Högtemperaturlina är en viktig del i Svenska kraftnäts paket för att öka överföringen från norr till söder. Second Opinion har pratat teori och praktik kring ledningstemperaturer med Per Norberg och Per Bengtsson i Svenska kraftnäts planeringsråd.

Per Norberg är adjungerad professor i elkraftteknik på Chalmers tekniska högskola och teknisk controller inom Vattenfall Eldistribution. Per Bengtsson är chef för nätutveckling och planering på Ellevio, Regionnät Mellansverige. Båda två sitter i Svenska Kraftnäts planeringsråd, ett samrådsorgan för stamnätsfrågor och utbyggnadsplanering, och båda har eller har haft var sin högtemperaturlina i det egna nätet. Vattenfalls lina fanns öster om Göteborg och Ellevios lina i Värmland.

Foto: Svenska kraftnät, Johan Fowelin

Bakgrunden till samtalet är att Svenska kraftnät kommer bygga högtemperaturlinor på 220 kV-ledningen mellan Untra och Valbo nära Gävle. Tanken är att linor som tål högre temperaturer och därmed högre last kan öppna upp flaskhalsar i stamnätet samtidigt som man kan behålla befintliga stolpar och annan infrastruktur. Det här är en del av Svenska kraftnäts projekt NordSyd som ska öka överföringen av el från norra till södra Sverige. Högtemperaturlinan kan vara klar relativt snabbt, till 2023, medan andra delar av projektet beräknas ta upp till 20 år. Om Svenska kraftnäts projekt kan man läsa här.

Det blir första gången som högtemperaturlinor används i det svenska stamnätet. Då tekniken inte är ny och har använts i andra länder sedan 1980-talet, främst USA men även i Europa, kan man undra varför inte högtemperaturlösningen också har växt fram i Sverige efterhand som nätet har behövt uppgraderas, men så enkelt är det inte, menar Per Norberg och Per Bengtsson.

Introvert period
Förutom alla tekniska och ekonomiska parametrar som ska passa tillsammans så hör svensk kraftedningsutveckling obönhörligen också ihop med energipolitik och marknadsutveckling. Före 1995 var högtemperaturlinor ett aktuellt tekniskt ämne som också diskuterades hos den svenska stamnätsoperatören men efter avregleringen av elmarknaden gick Svenska kraftnät in i en längre förvaltningsperiod.

Utvecklingsprojekt bromsades och den teknologiska nyfikenheten tappade fart. I början av 2000-talet förmedlade Svenska kraftnäts årsredovisningar inställningen att det svenska stamnätet i princip var färdigbyggt, något både politiken och näringslivet höll med om.

Det fanns inget mer att göra, inga incitament, så varför skulle man då testa fysikens gränser, som högtemperaturlinor egentligen handlar om. Efterhand glömde nätplanerarna bort högtemperaturlinorna eller avfärdade dem som dyra och opålitliga.

Återkomsten
Per Bengtsson tycker det är bra att högtemperaturtekniken nu plockas fram som ett alternativ till att bygga nytt. Metoden har blivit aktuell och praktisk på grund av efterfrågan på kapacitet som behöver lösas inom rimlig tid, menar han. Det handlar om inställning men också om kostnader.

Per Norberg ser att det på senare år har skett en tydlig omsvängning hos Svenska kraftnät när det gäller viljan att ta till sig nya lösningar. Och det behövs, för nu är man tillbaka ”i den situation vi hade historiskt men samtidigt glömt bort bristande nätkapacitet”.

Under årens lopp har både Vattenfall Eldistribution och Ellevio haft högtemperaturledningsprojekt ute i fält. Syftet har inte varit att ta hand om stora bestående lastöverföringar men att fungera som en buffert vid uppkomna akuta effektbehov.

En standard högtemperaturlina kan tåla temperaturer på uppåt 150 grader. Hur mycket extra effekt det kan ge i elnätet beror på en rad olika faktorer. Det som begränsar lastpådraget är ofta nedhänget.

Metall utvidgar sig i värme och ju mer ström och varmare väder ju lägre häng får linan. Ju högre temperatur en lina ska klara av utan att bli för ”slapp”, ju mer sofistikerade materialkombinationer och dyra produktionsmetoder krävs.

– Ska man byta ut en befintlig luftledning mot en högtemperaturlina så måste man hitta legeringar med samma vikt som den som redan hänger där, om linan inte ska töja sig när lastöverföringen ökar, säger Per Norberg.

Ellevio har tittat på fler fall där högtemperaturlinor hade kunnat passa in i elnätet men där kostnaden har blivit för stor. I andra vågskålen ligger hur viktiga kapacitetsskälen är, menar Per Bengtsson. Här spelar också tidsaspekten in, om koncessionsprocessen drar ut på tiden.

– En aspekt är också att värmen ökar energiförlusterna. Å andra sidan: om linan är en reserv så blir utnyttjningstiden på förlusterna inte så lång, säger Per Bengtsson.

Vindens avkylning
I teorin finns det mycket man kan hitta på för att kortsiktigt höja effekten på vissa avsnitt, menar Per Bengtsson, men i verkligheten begränsas möjligheterna snabbt. Per Norberg håller med. Det gäller att hålla kollen på följdeffekterna så man inte hamnar i ett bakvatten av dåliga beslut.

Har man ett reservbehov för kortare stunder då är högtemperaturlinor en genial lösning, tycker Per Norberg, men det handlar vilka marginaler man har.

– När det gäller vindkraftsanslutningar så blåser det ju även på sommaren, vilket då ger problem, men där har Vattenfall istället satsat på forskning runt hur mycket man kan anta att det blåser runt kraftledningen när vindkraften producerar, berättar Per Norberg.

– Just vindens avkylande effekt på en kraftledning har enorm påverkan på vilken temperatur linan får. Detta ligger bakom systemen för så kallade DLR-tekniker, Dynamic Line Rating.

Ju högre ju bättre
– Fungerar inget annat så kan man ju höja stolparna. Då kan du köra hårdare och tillåta ett djupare spann, säger Per Norberg och Per Bengtsson håller med:

– Vi har höjt stolparna i några sektorer som hade alldeles för trång kapacitet. Då behövde vi inte byta lina för att kunna köra högre effekt och avståndet till marken är det samma som förut fast linan har töjt sig och blivit längre, säger Per Bengtsson.

– Du kan också sätta in fler stolpar så avståndet mellan stolparna blir kortare. Då reduceras också nedhänget, och du kan öka kapaciteten.

Morten Valestrand och Mats Olin

—–

Ny handbok: En ny internationell teknisk handbok om högtemperaturlinor utges 2019 av CIGRÉ, International Council on Large Electric Systems. Per Norberg från Vattenfall Eldistribution är medlem i CIGRÉ:s svenska Nationalkommitté, sitter i den internationella kommittén för kraftledningar och är medarbetare i färdigställandet av CIGRÉ:s handbok.

Högtemperaturlinor: Historiskt har elnätsföretag använt koppar och järn som ledare i linor för elöverföring. Koppar kan emellertid inte användas när linans temperatur överstiger 70–80 grader. Om det görs blir nedhänget bestående. Aluminium är en bra ledare och tål också värme bättre men har sämre hållfasthet. Lösningen har varit en ståltrådsförstärkt aluminiumlina, FeAl-linan. De flesta högströmslinor är idag legeringar av olika slag. Vattenfall och Ellevio har använt TACSR-linor, Thermal-resistant Aluminum-alloy Conductor, Steel Reinforced (förstärkt). Linan klarar 150 grader och är förmodligen den mest prisvärda, enligt Per Norberg. ACCC-linan, Aluminum Conductor Composite Core, har en kärna av komposit och klarar minst 180 grader men är också dyrare. (Observera den amerikanska stavningen av aluminium som skiljer sig från europeisk engelska.) Sedan finns ACSS/TW, Aluminum Conductor Steel Supported-Trapezoidal Wire‎ (även kallad Shaped wire Aluminum Conductor Steel Supported), och GZTASCR som står för Thermal Resistant Aluminum Conductors Steel Reinforced with GAP. GZTASCR tål 210 grader men har ett högt pris. ACSS-linan, Aluminum Conductor Steel Supported, har en kärna av specialstål och klarar 250 grader, men den kostar också en hel del att tillverka.