D e siste ti årene har vi investert 70 milliarder kroner i det innenlandske nettet. Framover øker utgiftene kraftig. De neste ti årene skal Statnett investere 100-150 milliarder kroner i nett og digitalisering, skriver Statnett i sin systemutviklingsplan.

Toppåret ventes å bli 2027, med investeringer på over 15 milliarder kroner. I tillegg til dette kommer utgiftene til mulige investeringer i havnett.

Økningen skyldes at Statnett skal bygge mer nett raskere, øke investeringene i digitalisering og innovasjon, samt at kostnadene går opp på grunn av prisøkninger i råvaremarkedene og stort press i leverandørmarkedene.

Større forutsigbarhet

For å øke gjennomføringsevnen kjøper Statnett flere byggherretjenester og flere prosjekteringstjenester i tidlig fase, opplyser selskapet.

Gjennomføringen av de mange prosjektene er ifølge Statnett avhengig av et sterkt leverandørmarked, med tilstrekkelig kapasitet og kompetanse.

«Vi vil forenkle kravstillingen vår for å gi leverandørene våre større forutsigbarhet. Dette gjør det enklere for dem å rigge seg for å levere til oss. Vi sender også ut forespørsler, for eksempel om transformatorer, tidligere i prosjektløpet, for å redusere risiko for forsinkelser», skriver Statnett i sin systemutviklingsplan.

Åpne spesifikasjoner

Energiteknikk har spurt Statnetts konserndirektør for nett, Elisabeth Vike Vardheim, hvordan selskapet konkret vil forenkle kravstillingen for leverandørene.

– Det handler både om spesifikasjoner og kontrakter. Vi ønsker å jobbe mer med såkalt åpne spesifikasjoner, slik at vi kan utnytte kompetansen i leverandørmarkedet mer enn vi har klart til nå. Så er det selvfølgelig mange «må-krav» vi uansett må stille, ikke minst innenfor miljø, seriøsitet og bærekraft, og vi trenger også høy sikkerhet med det vi holder på med. Så det blir ikke fullstendig åpne, men vi ønsker å åpne det mer enn vi har gjort, sier Vardheim.

I tillegg skal Statnett jobbe mer med å få standardiserte tekniske løsninger på tvers av porteføljer, slik at de blir mer forutsigbare for leverandørmarkedet.

Norsk standard

Så langt som mulig ønsker Statnett at kontrakter kun skal være basert på norsk standard, også det av hensyn til forutsigbarhet.

– Det er en standard som brukes i Norge og som er kjent. Selvfølgelig vil det være unntak og suppleringer, men det å holde de unntakene og suppleringene på et minimum, er veldig klokt, fordi den norske standarden balanserer risikoen mellom leverandør og kunde. Det er fint at vi ikke forskyver det, for da blir vi ikke forutsigbare, og heller ikke så attraktive, sier Vardheim.

Statnett ønsker seg enda mer av såkalte samspillsentrepriser.

– Vi kan tenke oss forskjellig type samspill, men hovedsaken er at vi får entreprenøren involvert tidligere. Da kan vi utnytte deres kompetanse bedre, og tilpasse oss underveis. Det kan hende de har tenkt på en bedre løsning enn det vi først så for oss. Det å kunne jobbe sammen om det, kan være gunstig.

Senker ikke kravene

– Kravstillingen blir enklere, men blir selve kravene enklere å oppnå?s

– Jeg vil ikke si at det blir noe enklere å oppnå, fordi vi må ha høy sikkerhet på det vi gjør og leverer. Vi har ansvaret for forsyningssikkerheten. Vi skal dra nytte av kompetansen som leverandøren sitter på, ved at de kan bruke mer av sin kompetanse og kreativitet inn i arbeidet. Men de absolutte kravene, de er absolutte.

– Så det blir ikke senkede krav?

– Nei, det blir det ikke.

Anstendige arbeidsforhold

I et presset leverandørmarkedet er det ifølge Statnett ekstra viktig å ha gode prosesser for anskaffelser og oppfølging av leverandørene.

«Det siste er viktig for å sørge for grunnleggende menneskerettigheter og anstendige arbeidsforhold. Vi jobber for å få på plass en bedre løsning for å kontrollere at leverandørene kartlegger og følger opp risiko», skriver selskapet i sin systemutviklingsplan.

Nye leverandører

– Er løsningen for å følge opp risiko for leverandørene for dårlig i dag?

– Nei, det vil jeg ikke si. Men når vi nå skal inn med å ha en såpass stor økning i vår prosjektportefølje, vil vi måtte forholde oss til mange flere og mange nye leverandører. Det jobbes nå med å bygge opp kapasitet. Da må vi ha den gode kontrollen på risiko fortsatt, selv om leverandørbasen blir større eller det blir større kontrakter, eller det åpnes opp ny produksjon i nye land.

Vi har i dag et godt system for å følge opp risiko, fra kvalifiseringen med etiske retningslinjer og minimumskrav for HMS, samfunnsansvar og lønnsog arbeidsvilkår, og vi har samarbeidsavtaler med skatteetaten og en egen produkt- og landrisiko og en egen avtale med en ekstern leverandør som skal gjennomføre bakgrunnssjekk og bistå oss med revisjoner. Men når basen av leverandører blir enda større, og vi ser at det sprer seg over landegrenser, er vi nødt til å følge opp risiko hos leverandørene på samme gode måte, men i en større leverandørbase, sier konserndirektøren.

Strengere lovverk

Vardheim påpeker at lovverket på dette området har blitt innskjerpet de siste årene, blant annet gjennom åpenhetsloven som ble vedtatt i Stortinget i 2021.

– Det setter veldig strenge krav til virksomheter, også våre leverandører, til å kunne dokumentere åpenhet og arbeid med grunnleggende menneskerettigheter og anstendige arbeidsforhold. Verden har blitt mer kompleks, og lovverket har blitt mer komplekst, det stilles strengere krav nå enn for bare fem år siden, sier Vardheim.

D a Linjas divisjonssjef Per Jarle Paulsen fyrte av ei breiside mot «deler av leverandørbransjen » under årets Smartgridkonferanse i slutten av september, skapte det bruduljer hos noen av leverandørene av fagsystemer. Paulsen hevdet å være et «gissel i et fagsystem», han kritiserte «systemleverandører (som) beskytter sine erobringer og sørger for å gjøre det vanskelig for kunder å velge andre leverandører» og han «har slitt med å få nok integrasjon og en fornuftig dataflyt».

Paulsen konkretiserte ikke hvilken eller hvilke leverandører han siktet til, men det er kun en håndfull slike i bransjen. Det er først og fremst leverandører av nettinformasjons- og kundeinformasjonssystemer (NIS og KIS) det gjelder. Det tre leverandører som deler det aller meste av NIS-markedet seg imellom i Norge. For KIS-markedet er det to leverandører som dominerer.

– Frisk!

– Ja, han var frisk! kommenterer Volues direktør for Power Grid Stein Petter Agersborg til Energiteknikk.

Volue markedsfører blant annet Netbas, som er den dominerende av de tre leverandørene av NIS til norske nettselskaper. Andre innkjøpere i nettselskapene enn Paulsen som Energiteknikk har snakket med, har pekt på Netbas som et system som passer til Paulsens beskrivelse.

– Det var bra han tok det opp, for dette har vi fokus på hos oss. Vi jobber etter en filosofi som setter API først. Men når man har et fagsystem som har vært tilgjengelig lenge, som Netbas, var ikke integrasjon med andre systemer så vanlig å tenke på da systemet først ble utviklet på 1990-tallet. Først etter tusenårsskiftet ble det en større oppmerksomhet rundt SOA, altså service Oriented Architechture, og etter det har vi investert veldig mye ressurser i å utvikle rundt 50 API-er, sier Agersborg.

Oversetter data

Et API er et program som lar andre systemer interagere med et system for å hente ut eller sende inn data, eller få andre systemet til å gjøre operasjoner på systemet uten å benytte brukergrensesnittet.

Slike API-er sørger for en så filofriksjonsfri dataflyt som mulig mellom forskjellige systemer. Når det gjelder å hente ut data fra systemet, peker Agersborg på at man bruker Rest-API-er eller en integrasjonsplattform som Netbas Integration Bus for dette formålet.

– Om noen av kundene går rett mot databasen som ligger i bunn av Netbas, forstår jeg godt at de kan oppleve fagsystemet som lukket. I databasen ligger det mye logikk rundt hvordan ulike data henger sammen med annen data. Dette krever en dyp innsikt i hvordan systemet er programmert for å brukes. Å benytte en slik inngang vil være svært krevende. Vår Rest- API gjør det enkelt å aksessere dataene for kunden, uten å kreve at man skjønner hvordan datastrukturen er satt opp, sier Agersborg.

Gullstandarden

Netbas var fra starten av en klient-tjener-basert teknologi med en Oracle SQL-database i bunnen. På 1990- og utover på 2000-tallet var dette «gullstandarden » for hvordan man kunne håndtere store mengder data på en hurtig og sikker måte, med en høy grad av brukervennlighet etter datidas standard.

Men i 2008 lanserte Microsoft sin Azure SQL database, som en basis for sine skyløsninger. Dette ble raskt en alvorlig konkurrent for Oracle-løsninger. Det ble besvart med Oracle Cloud, som etter hvert ble hovedkonkurrenten for Azure. I dag konkurrer de to, med ulike fordeler og ulemper. Men begge løsningene anses som raskere, sikrere og mer fleksible enn tradisjonelle ikke-skybaserte klient-tjener-løsninger.

Utfordring

Det er her utfordringen ligger for Netbas, som altså for øyeblikket er markedets dominerende NIS for nettselskaper. Flere av innkjøperne og fagfolkene i nettselskapene som Energiteknikk har snakket med, peker på selve systemarkitekturen til Netbas som gammeldags og snart avleggs.

Det er en del positivt å si om Netbas, begynner leder for innkjøp og bærekraft i Nettalliansen AS, Gunnar Bell. De er en medlemsstyrt og -eid innkjøpsorganisasjons for bortimot 30 små og store nettselskaper landet rundt, og har nettopp gjennomført et stort innkjøp av blant annet nettinformasjonssystem for 25 av sine eiere og medlemmer.

– Men vi kommer ikke rundt at det er en løsning som er blitt utviklet over lang tid. Sammenliknet med andre tilgjengelige systemer, kan det hende at det er noe tyngre. Men de har en funksjonalitet og justeringsmuligheter som mange systemingeniører setter pris på, og er vant til. Men – da vi la ut et anbud på NIS i fjor, endte vi opp med en annen leverandør.

Valget de falt ned på til slutt, var dpPower fra leverandøren DigPro.

– De har en skybasert løsning som er en del enklere å bruke enn for eksempel Netbas er i dag. Der har våre medlemmer fått et nettinformasjonssystem som en tjenesteleveranse, en såkalt SaaS, sier Bell.

Netbas til skyen

Også Volue jobber med å utvikle et skybasert alternativ til Netbas. Stein Petter Agersborg forteller at de utviklet de første sky-modulene allerede i 2015, fem år før nettselskapene for alvor begynte å interessere seg for løsninger som la nettinformasjonsdata i skyen.

– Vi har investert mye i modulære SaaS-tjenester, med en god API bak. For eksempel løsninger for vedlikehold har vi hatt lenge. Det er en sky-tjeneste som er bygd fra bunnen av, basert på Azure, sier han.

SaaS står for Software as a Service, og kan oversettes med tjenesteleveranse. Agersborg påpeker at alle nye moduler fra Volue bygges opp som SaaSløsninger, og mye av det som ligger rundt Netbas er aksessbart via nettet.

Stykkevis

– Men med et hovedsystem som er mer enn 20 år gammelt, må vi ta det litt stykkevis, og det skal kunne bære seg økonomisk. Vi utvikler våre skybaserte tjenester parallelt med klassisk Netbas, men det forskyver seg suksessivt over på nye SaaStjenester.

Parallelt med utvikling av modulære SaaS-tjenester, er Volue i gang med å levere hele Netbas-plattformen som en tjeneste. – Der tar vi driftsansvaret, og kan dermed levere Netbas på samme måte som de nye SaaS-tjenestene, sier Agersborg.

Håndfull

I tillegg til Volue (Netbas) og DigPro (dpPower), er det Norconsult (ISY NIS) som deler NIS-markedet. De to dominerende leverandørene av kundeinformasjonssystemer (KIS) er CGI og Hansen Technologies (tidligere Enoro). I tillegg kommer en rekke CRM-systemer, som i hovedsak er et KIS uten faktureringsdelen.

S tatnett har nå startet prosjekt for en effektstyringsenhet, en såkalt backto- back, sammen med Fingrid, skriver selskapet i brev til Reguleringsmyndigheten for energi (RME) i NVE.

220 kV-forbindelsen mellom Norge og Finland, fra Varangerbotn til Ivalo, er svært lang, ca. 500 km, og kapasiteten er begrenset av stabilitetshensyn, slik at man i dag bare utnytter 20 prosent av termisk kapasitet.

Flyten på forbindelsen er hovedsakelig bestemt av effektbalansen i Øst-Finnmark, og ikke av prisforskjellen mellom områdene. Nettet må ofte deles, slik at Øst-Finnmark blir radielt tilknyttet 220 kV Varangerbotn- Ivalo, og man svekker dermed forsyningssikkerheten og reduserer kapasiteten inn til Øst-Finnmark.

Siden det er en mellomlandsforbindelse, har Statnett og Fingrid blitt enige om en felles utredning av en effektstyringsenhet.

Statnetts analyser viser at et HVDC back-to-back- anlegg plassert i nye Seidafjellet stasjon der Finlandsforbindelsen vil komme inn, er det tiltaket som er best egnet. Men Statnett har blitt enig med Fingrid om å også vurdere om installasjon av en enklere løsning med faseskifttransformator kan være tilstrekkelig.

Løsningsvalg er forventet høst/vinter 2024. Med rask konsesjonsbehandling kan en løsning være satt i drift innen 2030, skriver Statnett i brevet til RME.

-D et er veldig lett å peke på NVE og Statnett når det gjelder tidsbruk i prosjekter. Men jeg tenker at vi heller skal ta et kritisk blikk på oss selv og hva kan vi gjøre i vår organisasjon, sa konserndirektør for nett i BKK, Kristin Aadland, på Nettkonferansen som Fornybar Norge arrangerte i Ålesund.

– Vi har hatt en veldig sekvensiell tilnærming. Prosjektfasemodellen vi har, fører til lange ledetider, ved at vi hele tiden venter på neste steg i prosessen. Når vi skal bygge en linje eller en stasjon, gjør vi et tidligfasearbeid som leder til konsesjon for tiltaket. Men når den konsesjonssøknaden er sendt, sitter vi og venter på konsesjonen. Når konsesjonen er mottatt, fullfører vi prosjektering og går til anskaffelse av materiell før vi går til selve gjennomføringen og lurer på om vi skal sette det ut eller ikke. Denne tilnærmingen tar for lang tid med dagens saksbehandlingstid og med de økende leveringstidene på kritiske komponenter, sa Aadland.

Derfor jobber BKK med å endre sin prosjektfasemodell, og prosjekterer mer i tidlig fase.

– Risikoen for at tiltaket ikke skal få konsesjon eller bli gjennomført, er relativt lav. Derfor våger vi å legge mer ressurser inn i prosjekter tidlig for å knappe ned på utviklingstiden. At vi setter i bestilling kritisk materiell før det er tatt investeringsbeslutning i styret, har vi løst ved å få en rammebeslutning på innkjøp av materiell.

– Vi bruker bare standardkomponenter, så hvis tiltaket ikke skulle bli noe av, kan komponentene brukes i andre prosjekter.

– Vi jobber også iherdig med å bli tydelige på hva det er vi skal gjøre selv, og hva andre rundt oss skal gjøre, og sette ut i mye større grad større pakker, for å unngå å bruke tid på småanskaffelsene, sa Aadland.

E B Elektro står for markedsføring og salg av sensoren, som plasseres i master og stasjoner/kiosker ute i nettet, mens Safegrid skal ha den direkte oppfølgingen av kunden når det gjelder softwaren det finske firmaet har utviklet.

Hvert tredje nettselskap i Finland bruker i dag dette systemet, SafeGrid Intelligent Grid System, for å oppdage og lokalisere feil, mens det her i landet bare er Telemark Nett som så langt har tatt det i bruk (jfr. reportasje i Energiteknikk nr. 5/2023).

I tillegg til kortslutningsfeil kan systemet også avdekke hvor i nettet høyohmige jordfeil oppstår, med en nøyaktighet på pluss minus hundre meter. Feilen blir markert med et kryss i nettkartet på skjermen i driftssentralen, forteller Jan Remi Nilsen i EB Elektro AS.

Sensorer blir montert på master ute i nettet. Sensoren avleser magnetfeltene fra fasene, og plotter dette inn i Safegrid-systemet, slik at dette klarer å finne ut hvilket magnetfelt som kommer fra den enkelte fase.

Fanger opp transienter

Hvis det skjer et ledningsbrudd i nettet, for eksempel som følge av trefall over linjen, blir det generert en transient, en signalbølge i nettet. Systemet fanger opp alle transientene fra sensorene i nettet, og programsystemet vil så kunne analysere seg frem til feilstedet ved hjelp av triangulering (måling av vinkler og avstander i terrenget).

Nilsen legger til at systemet også kan plukke opp partielle utladninger som oppstår når det blir spenningsfeil i isolasjonen som følge av at denne forringes. Systemet regner ut gjennomsnittet av alle pd-utladningene, og kan for eksempel avdekke hvilken mast som har isolator med sprekkdannelse.

Tilstandsbasert vedlikehold

– Dette gjør det mulig å gå over fra periodisk eller havaribasert vedlikehold til tilstandsbasert vedlikehold, slik at nettselskapet kan skifte ut dårlige komponenter før det oppstår en kritisk feil. Da sparer du penger, sier Nilsen.

Han forteller at Telemark Nett fikk testet systemet da den første kritiske hendelsen oppsto 3. november, med et strømbrudd på en avgang i distribusjonsnettet. Feilstedet ble markert med et kryss på kartet i nettsystemet, og da montørene rykket ut til stedet, oppdaget de umiddelbart treet som hadde falt over linjen. Feilen var lokalisert, og montørene kunne koble inn nærmeste skillebryter, slik at resten av kundene raskt fikk tilbake strømmen.

D NVs gransking av dambruddet på Braskereidfoss kraftverk viser at Hafslund Eco ikke hadde gode nok rutiner og systemer for å håndtere en så ekstraordinær situasjon som ekstremværet «Hans» forårsaket.

9. august flommet vannet over dammen ved Braskereidfoss kraftverk og trengte inn i anlegget. Dammen gikk til slutt til brudd. Hafslund engasjerte DNV for å granske hendelsen.

Ikke teknisk svikt

DNVs granskningsrapport konkluderer med at det ikke var feil eller svikt i tekniske systemer som førte til hendelsen.

«Den direkte årsaken til at flomlukene på Braskereidfoss ikke ble åpnet da vannstanden steg, er manglende oppmerksomhet på faren ved stigende nivå på overvann. Braskereidfoss kraftverk er ubemannet, og overvåkes og kontrolleres normalt fra driftssentralen på Lillehammer. Det var flere alarmer i løpet av natten som varslet om at vannstanden var stigende, men operatørene på driftssentralen ble ikke oppmerksom på disse alarmene», heter det i rapporten.

For dårlig oppbemanning

Det var flere bakenforliggende årsaker til hendelsen. Disse er ifølge DNV å finne i menneskelige, tekniske og organisatoriske forhold, og i samspillet mellom disse.

Én årsak er at det ikke finnes noen automatisk nødregulering eller andre mekanismer som inntrer dersom operatørene på driftssentralen ikke åpner luka.

En annen er at det ikke var godt tilrettelagt for oppbemanning av driftssentralen ved beredskapssituasjoner, verken når det gjelder organisering av arbeidet, fysisk innretning av arbeidsstasjonen eller driftskontrollsystemet.

Det ble ifølge granskningsrapporten heller ikke gjennomført beredskapsøvelser som var rettet direkte mot driftssentralen, der det trenes på scenarioer med omfattende hendelser på flere anlegg og der operatørene ble utfordret på krevende situasjoner.

Utmattede operatører

Ekstremværet «Hans» utviklet seg svært hurtig over et stort geografisk område, og i løpet av natten var det flere kritiske situasjoner i andre områder som ble håndtert fra driftssentralen.

I tidsrommet 02.00 og 02.18 kom det flere varsler på driftssentralen om stigende vannstand ved Braskereidfoss, blant annet tre grensemeldinger om at høyeste regulerte vannstand var oversteget. Ingen av disse varslene ble fanget opp og agert på av operatørene, slik man ville forvente i en normalsituasjon.

Mellom klokka 02.00 og klokka 02.30 er det registrert sju telefoner til og fra driftssentralen, med en sammenlagt varighet på 17 minutter. DNV antar at disse samtalene har tatt oppmerksomheten bort fra grensemeldinger og alarmer. Operatørene har beskrevet opplevelsen som kaotisk.

«Kombinert med stor arbeidsbelastning og høyt stressnivå, legges det til grunn at det har gjort seg gjeldende en grad av fysisk utmattelse og redusert mental kapasitet hos operatørene, noe som igjen kan føre til økt risiko for feilvurderinger og feilhandlinger», heter det i rapporten fra DNV.

«Mer eller mindre kontinuerlig audovisuell alarm kan ha virket mot sin hensikt og fungert som en ytterligere stressfaktor på operatørene», skriver DNV.

16-timers vakter

Lange vakter og lite søvn skal ifølge rapporten også ha bidratt. En av de mange anbefalingene i rapporten er å styrke bemanningssituasjonen, slik at man har nødvendige ressurser til å kunne operere driftssentralen med tilstrekkelig god margin i beredskapssituasjoner.

I tillegg anbefales det å revurdere turnusordningen for driftssentralen.

«Dagens turnusordning, som inkluderer to 16 timers skift med 8 timers hviletid imellom, bør revurderes med tanke på om den tillater operatører tilstrekkelig grad av hvile og årvåkenhet som er påkrevd i arbeidet», skriver DNV.

Fatigue

Dagens turnusordning har ifølge DNV ikke vært pålagt av arbeidsgiver, men vært fremmet av medarbeiderne. I 2008 skal det ha blitt inngått en avtale mellom fagforeningene, der ordningen som inkluderer 16,25 timers vakter ble godtatt med hjemmel i arbeidsmiljøloven. Ett av vilkårene i avtalen skal ha vært at arbeidsbelastningen på de lengste skiftene måtte kompenseres med anledning til å hvile. Tjeneste mellom midnatt og klokka 06 ble forutsatt å være av passiv karakter.

Under uværet Hans ble vaktene svært hektiske. Spesielt for operatøren som var på vakt 16 timer begge nettene, men også for den som var på vakt 16 timer kun på hendelsesnatten, mener DNV at arbeidsbelastning og stressnivå har bidratt til mental og fysisk utmattelse (fatigue) som har påvirket yteevnen negativt.

Dårlig brukergrensesnitt

Det trekkes også fram svakheter ved brukergrensesnittet til kontrollsystemet i driftssentralen. Det ga ikke et godt nok situasjonsbilde til at operatørene hadde mulighet til å håndtere hendelser i en beredskapssituasjon. «Enkelte varsler for Braskereidfoss er ikke godt nok definert, spesielt gjelder det varsler for høy og kritisk vannstand », skriver DNV.

Det pekes også på mangelfull risiko- og situasjonsforståelse rundt ekstremværet. I beredskapsforberedelsene ble det vurdert at det ikke var nødvendig med permanent bemanning på Braskereidfoss i løpet av natten, men driftspersonell var på stedet og så på anlegget rundt midnatt før de dro videre.

«En antagelse som har ligget til grunn for denne vurderingen er at driftssentralen fungerer som forventet og har kapasitet til å følge med på situasjonen, og vil reagere raskt og kalle ut personell ved behov. Natt til 9. august skjedde ikke dette. De samlede effektene av ekstremværet ble således undervurdert », konkluderer DNV.

Ble ikke utbedret

Det er også avdekket flere sårbarheter i designet av Braskereidfoss-anlegget. Flere av disse ble påpekt allerede i 1992, og det ble anbefalt tiltak for å redusere riskoen. Noen sårbarheter ble utbedret, andre ikke. Disse svakhetene har ikke medvirket til at flomlukene ikke ble åpnet som normalt da vannstanden steg, men det kan ikke utelukkes at skadeomfanget hadde vært begrenset om de var blitt utbedret, skriver DNV.

Blant annet er et eget nødopptrekk for lukene, der lukene kan åpnes uavhengig av det nåværende opptrekksystemet, ikke montert. I tillegg er nødstrømsaggregatet fire meter lavere enn toppen av lamelldammen, noe som gjør at det fylles med vann dersom kraftverket settes ut av drift ved stor flom. Dessuten er lukehusene sårbare ved vanninntrengning ved flom.

Svært alvorlig

Ifølge rapporten er det ikke relevant å snakke om «menneskelig svikt» eller «feilhandling », men heller et system som totalt sett ikke er robust nok til å håndtere et scenario som ekstremværet «Hans». Den manglende handlingen som førte til at flomlukene ikke ble åpnet, må betraktes som en konsekvens av sårbarheter i systemet, og ikke som en årsak til hendelsen».

– Dette tar vi svært alvorlig. Vi har allerede oppdatert våre beredskapsplaner og iverksatt flere tiltak, og arbeider fortsatt med læring etter hendelsen, sier administrerende direktør Kristin Lian i en pressemelding.

– I håndteringen av ekstremværet «Hans» gjorde vi oss helt avhengig av driftssentralen. Dette satte oss i en posisjon der vi ikke hadde noen andre måter å åpne flomlukene på. Ett av tiltakene vi iverksetter går ut på å øke antallet sikkerhetsmekanismer, slik at vi kan unngå å komme i samme situasjon igjen, sier Lian.

Tiltak

I et brev til NVE orienterer Hafslund Eco om det videre arbeidet. De skriver at de vil dele læringen fra hendelsen med resten av bransjen, slik at noe lignende ikke skjer igjen.

Gjennomførte tiltak:

• Justert grense for bemanning på Braskereidfoss
• Ekstra operativ overvåningsenhet ved stor flom og beredskap på nivå hevet eller full
• Oppbemanning av driftssentralen i beredskapssituasjoner
• Forbedret oversikt over utsatte anlegg
• Evaluering av «Hans» og hendelsen på Braskereidfoss

Planlagte tiltak:

• Forbedre brukergrensesnittet på driftssentralen
• Tilrettelegging for deling av arbeidsflater i vassdragsavsnitt
• Øke antallet fullverdige arbeidsplasser for operatører på driftssentralen
• Tydeliggjøre signalene Høy og Kritisk Høy vannstand for Braskereidfoss
• Etablere nødregulator for luker på Braskereidfoss
• Etablere/forbedre nødopptrekk på luker Braskereidfoss
• Sikre kraftstasjonene, nødaggregat og lukehusene mot drukning
• Tiltak for å hindre overtopping på lamelldam
• Systematisk gjennomgang av sikkerhet og barrierefunksjoner på selskapets anlegg
• Systematisk gjennomgang av signalomfang og måleverdier for selskapets dam – og kraftverksanlegg
• Sikre helhetlig risikostyring for Drift

Tiltak som må utredes:

• Gjennomgang og beslutning om eventuell endring av turnusplan og bemanning av driftssentral, herunder planer for oppbemanning i beredskapssituasjoner

N yheten ble presentert på firmaets stand under Nettverksuken, og vakte stor oppmerksomhet, ifølge salgssjef energi/bane, Håvard R. Stenkløv.

Han forteller at bakgrunnen for at El-tjeneste har laget den spesielle traversen, er at myndighetene ikke ønsker at piggisolatorer benyttes ved bygging eller rehabilitering av nett. Dette er et vilkår i nyere områdekonsesjoner for å minske risikoen for fugledød som følge av elektriske støt.

Forbudet har ikke tilbakevirkende kraft, men flere nettselskap opplever at de ikke får forlenget konsesjon for linjer med E-master (én stolpe) dersom de vil bruke piggisolatorer. Og skal de gå over til hengisolatorer, vil det innebære at de må skifte over er til H-master (to stolper).

Slipper kostbar utskifting

– Vi er kommet frem til en løsning der nettselskapene unngår kostbar utskifting av sine E-master, men at de kan sette vår spesielle travers med hengeisolatorer på de stolpene som står der.

Stenkløv sier El-tjeneste er markedsledende på traverser til stolper, og at det var naturlig for dem å ta denne utfordringen. – Vi tok utgangspunkt i de tradisjonelle traversprofilene vi har, og så har vi kommet frem til en forhøyet konstruksjon med planheng.

Traversen veier bare 48,5 kilo, og den leveres i tre deler, som settes sammen av to montører oppe i masten. Stenkløv forteller at det er gjort en rekke montasjer i Tranamarka Energipark for å prøve ut ulike montasjeløsninger.

Enkel å montere

– Montasjetiden er noe lengre enn for en vanlig travers. Men traversen er montasjevennlig, montøren står godt i masten ved bruk av vanlig stolpesko. Traversen er klargjort for de isolatorene som finnes på markedet. Isolatorene er fastmontert sideveis, slik at det er bare i hengeklemma de svinger, og da i linjeretningen på grunn av avstander til fase mot jord.

På standen fikk Stenkløv og hans kolleger besøk av flere nettselskap som er interessert i å prøve ut løsningen.

N ettkøen i alle deler av landet øker, det gir krise for omstilling, for arbeidsplasser og for velferd, advarte Fornybar Norge-leder Åslaug Hagas da åpnet Nettkonferansen i Ålesund. – Dette er jo drama, sa Haga.

Senere på dagen ble situasjonen av andre beskrevet som en katastrofe.

Konserndirektør for nett i Statnett, Elisabeth Vike Vardheim, påpekte i sitt innlegg at det ikke er kun Statnett som kan klandres. Samarbeidet med de regionale netteierne om områdeplanene kan bli bedre.

– Vi må være koordinerte, vi må samarbeide i prosjektfasen, vi må samordne beslutningsprosessene våre. Det er steder i regionale nettselskaper hvor vi står og venter på at de skal bli ferdig med sine tiltak før vi klarer å utnytte vårt anlegg som er ferdigstilt i henhold til den planen vi opprinnelig hadde.

Vi i Statnett erkjenner veldig gjerne at vi har gått mye i ring, og vi jobber for å komme ut av det. Men vi er ikke alene om å gå i ring i denne bransjen, og det må vi slutte med, og faktisk jobbe samtidig og parallelt mot det målnettet vi er enige om, sa Vardheim.

Ikke til å forstå

Nettsjefen i Fredrikstad, Vidar Kristoffersen, tok da ordet, og snakket om at mangelen på nett hindrer industriutvikling i området.

– Jeg kan bare ikke fatte og forstå hvorfor investeringsbølgen ligger framfor oss, og ikke har vært der tidligere, når vi står i den situasjonen som vi gjør, sa Kristoffersen.

Vardheim svarte ved å påpeke at Østlandet har mangel på kraftproduksjon.

– Nett kan ikke løse alt alene. Vi roper også på kraftproduksjon. Jeg skjønner godt frustrasjonen din, men du må også huske på at i 2018 var det knapt noen som helt så elektrifiseringsbølgen. Man sier man skal ha strøm, men ser ikke at for å få til det, trenger vi ti-tolv år inkludert konsesjonsprosessen. Så ja, hvem er det som egentlig skulle tatt ansvar for det den gangen? Vel, vi er der vi er. Vi hadde kommet ned fra en investeringsbølge hvor vi hadde 7 milliarder per år og vi skulle ned på 3-4 milliarder, og det er det vi brekker oss opp fra nå, sa Vardheim.

Ny Statnett-konkurrent

Daglig leder i Otera Infra, Aslak Andersen, kom med et forslag til å bedre situasjonen, nemlig å opprette et helt nytt statlig eid nettselskap, noe lignende som ble gjort i veisektoren med Nye veier.

– Vi så et massivt skifte i innovasjonstakten og kontraktsformer da Nye veier ble etablert, både hos Nye veier, men også hos monopolisten, for alle ønsker å løpe like fort som konkurrenten. Det å prøve ut tiltak rundt Nytt nett eller Nye linjer for å få opp innovasjonstakten, kan være lurt, sa Andersen.

Ser ikke behovet

Vardheim i Statnett ser ikke et behov for en ny konkurrent.

– Mange av virkemidlene som Nye veier har, tar vi jo i bruk. Vi lærer jo også av Nye veier, vi lærer av andre som har store utbyggingsporefjøler. Statnett har tross alt lagt en stor portefølje bak oss. Vi har lagt et solid fundament og gjort mange erfaringer allerede.

Hun understreker også at situasjonen ikke dreier seg om Statnett alene.

– Det er ikke selve byggingen som tar så lang tid, det er hele prosessen opp til byggingen. Der har vi allerede tatt grep gjennom å planlegge bedre, gjennom områdeplanene, at vi har slått sammen kraftsystemutredningen med nettutviklingsplanen. Vi planlegger helt annerledes nå enn for bare to år siden.

– Så du tror ikke det vil være fornuftig å opprette Nye linjer?

– Jeg kan ikke se at det skal løse noe akkurat nå, sier Vardheim.

Strekk i regionalnettsaget

Hun utdyper også kritikken mot enkelte regionale nettselskaper.

– Det vi ser i enkelte prosjekter rundt omkring i Norges land, og jeg har ikke lyst til å trekke fram prosjekter, er at de regionale nettselskapene ikke har beslutningsprosesser på plass, de har ikke ressurser på plass, og det gjør at vi kommer for sent i forhold til planen vi opprinnelig avtalte. Noen steder må vi vente ett til halvannet år for å få full effekt av våre tiltak.

Det er litt strekk i laget, og det tror jeg vi kan gjøre noe med. Det er ikke alle som er langt nok framme i skoene, sier Vardheim.

H eggedal er ikke den første digitale transformatorstasjonen verken internasjonalt eller i Norge, men antakelig den mest komplekse.

Prosjektet ble påbegynt med planleggingen allerede i 2018. Kontraheringen ble utført i 2021, og senere samme år startet de fysiske arbeidene med å bygge om fra et konvensjonelt, utendørs luftisolert koblingsanlegg til et moderne, SF6-fritt GIS-anlegg med omfattende sensorikk for tilstandsovervåkning.

Teste teknologien

– Vi har benyttet anledningen til å teste ut nye prinsipper og ny teknologi. Vi ville se hvilke gevinster ny teknologi kan tilføre selskapet, og samtidig undersøke hvor langt leverandørmarkedet har kommet, sier prosjektleder Karl Eide Pollestad i Elvia til Energiteknikk.

Vi ble med ham og kollegaene Per Kristian Furuheim og Thomas Hedegaard til Asker utenfor Oslo i slutten av oktober. Transformatorstasjonen, som nå har en samlet ytelse på 90 MW og 23 avganger på 22 kV-siden, er under sluttføring og uttesting, og planen var å få den i drift før jul.

Over 100 millioner

Pollestad vil ikke røpe hva de tror prisen på transformatorstasjonen kommer til å ende på, men det blir et stykke over 100 millioner kroner.

– Vi er ikke helt ferdige med prosjektet, så den endelige sluttsummen er ikke helt kjent ennå. Men vi har full kontroll på økonomien i prosjektet, bedyrer han.

Høy kompleksitet

Egentlig skulle anlegget vært ferdig sommeren 2022, men prosjektet er blitt kraftig forsinket som følge av flere forhold. Pollestad trekker fram blant annet at dette er et anlegg med en høy kompleksitet.

– Leverandørene har fått god tid til uttesting og til å få systemene til å fungere. Elvia har tatt utviklingen på digital stasjon et steg videre, forteller han.

Begrepet «digital transformatorstasjon » trenger en forklaring, og hva som skiller den fra en konvensjonell, normalt instrumentert transformatorstasjon.

Digital forklaring

Pollestad forteller at den største nyvinningen er introduksjonen av laveffekts måletransformatorer og samplede målverdier som blir sendt over nettverk i stedet for konvensjonelle 5A og 110V strøm- og spenningskretser. Vern og objektmaskiner abonnerer nå på datastrømmer fra nettverket.

Dette hever personsikkerheten i anlegget og muliggjør større fleksibilitet med tanke på funksjonalitet i vern og kontrollanlegget. Du får ut strøm og spenning digitalt som samplede målerverdier fra en enhet, og sender inn til vern og avregningsmålere via en prosessbuss, forklarer Pollestad.

Rogowskispoler

Man kan enten ha en optisk strømtransformator basert på faraday-effekt, det vil si at man har en rotasjon av et polarisert lys som er proporsjonal med magnetfeltet på primærleder. Alternativt kan man ha en rogowskispole, som er som en konvensjonell strømtransformator uten en jernkjerne som kan gå i metning. På Heggedal er det installert rogowskispoler på både 132 kV- og 22 kVanlegget

– Med introduksjonen av en prosessbuss blir det også mye strengere krav til nettverk og tidssynkronisering i stasjonen. Det er fremdeles utfordringer knyttet til akkreditering av digital måling som må løses før avregning kan implementeres, sier Pollestad.

Før hadde man konvensjonelle strøm- og spenningstrans-formatorer ute i transformatorstasjonen.

– Det kan vi fremdeles ha, men da drar vi ikke strøm- og spenningskretsen inn til kontrollanlegget via kopperkabler. Det kan settes opp en enhet ute i prosessen som sampler analoge måleverdier og sender dem som datastrømmer på prosessbuss inn til de enheter som skal ha målingene, forklarer Pollestad.

Vurderer kompleksiteten

Heggedal transformatorstasjon er gjennominstrumentert for å hente ut mest mulig data fra anleggene for å se hvilke muligheter ny teknologi kan gi med tanke på prediktivt vedlikehold.

– Elvia kommer til å vurdere kompleksiteten på Heggedal opp mot gevinstene. Det blir en vurdering av prosjektet for å hente ut læringspunkter og videreutvikle mange av de tekniske kravene fra Heggedal inn i nye prosjekter fremover. Vi har gjort en del valg for å teste forskjellige muligheter, og har allerede fått en del erfaringer. Så får vi sikkert noen overraskelser og enda flere erfaringer i driftsfasen, sier Pollestad.

Avansert sensorikk

Både GIS-anlegget på 132 kV og selve krafttransformatoren er fullspekket med avansert sensorikk. Elvia overvåker lastkopler, avledere, har fiberoptiske kabler i viklingene og måler kontinuerlig ni gasser i oljen på transformatoren for å detektere begynnende feilutvikling. I GIS-anlegget måles brytertider og motorstrøm på opptrekk, i tillegg til kontinuerlig overvåkning av partielle utladninger via UHF-sensorer og kontinuerlig gassovervåkning for trending av gasstrykkutvikling i anlegget.

– Kanskje vil Elvia bygge et sentralt system for prediktivt vedlikehold i framtida der man kan hente inn data og predikere eller analysere data lokalt. Prosjektet hadde ikke tid til å vente på et slikt system, så da har vi bestilt lokale systemer fra leverandørene som tolker tilstand til utstyret og sender feilmeldinger inn til oss, sier Pollestad.

Bygge kompetanse

– Elvia måtte bygge opp kompetanse på å faktisk bygge denne typen stasjon, og vi opplevde at en del av utstyret som egentlig skulle være tilpasset til digital stasjon, likevel ikke var helt på det nivået vi forventet. Det begynner å komme nye versjoner av enheter, så jeg tror at innen forhåpentligvis kort tid så kan flere leverandører levere komponenter til kontrollanlegg som tilfredsstiller våre krav og krav vi forventer bransjen legger seg på, sier Pollestad.

Blant kontraktspartnerne på prosjektet finner vi GE, Hitachi, Laje og Nettpartner.

Transformatorstasjonen i Heggedal har vært en del av prosjektet Ecodis, et IPNprosjekt som finansieres av Forskningsrådet.

-O ppslutningen om Nettverksuken ble veldig god. Vi lykkes med konseptet om å kombinere fag og messe, og har fått mange fine tilbakemeldinger fra deltakerne på konferanser og kurs, samt utstillerne.

Dette gir et godt grunnlag for å kunne utvikle Nettverksuken for de kommende årene, sier Bjarte Sandal, fagansvarlig for arrangementet som REN gjennomførte på X Meeting Point på Hellerudsletta 28. – 30. november.

Sandal opplyser at Teknisk Konferanse samlet 199 deltakere, som er ny rekord, på Regionalnettsdagene var tallet 74, mens i alt 174 montører fra et tjuetalls nettselskap og energientreprenører deltok på fagkursene for montører.

–For Teknisk Konferanse ble økningen i deltakerantallet på hele 40 prosent i forhold til i fjor, og vi er også svært godt fornøyd med vi fikk langt flere deltakere på fagkursene for montører enn vi hadde forventet. Det er viktig for oss å gi montørene et godt tilbud på Nettverksuken, sier Sandal.

I alt 1141 personer hadde registrert seg på Nettverksuken, hvorav om lag var 450 besøkende til utstillingen.

–Vi traff en nerve

–Oppslutningen viser at bransjen støtter godt opp om Nettverksuken, og det gleder oss. Det er vanskelig å tolke dette på annet vis enn at vi traff en nerve, at vi lyktes med å skape en møteplass for nettbransjen.

Sandal opplyser REN i tiden frem til jul vil gå grundigere inn i resultatet fra evalueringen etter spørreundersøkelsen som ble gjennomført rett etter Nettverksuken, ikke minst for å se hva som bør justeres til neste gang.

Flere steder vurderes

X Point Meeting på Hellerudsletta nord for Oslo er reservert i slutten av oktober neste år, men det er ennå ikke bestemt om arrangementet skal være der, også andre alternativer på Gardermoen blir nå vurdert.

– VI tar en avgjørelse om stedsvalg før jul, og da vil vi også vurdere dette i et fremtidig perspektiv, blant annet i sammenheng med at REN skal arrangere den internasjonale AUS-konferansen Icolim 2025, som vil bli en del av Nettverksuken, sier Sandal.

Ifølge spørreundersøkelsen var utstillerne fornøyd med at de kunne møte både ingeniører og montører, og at de fikk snakket med langt flere relevante personer enn de forventet på forhånd.

Over 70 prosent av utstillerne har svart at det er ganske sannsynlig at de vil være med også neste gang Nettverksuken arrangeres, resten er usikker. – Dette oppfatter vi som en gledelig tilbakemelding, sier Sandal.

REN har også spurt alle deltakerne om å gi en generell, samlet vurdering, og da svarte 81 prosent at Nettverksuken var et «godt» eller «svært godt arrangement». 15 prosent stilte seg nøytralt, mens fem prosent svarte «ikke godt». På spørsmålet om de ville anbefale Nettverksuken til en kollega, svarte over 81 prosent «ja», 13 prosent «vet ikke» og resten «nei».

Fokus på kvalitet

–Vi dere forsøke å få flere nettselskap til å sende folk til Nettverksuken?

–Vi ønsker flere deltakere på konferanser og kurs, og ikke minst at flere besøker messen, også av andre som bare kommer for å se utstillingen. Men det handler ikke kun om antall og om å bli størst mulig, men vel så mye om hvem deltakerne og besøkende er, at vi får interesserte fagfolk til å komme, spesielt ingeniører og montører, som utstillerne ønsker kontakt med. Det er viktig å sørge for kvalitet, at deltakerne på Nettverksuken får faglig utbytte og sitter igjen med gode opplevelser.

–Hvordan var det å arrangere Nettverksuken sammenlignet med de tidligere Metodedagene?

–Metodedagene på Drammen Travbane var et langt mer krevende arrangement for oss, både det gjelder ressursbruk og logistikk, mye fordi det foregikk utendørs. Det ble et arrangement som REN tapte penger på. Dessuten sviktet oppslutningen om Metodedagene, så vi måtte prøve på noe nytt.

–Med Nettverksuken har vi fått et konsept som ser ut til å fungere langt bedre. Vi har hatt veldig god kontroll på det arrangementstekniske, men også på økonomien. Samtidig erfarer vi altså at deltakerne, utstillerne og besøkende er fornøyd, sier Bjarte Sandal i REN.

-D ette er veldig artig, det er stort å få denne muligheten og kunne ha en slik NMtittel på CVen. Men jeg skylder en stor takk til de flinke folkene jeg jobber sammen med, og som har lært meg mye. Du finner landets beste montører her i Åfjorden, det kan du gjerne skrive i Energiteknikk, sier Lucas.

Da vi intervjuet ham, hadde Lucas nettopp avsluttet en arbeidsøkt i 15 minusgrader med bygging av nettstasjon og arbeid med en 400 kvadrat høyspent-kabel, for øvrig med en langt større dimensjon enn kabelen de tjue utvalgte lærlingene skulle terminere under konkurransen inne i foajeen på X Meeting Point på Hellerudseltta nord for Oslo.

Mest spent på AUS

Lucas forteller at det var AUSøvelsen han var mest spent på. – Jeg har bare erfaring med å jobbe AUS på ex, ikke blanke liner. Men jeg hadde fått lest meg opp og var ganske godt forberedt, og øvelsen gikk bedre enn forventet. Men da vi var ferdige med alle fem øvelsene, hadde jeg ikke troen på at dette skulle gå veien. Jeg hadde surret litt for mye, og følelsen var ikke god. Men jeg må nok ha vært litt for streng med meg selv, smiler han.

Lucas forteller at hans tidlig fikk interesse for faget ettersom hans far er energimontør. I det daglige setter han spesiell pris på å jobbe med høyspent luftnett, og klatre i master. Det er nesten så han håper på at det skal bli flere feil, slik at han kan rykke ut. – Men det er sjelden det skjer, vi har et veldig godt nett her i området, sier han.

Svært høyt nivå

Kai Solum i REN, som hadde ansvaret for konkurransen, forteller at nivået på årets NM var meget høyt, og at det var svært jevnt blant de ti beste, det skilte bare 4,5 poeng mellom dem.

Lucas Sandmo fra Tensio TS stakk altså av med seieren med sine 84,25 poeng, fulgt av Mads Eide Richardsen fra Eviny Solutions med 84,01 poeng, mens brosjeplassen gikk til Ole Vigre fra OneCo med 83,1 poeng.

NM består av fem øvelser der lærlingene prøves i de ulike delene av energimontørfaget:

Endeavslutning av høyspenningskabel. Deltakerne skal montere en kaldkrymp endeavslutning på en kabel.

Endeavslutning av lavspenningskabel. Her skal lærlingene koble en TFXP inn i et kabelskap.

AUS i lavspennings luftnett. Øvelsen går ut på å koble til en stolpesikring på en blank luftlinje med spenning på.

Nettstasjon. Deltakerne skal finne ulike komponenter inne i nettstasjonen, utføre måling og feilsøking, og forklare hva de ser i nettstasjonen.

Nedfiring. Lærlingene skal utføre nedfiring av skadet person fra mast. I denne øvelsen vil de fire ned hverandre, slik at det skal bli mest mulig reell tyngde på personen.

D et blir nå bygget ut en gigantisk næringspark mellom E6, E16 og det som en gang i fremtiden skal bli den tredje rullebanen på Gardermoen. Området utvikles av de tre utbyggingsselskapene Oslo Ariport City, Oslo Logistikkpark Gardermoen og Thon Eiendom.

Det ca. 25 kilometer lange fjernvarme-hovednettet i området, som Statkraft tok over i 2015, leverer årlig om lag 70 GWh varme. I tillegg til å bygge ut fjernvarmen til næringsparken, vil Statkraft Varme også levere fjernkjøling.

Statkraft jobber med en pilot som går ut på å hente grunnvann på 7-8 grader fra 15-20 meters dyp, som skal kunne gi 500 kW kjøling. Dette skal distribueres direkte som frikjøling.

– Dette er en pilotfase hvor vi skal teste, måle og lage en strategi for hvordan vi kan rulle det ut i større skala i årene framover for å kunne forsyne alle kundene i næringsparken som har behov for kjøling. Å bruke grunnvann er i seg selv ikke nytt. Men skalaen vi forsøker å få dette til på, som krever en prosess med hensyn til tillatelser og teknologi, det er ganske nytt, sier prosjektleder Jomar Sætre i Statkraft Varme til Energiteknikk.

Pilotanlegget ligger like ved siden av Coop enorme lager C-Log, og er et samarbeid Statkraft Varme gjør med Oslo Airport City.

Pilotanlegget skal etter planen settes i produksjon våren 2024.

– Hvor stort kan dette tenkes å bli på sikt?

– Vår plan, som henger sammen med reguleringsplanene for området, er å bygge ut i takt med utbyggernes utvikling. Vi planlegger å ha et fjernkjøleanlegg som totalt, sammen med konvensjonell maskinkjøling, kan yte 16 MW, sier Sætre.

– Dette er ferdig produsert kaldt vann, så det ligger implisitt at du får en veldig rimelig produksjonskostnad.

Fjernkjølenettett skal ligge parallelt med fjernvarmenettet.

S om kjent foreslo Multiconsult på oppdrag fra NVE først en svært positiv vektingsfaktor for fjernvarmen på 0,3. Jo lavere faktor, desto bedre er den. NVE spilte i sommer inn en litt mindre gunstig faktor til Olje- og energidepartementet (OED) på 0,45 og 0,6, før direktoratet i november plutselig foreslo for departementet en langt dårligere faktor, 0,8.

Det reagerte Norsk Fjernvarmes daglige leder Trygve Mellvang Tomren-Berg kraftig på.

– Vektingsfaktoren de foreslår å innføre, adresserer i liten grad det regjeringen har bedt om. I praksis ser NVE helt bort fra at gjenbruk av energi faktisk er energieffektivisering, sa Tomren-Berg til Energiteknikk.

NVE skrev da også i sitt innspill til OED at «bruk av fjernvarme til oppvarming av bygg ikke generelt kan kalles energieffektivisering ».

På Fjernvarmedagene i Oslo i november kom leder for bærekraft og ytre miljø i Hafslund Oslo Celsio, Jon Iver Bakken, med hard kritikk av NVEs forslag.

Bakken mente det er feil å si at fjernvarme fører til store klimagassutslipp, siden disse utslippene må legges på avfallsforbrenningen og ikke på fjernvarmekunden.

– Å si at det er høyere fornybarandel i strøm enn i fjernvarme, mener jeg blir villedende, sa Bakken.

– Vi må ha en merkeordning som premierer og stimulerer avlastning av kraftnettet, ikke straffer det. Når vi legger oss på 0,8, er det nesten som i dag, og det vil ikke gi noe særlig høy effekt, sa han.

Han fryktet at foreslåtte vektingsfaktorene vil gjøre både fjernvarme og fjernkjøling til lite attraktive energiformer.

– Det vi er redd for er at utbyggere kan slite med å nå taksonomiens krav. De får fort en dårligere karakter med varmepumper, de kan slite med gode rentevilkår. Men like mye er jeg bekymret for at vi ikke får en utvikling som er til beste for energisystemet som helhet. Jeg klarer ikke se at NVE har utredet dette på noen god måte. Vi mener NVE ikke har svart på oppgaven til OED, sa Bakken.

Fra scenen på Fjernvarmedagene avfeide seksjonssjef Maren Esmark kritikken fra Bakken.

– Vi har svart på den oppgaven vi fikk fra departementet, og vi har svart ut fra hva som er formålet med energimerkeordningen. Den har som formål å gi riktig informasjon om bygningen, verdsetting av bygningen og skape interesse for konkrete tiltak for energiøkonomisering og for omlegging til fornybare energikilder i bygningen. Energimerkeordningen er laget for forbrukerne, og den er laget relatert til bygg, sa Esmark, før hun kom med et hjertesukk.

– Det nye forslaget vårt straffer ikke fjernvarme. Jeg synes det er litt unødvendig å prøve å legge det som et premiss for diskusjonen. Forslaget premierer fjernvarme, sa Esmark.

Hun mente NVE har hatt en grundig prosess.

– Allerede i vinter hadde vi en omfattende runde med alle aktører nettopp for å ha åpenhet om den prosessen vi nå satte i gang, sa Esmark.

Hun forsvarte også sine kollegers kompetanse.

– Vi har veldig gode fagfolk. Jeg er ganske sikker på at forslaget vi har levert, er godt. Vi har nok ikke misforstått, sa Esmark.

Energiteknikk har spurt OED om når forslaget til ny energimerkeordning med tilhørende vekting vil bli sendt på høring.

Departementet svarer at det vil skje «så raskt som mulig», men at det «fremdeles vil ta noe tid før forslaget kan sendes på høring».

F irmaet er leverandør av ulike typer lifter, blant annet billifter til energisektoren. Gantic har også vært blant utstillerne under de tidligere REN Metodedager, senest i 2019, der de kunne vise frem og demonstrere produktene sine utendørs.

I messeområdet X Meeting Point på Hellerudsletta hadde Lindberg tatt med seg deres minste produkt, en liten elektrisk drevet lift som kan kjøres med joystic, maskinen veier bare 345 kilo, og liften heves til fem meters høyde.

De andre produktene vises frem på rollups, – Vi bruker denne anledningen til å fremheve våre elektrisk drevne maskiner, forteller Lindberg. Han nevner en spesiell type tunnellift som Gantic har konstruert og utviklet, som kan kjøres både med elektrisitet og diesel som drivstoff.

Lift for skrått terreng

– En annen fordel er at maskinen kan stå i bakke, du kan selv nivellere chassiset, slik at du kan arbeide oppe i liften uten at det påvirker seg. Skrått terreng er vanligvis en stor utfordring for lifter.

Lindberg påpeker at de under Nettverksuken har fått muligheter til å presentere sine helektriske maskiner, noe som er spesielt viktig med tanke på det grønne skiftet. – Her får vi kontakt med nåværende og fremtidige kunder, og kan skape gode relasjoner. Veldig mange har kommet innom standen vår disse tre dagene, sier han.

B ård Ivan Dyrendahl i Pro- Cable er blant de mange fornøyde utstillerne under Nettverksuken. Han tilføyer at deres stand hadde en god plassering i utstillerlokalet, midt i «gangveien».

Som navnet indikerer, er ProCable leverandør av ulike typer utstyr for legging av kabel; blant annet klemmer, pressvektøy, skrelleverktøy og kabelbukker.

– For oss er det jo enkelt å demonstrere produktene på en slik innendørs stand. Vi har brukt denne anledningen til å vise frem våre nyheter, blant annet skrelleverktøy og kabelbukker, og det med stor suksess.

Mange er nysgjerrige

Dyrendahl forteller at de har fått god kontakt et stort antall fagfolk i den viktige målgruppen, ingeniører og montører.

– Det er gledelig å oppleve at så mange kommer til standen og er nysgjerrige på det som er nytt, åpen for nye løsninger. Vi ønsker å møte både de som prosjekterer kabelanlegg, og personer som driver med innkjøp, men ikke minst folkene som står i grøfta og gir føringer oppover systemet for hvordan de vil ha det; hvilket utstyr som er best egnet for å løse oppgavene, sier Dyrendahl.