Elektrisk Storebæltsforbindelse. Teknik og anlægsøkonomi. Bilagsrapport 2005

Transkript

1 Elektrisk Storebæltsforbindelse Teknik og anlægsøkonomi Bilagsrapport 2005 Rapport nr Rev. dato

2 Indhold 1. Introduktion 1.1. Indhold og konklusioner 1.2. Forudsætninger 2. Teknologi for HVDC konvertere 2.1. Konvertertyper 2.2. Reaktiv effekt 2.3. AC-filtre 2.4. Krav til AC-system 2.5. Kommuteringsfejl 2.6. Mulighed for systemtjenester 2.7. Start fra dødt net 2.8. Elektriske tab 2.9. Fysisk areal Korttidsbelastning Sammenligning af konverterteknologier 3. Kabler til HVDC anlæg 3.1. Kabeltyper til konventionel HVDC 3.2. Kabelforlægning og kompasmisvisning 3.3. Udlægning og beskyttelse af kablerne 3.4. Krav til kablerne til konventionel HVDC og VSC HVDC 4. Konfigurationer og udbygningsmuligheder 4.1. Konventionel HVDC. Monopol med returleder 4.2. Konventionel HVDC. Bipol med returleder 4.3. VSC HVDC. Udbygning 5. Undersøgte alternativer for Storebælt 6. Teknisk sammenligning af alternativer 6.1. Tilgængelighed 6.2. Kortslutningsforhold 6.3. Spændingsregulering 6.4. Indfødning fra flere HVDC forbindelser 6.5. Fysisk areal i stationer 7. Økonomisk sammenligning af alternativer 7.1. Etableringsomkostninger 7.2. Omkostninger til elektriske tab 7.3. Omkostninger til drift og vedligehold 8. Kommercielle forhold 8.1. Tidsplaner for alternativer 8.2. Leverandører

3 9. Netforstærkninger 9.1. Netforstærkninger i Vestdanmark 9.2. Netforstærkninger i Østdanmark 1. Introduktion Regeringens Økonomiudvalg har i forbindelse med udarbejdelsen af Energistrategi 2025 forhåndsgodkendt en 600 MW jævnstrømsforbindelse til en investering på ca. 1,2 mia. kr. Regeringen anbefaler, at Energinet.dk indleder projektering af en elektrisk Storebæltsforbindelse med henblik på idriftsættelse i På denne baggrund har Energinet.dk initieret et forprojekt om en Storebæltsforbindelse 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 MW forbindelse. Denne rapport præsenterer resultaterne af arbejdet i delprojektet "Teknik og anlægsøkonomi" og beskriver tekniske og økonomiske fordele og ulemper ved alternativer med forskellig teknologi og overføringskapacitet Indhold og konklusioner Delrapporten sammenligner tekniske og økonomiske forhold for forskellige alternativer med en jævnstrøms-(hvdc)-forbindelse over Storebælt. Der beskrives alternativer med forskellig overføringskapacitet og forskellig teknologi samt med et eller flere parallelkoblede systemer. I afsnittene 2, 3 og 4 beskrives de generelle egenskaber for forskellige HVDCog kabelteknologier, og i afsnittene 5, 6 og 7 beskrives de aktuelle forhold for Storebælt. I afsnit 9 beskrives de netforstærkninger, der vurderes at være behov for øst og vest 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 på Storebælt. 3. Ordrer på konvertere, kabler m.v. kan afgives i slutningen af 2006, hvis ikke der opstår forsinkelser som følge af myndighedsbehandlingen.

4 4. En forbindelse med HVDC Light kan tidligst være i drift i slutningen af En forbindelse med konventionel HVDC kan tidligst være i drift i slutningen af Kabelmarkedet er i øjeblikket præget af mange og store ordrer, og der er mange forbindelser, der er under planlægning, hvilket kan påvirke både pris og leveringstid kraftigt. Hvis administrationen får frihedsgrader med hensyn til idriftsættelsestidspunkt f.eks. til 2010, vil det give en væsentlig forbedret forhandlingsposition over for kabelleverandørerne. 7. Tidsplanen forudsætter et planlagt forløb med kabeludlægning i sommerperioden, og mindre forsinkelser i f.eks. myndighedsgodkendelser kan betyde, at tidsplanen rykkes flere måneder. 8. For en 600 MW forbindelse er der ikke behov for netforstærkninger, men der kan i atypiske driftssituationer være begrænsninger. For Østdanmark er omkostningerne skønnet til ca. 5 mio. kr. pr. år. For Vestdanmark er omkostningerne ikke kvantificeret. 9. Der er behov for betydelige netforstærkninger hvis Storebæltsforbindelsen har en overføringskapacitet på 800 eller 1.200MW Forudsætninger I en tidligere rapporter er beskrevet et alternativ, hvor nettilslutningen på Sjælland sker ved Asnæs. Der er i denne rapport set bort fra dette alternativ, så der ses udelukkende på en Storebæltsforbindelse, der på Fyn tilsluttes den eksisterende 400 kv-station i Fraugde, og på Sjælland etableres en ny 400 kvstation ved Herslev under den eksisterende tosystems 400 kv-ledning. Det endelige ledningstracé er ikke fastlagt, men der regnes med et søkabel på 30 km og et landkabel på 26 km. Det forudsættes, at kun det ene 400 kv-system tilsluttes i den nye AC-station i Herslev. I henhold til tidligere aftaler er det forudsat, at der af hensyn til risikoen for korrosion af gasrør mv. ikke anvendes HVDC-anlæg med permanent returstrøm i jorden. Til konventionelle HVDC-anlæg skal der derfor etableres metallisk returleder. Ved kapitalisering forudsættes idriftsættelse i 2009 samt 30-års-levetid.

5 2. Teknologi for HVDC-konvertere Der findes på markedet to forskellige konverterteknologier til konvertering fra vekselstrøm (AC) til jævnstrøm (DC) og omvendt, som vil være relevante for en HVDC-forbindelse (High Voltage Direct Current) over Storebælt. Det er henholdsvis konventionel HVDC, der anvender tyristorventiler, og en nyere teknik der anvender IGBT-ventiler (Insulated Gate Bipolar Transistors). Den nye teknik betegnes VSC HVDC (Voltage Sourced Converters) Konvertertyper I det følende beskrives de vigtigste forhold ved de to konvertertyper konventionel HVDC og VSC HVDC. Konventionel HVDC Konventionel 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 strømmen igennem ventilen bliver nul, hvilket sker i takt med netfrekvensen (50 Hz) 50 gange i sekundet. Når en tyristorventil lukker, skal dens strøm overføres til en tyristorventil i det næste konverterben. Man siger, at strømmen kommuterer fra en ventil til den næste. Betegnelsen LCC-konverter angiver, at kommutering af strømmen mellem ventilerne styres af AC-netspændingen. Derfor kan en konventionel HVDC-forbindelse kun fungere, hvis den tilsluttes et AC-net, der i forvejen er spændingssat og har en relativ stor kortslutningseffekt. En variant af konventionel HVDC, der anvender CCC-konvertere (Capacitor Commutated Converter), kan tilsluttes svage AC-net med lavt kortslutningsniveau, men er ikke medtaget separat i rapporten, da det vurderes, at denne variant er rimeligt dækket af beskrivelsen af konventionelle HVDC og i øvrigt ikke anses for særlig relevant til Storebælt. VSC HVDC VSC HVDC, der er den nyeste HVDC-teknik, benytter IGBT-ventiler. Denne ventiltype kan både åbne og lukke med eksterne kontrolsignaler uafhængig af, om strømmen igennem ventilerne er nul eller ej. VSC HVDC har andre egenskaber end konventionel HVDC. En VSC-konverter er selv-kommuterende og behøver ikke en AC-netspænding for at kunne fungere. En VSC-konverter, med spænding på DC-siden kan derfor spændingssætte et ellers dødt AC net Reaktiv effekt Konventionel HVDC For konventionel HVDC med LCC-konvertere vil der altid være en faseforskydning mellem netspænding og -strøm på AC-siden af konverterne. Dette

6 betyder, at konverterne vil forbruge reaktiv effekt både som ensretter (AC/DCkonvertering) og som vekselretter (DC/AC-konvertering). En konverters reaktive forbrug vil være af størrelsesordenen 35 % til 50 % af den overførte effekt. Da det reaktive effektforbrug påvirker netspændingen, er der behov for at kompensere det reaktive effektforbrug eksempelvis med shuntkondensatorer. VSC HVDC En VSC-konverter kan som nævnt generere en AC-spænding, hvis der er en spænding på DC-siden af konverteren, deraf betegnelsen Voltage Sourced Converter. Ved at styre den spænding, som VSC-konverteren genererer, kan konverteren inden for sin rating optage eller afgive reaktiv effekt fra/til ACnettet. Uden forsyning fra DC-siden kan en VSC-konverter naturligvis ikke generere aktiv effekt, men derimod kan den udnytte sin fulde effekt til at optage/afgive reaktiv effekt. En VSC konverter kan derfor operere som en STATCOM (Static Synchronous Compensator) til dynamisk reaktiv effektregulering. Denne dynamiske regulering kan ske helt uafhængigt i de to ender af HVDC-forbindelsen. Til styring af IGBT-ventilerne benyttes typisk pulsbredde modulation PWM (Puls Width Modulation), hvor der inden for en 50 Hz perioden genereres mange firkantpulser med varierende bredde. Dette giver i udgangsspændingen en 50 Hz grundtone med et højfrekvent overtoneindhold, der kan filtreres med forholdsvis små AC-filtre AC-filtre AC-filter benyttes til formindskelse af spændingsforvrængningen på grund af overtoner fra HVDC-konverterne. Overtoner i AC-net er uønskede, da de kan forårsage telefonforstyrrelser, høje varmetab samt overophedning af udstyr og maskiner samt resonansfænomener med overspændinger og overstrømme i AC-nettene til følge. Overtoneindhold for de to konvertertyper er forskellige, hvorfor AC-filterbehovene også er forskellige. Konventionel HVDC LCC-konvertere genererer overtoner (11., 13., 23. etc.), der er forholdsvis lavfrekvente og derfor har et højt energi-indhold. For at forhindre at overtoner spredes ud i AC-nettene med uønskede påvirkninger til følge, installeres ACfiltre, der typisk er afstemt til at fjerne 11. og 13. overtone suppleret med højpas AC-filtre til at fjerne de højere overtoner. AC-filtrene benyttes samtidig til reaktiv effekt kompensering. Da LCC-konverternes reaktive effektforbrug og generering af overtoner afhænger af den overførte aktive effekt, skal AC-

7 filtrene kunne kobles ud og ind som funktion af den overførte aktive effekt. ACfiltrene skal derfor tilsluttes med koblingsudstyr. Kobling med filtre giver anledning til spændingsspring. I vest anvendes normalt ikke filtre større end ca. 65 Mvar. I forbindelse med KONTEK findes filtre op til ca. 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 Mvar kan accepteres. Konti-Skan og Skagerrak er opbygget med separate felter til filtrene, hvorimod KONTEK er opbygget med konverter og filtre på en separat samleskinne. De to løsninger giver forskellige egenskaber med hensyn til fleksibilitet og risiko for overspændinger. VSC HVDC En VSC-konverter, der styres ved pulsbredde modulation (PWM), genererer højfrekvente overtoner. Typisk er PWM skiftefrekvensen fra til Hz, hvor overtoneindholdet optræder som et multiplum af skiftefrekvensen. Da overtonerne er højfrekvente, er energi-indholdet forholdsvist lavt og AC-filtrene tilsvarende mindre. Endvidere behøver AC-filtrene ikke at være kobbelbare, da de ikke samtidig skal benyttes til reaktiv kompensering Krav til AC-system AC-net, hvortil HVDC-forbindelser tilsluttes, skal opfylde visse krav for at minimere interaktion mellem AC-systemerne og HVDC-forbindelsen, og for at drift af det samlede AC- og HVDC-system er stabilt under specificerede driftsog fejlforhold. Konventionel HVDC For tilfredsstillende drift af en konventionel HVDC-forbindelse skal AC-systemet skal have en passende kortslutningseffekt (lille netimpedans) i forhold til HVDCtransmissionskapaciteten. Forholdet mellem kortslutningseffekten i tilslutningspunktet og HVDC-transmissionskapaciteten betegnes SCR (Short Circuit Ration). SCR benyttes til at klassificere AC/DC-systemet. SCR = (AC-systemets kortslutningseffekt)/(hvdc-forbindelsensoverføringsevne). Høj SCR SCR > 3 Lav SCR 2 < SCR<3 Meget lav SCR SCR<2 Tabel 1 Klassificering med hensyn til kortslutningsforhold, SCR (CIGRÈ). Vigtige forhold med hensyn til AC/HVDC-interaktioner er AC-nettets spændingsstabilitet, transiente overspændinger, resonans samt genstart af HVDC-forbindelsen (recovery) efter AC-fejl. Med hensyn til HVDC-genstart efter

8 netfejl har kontrolsystemet større betydning for genstart af en HVDCforbindelsen end AC-netforholdene. VSC HVDC VSC-konvertere stiller ikke krav til SCR. En VSC kan, som tidligere nævnt, spændingssætte et ellers dødt net Kommuteringsfejl Kommuteringsfejl, 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 HVDC Kommuteringsfejl opstår, hvis strømme i en tyristorventil ikke kommuterer over i den næste tyristorventil. Derved opstår der en kortslutning på DC-siden, når den anden tyristorventil i den samme konvertergren lukkes, hvilket giver et kortvarigt stop i HVDC-effektoverførslen. Kommuteringsfejl er normalt kun forbigående, og en HVDC-forbindelse designes derfor til at genoptage effekttransmissionen uden konsekvenser for det samlede elsystem. Kommuteringsfejl opstår ved dyk i AC-spænding eksempelvis på grund af lynnedslag i en luftledning. Et spændingsdyk på mellem 10 % og 15 % vil normalt give kommuteringsfejl. Hvis en blivende netfejl giver anledning til flere kommuteringsfejl efter hinanden, vil HVDC-forbindelsen blive udkoblet af HVDC-beskyttelsen. Kommuteringsfejl som følge af netfejl og netforstyrrelser forekommer kun ved forstyrrelser i vekselretterenden (import). En kommuteringsfejl giver en forstyrrelse på AC-nettet, der eventuelt kan medføre kommuteringsfejl på en anden HVDC-forbindelse. VSC HVDC Kommuteringsfejl kan ikke forekomme i VSC-HVDC-forbindelser på grund af netfejl eller netforstyrrelser, fordi VSC-konvertere er selvkommuterende. Kommuteringsfejl kan kun opstå ved fejl i ventilkontrollen Mulighed for systemydelser I Østdanmark skal elsystemet overholde Nordels regler for systemtjenester. I Vestdanmark skal elsystemet overholder UCTEs regler for systemtjenester. Aktive effektreserver kan deles op i kategorier afhængig af, hvor hurtigt de skal kunne aktiveres: eksempelvis opdeler UCTE i primære, sekundære og tertiære effektreserver.

9 Aktive effektreserver Med en Storebæltsforbindelse vil det, både med konventionel HVDC og med VSC HVDC, være muligt at dele aktive effektreserver mellem Øst- og Vestdanmark i den udstrækning, der er kapacitet til rådighed på forbindelsen. Reaktive effektreserver Reaktive effektreserver skal sikre spændingsstabilitet ved fejl, og at ACnetspændingen holdes inden for driftsgrænserne, når belastning af AC-nettene ændrer sig. Reaktiv effekt kan overføres på en AC-forbindelse, men ikke på en DC-forbindelse. En Storebæltsforbindelse kan derfor kun bidrage med reaktiv effektreserve, hvis den udføres med VSC HVDC, idet VSC-konvertere som tidligere nævnt i sig selv kan generere reaktiv effekt. Generelt skal transport af reaktiv effekt i AC-net begrænses mest muligt. Reaktive effektreserver skal derfor være til rådighed så tæt som muligt på de steder, hvor der er brug for dem. Reaktiv effektreserve fra en Storebæltsforbindelse med VSC-konvertere kan tillægges selvstændig værdi, hvis der er behov for reaktiv effekt i nærheden af stationerne (Fraugde og Herslev). Det vurderes, at der ikke er stort behov for aktiv spændingsregulering i Fraugde eller Herslev Start fra dødt net Ved start fra dødt net skal en enhed ved egen kraft være i stand til at gå i drift og levere spænding og effekt til et ellers spændingsløst net. Da kun en VSC-konverter kan fungere op imod et dødt net, vil en Storebæltsforbindelse med denne teknik kunne yde start fra dødt net, hvis enten Øst- eller Vestdanmark kommer ud for et blackout. Ved samtidig blackout på begge sider kan en Storebæltsforbindelse ikke hjælpe, før en af siderne er på spænding igen. Da Øst- og Vestdanmark ikke sammenkobles med AC-forbindelser, er det dog højst usandsynligt, at begge sider får blackout samtidigt. Konventionel HVDC til start fra dødt net vil kræve ekstra udstyr i konverterstationerne i form af synkronkompensatorer med tilhørende startudstyr. Det vurderes, at denne løsning ikke er økonomisk attraktiv for Storebælt Elektriske tab De primære bidrag til elektrisk tab kommer fra AC/DC-konverteringstab i ventilerne og fra transmissionstab i DC-kablerne, hertil kommer tab i konvertertransformerne og i AC-filtrene samt hjælpekraft. De elektrisk tab i HVDC-konverterne er strømvarmetab på grund af elektrisk modstand i strømkredsene og skiftetab, der opstår i ventilerne, når de åbner og lukker. Konventionel HVDC Tyristorventiler i konvertere til konventionel HVDC åbner og lukker ved lav frekvens, og ventilen åbner kun, hver gang strømmen igennem ventilerne er nul. Skiftetab i tyristorventiler er derfor ubetydelige.

10 Fuldlasttabene i en konventionelle HVDC-konvertere er forholdsvis små, ca. 0,75 %, og består hovedsageligt af strømvarmetab i tyristorventilerne og hovedstrømkredsene. VSC HVDC Skiftetab i IGBT-ventiler i VSC-konvertere er betydelige på grund af flere forhold. For det første åbnes IGBT-ventilerne, når der går strøm i dem, hvilket giver tab. For det andet åbner og lukker IGBT-ventilerne ved en høj frekvens ( Hz). For det tredje indeholder IGBT-ventiler flere halvlederelementer end tyristorventiler, da IGBTer har lavere strøm- og spændingsratings end tyristorer. Hertil kommer strømvarmetab i hovedkredsen. Disse forhold betyder, at de samlede VSC-konvertertab er ca. dobbelt så høje som for konventionelle HVDC-konvertere. Tabene er ca. 1,65 % per VSC-konverter Fysisk areal Arealbehovet for en VSC-konverter inklusive hjælpeudstyr er væsentligt mindre end for en LCC-konverter til konventionel HVDC. Dette skyldes primært, at der til VSC ikke er behov for store kobbelbare AC-filtre, der inklusive koblingsudstyr fysisk fylder meget, men kun for fast tilsluttede små AC-filtre. Det samlede arealbehov for en 600 MW konverterstation til konventionel HVDC er ca m². Det samlede arealbehov for en 600 MW konverterstation til VSC HVDC er ca m² Korttidsbelastning I forbindelse med anvendelse af systemtjenester/reserver kan det have betydning, i hvilken udstrækning det er muligt kortvarigt (f.eks. 15 minutter) at øge overføringskapaciteten på forbindelsen. Der er normalt mulighed for at øge strømmen i kablerne kortvarigt, men den aktuelle mulighed er afhængig af den forudgående belastning og af temperaturen i jorden omkring kablerne. Kablerne forventes udstyret med onlinetemperaturovervågning, hvorved det er muligt hele tiden at estimere den mulige belastning i f.eks. 15 minutter, 1 time eller længere. Konventionel HVDC Konventionelle HVDC-konvertere dimensioneres til at kunne overføre nominel effekt under angivne temperaturforhold, f.eks. lufttemperatur på 30 C og med kun det ene af to kølesystemer i drift. Det betyder, at der i langt den største del af tiden er mulighed for at øge overføringskapaciteten ud over nominel effekt. Eksempelvis har Konti-Skan 2 en nominel effekt på 300 MW, men kan under langt de fleste forhold køre op til 360 MW og kortvarigt op til 426 MW.

11 Skagerrak 3 har en nominel effekt på 440 MW, men kører normalt med 500 MW. Som hovedregel kan der regnes med, at overføringskapaciteten for en konventionel HVDC-forbindelse kan øges med mindst 20 % i forhold til nominel effekt i 15 minutter. Ved designet kan der tages højde for specielle ønsker til korttidsbelastning. VSC HVDC For VSC-konvertere er det strømmen i IGBTerne, der sætter grænsen for effekten, og ved nominel effekt udnyttes IGBTerne maksimalt, så selv meget kortvarigt er der ingen mulighed for at øge overføringskapaciteten Forbedret overgang til blok-ø-drift Erfaringsmæssigt er der en betydelig risiko for, at overgang til blok-ø-drift for de store centrale kraftværker ikke lykkes i forbindelse med store driftsforstyrrelser. ABB har angivet, at styringen af en VSC-VDC-forbindelse kan indrettes på en måde, så det øger chancen for vellykket overgang til blok-ø-drift for f.eks. Asnæsværket ved at aftage overskudseffekten under nedkøring. En konventionel HVDC kan formodentlig styres på tilsvarende måde Sammenligning af konverter teknologier Nedenstående tabeller giver en oversigt over de vigtigste forhold ved de to teknologityper. Konventionel HVDC VSC HVDC Effekt 400/600/800 MW Maks. 550 MW DC-spænding, kv 400/450 (monopol) +/-150 (bipol) Ventiler Tyristorer IGBT (transistorer) Reaktiv effekt, Mvar ca % af aktiv effekt Kan reguleres uafhængigt af aktiv effekt inden for MVA-grænsen Transmissionstab 1,7-2,1 3,6-4,1 (konverter plus kabler) Stationsareal, m 2 Ca Ca Leveringstid, måneder *) ABBs standard effektstørrelser. Tabel 2 Vigtigste egenskaber for to HVDC-teknologier.

12 Konventionel HVDC Fordele - Kendt teknik med betydelig driftserfaring. - 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 (specielle DC-kabler). - Minimumeffekt på mindst 3 % af nominel effekt. HVDC VSC - Ingen kommuteringsfejl. - Kan yde dynamisk reaktiv effektregulering. - Ingen krav til kortslutningsniveau. - Kan spændingssætte et dødt net. - Almindelig transformer. - Ingen spændingsreversering (polymerkabler) - Ingen minimumeffekt. - Ny teknik med begrænset driftserfaringer. - Transmissionstab ca. 4 %. - Ikke mulighed for øget effekt i kort tid. Tabel 3 Fordele og ulemper ved HVDC-teknologier. 3. Kabler til HVDC-anlæg Baggrunden for denne fremstilling af forhold ved kabler til en DC-Storebæltsforbindelse er: - Notat ELT Afrapportering fra Kabelgruppen; Møder med Nexans, ABB, Pirelli og NKT i forbindelse med ilandføringskabler til vindmølleparkerne Horns Rev B og Rødsand 2; Efterår Gennemført udbud for nye søkabler til KONTEK-forbindelsen som erstatning for det eksisterende fladkabel fra NKT; 2004/ Kabeltyper til konventionel HVDC Der findes to overordnede kabeltyper for kabler til højspændt jævnstrøm (HVDC): - Olie-papirisolerede kabler - PE-isolerede kabler. Olie-papirisolerede kabler De olie-papirisolerede kabler er den velkendte og indtil videre eneste anvendte kabeltype for konventionel HVDC. Papirisolationen er imprægneret med olie. Olie-papirisolerede kabler kan igen opdeles i forskellige typer. I massekabler er der ingen tyndflydende olie til stede. Olien er udelukkende tiltænkt opgaven som isoleringsmiddel. I andre olie/papirisolerede kabler anvendes olien også som kølemiddel.

13 Ved kabelfejl vil der i olie/papirisolerede kabler kunne ske olieudslip. Olieudslip fra massekabler vil være yderst begrænset, da olien er mere eller mindre bundet i papiret. I kabler med tyndflydende olie kan der være betydelige olieudslip. Til kabler med tyndflydende olie er der desuden behov for olietrykstationer på strækningen. Af miljøhensyn vil massekabler være at foretrække. Til konventionel HVDC er massekabler det mest udbredte. NKT har i en årrække som noget unikt produceret de såkaldte fladkabler, som er et oliefyldt kabel. Produktionen af fladkabler er dog ophørt permanent, idet NKT har valgt at stoppe produktionen. PE-isolerede kabler Højspændingskabler til vekselstrøm (AC-kabler) udføres i dag normalt med tværbunden polyethylen (PEX). Der er ingen olie i kablerne, som kan forurene naturen i tilfælde af fejl. PEX-isolationen har ud over gode elektriske egenskaber også gode termiske egenskaber (bortleder varmen godt og kan holde til højere driftstemperaturer). Det er et mål at kunne anvende lignende isolationsmateriale til DC-kabler, idet de samtidigt forventes at være billigere at fremstille. Der findes PE-kabler til konventionel HVDC, som er typetestede, men de er endnu ikke taget i anvendelse i større anlæg. De eneste HVDC-kabler, der er gennemprøvede og velkendte, er olie/papirisolerede kabler. Til VSC HVDC anvendes hovedsageligt PE-kabler Kabelforlægning og kompasmisvisning Det forudsættes, at der skal anvendes metallisk returleder blandt andet for at mindske korrosionsproblemer på gasrør og lignende i Storebælt. Anvendelse af metallisk returleder vil også mindske kompasmisvisningen væsentligt. Forudsættes ét HVDC-kabel med returleder, skal HVDC-kablet og returlederen ligge tæt sammen, hvis kompasmisvisning helt skal undgås. Ved at lægge kablerne tæt sammen, udkompenseres magnetfelterne stort set. Nedlægges kablerne med en vis afstand (f.eks. 250 m), vil der optræde et magnetfelt over kablerne, som kan påvirke en kompasnål over kablerne. Udlægningen af kablerne kan foregå samtidigt, så de to kabler udlægges i én arbejdproces, hvor HVDC-kabel og returkabel mest hensigtsmæssigt tapes sammen. Det er også muligt at levere et kabel, hvor HVDC-kabel og returkabel er bundet sammen fra fabrikken eller et kabel, hvor returkablet er inkluderet i kablets konstruktion. Udlægges to HVDC-kabler med kun én returleder (bipol), bør de to HVDC-kabler udlægges med så stor en afstand, at risikoen for beskadigelse af begge kabler minimeres. Der kan f.eks. være en afstand på 500 m mellem kablerne med

14 returkablet liggende mellem de to højspændingskabler. Dette kræver udlægning ad tre gange. Der vil i sådan en nedlægningskonfiguration ikke være total udkompensering af magnetfelterne fra kablerne. Det vurderes ikke at have den store praktiske betydning, men det skal afklares med Søfartsmyndighederne Udlægning og beskyttelse af kabler på havbunden Ud over købet af kablet ved en leverandør er selve udlægningen af kablet en meget central arbejdsgang, der kræver stor opmærksomhed. Det anvendte materiel er tungt og kraftfuldt, hvorfor der under udlægningen er risiko for skader på kablerne, som enten kan forsinke idriftsættelsen af kablet betydeligt eller resultere i dyre kabelreparationer efter et antal års drift. (Reparationen af KONTEK-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 en tvist om, hvem der har ansvaret for eventuelle skader. Det kan dog også medføre lavere priser, idet byderen ikke behøver at indregne en margen til en ukendt udgift i sit tilbud til leje af kabelskib en omkostning der kan være betydelig, idet kapaciteten af kabelskibe i den størrelse, som er nødvendig til de store HVDC-kabler, er begrænset. For at mindske kabelleverandørernes usikkerhed og dermed opnå lavere priser bør der foretages havbundsundersøgelser forud for udbud af søkablerne. Når kablet er udlagt, er det meget væsentligt, at kablet med det samme beskyttes fra udefrakommende påvirkninger. Dette gøres i danske farvande ved, at kablet anbringes i en rende, der enten på forhånd er gravet i havbunden, eller som laves ved nedspuling af kablet, efter det er udlagt på havbunden. Søkabler markeres med båkeanlæg på land for at reducere risikoen for skader som følge af ankre og fiskeredskaber Krav til kablerne ved konventionel HVDC og VSC HVDC Konventionel HVDC Ved konventionel HVDC styres effektretningen i kablerne ved at skifte polaritet. Kablerne skal således kunne klare at skifte polaritet uden at lide skade på længere sigt. Olie-papirisolerede kabler kan uden problemer anvendes ved hurtige polaritetsskift, mens PE-isolerede kabler har problemer med hurtige polaritetsskift som følge af opbygning af rumladninger i isolationen. I værste

15 fald kan de elektriske feltstyrker i PE-isolerede kabler fordobles ved et hurtigt polaritetsskift, hvilket kan føre til gennemslag. Der er lavet mange undersøgelser om, hvilke tilsætningsstoffer i PE-isolationen der kan afhjælpe problemerne. Flere leverandører har gennemført eller er ved at gennemføre typetest på PE-isolerede DC-kabler til konventionelle HVDCanlæg, herunder også muffer og øvrigt tilbehør. Nexans overvejer, i samarbejde med Statnett, at gennemføre et demonstrationsprojekt, hvor et PE-isoleret kabel fra Nexans anvendes på landdelen af Skagerrakforbindelsen. Resultaterne af dette demonstrationsprojekt er først pålidelige efter et antal års drift. Indtil videre kan PE-isolerede kabler ikke anses for gennemprøvede og velfungerende. Disse kabler er af denne grund ikke en realistisk mulighed for en kommende Storebæltsforbindelse med konventionel HVDC. VSC HVDC I VSC HVDC vendes effektretningen ved at vende strømmen. Da kablerne ikke skifter polaritet, opstår der ikke tilsvarende problemer med anvendelse af PEisolerede kabler som ved konventionelle HVDC-anlæg. Da der kun er én officiel leverandør af HVDC Light-kabler (ABB), og teknologien i øvrigt er forholdsvis ny, er der kun få erfaringer med disse kabler anvendt som søkabler. Kablerne adskiller sig dog ikke væsentligt fra AC PEX-kabler, så det må 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 både konvertere og kabler samlet. 4. Konfigurationer og udbygningsmuligheder 4.1. Konventionel HVDC. Monopol med metallisk returleder Et monopol består af et konverteranlæg i hver ende forbundet med et kabel for høj DC-spænding ( kV) samt et returkabel for relativ lav spænding (10-20 kv). Figur 1 Konventionel HVDC, monopol med metallisk returleder.

16 U d c Storebælt. Teknik og anlægsøkonomi 4.2. Konventionel HVDC. Bipol med metallisk returleder En bipol består af to sæt konvertere i hver ende forbundet med to kabler for høj DC-spænding ( kv) samt et returkabel for kv. Figur 2 Konventionel HVDC, bipol med metallisk returleder. Under normal drift vil der ikke gå nogen strøm i returkablet, men i tilfælde af fejl på en konverter eller på et kabel vil den anden halvdel af bipolen fortsat kunne overføre effekt ved at anvende returkablet. Hvis det kan tillades kortvarigt at bruge jorden som returleder, kan returkablet undværes, men der er i denne undersøgelse set bort fra denne løsning. Et monopol med metallisk returleder kan senere udbygges til en bipol med metallisk 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 i to monopoler med samme overføringskapacitet HVDC VSC. Udbygning En VSC-forbindelse består af en konverter i hver ende forbundet med to polymerkabler beregnet for høj DC-spænding (i øjeblikket maks. 150kV). +(-)I d c + - Figur 3 HVDC Voltage Source Converter. For at øge overføringskapaciteten kan der etableres flere VSC-forbindelser, som er helt uafhængige af hinanden.

17 5. Undersøgte alternativer for Storebælt Der er undersøgt alternativer, hvor den totale overføringskapacitet er ca. 600, 800 og MW. For konventionel HVDC undersøges både løsninger med monopol og bipol. ABB er foreløbig eneste leverandør af VSC HVDC, og disse enheder er i øjeblikket kun udviklet for effekter op til 550 MW. ABB forventer at udvikle VSC HVDC med en højere DC-spænding og dermed højere effekt, men kan endnu ikke oplyse, hvornår denne teknik er til rådighed. ABB anser dog ikke, at en højere DC-spænding vil være en fordel på Storebælt på grund af det relativt korte kabel. De alternativer, der er undersøgt, er angivet i nedenstående tabel. Alternativ Total overføringskapacitet Konventionel HVDC VSC HVDC MW 1 x 550 MW MW 1 x 600 MW MW 2 x 350 MW MW 1 x 800 MW MW 2 x 400 MW 2 x 400 MW MW 2 x 550 MW MW 2 x 600 MW MW 3 x 400 MW Tabel 4 Undersøgte alternativer for Storebælt. De forskellige alternativer indeholder forskelligt antal kabler, og det kan påvirke myndighedsarbejdet, da kablerne skal lægges med en vis afstand for at minimere risikoen for, at flere parallelle HVDC-forbindelser bliver fejlramt ved en enkelt hændelse f.eks. graveskade eller skibsanker. 6. Teknisk sammenligning af alternativer 6.1. Tilgængelighed Både for konventionel HVDC og VSC kan der forventes en tilgængelighed på mindst 98 % for konverterne. Dette dækker både udetid som følge af fejl og planlagt udetid til revision af anlæggene.

18 For søkablerne regnes med en fejlrate på 0,4 fejl/100 km*år og en reparationstid på fire uger. Dette svarer til en udetid på: 0,4 * 30 km/(100 km*år) * 40 år * 28 dage/fejl * 24 timer = timer. Udetid = 3.226/(40*8.760) *100 % = 0,9 %. Ved alternativer med flere parallelle systemer anbringes kablerne med så stor afstand, at der ses bort fra risikoen for samtidig udetid på flere systemer som følge af en enkelt hændelse. For landkabler er fejlhyppigheden større, men reparationstiden væsentligt kortere. Alt i alt har kablerne forholdsvis lille indflydelse på den totale tilgængelighed for forbindelsen. For at minimere risikoen for meget lang udetid ved fejl på enkeltkomponenter bør der indkøbes reserver for de mest kritiske komponenter. For konverterne er det transformerne og glatningsreaktorer (konventionel HVDC). Da de to HVDCkonvertere på hver side af Storebælt bliver ens, og begge er tilsluttet 400 kv AC kan der anvendes fælles reserver. Transformerne udføres som enfasede transformere, så en enkelt transformer kan anvendes som reserve for alle de øvrige Kortslutningsforhold Fraugde For 2006 er minimum kortslutningseffekt S" kmin i tilslutningspunktet på 400 kv i Fraugde (FGD5), jf. Anlægsplan 2003, beregnet til: - Intakt net: S" k = MVA - Mest betydende mangel: S" kmin = MVA. Minimum kortslutningsforhold (SCR min ) i FGD5 er SCR min = 3.082/600 = 5,1 for en 600 MW forbindelse. Herslev Minimum kortslutningseffekten er beregnet til ca MVA svarende til et minimum kortslutningsforhold for en 600 MW forbindelse på 4,7. Både i Fraugde og Herslev er minimum kortslutningseffekten tilstrækkelig til stabil drift af en 600 MW konventionel HVDC-forbindelse Spændingsregulering Det forventes ikke, at der i hverken Fraugde eller Herslev opstår spændingsreguleringsproblemer, da kortslutningsforholdet er forholdsvis højt.

19 6.4. Indfødning fra flere HVDC forbindelser (Multiinfeed) Ved etablering af en Storebæltsforbindelsen vil der i Vestdanmark blive etableret 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 ny Skagerrak pol 4 forbindelse. I Østdanmark vil Storebæltsforbindelsen blive den anden HVDC-forbindelse i elsystemet ud over KONTEK 1, der også på et tidspunkt forventes udbygget med en ekstra pol. Elsystemerne i henholdsvis Øst- og Vestdanmark vil derfor få indfødning fra flere HVDC-systemer, der gensidigt kan påvirke hinanden. Nordels HVDC-analysegruppe konkluderede i 1998, at ingen dimensionerende fejl kan medføre samtidig kommuteringssvigt på alle HVDC-forbindelser samtidigt, men en fortsat udbygning kræver nærmere 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 (Multi Infeed Interaction Factor). MIIF angiver forholdet mellem spændingsændringer mellem to knudepunkter ved 1 % spændingsændring i det ene knudepunkt. MIIF for Tjele (Skagerrak) og Vester Hassing (Konti-Skan) er blevet målt og viser, at der er en forholdsvis tæt kobling mellem disse knudepunkter, men erfaringen viser, at der ikke har været væsentlige problemer. Koblingen til Fraugde vil formentlig være mindre. I detailprojekteringen skal forholdene belyses for begge tilslutningspunkter Fysisk areal i stationer Fraugde I den eksisterende station i Fraugde er der fysisk plads til to poler til konventionel HVDC eller maksimalt tre poler til VSC HVDC. Hvis der bygges en 2 x 400 MW bipol med konventionel HVDC vil, der derfor ikke umiddelbart være mulighed for senere at udbygge yderligere i Fraugde. Dette taler for at anvende konvertere med højere overføringskapacitet. Herslev I 1994 blev forskellige alternative placeringer af den nye station i nærheden af Herslev undersøgt. Der blev planlagt indkøb af et areal, der giver plads for fremtidig udbygning af Storebæltsforbindelsen. Ved at have et ret stort areal er det lettere at opfylde kravene til akustisk støj i naboskel, men besparelserne på anlægssiden afhænger af de støjkrav, der stilles i lokalplanen.

20 7. Økonomisk sammenligning 7.1. Etableringsomkostninger Fortroligt - er derfor udeladt 7.2. Elektriske tab I delprojekt 3 "Nytteværdi" er beregnet de forventede energitransporter over Storebælt for en 600 MW forbindelse, og i figur 4 er vist en normeret varighedskurve samt en kurve svarende til kvadratet på effekten. Varighedekurve, Storebælt 600 MW 1,50 1,00 0,50 Effekt 0, Normere Kvadreret -0,50-1,00-1,50 Tid Figur 4 Normeret varighedskurve for 600 MW Storebæltsforbindelse. Varighedskurven er beregnet under forudsætning af, at hele kapaciteten på 600 MW er stillet til rådighed for markedet. Hvis der reserveres noget til systemtjenester, vil det reducere benyttelses- og tabstiden. På grundlag af varighedskurven beregnes benyttelsestiden (ækvivalente fuldlasttimer), tabstiden (ækvivalente fuldlasttimer der giver samme elektriske tab) samt driftstid (timer hvor der overføres effekt). 600 MW Benyttelsestid, T a Tabstid, T b Driftstid, T d Vest -> Øst h h h Øst -> Vest 240 h 148 h 651 h I alt h h h

21 Tabel 5 Benyttelsestid, tabstid og driftstid for 600 MW Storebæltsforbindelse. I h h = 650 h er der ingen udveksling på SB-forbindelsen. Ved tabsberegningen er det forudsat, at der ikke er elektriske tab i den tid, men der vil være nogle tomgangstab, hvis forbindelsen skal være klar til hurtigt at kunne aktiveres (nødeffekt, systemtjenester). Kapitalisering af transmissionstab Tabene kapitaliseres i henhold til dok.nr v3: Kapitalisering af nettab Installationsår Levetid 30 år, kapitaliseringsfaktor C = 6,78 kkr./mwh. Kapitalisering af belastningstab (Kt) K t = C x T t = 6,78 x = ,78 kkr./mw. Kapitaliserede tomgangstab (K0) K 0 = C x T b = 6,78 x = ,86 kkr./mw. 600 MW konventionel HVDC monopol Fuldlast transmissionstab er 1,7 til 2,1 %, der ved 600 MW giver fuldlast transmissionstab på: Ptab = 10,2-12,6 MW. Nuværdi af belastningstab (NPVb): - NPVb min. = ,78 x 10,2 = 245,6 mio. kr. - NPVb maks. = ,78 x 12,6 = 303,4 mio. kr. Nuværdien af tomgangstabene (NPV0): Tomgangstab sættes til 0,5 %, hvilket giver P0 = 0,3 MW NPV0 = 0,3 x x ,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, ,5 = 352,1 mio. kr. NPV maks. ved 12,6 MW tab er 303, ,5 = 409,9 mio. kr. 550 MW VSC HVDC (HVDC Light) Fuldlast transmissiontabene er 3,6-4,1 %, der ved 550 MW giver fuldlast transmissionstab (Ptab) på: Ptab = 19,8-22,55 MW. Måling af transmissionstab på Tjæreborg HVDC Light (dok.nr ) viser, at tabene 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 er lineært med DC strømmen (P1 = B x Id) og et led, der er kvadratisk med DC strømme (P2 = A x Id²).

22 Til estimering af transmissionstabene for en 550 MW VSC HVDC benyttes samme sammenhæng. Det konstante led (P0) er sat til 25 %, det lineære led (P1) er sat til 10 %, og det kvadratiske led (P2) er sat til 65 % af fuldlast transmissionstabene. Fordeling af fuldlast transmissionstabene på de tre led er vist i nedenstående tabel: Fuldlast 550 MW 550 MW Fuldlasttab 19,8 MW 22,5 MW P2: 65 % 12,87 MW 14,625 MW P1: 10 % 1,98 MW 2,25 MW P0: 25 % 4,95 MW 5,625 MW Tabel 6 Fordeling af fuldlasttab for VSC HVDC. Til kapitalisering af tabene benyttes følgende faktorer: - Det kvadratiske led L2 = ,78 kkr./mw - Det lineære led L1 = C x Ta = 6,78 x = ,36 kkr./mw - Det konstante led L0 = ,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 tab Nutidsværdi af kapitaliserede tab over 30 år: MW konventionel HVDC: mio. kr MW VSC HVDC: mio. kr. Med den forventede effekttransport over Storebælt er nutidsværdien af de kapitaliserede tab for en 550 MW VSC HVDC-forbindelse mio. kr. højere end for en 600 MW konventionel HVDC-forbindelse. Da varighedskurven kun kendes for en overføringskapacitet på 600 MW, er der ikke beregnet kapitaliserede tab for de øvrige alternativer Omkostninger til drift og vedligehold Omkostningerne til drift og vedligehold af konventionel HVDC er skønnet ud fra erfaringer med eksisterende anlæg. Da der ikke er AC-filtre til VSC, skønnes omkostningerne til drift og vedligehold af VSC at være lavere end for konventionel HVDC. ABB angiver, at ved lige-

23 holdelsesomkostningerne kun er 50 % af omkostningerne til et konventionelt HVDC-anlæg, men det vurderes, at dette er for lavt sat. Hvis der er flere parallelle anlæg skønnes omkostningerne til drift og vedligehold for anlæg 2 og 3 at være 80 % af omkostningerne for det første anlæg. De årlige omkostninger til drift og vedligehold for de forskellige alternativer er angivet i nedenstående tabel. Alternativ Konventionel HVDC [mio. kr. pr. år] VSC HVDC [mio. kr. pr. år] 1x600 MW 8,0 7,0 1x800 MW 9,0 7,5 2x400 MW 13,5 10,8 2x600 MW 14,4 12,6 3x400 MW 21,0 16,8 Tabel 7 Årlige omkostninger til drift og vedligehold. 8. Kommercielle forhold 8.1. Tidsplaner for alternativer ABB har oplyst, at leveringstiden fra ordre til idriftsættelse er 19 måneder for HVDC Light (VSC HVDC) og mindst 30 måneder for konventionel HVDC. Hertil skal lægges en prøvedriftsperiode på et par måneder, inden anlægget kan overgå til kommerciel drift. Siemens har oplyst leveringstider på måneder 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 af øvrige ordrer. For kabler til konventionel HVDC har ABB oplyst, at de tidligst kan starte produktionen 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 med udbud af nyt søkabel til KONTEK i efteråret 2004 meddelte både ABB, Nexans og Pirelli (nu Prysmian), at et nyt kabel fomodentlig først ville kunne leveres i Nexans har i efteråret 2005 meddelt, at de ved ordre i 2005 tidligst kan levere i slutningen af Det forventes, at udarbejdelse af udbudsbetingelser samt prækvalificering af tilbudsgivere kan påbegyndes i starten af 2006 og varer ca. 4 måneder. Leverandørerne skal bruge 3-4 måneder til at give tilbud, og hvis kontraktfor-

24 handlinger ikke forsinkes af myndighedsbehandlingen, forventes ordre at kunne afgives inden udgangen af For konventionel HVDC er tidligste idriftsættelsestidspunkt dermed udgangen af Af hensyn til kabelmarkedet kan det eventuelt være en fordel at udskyde idriftsættelsen for at opnå en bedre pris, hvilket skal holdes op mod mistet nytteværdi ved udskydelsen. For HVDC Light (VSC HVDC) er tidligste idriftsættelsestidspunkt udgangen af Tidsplanen forudsætter, at forløbet går som planlagt. Flere af byggeaktiviteterne såvel på land som på havet er årstidsafhængige, så selv mindre forsinkelser af f.eks. myndighedsgodkendelser kan forsinke tidsplanen flere måneder Leverandører HVDC konvertere I øjeblikket er ABB den eneste leverandør, der kan levere VSC HVDC. Det er derfor ikke hensigtsmæssigt alene at udbyde en Storebæltsforbindelse baseret på VSC-teknik. Det anbefales derfor, at udbuddet udformes på en måde, så der kan tilbydes både konventionel HVDC og VSC. Dette kan enten gøres ved at udbyde som konventionel HVDC og så åbne mulighed for, at der som supplement kan tilbydes et alternativ med VSC, eller ved at udbudsbetingelserne formuleres på en måde, så leverandøren frit kan vælge, om der skal tilbydes konventionel eller VSC-teknologi. Hvis der udbydes med mulighed for et alternativ, kræver det, at leverandøren udformer to tilbud, idet der skal foreligge et konditionsmæssigt tilbud på konventionel 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. vil et krav om præcis 600 MW gøre, at ABB ikke kan tilbyde en HVDC Light på 550 MW, som i øjeblikket er deres største standardstørrelse. Reduceret nytteværdi som følge af den mindre effekt skal indgå i vurderingen. Kabler Det kommercielle kabelmarked er traditionelt et turbulent marked, hvor de endelige 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.

25 - Meget kostbare fabrikationsanlæg og specialbyggede transportenheder til de tunge og svært håndterbare kabler såvel til sø- som til landtransport. - Stor følsomhed ved ændringer i kontraktsituationen. Et kontraktbrud kan uden varsel ændre markedet fra at være sælgers til at være købers marked eller omvendt med tilhørende prishop. Kabelmarkedet har været usædvanligt turbulent med selskabsopkøb, selskabssammenlægninger og lukning af fabrikker. I øjeblikket er der få kabelfabrikker, der er i stand til at lave søkabler i forhold til udbuddet af søkabler. Det viser udmeldingen fra leverandørerne i starten af 2005 vedrørende KONTEK, og det bekræftes af leverandørerne (oktober 2005). Kabelpriserne er derfor meget usikre og afhængige af markedssituationen på udbudstidspunktet. Disse forhold er generelle og gælder uanset kabeltype. Dog er kabler til HVDC Light mindre følsomme end kabler til konventionel HVDC, idet der er flere muligheder for at fabrikere kabler til HVDC Light. Erfaringerne fra KONTEK-udbuddet viser, at leveringstiden for 400 kv DC-kabler meget hurtigt kan ændre sig fra ca. et år til tre år. Leveringstidspunktet er altså lige så usikkert som investeringsbehovet ved disse projekter. Generelt vil det være en fordel i forhandlingssituationen, hvis der hurtigt kan indgås kontrakt med kabelleverandøren, men at der er mulighed for fleksibilitet med hensyn til leverings- og idriftsættelsestidspunktet. En anden faktor, der spiller ind, er materialeprisen. I det seneste år er kobberprisen blevet fordoblet, så prisen nu er US$/ton. For søkabler gælder, at en forundersøgelse af bundforholdene kan reducere prisusikkerheden væsentligt, og bør udføres før udbud af søkablerne. Hvis administrationen får frihedsgrader med hensyn til idriftsættelsestidspunkt f.eks. til 2010, vil det give en væsentlig forbedret forhandlingsposition over for kabelleverandørerne og dermed mulighed for en bedre pris, men det skal holdes op imod den mistede nytteværdi ved udskydelse af idriftsættelsen. 9. Netforstærkninger Udbygning af nettet sker efter veldefinerede planlægningskriterier, der beskriver dimensionerende fejl og mangelsituationer samt acceptable konsekvenser. Driften af nettet sker tilsvarende efter veldefinerede kriterier og anvendes blandt andet til vurdering af planlagte udkoblinger af hensyn til revision m.v. 9.1 Netforstærkninger i Vestdanmark Etablering af en Storebæltsforbindelse på 600 MW vil ikke umiddelbart give anledning til netforstærkninger (se særligt afsnit vedrørende 150 kv-forbindelsen Abildskov og Sønderborg) i Jylland og på Fyn dog vil der kunne opstå

26 overbelastning af eksisterende 150 kv- og 400 kv-forbindelser under atypiske driftsforhold, f.eks. ved import til Jylland via Storebæltsforbindelsen og samtidig nordgående transporter mellem Kontinentet og Norden via Skagerrak- og Konti- Skan-forbindelserne. Denne vurdering er givet under forudsætning om, at Horns Rev B havmølleparken nettilsluttes på 400 kv niveau via en ny 400/150 kv-station Blaabjerg tæt på Vestkysten. Horns Rev B og den tilhørende nettilslutning har i høj grad indflydelse på belastningsforholdene af 150 kv-nettet på Vestkysten og dermed i nogen grad indflydelse på udnyttelsen af Storebæltsforbindelsen. Den eksisterende 150 kv-forbindelse mellem Abildskov og Sønderborg (150 kvkablet under Fynshav) giver allerede nu begrænsninger, og problemet forværres ved etablering af Storebæltsforbindelsen. 150 kv-forbindelsen antages udkoblet under normale driftsforhold, hvorfor forbindelsens begrænsende virkning på Storebæltsforbindelsen kan negligeres, og der vil ikke være begrænsninger for udnyttelsen af Storebæltsforbindelsen med den nuværende kapacitet på Tysklandsforbindelsen. 150 kv-forbindelsen Abildskov-Sønderborg har hidtil udgjort reserveforsyningen af Als-området samt i nogen grad reserveforsyningen af Fyn. Med etableringen af Storebæltsforbindelsen vil forsyningssikkerheden på Fyn forbedres, men reserveforsyningen af Als-området forringes ved udkobling af 150 kv-forbindelsen Abildskov-Sønderborg. Dette forhold skal afklares med det regionale transmissionsselskab (N1 A/S), men det er en problemstilling, der bør løses uafhængigt af Storebæltsforbindelsen. Under atypiske driftsforhold som beskrevet ovenfor vil der med normalt forekommende netmangler (ledninger og transformerer) være risiko for overbelastning af 150 kv nettet på Vestkysten samt 400 kv-nettet i Midtjylland på strækningen Kassø-Tjele. For nuværende eksisterer der ikke beregningsresultater for hyppigheden af disse driftssituationer samt deres indflydelse (begrænsende virkning) på udnyttelsen af Storebæltsforbindelsen. Det skal understreges, at der kan forekomme begrænsninger for udnyttelsen af Storebæltsforbindelsen i forbindelse med normalt forekommende revisionsperioder med op til flere samtidige netmangler (ledninger, transformerer samt centrale produktionsenheder). Hvis Storebæltsforbindelsen etableres med en større overføringsevne end de antagne 600 MW, vil dette kunne medføre behov for netforstærkninger i Jylland og på Fyn, hvor indledende undersøgelser indikerer et behov for forstærkning af 150 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 eksisterende transmissionsnet, er færdiggørelsen af den vestlige 400 kv-ring på strækningen Kassø-Idomlund-Tjele, hvor første etape blev påbegyndt ved etableringen af