Rapport. Havmølleprojekt ved Anholt. Nettilslutning og teknologivalg. Offentlig udgave. 27. november 2008 MRA/DGR. Dok.

Rapport Havmølleprojekt ved Anholt Nettilslutning og teknologivalg Offentlig udgave 27. november 2008 MRA/DGR Dok. 40167/10 v1 1/43

Indholdsfortegnelse 1. Indledning 4 1.1 Baggrund 4 1.2 Formål og omfatning 4 2. Analyse af mulige tilslutningspunkter 5 2.1 150 kv-stationer 6 2.1.1 Hornbæk 6 2.1.2 Mesballe 6 2.1.3 Moselund 7 2.1.4 Trige 7 2.1.5 Åstrup 8 2.1.6 Studstrupværket 9 2.2 Sammenfatning og anbefalinger tilslutningspunkter 10 3. Tracé 10 4. Tab i parkens mellemspændingsnet 12 4.1 Vindretning 13 4.2 Placering af vindmølleparken 13 4.2.1 Forslag nummer et 14 4.2.2 Forslag nummer to 15 Samlet omkostning for en og to platforme 16 4.2.3 Alternativ placering af vindmølleparken 17 4.3 Delkonklusion 18 5. AC-ilandføringsalternativer 19 5.1 150 kv AC-kabler 19 5.1.1 Teknisk beskrivelse 19 5.1.2 Redundans 20 5.1.3 Tilgængelighed/driftssikkerhed 20 5.1.4 Fordele/ulemper 21 5.2 Stationsanlæg 150 kv AC-tilslutning 21 5.2.1 Løsning med to offshoreplatforme 21 5.2.2 Løsning med en offshoreplatform 23 5.2.3 Fordele/ulemper ved valgte 150 kv-løsninger 24 5.2.4 Arealkrav 150 kv-løsninger 24 5.2.5 Omkostningsestimat 150 kv-løsninger 25 5.3 220 kv AC-abel 26 5.3.1 Teknisk beskrivelse 26 5.3.2 Tilgængelighed/driftssikkerhed 26 5.3.3 Fordele/ulemper 26 5.4 Stationsanlæg 220 kv AC-tilslutning 27 5.4.1 Løsning med to offshoreplatforme 27 5.4.2 Løsning med en offshoreplatform 28 5.4.3 Fordele/ulemper ved valgte 220 kv-løsninger 29 5.4.4 Arealkrav 220 kv-løsninger 30 5.4.5 Omkostningsestimat 30 5.5 Spændingsvariationer ved udfald 31 5.6 Sammenfatning og anbefalinger 32 6. DC ilandføringsalternativer 32 Dok. 40167/10 v1 2/43

6.1 Generelt om DC-alternativer 32 6.2 VSC-løsninger 33 6.2.1 Tilgængelighed/driftssikkerhed 35 6.2.2 Arealkrav 36 6.2.3 Omkostningsestimat DC VSC 36 6.2.4 Fordele/ulemper 36 6.3 Sammenfatning og anbefaling 38 7. Konklusioner og anbefalinger 38 8. Appendiks 1 - Budgetpriser 40 9. Appendiks 2 Prisdifferencer mellem forskellige parkvarianter 43 Dok. 40167/10 v1 3/43

1. Indledning 1.1 Baggrund Som led i opfølgning på den energipolitiske aftale af 12. februar 2008 skal der etableres en ny havmøllepark med en effekt på 400 MW i farvandet mellem Djursland og Anholt. Havmølleparken skal kunne idriftsættes inden udgangen af 2012. Den valgte lokalitet er beskrevet i rapporten "Fremtidige havmølleplaceringer", april 2007. For at sikre et effektivt projektforløb og maksimal inddragelse af erfaringer fra tidligere havmølleprojekter gennemføres forud for selve anlægsprojektet et forprojekt, som skal fastlægge det optimale, tekniske koncept for nettilslutning af den kommende havmøllepark og opstille forudsætninger for udarbejdelsen af et beslutningsgrundlag. 1.2 Formål og omfatning Af hensyn til ordreafgivelse på projektets hovedkomponenter samt den nødvendige myndighedsbehandling skal forprojektet være gennemført med udgangen af november 2008. Formålet med de udførte undersøgelser er fastlæggelse af den tekniske og samfundsøkonomiske optimale løsning på baggrund af de givne rammer for havmølleprojektet. Den tekniske udredning skal baseres på følgende overordnede fokusområder: - Anlægs- og driftsøkonomi - Rådighed - Sandsynlighed for mulig realisering i henhold til rammebetingelser. Følgende principper for nettilslutning af havmølleparken er undersøgt og evalueret: - 150 kv-vekselstrømsforbindelse - 220 kv-vekselstrømsforbindelse alternativt spændingsniveau - HVDC VSC jævnstrømsforbindelse. Desuden er alle 150 kv- og 400 kv-nettilslutningspunkter omkring Djursland vurderet. Dok. 40167/10 v1 4/43

2. Analyse af mulige tilslutningspunkter I forbindelse med ilandføringen og nettilslutningen af havmølleparken ved Anholt opstilles i de følgende løsningsforslag de umiddelbare fordele og ulemper, som vil være til stede ved de forskellige nettilslutningsmuligheder, hvis systemspændingen vælges til 150 kv AC. Alle 150 kv- og 400 kv-stationer på og omkring Djursland vurderes, så netberegningerne kan koncentreres om de mest oplagte nettilslutningspunkter. Pladsbehovet og tilgængeligheden vurderes på de enkelte stationer, samt den geografiske beliggenhed i forhold til ilandføringen af søkablerne kontra landkablerne. Ligeledes vurderes renoveringsbehovet for det eksisterende net og sammenholdes med de aktuelle planer. Grundforudsætningerne for netberegningerne i de mest oplagte løsningsmodeller skal således ses i sammenhæng med det allerede tilgængelige transmissionsnet, ligesom et kabellagt fremtidigt transmissionsnet. Ud over det, som er nævnt ovenfor, kan øvrige forhold også komme på tale. Nedenfor følger en illustration af det eksisterende transmissionsnet ved Djursland. Figur 2-1 Transmissionsnettet på Djursland. Røde linjer 400 kv, sorte linjer 150 kv, blå linjer 60 kv. Dok. 40167/10 v1 5/43

2.1 150 kv-stationer Følgende 150 kv-stationer vurderes: - Hornbæk - Mesballe - Moselund - Trige - Åstrup - Desuden vurderes en udnyttelse af 150 kv-generatorledningerne på Studstrupværket. 2.1.1 Hornbæk Geografisk set ligger Hornbæk relativt på linje med havmølleparken. Dog vil der ved nettilslutning i Hornbæk formentligt skulle anvendes meget lange søkabler, hvor en fornuftig kompensering af disse bliver vanskeliggjort af kabellængden. Desuden ligger Hornbæk på den "forkerte" side af Randers i forhold til havmølleparken. Der er p.t. ingen 400 kv-transformering, hvilket vil blive nødvendigt for at undgå unødig transport på de to 150 kv-forbindelser henholdsvis til Trige og Katbjerg/Kærbybro/Tinghøj. Ydermere er både 150 kv- og 400 kvforbindelsen mellem Hornbæk og Trige kabellagte med en mindre overføringsevne end luftledningerne til følge. Knudepunktsmæssigt vil stationen være sårbar over for netmangel i længere tid. En forstærkning i 150 kv- og/eller 400 kv-nettet kan derfor komme på tale. Tilstandsmæssigt er stationen renoveret omkring 2003-2004, hvorfor der ikke foreligger aktuelle planer for denne. Fordele: - Der ses ikke umiddelbart nogle fordele ved tilslutning af havmølleparken i station Hornbæk. Ulemper: - Stationens placering og begrænsninger i det eksisterende transmissionsnet. 2.1.2 Mesballe Mesballe ligger på linje med Trige og Åstrup. Formaskningen i transmissionsnettet er hæmmet af, at der kun er én direkte 150 kv-forbindelse til Trige, hvor effekten kan afsættes i det formaskede 150 kv-net og 400 kv-transitlinjerne. Ca. 5,7 km af driftsstrækningen MES-TRI, startende fra Trige, er kabellagt i oktober 2008. Strækningen har herefter fået reduceret overføringsevnen fra 720 A til 600 A. Der skal derfor ske netforstærkninger fra Mesballe mod Trige, ligesom der stadig skal etableres nye kabelforbindelser mellem ilandføringen af søkablerne og Mesballe. Det kan ikke udelukkes, at der opstår risiko for spændingsspring på 150 kvskinnen i Mesballe ved udkobling af havmølleparken på grund af nettets simple formaskning, herunder det minimale kortslutningsniveau på ca. 1.500 MVA. Dok. 40167/10 v1 6/43

Der kan også risikeres utilladelige spændingsvariationer i distributionsnettet under Mesballe som følge af havmøllernes svingende effektproduktion. Løsningen kan være at etablere en SVC. Ellers kan det blive problematisk at koble havmølleparken elektrisk til 150 kv-nettet i Mesballe. En løsning, hvor Mesballe i stedet er en "mellemstation" kan måske etableres, hvor eventuelle reaktorer og koblingsanlæg etableres elektrisk isoleret fra det øvrige 150 kv-net. Det kan dog blive nødvendigt med tilkøb af jord. Tilstandsmæssigt er stationen planlagt ombygget i 2011, hvor stationen forventes ombygget til en 2-bryder station med dobbelt samleskinne. Ligeledes forventes den resterende del af ledningen MES-TRI, som er fra 1967, fornyet i 2011. Fordele: - Ombygningen af stationen kan koordineres tidsmæssigt med etableringen af havmølleparken, så der kan indregnes plads til reaktorer og reaktorfelter m.v., som kan blive nødvendige for det samlede kabelanlæg. Ulemper: - Ved elektrisk nettilslutning i Mesballe kan spændingsvariationer måske risikeres i distributionsnettet, som følge af havmøllernes svingende effektproduktion. En SVC kan løse dette problem. - Manglende overføringsevne i det eksisterende net, hvilket kan lede til yderligere forstærkningsbehov for at kunne klare en eventuel stigning i den fremtidige decentrale produktion på Djursland. - Begrænset kortslutningseffekt. En SVC kan løse dette problem. 2.1.3 Moselund Moselund er etableret som en radialstation med kun én 150 kv-forbindelse til Trige. Der er i dag ingen transitmuligheder, hvorfor en nettilslutning her vil være meget omkostningstung i form af behovet for flere 150 kv-forbindelser til stationen. De samme betragtninger, som angivet i beskrivelsen af Mesballe, vedrørende spændingsspring kan risikeres i det underliggende distributionsnet ved udkobling af havmølleparken. Fordele: - Der ses ikke umiddelbart nogle fordele ved tilslutning af havmølleparken i station Moselund. Ulemper: - Stationens placering samt det eksisterende transmissionsnet. 2.1.4 Trige Trige er en 150 kv-knudepunktsstation med ni 150 kv-forbindelser til øvrige 150 kv-stationer, samt tre generatorledninger fra Studstrupværket. Desuden er der to 400 kv-transitlinjer, samt én 400 kv-generatorledning, ligeledes fra Studstrupværket. Der er én 400/150 kv-transformer, samt én 400 kv-reaktor. Sammenholdt med 150 kv-nettet er der således en virkelig god formaskning i transmissionsnettet tæt på det store forbrugscentrum i Århus. Kortslutningsniveauet er højt, hvilket minimerer risikoen for spændingsspring ved momentan udkob- Dok. 40167/10 v1 7/43

ling af havmølleparken. Spændingsvariationer i de underliggende distributionsnet, som følge af havmøllernes svingende effektproduktion, vil også være minimeret, da distributionsnettene ikke eksisterer direkte under station Trige. Ved nettilslutning direkte i Trige ses der ikke umiddelbart behov for netforstærkning af transmissionslinjerne, hverken på 150 kv-niveau eller 400 kvniveau. Der ses en oplagt mulighed for etablering af en ekstra 400/150 kvtransformer til at føre den ekstra effekt op i 400 kv-nettet. Tilstandsmæssigt er 150 kv-stationen planlagt fornyet i flere etaper, startende i slutningen af 2008. Grundet større omfang end oprindeligt planlagt forventes stationen først færdigrenoveret i slutningen af 2010 eller i starten af 2011. Man skal være opmærksom på fordelen i at etablere nettilslutningen adskilt fra det eksisterende 150 kv-net og direkte op via en ny 400 kv-transformer til 400 kv-nettet. Det giver nogle spændingsmæssige reguleringsmuligheder, som ikke vil være til stede uden en separat transformering. Denne model er tidligere benyttet ved Horns Rev 2. Uanset hvilket AC-spændingsniveau der vælges, kan denne model finde anvendelse. Fordele: - En meget stor grad af formaskning i transmissionsnettet gør denne station velegnet til nettilslutning af havmølleparken. - Meget stor grad af fleksibilitet i den daglige drift, samt i n-1 situationer. - Tæt på et stort forbrugscentrum i Århus. - Minimale spændingsspring ved momentan udkobling af havmølleparken på grund af det store kortslutningsniveau. - Der forventes ingen betydende spændingsvariationer i det omkringliggende distributionsnet. Ulemper: - Den samlede afstand til havmølleparken gør nettilslutningen omkostningstung. 2.1.5 Åstrup Åstrup ligger placeret som den klart tætteste 150 kv-station på en mulig ilandføring af søkablerne fra havmølleparken. Der er mulighed for kompensering af kablerne på stationen. Det kan dog komme på tale, at der skal tilkøbes jord for at få plads til reaktorerne. Elektrisk set er en tilslutning i det eksisterende 150 kv-net i Åstrup uheldigt på grund af den lave kortslutningseffekt i stationen, samt de eksisterende kablers begrænsede overføringsevne. Det kan derfor komme på tale at etablere en SVC i stationen for at reducere spændingsvariationerne som følge af havmøllernes svingende effektproduktion. Den samlede forbindelse mellem Trige og Åstrup skal opgraderes i overføringsevne. Dette kan blandt andet gøres ved at etablere et nyt 150 kv-kabel Trige-Åstrup. Tilstandsmæssigt er stationen fra omkring 2000, og der er således ingen ombygnings- og/eller renoveringsplaner for stationen. Dok. 40167/10 v1 8/43

Fordele: - Kort afstand fra havmølleparken til det nærmeste transmissionsnet. - Der er umiddelbart mulighed for etablering af reaktorer til ilandføringsanlægget i Åstrup. Ulemper: - Der skal etableres et kabel fra Trige til Åstrup da de nuværende kabler ikke kan overføre effekten fra havmølleparken. - Begrænset kortslutningseffekt. - Ved elektrisk nettilslutning i Åstrup kan spændingsvariationer forekomme i distributionsnettet som følge af havmøllernes svingende effektproduktion. En SVC kan dog løse dette problem. - Der er manglende overføringsevne i det eksisterende net, hvilket vil betyde etablering af nye 150 kv-forbindelser videre til Trige, som er det nærmeste 400 kv-knudepunkt. 2.1.6 Studstrupværket Ved nettilslutning på Studstrupværket vil det være nødvendigt at lade en eller to af 150 kv-generatorledningerne til Trige overgå til havmølleparkens nettilslutning i Trige. Det kan blive en politisk beslutning, som skal tages. Det kan stadig ses som en fordel, at ilandføringsanlægget etableres ved Åstrup, hvor kompensering af søkablerne kan foretages. Den videre forbindelse til Studstrupværket vil enten skulle gå forbi Mesballe og ned til Studstrupværket eller ned over Syddjurs kommune og over vandet det sidste stykke til Studstrupværket. Dog skal man være opmærksom på, at brugen af generatorledningerne fra Studstrupværket til Trige kan ende med en kabellægning som led i en større kabellægningssituation. Det kan derfor vise sig som en dyrere løsning end at gå direkte fra Åstrup til Trige over Mesballe. Renoveringsbehovet for 150 kv-generatorledningerne er ukendte. Hvis der tages udgangspunkt i Studstrupværkets 150 kv-generatorledninger, skal der først indgås aftale om brugen af disse. Fordele: - Der er umiddelbart overføringsevne til stede i 150 kv-generatorledningerne fra Studstrup til Trige. - Der er allerede etableret linjefelter i Trige. Ulemper: - Generatorledningerne er ejet af Studstrupværket. - Alt afhængig af tracévalget for ilandføringsanlægget og frem til Studstrupværket kan der blive tale om ekstra kompensering undervejs på strækningen. Dok. 40167/10 v1 9/43

2.2 Sammenfatning og anbefalinger tilslutningspunkter Det indstilles, at nettilslutningen sker i det nærmeste 400 kv-knudepunkt, så effekten kan føres effektivt væk. 400 kv-mæssigt er der to relevante stationer i området, hvoraf den ene, Hornbæk, er tyndt formasket i transmissionsnettet. Tilbage er der station Trige med et solidt 150 kv-net, som forbrugscentrummet i Århus kan aftage en stor del af effekten fra, ligesom der er to 400 kvtransitledninger, som kan transitere den sidste del af effekten væk. Ved en fremtidig kabellægning af 150 kv-nettet skal der således tages hensyn til den ekstra effektindfødning i Trige, som ved en god formaskning i 150 kv-nettet kan aftages i Århusområdet. For at minimere uheldige og/eller ukendte driftssituationer mest muligt og for at optimere den daglige drift af transmissionsnettet, herunder også ved revisionsplanlægning, anbefales det, at nettilslutningen foregår direkte i station Trige. Det anbefales ligeledes at etablere nettilslutningen adskilt fra det eksisterende 150 kv-net og direkte op via en ny 400 kv-transformer til 400 kv-nettet. Fordelene ved det er, at hvis der ikke er noget belastning vil spændingen på 150 kv kablet stige på grund af Ferranti effect, og for at holde spændingen ved acceptable niveau på platformen skal spændingen på land sænkes. Hvis forbindelsen kombineres med det eksisterende 150 kv-net, skal spændingen på det sænkes, det medfører at tabende vil blive større. 3. Tracé På nuværende tidspunkt er det ikke fastlagt, hvor søkablet skal føres i land samt i hvilket tracé landkablet skal føres til station Trige. Dette skal ske i et tæt samarbejde med de berørte kommuner 1 og en endelig afklaring vil først foreligge når der er foretaget de nødvendige natur- og miljøundersøgelser. De berørte kommuner vil formentlig i løbet af foråret 2009 udlægge areal til placering af kabelstationen samt areal til en planlægningszone, hvor inden for kabltracét kan placeres. Landkablet vil komme til at berøre Norddjurs, Syddjurs og Århus Kommuner. Kabelstationen, der skal placeres tættest muligt på kysten, vil formentlig blive placeret i Norddjurs Kommune. Inden for planlægningszonen vil kabeltracéet blive fastlagt i forbindelse med den endelige projektering. Ved placering af kabeltracéet skal der tages flest mulige hensyn til boliger, natur, miljø og andre arealinteresser. Det kan dog ikke undgås, at en så lang kabelstrækning kan komme i konflikt med andre interesser, men i videst muligt omfang vil der blive arbejdet på, at mindske påvirkningerne fra ilandføringsanlægget mest muligt. Der er mange forskellige steder, hvor søkablet kan føres i land og undersøgelser vil klarlægge, hvor det vil være mest hensigtsmæssigt i forhold til de miljø- og naturmæssige interesser. Landkablet kan ligeledes føres frem til station Trige i mange forskellige tracéer, men også her vil det være nødvendigt at foretage 1 Det er kommunerne, der har ansvaret for planlægningen i henhold til planloven. Dok. 40167/10 v1 10/43

nogle undersøgelser. I forbindelse med de tekniske beregninger er der imidlertid taget udgangspunkt i forskellige forslag, men det er først i forbindelse med planlægningsprocessen i de berørte kommuner, der vil blive taget endelig stilling til ilandføringspunktet samt landkablets placering. Til udarbejdelse af tekniske og økonomiske analyser, hvor kabellængder er nødvendige, anvendes to forskellige muligheder: tracé ved Lystrup strand og tracé nord for Grenå, som vist i figuren neden under. Tracéet ved Lystrup strand vil bestå af ca. 40 km landkabel og 49 km søkabel (total 89 km), mens tracéet nord for Grenå vil bestå af ca. 56 km landkabel og 26 km søkabel (total 82 km). Figur 3-1 Tracé ved Lystrup strand og tracé nord for Grenå. Dok. 40167/10 v1 11/43

4. Tab i parkens mellemspændingsnet For at kunne teknisk/økonomisk analysere om der skal etableres en eller to platforme ved Anholt, er det nødvendigt at kigge på tabene i mellemspændingsnettet, da der ved en platform skal bruges længere kabler end ved to separate platforme. Tabene i kablerne er afhængige af den effekt, der bliver produceret af vindmøllerne, derfor er beregningerne i dette afsnit udarbejdet ud fra en produktionskurve fra Horns Rev 1. Figur 4-1 - Produktionskurve for HR1 2. I beregningsprogrammet PowerFactory bliver værdierne fra produktionskurven gennemgået time for time over et helt år. For hver time bliver der gemt en værdi af det totale tab i mellemspændingsnettet. Når alle timer er gennemgået, bliver det totale tab fundet ved at summere tabene fra hver enkel time. 2. Dok. 40167/10 v1 12/43

4.1 Vindretning For at finde ud af den mest optimale måde at placere vindmølleparken ved Anholt er vindretningen ved Anholt fyr indsamlet over ti år. En grafisk illustration af vinden kan ses på nedenstående vind-rose. Figur 4-2 - Vind-rose for Anholt fyr. 4.2 Placering af vindmølleparken For at finde tabet i mellemspændingsnettet, og dermed komme et skridt nærmere om der skal bruges en eller to platforme er der taget udgangspunkt i flere forskellige udformninger af vindmølleparken. Placeringen af Anholt vindmøllepark er tæt forbundet med de omkringliggende sejlruter. Som man kan se på nedenstående figur, er der megen trafik på farvandet omkring Anholt og Grenå, og det vanskeliggør placeringen af parken. Sejlruten mellem Grenå og Anholt, bliver en afgørende faktor, om parken skal dele i to parker eller om det bliver en stor park. Dok. 40167/10 v1 13/43

Figur 4-3 - Sejlruter ved Anholt og Grenå Herover ses de typiske sejlruter omkring den fremtidige placering af Anholtvindmøllepark. Den formodede placering af parken bliver inden for det område der er vist ved den sorte trekant. 4.2.1 Forslag nummer et Længderne, der er brugt i simuleringen, tager udgangspunkt i skitsen på figur 4.4. Punkt A angiver, hvor en platform skal placeres for at få mindst tab i mellemspændingsnettet ved anvendelse af to platforme. Punkt B angiver, hvor platformen skal placeres ved anvendelse af en platform. Eftersom der er en sejlrute til Anholt, kan platform B ikke placeres mellem de to parker. I figur 4.4 er der 0,5 km mellem vindmøllerne. Herunder er et udkast til, hvordan parken eventuelt kan etableres. Dok. 40167/10 v1 14/43

Figur 4.4 - Anholt-møllepark med sejlrute samt vindretning. 4.2.2 Forslag nummer to På billedet herunder er et andet udkast et til en eventuel konstruktion vist. Man skal dog være opmærksom på, at vindmøllerne kommer meget tæt på sejlruterne. Der i dette notat ikke foretaget nogen undersøgelse af, hvor tæt der kan bygges på de enkelte sejlruter, og om de kan flyttes. Det vil kræve en nærmere myndighedsbehandling og analyse fra det danske Farvandsvæsen for at vurdere de enkelte løsninger. Figur 4.5 Anholt-møllepark uden sejlrute. Dok. 40167/10 v1 15/43

De eneste kabler, der varieres i simuleringen af en eller to platforme, er kablerne fra platformen og ud til mellemspændingsnettet ved vindmøllerne. Kablerne er af typen 34 kv 300 mm 2 kobber. For at give et indblik i prisen med og uden en sejlrute igennem parken er det estimeret, at sejlruten er to km. Derfor er der under simuleringen af tabene i mellemspændingsnettet estimeret, at alle kablerne fra platformen og ud til parken er forkortet med to km, i simuleringen uden sejlrute. Udregningen af de tal, der er benyttet i dette afsnit, kan ses i appendiks 2. Tabene, der er fundet i PowerFactory, kan omregnes til en nutidsværdi, der angiver prisen af tabet over en årrække. Nutidsberegningen er baseret på følgende værdier: - Elpris på 350 kr./mwh - 20 år - En rente på tre pct. Samlet omkostning for en og to platforme Vedligehold er billigere for en platform. Derfor sættes vedligeholdsomkostningen ind som negativ, så den samlede difference for en eller to platforme bliver mindre. Forskel i tab [mio. kr.] Kabelpris [mio. kr.] Vedligehold [mio. kr.] Samlet difference [mio. kr.] Med sejlrute Uden sejlrute Dok. 40167/10 v1 16/43

4.2.3 Alternativ placering af vindmølleparken For at få den mest optimale opstilling af vindmølleparken skal der overvejes forskellige etableringsopstillinger. Herunder ses et udkast til en model, der minder om Horns Rev 2, den er dog dobbelt så "lang". Figur 4-6 - Alternativ parkudformning. Ved at bygge parken som ovenstående figur øges kabellængderne i forhold til figur 3. Det gør, at tabet i mellemspændingsnettet og kabellængderne øges. Simulering af ovenstående model giver følgende resultater: Forskel i tab Kabelpris Vedligehold Samlet difference [mio. kr.] [mio. kr.] [mio. kr.] [mio. kr.] Én vs. to platforme Platform B kunne flyttes til den modsatte side af parken og derved forkorte ilandføringssøkablet med op til 8 km. Hvis platformen flyttes, vil differencen mindskes alt efter prisen på søkablet. De forskellige modeller, der er vist i dette afsnit, er udarbejdet for at give en vurdering af, hvilke tekniske løsninger der kan forsvares ved etablering af vindmølleparken. Den sidste model er den dyreste tabs- og kabelmæssigt, men den vil give den mest optimale udnyttelse af vinden i området, hvor færrest møller står i skyggen af hinanden. Det er dog kun et estimat, og det vil kræve en nærmere analyse fra den kommende parkejer at vurdere, hvordan parken skal etableres i forhold til den kommende VVM-undersøgelse. Dok. 40167/10 v1 17/43

4.3 Delkonklusion Dok. 40167/10 v1 18/43

5. AC-ilandføringsalternativer Der er flere løsningsmuligheder med AC-forbindelser fra havmølleparken ved Anholt. Tilslutningspunkt i transmissionsnettet, ilandføringspunkt på kysten samt tracévalg er med til at influere på det samlede antal varianter, der er i spil. Disse forhold er allerede omtalt. I dette kapitel fokuseres der på spændingsniveau samt antal kabelsystemer. 5.1 150 kv AC-kabler 5.1.1 Teknisk beskrivelse Et 150 kv (maksimal driftspænding på 170 kv) søkabel med et ledertværsnit på ca. 1.000 mm 2 CU, (hvilket er tæt på maks. grænsen for denne type kabler) kan maksimalt overføre ca. 250 MW. En møllepark på 400 MW har derfor behov for to søkabelforbindelser. På land vil der også være behov for to kabelforbindelser, idet det forudsættes, at tilslutningen af mølleparken skal ske i 400 kv-station Trige. De to kabelforbindelser på land kan være nye forbindelser eller en kombination af eksisterende og nye forbindelser. I det følgende forudsættes, at der anlægges to nye 150 kvforbindelser på land. Da det ikke er fastlagt, hvilket layout mølleparken får, kan vi som udgangspunkt ikke være sikre på, at de to kabler bliver belastet ens. Vi forudsætter imidlertid, at produktionen fra parken kan opdeles i to lige store dele uanset om det bliver fra to adskilte mølleparker eller fra én møllepark. Hvis det antages, at der bygges to adskilte mølleparker á 200 MW, kan løsningen fra Horns Rev 2 anvendes igen. Det vil sige, for hver park føres ét 150 kvkabel fra station Trige til en kabelstation forholdsvis tæt på kysten. Fra kabelstationen føres landkablet til ilandføringspunktet, hvor det via en overgangsmuffe fortsætter som søkabel. De to kabler vil på land forløbe parallelt med en indbyrdes systemafstand på 5-10 m for at mindske risikoen for skader på begge kabelsystemer samtidigt. Kablerne kompenseres i station Trige og i kabelstationen tæt på kysten. Det er ikke nødvendigt at kompensere kablerne på platformen. Det er i de økonomiske beregninger forudsat, at der anvendes kabler med samme dimension (630 mm 2 CU) og overføringsevne som kablerne til Horns Rev 2- mølleparken. Maksimal konstant belastning er ca. 190 MW. Ladestrømmen til kablet er 5,7 A/km. For et 50 km langt søkabel betyder det i alt 285 A eller 81 Mvar. Den aktive strøm ved 200 MW og en spænding på 165 kv er 700 A. Samlet strøm ved fuld produktion er således 756 A svarende til 216 MVA. For Horns Rev 2 er der lavet en produktions- og belastningsprofil, det bestemmer, at kablet kan klare den maksimale aktive på 215 MW i en cyklisk belastning. Når der tages hensyn til den reaktive effekt betyder det, at den maksimale strøm i kablet kan blive op til 752 A svarende til 226 MVA. Idet det forudsættes, at de termiske forhold for kablerne samt produktionsprofilet for mølleparkerne ved Anholt svarer til forholdene ved Horns Rev, kan vi regne med en maksimal (cyklisk) belastning på kablerne på 215 MW. Dok. 40167/10 v1 19/43

5.1.2 Redundans Hvis der anlægges to separate havmølleparker og dermed to adskilte transformerplatforme, er der mulighed for at drive de to mølleparker fuldstændigt adskilte. En anden mulighed er at forbinde de to transformerplatforme med et 150 kv-kabel, så der opnås en vis grad af redundans. Hvis det ene 150 kv-søkabel bliver fejlramt og må tages ud af drift, vil det være muligt at få hele eller en del af produktionen fra de to parker ført i land via det andet 150 kv-søkabel. Hvor stor en del af produktionen, der kan føres i land, afhænger dels af kablets overføringsevne, dels af den faktiske produktion på det pågældende tidspunkt. Den gennemsnitlige produktion i en 2 x 200 MW park er ca. 170 MW. Det vil sige, gennemsnitligt set kan ét 150 kv-kabel overføre hele produktionen fra begge parker. Hvert kabel er beregnet til en konstant belastning, der nogenlunde svarer til gennemsnitsbelastningen for begge parker tilsammen. Skal produktionen fra mølleparkerne kunne overføres på ét 150 kv-kabel i 75 pct. af tiden, skal der lægges kraftigere kabler, der kan overføre ca. 250 MW. I forbindelse med konkrete bindende tilbud på kabler bør kabeldimension m.v. fastlægges, idet der tages hensyn til anlægsomkostninger, værdien af tab i kablerne og værdien af "ikke-leveret energi" under fejl. Marginalomkostningerne ved at gå op i tværsnit og eventuelt ændre armeringen til ikke-magnetiserbart materiale (for at nedsætte tabet) skal holdes op mod gevinster i form af mindre tab og mulighed for at mindske udgifterne til "ikke-leveret energi" (under forudsætning af, at der er etableret en forbindelse mellem platformene). 5.1.3 Tilgængelighed/driftssikkerhed Dok. 40167/10 v1 20/43

Hvis der bygges én stor samlet park, hvor alle mellemspændingskabler samles i ét knudepunkt, føres de to 150 kv-søkabler parallelt fra den ene transformerplatform mod land. For at mindske risikoen for skader samtidigt på begge kabler, anbefales det, at kablerne nedlægges med en indbyrdes afstand på mindst 100 meter. 5.1.4 Fordele/ulemper Fordelen ved at anvende 150 kv-kabler er, at vi allerede har kabler i drift i samme størrelse. Vi kender konceptet og forventer ingen overraskelser. Det er dog ingen garanti for, at vi kan bruge det eksisterende reservekabel eller reservedele til nye 150 kv-kabler, da de forskellige leverandørers kabler ikke er helt ens. Både med hensyn til layout af parken og valg af tracé er løsningen med 150 kv AC-kabler meget fleksibel. Ulempen ved 150 kv er, at vi er tæt på grænsen for, hvad kablerne er nomineret til. Hvis mølleparken opdeles i to adskilte områder på f.eks. 100 MW og 300 MW, vil vi få problemer med at overføre 300 MW i ét kabel. Ligeledes optager 150 kv-kabelanlægget forholdsvis meget plads på land især hvis de to systemer anlægges med en indbyrdes afstand på mindst fem meter. 5.2 Stationsanlæg 150 kv AC-tilslutning 5.2.1 Løsning med to offshoreplatforme Se figur 5.1. 5.2.1.1 Koblingsanlæg Offshorekoblingsanlæg Der bygges to adskilte platforme, og til hver platform tilsluttes 200 MW vindmøller. På hver platform placeres der en 200-250 MVA transformer for optransformering fra mellemspænding til 150 kv. Fra hver platform føres et kabel til land og videre til Trige. Platformene forbindes ikke sammen. På hver platform installeres et 150 kv GIS-anlæg (SF6 gasisoleret anlæg) bestående af to afbryderfelter; et transformerfelt og et kabelafgangsfelt. Dok. 40167/10 v1 21/43

Figur 5.1: 150 kv-tilslutning, alternativ med to platforme. Anlæg i ilandføringsstation I ilandføringsstationen installeres et 150 kv GIS-anlæg bestående af syv adskillerfelter for tilslutning af sø- og landkabler, reaktorer og en sektioneringsadskiller, som under normal drift skal stå åben. GIS-anlægget placeres i samme bygning som reaktorerne. Der er valgt GIS-anlæg i ilandføringsstationen, da et sådant anlæg er pladsbesparende og billigere end et luftisoleret udendørsanlæg. Anlæg i Trige I Trige installeres et 150 kv GIS-anlæg bestående af seks afbryderfelter (to kabelfelter, et transformerfelt, felt for tilslutning til eksisterende 150 kv-anlæg, to reaktorfelter) og to felter med sektioneringsadskillere for nem opdeling af anlægget i forbindelse med fejl eller vedligehold. GIS-anlægget plus tilhørende kontrol- og beskyttelsesanlæg placeres i bygning (ca. 200 m2), og reaktorerne Dok. 40167/10 v1 22/43

placeres udendørs. Alternativt kan GIS-anlægget opstilles udendørs. Hvis det bliver tilfældet, skal kontrol- og beskyttelsesudstyr placeres i en af de eksisterende relæbygninger. For tilslutning af 150/400 kv-autotransformer skal den eksisterende 400 kvstation udbygges med et to-bryderfelt. GIS-anlæg er forslået anvendt i Trige, da et sådant anlæg er pladsbesparende og billigere end et traditionelt luftisoleret udendørsanlæg. 5.2.2 Løsning med en offshoreplatform Se figur 5.2. Møllepark 1-200 MW G... G G... G MV MV Møllepark 2-200 MW G... G G... G MV MV Vindpark projekt Platform MV/150 kv MV/150 kv 150 kv NO MV = medium voltage NO = normalt åben Søkabel 630 mm2 Cu Søkabel 630 mm2 Cu Ilandføringsstation 150 kv NO Ilandføringsprojekt Landkabel 1200 mm2 Al Landkabel 1200 mm2 Al Station Trige 150 kv GIS anlæg 150/400 kv 450 MVA 400 kv TRI5 150 kv TRI3 Eks. station Eks. station Figur 5.2: 150 kv-tilslutning, alternativ med en platform. Anholt Havmøllepark El-anlæg 150 kv tilslutning 1 platform POD 18-11-2008, Rev 2 Dok. 40167/10 v1 23/43

5.2.2.1 Koblingsanlæg Offshorekoblingsanlæg På offshoreplatformen placeres to stk. 200-250 MVA-transformere for optransformering fra mellemspænding til 150 kv, og fra platformen føres et 150 kvkabel til land og videre til Trige og et 150 kv GIS-anlæg bestående af tre afbryderfelter; to transformerfelter og et kabelafgangsfelt. Anlæg i ilandføringsstation Opbygget som for løsning med to platforme, se afsnit 5.2.1.1. Anlæg i Trige Opbygget som for løsning med to platforme, se afsnit 5.2.1.1. 5.2.3 Fordele/ulemper ved valgte 150 kv-løsninger Alle GIS-anlæg er opbygget med en skinne, som er den mest simple, mulige løsning. Dette er gjort, da sandsynligheden for fejl vedrørende GIS-anlæg forventes at være mindre end en fejl pr 1.000 år og dermed væsentlig lavere end for transformere og kabler, hvorfor investering i redundans ikke lønner sig. I ilandføringsstationen og i Trige er der installeret adskillere for sektionering af skinnen. Herved bliver det muligt at udføre vedligeholdelsesarbejde på halvdelen af anlægget med den anden halvdel i drift (f.eks. samtidigt med at en møllepark er ude af drift). Der etableres en forbindelse til eksisterende 150 kv-anlæg i Trige, som skal anvendes i tilfælde af fejl på 150/400 kv-transformeren. Med den valgte konfiguration af koblingsanlæggene vil en fejl på et kabel, en MV/150 kv-transformer eller i et GIS-anlæg på en af platformene betyde udkobling af den fejlramte komponent og dermed en møllepark (200 MW). Fejl på GIS-anlæg i ilandføringsstationen vil betyde trip af en møllepark. Sektionsadskilleren skal under normal drift stå åben. Ved fejl på et sø- eller land kabel kan den lukkes, hvorved det bliver muligt at overføre ca. 200-250 MVA effekt fra begge mølleparker via et kabel. Fejl på en reaktor i Trige vil kun betyde trip af denne og ikke tab af MW-kapacitet. 5.2.4 Arealkrav 150 kv-løsninger Arealkravet til etablering af ilandføringsstationen vil være ca. 3 000 m 2. På grunden skal der opføres en bygning på ca. 15 x 18 m til de to reaktorer, GISanlæg og kontrol- og beskyttelsesanlæg. I Trige er der behov for et areal på 600-800 m 2, som skal anvendes til en bygning på ca 200 m 2 til GIS-anlæg og de to reaktorer som opstilles udendørs. Desuden skal der findes plads til en 150/400 kv-transformer. Dok. 40167/10 v1 24/43

5.2.5 Omkostningsestimat 150 kv-løsninger Prisestimat for 150 kv-alternativer med to offshoreplatforme: Prisestimat for 150 kv-alternativer med en offshoreplatform: For detaljerede priser, se Appendiks 1. Dok. 40167/10 v1 25/43

5.3 220 kv AC-kabel 5.3.1 Teknisk beskrivelse Et 220 kv (maksimal driftspænding på 245 kv) søkabel med en 1000 mm 2 Cu leder kan overføre ca. 400 MW. En møllepark på 400 MW kan derfor nøjes med én søkabelforbindelse. På land kan man også nøjes med én kabelforbindelse. Det forudsættes, at tilslutningen af mølleparken skal ske i 400 kv-station Trige. Hvis det antages, at der bygges to adskilte mølleparker á 200 MW, skal der etbleres en 220 kv-forbindelse mellem de to transformerplatforme. Denne forbindelse kan udføres med et mindre kabeltværsnit. Forbindelsen kan undværes, hvis alle mellemspændingskabler fra møllerne samles i én platform (eller to platforme meget tæt på hinanden). Der føres ét 220 kv-kabel fra station Trige til en kabelstation forholdsvis tæt på kysten. Fra kabelstationen føres landkablet til ilandføringspunktet, hvor det via en overgangsmuffe fortsætter som søkabel. Kablet kompenseres i station Trige og i kabelstationen tæt på kysten. Det kan være nødvendigt at også kompensere kablet til søs (på platformen) men det vil blandt andet være afhængig af længden af søkablet og ilandføringspunktet. 5.3.2 Tilgængelighed/driftssikkerhed Statistikken viser, at der kan opstå ca. 0,5-1,0 fejl i levetiden for søkablet. Det ses, at det ikke kan betale sig at dublere forbindelserne til land. I forhold til den samlede investering er det minimalt, hvad man kan få ud af to kabelforbindelser i forhold til én forbindelse. Da der kun er tale om produktionskapacitet, vil det udelukkende være det økonomiske aspekt, der skal ses på. Om der er redundans i systemet, fremmer ikke forsyningssikkerheden. 5.3.3 Fordele/ulemper Anvendelse af ét kabelsystem frem for to giver et mere enkelt anlæg. Det sparer plads på land, hvor det kan være vanskeligt nok at komme igennem med ét system. Der spares på råvarer osv., og man udnytter materialet bedst muligt ved at gå op i spænding. Når spændingen stiger, øges behovet for reaktiv kompensering også. Dette belaster økonomien, men er ikke en teknisk hindring. Dok. 40167/10 v1 26/43

Vælges 220 kv (kan anvendes op til 245 kv) øges overføringsmulighederne betragteligt, uden at vi behøver at være eksperimenterende. Hvis mølleparker fremover bliver på 400 MW, vil 220 kv-spændingsniveauet være et naturligt valg. Da forbindelserne til mølleparkerne sandsynligvis alligevel kobles til det øvrige transmissionsnet via særskilte transformere (som f.eks. Horns Rev 2 i station Endrup), er valg af spændingsniveau for ilandføringskablet ikke afgørende. Den umiddelbare ulempe ved at anvende 220 kv er, at vi ikke har reservedele til hverken kabler, transformere eller koblingsudstyr. Det er der taget hensyn til i de økonomiske sammenligninger. 5.4 Stationsanlæg 220 kv AC-tilslutning 5.4.1 Løsning med to offshoreplatforme Se figur 5.3. 5.4.1.1 Koblingsanlæg Offshorekoblingsanlæg Der bygges to platforme og til hver platform tilsluttes 200 MW vindmøller. På hver platform placeres en 200-250 MVA-transformer for optransformering fra mellemspænding til 220 kv, og platformene forbindes sammen med en 220 kvforbindelse. På den platform, hvorfra kablet føres i land, installeres et 220 kv GIS-anlæg bestående af tre afbryderfelter; et transformer felt og to kabelafgangsfelter. På den anden platform installeres et GIS-anlæg med to adskillerfelter. Se figur 4.3. Anlæg i ilandføringsstation I ilandføringsstationen installeres et 220 kv GIS-anlæg bestående af fire adskillerfelter; et felt for tilslutning af søkabel, et for tilslutning af landkabel til Trige og to for tilslutning af reaktorer. GIS-anlægget placeres i samme bygning som reaktorerne. Anlæg i Trige I Trige installeres et 220 kv GIS-anlæg bestående af fire afbryderfelter; et kabelfelt, et transformerfelt og to reaktorfelter. GIS-anlægget plus tilhørende kontrol- og beskyttelsesanlæg placeres i bygning (ca. 200 m 2 ), og reaktorerne opstilles udendørs. Alternativt kan GIS-anlægget opstillet udendørs. Hvis det bliver tilfældet, skal kontrol- og beskyttelsesudstyr placeres i en af de eksisterende relæbygninger. For tilslutning af 220/400 kv-autotransformeren skal den eksisterende 400 kv-station udbygges med et to-bryderfelt. Dok. 40167/10 v1 27/43

Figur 5.3: 220 kv-tilslutning alternativ med to platforme. 5.4.2 Løsning med en offshoreplatform Se figur 5.4. 5.4.2.1 Koblingsanlæg Offshorekoblingsanlæg På platformen placeres to stk. 200-250 MVA-transformere for optransformering fra mellemspænding til 220 kv og et 220 kv GIS-anlæg bestående af tre afbryderfelter; et transformerfelt og to kabelafgangsfelter. Se figur 5.4. Anlæg i ilandføringsstation Opbygges som løsningen med to platforme, se afsnit 5.4.1.1. Dok. 40167/10 v1 28/43

Anlæg i Trige Opbygges som løsningen med to platforme, se afsnit 5.4.1.1. Møllepark 1-200 MW Møllepark 2-200 MW G... G G... G G... G G... G MV MV MV MV Vindpark projekt Platform MV = medium voltage MV/220 kv MV/220 kv 220 kv Søkabel 1000 mm2 Cu Ilandføringsstation 220 kv Ilandføringsprojekt Landkabel 2000 mm2 Al Station Trige 220 kv 220/400 kv 450 MVA 400 kv TRI5 Eks. station GIS anlæg Figur 5.4: 220 kv-tilslutning, alternativ med en platform. Anholt Havmøllepark El-anlæg 220 kv tilslutning 1 platform POD 18-11-2008, Rev 2 5.4.3 Fordele/ulemper ved valgte 220 kv-løsninger Alle GIS-anlæg opbygges med en skinne, den mest simple og mulige løsning. Dette er gjort, da sandsynligheden for fejl vedrørende GIS-anlæg er meget lille (mere end 1.000 år mellem fejl), hvilket er væsentlig lavere end for transformere og kabler, hvorfor investering i redundans ikke lønner sig. Ingen af GIS-anlæggene har sektioneringsadskillere, da der kun eksisterer et sø- og landkabel. Sektioneringen vil ikke forbedre anlæggets tilgængelighed. Dok. 40167/10 v1 29/43

Med den valgte konfiguration af koblingsanlæggene vil en fejl på en MV/220 kvtransformer betyde udkobling af den fejlramte transformer og dermed en møllepark (200 MW). Fejl på reaktorer eller GIS-anlæg i ilandføringsstationen vil betyde trip af kabelforbindelsen og dermed begge mølleparker (400 MW). Er der tale om en fejl på en reaktor, kan mølleparken forbindes igen, når pågældende reaktor er frakoblet ved åbning af adskilleren. Fejl på en reaktor i Trige vil kun betyde trip af denne, ingen tab af MW-kapacitet. 5.4.4 Arealkrav 220 kv-løsninger Samme som for 150 kv-løsning se afsnit 1.4. 5.4.5 Omkostningsestimat Prisestimat for 220 kv-alternativer med to offshoreplatforme: Dok. 40167/10 v1 30/43

Prisestimat for 220 kv-alternativer med en offshoreplatform: For detaljerede priser, se Appendiks 1. 5.5 Spændingsvariationer ved udfald Størrelsen af spændingsspringet ved udfald/udkobling af reaktive komponenter eller udfald af en del af parken er dimensionerende i forhold til, hvilken spænding der normalt bør tilstræbes ude på platformen, hvorfor dette er undersøgt. Ved 150 kv-alternativet er det forudsat, at der etableres to separate transformeringer på en eller to platforme, og at der ikke er nogen sammenkobling, hvis der er to separate platforme. Ved 220 kv-alternativet er det forudsat, at der etableres to separate transformeringer på én platform. Reaktorerne i kompenseringsstationen er fast tilkoblede og på to gange 80 Mvar i begge alternativer. Reaktorerne i Trige er kobbelbare og på to gange 60 Mvar ved 200 kv og 60 + 80 Mvar ved 150 kv. Spændingen ude på platformen reguleres via en separat transformer i Trige. I 150 kv-alternativet holdes spændingen på platformen inden for intervallet 164-165,5 kv. I 220 kv-alternativet holdes spændingen omkring 230 kv. Kun ilandføringen via Gjerrild er undersøgt. En ilandføring via Lystrup forventes at medføre større spændingsspring på grund af søkabellængden. Alternativt skal en reaktor placeres ude på platformen. Uanset spændingsniveau, er det største stationære spændingsspring, der kan forekomme ved udkobling af den største reaktor i Trige, som følger: 60 Mvar Dok. 40167/10 v1 31/43

ved 220 kv og 80 Mvar ved 150 kv-alternativet. I begge tilfælde er springet størst ved nominel produktion fra parken. Spændingsspringet kan blive: Alternativ 220 kv 150 kv Spændingsspring i kv 4,6 4,9 Spændingsspring i pct. 2,0 3,0 Konklusionen af undersøgelsen af spændingsspring ved udkobling af forskellige komponenter er, at spændingen bør holdes på maksimalt 165,0 kv. Ved 220 kvalternativet kan den normale driftsspænding øges til 235-240 kv. Disse værdier bør undersøges nærmere, når et endeligt valg af teknik for ilandføring er truffet. 5.6 Sammenfatning og anbefalinger Der skal vælges mellem: - To parallelle 150 kv-kabelsystemer - Ét 220 kv-kabelsystem. Umiddelbart ses 220 kv som det naturlige valg, idet vi kan nøjes med ét kabelsystem og ét tracé. Det belaster lodsejerne mindst muligt og er samlet set den billigste løsning (forudsat at der skal tilsluttes i Trige). 220 kv-løsningen kan bruges, uanset hvordan layout af parken bliver. 150 kv-løsningen har den fordel, at den er velkendt og fleksibel. Ulempen er, at den fylder mere i landskabet. Det må forventes, at driftsomkostningerne er større, da der er ca. dobbelt så meget anlæg at vedligeholde. Det anbefales, at det endelige valg af spændingsniveau afgøres efter, at et udbud af land- og søkabler er gennemført. Omkostningerne til 150 kv-anlæg er baseret på faktiske anlægspriser, mens omkostningerne til 220 kv-anlæg er baseret på budgetpriser fra leverandører. Da udgifterne til land- og søkabler er langt større end udgifterne til transformere, reaktorer og koblingsudstyr, vil det primært være kabelpriserne, der kommer til at bestemme, hvad det økonomisk set optimale spændingsniveau er. 6. DC ilandføringsalternativer 6.1 Generelt om DC-alternativer Som alternativ til vekselstrømstilslutning er der set på jævnstrømstilslutning med ny VSC-teknik. Konventionel HVDC teknik anses ikke for anvendelig, da denne type anlæg er meget pladskrævende (kravet til areal er 3-4 gange et VSC-anlæg) og kræver et AC-net i begge ender. Til VSC kan anvendes polymere DC-kabler, som generelt er billigere end AC-kabler med tilsvarende overføringsevne. Til gengæld er onshore og offshore VSC-omformerstationerne dyrere end de tilsvarende ACstationer. Dok. 40167/10 v1 32/43

Fordelene ved jævnstrømstilslutning med VSC er, at DC-kablerne ikke skal kompenseres, i modsætning til AC-kabler, som skal kompenseres med shunt reaktorer. En anden fordel er, at VSC-stationerne kan regulere den reaktive effekt, uafhængigt af den aktive effekt hvilket kan tillægges en værdi, hvis der er behov for spændingsregulering i tilslutningspunktet. Det er imidlertid ikke tilfældet, da det forudsættes, at forbindelsen tilsluttes i Trige på 400 kv-niveau. Ulemperne ved VSC er, at AC-/DC-omformning mellem veksel- og jævnstrøm giver tab. Så selv om jævnstrømskabler har mindre tab end tilsvarende ACkabler, vil de mindre tab i DC-kabler kun kunne opveje VSC-omformertabene for meget lange kabelstrækninger. De største VSC-forbindelser med søkabler, der er i drift, er Cross Sound i USA (år 2001, 330 MW, +/- 150 kv DC) og Estlink mellem Estland og Finland (år 2007, 350 MW, +/-150 kv DC). Endvidere er to nye forbindelser under konstruktion, Bokum2, (400 MW, +/- 150 kv DC, 2010) for tilslutning af en havmøllepark i Tyskland og Trans Bay (400 MW, +/- 200 kv DC, år 2010) for forsyning af San Francisco. Der findes to leverandører; ABB og Siemens, der kan tilbyde HVDC VSC-anlæg. 6.2 VSC-løsninger Den mest økonomiske og fordelagtige løsning med HVDC VSC vil være en forbindelse på 400 MW bestående af henholdsvis en offshore og en onshore VSC omformerstation og to pol kabler (+/- 150 kv DC eller +/- 200 kv DC). Se figur 6.1. Dok. 40167/10 v1 33/43

Figur 6.1 DC VSC 1 x 400 MW-tilslutning. Som alternativ til en 400 MW VSC-forbindelse er der set på to 2 x 200 MW VSC ved +/- 80 kv.. Figur 6.2. Dok. 40167/10 v1 34/43

Figur 6.2: DC VSC 2 x 200 MW-tilslutning. 6.2.1 Tilgængelighed/driftssikkerhed Dok. 40167/10 v1 35/43

6.2.2 Arealkrav 1 x 400 MW VSC-løsning Offshoreanlægget til 1 x 400 MW VSC-løsningen vil kræve en offshoreplatform på 60 x 35 svarende til 2.100 m 2. Platformen vil være ca. 15 m høj og veje ca. 3.000 tons. Der er ikke noget behov for en ilandføringsstation. Det eneste, der skal etableres tæt ved kysten, er overgangsmuffer mellem sø-og landkabel. Disse muffer vil være nedgravede, når installationen er fuldført. I Trige vil der være behov for et areal på 5 000-6 000 m 2. VSC-omformeranlægget vil blive placeret i en bygning, som vil være 80 x 25 m (2.000 m 2 ) og ca. 12 m høj. 2 x 200 MW VSC-løsning Hver offshoreplatform skal være på ca. 420 m 2 (26 x 16 m) med en højde på ca. 12 m, og vægten vil være ca. 1.200 tons. Overgangsmufferne kan enten placeres ved siden af hinanden for de to kabelsystemer eller på to lokaliteter nær kysten. I Trige vil der være for et areal på ca. 4.000 m 2 til de to VSC-omformeranlæg, vil blive placeret i to separate bygninger på ca. 400 m 2. Bygningernes højde vil være ca. 12 m. 6.2.3 Omkostningsestimat DC VSC. 6.2.4 Fordele/ulemper Fordelene ved HVDC VSC er, at DC-kablerne ikke skal kompenseres, og at VSCstationerne kan benyttes til spændingsregulering i AC-transmissionsnettet. Sidstnævnte kan imidlertid ikke tillægges værdi i 400 kv-stationen i Trige. Ulemperne er, at HVDC VSC-teknikken er forholdsvis ny, og der er manglende erfaring med såvel VSC-teknikken som DC-kablerne. Endvidere er VSCstationerne store og komplicerede, hvilket kræver mere vedligeholdelse end for AC-stationer. Endelig er AC-/DC-omformertabene, med dagens teknik, store Dok. 40167/10 v1 36/43

Dok. 40167/10 v1 37/43

6.3 Sammenfatning og anbefaling Der er set på to VSC-løsningsmuligheder: 400 MW VSC +/- 150 kv DC 2 x 200 MW VSC +/- 80 kv DC. På grund af korte kabellængder, høje anlægsomkostninger, og fordi VSCløsningernes tekniske fordele ikke kan tillægges værdi, kan en HVDC VSCløsning ikke konkurrere med en AC-kabletilslutning. Det anbefales, at en AC-kabelløsning vælges frem for en DC-løsning. 7. Konklusioner og anbefalinger Formålet med de udførte undersøgelser har været at fastlægge den tekniske og samfundsøkonomiske optimale løsning på baggrund af de givne rammer for havmølleprojektet. Den tekniske udredning har været baseret på følgende overordnede fokusområder: - Anlægs- og driftsøkonomi - Rådighed - Sandsynlighed for mulig realisering i henhold til rammebetingelser - Teknisk egnethed. Tilslutning i følgende 150 kv- og 400 kv-stationer har været vurderet: - Hornbæk - Mesballe - Moselund - Trige - Åstrup - Desuden en udnyttelse af 150 kv-generatorledningerne på Studstrupværket. Nettilslutningen skal ske i 400 kv-knudepunktet Trige, da Trige er det stærkeste tilslutningspunkt, hvorved risikoen for spændingsfluktuationer hos forbrugerne, forårsaget af parken, minimeres. Dok. 40167/10 v1 38/43

Havmølleparkens layout, designet af det tilhørende mellemspændingsnet samt hvilken påvirkning eksistensen af en sejlrute gennem parken har, har også været behandlet. Heraf kan udledes, at det samfundsøkonomisk vil være optimalt med én platform til opsamling af effekten fra vindmøller, og at en sejlrute gennem parken ikke bør etableres. Under hensyntagen til samfundsøkonomi, miljøpåvirkning og teknik anbefales en 220 kv-løsning med én offshoreplatform, et 220 kv-kabel fra platformen via en ilandføring ved Gjerrild Bugt til Trige, hvor en ny 400/220 kv-transformering etableres Grunde til ovenstående løsningsmodel er anbefalet, er: - den er billigere end den næstbilligste løsning. Prisforskellen er uafhængig af layout af parken - indebærer udlægning af kun ét kabel samt etablering af én offshoreplatform, hvilket mindsker miljøpåvirkningen i forhold til flere af de andre alternativer, som indeholdt to platforme og to kabler fra havmølleparken og ind til Trige - medfører mindre overføringstab i ilandføringsanlægget i forhold til de andre alternativer - giver en kortere kabelføring fra havmølleparken til tilslutningspunktet, hvilket anbefales ud fra økonomiske og tekniske aspekter, såsom lavere elektriske tab og større driftssikkerhed - har vist, at eksistensen af en sejlrute gennem parken vil medføre øgede elektriske tab og højere anlægsomkostninger for etableringen af parkens mellemspændingsnet. Dok. 40167/10 v1 39/43