D ette er kombinert fag- og messearrangement, og skal være en møteplass for nettbransjen, der fagfolk kan knyttes nettverk, slik også de tidligere Metodedagene var det.

Arrangementet inneholder:

• Teknisk Konferanse (fagkonferanser som har hovedfokus på distribusjonsnettet)
• Regionalnettsdagene (fag-arrangement for regionalnett, stasjonsanlegg og beredskap)
• Fagkurs (praktisk fokuserte tretimerskurs for energimontører)
• Leverandørutstilling (Over 60 leverandørselskaper, det siste av produkter og tjenester)
• NM for energimontørlærlinger (Norgesmester kåres på middagen)
• Nettverksfest - felles kvelds-arrangement med mat, drikke, underholdning og sosial moro!

Det ert påmeldt om lag 500 deltakere til konferansene og montørkursene, og det forventes over tusen besøkende til utstillingen, men det vanskelig å si på forhånd hvor mange som kommer til å ta turen til Hellerudseletta de tre siste dagene av november.

På siden til venstre finner du et kart over utstillingsområdet i 2. etasje. Vi har valgt å dreie tegningen 180 grader for at den skal fylle hele siden i bladet og bli lettere å lese, ellers ville skriften blitt for liten.

U nder årets brukermøte for spenningskvalitet og EMC på Gardermoen fyrte elektroingeniør og rådgiver Thor Holm fra PQA løs mot tilhørerne for å advare dem mot å ikke følge med på utviklingen av overharmonisk støy i nettet fra ikkelineære laster.

– Ledelsen i disse selskapene, hvor er de? Skjønner de hva som skjer? Nå må de våkne! tordnet han.

Fulgte opp

I innlegget etter fulgte prosjektleder Bjørn Inge Oftedal fra REN AS opp:

– Slutt å tro at alt ordner seg, for det gjør det ikke. Det Thor sier, har han bevist gjennom målingene sine. Slutt å koble til ulineær last helt ukritisk! Det er mange som fortsatt gjør. Ikke gjør det lenger, oppfordret Oftedal.

Oftedal kunne presentere en løsning: Den nye støykalkulatoren som REN straks er ferdig med å utvikle. Den skal lanseres i februar.

Prosjektleder Bjørn Inge Oftedal hos REN varslet lansering av den nye støykalkulatoren i februar. Foto: Atle Abelsen

Overharmonisk støy

Tidligere har ohmske laster vært dominerende på brukersiden i nettet: glødelamper, varmeovner, varmtvannsberedere og komfyrer. Slike apparater støyer lite tilbake på nettet.

Såkalte ikke-lineære laster har stort sett vært et fenomen knyttet til industri og en del spesialisert næringsliv. Smelteovner er kjente støygeneratorer, men også større lagerhaller med lysstoffbelysning og industri med stort innslag av tungt kraftelektronisk utstyr.

Dette skaper mye overharmonisk støy på spenningen, som forårsaker blant annet flimmer på belysningen til folk. Dette er kjent stoff, som oftest blir håndtert lokalt.

Mer ikke-lineær

Men de siste årene har innslaget av ikke-lineære laster også økt hos vanlige næringsdrivende og husholdninger. LED-belysning og utstyr som baserer seg på kraftelektronikk, og ikke minst solcelleanlegg og billadere, har kommet for fullt.

Det er brukernes ansvar å ikke støye mer enn en viss kvote, som nettselskapene kan sette opp. Men det er her mange nettselskaper svikter.

– Noen vet at de kommer til å støye. Om de vet hvordan dette forplanter seg nettet, er jeg ikke sikker på. Det ser ut som om økonomene bestemmer. Billig utstyr støyer mest. Framover nå vil det hovedsakelig bli tilkoblet slike laster. Hvis nettselskapene ikke passer på og setter krav, vil den eller de første kundene som knytter seg til et nett, bruke opp hele kvoten av støy som Forskriften for leveringskvalitet tillater, sier Holm.

Thor Holm i rådgivingsselskapet PQA er spesialist på spenningskvalitet. Foto: Atle Abelsen

Utvikler programvare

Bransjens selskap REN, som jobber med informasjonsspredning og utvikling av metoder og verktøy for nettselskapene, er altså i ferd med å utvikle en programvare som kan bli en del av løsningen på problemene.

– Bruk RENs støykalkulator når denne kommer. Ikke koble sammen støyende last med andre kunder. Hold disse adskilt, oppfordrer Holm.

Han påpeker også det uheldige ved å bruke treviklingstransformatorer.

– Dersom dere absolutt må bruke slike transformatorer med støyende last på ene viklingen og vanlig husholdning på den andre, så må dere ha ett hundre prosent kontroll i dag og i framtida på at det ikke kommer støy inn på den ene viklinga. Det smitter over på kretsene tilknyttet de andre viklingene, sier han.

Lanseres i februar

Bjørn Inge Oftedal hos REN bekrefter at de vil lansere en kraftig oppgradering av Støykalkulatoren i februar. Med dette verktøyet vil nettselskapene være i stand til å beregne fornuftige kvoter på støy for nye kunder. Ut fra disse kvotene vil kundene kunne spesifisere et bedre utstyr som egner seg til å utnytte nettet bedre.

– Kalkulatoren er laget på bakgrunn av forskningsprosjektet RENstøy, som avsluttes i februar, sier Oftedal.

I dette prosjektet har PQA og SINTEF Energi stått for mye av det utførende arbeidet, mens Elvia, Haugaland Kraft Nett (nå Fagne), Tensio, Lede, Mørenett (nå Linja) og Glitre Nett har vært med fra brukersiden.

Internasjonal interesse

Oftedal forteller at programvaren har vært presentert i en tidlig fase på smartkraftkonferansen SEST i fjor, og de presenterte et vitenskapelig paper i forbindelse med energidistribusjonskonferansen CIRED i Roma i år.

– Det har vært stor interesse knyttet til denne kalkulatoren fra internasjonale kontakter. Dette er et tiltakende problem også for andre land, men ingen har tatt tak i dette som vi gjør det, sier Oftedal.

Når den nye støykalkulatoren lanseres, vil den bli tilgjengelig for brukerne gjennom et alminnelig abonnement hos REN, på linje med RENs øvrige verktøy og informasjonsblader.

NM for energimontørlærlinger finner sted på Hellerudsletta i Oslo som en del av Nettverksuken, og er en videreføring av tilsvarende arrangement under de tidligere Metodedagene.

Under mesterskapet skal deltakerne konkurrere i fem forskjellige øvelser: De skal montere lavspenningskabel i kabelskap, gjennomføre visuell kontroll av en nettstasjon, fire ned en person fra mast, jobbe AUS i mast, der de skal koble til en sikringsbryter på en blank line, og dessuten utføre en endeavslutning på høyspenningskabel.

For å kvalifisere seg til selve arrangementet, har de påmeldte vært gjennom en digital flervalgsprøve som består av 40 spørsmål. Deltakerne hadde 45 minutter til å gjennomføre prøven under oppsyn av en lærlingsansvarlig. Kvalifiseringen åpnet i juni, og siste frist var 30. september. De tjue beste fra kvalifiseringsrunden ble invitert til å delta på NM.

–Vi har ikke har plass til flere. Det blir litt begrenset, i og med at arrangementet må gå over to dager, sier fagansvarlig for arrangementet, Kai Solum i REN.

Konkurranseinstinkt

Det er ikke første gang NM for energimontørlærlinger arrangeres, og Solum mener at arrangementet sørger for å vekke konkurranseinstinktet hos deltakerne.

–Basert på tidligere erfaringer, opplever vi at deltakerne blir svært fornøyd og utrolig ivrige. Alle har lyst til å vinne, slik er jo de fleste av oss. Ofte spør de om tips, slik at de kan gjøre det best mulig.

Solum legger til at det i år forventes en del publikum, spesielt på dag to, noe som tilføyer noe ekstra til konkurransen.

-I og med at dette NM går i forbindelse med Nettverksuken, vil det være mye folk som ser på. Spesielt på dag to når Teknisk konferanse, Regionalnettsdagene og montørkursene begynner. Vi setter derfor nedfiring og AUS til dag to, fordi det er fint å se på. Dette vil jo kanskje også legge litt ekstra press på deltakerne.

–Spennende

Mats Eide Richardsen fra Eviny Solutions er en av deltakerne under NM. Han ser frem til å konkurrere mot andre i samme bransje.

–Jeg syntes det er et gøyalt arrangement, hvor man får testet ut kunnskapene og evnene sine mot folk som driver med det samme. Så er det jo alltid gøy med konkurranse.

Mats er ikke i tvil om at konkurranseinstinktet kommer til å melde seg, og ser spesielt frem mot en av øvelsene.

–Jeg tror dette kan bli veldig spennende. Man driver jo med litt forskjellig, så noen kan være bedre på enkelte ting enn andre. Jeg syntes det er litt gøy med AUS, så det er nok øvelsen jeg ser mest frem til, sier Mats Eide Richardsen.

Stolt sponsor

–Vi er stolt sponsor av NM for sjette gang siden 2011, sier Knut Fr. Kopperud, teknisk sjef og markedssjef i Nortelco AS.

Han opplyser at Nortelco, sammen med Ensto, sponser verktøy og utstyr til flere av øvelsene i samarbeid med Intercable, og at Fluke bidrar til fine premier, i tillegg til reisegavekortet til vinneren.

G jennom Energistyringsprosjektet, et pilotprosjekt under FME-senteret Cineldi, har nettselskapet i samarbeid med Safebase utviklet et verktøy som gjør at det nå har full oversikt over, og kan koble ut og inn, de om lag 60 elektrokjelene i forsyningsområdet som tilhører kunder det er inngått avtale med.

På den måten blir det frigjort mer kapasitet i nettet; og det eksisterende nettet kan utnyttes bedre.

–Neste skritt i prosjektet er å innføre såkalt MODbus-teknologi, som gjør at vi får tilgang til de regulerbare bryterne på elektrokjelene, slik at driftssentralen kan styre hvor mye strøm vi skal la kjelene få, fremfor å koble de helt ut for å frigjøre effekt, sier Fred Pettersen i BKK AS.

Pettersen jobber sammen med Augusta Pithalice, som har ledet FoU-prosjektet fra starten.

Utkoblbar tariff

Pithalice forteller at BKK de siste tretti årene har hatt avtaler med større kunder med elkjeler om såkalt utkoblbar tariff. Disse kundene får rabatter på nettleien mot at nettselskapet gis mulighet til å koble ut elektrokjelen i visse tidsperioder dersom det er behov for ekstra kapsitet. De fleste av kundene med elkjeler har alternative kilder til oppbarming.

Hun legger til at BKK har manglet god grafisk oversikt over hvor elektrokjelene er, og fremfor alt et system for å kunne kommunisere med disse kundene og måle at kjelene faktisk er koblet ut.

Udatert system

– Vi slet med et utdatert analogt system, som ikke ga oss muligheten til å kartlegge hvor kjelene er og finne ut hvor stort volum fleksibel last som er tilgjengelig i nettet. Dette ble en stor utfordring, ikke minst når behovet for mer effekt nå øker langt mer enn tidligere. Det må bygges mer nett, men det er også viktig å øke tilgangen på laster gjennom bedre utnyttelse av kapasiteten i det eksisterende nettet, sier Pithalice.

Dette var mye av bakgrunnen for at prosjektet kom i gang i fjor. Pettersen forteller at noe av det første som ble gjort, var å installere CWE-målere hos de største nettkundene med elektrokjeler, dette som en forutsetning for å få til online-løsningen for digital overvåkning.

–Vi har nå full oversikt

–Nå har vi systemet på plass, og har fått full oversikt over lastene på de enkelte elektrokjelene i hele vårt forsyningsområde, sier Pettersen.

Han viser oss et skjermbilde fra en elektrokjel til fjernvarmeselskapet Evyny Termo i Bergen. Effektforbruket i nåtid kommer frem, men også time for time det siste døgnet vises som søylediagrammer. I dette tilfellet dreier det seg om en av flere elektrokjeler på ulike steder i fjernvarmenettet i Bergen som sørger for å holde oppe temperaturen i varmtvannet, som blir produsert i det store forbrenningsanlegget i Rådalen.

–Disse kjelene kan kobles ut i korte perioder så lenge temperaturen i vannet ikke synker under en kritisk grense. I mellomtiden vil utkoblingen frigjøre effekt som kan brukes der det er behov for det, f. eks til lading av cruiseskip i havnen.

Trinnvis regulering

Pettersen peker på at de på driftssentralen i dag har full oversikt over lastene til de enkelte kjelene til kundene de har avtale med, og at de kan koble ut og inn kjelene. Neste fase blir å kunne styre de trinnvise bryterne som regulerer hvor mye effekt kjelene kjøres med.

–Hvis bryterne ligger på trinn 5-6 i effektbruk, kan vi i en tidsperiode endre til trinn 2-3 for å få frigjort effekt. Vanntemperaturen vil da synke langt langsommere enn ved utkobling av kjelen, og før det når sin kritiske grense, kan vi regulere effekten opp til trinn 8-9, slik at vannet raskt skal få ønsket temperatur igjen.

Litt effekt her og der

Dette vil gi oss en enda større grad av fleksibilitet i laststyringen av nettet. Med et slikt avansert system for styring av elektrokjelene, kan vi hente litt effekt her og der fra en større gruppe kunder i et område, uten konsekvenser for disse, samtidig som vi samlet sett får tilført en betydelig mengde effekt i nettet, for eksempel til å dekke et større ladebehov i en kortere tidsperiode.

–Vi er i løpende dialog med større kunder om dette, sier Pettersen, som legger til at mulighetene som teknologien gir for styring av lastene over kortere perioder, gjør det naturlig å lage nye typer avtaler.

Utfordrer monopolrollen

Både nettselskapet og kundene blir utfordret når effekt blir en handelsvare i markedet. – Det er jo kundene som eier effekten, mens vi har rett til å koble inn og ut. Så langt fungerer dette ved at vi tilbyr dem redusert nettleie, mot at de gir oss tilgang på effekt, sier Pettersen.

Pettersen opplyser at elektrokjelene blir styrt av radiosignaler ved hjelp av såkalte RTUer (Remote Terminal Unit), mens det er datastyrte releer som sørger for inn og utkobling. Alle data blir lagret i skyen. Responstiden ved utkobling er meget rask, utkoblingen skjer momentant, mens det tar mellom et halvt og to minutter for elektrokjelen å starte opp igjen.

Også husstandene

–Ser du for deg at AMS-målerne ute hos husstandene kan brukes for å frigjøre effekt?

–Ja, med utstyr fra tredjepart koblet til HAN-utgangen på måleren, bør dette være fullt mulig. Som nettselskap vil vi kunne samarbeide med en tredjepartsaktør, der mange tusen husstander har avtaler om redusert pris mot at kundene for eksempel avgir effekt som brukes til oppvarming av varmvannsbereder i timene etter klokken åtte om morgenen når ingen er hjemme. Dette gir nye interessante muligheter for fleksibel utnyttelse av kapasiteten i nettet, sier prosjektleder Fred Pettersen i BKK AS.

H an er produktsjef for verktøy og maskiner i Ensto Norge AS, og jobber med å finne bærekraftige utstyrsløsninger ved bygging av infrastruktur.
– Vi ønsker å finne innovative løsninger for entreprenører og nettselskaper, slik at vi kan komme et skritt nærmere en fossilfri byggeplass.

For å oppnå dette, jobber Toan tett med ulike leverandører. Han sier at det er en gledelig økning i interessen for slike mer miljøvennlige produkter.

–I år har vi blant annet levert to store el-vinsjer til kunder på Vestlandet, og etterspørselen øker. Fordelen er at det er behagelig å jobbe med produktene, de gir mindre støy og krever mindre vedlikehold.

I Ensto sine lokaler på Furuset i Oslo står flere bærekraftige maskiner utstilt. Produktgruppene deles inn i tre kategorier: kabelutstyr, luftlinje, verktøy og maskiner. En av maskinene som står utstilt her, er en et-tonns bærbar batteridrevet vinsj.

–Du trykker på «on», så velger du hastighet. Dette er en ett-tonns vinsj, så den er ganske kraftig til å være så liten. Hadde det vært et motorisert redskap, ville man fått vibrasjonsstøy, motorbråk og eksosgass, men det slipper man her.

Toan viser også frem en enhet for bærbar strømforsyning. Ensto er blitt leverandør for dette produktet, som er utviklet av Instagrid. Målet er å fase ut bensinaggregatet.

–Med instagrid kan du med praksis ha med deg stikkontakten overalt. Med en effekt på 3,6 kW, klarer den å drive hvilket som helst 230V-verktøy, og kan håndtere toppeffekt på opptil 18 kW.

Dette er et av produktene som Ensto skal vise frem på sin stand under Nettverksuken, i tillegg til den elektriske vinsjen.

(Stand 6)

U nder årets brukermøte for gassisolerte bryteranlegg (gas insulated switchgear – GIS) i Trondheim i begynnelsen av november, måtte forsker Nina Sasaki Støa-Aanensen be tilhørerne om å stålsette seg for det som er i vente. Hun viste til kaskadene av nye regler, forordninger og ikke minst unntak som kommer de neste årene. Dette vil komme til å prege hverdagene for ansatte i nettselskaper som skal bestille og håndtere GIS-anlegg og -utstyr.

– Og som en joker, jobber ECHA, European Chemical Agency, med et restriksjonsforslag for PFAS som kan slå ut alt, unntatt vakuum, nitrogen, oksygen og CO₂, sa Støa-Aanensen til de om lag 140 delegatene fra landets nettselskaper.

Mest utslagsgivende

For å ta det siste først: Dette kan bli den viktigste og mest utslagsgivende forordningen. Det var i februar i år at Norge, sammen med Sverige, Danmark, Tyskland og Nederland, leverte inn et forslag til ECHA om totalforbud mot PFASstoffer.

Om EU vedtar en slik forordning, vil det få vidtrekkende konsekvenser, ikke bare for norske og europeiske nettselskaper, men også for store deler av annen industri. PFAS finnes i mange elektroniske komponenter, i smøremidler, pakninger og andre slitedeler som skal redusere friksjon. Også fluornitriler, som flere produsenter av GISanlegg bruker som en erstatning for SF₆, er PFAS-stoffer.

Etter å ha fått inn 5.600 høringsforslag til forordningen om et totalforbud, skal ECHA og EU nå bruke et par år på å utforme regelverket. Planen er at regelverket som skal lede fram mot et totalforbud skal tre i kraft i 2026 eller 2027.

Ingen uendelige unntak

– Noen PFAS-stoffer er foreslått å få enkelte utsettelser til spesifikk bruk, men ingen kommer til å få uendelige unntak, påpekte Støa-Aanensen.

Hun viste til at for GIS-anlegg kan det bli aktuelt med unntak, eller utsettelse, i et halvannet år, mens for nitriler (som to av GIS-leverandørene bruker som erstatning for SF₆) kan utsettelsen bli på opptil seks år.

– Forslaget, slik det står nå, omfatter produksjon, markedsintroduksjon og bruk, det gjelder også PFAS-stoffer som allerede er i bruk, sa hun.

Kan ikke flyttes på

Med det mente hun at nitriler som allerede er i bruk, ikke kan tappes om og flyttes på mellom forskjellige anlegg eller anleggsdeler. Men stoffene kan stå og gjøre jobben i bryterkamrene til anleggene skal rehabiliteres.

– Det går mange rykter, og det er mange meninger om dette, så det er ikke noen grunn til å tro at forslaget kommer til å stå som det er nå. Jeg tror vi bare dessverre må la tiden gå, før vi vet ting mer sikkert. Følg med på Miljødirektoratets og ECHAs nettsider, der kommer det ofte nyheter om hva som skjer, sa SINTEF-forskeren.

Sylfersk forordning

Parallelt med dette, jobber EU også med et regelverk som spesifikt legger sterke restriksjoner på bruken av SF₆ og nitriler i blant annet GIS-anlegg. SF₆ og nitriler omfattes av den såkalte F-gassforordningen i EU. Denne forordningen ble EU-landene enige om nå i oktober, og forordningen skal tre i kraft innen sommeren 2024.

På grunnlag av denne, innførte regjeringen i januar høye avgifter på bruk av SF₆ i Norge. For nye installasjoner må brukerne ut med 4332 kr per kg SF₆-gass, mens etterfyllingen er enda dyrere: Her er avgiften på hele 22.373 kr per kg. Og disse avgiftene ventes å øke jevnlig.

Sluttdatoer for SF₆

Bransjen fikk også noen sluttdatoer for bruk av SF₆ og gassblandinger med nitriler å forholde seg til: 1. januar 2026 skal det bli slutt på SF₆ i nye anlegg opp til 24 kV, mens sluttdatoen for anlegg opp til 52 kV er 1. januar 2030. For anlegg under 145 kV med kortslutningsstrømmer opp til 50 kA, er sluttdatoen 1. januar 2028, mens koblingsanlegg over 145 kV har fått 1. januar 2032 som sluttdato.

– Men det finnes mange unntak i forordningen, som må leses med lupe. Spesielt på høyspenningsanlegg er det en del aktuelle unntaksregler, påpekte Støa-Aanensen.

Bare én uten F-gasser

Så, hva har dette å si for bransjen og ikke minst leverandørene? I dag er det tre store leverandører av SF₆-frie GIS-anlegg for de høyeste spenningsnivåene på markedet: Siemens Energy (som ikke er samme firma som Siemens), Hitachi Energy og GE Grid Solutions. Kun Siemens Energy av disse tre baserer sin teknologi uten F-gasser (SF₆ eller nitriler).

Da kan de nye forordningene føre til en uønsket skjev markedsbalanse når totalforbudene trer i kraft. Dersom ikke konkurrentene til Siemens Energy kommer opp med konkurransedyktige alternativer uten F-gasser, kan det tenkes at EU forlenger unntakene, eller innfører nye unntak, inntil markedet kommer i bedre balanse også uten F-gassene.

R estriksjoner på bruk av F-gasser, og ikke minst det kommende forbudet mot gasser og komponenter som inneholder miljøskadelige stoffer som går under fellesbetegnelsen PFAS, gir alvorlige utfordringer til hele industrien, også de som produserer bryteranlegg på alle nivåer.

ABB i Skien produserer blant annet bryteranlegg i mellomspenningsområdet (12–36 kV). Tidligere benyttet de SF6 som isolasjons- og slukkemedium, men de seinere årene har de gått over til noe de kaller «Air- Plus». Dette er rein luft, med en liten innblanding av fluorketoner.

Dette er gasser med et klimaoppvarmingspotensial (GWP) godt under 1, men de rammes likevel av PFAS-forbudet som nå er under oppseiling fra 2025/2026. I tillegg inneholder noen andre deler av bryteranleggene substanser som faller inn under samlebetegnelsen PFAS.

– Vi brukte mange år på å finne alternativer til den svært potente klimagassen SF6. Nå jobber vi under høytrykk med å finne erstatninger for alt som inneholder PFAS, sier senior FoU-ingeniør Martin Kristoffersen til Energiteknikk.

Forbudet mot PFAS er utformet slik at det ikke gis noen varige unntak, men det åpner for tidsbegrensede unntak, fra seks måneder opptil tolv år.

– Det er spaltningsproduktene fra fluorketongassen som kommer inn under PFAS-kategorien, dessuten pakninger og andre friksjonskomponenter. Spesielt smøremidler kan bli vanskelig å finne gode erstatninger for.

Kristoffersen peker på at svært lang holdbarhet også er grunnen til at disse stoffene, som ikke brytes ned i naturen, blir forbudt.

– Det er meningen at disse komponentene skal stå og fungere godt inne i transformatorkioskene i mange tiår, uten tilsyn og vedlikehold. Det er vanskelig å erstatte, sier han.

P roduktet har fått navnet HTLS Transmisjon, High Temperature Low Sag, og vil bli vist frem under Nettverksuken, sammen med diverse opphengsutstyr.

–HTSL-linen er konstruert for å kunne tåle høyere temperaturer enn tradisjonelle liner, over 210 grader. Det betyr at belastningen kan økes vesentlig uten fare for sag, sier forretningsutvikler Energi Thomas Berve i Melbye.

–Vår løsning er flere HTLS-varianter med tilhørende Mosdorferklemmer som passer rett inn i eksisterende linjer, slik at man slipper å bytte noe annet enn lineklemme ved oppgradering til HTLS. Det er bare å fjerne gammel tråd og strekke ut ny, så er du ferdig. Det trengs kun montører med vanlig fallsikringsutstyr for å gå opp i hvert mastepunkt, der man ikke må bruke helikopter.

Berve legger til at Linene kan produseres med samme fysiske mål som eksisterende konvensjonell line, men har opp til dobbelt så høy overføringsevne.

Vil løse "flaskehalser"

–Dette er løsningen alle eiere av et overbelastet regionalnett, samt Statnett, trenger for å løse «flaskehalser». Dette vil være langt raskere og enklere enn å bygge nye linjer.

Berve har stor tro på at det vil være et marked for HTSL-liner, og peker på at lanseringen av produktet er høyaktuelt på bakgrunn debatten om hvordan det eksisterende nettet kan utnyttes bedre for å skaffe mer effekt i kraftsystemet. Skal Norge nå klimamålene innen 2030 sine ved å få fart på elektrifiseringen, må det gjøres kortsiktige tiltak, sier han.

–Men HTSL-liner vel langt dyrere enn ordinære liner?

–Ja, prisen er høyere. Dette er først og fremst en løsning i forhold til ikke å gjøre noe, sier Berve, som opplyser at Melbye jobber med å skaffe regneeksempler for å kunne sammenligne kostnadene med bygging av nye linjer.

(Stand 44)

A t det tar bare åtte dager fra strømbruddet blir meldt, til ny kabel er lagt og kommet i drift, er ny rekord for ordningen med sjøkabelberedskap, som REN etablerte i 2018.

10. oktober oppdaget nettselskapet at det var brudd i strømforsyningen gjennom den 4,4 kilometer lange sjøkabelen inn til Botnen i Fyksefjorden, en sidearm til Hardangerfjorden.

–Når uhellet først er ute, er vi veldig glad for at vi er en del av beredskapsordningen, og at vi så raskt fikk på plass en ny sjøkabel og strømforsyningen tilbake. Dette var en operasjon som til de grader gikk på skinner, alt klaffet, sier en meget fornøyd daglig leder i Kvam Energi Nett, Arne Tillung.

Trykket på knappen

– Jeg trykket på beredskapsknappen så snart vi hadde isolert ut feilen i nettet ved 14-tiden tirsdag 10. oktober, og fikk konstatert at det var brudd på sjøkabelen inn Fyksefjorden. Da ringte jeg til Bjørn Haukenes, som er leder for REN Sjøkabelberedskap, og prosessen ble satt i gang umiddelbart. Jeg var klar over at tilsvarende kabeltype på 50 kvadrat, var kveilet opp i nok lengder på deres beredskapslager på Stord, forteller Tillung.

Neste steg var å skaffe en kabelbåt som kunne hente kabelen på Stord og legge den ut i Faksefjorden inn til Botnen. Det hadde firmaet Seaworks Kabel, som REN Sjøkabelberedskap har beredskapsavtale med. Harstadbedriften har slått seg sammen med Seløy Undervannsservice.

Kabelbåten lå ved Bømlo

– Det viste seg at selskapet hadde et slikt spesialfartøy, «Nautilus», som lå ute ved Bømblø, og ventet på bedre vindforhold for å kunne gå i gang med legging av sjøkabel etter oppdrag fra Fagne. Jeg fikk snakket med nettselskapet om kvelden for å høre om vi kunne bruke skipet i mellomtiden. Det ble avklart at skipet også hadde nok kapasitet til også å ta ombord vår kabel, og at de kunne ta oppdraget.

Spørsmålet var om Fagne ville tillate å avbryte operasjonen ved at skipet gikk inn til Stord for å hente vår kabel der, og så gjennomføre kabelleggingen. Fagne var veldig imøtekommende, de forsto at Kvam hadde en kjempeutfordring, samtidig som skipet uansett måtte vente på bedre vær.

Samarbeidsvilje

Denne avgjørelsen er vi svært takknemlig for, og dette viser at nettselskaper kan samarbeide godt når noen er kommet i en krevende forsyningssituasjon, sier Tillung, som også roser operatørene fra Seawork og REN Sjøkabelberedskap for den høyst vellykkede operasjonen.

«Nautilus» satte kursen mot Stord, bare en snau times seilas, og lastingen av sjøkabelen fra lagret til båten kom i gang onsdag morgen. Operasjonene ble avsluttet ved 23-tiden. Torsdag morgen gikk turen inn Hardangerfjorden for å legge ut kabelen. Søndag kveld 15. oktober var kabelen lagt og endeavslutningene gjennomført. Da var det gått fem dager. Tre dager senere, onsdag 18. oktober, var kabelen spenningssatt.

Unngikk tyngende KILE

–Uten sjøkabelberedskapen ville vi vært ille ute, vi hadde ingenting å hjelpe oss med, sier Tillung. Han forteller at husholdningskundene ble skaffet strømforsyning ved hjelp av nødaggregater. Den store forbrukeren i dette området, er Statkraft sin pumpestasjon, som mistet strømmen som følge av kabelbruddet. Ifølge Tillung er årsaken til havariet på sjøkabelen ennå ikke avklart.

Dersom Kvam Energi ikke hadde vært med i beredskapsordningen, ville de vært nødt til å bestille ny kabel hos produsent. Leveringstiden for en slik sjøkabel er lang, det kan dreie seg om minst ett år, og et så langvarig strømbrudd ville påført nettselskapet betydelige KILE-kostnader, uten at Tillung ønsker å være konkret om dette.

Ny rekord for REN

Bjørn Haukenes, leder for REN Sjøkabelberedskap, bekrefter at denne operasjonen representerer ny rekord.

– Det skal godt gjøres at alt klaffer like godt hver gang, ikke minst at kabelfartøyet er tilgjengelig for oppdraget på så kort varsel, og at det ligger i nærheten. Vi hadde tidligere et beredskapsoppdrag for Linja, her var det snakk om en kabel på 240 kvadrat, også da gikk det kort tid, bare tre uker fra havariet skjedde til ny kabel var på plass og strømforsyningen gjenopprettet, sier han.

Haukanes forteller at en slik operasjon vanligvis vil ta tre måneder dersom det dreier seg om en regionalnettskabel, i beste fall seks uker. Sjøkabler til distribusjonsnettet er lettere å håndtere og legge, spesielt når det gjelder tilkoblinger i hver ende, slik at tiden blir kortere.

–Vi må berømme alle parter, Seawork som hev seg rundt og demobiliserte, Fagne som ga sin tillatelse til dette, og laget her på Stord som hjalp til med å få kabelen over fra lageret og ombord i skipet, sier han.

Årets fjerde uttak

Haukanes opplyser at det gjennomsnittlig har vært to oppdrag i året siden beredskapsordningen kom i gang i 2018. Hittil i år har det vært fire uttak av kabel fra lageret, i fjor var det ingen. Han legger til at samtlige regionalnettseiere deltar i beredskapsordningen, mens om lag halvparten av nettselskaper med bare distribusjonsnett er med.

–Vi ser gjerne at flere netteiere med sjøkabel på lavere spenningsnivåer slutter seg til som rettighetshavere, slik Kvam gjorde for ett år siden. Toget er ikke gått, sier Bjørn Haukanes.

M arkedet for batteribasert nettstøtte har ikke tatt av i Norge ennå. Noen få nettselskaper har kjøpt batteriløsninger direkte fra leverandørene (Pixii, Rolls Royce med flere), mens Eidsiva sin batteritjeneste Peak Shaper er de eneste som tilbyr batterier (fra flere leverandører) som en tjeneste til netteiere og annen industri og næring.

– Foreløpig har vi én kunde, Tensio. Men interessen fra nettselskapene er betydelig, sier forretningsutvikler Kine Ryberg Strupstad i Eidsiva Vekst AS. Peak Shaper ble for øvrig tildelt Innovasjonsprisen for 2023 under Smartgridkonferansen i september.

Flere tjenester

I flere europeiske land betjener nettbatterier allerede flere typer tjenester. I all hovedsak dreier dette seg om effektutjevning og frekvensregulering, men også andre tjenester som balansetjenester, spenningsregulering, reaktiv effekt, fleksibilitetstjenester og energiarbitrasje (lagring og utladning etter prissignaler).

Grunnlegger og daglig leder Ståle Svenning i oppstartbedriften Ecotere AS samarbeid-er med SINTEF Energi AS om å utvikle programvare for multifunksjonsbatterier som skal gjøre det mulig å bruke batteripakkene til flere tjenester enn bare effektutjevning. Svenning peker på systemtjenester som ett av flere spennende muligheter med batteriene.

– Det er ingen ting teknisk i veien for at batteripakkene skal kunne levere effekt med responstid godt under ett sekund. Det gjør dem egnet for leveranser til for eksempel FFR- og FCR-markedene. Batteripakkene ligger og «kjenner på» den lokale spenningen og frekvensen, og kan reagere selv når betingelsene for det slår inn, sier han.

Utvikle programvare

Systemtjenester er bare én av funksjonene som Ryberg og Svenning ser for seg at batteripakkene skal kunne levere i det norske kraftsystemet i nær framtid. Men først må det gjøres en jobb med å utvikle programvare som er tilpasset norske forhold, slik at batterisystemene faktisk klarer å håndtere og prioritere mellom flere oppgaver samtidig.

Batteripakkene er generelt kostbare investeringer. Når de håndterer kun en tjeneste, blir prisen for denne ene tjenesten ganske høy. Forskningsleder Henning Taxt hos SINTEF Energi forteller at multifunksjonsbatterier kan bidra til å få ned prisen på enkelttjenestene når batteriene får flere funksjoner som investerings- og driftskostnadene kan fordeles på.

Forretningsutvikler Kine Ryberg Strupstad i Eidsiva Vekst AS, her sammen med kollega Erik Øie. Foto: Stein Arne Bakken

Bidrag til lønnsomhet

– Dette kan være et bidrag til å øke lønnsomheten, og dermed også utbredelsen av batteritjenester, påpeker Taxt.

Han mener at det er interesse for batteritjenester i markedet. – Utfordringen er at det er flere markeder og flere kjøpere som ikke nødvendigvis snakker sammen. Noen er nødt til å ta ansvaret for å koble det sammen, og for at leveransen av en tjeneste ikke går utover en annen. Det blir fort komplekst, sier han.

SINTEFs rolle er å utvikle algoritmer for et overordnet styringssystem. Taxt opplyser at de også jobber med nettselskapets vurderinger rundt dette, hvilke tekniske krav som er nødvendig for å oppfylle nettselskapenes behov.

Regulativer

Ståle Svenning hos Ecotere peker på at også regelverket må tilpasses, siden inntektsrammen for nettselskapene oppfattes som at de favoriserer rene investeringer.

– Her har NVE begynt å lempe litt på måten de anvender regelverket. Da kan det bli lønnsomt for nettselskapene å investere i slike løsninger, tror han.

Pilot til våren

Svenning forteller at de planlegger en pilotinstallasjon, men at den neppe er klar før til våren 2024.

– Vi har flere interessante steder der det er aktuelt med den første piloten. Det henger litt sammen med industrietableringer og andre forhold i nettet. Beslutningen kan vi fatte på nyåret, så er det opptil seks måneders leveringstid på batteriene, sier han.

D ette i henhold til den seneste standarden på vernebekledning EN 61482-2:2020.

Tom Roger Melby, salgssjef i Tranemo Workwear AS, påpeker at dette kravet er viktig for brukeren. Det vil kunne gi lavere verdier på plaggene eller kombinasjonen, men økt trygghet for hva du kan utsette deg for.

–Ved å teste kun tekstil i et lysbuegodkjent plagg, blir ikke etterbrenningstid tatt hensyn til. Hvis man produserer plagg med kun en klassifisering på tekstilen, kan man i ytterste konsekvens få et plagg som ikke oppnår sikkerheten som er angitt. Når man derimot tester et komplett plagg, blir dette godkjent kun hvis etterbrenningstiden er maks fem sekunder.

Dette punktet er meget viktig når man ønsker å sertifisere kombinasjoner av plagg for å kunne oppnå høyere sikkerhet, da må man ha «plagg test» på alle plaggene, sier salgssjef Tom Roger Melby.

(Stand A4-13)

O m lag 80 prosent av lavspentnettet i Norge er 230 volt, bare rundt 20 prosent er 400 volt. Bortsett fra i Albania, Iran og Norge, er det ikke vanlig å bruke 230 volt i lavspentnettet. Unntaket er til små lokale nett, i for eksempel helsesektoren og industrien, hvor påliteligheten må være svært høy.

Det var tilfeldigheter som gjorde at Norge valgte 230 volt IT-nett i sin tid. Resten av verden bruker stort sett 400 volt i sitt allmenne distribusjonsnett. Det gir mulighet for høyere effekt og overføring av mer strøm per kabel, som er mer kostnadseffektivt enn 230 volt.

I 230 volt-nettet kan det dessuten oppstå stående jordfeil, noe som ikke skjer i 400 volt-nettet. Dette er «strømlekkasje », som kan gi fare for støt og brann.

Når det kjøpes inn utstyr til Norge, må det ofte spesialtilpasses ved at man setter inn skilletransformatorer for at det skal fungere, noe som gir ekstra kostnader.

Nye områder i Norge bygges ut med 400 volt TN-system. Overgangen til 400 volt går imidlertid sent, og helt nye bygninger kan ende opp med 230 volt. Størst «risiko» for dette har typisk nye eneboliger og flerfamiliebygg og små næringsbygg.

Hvis det kommer en ny kunde i et område som nettselskapet drifter på 230 volt IT-nett i dag, vil nettselskapet typisk forsøke å bruke opp kapasiteten som allerede er i den eksisterende transformatoren. Den nye kunden kan riktignok få 400 volt, men da må den betale merkostnaden selv, noe som kan bli svært kostbart.

For boligblokker er risikoen for å få 230 volt mindre, og store næringsbygg og industri får gjerne 400 volt, siden de trenger mer effekt og det derfor må bygges ny nettstasjon uansett.

REN og Norsk Elektroteknisk Komité (NEK) mener overgangen til 400 volt går for sent, og har sammen regnet på kostnadene ved omlegging til 400 volt.

Hvis alle nye tilknytninger, selv i 230 volt-nett, skulle bygges på 400 volt for kunder med forbruk på mellom 0 og 80 ampere (typisk eneboliger), ville det gitt en merkostnad for nettselskapene på anslagsvis 3,5 milliarder kroner, fortalte teknisk sjef i REN, Hans Brandtun, nylig på NEKs årlige elsikkerhetskonferanse.

Overfor Energiteknikk understreker Brantun at tallene er foreløpige, og at de endelige beregningene vil presenteres i en egen rapport i slutten av neste år.

Om man derimot ikke gir 400 volt til rubbel og bit, men innfører et innslagspunkt på for eksempel fem nye kunder, slik at all tilknytning over fem kunder får 400 volt, mens det under kan knyttes til på 230 volt, synker merkostnaden for nettselskapene vesentlig, i beste fall ned til et par hundre millioner kroner.

Hvis man i tillegg krever at alt mellom 80 ampere og 1250 ampere, for eksempel mindre næringsbygg, alltid skal ha 400 volt, vil det gi en ytterligere merkostnad for nettselskapene på ca. 500 millioner kroner, ifølge de foreløpige beregningene.

Utbyggingen gir imidlertid også en gevinst for nettselskapene, fordi 400 volt er mer kostnadseffektivt, som følge av reduserte driftskostnader, enklere overholdelse av forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet (FOL) og mer kostnadseffektiv nybygging. REN har ikke regnet på dette, men antar at det utgjør minst 25 prosent, som da altså kan trekkes fra merkostnadene.

Ombyggingen har direkte kostnad for nettselskapene, men gir gevinst for kundene. REN og NEK har også sett på hva som blir merkostnaden for kunden i anleggets levetid hvis kundene blir avspist med 230 volt istedenfor 400 volt. På 0-125 ampere, typisk eneboliger beregnes denne til mellom 50 og 200 millioner kroner, avhengig av om innslagspunktet settes på fem kunder eller om det ikke er noe innslagspunkt.

Merkostnaden stammer fra økte kostnader til for eksempel elbillading, trefaseutstyr, varmepumpe, solenergianlegg, batterier og maskiner.

På nytt forbruk mellom 80 og 1250 ampere er merkostnaden for kundene over anleggets levetid beregnet til 1 milliard kroner, fordi installasjonene er mye større. I tillegg til momentene over begrunnes kostnaden med blant annet dyrere heis, rulletrapp og ventilasjon, fordi det altså må settes inn skilletrafoer siden dette utstyret er beregnet for trefase 400 volt.

– Hvis man legger seg på 2-3 kunder som innslagspunkt, er man kanskje «break even» på merkostnaden for kunden kontra kostnaden for nettselskapet, anslo Brandtun.

Kostnaden hvis man bygger om all 230 volt fordelingsnett til 400 volt vil være stor, anslås til rundt 180 milliarder kroner. Dette skyldes det store volumet av installasjoner, anslagsvis 3,6 millioner.

Opp gjennom historien har det flere ganger vært diskutert og utredet om Norge bør gå over til 400 volt. Saken var sist oppe i 2017-2018, da DSB og NVE hadde et felles prosjekt om overgang til 400 volt, der blant annet representanter fra nettbransjen var involvert.

Både Brandtun og administrerende direktør i NEK, Leif T. Aanensen, mener en vei videre kan være at NVE justerer nettselskapenes insentiver gjennom inntektsrammereguleringen for å påskynde overgangen til 400 volt.

– Netteierne bør kompenseres for å gjøre valg som i utgangspunktet ikke er bedriftsøkonomisk lønnsomme. Hvis ikke, er det naturlig og rasjonelt at netteierne velger løsninger som kanskje ikke er bra for samfunnet som helhet, sier Aanensen til Energiteknikk.

– For Norge AS vil det være en stor fordel å komme i takt med Europa, sier Brandtun.

NEK og REN har planer om å sluttføre arbeidet og komme med mer presise beregninger av kostnadstall i forbindelse med lansering av NEK 350-standarden i slutten av neste år. Standarden handler om nettopp ombygging av eksisterende 230 volt til 400 volt. I etterkant av det ser de gjerne at NVE og DSB gjør sine vurderinger, sammen med bransjen.

– Vi kommer aldri til å få to streker under svaret, men vi vil gjerne ha litt kvalitetssikring på tallene fra andre fagøyne, sa Brandtun.

Brandtun advarer mot å feiltolke tallet på 180 milliarder, altså kostanden på å bygge om alt nettet til 400 volt.

– Det er prisen om man skulle bygget om umiddelbar. Men mye av dette ville nettselskapene uansett ha bygget om i forbindelse med reinvestering. Mye av 230 volt-nettet er gammelt, og da er det naturlig å bygge om til 400 volt, sier Brandtun.

Det letteste er å beregne merkostnaden for netteierne.

– Mer komplisert er det å si hvor mye bygningseieren vil spare på «riktig» nettsystem. Vi er fortsatt i prosess, og har ikke helt landet det tallet ennå, sa Aanensen.

– Men er dere sikre på at en overgang slik dere skisserer, er samfunnsøkonomisk lønnsomt?

– Det er det vi prøver å finne svaret på, men tror på sikt at det ikke er noe alternativ. Kostnadene for å videreføre dagens praksis tror vi bare vil øke, sa Aanensen.

– Hvor raskt kan vi kommer over til en situasjon der det meste av nettet er over på 400 volt?

– Hvis det intensiveres, så tror vi mye kan være gjort innen 15-20 år. Hvis det ikke tas grep, tar det nok betydelig lengre, sier Brandtun.

E nergiteknikk har spurt NVE om hvorfor arbeidet i 2017- 2018 om overgang til 400 volt ikke ble videreført.

– Arbeidet var knyttet til å oppdatere metoder for praktisk gjennomføring av ombygning fra IT til TN-nett. Vi inviterte både NEK, REN, DSB og representanter fra nettselskap inn i arbeidet. Vi må erkjenne at arbeidet var av en karakter som var bedre egnet for å løses i NEKs komitestruktur. Det er positivt at NEK nå har nedsatt en egen komite som utarbeider standarder for ombygging til 400 volt TN, sier seksjonssjef Torfinn Jonassen i Reguleringsmyndigheten for energi (RME) i NVE.

– Har dere noen planer om å gjenoppta arbeidet?

– Utarbeiding av standard for omlegging er godt ivaretatt i NEK. Når det gjelder spørsmål om omlegging, berører problemstillingen flere ansvarsområder enn RMEs, deriblant elsikkerhet. Vi vurderer derfor gi en anbefaling til OED om hvordan problemstillingen bør adresseres videre.

– Bør det innføres et innslagspunkt, slik REN og NEK foreslår?

– RME mener det vil være fornuftig med krav om 400 V ved nybygging. Det er en form for direkteregulering. For innfasing av 400 volt i områder med eksisterende kunder tilknyttet 230 V, vil kostnader og nyttevirkninger kunne variere stort fra tilfelle til tilfelle. Vi utelukker ikke at en grense med et innslagspunkt kan være en aktuell tilnærming.

– Er det fornuftig å endre inntektsrammereguleringen for å bedre insentivene til 400 voltomlegging?

– Flere nye elektriske apparat som elbilladere og induksjonskomfyrer, samt innmating fra solcellepaneler, er bedre tilpasset 400 volt. Samtidig er det store kostnader knyttet til en omlegging. Vårt pågående arbeid med oppgavevariabler i inntektsrammemodellen vil kunne gi nettselskapene riktigere insentiver til å levere effekt og energi til kundene når de har behov for det, sier Jonassen.

D et sier Stig Skjelvik, administrerende direktør i selskapet Gridguard AS.

Han mener det unike med Gridguard er deres fokus på problemer knyttet til trestolper. Dette gjelder særlig råte, hakkespett og stokkmaur, og lengre sør i verden, også termitter.

–Målet vårt har vært å utvikle en god løsning på disse problemene, samtidig som vi overvåker strømnettet som stolpene jo holder oppe.

Skjelvik mener at bruk av kunstig intelligens (AI), basert på rikelig med data fra sensorer, har en fremtid i energibransjen.

–Vi tror at AI og det som kalles prediktivt vedlikehold, vil ha stor nytteverdi i nettvirksomheten. Men det krever store mengder sensordata over lengre tidsrom for de skal kunne analyseres og brukes av AI. Dette skal vi i Gridguard bidra til.

Skjelvik trekker frem prediktivt vedlikehold.

–Vi får tilstandsdata om stolpen, og vil dermed kunne se hvor hurtig den brytes ned av naturlige prosesser i ulike miljøer. Dette er viktig for prediktivt vedlikehold.

–Vår ambisjon er å lage en sensor som er så rimelig at det er realistisk å sette den på alle de viktigste delene av strømnettet. Altså der det er nok abonnenter som blir rammet av strømbrudd til at det kan betale seg.

–Det er en ambisiøs plan, men vi har vist at dette er realistisk, med tre piloter på gang. Da får man lokalisert strømbruddet kjapt, og hvis nettselskapene vet hvor skaden er, vil de kunne gjennomføre reparasjonene mye raskere. Rapporter tilsier at man nesten kan halvere denne tiden, sier sjefen.

(Stand 25)

F asekompensering handler om å benytte kondensatorbatterier for å motvirke den reaktive effekten i et strømnett. Reaktiv effekt produseres i de aller fleste strømnett, men er ubrukelig, og dermed kun en unødvendig kostnad for bedrifter. Det er den aktive effekten i et strømnett som får maskiner til å fungere.

Micro Matic mener reaktiv strøm er et utbredt problem hos mange bedrifter. Felles for de fleste bedrifter er store maskiner som trekker den reaktive effekten.

En av bedriftene som har benyttet seg av tilbudet fra Micro Matic, er Nor-Trapp i Rakkestad. De fikk beskjed fra nettselskapet om høy reaktiv effekt i anlegget.

–Rakkestad Energi informerte oss om at vi hadde relativt høy reaktiv effekt i anlegget vårt, og at de snart ville begynne å fakturere for denne effekten. Samtidig tipset de oss om at fasekompensering og kondensatorbatterier kunne fjerne denne reaktive effekten, slik at vi slapp å betale for ubrukelig strøm, sier Ole Harald Grønnern, økonomisjef i Nor-Trapp AS, ifølge en artikkel på hjemmesiden til Micro Matic.

Nor-Trapp ville undersøke hvor mye de kunne spare på å investere i kondensatorbatteriene, og kontaktet derfor André Gulliksen i Micro Matic.

–André gjorde en inngående analyse av strømnettet vårt som viste at her var det penger å spare. Han regnet ut nødvendig størrelse på batteribankene og satte dem i bestilling. Når kondensatorbatteriene kom, var André også inne for å sikre at installasjon og idriftsettelse gikk rett for seg. Samarbeidet med Micro Matic var utmerket, forteller Grønnern.

Gulliksen poengterer at analysen av anlegg er viktig, fordi ingen anlegg er like, og det kan derfor være ulike behov.

(Stand 24)

J ørgen Langtangen Gulliksen (25) trives meget godt som energimontør i entreprenørselskapet Omexom.

Energiteknikk traff ham utenfor en nettstasjon på Haslum i Bærum. Denne tirsdagen drev han med internkontroll av nettstasjoner i området. Uken før hadde han vært på oppdrag i Narvik på den nye 170 kV-kabelen som Norkraft bygger mellom Kvandal og Bjerkvik.

Jørgen jobber i kabelavdelingen i Omexom, og har hele Norge som arbeidsplass. Han forteller at det blir mye sjauing med trekking av kabel, skjøting og endeavslutninger. Da kan det være greit med et avbrekk med noe lettere oppdrag i hjemme i Oslo-området, ettersom familien bor på Romerike.

Da vi traff ham i 11-tiden, hadde han rukket å inspisere i alt 35 nettstasjoner, men han hadde startet i 6-tiden.

–I dag har jeg hatt flaks, dessuten ligger stasjonene i Bærum tett, og det er lett og raskt å komme til. Målet er 20 inspeksjoner på en dag, noen ganger kan det bli færre, det varierer.

Jørgen foretar visuell kontroll for å sjekke at nettstasjonene er i teknisk god stand og i henhold til forskriftskravene. Et viktig punkt på sjekklisten er å kunne avdekke jordfeil, i så fall går det beskjed til jordfeilavdelingen.

– I tillegg sjekker vi nullpunktsikringene, titter på vegetasjonen rundt stasjonen, kontrollerer låsen og ser om det har trengt vann inn i stasjonen, sier han.

Han har jobbet i fem år i Omexom etter læretiden. Og det var ingen tvil om yrkesvalget:

–Jeg startet på elektro på videregående, og meningen var å bli elektriker. Men etter å ha vært utplassert i praksis hos Omexom, eller Infratek som det het den gangen, slo jeg dette raskt fra meg.

Jeg ble mer fristet av å kunne jobbe som energimontør, ikke minst fordi oppgavene er mer varierte. Du jobber både inne og ute, og bruker store verktøy, det synes jeg er tøft. Så da søkte jeg og fikk lærlingeplass hos Omexom. Her har jeg blitt værende, og trives godt med det.

I læretiden jobbet han mye i distribusjonsnettet, i avdelingen for kundetilknytning. Men så ble det kabel for alle pengene.

Denne dagen var Jørgen alene på jobb, men på kabeloppdragene er de vanligvis et team på fire til seks medarbeidere.

– VI er stadig på reise, og blir godt kjent med hverandre. Når vi er så mange timer sammen på oppdrag rundt omkring, er det mye fokus på å trives i jobben. Vi har et godt samhold, både faglig og sosialt, sier han.

Jørgen og hans kolleger på teamet får spesiell opplæring i kabelmontasje. De deltar stadig på kurs i regi av kabelleverandørene for å bli sertifisert på de enkelte produktene når det gjelder hvordan skjøting og endeavslutninger skal utføres.

Jørgen jobber derfor ikke utfra RENblader i det daglige. – I utgangspunktet bruker vi mye REN, fordi vi er blitt vant til å jobbe slik, men det er nok mer ubevisst.

Når vi for eksempel har et oppdrag for Elva og skal forlegge en kabel i forhold til grøftesnitt, så er vi egentlig innenfor REN-standard, selv om vi ikke blar det opp hver gang. Men vi vet at RENblad er tilgjengelig, og at det er lett å finne frem i.

–Gjør du deg opp noen tanker når du ser at entreprenørselskapene sliter med å få oppdag samtidig som alle snakker om at det må bygge masse nett i årene fremover?

–Det er viktig å få frem at det finnes mye god norsk kompetanse på bygging av nett, og at vi har svært flinke energientreprenører her i landet. Vi må ta vare på denne arbeidskraften, sier Jørgen Langtangen Gulliksen.

E lvia ønsker å samarbeide tettere med Statnett om å vurdere risiko og leveringssikkerhet i et mer helhetlig systemperspektiv.

Jens Tore Holene, som er avdelingsleder for utvikling og analyse i Elvia, forteller til Energiteknikk at de tror de kan hente ut 20 prosent mer effekt av nettet enn i dag. Et middel for å få til dette, er å samarbeide med Statnett om risikostyringen.

– Vi, som alle andre, kjører etter prinsippet N-1, det vil si at vi vil ha full redundans i nettet. Men full redundans kan i enkelte tilfeller se annerledes ut dersom vi vurderer situasjonen i sammenheng med både det overliggende transmisjonsnettet, og enkelte ganger også med underliggende distribusjonsnett som tilhører andre nettselskaper.

Holene legger til at dersom for eksempel Statnett får et utfall, kan det kanskje dekkes inn gjennom Elvias regionalnett.

– Men i dag ser vi ikke dette så lett når vi sitter hver for oss. Statnett har sine marginer, og vi har våre. Vi er kanskje ikke enige om alt, men det bør vi finne ut sammen, påpeker han.

Holene er en av innlederne under Nettverksuken til REN, der han inviterer Statnett til et samarbeid om leveringssikkerheten.

Han forteller at de trenger å få utviklet et verktøy for å vurdere dette i et totalperspektiv i dag.

Holene peker også på andre virkemidler som kan bidra til at de kan få inn mer effekt i nettet enn i dag.

Et grep er å bruke moderne sensorteknologi og analysesystemer, som for eksempel Heimdall Powers såkalte neuroner. Et annet er å jobbe mer med å utvikle fleksibilitetsmarkedene og utnytte de mulighetene. Det er også mulig å utnytte utkoblbart forbruk bedre.

–Vi har 667 megawatt utkoblbar tariff hos våre kunder, som vi benytter for lite i dag. Det er typisk kunder med større fjernvarmekjeler og store industribedrifter som har redusert nettleie, mot at de momentant kan kobles ut, sier Holene.

M atias Ebbe Theisen i Statnett jobber daglig med utviklingen av transmisjonsnettet i Sør-Rogaland og Agder. Han har en optimistisk tilnærming til spørsmålet om kraftsystemet vil kunne håndtere de svære utfordringene elektrifiseringen innebærer.

Theisen holder et innlegg på Regionalnettsdagene under Nettverksuken som har tittelen «Hvor står vi i det grønne skiftet? Klarer vi å bygge nok nett i tide?»

–Mitt utgangspunkt er at det grønne skiftet skjer nå, og at vi allerede har fått til mye når det gjelder å kunne svare på det andre spørsmålet. De neste ti årene vil investeringene kraftnettet fordoble seg i forhold til det siste tiåret, det vil bli en betydelig nettutbygging.

Men det er også viktig å peke på de store mulighetene som ligger i å utnytte kapasiteten i dagens nett. Vi trenger ikke vente i ti år på at det skal bygges nye kraftlinjer, det er mye å hente ved å finne smarte løsninger som utnytter det eksisterende kraftnettet bedre, sier Theisen.

Han viser til at Statnett har reservert om lag 7200 MW forbruk i dagens og planlagt nett. Tallet utgjør ca. 30 prosent av den maksimale lasten i kraftsystemet, og omfatter både de som kunne vært tilknyttet i dag og utbygging det er vedtatt planer for. Tallet vokser, det som ble lagt frem på høstkonferansen 9. november, var 6800 MW.

– Det er en betydelig mengde effekt vi har sagt ja til, og vi er hele tiden på jakt etter tiltak for å kunne utnytte nettet vårt enda bedre, endringen i reservert effekt bare den siste måneden er et godt eksempel på dette, sier Theisen.

Han nevner blant annet avtaler om tilknytning på vilkår med større strømkunder, mer N-0- drift, overgang til høytemperturliner for å øke overføringskapasiteten, utskifting av transformatorer og nye stasjonsløsninger.

Økende grad av fleksibelt forbruk og energieffektivisering vil også frigjøre kapasitet til nye kunder de neste årene, før de store nettforsterkningstiltakene øker den totale kapasiteten i nettet.

Theisen peker på at kraftsystemet er bygget med betydelige marginer, det er mye å gå på, f.eks. kan kapasiteten i et område i snitt utnyttes 50-60 prosent , mens den dimensjonerende makseffekten inntreffer bare noen få prosent av året. Her er det mye å hente ved bruk av vilkår for tilknytning, mer fleksibelt forbruk og endringer i driften av kraftsystemet.

Han trekker frem Sør-Rogalandsnettet som et eksempel. Her er det en begrensning for hva transmisjonsnettet kan forsyne av forbruk, med en stor forbruksvekst og en situasjon med en feil i nettet, vil hele forsyningen til regionen kollapset.

–Det må vi beskytte oss mot, og derfor går vi inn for en vilkårsløsning der vi inngår avtaler med store strømkunder om frakobling fra nettet. Dette gjør at vi kan tilknytte 400 MW mer forbruk enn vi ellers ville ment er forsvarlig.

En slik kritisk situasjon vil kunne inntreffe på en av de aller største forbruksdagene, samtidig som det er svært liten eller ingen vindproduksjon. Dette skal da skje samtidig som vi har utfall av den sterkeste ledningen inn til området.

Sannsynligheten for at dette kan skje er svært liten, men vi må ha verktøy som gjør at vi kan håndtere dette i driften av kraftsystem om det skulle inntreffe, sier Theisen.

Han trekker også frem til innlegget fra adm. direktør Anne Nysæther i Elvia under Høstkonferansen, der hun viste til at effektforbruket i Oslo-området siden 2010 har vært forholdvis stabilt, til tross for betydelig forbruksvekst og elektrifisering, blant annet av bilparken.

Når kurven likevel er flat, har det blant annet å gjøre med produksjonen av fjernvarme og ikke minst at det er blitt langt flere energieffektive bygg i perioden. Nysæther fortalte for øvrig at Elvia har ambisjon om å få 20 prosent mer ut av det nettet de har, ved å jobbe sammen med sine kunder og utnytte ny teknologi.

Også Theisen har tro på at mer fleksible forbrukere vil kunne bidra mye for å øke utnyttelsen av eksisterende nettkapasitet. Det kan skje på flere måter, eksempelvis ved at strømkundene får intensiver, gjennom lavere pris og nettleie, slik at de sprer forbruket sitt over døgnet og reduserer maksimalt effektuttak når det er gunstig for nettet.

–Jeg sitter nesten daglig i møter med regionale nettselskap der vi diskuterer hvordan vi skal kunne finne gode løsninger for å få mer ut av dagens nett, innenfor det regelverket vi har. Alle har et sterkt fokus på at dette skal vi få til. Bedre samhandling mellom nettnivåene og mellom nettselskaper er en nøkkelfaktor i så måte, sier Matias Ebbe Theisen i Statnett.

N orsk Transformator AS har nylig lansert en automatisk trinnet autotransformator med trinnkopler fra tyske Maschinenfabrik Reinhausen. Produktet er utviklet i samarbeid med Hitatchi Energi Norway AS.

Dette er en spenningsregulator som skal kunne fungere toveis, og håndtere så vel spenningsheving i svake nett som spenningsredusering i nett med høy innmating fra lokale energikilder, som solceller og småkraftverk.

Hittil har de hatt en pilotinstallasjon hos Føie AS (tidligere Ringerikskraft Nett AS) og kommersielle leveranser til Arva AS (tidligere Troms Kraft Nett AS) og Vestall AS (tidligere Vesterålskraft Nett AS).

Teknisk sjef Reidar Tjeldhorn hos Norsk Transformator forteller at regulatoren er unik i internasjonal sammenheng.

– Det som gjør den spesiell i forhold til alle andre regulatorer, er at vi er de eneste som har brukt den samme trinnkobleren som resten av Europa bruker for en vanlig distribusjonstransformator. Dermed blir den superkompakt og rimelig, sier Tjeldhorn.

Han peker på ytterligere et forhold som gjør regulatoren unik i forhold til sine konkurrenter:

– Den har innebygget en 230 volt deltavikling. Det gjør at vi har strømforsyning og spenningsavlesning. En slik alt-i-ett pakke blir både rimelig og praktisk der volumet er av betydning, sier han.

Dagens spenningsregulator har en kapasitet på 3,3 MVA.

– Vi har hatt forespørsler om vi kan levere regulatorer med høyere kapasitet. Men da må vi bruke en annen trinnkopler som ikke er like kompakt. Så vi stanger litt i veggen, der. Men vi jobber med et konsept, forteller Tjeldhorn.

Den toveis spenningsregulatoren, med fjernstyrt trinnkopler fra Maschinenfabrik Reinhausen, er svært kompakt og enkel å tilpasse til eksisterende utstyr. Foto: Norsk Transformator

Prosjektleder Geir-Hugo Hansen hos Arva AS forteller til Energiteknikk at de hadde en utfordring med en gammel reguleringstransformator på 3 MVA i 22 kV-nettet mellom Sjøvegan og Brøstadbotn som begynte å bli gammel og i dårlig tilstand.

Det de normalt ville gjort, var å bytte denne reguleringstransformatoren med en ny. Men Hansen hadde hørt om den nye, toveis spenningsregulatoren gjennom ABB i Harstad, og ville teste om den kunne gjøre jobben til en lavere kostnad.

– Vår utfordring var at regulatoren måtte kunne kjøre effekten begge veier, og la seg styre av en transformatorstasjon på hver side, forteller Hansen.

Løsningen ble den nyutviklede toveis spenningsregulatoren fra Norsk Transformator AS (som eies av ABB) og en fjernstyrt trinnkopler.

– Vi har montert spenningsregulatoren i et punkt mellom transformatorstasjonene på Sørreisa og Salangen, der også en tredje ledning har en avgang. Ut fra driftsforholdene eller i feilsituasjoner, skal vi kunne kople om fra driftssentralen, slik at vi kan kjøre spenninger fra den ene siden i Sørreisa eller fra den andre siden i Salangen, sier Hansen.

Alternativet med den gamle reguleringstransformatoren, eller eventuelt en ny, hadde betydd at Arva måtte ha sendt ut montører for å slå om en bryter manuelt på transformatoren for å skifte retning på strømmen. De hadde heller ikke hatt den samme oversikten over spenningsforholdene i det ellers svake nettet, som de får nå.

S eks kunstnere ble invitert til konkurranse om oppdrag til to kunstprosjekter i forbindelse med bygging av den nye ungdomsskolen, som ligger like ved Akerselva. Camila Steinum og Liv Bugge fikk oppdraget, som også omfatter utsmykking av nettstasjonen.

Steinum har for øvrig laget bronseskulpturen Pusterommet, og Bugges verk består av et støpt betongområde, der himmelvelvingen og dens stjerner speiles ved hjelp av rundt 150 skårne og slipne stein.

Og midt opp i dette, som jo er et gammelt industriområde, står altså nettstasjonen i all sin kunstneriske prakt og skal forsyne det nye skolebygget med strøm. Det hører med til historien at nettselskapet Elvia har sikkerhetsgodkjent utsmykkingen; at den ikke strider mot forskriftskravene.

Oslo kommune har satt høye klima og miljøkrav i byggingen av skolen, og dermed skal skolen blant annet ha solcelleanlegg og utstrakt bruk av tre.

Videre skal alle maskiner i byggefasen ha løsninger i retning av utslippsfri byggeplass. Det blir også tilrettelagt for biomangfold utendørs med aktive tak.

Materialvalgene i byggeprosessen skal etter planen redusere klimagassutslipp med minimum 40 prosent i forhold til et standard referanseprosjekt.

–Vi er blitt kjent med utsmykkingen av nettstasjonen i ettertid. Det er for øvrig sjelden at vi hører at noen «tukler» med utseende på våre nettstasjoner, men det skal stå noen i Lofoten som har fått en noe spesiell bekleding, sier markedssjef Ivar Lifjeld i Møre Trafo.

Han nevner et annet tilfelle der ventilasjonsristen ble dekket til, men ellers virker det som det har vært en akseptabel utfoldelse av det kreative.

Lifjeld nevner for øvrig at det ved ladestasjonen for elbiler på ferjekaien på Vestnes i Romsdal, står en MAXI nettstasjon som er blitt foliert, det vil si at folk kan "se inn" i nettstasjonen.

(Stand A9-R15)

I en epost til Norges vassdragsog energidirektorat skriver REN at de jobber med utredninger for åtte-ti vindparker i Norge som de tror kan bli med i et beredskapsarbeid for transformatorer og for jordkabel.

RENs framholder at eierne av vindparkene vil spare mye penger på å samarbeide om beredskapstransformatorer, sammenlignet med å holde seg med slike transformatorer selv.

«Dersom alle vindparker med 145 kV blir med er det 25 ganger så lønnsomt for 1 transformator og 13 ganger for 2 transformatorer», skriver REN.

I dag setter forskriften krav om rask reparasjonsberedskap overfor nettselskaper, men NVEs praksis er ifølge REN at de ikke håndhever noen krav overfor eierne av vindkraft og vannkraft om rask reparasjonsberedskap.

Spørsmålet er hvem som skal kartlegge dette og gjøre en risikovurdering. Kraftprodusentene kjenner ikke problemstillingene godt nok, og for nettselskapene er det i dag ikke naturlig, siden det ikke er deres anlegg. For Statnett ville kartleggingen ifølge REN blitt for detaljert.

«Svaret etter vårt syn er at nettselskapene må pålegges å gjøre en risikovurdering av kraftverk i deres nett og hvilken betydning beredskap/manglende beredskap har», skriver REN.

REN foreslår å sette ned en gruppe som kan utrede saken med beredskapsavdelingen i NVE som sekretariat, der RME, to nettselskaper, to kraftselskaper og kanskje Fornybar Norge og Statnett deltar. REN ønsker også å bidra.

NVE svarer i en epost til REN at de følger opp spørsmålene i sitt arbeid:

«Vi ser gjerne at dere REN viderefører diskusjonen på disse temaene i deres nettverk, men vi har ikke kapasitet til eller ønske om å delta i en gruppe for å utrede de spørsmålene dere legger frem nå»

-R EN-blad 9010 er veldig viktig for nettselskaper, konsulenter og utførende graveentreprenører, sier Kåre Yttervik, produktansvarlig Kabelvern hos Pipelife AS.

Bedriften, med hovedkontor i Surnadal på Nordmøre, er landets største leverandør og produsent av plastrør, som blant annet beskytter strømførende kabler.

Øye peker på at innholdet i RENblad 9010 beskriver utførelse av kabelrør, og det er et viktig dokument for å sikre kvalitet på utført arbeid.

Han viser til at det nylig ble gjort en viktig oppdatering av REN-bladet for å sikre at alle hensyn blir ivaretatt, også de som stilles fra vegmyndighetene: I punkt 4 om prosjektering står det nå: ”For kabler forlagt i offentlig veiareal må det tas hensyn til krav i Statens Vegvesens håndbok N200».

–Hva betyr dette for nettselskaper og entreprenører som legger kabelrør?

–Dette er i praksis en henvisning til et annet regelverk som også må følges når kabelrør legges i offentlig veiareal. Det betyr at vi må følge retningslinjene i RENblad 9010, N200 og NPG sin leggeanvisning for å gjøre alt riktig. I stor grad er dette retningslinjer som er avstemt mot hverandre, men N200 stiller strengere «skal»- krav.

–Så hvilke krav skal man nå innrette seg etter?

–Første og fremst N200, dersom offentlig veiareal benyttes som føringsvei. Det handler primært om kvalitetskrav som sikrer en lang teknisk levetid og god funksjonalitet. Her stilles det krav til hvilken standard rørene er produsert etter. Gjeldende standard for kabelrør som er forlagt i offentlig veiareal, er prNS 2967, rørene må oppfylle alle krav i standarden, inkludert SN8-testen, sier Kåre Yttervik i Pipelife AS.

(Stand C6, 2. etasje)

Det høye aktivitetsnivået, blant annet som følge av økt elektrifisering og stor pågang av nye store tilknytninger, stiller store krav til bransjen. Alle løsninger som kan gjøre jobben litt enklere, er svært velkomne. Det å gjøre jobben enklere for bransjen, utgjør kjernevirksomheten til REN, og det tar vi på alvor!

Men hva er egentlig risikovurdering og risikohåndtering, og hva innebærer dette i forvaltningen av forsyningsnettet?

Det finnes flere definisjoner av begrepet «risiko», avhengig av sammenhengen det brukes i. Risiko knyttet til bygging og forvaltning av forsyningsnettet kan defineres som:

• Identifisering av farer og effekten av uønskede hendelser
• Kvantifisere sannsynligheten for at en hendelse vil inntreffe multiplisert med konsekvensen dersom det skulle skje

Konsekvensaspektet kan deles inn i flere kategorier, som for eksempel HMS, leveringssikkerhet og økonomi.

REN har gående et prosjekt for å hjelpe bransjen til en praktisk tilnærming til risikovurdering og risikostyring, og vil lage flere verktøy og RENblad som gjør at det enkelte nettselskap kan både vurdere og håndtere risiko gjennom de ulike fasene i levetiden til nettanleggene og alle aktivitetene knyttet til disse fasene. Dermed blir det enklere å oppfylle forskriftskravene, i tillegg til at en, gjennom å ha god kunnskap om risikoforholdene i eget nett, legger et solid grunnlag for effektiv nettforvaltning.

Et verktøy, basert på sjekklister, for risikovurdering etter byggherreforskriften, er allerede lansert, og i tillegg har nytt RENblad 8112 Risikovurdering av forsyningsnettet nylig vært ute på høring. Dette RENbladet skal være et grunnlag for risikovurdering gjennom hele nettets levetid.

Forsyningsnettet levetid består av tre faser hvor risikovurdering i hovedsak kan deles inn i tre grupper, som hver er knyttet til de ulike faser for et anlegg. Det forutsettes at nødvendige forskrifter og standarder anvendes.

omfatter funksjonskrav for nye anlegg og driftsmessig forsvarlig for nye tilknytninger.

Forskrift om elektriske forsyningsanlegg (FEF) stiller krav om at forsyningsanlegg skal ivareta funksjonen de er tiltenkt på en trygg måte gjennom dokumenterte risikovurderinger. Det samme gjør Forskrift om sikkerhet og beredskap i kraftforsyningen (kraftberedskapsforskriften) og Forskrift om systemansvaret i kraftsystemet (FOS) – gjennom Nasjonal veileder for funksjonalitet (NVF).

Dette må følges opp i prosessen med planlegging og prosjektering av nye anlegg.

De ulike funksjonskrav kan være ferdig risikovurdert av enten en forskrift eller en standard. Dette betyr at punktet allerede har en restrisiko som er tilfredsstillende lav. Hvis en velger en løsning som avviker fra veiledning i FEF hvor det er brukt «må» eller «skal», skal risiko vurderes som høy, og må dokumenteres særskilt.

I tillegg skal alle nye tilknytninger til eksisterende forsyningsnett vurderes om de er driftsmessig forsvarlig i henhold til Forskrift om nettregulering og energimarkedet (NEM). Dette må risikovurderes i hvert enkelt tilfelle, og krever blant annet inngående kunnskap om nye og eksisterende kunders belasting og gjenstående kapasitet i nettet, slik at Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet (FOL) overholdes. Dette er tidligere omtalt i artikkelen Økende elektrifisering skaper utfordringer.

gjelder for sikkerhet på arbeidsstedet.

Gjennom Forskrift om sikkerhet, helse og arbeidsmiljø på bygge- eller anleggsplasser (Byggherreforskriften) er det krav til at det lages en plan for sikkerhet, helse og arbeidsmiljø (SHA).

Dette medfører at en må gjøre dokumenterte risikovurrisikovurderinger for å sikre utførelse av anlegget, slik at det bygges uten uhell og skader på arbeidsstedet. REN har lansert et nytt verktøy som vil forenkle denne prosessen betydelig. Verktøyet er beskrevet i siste del av denne artikkelen.

omfatter funksjonskrav for eksisterende anlegg

Funksjonskravet i FEF gjelder også for eksisterende forsyningsanlegg, og disse skal driftes og vedlikeholdes i henhold til dette. Det er lite konkrete krav i FEF med hensyn på vedlikehold, og det finnes heller ikke standarder som beskriver konkrete løsninger for drift og vedlikehold. Imidlertid har REN et konsept basert på risikobasert vedlikehold med hensyn til:

• Omfang og hyppighet av tilstandskontroll for ulike anlegg og komponenter
• Tilstand og risiko for den enkelte komponent.

Dette er beskrevet nærmere i RENblad 8015 Vedlikeholdsstrategi og RENblad 8620 Veileder for risikobasert vedlikehold.

I tillegg er det et funksjonskrav i Kraftberedskapsforskriftens §2-3 hvor KBO -enheter skal gjennomføre risikovurdering knyttet til ekstraordinære forhold. Vurderingene skal ha et slikt omfang at enheten kan identifisere risiko og sårbarhet ved alle funksjoner, anlegg og tiltak av betydning for å oppfylle kravene i forskriften. Denne risikovurderingen må også dokumenteres.

Vi har introdusert et nytt verktøy for risikovurdering for fase 2, designet for å møte de spesifikke behovene i nettbransjen.

Effektive verktøy er avgjørende for å kunne håndtere arbeidsoppgaver i nettbransjen. Tradisjonelt har bransjen lent seg på komplekse Excel-ark for risikovurderinger, noe som har sine begrensninger. Vårt nye verktøy tilbyr en forenklet, men profesjonell tilnærming til risikovurderingsprosessen, forbedrer samarbeidet og øker sporbarheten.

Komplekse Excel-ark kan ofte være uoversiktlige og utfordrende å navigere i. Vårt nye verktøy tilbyr en sentralisert plattform som gir umiddelbar tilgang til all nødvendig dokumentasjon, noe som forenkler arbeidsflyten betydelig.

I tillegg er verktøyet utviklet med tanke på at organisasjoner kan tilpasse innholdet etter eget behov; opprette egne maler, foreslå tiltak og veiledninger, slik at de som skal utføre risikovurderingene, får hjelp til å gjøre gode vurderinger

Tidligere utfordringer med samarbeid, spesielt med tunge filer som risikerer å bli blokkert av e-postbrannmurer, er nå løst. Vårt nye verktøy legger til rette for sømløst samarbeid, og gjør det enkelt å dele informasjon og jobbe sammen med både interne og eksterne partnere.

For dem som er nye i feltet innen risikovurdering, eller de som trenger en oppfriskning, inkluderer verktøyet intuitive veiledninger og funksjoner. Dette er utformet for å strømlinjeforme prosessen og sikre høy kvalitet på risikovurderingene. Verktøyet er utviklet med brukervennlighet i tankene, for å sikre enkel implementering og bruk.

-D ette er det vi kaller en «ett press»-løsning, det vil si at man presser en 120/120mm2 c-press, med bare ett press, forklarer Thorbjørn Høybakk i Abokabel AS.

–Kombinert med vår highgrid connector, gjør dette at jobben med å montere et maskenett, går som en drøm. Her er det mulig å spare betydelig montasjetid og kostnader, legger han til.

I tillegg kommer pressen, bakker og c-press fra samme leverandør, noe som Statnett spesifiserer for sine anlegg. Pressen har loggfunksjon, slik at man kan dokumentere at pressene er riktig utført.

Høybakk forteller at tilbakemeldingene fra kundene går på at pressen er rask; med kun ett press, er den enkel å jobbe med, og det gir trygghet å kunne hente ut data på jobben er gjort riktig.

–Alle disse fordelene gjør at stadig flere velger vår «ett press» løsning, sier han.

Han legger til at Amokabel merker stor interesse for kundetilpassede løsninger for bondingkabel.

–I disse tider med utfordrende vær og temperaturer, har våre løsninger med belagte luftledninger blitt høyaktuelle, og det har vært stor etterspørsel.

(Stand 32)

M ellomsspenningsanlegget er bygd opp etter de samme dimensjonene som anleggene med svovelheksafluorid, men bruker omgivelsesluft fremfor miljøfiendtlig gass.

Siemens skriver i sin pressemelding at anlegget er lett og trygt å bruke, og at det skal bidra med å kutte CO₂-utslipp.

Produktet ble først tatt i bruk i Tyskland i 2020, og blir nå levert til ulike nettselskap i Norge. Salgssjef i Siemens, Anne Berit Mogstad, sier de har solgt produktet til blant andre BKK, Fagne, Norgesnett og NTNU.

Mogstad legger til at nettselskapene har etterspurt en slik løsning over lengre tid.

- Kundene i Norge ligger langt foran resten av Europa i å forespørre slike miljøvennlige løsninger. EU jobber med et direktiv som vil forbyr leverandører å selge produkter som inneholder F-gasser fra 01.01.2026. Vi i Siemens er stolte av å ha utviklet Blue GIS 8DJH 24 og gleder oss til å levere dette framover. Blue GIS 8DJH 24 er den største utviklingen siden SF6-anleggene kom på 80-tallet.

I pressemeldingen kommer det videre frem at Siemens nå ønsker å videreutvikle mellomspenningsanlegget til et spenningsnivå opp mot 36 kV.

(Stand B2)

-D en femte øksehammeren har vi hatt i bruk i over 25 år, sier daglig leder Helge Ullenes Olsen.

–Med rett utstyr finner du det rette punktet på stolpen for nærmere undersøkelser.

Lyd, resonans og rekyl er viktige faktorer som disse redskapene får frem, og dermed gjør det lettere å finne svakeste punkt, sier han.

Olsen forteller at firmaet tar oppdrag over hele landet når det gjelder stolpekontroll, etterkontroll, kvalitetssikring og kursvirksomhet.

Han trekker spesielt frem kvalitetssikring av netteiers egen råtekontroll. –Her har vi skremmende erfaringer fra flere steder i landet, der det er avdekket over 10 prosent råte etter netteiers egen stolpekontroll!

Olsen opplyser at kontroll av trestolper har vært del av Hanors virke siden 1998. Han har sin bakgrunn fra Telenor, med stolpeerfaring siden 1978, og var der med på oppbygging av rutiner og standardisering på dette området.

(Stand 21)

S wedlock skriver i en pressemelding at flere nye funksjoner er integrert. Løsningen fungerer ved hjelp av en påminnelse i låssystemet Swedlock pro som er koblet til swedlocks mobilapp.

Produktet ble utviklet etter at Tensio etterspurte en løsning som kunne gi kontroll på deres låser.

Når en lås har blitt har blitt låst på en feilaktig måte, vil det bli et varsel i appen ved hjelp av Bluetooth og GPSfunksjon. Energien kommer fra nøkkelens oppladbare batteri.

(Stand 40)

S å langt er det gjort over 100.000 beregninger av om lag 30.000 grøftesnitt med programmet, og det har i alt i ca. 1600 unike brukere, inkludert studenter.

– Verktøyet er blitt så populært fordi det gir stor tidsbesparelse hos brukerne, samtidig som det gir tilgang på avanserte beregninger som tidligere bare et fåtall eksperter kunne utføre.

Verktøyet er blitt enda mer fleksibelt gjennom den omfattende oppdateringen vi gjorde nå i høst, noe som vil hjelpe oss i den internasjonale lanseringen av Grøft Design, sier prosjektleder Marius Engebrethsen, som har ansvaret for verktøyet.

Han forteller at REN samarbeider med nettselskaper i Sverige gjennom EBR, søsterorganisasjonen til Energi Norge. En avtale er nylig inngått med E.ON, og de er i dialog med Vattenfall. Det er utearbeidet en strategi for å gå inn på det danske markedet, og gjort fremstøt i England og Nederland, også japanerne har vist interesse for verktøyet.

Den internasjonale interessen kom etter at REN presenterte Grøft Design på Cigre Sesjonen i Paris i 2020. Den første versjonen av programmet ble lansert i desember 2019 som resultat av et fireårig FoU-prosjekt som SINTEF Energi gjennomførte etter oppdrag fra REN, og med støtte fra Forskningsrådet.

REN har lagt ned betydelige ressurser i utviklingen av verktøyet, og styrker nå bemanningen i forbindelse med den internasjonale satsingen.

– Vår ambisjon er å videreutvikle Grøft Design, slik at det også kan beregne dynamiske laster, hva som skjer med uttørking av masser rundt kablene og når kabler krysser hverandre. Et slikt tredimensjonalt program vil kreve at multifysikkmodellen vi bruker, Comsol, håndterer en enorm mengde data, sier Engebrethsen.

I dag beregner modellen varmedistribusjonen og magnetfeltene i kabelgrøften, basert på data om objektene som ligger der; om strømstyrke, type kabler, fyllmasser etc.

–Kablene avgir varme når det går strøm gjennom dem. Det første kritiske punktet er at temperaturen i kabelen ikke må bli høyere enn det kabelen er designet og testet for, sier Engebrethsen.

–Det er derfor svært viktig at kablene i en grøft blir lagt med riktig avstand, og at sandmassene har riktig karakteristikk, slik at de evner å ta imot den mengden varme som er beregnet for at kablene ikke blir for varme.

Engebrethsen påpeker at dataverktøyet GrøftDesign gir brukeren nærmest uendelige muligheter til å legge inn ulike verdier, slik at man kan finne den optimale forlegningsmetoden for prosjektet.

Den siste versjonen gjør det blant annet mulig til å utføre nøyaktige beregninger av strømfordelingen i parallellkoblede kabler, av kabelkulverter fylt av sand eller annen masse, samt at den omfatter avansert støtte for kabelføring i skrånende terreng.