Høytemperaturliner gir mer effekt

Artikkelen er tidligere publisert på papir i september-utgaven av Energiteknikk.

– Du kan ikke bare kjøpe høytemperaturliner over disk, sier prosjektleder Annelie Vernersson mens vi prøver å holde følge innover i skogen mot kraftledning RL8 S5.

Der inne, mellom Gävle og Uppsala nord for Stockholm, blir Svenska kraftnät i disse dager dagene ferdig med en tre mil lang 220 kV linje. Det vil øke kapasiteten i det østsvenske regionalnettet med 300–450 MW, og ikke minst forbedre overføringen inn mot Stockholm hvor det er akutt behov for bedre nett.

Større energitap

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

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

Har dårlig tid

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

Ved å skifte til høytemperaturliner, kan man få en betydelig effektøking på bare 2–3 år. Vernersson er dog nøye med å påpeke at dette er en midlertidig løsning, egentlig ikke på grunn av selve linen, men mest fordi trestolpene fra 1940-tallet har begrenset levetid.

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

Rask utvikling

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

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

Vellykket

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

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

Havnet i skvis

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

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

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

Flaskehals-åpner

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

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

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

Aurora

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

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

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

Global tendens

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

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

Viktig dialog

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

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

Karbonfiber og aluoksid holder kraftnettet oppe

To amerikanske patenter er ekstra fremtredende i det internasjonale markedet for høytemperaturliner. 3M og CTC Global har utviklet hver sin komposittbaserte design, som vi finner i nyere svenske HTLS-prosjekter.

Felles for moderne HTLS-liner (High Temperature Low Sag) er at de tåler temperaturer på mellom 150 og 200 grader uten nevneverdig nedheng. De kan da overføre mer strøm.

Det finnes i dag mange HTLS-aktører med som skal begrense kraftledningers nedheng.

Karbonfiber

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

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

Myk aluminium

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

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

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

Mer robust

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

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

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

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

Islast

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

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

Begynner å henge

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