Elektrisk Store- bæltsforbindelse - Energinet.dk

Elektrisk StorebæltsforbindelseTeknik og anlægsøkonomiBilagsrapport 2005Rapport nr. 240829Rev. dato 29.11.2005

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DKIndhold1. Introduktion1.1. Indhold og konklusioner1.2. Forudsætninger2. Teknologi for HVDC konvertere2.1. Konvertertyper2.2. Reaktiv effekt2.3. AC-filtre2.4. Krav til AC-system2.5. Kommuteringsfejl2.6. Mulighed for systemtjenester2.7. Start fra dødt net2.8. Elektriske tab2.9. Fysisk areal2.10. Korttidsbelastning2.11. Sammenligning af konverterteknologier3. Kabler til HVDC anlæg3.1. Kabeltyper til konventionel HVDC3.2. Kabelforlægning og kompasmisvisning3.3. Udlægning og beskyttelse af kablerne3.4. Krav til kablerne til konventionel HVDC og VSC HVDC4. Konfigurationer og udbygningsmuligheder4.1. Konventionel HVDC. Monopol med returleder4.2. Konventionel HVDC. Bipol med returleder4.3. VSC HVDC. Udbygning5. Undersøgte alternativer for Storebælt6. Teknisk sammenligning af alternativer6.1. Tilgængelighed6.2. Kortslutningsforhold6.3. Spændingsregulering6.4. Indfødning fra flere HVDC forbindelser6.5. Fysisk areal i stationer7. Økonomisk sammenligning af alternativer7.1. Etableringsomkostninger7.2. Omkostninger til elektriske tab7.3. Omkostninger til drift og vedligehold8. Kommercielle forhold8.1. Tidsplaner for alternativer8.2. LeverandørerDokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DK9. Netforstærkninger9.1. Netforstærkninger i Vestdanmark9.2. Netforstærkninger i Østdanmark1. IntroduktionRegeringens Økonomiudvalg har i forbindelse med udarbejdelsen afEnergistrategi 2025 forhåndsgodkendt en 600 MW jævnstrømsforbindelse til eninvestering på ca. 1,2 mia. kr. Regeringen anbefaler, at Energinet.dk indlederprojektering af en elektrisk Storebæltsforbindelse med henblik på idriftsættelsei 2010.På denne baggrund har Energinet.dk initieret et forprojekt om enStorebæltsforbindelse med fire delprojekter: Strategisk Position, Nytteværdi,Teknik og anlægsøkonomi samt Miljø og Myndighed.Som en del af forprojektet er der analyseret mulige alternativer til en 600 MWforbindelse. Denne rapport præsenterer resultaterne af arbejdet i delprojektet"Teknik og anlægsøkonomi" og beskriver tekniske og økonomiske fordele ogulemper ved alternativer med forskellig teknologi og overføringskapacitet.1.1. Indhold og konklusionerDelrapporten sammenligner tekniske og økonomiske forhold for forskelligealternativer med en jævnstrøms-(HVDC)-forbindelse over Storebælt.Der beskrives alternativer med forskellig overføringskapacitet og forskelligteknologi samt med et eller flere parallelkoblede systemer.I afsnittene 2, 3 og 4 beskrives de generelle egenskaber for forskellige HVDCogkabelteknologier, og i afsnittene 5, 6 og 7 beskrives de aktuelle forhold forStorebælt.I afsnit 9 beskrives de netforstærkninger, der vurderes at være behov for øst ogvest for Storebælt ved forskellige overføringskapaciteter på Storebæltsforbindelsen.Rapporten peger på, at:1. På grund af høj benyttelsestid vil en løsning med HVDC Light (VSC HVDC)ikke være økonomisk på grund af de større elektriske tab.2. Der ikke er tekniske problemer ved at anvende konventionel HVDC påStorebælt.3. Ordrer på konvertere, kabler m.v. kan afgives i slutningen af 2006, hvisikke der opstår forsinkelser som følge af myndighedsbehandlingen.Dokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DK4. En forbindelse med HVDC Light kan tidligst være i drift i slutningen af 2008.5. En forbindelse med konventionel HVDC kan tidligst være i drift i slutningenaf 2009.6. Kabelmarkedet er i øjeblikket præget af mange og store ordrer, og der ermange forbindelser, der er under planlægning, hvilket kan påvirke både prisog leveringstid kraftigt. Hvis administrationen får frihedsgrader med hensyntil idriftsættelsestidspunkt f.eks. til 2010, vil det give en væsentlig forbedretforhandlingsposition over for kabelleverandørerne.7. Tidsplanen forudsætter et planlagt forløb med kabeludlægning i sommerperioden,og mindre forsinkelser i f.eks. myndighedsgodkendelser kanbetyde, at tidsplanen rykkes flere måneder.8. For en 600 MW forbindelse er der ikke behov for netforstærkninger, mender kan i atypiske driftssituationer være begrænsninger. For Østdanmark eromkostningerne skønnet til ca. 5 mio. kr. pr. år. For Vestdanmark eromkostningerne ikke kvantificeret.9. Der er behov for betydelige netforstærkninger hvis Storebæltsforbindelsenhar en overføringskapacitet på 800 eller 1.200MW.….1.2 ForudsætningerI en tidligere rapporter er beskrevet et alternativ, hvor nettilslutningen påSjælland sker ved Asnæs. Der er i denne rapport set bort fra dette alternativ, såder ses udelukkende på en Storebæltsforbindelse, der på Fyn tilsluttes deneksisterende 400 kV-station i Fraugde, og på Sjælland etableres en ny 400 kVstationved Herslev under den eksisterende tosystems 400 kV-ledning.Det endelige ledningstracé er ikke fastlagt, men der regnes med et søkabel på30 km og et landkabel på 26 km.Det forudsættes, at kun det ene 400 kV-system tilsluttes i den nye AC-station iHerslev.I henhold til tidligere aftaler er det forudsat, at der af hensyn til risikoen forkorrosion af gasrør mv. ikke anvendes HVDC-anlæg med permanent returstrømi jorden. Til konventionelle HVDC-anlæg skal der derfor etableres metalliskreturleder.Ved kapitalisering forudsættes idriftsættelse i 2009 samt 30-års-levetid.Dokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DK2. Teknologi for HVDC-konvertereDer findes på markedet to forskellige konverterteknologier til konvertering fravekselstrøm (AC) til jævnstrøm (DC) og omvendt, som vil være relevante for enHVDC-forbindelse (High Voltage Direct Current) over Storebælt. Det erhenholdsvis konventionel HVDC, der anvender tyristorventiler, og en nyereteknik der anvender IGBT-ventiler (Insulated Gate Bipolar Transistors). Den nyeteknik betegnes VSC HVDC (Voltage Sourced Converters).2.1. KonvertertyperI det følende beskrives de vigtigste forhold ved de to konvertertyper konventionelHVDC og VSC HVDC.Konventionel HVDCKonventionel HVDC, der anvender LCC konvertere (Line Commutated Converters),benytter tyristorventiler, der kan åbnes med et eksternt kontrolsignal,men som kun kan lukke igen ved at fjerne kontrolsignalet, når strømmenigennem ventilen bliver nul, hvilket sker i takt med netfrekvensen (50 Hz) 50gange i sekundet. Når en tyristorventil lukker, skal dens strøm overføres til entyristorventil i det næste konverterben. Man siger, at strømmen kommuterer fraen ventil til den næste. Betegnelsen LCC-konverter angiver, at kommutering afstrømmen mellem ventilerne styres af AC-netspændingen. Derfor kan en konventionelHVDC-forbindelse kun fungere, hvis den tilsluttes et AC-net, der iforvejen er spændingssat og har en relativ stor kortslutningseffekt.En variant af konventionel HVDC, der anvender CCC-konvertere (CapacitorCommutated Converter), kan tilsluttes svage AC-net med lavt kortslutningsniveau,men er ikke medtaget separat i rapporten, da det vurderes, at dennevariant er rimeligt dækket af beskrivelsen af konventionelle HVDC og i øvrigtikke anses for særlig relevant til Storebælt.VSC HVDCVSC HVDC, der er den nyeste HVDC-teknik, benytter IGBT-ventiler. Denneventiltype kan både åbne og lukke med eksterne kontrolsignaler uafhængig af,om strømmen igennem ventilerne er nul eller ej. VSC HVDC har andre egenskaberend konventionel HVDC. En VSC-konverter er selv-kommuterende ogbehøver ikke en AC-netspænding for at kunne fungere. En VSC-konverter, medspænding på DC-siden kan derfor spændingssætte et ellers dødt AC net.2.2. Reaktiv effektKonventionel HVDCFor konventionel HVDC med LCC-konvertere vil der altid være en faseforskydningmellem netspænding og -strøm på AC-siden af konverterne. DetteDokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DKbetyder, at konverterne vil forbruge reaktiv effekt både som ensretter (AC/DCkonvertering)og som vekselretter (DC/AC-konvertering). En konvertersreaktive forbrug vil være af størrelsesordenen 35 % til 50 % af den overførteeffekt. Da det reaktive effektforbrug påvirker netspændingen, er der behov forat kompensere det reaktive effektforbrug eksempelvis med shuntkondensatorer.VSC HVDCEn VSC-konverter kan som nævnt generere en AC-spænding, hvis der er enspænding på DC-siden af konverteren, deraf betegnelsen Voltage SourcedConverter. Ved at styre den spænding, som VSC-konverteren genererer, kankonverteren – inden for sin rating – optage eller afgive reaktiv effekt fra/til ACnettet.Uden forsyning fra DC-siden kan en VSC-konverter naturligvis ikke generereaktiv effekt, men derimod kan den udnytte sin fulde effekt til at optage/afgivereaktiv effekt. En VSC konverter kan derfor operere som en STATCOM (StaticSynchronous Compensator) til dynamisk reaktiv effektregulering. Dennedynamiske regulering kan ske helt uafhængigt i de to ender af HVDC-forbindelsen.Til styring af IGBT-ventilerne benyttes typisk pulsbredde modulation PWM (PulsWidth Modulation), hvor der inden for en 50 Hz perioden genereres mangefirkantpulser med varierende bredde. Dette giver i udgangsspændingen en 50Hz grundtone med et højfrekvent overtoneindhold, der kan filtreres medforholdsvis små AC-filtre.2.3. AC-filtreAC-filter benyttes til formindskelse af spændingsforvrængningen på grund afovertoner fra HVDC-konverterne.Overtoner i AC-net er uønskede, da de kan forårsage telefonforstyrrelser, højevarmetab samt overophedning af udstyr og maskiner samt resonansfænomenermed overspændinger og overstrømme i AC-nettene til følge.Overtoneindhold for de to konvertertyper er forskellige, hvorfor AC-filterbehoveneogså er forskellige.Konventionel HVDCLCC-konvertere genererer overtoner (11., 13., 23. etc.), der er forholdsvislavfrekvente og derfor har et højt energi-indhold. For at forhindre at overtonerspredes ud i AC-nettene med uønskede påvirkninger til følge, installeres ACfiltre,der typisk er afstemt til at fjerne 11. og 13. overtone suppleret medhøjpas AC-filtre til at fjerne de højere overtoner. AC-filtrene benyttes samtidigtil reaktiv effekt kompensering. Da LCC-konverternes reaktive effektforbrug oggenerering af overtoner afhænger af den overførte aktive effekt, skal AC-Dokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DKfiltrene kunne kobles ud og ind som funktion af den overførte aktive effekt. ACfiltreneskal derfor tilsluttes med koblingsudstyr.Kobling med filtre giver anledning til spændingsspring. I vest anvendes normaltikke filtre større end ca. 65 Mvar. I forbindelse med KONTEK findes filtre op tilca. 110 Mvar. Det skal vurderes, hvor store filtre der kan tillades til Storebælt.De foreløbige vurderinger for Herslev peger på, at filterstørrelse på ca. 85 Mvarkan accepteres.Konti-Skan og Skagerrak er opbygget med separate felter til filtrene, hvorimodKONTEK er opbygget med konverter og filtre på en separat samleskinne. De toløsninger giver forskellige egenskaber med hensyn til fleksibilitet og risiko foroverspændinger.VSC HVDCEn VSC-konverter, der styres ved pulsbredde modulation (PWM), generererhøjfrekvente overtoner. Typisk er PWM skiftefrekvensen fra 1.000 til 2.000 Hz,hvor overtoneindholdet optræder som et multiplum af skiftefrekvensen. Daovertonerne er højfrekvente, er energi-indholdet forholdsvist lavt og AC-filtrenetilsvarende mindre. Endvidere behøver AC-filtrene ikke at være kobbelbare, dade ikke samtidig skal benyttes til reaktiv kompensering.2.4. Krav til AC-systemAC-net, hvortil HVDC-forbindelser tilsluttes, skal opfylde visse krav for atminimere interaktion mellem AC-systemerne og HVDC-forbindelsen, og for atdrift af det samlede AC- og HVDC-system er stabilt under specificerede driftsogfejlforhold.Konventionel HVDCFor tilfredsstillende drift af en konventionel HVDC-forbindelse skal AC-systemetskal have en passende kortslutningseffekt (lille netimpedans) i forhold til HVDCtransmissionskapaciteten.Forholdet mellem kortslutningseffekten i tilslutningspunktet og HVDC-transmissionskapacitetenbetegnes SCR (Short Circuit Ration). SCR benyttes til atklassificere AC/DC-systemet.SCR = (AC-systemets kortslutningseffekt)/(HVDC-forbindelsensoverføringsevne).Høj SCR SCR > 3Lav SCR2 < SCR

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DKnetfejl har kontrolsystemet større betydning for genstart af en HVDCforbindelsenend AC-netforholdene.VSC HVDCVSC-konvertere stiller ikke krav til SCR. En VSC kan, som tidligere nævnt,spændingssætte et ellers dødt net.2.5. KommuteringsfejlKommuteringsfejl, der giver en kortvarig afbrydelse i HVDC-effektoverførslen,kan opstå på ved fejl og forstyrrelser i AC-nettene eller ved fejl i HVDC-ventilkontrollen.Fejl i ventilkontrollen er meget sjældne.Konventionel HVDCKommuteringsfejl opstår, hvis strømme i en tyristorventil ikke kommuterer overi den næste tyristorventil. Derved opstår der en kortslutning på DC-siden, nården anden tyristorventil i den samme konvertergren lukkes, hvilket giver etkortvarigt stop i HVDC-effektoverførslen. Kommuteringsfejl er normalt kunforbigående, og en HVDC-forbindelse designes derfor til at genoptage effekttransmissionenuden konsekvenser for det samlede elsystem.Kommuteringsfejl opstår ved dyk i AC-spænding eksempelvis på grund aflynnedslag i en luftledning. Et spændingsdyk på mellem 10 % og 15 % vilnormalt give kommuteringsfejl. Hvis en blivende netfejl giver anledning til flerekommuteringsfejl efter hinanden, vil HVDC-forbindelsen blive udkoblet afHVDC-beskyttelsen.Kommuteringsfejl som følge af netfejl og netforstyrrelser forekommer kun vedforstyrrelser i vekselretterenden (import). En kommuteringsfejl giver enforstyrrelse på AC-nettet, der eventuelt kan medføre kommuteringsfejl på enanden HVDC-forbindelse.VSC HVDCKommuteringsfejl kan ikke forekomme i VSC-HVDC-forbindelser på grund afnetfejl eller netforstyrrelser, fordi VSC-konvertere er selvkommuterende.Kommuteringsfejl kan kun opstå ved fejl i ventilkontrollen.2.6. Mulighed for systemydelserI Østdanmark skal elsystemet overholde Nordels regler for systemtjenester. IVestdanmark skal elsystemet overholder UCTEs regler for systemtjenester.Aktive effektreserver kan deles op i kategorier afhængig af, hvor hurtigt de skalkunne aktiveres: eksempelvis opdeler UCTE i primære, sekundære og tertiæreeffektreserver.Dokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DKAktive effektreserverMed en Storebæltsforbindelse vil det, både med konventionel HVDC og medVSC HVDC, være muligt at dele aktive effektreserver mellem Øst- ogVestdanmark i den udstrækning, der er kapacitet til rådighed på forbindelsen.Reaktive effektreserverReaktive effektreserver skal sikre spændingsstabilitet ved fejl, og at ACnetspændingenholdes inden for driftsgrænserne, når belastning af AC-netteneændrer sig. Reaktiv effekt kan overføres på en AC-forbindelse, men ikke på enDC-forbindelse. En Storebæltsforbindelse kan derfor kun bidrage med reaktiveffektreserve, hvis den udføres med VSC HVDC, idet VSC-konvertere somtidligere nævnt i sig selv kan generere reaktiv effekt. Generelt skal transport afreaktiv effekt i AC-net begrænses mest muligt. Reaktive effektreserver skalderfor være til rådighed så tæt som muligt på de steder, hvor der er brug fordem. Reaktiv effektreserve fra en Storebæltsforbindelse med VSC-konverterekan tillægges selvstændig værdi, hvis der er behov for reaktiv effekt inærheden af stationerne (Fraugde og Herslev). Det vurderes, at der ikke erstort behov for aktiv spændingsregulering i Fraugde eller Herslev.2.7. Start fra dødt netVed start fra dødt net skal en enhed ved egen kraft være i stand til at gå i driftog levere spænding og effekt til et ellers spændingsløst net.Da kun en VSC-konverter kan fungere op imod et dødt net, vil en Storebæltsforbindelsemed denne teknik kunne yde start fra dødt net, hvis enten Øst- ellerVestdanmark kommer ud for et blackout. Ved samtidig blackout på begge siderkan en Storebæltsforbindelse ikke hjælpe, før en af siderne er på spændingigen. Da Øst- og Vestdanmark ikke sammenkobles med AC-forbindelser, er detdog højst usandsynligt, at begge sider får blackout samtidigt.Konventionel HVDC til start fra dødt net vil kræve ekstra udstyr i konverterstationernei form af synkronkompensatorer med tilhørende startudstyr. Detvurderes, at denne løsning ikke er økonomisk attraktiv for Storebælt.2.8. Elektriske tabDe primære bidrag til elektrisk tab kommer fra AC/DC-konverteringstab iventilerne og fra transmissionstab i DC-kablerne, hertil kommer tab ikonvertertransformerne og i AC-filtrene samt hjælpekraft.De elektrisk tab i HVDC-konverterne er strømvarmetab på grund af elektriskmodstand i strømkredsene og skiftetab, der opstår i ventilerne, når de åbner oglukker.Konventionel HVDCTyristorventiler i konvertere til konventionel HVDC åbner og lukker ved lavfrekvens, og ventilen åbner kun, hver gang strømmen igennem ventilerne ernul. Skiftetab i tyristorventiler er derfor ubetydelige.Dokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DKFuldlasttabene i en konventionelle HVDC-konvertere er forholdsvis små, ca.0,75 %, og består hovedsageligt af strømvarmetab i tyristorventilerne oghovedstrømkredsene.VSC HVDCSkiftetab i IGBT-ventiler i VSC-konvertere er betydelige på grund af flereforhold. For det første åbnes IGBT-ventilerne, når der går strøm i dem, hvilketgiver tab. For det andet åbner og lukker IGBT-ventilerne ved en høj frekvens(1.000-2.000 Hz). For det tredje indeholder IGBT-ventiler flere halvlederelementerend tyristorventiler, da IGBTer har lavere strøm- og spændingsratingsend tyristorer. Hertil kommer strømvarmetab i hovedkredsen. Disse forholdbetyder, at de samlede VSC-konvertertab er ca. dobbelt så høje som forkonventionelle HVDC-konvertere.Tabene er ca. 1,65 % per VSC-konverter.2.9. Fysisk arealArealbehovet for en VSC-konverter inklusive hjælpeudstyr er væsentligt mindreend for en LCC-konverter til konventionel HVDC. Dette skyldes primært, at dertil VSC ikke er behov for store kobbelbare AC-filtre, der inklusive koblingsudstyrfysisk fylder meget, men kun for fast tilsluttede små AC-filtre.Det samlede arealbehov for en 600 MW konverterstation til konventionel HVDCer ca. 14.400 m².Det samlede arealbehov for en 600 MW konverterstation til VSC HVDC er ca.3.600 m².2.10. KorttidsbelastningI forbindelse med anvendelse af systemtjenester/reserver kan det havebetydning, i hvilken udstrækning det er muligt kortvarigt (f.eks. 15 minutter) atøge overføringskapaciteten på forbindelsen.Der er normalt mulighed for at øge strømmen i kablerne kortvarigt, men denaktuelle mulighed er afhængig af den forudgående belastning og af temperatureni jorden omkring kablerne. Kablerne forventes udstyret med onlinetemperaturovervågning,hvorved det er muligt hele tiden at estimere denmulige belastning i f.eks. 15 minutter, 1 time eller længere.Konventionel HVDCKonventionelle HVDC-konvertere dimensioneres til at kunne overføre nomineleffekt under angivne temperaturforhold, f.eks. lufttemperatur på 30 °C og medkun det ene af to kølesystemer i drift. Det betyder, at der i langt den største delaf tiden er mulighed for at øge overføringskapaciteten ud over nominel effekt.Eksempelvis har Konti-Skan 2 en nominel effekt på 300 MW, men kan underlangt de fleste forhold køre op til 360 MW og kortvarigt op til 426 MW.Dokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DKSkagerrak 3 har en nominel effekt på 440 MW, men kører normalt med 500MW.Som hovedregel kan der regnes med, at overføringskapaciteten for en konventionelHVDC-forbindelse kan øges med mindst 20 % i forhold til nominel effekt i15 minutter. Ved designet kan der tages højde for specielle ønsker til korttidsbelastning.VSC HVDCFor VSC-konvertere er det strømmen i IGBTerne, der sætter grænsen foreffekten, og ved nominel effekt udnyttes IGBTerne maksimalt, så selv megetkortvarigt er der ingen mulighed for at øge overføringskapaciteten.2.11. Forbedret overgang til blok-ø-driftErfaringsmæssigt er der en betydelig risiko for, at overgang til blok-ø-drift forde store centrale kraftværker ikke lykkes i forbindelse med store driftsforstyrrelser.ABB har angivet, at styringen af en VSC-VDC-forbindelse kanindrettes på en måde, så det øger chancen for vellykket overgang til blok-ø-driftfor f.eks. Asnæsværket ved at aftage overskudseffekten under nedkøring. Enkonventionel HVDC kan formodentlig styres på tilsvarende måde.2.12. Sammenligning af konverterteknologierNedenstående tabeller giver en oversigt over de vigtigste forhold ved de toteknologityper.Konventionel HVDCVSC HVDCEffekt 400/600/800 MW Maks. 550 MWDC-spænding, kV 400/450 (monopol) +/-150 (bipol)Ventiler Tyristorer IGBT (transistorer)Reaktiv effekt, Mvar ca. 35-50 % af aktiv effekt Kan reguleres uafhængigt af aktiveffekt inden for MVA-grænsenTransmissionstab1,7-2,1 3,6-4,1(konverter plus kabler)Stationsareal, m 2 Ca. 14400 Ca. 3600Leveringstid, måneder 30-36 19-24*) ABBs standard effektstørrelser.Tabel 2Vigtigste egenskaber for to HVDC-teknologier.Dokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DKKonventionel HVDCFordele - Kendt teknik med betydeligdriftserfaring.- Lave transmissionstab ca. 2 %.- Korttidsbelastning på mindst 120% i 15 minutter.Ulemper - Risiko for kommuteringsfejl.- Behov for reaktiv effekt fra nettet.- Stiller krav til kortslutningseffekt.- Speciale konvertertransformere.- Spændingsreservering (specielleDC-kabler).- Minimumeffekt på mindst 3 % afnominel effekt.HVDC VSC- Ingen kommuteringsfejl.- Kan yde dynamisk reaktiveffektregulering.- Ingen krav til kortslutningsniveau.- Kan spændingssætte et dødt net.- Almindelig transformer.- Ingen spændingsreversering(polymerkabler)- Ingen minimumeffekt.- Ny teknik med begrænsetdriftserfaringer.- Transmissionstab ca. 4 %.- Ikke mulighed for øget effekt i korttid.Tabel 3Fordele og ulemper ved HVDC-teknologier.3. Kabler til HVDC-anlægBaggrunden for denne fremstilling af forhold ved kabler til en DC-Storebæltsforbindelseer:- Notat ELT2000-122 – Afrapportering fra Kabelgruppen; 2000- Møder med Nexans, ABB, Pirelli og NKT i forbindelse med ilandføringskablertil vindmølleparkerne Horns Rev B og Rødsand 2; Efterår 2005- Gennemført udbud for nye søkabler til KONTEK-forbindelsen som erstatningfor det eksisterende fladkabel fra NKT; 2004/2005.3.1. Kabeltyper til konventionel HVDCDer findes to overordnede kabeltyper for kabler til højspændt jævnstrøm(HVDC):- Olie-papirisolerede kabler- PE-isolerede kabler.Olie-papirisolerede kablerDe olie-papirisolerede kabler er den velkendte og indtil videre eneste anvendtekabeltype for konventionel HVDC. Papirisolationen er imprægneret med olie.Olie-papirisolerede kabler kan igen opdeles i forskellige typer. I massekabler erder ingen tyndflydende olie til stede. Olien er udelukkende tiltænkt opgavensom isoleringsmiddel. I andre olie/papirisolerede kabler anvendes olien ogsåsom kølemiddel.Dokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DKVed kabelfejl vil der i olie/papirisolerede kabler kunne ske olieudslip. Olieudslipfra massekabler vil være yderst begrænset, da olien er mere eller mindrebundet i papiret. I kabler med tyndflydende olie kan der være betydeligeolieudslip. Til kabler med tyndflydende olie er der desuden behov forolietrykstationer på strækningen. Af miljøhensyn vil massekabler være atforetrække.Til konventionel HVDC er massekabler det mest udbredte. NKT har i en årrækkesom noget unikt produceret de såkaldte fladkabler, som er et oliefyldt kabel.Produktionen af fladkabler er dog ophørt permanent, idet NKT har valgt atstoppe produktionen.PE-isolerede kablerHøjspændingskabler til vekselstrøm (AC-kabler) udføres i dag normalt medtværbunden polyethylen (PEX). Der er ingen olie i kablerne, som kan forurenenaturen i tilfælde af fejl. PEX-isolationen har ud over gode elektriske egenskaberogså gode termiske egenskaber (bortleder varmen godt og kan holde tilhøjere driftstemperaturer). Det er et mål at kunne anvende lignende isolationsmaterialetil DC-kabler, idet de samtidigt forventes at være billigere at fremstille.Der findes PE-kabler til konventionel HVDC, som er typetestede, men de erendnu ikke taget i anvendelse i større anlæg. De eneste HVDC-kabler, der ergennemprøvede og velkendte, er olie/papirisolerede kabler.Til VSC HVDC anvendes hovedsageligt PE-kabler.3.2. Kabelforlægning og kompasmisvisningDet forudsættes, at der skal anvendes metallisk returleder blandt andet for atmindske korrosionsproblemer på gasrør og lignende i Storebælt. Anvendelse afmetallisk returleder vil også mindske kompasmisvisningen væsentligt.Forudsættes ét HVDC-kabel med returleder, skal HVDC-kablet og returlederenligge tæt sammen, hvis kompasmisvisning helt skal undgås. Ved at læggekablerne tæt sammen, udkompenseres magnetfelterne stort set. Nedlæggeskablerne med en vis afstand (f.eks. 250 m), vil der optræde et magnetfelt overkablerne, som kan påvirke en kompasnål over kablerne.Udlægningen af kablerne kan foregå samtidigt, så de to kabler udlægges i énarbejdproces, hvor HVDC-kabel og returkabel mest hensigtsmæssigt tapessammen. Det er også muligt at levere et kabel, hvor HVDC-kabel og returkabeler bundet sammen fra fabrikken eller et kabel, hvor returkablet er inkluderet ikablets konstruktion.Udlægges to HVDC-kabler med kun én returleder (bipol), bør de to HVDC-kablerudlægges med så stor en afstand, at risikoen for beskadigelse af begge kablerminimeres. Der kan f.eks. være en afstand på 500 m mellem kablerne medDokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DKreturkablet liggende mellem de to højspændingskabler. Dette kræver udlægningad tre gange.Der vil i sådan en nedlægningskonfiguration ikke være total udkompensering afmagnetfelterne fra kablerne. Det vurderes ikke at have den store praktiskebetydning, men det skal afklares med Søfartsmyndighederne.3.3. Udlægning og beskyttelse af kabler påhavbundenUd over købet af kablet ved en leverandør er selve udlægningen af kablet enmeget central arbejdsgang, der kræver stor opmærksomhed. Det anvendtemateriel er tungt og kraftfuldt, hvorfor der under udlægningen er risiko forskader på kablerne, som enten kan forsinke idriftsættelsen af kablet betydeligteller resultere i dyre kabelreparationer efter et antal års drift. (Reparationen afKONTEK-søkablet i 2002 beløb sig som eksempel til 23 mio. kr.).Det kan være en økonomisk fordel at opdele søkabelanlægget i flere entrepriser– nemlig selve søkablet samt udlægning/nedgravning. Dette kan resultere i entvist om, hvem der har ansvaret for eventuelle skader. Det kan dog ogsåmedføre lavere priser, idet byderen ikke behøver at indregne en margen til enukendt udgift i sit tilbud til leje af kabelskib – en omkostning der kan værebetydelig, idet kapaciteten af kabelskibe i den størrelse, som er nødvendig til destore HVDC-kabler, er begrænset.For at mindske kabelleverandørernes usikkerhed og dermed opnå lavere priserbør der foretages havbundsundersøgelser forud for udbud af søkablerne.Når kablet er udlagt, er det meget væsentligt, at kablet med det sammebeskyttes fra udefrakommende påvirkninger. Dette gøres i danske farvandeved, at kablet anbringes i en rende, der enten på forhånd er gravet ihavbunden, eller som laves ved nedspuling af kablet, efter det er udlagt påhavbunden.Søkabler markeres med båkeanlæg på land for at reducere risikoen for skadersom følge af ankre og fiskeredskaber.3.4. Krav til kablerne ved konventionelHVDC og VSC HVDCKonventionel HVDCVed konventionel HVDC styres effektretningen i kablerne ved at skifte polaritet.Kablerne skal således kunne klare at skifte polaritet uden at lide skade pålængere sigt. Olie-papirisolerede kabler kan uden problemer anvendes vedhurtige polaritetsskift, mens PE-isolerede kabler har problemer med hurtigepolaritetsskift som følge af opbygning af rumladninger i isolationen. I værsteDokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DKfald kan de elektriske feltstyrker i PE-isolerede kabler fordobles ved et hurtigtpolaritetsskift, hvilket kan føre til gennemslag.Der er lavet mange undersøgelser om, hvilke tilsætningsstoffer i PE-isolationender kan afhjælpe problemerne. Flere leverandører har gennemført eller er vedat gennemføre typetest på PE-isolerede DC-kabler til konventionelle HVDCanlæg,herunder også muffer og øvrigt tilbehør. Nexans overvejer, i samarbejdemed Statnett, at gennemføre et demonstrationsprojekt, hvor et PE-isoleretkabel fra Nexans anvendes på landdelen af Skagerrakforbindelsen. Resultaterneaf dette demonstrationsprojekt er først pålidelige efter et antal års drift.Indtil videre kan PE-isolerede kabler ikke anses for gennemprøvede ogvelfungerende. Disse kabler er af denne grund ikke en realistisk mulighed for enkommende Storebæltsforbindelse med konventionel HVDC.VSC HVDCI VSC HVDC vendes effektretningen ved at vende strømmen. Da kablerne ikkeskifter polaritet, opstår der ikke tilsvarende problemer med anvendelse af PEisoleredekabler som ved konventionelle HVDC-anlæg.Da der kun er én officiel leverandør af HVDC Light-kabler (ABB), og teknologieni øvrigt er forholdsvis ny, er der kun få erfaringer med disse kabler anvendt somsøkabler. Kablerne adskiller sig dog ikke væsentligt fra AC PEX-kabler, så detmå forudsættes, at dette ikke udgør et væsentligt problem.Massekabler kan uden problemer anvendes sammen med HVDC Light (VSC),men er dog væsentligt dyrere. ABBs koncept bygger på at levere bådekonvertere og kabler samlet.4. Konfigurationer og udbygningsmuligheder4.1. Konventionel HVDC. Monopol medmetallisk returlederEt monopol består af et konverteranlæg i hver ende forbundet med et kabel forhøj DC-spænding (400-500kV) samt et returkabel for relativ lav spænding (10-20 kV).Figur 1Konventionel HVDC, monopol med metallisk returleder.Dokument nr. 240829

U d cStorebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DK4.2. Konventionel HVDC. Bipol medmetallisk returlederEn bipol består af to sæt konvertere i hver ende forbundet med to kabler for højDC-spænding (400-500 kV) samt et returkabel for 10-20 kV.Figur 2Konventionel HVDC, bipol med metallisk returleder.Under normal drift vil der ikke gå nogen strøm i returkablet, men i tilfælde affejl på en konverter eller på et kabel vil den anden halvdel af bipolen fortsatkunne overføre effekt ved at anvende returkablet.Hvis det kan tillades kortvarigt at bruge jorden som returleder, kan returkabletundværes, men der er i denne undersøgelse set bort fra denne løsning.Et monopol med metallisk returleder kan senere udbygges til en bipol medmetallisk returleder ved at installere ekstra konvertere samt ét ekstra HVDCkabel.Da der ikke går strøm i returlederen, er de elektriske tab i en bipol lavere end ito monopoler med samme overføringskapacitet.4.3. HVDC VSC. UdbygningEn VSC-forbindelse består af en konverter i hver ende forbundet med topolymerkabler beregnet for høj DC-spænding (i øjeblikket maks. 150kV).+(-)I d c+-Figur 3HVDC Voltage Source Converter.For at øge overføringskapaciteten kan der etableres flere VSC-forbindelser, somer helt uafhængige af hinanden.Dokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DK5. Undersøgte alternativer forStorebæltDer er undersøgt alternativer, hvor den totale overføringskapacitet er ca. 600,800 og 1.200 MW.For konventionel HVDC undersøges både løsninger med monopol og bipol.ABB er foreløbig eneste leverandør af VSC HVDC, og disse enheder er iøjeblikket kun udviklet for effekter op til 550 MW. ABB forventer at udvikle VSCHVDC med en højere DC-spænding og dermed højere effekt, men kan endnuikke oplyse, hvornår denne teknik er til rådighed. ABB anser dog ikke, at enhøjere DC-spænding vil være en fordel på Storebælt på grund af det relativtkorte kabel.De alternativer, der er undersøgt, er angivet i nedenstående tabel.Alternativ Total overføringskapacitetKonventionel HVDC VSC HVDC1 550 MW 1 x 550 MW2 600 MW 1 x 600 MW3 700 MW 2 x 350 MW4 800 MW 1 x 800 MW5 800 MW 2 x 400 MW 2 x 400 MW6 1.100 MW 2 x 550 MW7 1.200 MW 2 x 600 MW8 1.200 MW 3 x 400 MWTabel 4Undersøgte alternativer for Storebælt.De forskellige alternativer indeholder forskelligt antal kabler, og det kan påvirkemyndighedsarbejdet, da kablerne skal lægges med en vis afstand for atminimere risikoen for, at flere parallelle HVDC-forbindelser bliver fejlramt veden enkelt hændelse – f.eks. graveskade eller skibsanker.6. Teknisk sammenligning af alternativer6.1. TilgængelighedBåde for konventionel HVDC og VSC kan der forventes en tilgængelighed påmindst 98 % for konverterne. Dette dækker både udetid som følge af fejl ogplanlagt udetid til revision af anlæggene.Dokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DKFor søkablerne regnes med en fejlrate på 0,4 fejl/100 km*år og enreparationstid på fire uger. Dette svarer til en udetid på:0,4 * 30 km/(100 km*år) * 40 år * 28 dage/fejl * 24 timer = 3.226 timer.Udetid = 3.226/(40*8.760) *100 % = 0,9 %.Ved alternativer med flere parallelle systemer anbringes kablerne med så storafstand, at der ses bort fra risikoen for samtidig udetid på flere systemer somfølge af en enkelt hændelse.For landkabler er fejlhyppigheden større, men reparationstiden væsentligtkortere.Alt i alt har kablerne forholdsvis lille indflydelse på den totale tilgængelighed forforbindelsen.For at minimere risikoen for meget lang udetid ved fejl på enkeltkomponenterbør der indkøbes reserver for de mest kritiske komponenter. For konverterne erdet transformerne og glatningsreaktorer (konventionel HVDC). Da de to HVDCkonverterepå hver side af Storebælt bliver ens, og begge er tilsluttet 400 kVAC kan der anvendes fælles reserver. Transformerne udføres som enfasedetransformere, så en enkelt transformer kan anvendes som reserve for alle deøvrige.6.2. KortslutningsforholdFraugdeFor 2006 er minimum kortslutningseffekt S" kmin i tilslutningspunktet på 400 kV iFraugde (FGD5), jf. Anlægsplan 2003, beregnet til:- Intakt net: S" k = 3.687 MVA- Mest betydende mangel: S" kmin = 3.082 MVA.Minimum kortslutningsforhold (SCR min ) i FGD5 er SCR min = 3.082/600 = 5,1 foren 600 MW forbindelse.HerslevMinimum kortslutningseffekten er beregnet til ca. 2.800 MVA svarende til etminimum kortslutningsforhold for en 600 MW forbindelse på 4,7.Både i Fraugde og Herslev er minimum kortslutningseffekten tilstrækkelig tilstabil drift af en 600 MW konventionel HVDC-forbindelse.6.3. SpændingsreguleringDet forventes ikke, at der i hverken Fraugde eller Herslev opstår spændingsreguleringsproblemer,da kortslutningsforholdet er forholdsvis højt.Dokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DK6.4. Indfødning fra flere HVDC forbindelser(Multiinfeed)Ved etablering af en Storebæltsforbindelsen vil der i Vestdanmark bliveetableret en tredje HVDC-forbindelse i elsystemet ud over Konti-Skan pol 1 & 2,Skagerrak pol 1, 2 & 3. Yderligere kan der blive tale om at etablere en nySkagerrak pol 4 forbindelse. I Østdanmark vil Storebæltsforbindelsen blive denanden HVDC-forbindelse i elsystemet ud over KONTEK 1, der også på ettidspunkt forventes udbygget med en ekstra pol. Elsystemerne i henholdsvisØst- og Vestdanmark vil derfor få indfødning fra flere HVDC-systemer, dergensidigt kan påvirke hinanden. Nordels HVDC-analysegruppe konkluderede i1998, at ingen dimensionerende fejl kan medføre samtidig kommuteringssvigtpå alle HVDC-forbindelser samtidigt, men en fortsat udbygning krævernærmere undersøgelser.Som indikator for, om flere HVDC-forbindelser, der føder ind i samme område,kan påvirke hinanden, har CIGRÉ (WB B4-41) defineret et index MIIF (MultiInfeed Interaction Factor).MIIF angiver forholdet mellem spændingsændringer mellem to knudepunkterved 1 % spændingsændring i det ene knudepunkt.MIIF for Tjele (Skagerrak) og Vester Hassing (Konti-Skan) er blevet målt ogviser, at der er en forholdsvis tæt kobling mellem disse knudepunkter, menerfaringen viser, at der ikke har været væsentlige problemer. Koblingen tilFraugde vil formentlig være mindre. I detailprojekteringen skal forholdenebelyses for begge tilslutningspunkter.6.5. Fysisk areal i stationerFraugdeI den eksisterende station i Fraugde er der fysisk plads til to poler tilkonventionel HVDC eller maksimalt tre poler til VSC HVDC.Hvis der bygges en 2 x 400 MW bipol med konventionel HVDC vil, der derforikke umiddelbart være mulighed for senere at udbygge yderligere i Fraugde.Dette taler for at anvende konvertere med højere overføringskapacitet.HerslevI 1994 blev forskellige alternative placeringer af den nye station i nærheden afHerslev undersøgt. Der blev planlagt indkøb af et areal, der giver plads forfremtidig udbygning af Storebæltsforbindelsen. Ved at have et ret stort areal erdet lettere at opfylde kravene til akustisk støj i naboskel, men besparelserne påanlægssiden afhænger af de støjkrav, der stilles i lokalplanen.Dokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DK7. Økonomisk sammenligning7.1. EtableringsomkostningerFortroligt - er derfor udeladt7.2. Elektriske tabI delprojekt 3 "Nytteværdi" er beregnet de forventede energitransporter overStorebælt for en 600 MW forbindelse, og i figur 4 er vist en normeretvarighedskurve samt en kurve svarende til kvadratet på effekten.Varighedekurve, Storebælt 600 MW1,501,000,50Effekt0,00030859589211901499180121012401270229983287356538334086433345684799502452465466568359006119633965516764697871947412762578408053826584808703NormereKvadreret-0,50-1,00-1,50TidFigur 4Normeret varighedskurve for 600 MW Storebæltsforbindelse.Varighedskurven er beregnet under forudsætning af, at hele kapaciteten på 600MW er stillet til rådighed for markedet. Hvis der reserveres noget tilsystemtjenester, vil det reducere benyttelses- og tabstiden.På grundlag af varighedskurven beregnes benyttelsestiden (ækvivalentefuldlasttimer), tabstiden (ækvivalente fuldlasttimer der giver samme elektrisketab) samt driftstid (timer hvor der overføres effekt).600 MW Benyttelsestid, T a Tabstid, T b Driftstid, T dVest -> Øst 4.122 h 3.403 h 6.586 hØst -> Vest 240 h 148 h 651 hI alt 4.362 h 3.551 h 7.237 hDokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DKTabel 5Benyttelsestid, tabstid og driftstid for 600 MW Storebæltsforbindelse.I 8.760 h - 7.237 h = 650 h er der ingen udveksling på SB-forbindelsen. Vedtabsberegningen er det forudsat, at der ikke er elektriske tab i den tid, men dervil være nogle tomgangstab, hvis forbindelsen skal være klar til hurtigt atkunne aktiveres (nødeffekt, systemtjenester).Kapitalisering af transmissionstabTabene kapitaliseres i henhold til dok.nr. 224094 v3: Kapitalisering af nettab2005. Installationsår 2009. Levetid 30 år, kapitaliseringsfaktor C = 6,78kkr./MWh.Kapitalisering af belastningstab (Kt)K t = C x T t = 6,78 x 3.551 = 24.075,78 kkr./MW.Kapitaliserede tomgangstab (K0)K 0 = C x T b = 6,78 x 7.237 = 49.066,86 kkr./MW.600 MW konventionel HVDC monopolFuldlast transmissionstab er 1,7 til 2,1 %, der ved 600 MW giver fuldlasttransmissionstab på:Ptab = 10,2 - 12,6 MW.Nuværdi af belastningstab (NPVb):- NPVb min. = 24.075,78 x 10,2 = 245,6 mio. kr.- NPVb maks. = 24.075,78 x 12,6 = 303,4 mio. kr.Nuværdien af tomgangstabene (NPV0):Tomgangstab sættes til 0,5 %, hvilket giver P0 = 0,3 MWNPV0 = 0,3 x 7.237 x 49.066,86 = 106,5 mio. kr.Nuværdien af de samlede tab (NPV) beregnes som NPV = NPVb + NPV0:NPV min. ved 10,2 MW tab er 245,6 + 106,5 = 352,1 mio. kr.NPV maks. ved 12,6 MW tab er 303,4 + 106,5 = 409,9 mio. kr.550 MW VSC HVDC (HVDC Light)Fuldlast transmissiontabene er 3,6 - 4,1 %, der ved 550 MW giver fuldlasttransmissionstab (Ptab) på:Ptab = 19,8 - 22,55 MW.Måling af transmissionstab på Tjæreborg HVDC Light (dok.nr. 177407) viser, attabene som funktion af overført effekt kan tilnærmes med et 2 grads polynomium(A x Id² + B x Id + L0). Tabene udgør et konstant led (P0), et led der erlineært med DC strømmen (P1 = B x Id) og et led, der er kvadratisk med DCstrømme (P2 = A x Id²).Dokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DKTil estimering af transmissionstabene for en 550 MW VSC HVDC benyttessamme sammenhæng.Det konstante led (P0) er sat til 25 %, det lineære led (P1) er sat til 10 %, ogdet kvadratiske led (P2) er sat til 65 % af fuldlast transmissionstabene.Fordeling af fuldlast transmissionstabene på de tre led er vist i nedenståendetabel:Fuldlast 550 MW 550 MWFuldlasttab 19,8 MW 22,5 MWP2: 65 % 12,87 MW 14,625 MWP1: 10 % 1,98 MW 2,25 MWP0: 25 % 4,95 MW 5,625 MWTabel 6Fordeling af fuldlasttab for VSC HVDC.Til kapitalisering af tabene benyttes følgende faktorer:- Det kvadratiske led L2 = 24.075,78 kkr./MW- Det lineære led L1 = C x Ta = 6,78 x 4.362 = 29.574,36 kkr./MW- Det konstante led L0 = 49.066,86 kkr./MW.Nuværdien af de samlede tab (NPV) beregnes som NPV = P2 x L2 + P1 x L1+P0 x L0:- NPV min. ved 19,8 MW fuldlaststab er 611,3 mio. kr.- NPV maks. ved 22,5 MW belastningstab er 694,7 mio. kr.Sammenligning af kapitaliserede tabNutidsværdi af kapitaliserede tab over 30 år:- 600 MW konventionel HVDC: 352 - 410 mio. kr.- 550 MW VSC HVDC: 611 - 695 mio. kr.Med den forventede effekttransport over Storebælt er nutidsværdien af dekapitaliserede tab for en 550 MW VSC HVDC-forbindelse 201 - 343 mio. kr.højere end for en 600 MW konventionel HVDC-forbindelse.Da varighedskurven kun kendes for en overføringskapacitet på 600 MW, er derikke beregnet kapitaliserede tab for de øvrige alternativer.7.3. Omkostninger til drift og vedligeholdOmkostningerne til drift og vedligehold af konventionel HVDC er skønnet ud fraerfaringer med eksisterende anlæg.Da der ikke er AC-filtre til VSC, skønnes omkostningerne til drift og vedligeholdaf VSC at være lavere end for konventionel HVDC. ABB angiver, at ved lige-Dokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DKholdelsesomkostningerne kun er 50 % af omkostningerne til et konventioneltHVDC-anlæg, men det vurderes, at dette er for lavt sat.Hvis der er flere parallelle anlæg skønnes omkostningerne til drift ogvedligehold for anlæg 2 og 3 at være 80 % af omkostningerne for det førsteanlæg.De årlige omkostninger til drift og vedligehold for de forskellige alternativer erangivet i nedenstående tabel.AlternativKonventionel HVDC[mio. kr. pr. år]VSC HVDC[mio. kr. pr. år]1x600 MW 8,0 7,01x800 MW 9,0 7,52x400 MW 13,5 10,82x600 MW 14,4 12,63x400 MW 21,0 16,8Tabel 7Årlige omkostninger til drift og vedligehold.8. Kommercielle forhold8.1. Tidsplaner for alternativerABB har oplyst, at leveringstiden fra ordre til idriftsættelse er 19 måneder forHVDC Light (VSC HVDC) og mindst 30 måneder for konventionel HVDC. Hertilskal lægges en prøvedriftsperiode på et par måneder, inden anlægget kanovergå til kommerciel drift. Siemens har oplyst leveringstider på 30-36måneder for konvertere til konventionel HVDC.For HVDC Light er der ikke så store bindinger med hensyn til fabrikationskapaciteten,og leveringstiden forventes at kunne overholdes uafhængigt aføvrige ordrer.For kabler til konventionel HVDC har ABB oplyst, at de tidligst kan starteproduktionen i foråret 2007 og med en leveringstid på 18 måneder.Starttidspunktet vil blive udskudt, hvis der i mellemtiden indløber andre ordrer.Alle søkabelfabrikker melder generelt om mange ordrer. I forbindelse medudbud af nyt søkabel til KONTEK i efteråret 2004 meddelte både ABB, Nexansog Pirelli (nu Prysmian), at et nyt kabel fomodentlig først ville kunne leveres i2008. Nexans har i efteråret 2005 meddelt, at de ved ordre i 2005 tidligst kanlevere i slutningen af 2009.Det forventes, at udarbejdelse af udbudsbetingelser samt prækvalificering aftilbudsgivere kan påbegyndes i starten af 2006 og varer ca. 4 måneder.Leverandørerne skal bruge 3-4 måneder til at give tilbud, og hvis kontraktfor-Dokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DKhandlinger ikke forsinkes af myndighedsbehandlingen, forventes ordre at kunneafgives inden udgangen af 2006.For konventionel HVDC er tidligste idriftsættelsestidspunkt dermed udgangen af2009. Af hensyn til kabelmarkedet kan det eventuelt være en fordel at udskydeidriftsættelsen for at opnå en bedre pris, hvilket skal holdes op mod mistetnytteværdi ved udskydelsen.For HVDC Light (VSC HVDC) er tidligste idriftsættelsestidspunkt udgangen af2008.Tidsplanen forudsætter, at forløbet går som planlagt. Flere af byggeaktiviteternesåvel på land som på havet er årstidsafhængige, så selv mindreforsinkelser af f.eks. myndighedsgodkendelser kan forsinke tidsplanen fleremåneder.8.2. LeverandørerHVDC konvertereI øjeblikket er ABB den eneste leverandør, der kan levere VSC HVDC. Det erderfor ikke hensigtsmæssigt alene at udbyde en Storebæltsforbindelse baseretpå VSC-teknik. Det anbefales derfor, at udbuddet udformes på en måde, så derkan tilbydes både konventionel HVDC og VSC. Dette kan enten gøres ved atudbyde som konventionel HVDC og så åbne mulighed for, at der som supplementkan tilbydes et alternativ med VSC, eller ved at udbudsbetingelserneformuleres på en måde, så leverandøren frit kan vælge, om der skal tilbydeskonventionel eller VSC-teknologi.Hvis der udbydes med mulighed for et alternativ, kræver det, at leverandørenudformer to tilbud, idet der skal foreligge et konditionsmæssigt tilbud påkonventionel HVDC ud over alternativet med VSC.Hvis leverandøren frit skal kunne vælge, hvilken teknologi der skal tilbydes,kræver det, at der er en betydelig fleksibilitet i udbudsbetingelserne. F.eks. vilet krav om præcis 600 MW gøre, at ABB ikke kan tilbyde en HVDC Light på 550MW, som i øjeblikket er deres største standardstørrelse. Reduceret nytteværdisom følge af den mindre effekt skal indgå i vurderingen.KablerDet kommercielle kabelmarked er traditionelt et turbulent marked, hvor deendelige priser er stærkt afhængige af udbud og efterspørgsel på udbudstidspunktet– specielt når det gælder kabler til de højeste spændingsniveauer.Søkabelmarkedet og markedet generelt for HVDC-kabler er karakteriseret ved:- Få leverandører på verdensplan.- Få men store ordrer med flerårige produktions- og leveringsforløb.Dokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DK- Meget kostbare fabrikationsanlæg og specialbyggede transportenheder til detunge og svært håndterbare kabler såvel til sø- som til landtransport.- Stor følsomhed ved ændringer i kontraktsituationen. Et kontraktbrud kanuden varsel ændre markedet fra at være sælgers til at være købers markedeller omvendt med tilhørende prishop.Kabelmarkedet har været usædvanligt turbulent med selskabsopkøb,selskabssammenlægninger og lukning af fabrikker. I øjeblikket er der fåkabelfabrikker, der er i stand til at lave søkabler i forhold til udbuddet afsøkabler. Det viser udmeldingen fra leverandørerne i starten af 2005vedrørende KONTEK, og det bekræftes af leverandørerne (oktober 2005).Kabelpriserne er derfor meget usikre og afhængige af markedssituationen påudbudstidspunktet. Disse forhold er generelle og gælder uanset kabeltype. Doger kabler til HVDC Light mindre følsomme end kabler til konventionel HVDC, idetder er flere muligheder for at fabrikere kabler til HVDC Light.Erfaringerne fra KONTEK-udbuddet viser, at leveringstiden for 400 kV DC-kablermeget hurtigt kan ændre sig fra ca. et år til tre år. Leveringstidspunktet er altsålige så usikkert som investeringsbehovet ved disse projekter. Generelt vil detvære en fordel i forhandlingssituationen, hvis der hurtigt kan indgås kontraktmed kabelleverandøren, men at der er mulighed for fleksibilitet med hensyn tilleverings- og idriftsættelsestidspunktet.En anden faktor, der spiller ind, er materialeprisen. I det seneste år erkobberprisen blevet fordoblet, så prisen nu er 4.000 US$/ton.For søkabler gælder, at en forundersøgelse af bundforholdene kan reducereprisusikkerheden væsentligt, og bør udføres før udbud af søkablerne.Hvis administrationen får frihedsgrader med hensyn til idriftsættelsestidspunktf.eks. til 2010, vil det give en væsentlig forbedret forhandlingsposition over forkabelleverandørerne og dermed mulighed for en bedre pris, men det skal holdesop imod den mistede nytteværdi ved udskydelse af idriftsættelsen.9. NetforstærkningerUdbygning af nettet sker efter veldefinerede planlægningskriterier, derbeskriver dimensionerende fejl og mangelsituationer samt acceptablekonsekvenser.Driften af nettet sker tilsvarende efter veldefinerede kriterier og anvendesblandt andet til vurdering af planlagte udkoblinger af hensyn til revision m.v.9.1 Netforstærkninger i VestdanmarkEtablering af en Storebæltsforbindelse på 600 MW vil ikke umiddelbart giveanledning til netforstærkninger (se særligt afsnit vedrørende 150 kV-forbindelsenAbildskov og Sønderborg) i Jylland og på Fyn – dog vil der kunne opståDokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DKoverbelastning af eksisterende 150 kV- og 400 kV-forbindelser under atypiskedriftsforhold, f.eks. ved import til Jylland via Storebæltsforbindelsen og samtidignordgående transporter mellem Kontinentet og Norden via Skagerrak- og Konti-Skan-forbindelserne.Denne vurdering er givet under forudsætning om, at Horns Rev B havmølleparkennettilsluttes på 400 kV niveau via en ny 400/150 kV-station Blaabjergtæt på Vestkysten. Horns Rev B og den tilhørende nettilslutning har i høj gradindflydelse på belastningsforholdene af 150 kV-nettet på Vestkysten og dermedi nogen grad indflydelse på udnyttelsen af Storebæltsforbindelsen.Den eksisterende 150 kV-forbindelse mellem Abildskov og Sønderborg (150 kVkabletunder Fynshav) giver allerede nu begrænsninger, og problemetforværres ved etablering af Storebæltsforbindelsen. 150 kV-forbindelsenantages udkoblet under normale driftsforhold, hvorfor forbindelsensbegrænsende virkning på Storebæltsforbindelsen kan negligeres, og der vil ikkevære begrænsninger for udnyttelsen af Storebæltsforbindelsen med dennuværende kapacitet på Tysklandsforbindelsen.150 kV-forbindelsen Abildskov-Sønderborg har hidtil udgjort reserveforsyningenaf Als-området samt i nogen grad reserveforsyningen af Fyn. Med etableringenaf Storebæltsforbindelsen vil forsyningssikkerheden på Fyn forbedres, menreserveforsyningen af Als-området forringes ved udkobling af 150 kV-forbindelsenAbildskov-Sønderborg. Dette forhold skal afklares med det regionaletransmissionsselskab (N1 A/S), men det er en problemstilling, der bør løsesuafhængigt af Storebæltsforbindelsen.Under atypiske driftsforhold som beskrevet ovenfor vil der med normaltforekommende netmangler (ledninger og transformerer) være risiko foroverbelastning af 150 kV nettet på Vestkysten samt 400 kV-nettet i Midtjyllandpå strækningen Kassø-Tjele. For nuværende eksisterer der ikke beregningsresultaterfor hyppigheden af disse driftssituationer samt deres indflydelse(begrænsende virkning) på udnyttelsen af Storebæltsforbindelsen.Det skal understreges, at der kan forekomme begrænsninger for udnyttelsen afStorebæltsforbindelsen i forbindelse med normalt forekommende revisionsperiodermed op til flere samtidige netmangler (ledninger, transformerer samtcentrale produktionsenheder).Hvis Storebæltsforbindelsen etableres med en større overføringsevne end deantagne 600 MW, vil dette kunne medføre behov for netforstærkninger i Jyllandog på Fyn, hvor indledende undersøgelser indikerer et behov for forstærkning af150 kV i Vest samt aflastning af 400 kV-nettet i Syd- og Østjylland.En mulig langsigtet løsning til optimal udnyttelse af Storebæltsforbindelsen,herunder reduktion af risikoen for overbelastning af det eksisterendetransmissionsnet, er færdiggørelsen af den vestlige 400 kV-ring på strækningenKassø-Idomlund-Tjele, hvor første etape blev påbegyndt ved etableringen afDokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DK400 kV-forbindelsen på strækningen Endrup-Kassø, mens anden etapeplanlægges i forbindelse med tilslutningen af Horns Rev B havmølleparken.Med denne vestlige 400 kV-ring opnås en langsigtet løsning, der er robust overfor fremtidige udviklinger af transmissionssystemet med særlig fokus på øgetudbygning med havmølleparker ved Horns Rev, udbygning af kapaciteten påSkagerrakforbindelsen og Tysklandsforbindelsen, hvor de to udlandsforbindelserer udpeget som prioriterede snit i Nordel- og EU-regi.Den beskrevne 400 kV-luftledning (tredje etape fra Blaabjerg til Idomlund)budgetteres til 490 mio. kr.Endvidere kan der blive tale om en 400 kV-forbindelse mellem Landerupgård ogRevsing, der kan give den nødvendige aflastning af 400 kV-nettet i Syd- ogØstjylland. Anlægsprisen for en 400 kV-luftledning og tilhørende saneringer(kabellægning) i 150 kV-nettet skønnes til ca. 200 mio. kr.9.2 Netforstærkninger i ØstdanmarkDen kritiske 400 kV-delstrækning i Østdanmark er Bjæverskov – Ishøj –Hovegård, hvor Asnæsværket blok 5, KONTEK, det meste vindkraft iØstdanmark samt Storebælt er på den ene side og hovedparten af forbruget påden anden side. Det underliggende 132 kV-net mellem Hovegård og Bjæverskovblev for et par år siden svækket ved demontering af dobbeltledningenVejleå–Ishøj efter en meget lang myndighedssag. Afbrydelseskrævendeledningsarbejder på 400 kV-strækningen er besværlige at indpasse. I dagkombineres det så vidt muligt med afbrydelse af KONTEK.400 kV-luftledningerne har nået en alder, hvor afbrydelseskrævende arbejderkan forudses inden for en kort årrække. Generelt er det et problem jo mereetablering af en 400 kV-ringstruktur udskydes specielt i lyset af høj alder ogtilstand af de systembærende kraftværker i Østdanmark. Forsyningssikkerhedeni afbrydelsesfasen kan blive kritisk. Dette er et problem i dag, som forværresefter etablering af Storebælt. Jo større Storebælt bygges desto mere kritisk.Problemet påvirkes ikke af, om Storebælt bygges som en stor eller som fleremindre med samme overføringsevne. I det følgende forudsættes det, atStorebælt etableres med 600 MW, og at der ikke foretages netforstærkningsamtidig.I et "normalt" år kan der på strækningen Bjæverskov–Ishøj–Hovegård påregnesca. en uges afbrydelse. Omkostningerne for systemet er vurderet afsystemdriftsafdelingen til størrelsesorden 5 mio. kr. pr. år under forudsætningaf, at afbrydelsen kun er på dagtid, og at der er mulighed for at få ledningen idrift igen med en times varsel.Når de større renoveringsarbejder skal udføres med omgalvanisering af masterog udskiftning af fasetove, bliver der tale om væsentligt længere afbrydelser pået par måneder. I den situation kan det ikke påregnes, at ledningen kanindkobles med kort varsel. Da vindkraften er prioriteret, vil markedet bliveDokument nr. 240829

Storebælt. Teknik og anlægsøkonomiENERGINET.DKbegrænset, det vil sige såvel KONTEK som Storebælt. Hvorvidt kraftværkernebegrænses afhænger af det aktuelle behov for systemtjenester.Foranstaltninger til at undgå at forsyningssikkerheden forringes skal vurderesøkonomisk i en bussiness case for 400 kV netforstærkningen Asnæsværket–Kyndbyværket i god tid inden tidspunktet for renovering.For en 600 MW Storebæltsforbindelse vil begrænsningerne være kortvarige ogkan ikke begrunde en netforstærkning. Ved større overføringskapacitet kan dervære behov for netforstærkninger for at kunne udnytte Storebæltsforbindelsenoptimalt. Den naturlige netforstærkning er den nordlige 400 kV-ring Asnæsværket-Kyndbyværket,der forventes at koste ca. 600 mio. kr.Dokument nr. 240829