikk.
– Vi ser på dette som et miljøtiltak. Det er svært energikrevende å produsere SF6-gass, så gjenbruk er faktisk bra for klimaet og miljøet. Dessverre har ikke bransjen fått gjennomslag hos myndighetene for fritak for gammel, renset gass, sier han.
Etter å ha annonsert tiltaket på siste brukerforum for GISbrukere i 2022, har en håndfull selskaper sendt til sammen 2,6 tonn brukt SF6-gass til Megger på Grålum i Sarpsborg. Blant brukerne finner vi nettselskaper, industriaktører og GIS-leverandører. Når renseprosessen er ferdig en uke eller så inn i mai, vil utstyret returneres til Babenhausen.
Vidar Stene hos Megger var en av to fagpersoner som har vært i Tyskland og fått opplæring i å operere renseutstyret og behandle gassen. Han forteller at alt etter responsen fra selskapene, kan dette bli en årlig foreteelse.
– Vi har blant annet diskutert om vi skal ambulere og flytte litt rundt i Norge. Det eneste vi trenger er et passe stort lagerlokale og tilgang til strøm, sier han.
Den største forurensningen i brukt gass er luft som slipper inn enten gjennom lekkasjer, eller når gassen fylles eller tappes. Stene forteller at det er vanlig at luftinnholdet i gass som har vært brukt lenge, og kanskje flyttet på noen ganger, kan ligge på mellom 10 og 20 prosent. Det reduserer gassens evne både som isolasjonsmedium og å slukke lysbuer.
– Men vi har også sett brukt gass med luftinnhold helt opp i 40 prosent, sier Stene. Når gassen er renset, er renheten helt oppe i 99,99 prosent igjen, som er kravet til ny gass.
Den andre hovedkomponenten i forurensningen er svoveldioksid, SO2. Denne dannes når det oppstår lysbuer ved åpning og lukking av bryterne. Her er innblandingen så liten at den måles i parts per million, ppm. Toleransegrensen hos GISleverandørene er 5 ppm. Det høres lite ut, men det bidrar til å senke pH-verdien i gassblandingen og gjøre den surere. Det har blant annet en negativ innvirkning på utstyret.
Å rense gassen er en relativt enkel affære. SF6 og luft (nitrogen og oksygen) har forskjellig «kokepunkt», det vil si temperaturen der gassen går over fra å være flytende til gass. For SF6 er denne minus 40 grader celsius, mens oksygenet og nitrogenet i lufta holder seg i gassform helt til henholdsvis minus 185 og 195 grader celsius (alt i én atmosfæres trykk).
Prosessen med å fryse ned gassen og ventilere ut restlufta foregår i minst tre omganger, helt til så å si alt oksygen og nitrogen har forlatt blandingen. Svoveldioksid lar seg så enkelt filtrere ut fra den gjenværende SF6-gassen som partikler.
Avhengig av responsen kommer Megger kanskje til å gjenta dette også til neste år.
– Prisen for å rense gassen er ikke så mye høyere enn hva det ville kostet selskapene å sende gassen til Tyskland før avgiften ble innført. Selv om det koster en del å få fraktet dette utstyret fra Tyskland og hit, har vi klart å holde prisen nede på 360 kroner per kilo. Når fraktkostnaden deles på 2.600 kilo gass, blir den lite utslagsgivende, sier Stene.
Han forteller at det renses SF6-gass mange steder rundt om i verden, men i Europa er det etter hans kunnskap kun Dilo som gjør det. Det har inntil nå vært enkelt å frakte gassen rundt for å få den renset, og det er fortsatt få land i verden som har innført avgifter som i Norge.
Stene ser dette like mye som et servicetiltak for sine kunder, som et forretningsområde.
– Vi har ingen planer om å kjøpe slikt utstyr og ha det stående permanent i landet. Det er rimeligere å heller samle brukt gass, og frakte utstyret fra Tyskland, slik som nå. Så kan vi rense noen tonn i slengen, som selskapene kan ha på lager, sier han.
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
S pørsmålet om hvorvidt Statnetts planlagte salg av 132 kV-nett på Nordvestlandet til Mørenett tilrettelegger for samfunnsmessig drift av anleggene, har nylig vært ute på høring.
En rekke aktører gjentar og utdyper sin kritikk av salgsplanene, mens Statnett kommer med en utdypende begrunnelse for hvorfor alt nettet bør selges til én aktør, og en aktør som har døgnbemannet driftssentral.
Statnett påpeker i sitt innspill at Norges største enkeltuttak, Hydros aluminiumsfabrikk på Sunndalsøra, ligger i 132 kVnettet.
«Det kreves hurtig aksjon ved eventuelle feil, da en driftsforstyrrelse på mer enn 2 timer kan få meget alvorlige følger for kunden og muligens hele lokalsamfunnet. Det er et spolejordet 132 kV nett som er dårlig revolvert, noe som gir store skjevspenninger», påpeker Statnett i sitt innspill, som Energi-teknikk har sett.
Det kreves ifølge Statnett «til dels stor koordinering av spoleinnstillinger for å legge til rette for rask aksjon og seksjonering ved en eventuell jordfeil i nettet». Det er ifølge Statnett periodevise utfordringer rundt snitt internt i «Aura-nettet», noe som krever hurtig endring av koblingsbildet.
Statnett påpeker at koordinering av driften blir mer komgjennompleks og tidkrevende jo mer nettet blir splittet opp blant flere kjøpere.
«Det kan være utfordrende å oppnå kontakt og aksjon fra aktører som ikke har døgnbemannet driftssentral. Statnett anser at én kjøper og en døgnbemannet driftssentral er av stor viktighet for håndtering av utfordringer i nettet, som bidrar til å øke forsyningssikkerheten. Mørenett har en slik driftssentral og kompetanse i dag», skriver Statnett.
En rekke aktører, blant annet Tensio, bruker den ekstra høringsrunden for å gjenta og utdype sin tidligere kritikk av salgsplanene.
Da Statnett startet salgsprosessen av sitt 132 kV-nett i området for snart fire år siden, arbeidet Tensio med et bud på de anleggene som tilhørte eget geografiske kjerneområde. Ifølge Tensio formidlet Statnett nokså tidlig at det var én interessent som var villig til å kjøpe hele porteføljen samlet, og at Tensios bud på deler av porteføljen ikke ville prioriteres.
«I frykt for å komme situasjon der et utenforstående nettselskap uten kunder eller tilstedeværelse i regionen fikk eierskap, drift og beredskap på nett i vårt område leverte også Tensio et bud på hele porteføljen. Vår vurdering var at det kunne vært mulig å kjøpe samlet, for deretter å stykke opp og avhende deler av porteføljen i etterkant», skriver Tensio i sitt innspill.
«På den måten kunne Tensio unngå at en utenforstående tredjepart kom inn og forkludret nettdriften i egen region samtidig som man bidro til et fornuftig eierskap, utvikling, utnyttelse, drift og beredskap av nett i tilstøtende regioner.
Det er vrient å se for seg noen fordeler ved å overføre netteierskapet til en ekstern aktør uten tilstedeværelse i regionen, uten mannskap, uten beredskap og uten nærhet til eller kontakt med kundene i regionen », skriver Tensio videre.
«I de fem første årene har aktørene blitt enige om at anleggene skal drives og opereres av Statnett med Mørenett i en perifer rolle som eier på papiret », hevder Tensio.
I en gjennomgang av høringsuttalelsene, som Mørenett har sendt til NVE, avviser selskapet kritikken.
«Tensio anfører at Mørenett verken har mannskap, beredskap, nærhet eller kontakt med kundene i regionen, og at Møre-nett vil ha en perifer rolle som eier på papiret. Dette vil vi på det sterkeste avvise. I de første 5 årene etter at Mørenett har overtatt eierskapet til nettanleggene er både drift, vedlikehold og beredskap sikret komgjennom en bilateral avtale mellom Statnett og Mørenett. Avtalen åpner for at Mørenett kan overta fullt ansvar for anleggene før det har gått 5 år, og det er også vår klare intensjon», skriver Møre-nett.
Avtalen med Statnett er viktig for å sikre kontinuitet og en trygg overføring og overtakelse av nettforvaltningen i området, understreker Mørenett.
Så snart Mørenett har overtatt eierskapet til anleggene, vil selskapet starte arbeidet med å styrke sin kompetanse regionalt.
«Mørenett/Linja er et av de største nettselskapene i landet, og har allerede i dag sterk og god kompetanse for å forvalte og drifte regionalnettanlegg. Vi har også en døgnbemannet driftssentral som kan overvåke og følge opp de aktuelle nettanleggene », understreker selskapet.
Når det gjelder fysisk drift, vedlikehold og beredskap skal Mørenett i god tid før avtalen med Statnett utløper bygge sin egen organisasjon med geografisk nærhet til anleggene som kjøpes.
«Vi samarbeider gjerne med ett eller flere av de lokale nettselskapene om å bygge opp nødvendige regionale ressurser », skriver selskapet.
Flere selskaper har innvendt at fragmentering av eierskap vil påvirke nettkunder negativt ved at kundegrensesnittet blir mindre oversiktlig.
Mørenett understreker imidlertid at overvåking fra én driftssentral og én driftsoperatør gir god koordinering av drift og forvaltning, og at dette vil medføre at det samlede nettet utnyttes på best mulig måte.
«Det er viktig med en eier med et gjennomgående ansvar for å sikre at den samlede driften ivaretas med fokus på samfunnsøkonomi, og på å unngå suboptimalisering der flere interessenter er involvert. En samlet drift bidrar også til en bedre feilhåndtering slik at konsekvensene av feil kan minimeres».
NVE har opplyst til Energiteknikk at de planlegger å fullføre behandlingen av saken i mai.
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
W ind Catching Systems AS og Ny Energi AS har på vegne av Wind Catching Demo AS søkt om unntak fra åpning av areal for flytende havvind utenfor Nyhamna i Aukra kommune i Møre og Romsdal.
I den første av tre faser skal det etter planen bygges tre multirotor flytere, hver på 40 MW (bestående av 40 turbiner på 1 MW hver). I fase to skal det bygges to fullskala multirotor flytere, hver på 126 MW (bestående av 126 turbiner på 1 MW hver). I fase tre skal det bygges fem fullskala multirotor flytere, hver på 126 MW, totalt 630 MW. Sammen med fase 1 og 2 er totalt installert effekt 1002 MW.
Gassprosesseringsanlegget på Nyhamna har siden oppstarten vært ensidig forsynt (N-0) gjennom en 420 kVforbindelse.
Statnett planlegger ny 420 kV-forbindelse til anlegget. Men nå kan altså flytende havvind bli en del av løsningen. I søknaden opplyses det at havvindutviklerne har vært i dialog med Shell og Gassco, som eier anlegget.
«Shell ser nytten av å tilføre ny fornybar kraft til Nyhamna, som vil trenge mer kraft i fremtiden. Prosjektet vil vesentlig bidra til å styrke kraftbalansen i området med ny fornybar kraft som vil muliggjøre videre industriell utvikling i regionen. Prosjektet vil også muliggjøre å etablere en delvis n-1 løsning til Nyhamna», skriver Wind Catching Systems i sin søknad.
Søknaden ble sendt til OED 21. april, og selskapet har ikke fått svar ennå.
Avhengig av behandlingstid og tidsplan, kan arealet være ferdig utbygget innen 2032, opplyser selskapets daglige leder i Wind Catching Systems, Ole Heggheim, til Energiteknikk.
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
D et siste trekvart året har Motor & Generator Service gjennomført tilstandskontroll av 130-140 generatorer.
– Det er til dels forstemmende dårlig og veldig mye å ta fatt i, oppsummerte selskapets styreleder Ronny Solberg på Småkraftdagene i Bergen i slutten av mars.
Overfor Energiteknikk anslår han at en tredel av generatorene de kontrollerer, er i direkte dårlig stand, og at ytterligere en tredel har noen småfeil. Småfeilene kan typisk ordnes på stedet, for eksempel løse tilkoblinger eller defekte dioder, men kan skape alvorlige problemer om det ikke gjøres noe. Rundt en tredel av generatorene som undersøkes, er ifølge Solberg i veldig god stand.
Han opplyser videre at selskapet hans i fjor kontrollerte fire generatorer som var i så dårlig forfatning at de fikk «kjøreforbud».
Småkraftforeningas daglige leder Knut Olav Tveit understreker at dårlig vedlikehold av generatorer gir havari som igjen gjør forsikringspremiene unødvendig høye.
– Veldig mange har hatt serviceavtaler med sine leverandører hvor generatorene har falt mellom to stoler. Kontrollanlegg og turbin har blitt fulgt opp, men ikke generatorer. Noen har gått i tolv-tretten år uten oppfølging. Da er det ikke så rart at noen går føyka. Og det er dyrt, sa Tveit på konferansen.
Med god oppføling kan generatorene vare lenge, understreket Solberg, og viste fram bilde av en maskin som ble satt i drift i 1938 og som fremdeles fungerte fint.
Han presenterte følgende liste over typiske mindre feil:
Solberg påpekte at smørefettet fort kan legge seg inne i maskinen, på viklingene.
– Det er et vanlig problem særlig på vertikale maskiner at fett fra øvre lager presses inn i maskinen og legger seg på feltmaskin og viklinger. Det skyldes gravitasjon, svak tetning under øvre lager, at fettutkast ikke fungerer eller er tett, samt oversmøring, sa generatorkontrolløren.
Dette reduserer kjølingen på viklingen, slik at viklingen under blir varmere enn den burde.
Det er lett for at støv fester seg på viklinger og rotororen, samt fett i maskinen. Solberg anbefalte på det sterkeste å bruke filter på lufta inne i stasjonen. – Ellers er det generatoren som blir filter, sa han.
Når det gjelder korrosjon, er det ifølge Solberg lett å oppdage.
– Rustpartikler er vi ikke glad i i en elektrisk maskin. Er det korrosjon, betyr det at det er løse rustpartikler i maskinen, og de legger seg ofte på steder som vi helst ikke vil ha elektrisk ledende materiale. Det bør gjøres noe med.
Generatorens fiende nummer én er fukt, fordi det medfører dårlig isolasjonsmotstand.
– Hvis man ikke oppdager feil i tide, blir det overslag på høyspentvikling som følge av fuktighet. Kobberet smelter, isolasjonen blir brent, og blikkpakka kan smelte. Dette er en typisk generatorskade, og det er dette som drar opp forsikringspremiene. I dette tilfellet måtte generatoren ha full omvikling, blikkpakka var så skadet at man måtte lage ny, og reparasjonen kostet 1,6 millioner kroner.
Arbeidet tar fort fem til seks måneder.
– Da kan man regne på hva det produksjonstapet vil koste. Det er dessverre en del av dette, advarte Solberg.
Om man er føre var og gjør kontrollerer og målinger, kan det imidlertid oppdages på forhånd.
– Vi kan måle at det er fuktighet i maskinen, og man kan da for eksempel kan sette inn litt kraftigere varmeelementer som koster rundt 1200 kroner per stykk. Det er en minimal kostnad for å holde den maskinen tørr og fin, og unngå et havari til et par millioner kroner, sa Solberg.
Forsikringsselskapene krever kvalifisert kontroll av generatorer minst hvert tredje år. Solberg anbefaler i tillegg at driftspersonellet selv gjør enkelt kontroll av maskinen hvert år.
Men alt er ikke ille. Det var tredje gang Solberg holder innlegg om generatorskader på Småkraftdagene, og han mener å se at bransjen nå har begynt å ta problemet mer på alvor.
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
S måkraft AS satte i 2017 som mål å nå 2 TWh i 2022. Dagen før sist nyttårsaften hadde selskapet 1,996 TWh.
– Men så dukket det opp et lite kraftverk i Sverige på 6 GWh, som vi fikk closet på lille nyttårsaften. Så når vi kom til nyttårsaften og det nye året hadde vi 2,002 TWh og oppnådde vårt mål. Det er hva man kan kalle «on time delivery», sa administrerende direktør Terje Vedeler i Småkraft AS på Småkraftdagene i Bergen i slutten av mars.
Småkraft AS har nå 17 prosjekter under bygging, hvorav ett er et oppgraderingsprosjekt, fortalte Vedeler.
– Vi har også ambisjoner framover. Vi ender vel med rundt 1 TWh til før 2030. Vi har seks-sju prosjekter som vi jobber konkret med akkurat nå, som vi regner med å close før nyttår.
Ambisjonene videre handler først og fremst om bygging av nye verk.
– Tidligere har vi kjøpt mye, men vi ser nå at markedet for kjøp av eksisterende kraftverk er nedadgående både i Sverige og i Norge, så nå er det byggeprosjekter som er det store fokuset for oss, sa han.
Overfor Energiteknikk anslår Vedeler at selskapet kjøpte 600-700 GWh i løpet av 2020 og 2021, fordelt på 70-80 kraftverk.
– Det vi så i 2020 og 2021, var at med de lave prisene som var på den tiden, var det veldig mange private grunneiere som ikke klarte å sitte med kraftverket. Virksomheten gikk rett og slett med underskudd, de måtte reforhandle og fikk innkallelse av gjeld fra bankene, og måtte selge. Det ga oss en mulighet til å kjøpe, som gjorde at vi vokste ganske betraktelig på bakgrunn av oppkjøp i slutten av 2020 og spesielt i 2021.
Nå, etter at prisene steg i midten av 2022, har det markedet ifølge Vedeler flatet veldig ut.
– Vi kan nå konsentrere oss mer om utbygging, og det er nå fokuset vårt framover, å bygge ut mer av de tilgjengelige konsesjonene som ligger der, og søke om nye konsesjoner.
– Tror du man vil komme tilbake til en situasjon hvor det igjen vil være flere småkraftverk tilgjengelig for salg?
– Ja, det er klart at hvis prisene går dramatisk ned igjen, og det varer over tid, så vil vi nok se at det kommer flere for salg.
– Var det hard konkurranse om å kjøpe opp verkene mellom dere og deres konkurrenter?
– Ja. Det handler om hvem som er villig til å betale mest. De som solgte, fikk veldig bra betalt, det var konkurranse.
– Hva er morsomst, å kjøpe ferdig eller bygge selv?
– Å bygge, svarer Vedeler kontant. – Å være med på det grønne skiftet og skape mer fornybar energi, det er en sterk motivasjon for våre ansatte. For eierne våre er det GWhene som betyr noe, men for de ansatte hos oss er det ingen tvil om hva som motiverer mest, sier Vedeler.
– Jeg er skeptisk til å sette en klar frist for når behandlingen av en småkraftsøknad eller enhver konsesjonssøknad skal være ferdig, sa statssekretær Elisabeth Sæther i Olje- og energidepartementet på Småkraftdagane i slutten av mars.
– Det er av den enkle grunn at når NVE sitter med bunken foran seg, ser de hvilke prosjekter er det trolig at får konsesjon, og hvilke prosjekter er svært usannsynlig at får konsesjon. Og da er vi tjent med å prioritere de søknadene som vi tror går gjennom, så vi får de raskest mulig opp å stå.
– Alle skal få svar, men i søknaden der man i en tidlig fase ser at det er veldig mye konflikt, at man gir dem en lavere prioritet, det er en fleksibel ordning jeg mener vi i sum er tjent med når vi skal få opp mer kraft, sa Sæther.
Hun gjentok også at fleksibel og regulerbar kraft har prioritet i behandlingskøen.
ØZL
Tekst og foto: Øyvind Zambrano Lie
N orge er generelt ikke gode nok på konsekvensundersøkelser, Norge kommer dårlig ut i internasjonale sammenligninger, sa seniorforsker Katrina Rønningen i forskningsstiftelsen Ruralis – Institutt for konsekvensundersøkelserrural- og regionalforskning i sin presentasjon på Småkraftdag-ane i Bergen i slutten av mars.
– Vi vet at det er en del av problemfeltet særlig knyttet til vindkraft, men vi må forvente strengere krav generelt til konsekvensundersøkelser framover, og at vi også må følge opp strengere internasjonale krav på miljøområdet med press fra EU, sa forskeren.
– Går småkraft under radar-en? Kan vi forvente mer kritikk, sterkere fokus framover, og strengere krav til konsekvensundersøkelser? Vi må være klar over at småkraft er arealinngrep, det føyer seg inn i en bit for bit-utvikling med tap av naturverdier og sammenhengende inngrepsfrie områder, sa hun.
Da må man også ta hensyn til reindriften.
– Vi ser bortfall og reduksjon av vannføring i elver, bekker sammen med andre terreng-endringer kan føre til endringer i trekk og dermed økte arealkonflikter i nye områder. Vi får mer press på arealene, arealfragmentering, og da må reinen gå andre steder og da øker konfliktene, sa Rønningen.
Hun påpekte at bruksretter er en viktig del av norsk utmarksbruk.
– Vi må ha han en planlegging som tar høyde for ulike typer bruksretter og beiteretter i utmarka, understreket Rønningen.
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
H vis dere har konsesjonsvilkår om at dere skal ha omløpsventil, så skal den også virke. Det er et utrolig viktig vilkår. Og så viser det seg at det er ganske vanskelig drifte dem slik det er tenkt, sa Mari Hegg Gundersen, seksjonssjef for NVEs miljøtilsyn for vassdragsanlegg, på Småkraftdagane i Bergen i slutten av mars.
– Ofte sier man at nå kan man bygge skånsomme vann-kraftverk, man kan bygge vann- kraft i vernede vassdrag, man kan installere omløpsventil, og så går alt så fint. Men det må man tenke godt gjennom. For vår erfaring er at disse omløpsventilene fungerer ikke etter hensikten slik som de driftes i dag, sa Gundersen.
Hun understreket at NVE har brukt mye penger på å gi småkraftbransjen kunnskap om problematikken med omløpsventil.
– Vi har hatt mange FoU-prosjekter, vi har mange rapporter som ligger på NVEs sider. Dette har vi hatt fokus på lenge. Det er ingen grunn til å ikke sette seg godt inn i hva vi mener når vi sier at man skal ha en omløpsventil som skal virke.
For tiden jobber NVE også med en veileder for drift av omløpsventil. Direktoratet vurderer også å skjerpe kravene.
– Vi vurderer å sette krav om bedre instrumentering for alle kraftverk med omløpsventil, for vi ser at det er behov for det, sa Gundersen.
Overfor Energiteknikk utdyper hun:
– Omløpsventilen er viktig for at det til enhver tid skal være vann i elva, også når kraftverket stopper. Derfor er det viktig at den slår inn med én gang, og at den ikke blir som en sånn spyleflom gjennom vassdraget, men at den kommer inn gradvis, slår seg av gradvis, sånn at et stopp i kraftverket gjør minst mulig skade i vassdraget.
– Men det viser det seg, når vi har vært på tilsyn, at vi ser at den ikke fungerer etter hensikt-en. Enten går det for sakte før vannet kommer, eller den kommer ikke på fort nok. De aller fleste som skal ha omløpsventil, har det, men det er veldig få som har fått til å drifte den slik det er tenkt.
– Kan du anslå antall eller prosent som ikke virker?
– Vi hadde en runde rundt 2019 da vi var rundt og testet omløpsventiler. Og ingen av de vi testet, fungerte egentlig helt etter hensikten. Så vi opplever at det er et vilkår som det er vanskelig for bransjen å få til.
– Har det ikke blitt noe bedre siden dere fikk laget Sweco-rapporten, som også vi i Energiteknikk skrev om i 2019?
– Jeg vet ikke om folk har lest den. Den var jo helt konkret på hvordan man kunne styre omløpventilen, så den gjelder fortsatt. Så lenge man bruker den modellen, skal det gå bra. Men det er ikke alle som har innstilt omløpsventilen sin på den måten, sier Gunder-sen.
Tekst: Atle Abelsen
N å i mai ferdigstiller Forte Vannkraft AS Tufteelva kraftverk i Ullensvang kommune i Hordaland. I den nye kraftstasjonen tett på Røldal sentrum står en peltonturbin på 6,6 MW, som etter hvert skal kunne produsere 23,1 GWh årlig.
Vannet får de fra et inntak halvannen kilometer unna, oppe i et trangt juv under fjellet Simlehovden, der elva Mjølåna renner ut i Tufteelva. Dette juvet er så trangt og dypt at det ville vært umulig å komme til med mannskap, materiell og tunge anleggsmaskiner uten betydelige inngrep i det jomfruelige terrenget.
– Et alternativ med helikopter ble vurdert, men dette ville medført mye støy og upraktiske arbeidsforhold ved inntakene, sier utbyggingssjef Sveinung Rud hos Forte Vannkraft til Energiteknikk.
– Derfor valgte vi en løsning med tunnel opp, som er atskillig mer miljøvennlig og til syvende og sist praktisk siden vi da får tilkomst til inntaket gjennom tunnelen. Det ble også den mest økonomiske løsningen, etter at vi hadde gått noen runder med entreprenøren, sier han.
Men det å ha tilkomst og vannvei i samme tunnel er heller ikke problemfritt. For å få plass til anleggsmaskiner, måtte entreprenøren GBS Entreprenør AS sprenge en tunnel på 5x5 meter. Deretter måtte de tenke nytt og utradisjonelt for å kunne installere og fundamentere GRP-rørene på inntil 1400 mm langs den rundt 1600 meter lange tunnelen.
– Det løste vi med å konstruere en solid stålkasse som vi dro nedover tunnelen som en beskyttelse av røret mens vi etterfylte med fundamenteringsmasse. Det har etter mitt kjennskap ingen gjort før, sier prosjektansvarlig Bjørn Øyri hos GBS Entreprenør.
Etter å ha sprengt tunnelen helt opp til inntaket, sprengte de ut en inntakshall og installerte røret ovenfra. Stålkassa ble trukket av en stor anleggsmaskin nede fra inngangen til tunnelen, mens en mindre hjullaster inne i tunnelen etterfylte fundamenteringsmasser.
Det er også verdt å nevne at fjellets beskaffenhet var såpass dårlig at de uansett hadde vært nødt til å fore tunnelen med rør. Men i slike tilfeller pleier de å bore et atskillig mindre hull, og dytte/mate røret innover fra nedsiden.
Inntaksbassenget inne i fjellet får vannet fra to inntak i hver av de to elvene, som ligger med et par hundre meters avstand og en høydeforskjell på seks meter. Fra inntakshallen er det rundt 175 meter fall ned til peltonturbinen i kraftstasjonen halvannen kilometer unna.
Det er Spetals Verk AS som har levert en totalpakke på det elektromekaniske utstyret til kraftverket. Konstruksjonsansvarlig Magnus Jonassen hos Spetals Verk forteller at fallhøyden ligger i området midt mellom det man betegner som en typisk høytrykks- og lavtrykksturbin.
Jonassen fremholder at for et lavtrykksanlegg kan man ofte også velge et francisaggregat, men for Tufteelva velger utbyggeren i stedet en «lavtrykkspelton ». Dette er maskin med seks dyser, som er valgt på grunn av kraftverkets vanntilsig gjennom året.
– Det betyr at det er en betydelig størrelse på løpehjulet, i hvert fall i småkraftsammenheng. Lavt trykk og relativt mye vann gir store skovler på peltonløpehjulet. Årsaken til at det er mest hensiktsmessig med pelton her, er at denne maskinen har en bedre virkningsgradskurve enn en tilsvarende francisturbin i de driftsområder som den skal operere mye på i Tufteelva. En peltonturbin passer derfor bra når vannmengden varierer slik som her, sier Jonassen.
Dette aggregatet kan produsere elektrisk energi fra cirka fem og opp til ett hundre prosent av sin nominelle effekt.
– Godt under fem prosent introduseres en mer uforutsigbar driftsituasjon igjennom blant annet risiko for en ujevn vannstråle ut fra dysene, som igjen kan øke slitasjen på turbinen og dens komponenter, sier Jonassen.
Sveinung Rud hos Forte Vannkraft forteller at realiseringen av Tufteelva har vært en lang prosess for grunneierne. Konsesjonssøknaden ble sendt inn allerede i 2006. Etter først å ha fått avslag, justerte og reduserte de prosjektet, og søkte på nytt. Endelig konsesjon fikk de i 2013. Deretter inngikk de avtaler med alle grunneierne i 2014.
– Du kan trygt si det har vært en lang reise for grunneiere og oss inntil vi kunne beslutte å investere og starte byggingen i 2021. Nå ser vi endelig frem til ferdigstillelse i mai 2023, sier han.
Tekst: Atle Abelsen
L nett er i ferd med å gjennomføre av et av sine største utbyggingsprosjekter noen gang. Når den nye, 30 km lange 132 kV-forbindelsen til rundt en halv milliard kroner fra Dalen i Strand kommune til nabokommunen Hjelmeland strømsettes mot slutten av 2023, vil regionalnettet i Ryfylke ha fått en sårt tiltrengt oppgradering, både teknisk og kapasitetsmessig.
Prosjektet fullføres flere måneder før opprinnelig tidsplan, og til budsjett. Det er ingen selvfølge i dag, når priser på stål og leveringstider har skutt i været. Heldigvis for utbyggerne valgte de i stor grad «kortreiste» komposittmaster, med unntak av forankringsmaster, vinkelmaster og endemaster i stål, der kravet til mekanisk styrke er høyere.
Årsaken til at valget falt på kompositt, er ifølge prosjektleder Kristian Gudmundsen hos Lnett, økonomi og miljø-hensyn. Bare rundt 30 av de 131 mastepunktene er av stål. Gudmundsen forteller at entreprenøren LinjePartner, som leverte stålmastene fra underleverandøren EB Elektro, var raske med å bestille og få levert stålet da krigen i Ukraina brøt ut.
– Da unngikk vi i det minste store forsinkelser, sier han. Ledningen ble prosjektert med cirka 80 prosent komposittmaster allerede i 2018, før noen kunne forutsi den ustabile geopolitiske situasjonen i dag. Så der hadde vi litt flaks, sier Gudmundsen.
Kreosotimpregnerte tremaster er i ferd med å bli faset ut, og Lnett er et av flere nettselskaper som allerede har gått over til andre mastetyper. Det finnes alternativer til kreosot for tremaster, som forskjellige typer koppersalter, men bransjen er ikke helt i mål med å finne ut hvilken holdbarhet de har.
– Montasjen og forankring-en av komposittmastene er enklere, og de vsetter mindre avtrykk i naturen enn stålmaster, fastslår Gudmundsen.
Han legger til at der de har brukt stålmaster, som trenger et betongfundament, har de brukt en ny type betong med lavere klimaavtrykk.
– Vi har erstattet en del av kalken i betongen med slagg fra jern- og ferro-mangan-industrien. Normalt er det et avfallsprodukt som de bare dumper. Denne bruker vi i betong av klasse A-ekstrem, som reduserer klimaavtrykket fra betongen med to tredeler. Sammen med andre CO2-avtrykksreduserende tiltak har vi klart å redusere klimaavtrykket i prosjektet med 40 prosent, sier Gudmundsen.
Gudmundsen forteller at det er mye godt fjell i Ryfylke. Da egner metoden med slisseboring seg veldig godt. Med denne metoden borer entreprenørene et sliss en drøy meter ned i fjellet. Stolpen tres ned i slissen, og blir deretter gyst (støpt) fast.
Det har vist seg å være en like holdbar som enkel og miljø-vennlig metode. De slipper å sprenge i fjellet og bygge et stort betongfundament, og enrigg for å bore slisset er lettere å transportere i terrenget eller med helikopter enn hva som hadde vært nødvendig dersom man skulle støpt betong.
Mastene produseres av Comrod på Tau, som også ligger i Strand kommune. Direktør Atle Hovland Berg hos Comrod forteller at leveransen av 101 komposittmaster er betydelig for dem.
– Denne ordren er en stor tillitserklæring til oss som leverandør til slike prosjekter, sier han.
Dette prosjektet har vært spesielt, i og med at transportveien har vært svært kort, og stolpene har vært levert nærmest rykende varme rett fra produksjonen.
– Det er viktig for oss å ha korte leveransetider med høy grad av fleksibilitet overfor kundene. Vi kan gjøre produksjonsendringer svært kjapt, og har god kontroll på forsyningskjeden, sier Berg.
Prosjektet omfatter også bygging og ombygging av tre transformatorstasjoner. I Dalen er transformatorstasjonen utvidet med et nytt 132 kV utendørs koplingsfelt med dobbelt samleskinne og oppgradert høyspenningsanlegg.
På Veland har entreprenøren Kruse Smith bygd en ny transformatorstasjon med et 132 kV SF6 gassisolert koplingsanlegg (GIS) med seks bryterfelt og dobbel samleskinne. Transformatoren, med omsetning 132/22 kV, har en ytelse på 32,5 MVA. Stasjonen er også tilrette-lagt for en framtidig utvidelse med en ekstra 132/22 kV transformator.
Det er Siemens Energy som har levert og stått for montasjen av alt høyspentutstyr og hjelpeanlegg. Det har de også gjort på den nye Hjelmeland transformatorstasjon.
Her har Lnett fått et 132 kV luftisolert koplingsanlegg (AIS) med en 132 kV DCB-bryter. Stasjonen er også utstyrt med en 132/22 kV transformator med ytelse 32,5 MVA. Også her er det lagt til rette for en fram-tidig utvidelse med en 132/22 kV transformator som inkluderer etablering av et nytt 132 kV SF6-fritt GIS-anlegg i det nye stasjonsbygget.
Prosjektansvarlig Jon Bjørnar Lervik hos Siemens Energy forteller at dette er en av de siste leveransene de har med tradisjonelle SF6-brytere.
– Vi har siktet oss inn på å kun levere vår BlueGIS-konsept uten SF6-gass, men med teknisk ren luft som isolasjonsmedium, sier han.
Årsaken til at det ble SF6 på Veland, er at anlegget her har krav til noen tekniske løsninger som ennå ikke var tilgjengelig som SF6-fri på det tidspunktet da anlegget ble levert.
– Fra og med neste år lever-er vi kun SF6-fri BlueGIS, sier Lervik.
Tekst: Atle Abelsen
D en nye, doble kraftledning-en på 132 kV fra Ølen til Vatnedalen i kommunene Vindafjord og Tysvær i Hordaland skal erstatte en gammel 66 kV ledning med betong- og tremaster fra helt tilbake fra 1950-tallet. I tillegg til at den gamle ledningen er teknisk utrangert og overmoden for utskiftning, er det et stort behov for å øke kapasiteten og styrke nettet i denne delen av landet.
– Vi har dessverre støtt på overraskende dårlige grunnforhold, sier prosjektleder Robert Rogge hos nettselskapet Fagne AS til Energiteknikk.
– En del av fjellet smuldrer, så fundamenteringen er ekstra utfordrende. Det var vanskelig å oppdage i prosjektfasen, fordi dette ikke gjelder alle mastefundamentene, og vi måtte ha flyttet tungt utstyr ut i det sårbare terrenget og gjort prøveboringer på forhånd om vi skulle fått full oversikt over dette, sier han.
Prosjektleder Oddgeir Stokke hos entreprenøren Kraftmontasje forteller at dette ikke nødvendigvis forsinker prosjektet nevneverdig, men at det betyr at de må være ekstra grundige med fundamenteringen.
– I stedet for å forankre stålmastene ned til 3–4 meter, avhengig av skråningen på terrenget, må vi her bore helt ned mot ti meter. Det er litt mer arbeid, men ikke spesielt krev-ende, sier han.
Stokke påpeker at de gjenbruker forskalingsmaterialet fra sted til sted, blant annet for å sette så lite miljøavtrykk fra prosjektet som mulig.
Anleggsarbeidene har bare så vidt kommet i gang, der arbeid-et med å rive den gamle 66 kV-ledningen har begynt. Den nye dobbeltledningen skal stort sett gå i samme trasé som den gamle, med et par unntak som gjennom tettstedet Skjold.
Første fase av prosjektet er å bygge ledningen på strekning-en Ølen–Vatnedalen, som skal strømsettes sommeren 2024. Hele strekningen fram til Våg og til slutt Bratthammar skal stå ferdig i 2027.
Så å si hele strekket på 36 km har stålmaster. Bengt Rønnevig i Fagne, som var prosjektleder i prosjekteringsperioden, forklarer stålvalget med at dette er ei dobbeltlinje. Derfor må mastene tåle ekstra belastning.
– Vi ville sannsynligvis valgt komposittmaster på en enkeltledning, sier han.
Prosjektet skal også samkjøres med Statnetts bygging av deres nye 420 kV-ledning mellom Blåfalli og Gismarvik. Her skal Fagne klargjøre og frigjøre arealer for Statnetts linje.
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
H elge Rysjedal har vært adm-inistrerende direktør i Eviny Solutions i litt over tre år, og arbeidet i selskapet i drøyt fire år. Han har tidligere jobbet over tjue år i Siemens, innenfor olje- og gass, industri og byggteknologi.
Rysjedal synes det er en spennende bransje å jobbe i, men mener energibransjen har et stykke å gå når det gjelder å se på leverandørindustrien som en viktig del av løsningen.
– Når man ser på andre bransjer jeg har jobbet i, som olje og gass, har byggherrene eller energiselskapene valgt å bruke leverandørindustrien aktivt som et verktøy for å få gjort sine ting. Byggebransjen, med Statsbygg, gjør det samme. Kommunene, som Oslo og Bergen, har en veldig aktiv bruk av leverandørindustri, det samme gjelder Statens vegvesen. Jeg tenker at denne bransjen, nettselskapene, kan utfordres litt på det. De er konservative med hensyn til å tenke på at dette kan vi best selv. Forståelig nok, de kan jo nettet sitt best, men jeg tror det ligger et potensial i å bruke markedet mer aktivt, og jeg tror det blir nødvendig de neste årene. Det er jo enorme oppgaver som ligger foran oss.
Han viser blant annet til hvordan Equinor hele tiden legger vekt på å gi leverandørindu- strien forutsigbare rammer, og at de snakker om hele verdi-kjeden som en del av løsningen.
– Det savner jeg litt i denne bransjen, sier Rysjedal.
– Hvordan burde tenkt annerledes? Gjelder det å ha en forutsigbar mengde prosjekter?
– Det er et viktig premiss. Forutsigbarhet og dialog. Det er masse rom innenfor lov om offentlig anskaffelse til å ha dialog med markedet og gi informasjon og be om råd om hvordan man legger opp kontraktene og planene. Det er absolutt både lovlig og fullt mulig, og jeg tror det ville gitt verdi både for byggherrene og for leverandørene.
– Et av målene da er at man kan ha en jevnere prosjektportefølje og et jevnt antall folk gående?
– Absolutt, helt klart. Det vil gjøre oss i stand til å satse på kompetanse, på arbeidsprosesser, metoder, verktøy og ta inn lærlinger og ruste oss på de oppgavene vi ser kommer, og som er gedigne.
Rysjedal har tro på vekst.
– Det er enorme investeringer som må gjøres i nettet. Det må jo bety at markedet blir bra for leverandørene, men det kommer til å bli et kompetanseunderskudd.
– Når skje det?
– Det kommer nok litt an på hvilke segmenter du ser på. Det er naturlig å tenke at det skjer først i transmisjonsnettet og de høyere spenningsnivåene, der det kanskje allerede holder på å skje, og så vil det trolig spre seg utover etter hvert.
Eviny Solutions bygger helt opp til 420 kV i stasjonsmarkedet og kabel. Linjer bygger de helt opp til 132 kV.
– Tenker dere å komme opp på 420 kV når det gjelder linjebygging?
– Vi ser ikke at det markedet er tilgjengelig i praksis for norske leverandører i dag.
– Har dere gitt opp det?
– Jeg tenker at det burde være en ambisjon både for oss og ikke minst med tanke på kritisk infrastruktur å ha mer kompetanse på dette i Norge. Å kunne både bygge det, skape verdier i Norge, og av beredskapshensyn. At de som jobber på det overliggende nettet på 420 kV i all hovedsak er utlendinger, det er en bekymring.
– Hvordan?
– Blant annet når det gjelder beredskap. Hele Europa vil snart oppleve en felles situasjon, med behov for store investeringer. Ukraina kommer på toppen. Da er spørsmålet om kapasiteten er tilgjengelig for oss de neste ti årene.
– Om alle utlendingene drar, kunne dere da bygget 420 kV-linjer, eller er det så annerledes at dere ville slitt med det?
– Det er nok et gap for oss, men det er noen norske selskaper der gapet er relativt lite. Noen er i stand til å gjøre det teknisk og kompetansemessig, men det spørsmål rundt kontrakter og størrelser og investeringer. Dette krever mye spesielt utstyr i store mengder og mye folk, som gjør at det ikke har vært mulig å være med i de store konkurransene som har vært utlyst.
– Men hvis dere hadde gått sammen med alle norske selskaper, er det ikke mulig å by inn da?
– Det ville nok kanskje vært mulig. Spørsmålet er hvordan det er å delta i et slikt samarbeid når utbudet består av få og veldig store kontrakter uten en forutsigbarhet. Da er det vanskelig. Jeg tror det må være en uttalt strategi og kanskje en litt annen konkurranseform om man skal få det til. Vi opplever ikke det som en uttalt strategi nå å aktivt ønske norsk leverandør-industri på banen.
Eviny Solutions har i dag ca. 235 ansatte, og målet er å vokse.
– Vil dere vokse geografisk, og i tilfelle i hvilken retning?
– Vi har jo befestet en posisjon på en god del av Vestlandet. Og det er nok naturlig å tenke videre at vi utvider oss i kystaksen. Så kan det skje helt andre ting, og det kan vi ikke utelukke på noen måte. Men det er ikke noe konkrete planer som jeg kan si noe om, sier Rysjedal.
Selskapet er aktivt på Møre i dag, i praksis til rundt Ålesund.
– Er det slik at når man har kommet dit, så prøver man å komme videre geografisk?
– Det tror jeg alle tenker. At markedet sånn sett virker. Er det fornuftig for oss å etablere oss i Trondheim, det sitter sikkert konkurrenter også og tenker på.
– Men å konkurrere på Østlandet, blir det vanskeligere, med fjellene imellom?
– Om det er fysisk barriere eller en mental barriere eller en markedsbarriere, det vet jeg ikke. Men vi har gjort lite på Østlandet. Vi har vært med i noen prosjektkonkurranser, som vi stort sett tapt. På prosjektmarkedet ser vi på hele landet som nedslagsfelt. Men å etablere oss med lokasjoner på Østlandet, har vi ikke seriøst vurdert.
Jeg tror kanskje det er tøffere konkurranse der, eller flere aktører, og kanskje lettere tilgjengelig for utenlandske aktører. Når det gjelder linjedelen, er vi jo dessuten eksperter på den geografien som er her vestpå. Bratt, ulendt og fjell sammenlignet med østpå. Så noen forskjeller er det nok der med hensyn til metode, sier Rysjedal.
Selv om det den siste tiden har vært overkapasitet i entreprenørmarkedet, tror Rysjedal det vil snu, og at kapasiteten blir for liten. Da frykter Rysjedal at elektrifiseringen og det grønne skiftet blir forsinket, og at strømprisene blir så høye at både ny og gammel industri flytter andre steder.
– Kapasitetsmangel kan i verste fall gå utover kvalitet og sikkerhet hvis trøkket blir for stort. Det kan tiltrekke se ufaglært kompetanse og mindre erfaring som skal inn og løse oppdragene.
Han mener det er en svært viktig oppgave å få opp statusen og attraktiviteten til de tekniske fagene, som elkraft, hos montører og ingeniører.
– Der har hele bransjen en jobb å gjøre.
Han har ingen fasit på hvordan det skal gjøres.
– Men tenker dette er en felles utfordring både for politikere, utdanningsinstitusjoner, media med flere, men ikke minst at vi som er i bransjen, må ta et ansvar for å øke synligheten, viktigheten og statusen til fagene. Det er antagelig vi ledere og selskapene i bransjen som må «utdanne» politikere, utdanningsinstitusjonene og media også.
– Hvis det blir mangel på arbeidskraft, kan man vel tenke seg at det vil presse prisene opp, slik at det blir bedre betalt?
– Det kan være en mulig effekt, ja, absolutt. Det er både positivt og negativt. En slik spiral vi har hatt i olje- og gassnæringen er vel antakelig ikke sunt.
– Folk i dag vil jobbe med det grønne skiftet. Det tiltrekker seg arbeidskraft, det opplever vi. Men i det øyeblikk Equinor, Aibel, Aker, Shell og Conoco-Phillips blir like grønne som Hafslund, snur vel kanskje det bildet, sier Rysjedal.
Tekst: Atle Abelsen
P å Produksjonsteknisk konferanse (PTK) i Trondheim i midten av mars fortalte Statkraft at noen av deres leverandører og underleverandører innenfor elektromekanisk virksomhet bryter norske arbeidstakerrettigheter, i noen tilfeller grovt og systematisk. Bruddene gjaldt både dårlig lønn og for mye arbeidstid. Hvilke selskaper det gjaldt, ville ikke Statkraft si.
Risiko for brudd på arbeidstakerrettigheter øker ifølge Statkraft når det er rotasjonsarbeid, når utenlandske selskaper er arbeidsgiver, når arbeiderne er utsendte og når det brukes bemanningsbyråer som leier inn fra utlandet.
Ett arbeidslag hadde jobbet tolv timer dagen, sju dager i strekk i tre uker. Andre arbeidere hadde jobbet for 40 kroner timen. Statkraft kalte situasjonen «et større bransjeproblem enn vi skulle ønske».
Administrerende direktør Kjetil Toverud i Andritz Hydro AS sier til Energiteknikk at hele bransjen må ha stor oppmerksomhet mot disse forholdene fremover.
– Vi er helt på linje med Statkraft når det gjelder arbeidstidsbestemmelser og oppfølging av underleverandører. Vi er også veldig opptatt av at lønns- og arbeidsforhold er i tråd med lover regler, sier Toverud, som understreker at han kommenterer saken på generelt grunnlag.
Toverud påpeker at nedetid på kraftselskapenes anlegg nå er ekstremt kostbart.
– Det er vesentlig høyere fokus på høy tilgjengelighet på aggregatene. Da er det viktig at kraftselskapene ikke konkurranseutsetter nedetid med høye dagbøter, men sammen kommer frem til realistiske tidsplaner for å gjennomføre prosjektene på en god måte, i henhold til lover og regler og med riktig kvalitet. Vi ser at et godt utgangspunkt for å få et vellykket prosjekt, både med hensyn til HMS og gjennomføring, er der oppdragsgiver og leverandør sammen har gjort et godt planleggingsarbeid, sier Toverud.
Han ønsker tettere dialog mellom kraftselskapene og leverandørene fremover rundt denne problemstillingen.
– Vi kan ikke ha arbeidsforhold og betingelser ute på anlegg som setter økonomi foran HMS. Vannkraftforumet under Norsk Industri ønsker å diskutere dette med kraftselskapene, sier Toverud.
Andritz Hydro-sjefen legger til at selskapet tar stikkprøver av at slike regler og krav blir fulgt opp.
– Vi klarer ikke å kontrollere hver time, men tar stikkprøver også hos underleverandører for å sjekke at arbeidet er i henhold til det som er avtalt og at de holder seg innenfor de avtalte lover og bestemmelser.
– Det at det blir flere nivåer av underleverandører, kan gjøre oppfølging for hovedleverandør svært krevende og vanskelig, det vil si at ekstra stor fokus kreves for oppfølging. Vi tilstreber å begrense dette til ett nivå under, for å ha full kontroll på arbeidskraft som underleverandører bruker. Disse elementene skal også avtales i forbindelse med kontrahering av underleverandører. Vi er veldig opptatt av å ha full kontroll på underleverandørene og mannskapet de skal bruke. Dette er også drevet av arbeidstidsordninger og HMS-krav, sier administrerende direktør Kjetil Toverud i Andritz Hydro AS.
H vert andre år (år med liketall) arrangerer CIGRE den store Paris Sesjonen som normalt samler nesten 4000 deltakere, inkludert utstillere. Neste sesjon blir i 2024. I mellomårene kan det arrangeres cloqueer eller symposier rundt om i medlemslandene, enten i regi av en studiekomite eller i regi av et land /region.
Nord-Europa er en region i CIGRE som består av de fem nordiske landene + Estland. Navnet er Nordic Regional Council of CIGRE (NRCC). Landene i NRCC samarbeider på en rekke områder innenfor CIGRE, bl.a. om arrangementer.
Tema for symposiumet I Tronheim blir: Changes needed in the power system - For the energy transition. Et år før arrangementet blir det sendt ut invitasjon til å sende inn forslag til tekniske tema for diskusjon. Vi håper på mange engasjerte deltagere fra Norge og alle andre land. Mer informasjon vil komme etter hvert.
A ntall medlemmer i CIGRE Norge stadig økende, og for tiden er antallet i de ulike kategoriene som følger:
Selv om vi i Norge har en betydelig medlemsmasse har vi plass for flere. Ved å bli medlem av CIGRE får du tilgang en mengde verdifulle dokumenter. Dersom en virksomhet er kollektivt medlem får virksomheten anledning til å opprette fra 10 til 50 personlige lisenser, avhengig av størrelsen.
S elv om Paris Sesjonen 2024 er et stykke unna, har forberedelsene for produksjon av papers alt startet. Første steg er å produsere synopsier som først skal behandles av Den norske komite for CIGRE. Deretter blir dokumentene sendt til CIGRE hvor de respektive studiekomiteene behandler de foreslåtte synopsiene. Blir forslagene godkjent sendes de tilbake til den norske komiteen og videre til forfatterne. Neste skritt blir da å produsere papers.
Tidsskjemaet for produksjon av papers er som følger (siste frist):
Styret i Den norske komite for CIGRE har invitert alle våre medlemmer til å sende inn synopsier. Det er imidlertid ikke noen betingelse at man er medlem for å kunne sende inn forslag. Alle er hjertelig velkommen og forslagene sendes til cigrenorway@gmail.com.
F or å bli medlem av NGN må du være medlem av CIGRE. For studenter er medlemskapet gratis.
Målet med NGN er å gi medlemmene en plattform for nettverk og for å kunne dele sin kunnskap og erfaring ved å delta på aktiviteter og arrangementer i regi av komiteen. I tillegg til de generelle fordelene med CIGREmedlemskap, gir NGN en spesiell kanal for å engasjere seg i de aktive arbeidsgruppene. Nasjonalkomitén kan f.eks. også støtte NGN-medlemmers deltakelse på Paris sesjonen som arrangers hvert annet år.
NGN Norge ble stiftet i desember 2021 og ledes nå av en styringsgruppe på fire personer. Informasjon om komiteen og medlemskap finner du på www. cigre.no. Nettverket har nå vel 30 medlemmer fra både akademia og industri og er fortsatt i vekst. Det er noen NGN-medlemmer som er aktivt involvert i arbeidsgrupper. NGN trenger imidlertid mer aktiv deltakelse fra styringsgruppen og medlemmene. Derfor oppfordres de unge medlemmene i ulike bedrifter til å starte sitt eget nettverk. De motiverte medlemmene er også velkomnen til å bli medlem av styringsgruppen og være med på å drive nettverket. NGN Norge er ungt, og styringsgruppen ønsker alle bidrag, ideer og krefter velkommen.
Kontaktinformasjon er: cigre. ngn.norway@gmail.com
S tyret i Den norske komite for CIGRE besluttet i styremøte 12. april at Elkraftprisen for 2022 skal tildeles Hallvard Faremo fra SINTEF Energiforskning.
Hallvard her gjennom en årrekke innehatt ulike roller innenfor CIGRE.
Utdeling av Elkraftprisen vil skje 8. juni i Vitenskapsakademiets lokaler. Vi gratulerer!
For ett år siden satte Beredskapsrådet i REN i gang et prosjekt med deltakelse fra bransjen for å komme med anbefalinger om god reparasjonsberedskap. Nå foreligger det en rapport, som er sendt ut på høring, med frist 1. juni.
Rapporten «Reparasjonsberedskap i lokalt distribusjonsnett » inneholder i alt 73 forslag til handling, de aller fleste retter seg mot nettvirksomhetene.
Rapporten handler om betydningen av sikker kraftforsyning for et moderne samfunn, og at vedlikehold og reparasjonsberedskap må intensiveres ettersom anleggene blir eldre og utnyttes hardere. Utgangspunktet for rapporten er kravene i leveringskvalitetsforskriften og kraftberedskapsforskriften om utbedring av ordinære og ekstraordinære avbrudd.
Hva er samfunnets forventninger til god reparasjonsberedskap? Hvor lang tid skal det ta å gjenopprette strømforsyningen etter en feilhendelse? Hvilket beredskapsnivå̊ er akseptabelt?
Prosjektet ble satt i gang på bakgrunn av en anbefaling i rapporten «Reparasjonsberedskap i sentral- og regionalnettet, og tilknyttede kraftstasjoner» som ble utarbeidet for ti år siden.
– Mye av det som REN har jobbet målrettet med de siste seks årene, tar utgangspunkt i denne rapporten, sier Magnus Johansson, avdelingsleder Beredskap/daglig leder REN Transformatorberedskap AS.
Johansson viser til at det lokale distribusjonsnettet står for 40 % av nettkapitalen i Norge og så godt som alle nettkunder får sin forsyning herfra. Samtidig vet vi at mer enn 95 % av alle avbrudd skjer i dette nettet.
Han understreker at rapporten gir uttrykk for prosjektgruppens samlede vurderinger, og er ikke nødvendigvis et uttrykk for synet til de virksomhetene som har hatt deltagere i prosjektgruppen.
–Vi ber om at høringssvarene gir uttrykk for relevansen av forslagene, om de er verdt å følge eller om de ikke treffer dagens utfordringer, sier Johansson.
Svarfrist for høringen er 1. juni 2023. Høringssvar kan gis til post@ren.no og merkes med «Høringssvar reparasjonsberedskap».
Regjeringen har nylig lagt frem handlingsplan for raskere nettutbygging og bedre utnyttelse av nettet. – Dette passer bra med temaene vi har på årets temadager for tilknytning, sier André Indrearne I REN.
Indrearne er arrangementsansvarlig for temadagene.
– Det er spennende å ta del i det grønne skiftet, men nettselskapene står overfor store utfordringer med å imøtekomme alle de nye tilknytningene. Ikke minst er mangelen på nettkapasitet en utfordring.
Indrearne påpeker at bransjen må samarbeide og dele kunnskap. Dette er noe av hovedmålet med temadagene; en plass der bransjen kan møtes for å høre erfaringer og der myndighetene gjennomgår de overordnede rammene som setter føringer for mange av prosessene rundt tilknytning.
REN er en viktig aktør som innholdsleverandør i en tilknytningsprosess. –Vi satser på verktøy, RENblader og gode avtalemaler som skal hjelpe nettselskapene i en travel hverdag, sier Indrearne.
På temadagene blir det diskutert flere sentrale emner. Myndighetenes rammer og retningslinjer vil være en viktig del av arrangementet. Det vil også bli fokusert på tilknytning og de ulike vilkårene som er involvert i denne prosessen. Bransjestandarder for tilknytning vil bli presentert og diskutert.
Under tekniske rammer går vi nærmere inn på sjekkliste for en driftsmessig forsvarlig vurdering, spenningskvalitet og dimensjoneringskriterier.
Til slutt vil det bli diskutert anleggsbidrag og hvilke alternativer man har dersom tilknytningen ikke vurderes som driftsmessig forsvarlig, nærmere bestem tilknytning med vilkår om utkobling. Disse temaene vil være viktige for alle som jobber med tilknytning og elektrifisering.
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
I fjor høst utredet Statnett hvilke tiltak som kan være rasjonelle i en svært anstrengt kraftsituasjon, såkalte SAKS-tiltak.
I forkant av denne vinteren inngikk Statnett et samarbeid med Equinor for å kunne benytte Energiverk Mongstad i slike situasjoner denne vinteren.
«Vi har nå konkludert med at dette tiltaket ikke er rasjonelt i fortsettelsen», skriver Statnett i en melding.
Energiverk Mongstad kunne med gassturbin GTII bidratt med en netto produksjon på 110 MW kraft, slik Energiteknikk tidligere har omtalt. I fjor høst anslo Statnett at kostnaden for å sikre muligheten for drift var 60-70 millioner kroner, og at ved faktisk drift som SAKS-tiltak ville kostnadene øke ytterligere.
Statnett opprettholder sine øvrige anbefalinger, inkludert bruk av energiopsjoner.
– Det er viktig at vi har gode virkemidler for å håndtere ulike scenarier i kraftforsyn-ingen. Disse virkemidlene utvikles stadig, og de må være treffsikre og effektive. Nå har vi høstet erfaring og analysert videre, og viderefører de fleste virkemidlene, men altså ikke gasskraftverket på Mongstad, sier Statnetts konserndirektør for systemdrift, Peer Olav Østli.
– Hvorfor går dere ikke videre med Mongstad som SAKS-tiltak?
– Inngangen til høsten i fjor var preget av stor usikkerhet. Da var det viktig å sikre seg for en situasjon som var usikker og ukjent, og vi vurderte en rekke virkemidler. Nå har vi hatt tid til å analysere videre, og ser at Energiverk Mongstad ikke er det virkemiddelet som er best egnet for framtidige eventuelle svært anstrengte kraftsituasjoner, sier kommunikasjonsdirektør Henrik Glette til Statnett.
– Ble det for dyrt?
– Det handler om en vurdering av både hvordan virkemiddelet kan brukes, hva det koster og hva det gir.
Equinor har lenge jobbet med løsninger for å avvikle driften av Energiverk Mongstad, siden det i mange år ikke har lønt seg i Norge å brenne gass for å produsere strøm, og endelig driftsstans ble gjennomført fra og med 30. august i fjor.
Nr. | Matr.frist | Utgiv.dato | Tema |
---|---|---|---|
3 | 1.06 | 13.06 | Drift/vedlikehold/utbygging av kraftverk |
4 | 31.08 | 12.09 | Småkraft |
5 | 5.10 | 17.10 | Drift/vedlikehold/utbygging av nett |
6 | 16.11 | 28.11 | Drift/vedlikehold/ utbygging av kraftverk Bilag: Metodebladet “REN Nettverksuken 2023” Nettkonferansen 2023 |
Tema for de tre møtene var:
Øistein Andresen, konsernsjef i Eidsiva Energi og medlem av Energikommisjonen, presenterte Energikommisjonens rapport for oss i årets første møte. Han forklarte godt det faglige innholdet i rapporten, og fortalte åpent om både den interne prosessen og interne diskusjoner og uenigheter.
Statnett utgir både en kortsiktig og en langsiktig markedsanalyse. Avdelingsleder Anders Kringstad og senioranalytiker Dalibor Vagner presenterte Statnetts fremtidssyn. Dette var en unik førpremiere for NEF, ettersom Statnett ikke hadde sin egen offisielle presentasjon før fire uker senere.
Statnett presenterte en grundig analyse av kraftsystemet, ikke bare med prognoser for utviklingen, men med grundig innsikt i hvordan kraftmarkedet er koblet sammen og hvordan utvikling vil endre det.
Det siste møtet tok for seg et svært viktig og aktuelt tema. Norsk gass har holdt europeiske hjem varme under de siste årenes energipriskrise, og kraftsystemet sørger for at vi kan opprettholde forsyningen. Hvordan tenker vi sikkerhet i denne kritiske infrastrukturen?
Asbjørn Ueland fra Petroleumstilsynet fortalte oss om gassinfrastrukturen i Norge og hvordan den er koblet sammen med kraftsystemet. Helge Ulsberg, tidligere ansatt i NVE – nå i eget foretak, fortalte oss om sikker drift av kraftforsyningen.
Alle møtene er gjort tilgjengelig for alle medlemmer i foreningen via Teams. Vi har høstet noen erfaringer fra dette, og har hatt varierende digital deltakelse. Det vil helt sikkert også bli hybrid- møter fremover, selv om vi ønsker oss flere som møter opp også på de fysiske møtene.
Dersom noen har tilbakemeldinger om hvordan de digitale sendingene fungerte, eller hvordan vi kan gjøre dem bedre, setter vi veldig stor pris på det.
Oslo gruppe avslutter sesongen med en ekskursjon til Odal vindpark 24. mai. Invitasjon til denne ekskursjonen vil snart bli sendt ut. Vi ønsker å prioritere ekskursjoner, og håper at det er et tilbud som medlemmene våre setter pris på.
Norsk Elektroteknisk Forening (NEF) er Norges fremste nettverk av teknisk fagpersonell med spesialitet innenfor elektro- og energiteknikk. Vi har rundt 850 medlemmer og avholder hvert år ca. 25 arrangementer fordelt på fem lokale grupper rundt i landet.
De lokale gruppene samles med jevne mellomrom for å høre på spennende foredrag, sosialisere, diskutere faglige problemstillinger, bygge nettverk, og fremme samarbeid mellom fagmiljøer.
Våre medlemmer er i alle aldersgrupper og yrker, montører, teknikere, ingeniører og direktører. Fellesnevneren er at de alle har en stor interesse og engasjement for faget.