Elnäten flyttar ut till jättevindparkerna i haven

2022-01-27 06:00  

I Nordsjön och Östersjön planeras enorma vindparker. Experter menar att det krävs ett helt nytt elnät för att knyta ihop dem – och länderna runt omkring.

Dogger Bank Wind Farm, 13 mil utanför Englands nordöstra kust, väntas bli den största havsbaserade vindparken i världen med sina 3,6 GW när den står klar 2026.

Men planerna på havsbaserad vindkraft i Nordsjön och Östersjön är betydligt större. EU-kommissionen vill att den havsbaserade vindkraften i Europa ska öka från dagens 12 GW till 300 GW år 2050.

För att leda in elektriciteten från vindparkerna till land läggs kablar på havsbotten. Om avståndet till land är kortare än 50 eller 60 kilometer brukar högspänd växelströmsteknik användas. Vid längre sträckor är högspänd likström, HVDC, att föredra eftersom energiförlusterna blir mindre.

Högspänd likström är en väl beprövad teknik som Sverige har varit ledande i att utveckla. Nu ser det ut att vara dags för nästa steg.

Energi-öar planeras som knutpunkter

Hittills har högspänd likström främst ansetts lämplig för att överföra hög effekt från en punkt till en annan. Till exempel har Sverige flera HVDC-länkar till andra länder för import och export av el. Men nu finns det planer på att bygga förgrenade nät både i Nordsjön och Östersjön.

Illustration av planerad energi-ö, av danska Energinet.

Flera studier har visat att det finns kostnadsfördelar med att låta HVDC-länkar ha flera funktioner. I stället för att en länk bara överför energi från en vindpark till ett land, eller från ett land till ett annat, kan länken binda ihop två länder med en vindpark på mitten.

Nästa steg är att låta nätet förgrena sig ytterligare. Till exempel kan flera vindparker leda in el till en energi-ö varifrån den sedan skickas vidare till flera olika länder. Danmark har långt gångna planer på två sådana öar, en i Nordsjön och en i Östersjön, som ska vara klara 2030. Avsikten är att öarna även ska hysa produktion av vätgas eller klimatneutrala bränslen så att överskottsel från vindkraften tas tillvara.

Fakta: Linda Nohrstedt Grafik: Jonas Askergren

Daniel Gustafsson, avdelningschef för kraftsystem på Svenska kraftnät, ser ett HVDC-nät i havet som en förutsättning för jätteparker med havsbaserad vindkraft.

– Ja, om man vill få ett effektivt nyttjande av elen, säger han.

”En omriktarstation kanske kostar en miljard”

Han tar ett scenario där en vindpark i Östersjön är ansluten till två olika länder som exempel.

– Om det blåser i Östersjön produceras massor av el, men Sverige kanske inte behöver el just då. Då sjunker elpriset väldigt kraftigt och andra produktionsslag i Sverige behöver stänga av. Kan man då flytta elen till ett annat land som har ett stort behov just då blir det en mycket mer kostnadseffektiv lösning i helhetsperspektivet.

HVDC-chefen på Hitachi Energy, gamla ABB Power Grids, håller med:

– Ett HVDC-nät ger mer redundans och flexibilitet. Det är nästan en förutsättning om vi ska nå målen om minskade koldioxidutsläpp till 2050, säger Andreas Berthou.

Fakta: Linda Nohrstedt Grafik: Jonas Askergren

Alternativet är att bygga flera enskilda länkar mellan varje vindpark och landet som behöver dess el, respektive mellan länder. Men då behövs fler omriktarstationer som omvandlar likström till växelström och tvärtom.

– En omriktarstation kanske kostar en miljard kronor styck. Kan man ha en station i stället för två blir det en mycket enklare systemlösning och mindre risk för felfall. Men det kräver att tekniken fungerar och är robust. I dag är det fortfarande dyrt och svårt. Kontrollfunktionerna är avancerade och det finns interaktions- och stabilitetsfrågor som inte är fullt beprövade än, säger Daniel Gustafsson.

Samverkan krävs mellan konkurrenter

På senare år har omriktarstationer med så kallad multiterminalfunktion utvecklats. Det är stationer som inte bara klarar av att ta emot och skicka iväg likström åt ett håll och växelström åt ett annat, utan kan ta emot likström och växelström från flera olika håll. Multiterminaler kan därför utgöra knutpunkter i ett framtida HVDC-nät.

Hitachi Energy har redan börjat förbereda sig för att bli en leverantör till det nya nätet i Nordsjön. Men framöver krävs samarbete med konkurrenterna.

– Ska vi kunna bygga likströmsnät i Nordsjön måste vi kunna koppla ihop våra system med våra konkurrenters system, säger Andreas Berthou.

Ventilhall i HVDC-stationen i Tjele i Danmark. Stationen ingår i Skagerrak-länken mellan Norge och Danmark. Foto: Hitachi Energy

Framför allt kommer det att behövas utvecklingsarbete för programvara. Det gäller att kontrollsystemet för nätet fungerar trots att komponenterna har levererats från olika tillverkare. Men brytare kommer också att behöva anpassas till de specifika förhållandena i nätet, tror Andreas Berthou.

Än så länge finns inget HVDC-nät någonstans i världen där komponenter från konkurrenter samverkar.

”Om man har otur kan kontrollsystemen styra mot varandra”

Något samarbete mellan leverantörer om ett nytt nät i Nordsjön har inte heller kommit igång. Inga kunder har lagt några beställningar.

– Det pågår diskussioner om hur samarbetet ska gå till. Men kunderna måste berätta hur de vill att näten ska fungera så att vi kan jobba fram en teknisk lösning. Jag tror att mycket kring vägen framåt kommer att bestämmas under det här året, säger Andreas Berthou.

Det finns dock vittnesmål som tyder på att samarbete mellan konkurrenter kan bli besvärligt. För bygget av en HVDC-länk till det norska oljefältet Johan Serverdrup anlitade Equinor de båda leverantörerna Siemens och ABB (numera Hitachi Energy), vilket innebar att en tredje oberoende aktör behövde genomföra tester för att skydda tillverkarnas affärshemligheter.

Det blev både tidsödande och kostsamt, rapporterar tidningen Engineering & Technology.

Math Bollen, professor i elkraftteknik vid Luleå tekniska universitet, pekar på just kontrollsystemet som en stor teknisk risk med ett framtida HVDC-nät.

– Om man har otur kan de olika kontrollsystemen styra mot varandra. Om spänningen blir för hög på ena sidan styrs den ner, men då kan spänningen bli för låg på andra sidan, som då styr upp nivån. Sedan blir avvikelserna större och större tills spänningsnivån slår i taket och skyddssystem slår till, säger han.

”Kan bli svårare att bygga luftledningar”

En annan potentiell risk är att sammankopplingen kan leda till kaskadeffekter. Ett fel någonstans i nätet får då stora konsekvenser.

– Risken är större i ett nät eftersom man lägger alla ägg i en korg. Det kan hända något i systemet som gör att ett land plötsligt tappar fem inmatningar på en gång. Det är som att tappa alla kärnkraftverk på en gång. Men hur stor sannolikheten är för det är svår att veta, säger han.

Fakta: Linda Nohrstedt Grafik: Jonas Askergren

Hur garderar man sig mot en sådan händelse?

– Genom forskning, testning och övervakning, säger Math Bollen.

Den tredje risken med ett HVDC-nät i havet som elkraftprofessorn pekar på är av mer psykologisk natur.

– Bygger man ett sådant nät ger man intryck av att kablar löser allt. Markägare kommer att säga ”Kan man lägga kablar i Östersjön varför kan man inte använda kablar här?” Det kan bli svårare att bygga luftledningar på grund av sådana diskussioner. Men vissa problem kan man inte lösa med likström, man behöver växelström, säger han.

Senaste utvecklingen: Multiterminaler

I änden på en HVDC-länk krävs en omriktarstation som kan omvandla likström till växelström och tvärtom.

På senare år har omriktarstationer med så kallad multiterminalfunktion utvecklats. Det är stationer som kan ta emot likström och växelström från flera olika håll. De kan därför fungera som knutpunkter i ett framtida HVDC-nät.

Sydvästlänkens södra del, som går mellan Barkeryd i Småland till Hurva i Skåne, kan tjäna som exempel. Den har en traditionell omriktarstation i varje ände.

Nu ska snart en ny omriktarstation byggas i Hurva, för att ansluta till den nya utlandsförbindelsen Hansa Power Bridge till Tyskland.

– Hade vi byggt en multiterminal från början vid Hurva hade det varit mer kostnadseffektivt och lättare med styrningen. Men när Sydvästlänken planerades fanns inte multiterminaler med koppling mot Tyskland på kartan, säger Daniel Gustafsson på Svenska kraftnät.

Linda Nohrstedt

Mer om: HVDC Elnät

Kommentarer

Välkommen att säga din mening på Ny Teknik.

Principen för våra regler är enkel: visa respekt för de personer vi skriver om och andra läsare som kommenterar artiklarna. Alla kommentarer modereras efter publiceringen av Ny Teknik eller av oss anlitad personal.

  Kommentarer

Debatt