Onderzoek alternatieven Noord West 380 kv - verbinding

Onderzoek alternatieven Noord West 380 kV - verbinding

Het onderzoek is uitgevoerd in opdracht van de Provincie Groningen.

Februari 2010 Adviesburo RIES

Onderzoek alternatieven NoordWest380kV-verbinding

Voor dit onafhankelijke onderzoek is naar aanleiding van een initiatief van buurtschapscomité Westerdijkshorn een opdracht verstrekt door de Provincie Groningen. Het onderzoeksrapport is opgesteld door ir. A. van Maldegem in samenwerking met ondermeer ing. H. Ubels en P. Hellinga.

Bedrijfsgegevens :

Adviesburo RIES Schuitendiep 40 9711 RD Groningen [email protected] Tel. 050 3182679 KvK-reg. 020 41022

Adviesburo RIES  Provincie Groningen – Onderzoek NW380kV versie 2.0 - 26-02-10 - AvM – pag. 2 van 26


Onderzoek alternatieven NoordWest380kV verbinding Samenvatting met bevindingen en conclusies 1

Situatieschets

In de Eemshaven wordt volgens plannen rond 2016 in totaal circa 9.500 MW aan elektrisch vermogen opgewekt en geïmporteerd. Dit vermogen zal structureel voor het overgrote deel niet in Noord-Oost-Nederland benut worden, maar in de Randstad. Om deze hoeveelheid elektriciteit op voldoend bedrijfszekere wijze te kunnen transporteren is circa 14.000 MVA aan verbindingscapaciteit nodig, rekening houdend met onderhoud en storingen. Momenteel komt circa 9.000 MVA aan transportcapaciteit tussen Eemshaven en West-Nederland beschikbaar. Er dient dus nog circa 5.000 MVA aanvullende transportcapaciteit te worden gerealiseerd binnen 6 jaar. Bijkomende eis is dat in Friesland decentraal vermogen op het landelijke hoofdtransportnet moet kunnen worden aangekoppeld. 2

Technische inventarisatie verbindingsalternatieven

Met het TenneT-plan om van Eemshaven via Vierverlaten en Friesland naar Ens en verder naar Diemen een bovengrondse 380 kV-verbinding aan te leggen van 5.200 MVA zou voldoende extra transportvermogen worden verkregen. Tevens wordt daarbij decentrale invoeding in Friesland mogelijk. Andere opties om de noodzakelijke verbindingscapaciteit te kunnen realiseren die zijn onderzocht : vermindering van de benodigde transportcapaciteit door slim netmanagement gebruik van HVDC-verbindingen (gelijkstroomsysteem) toepassing van ondergrondse HVAC-verbindingen (wisselstroomsysteem) integratie van bestaande 220 kV-circuits in een nieuwe 380 kV-verbinding Door toepassing van slimme netbeheerstrategieën zou ondermeer bij onderhoud een vermindering van maximaal circa 2.000 MVA aan te installeren transportcapaciteit kunnen worden bereikt, maar vanwege noodzakelijke medewerking van marktpartijen is dat niet bij voorbaat te garanderen. Bij HVDC-verbindingen is met beschikbare techniek per onderzeese kabel een vermogen van circa 1.000 MVA over te brengen, maar de bedrijfszekerheid is daarbij momenteel nog onvoldoende gewaarborgd voor toepassing als basisnetverbinding. Als bypass zou met HVDC-technologie tussen Eemshaven en Diemen via Noordzee en IJsselmeer maximaal circa 2.000 MVA transportcapaciteit realiseerbaar kunnen zijn (vergelijkbare netconnectie als bij de COBRA-kabel maar dan met meer vermogen). Kosten/tijdraming : 1,2 G€ / 6 jaar. Bij ondergrondse HVAC-verbindingen met een spanningsniveau van 380 kV gedragen de kabels zich zodanig als condensatoren dat vanwege de nu technisch niet beheersbare risico’s op spanningsinstabiliteit voor het 380 kVnet een maximum van 20 km aan ondergrondse kabeltracélengte wordt gehanteerd (pas na 2016 is eventuele ophoging te verwachten). Gelet op de lengte van 220 km tussen Eemshaven en Diemen kan dus vooreerst hoogstens op een paar knelpunten een kort stuk 380_kV-verbinding ondergronds worden aangelegd. Met een integratie van 380 kV- en 220 kV-verbindingen kan de transportcapaciteit toenemen zonder dat er extra lengte aan bovengrondse lijnen bijkomt. Door nieuwe bipole-masten (minder brede veldsterktezonering) voor 4 stuks 380 kV-circuits te plaatsen en daarin naast 2 stuks 380 kV-circuits tijdelijk 2 zware 220 kV-circuits te hangen kan circa 8.400 MVA transportcapaciteit worden gerealiseerd tussen Eemshaven en Ens waarna de huidige 220 kV-vakwerkmasten kunnen worden verwijderd. Na ombouw van de schakelstations kunnen de beide 220 kV-circuits volledig worden vervangen door 380 kV-circuits. Vanwege het daarbij verkrijgbare extra transportvermogen van circa 2.000 MVA is de bestaande bovengrondse 220 kV-lijn door Drenthe dan niet langer nodig als hoofdverbinding en zou deze kunnen worden omgezet in een regionale ondergrondse 110 kV-verbinding. 3

Conclusies

Integratie van bestaande 220 kV-circuits met een nieuwe 380 kV-lijn blijkt momenteel de enige reële technische optie om voor 2016 met voldoende bedrijfszekerheid het nu geplande vermogen vanuit de Eemshaven volledig te kunnen transporteren zonder aanleg van extra lengte aan bovengrondse verbindingen. Dit vergt circa 500 M€ extra netinvesteringen vergeleken met de aanleg van een traditionele 380 kV-lijn. Om daarna verdere uitbreiding van het vermogen bij de Eemshaven op te kunnen vangen zonder aanleg van nieuwe bovengrondse verbindingen biedt onderzeese HVDC-techniek betere perspectieven dan ondergrondse HVAC- of HVDCbekabeling (aansluiting op een West-Europees supergrid). Behalve naar de Randstad zal een groeiend structureel vermogensoverschot vanuit de Eemshaven ook naar het Duitse binnenland getransporteerd moeten kunnen gaan worden ; een hoge elektriciteitshub-ambitie vergt dan onontkoombaar verdere netverzwaringen in Noord-Oost-Nederland. Gebruik van bovengrondse HVDC-circuits zou daarbij een alternatief kunnen vormen voor bovengrondse HVAC-circuits.




Inhoud

Pagina

1 1.1 1.2 1.3

2 2.1 2.2 2.3

2.4 2.5 2.6

3 3.1 3.2

3.3

3.4

4 4.1 4.2

Doel en werkwijze

5

Onderzoeksvraag Opzet studie Te presenteren resultaten

5 5 5

Plankaart TenneT

6

Analyse en overzicht opties elektriciteitstransport

7

Nut en noodzaak transportverbinding Globale raming benodigde transportcapaciteit Inventarisatie beschikbare transporttechnieken 2.3.1 Theoretische en praktische opties 2.3.2 Bovengrondse lijnverbindingen 2.3.3 Ondergrondse kabelverbindingen 2.3.4 HVAC – technieken 2.3.5 HVDC – technieken Selectiecriteria voor verbindingsopties Aanvullende informatie inzake netwerkontwikkelingen Reëel bruikbare technieken voor de verbinding

7 7 9 9 10 11 13 15 17 17 18

Concrete uitwerking verbindingsalternatieven

19

Voorliggend TenneT-plan Alternatieven met uitvoeringsopties 3.2.1 Doelstelling alternatieven 3.2.2 Vermindering benodigd transportvermogen 3.2.3 Impactreductie van bovengrondse verbindingen Uitwerking hoofdvarianten 3.3.1 Slim netmanagement 3.3.2 HVAC 3.3.2.1 HVAC bovengronds 3.3.2.2 HVAC ondergronds 3.3.3 HVDC onderzees Overzicht en evaluatie alternatieven

19 19 19 19 20 21 21 22 22 22 23

Plankaart met alternatieven

24

Conclusies en aanbevelingen

25

Resulterende keuzemogelijkheden verbinding Aanvullende opmerkingen

25 25

Bronnenverantwoording

26



1 1.1

Doel en werkwijze Onderzoeksvraag

De nationale elektriciteitsnetbeheerder TenneT heeft het plan om een 380 kV verbinding aan te leggen vanaf de Eemshaven naar Diemen in de vorm van bovengrondse HS-lijnen. Een dergelijke uitvoeringsvorm is maatschappelijk omstreden vanwege ongewenste neveneffecten. De vraag in dit onderzoek is of er voor de omgeving gunstiger vormen van elektriciteitstransport mogelijk zijn, bijvoorbeeld middels ondergrondse kabels. Daarbij dient een overzicht gegeven te worden van realiseerbare opties. Hoewel dit onderzoek primair gericht is op alternatieven inzake het trajectdeel in de provincie Groningen wordt vanwege de nationale en internationale koppelingen ook een analyse in breder perspectief uitgevoerd, zodat dit niet kan worden betiteld als zijnde louter provinciaals.

1.2

Opzet studie

Eerst wordt kort geanalyseerd welke functionele eisen aan de betreffende netverbinding gesteld worden, en wat de noodzakelijke transportcapaciteit moet zijn. Daarna volgt een inventarisatie van beschikbaar staande technieken, en worden selectiecriteria vastgesteld. Vervolgens wordt, rekening houdend met de voorzienbare ontwikkelingen in het elektriciteitsnetwerk, een overzicht gegeven van de meest bruikbare uitvoeringsvormen. Voor het concrete TenneT-plan worden dan de technische alternatieven geselecteerd, en voor de meest realiseerbare varianten nader uitgewerkt, en geëvalueerd. Tenslotte worden de conclusies met aanvullende opmerkingen gepresenteerd.

1.3

Te presenteren resultaten

Vanwege de in de discussies niet altijd aanwezige kennis van zaken en daarmee het ontbreken van duidelijk inzicht in wat wel en wat niet realiseerbaar is dient dit onderzoek helderheid te verschaffen over de reële technische mogelijkheden van uitvoeringsvormen voor de in het NW380kV-project genoemde transportverbinding. De nadruk ligt daarbij op het type verbinding, met zo concreet mogelijke trajectinvullingen. De precieze detaillering van de loop van de trajecten wordt echter niet uitgewerkt. De tijdens het onderzoek gevonden informatie over zaken die beleidsmatig relevant kunnen zijn voor toekomstige ontwikkelingen betreffende het elektriciteitstransport in de provincie Groningen worden in aanvullende opmerkingen beknopt weergegeven.



De plankaart van de NoordWest380kV-verbinding zoals door TenneT gepubliceerd



2

Analyse en overzicht opties elektriciteitstransport

2.1

Nut en noodzaak transportverbinding

De huidige maatschappij is volledig afhankelijk geworden van een goed functionerend elektriciteitsnet. Het bestaande hoogspanningsnet vertoont echter door de groeiende behoefte aan transportcapaciteit een aantal knelpunten, onder andere in Noord-Oost-Nederland. Belangrijkste probleempunt daar is de concentratie van productie- en importvermogen bij de Eemshaven, die aanzienlijk meer vermogenscapaciteit oplevert dan binnen een straal van zo’n 200 km door belastingen kan worden benut. Vanwege de wettelijke aansluiten transportplicht moet de netbeheerder daar nieuw vermogen accepteren ondanks dat het vanwege de afstand tot de uiteindelijke elektriciteitsgebruikers een zeer onlogische positie betreft. Doordat de netinvesteringen en de transportkosten voor geproduceerde elektriciteit niet voor rekening van de producenten komen prevaleren voor hen als gunstige vestigingsvoorwaarden voor elektriciteitscentrales de beschikbare en betaalbare ruimte, de aanwezigheid van voldoende koelvermogen, en de goede en concurrerende aanvoermogelijkheden van brandstof. Voor nabije windparken is de Eemshaven een binnen bereik vallend aanlandingspunt met sterke netconnecties. Dit resulterende productieoverschot betekent dat het overgrote deel van het elektrisch vermogen getransporteerd dient te worden naar West- en Zuid-Nederland. Dit transport blijkt bepalend voor de dimensionering van het elektriciteitsnet in de regio Noord-Oost-Nederland. Hoewel er ook situaties kunnen optreden van export naar Noorwegen, Duitsland, en in de toekomst naar Denemarken, zijn de daarbij optredende vermogensstromen aanmerkelijk minder omvangrijk. De regionale groei in belastingen en in decentrale opwekking vereist mogelijk in de toekomst wel meer en zwaardere netinvoedingspunten, maar blijkt ook bij lange-termijn-prognoses in totaliteit verder niet relevant voor de dimensionering van de transportcapaciteit van de hoofdverbindingen in het hoogspanningsnet. Wel is het wenselijk dat er een hoofdtransportnetring in Noord-Oost-Nederland komt zodat redundantie ontstaat (tweezijdige verbindingsmogelijkheden), maar daarbij kan regionaal bezien de transportcapaciteit beperkt blijven. Conclusie is dat de geplande uitbreiding van het hoogspanningsnet in de provincie Groningen nagenoeg uitsluitend plaatsvindt ten behoeve van nationale en internationale elektriciteitstransporten.

2.2

Globale raming benodigde transportcapaciteit

Voor het bepalen van de transportcapaciteit van de netverbinding zijn van belang : - het maximum aan invoedend vermogen (hier : bij Eemshaven) - een maximale transportwaarde tijdens uitval van parallele netwerkcircuits - de voorzienbare toekomstige vermogenssituatie. Voor de verbinding Eemshaven-Diemen is de vermogensinvoeding in Eemshaven bepalend voor de maximale stroombelasting nu en in de nabije toekomst. Dit vermogen wordt deels ook via nu reeds bestaande circuits overgedragen, zodat dit normaliter niet volledig aan de nieuwe netuitbreidingen kan worden toegerekend. Omwille van de leveringszekerheid is het echter noodzakelijk dat er rekening wordt gehouden met de niet-beschikbaarheid van netverbindingen vanwege onderhoud en storingen. Daardoor moet de totale transportcapaciteit van het net hoger zijn dan het maximaal af te voeren productievermogen. Er wordt geëist dat uitval van 1 hoofdcircuit niet mag leiden tot gedwongen afschakeling van belastingen of productie-eenheden ; deze vorm van redundantie wordt ook aangegeven met het (N-1)-criterium. Deze eis geldt ook als 1 hoofdcircuit buiten bedrijf is voor onderhoud, dus resulterend geldt dan een (N-2)-criterium : ook bij het gelijktijdig buiten bedrijf zijn van 2 hoofdcircuits moet de transportcapaciteit van het net nog voldoende zijn voor de elektriciteitsuitwisseling van alle gebruikers. Adviesburo RIES  Provincie Groningen – Onderzoek NW380kV versie 2.0 - 26-02-10 - AvM – pag. 7 van 26


In dit geval moet voor de vereiste ontwerpwaarde van de nieuwe netcircuits tussen Eemshaven en Diemen dus worden uitgegaan van het maximale invoedend vermogen te Eemshaven, verminderd met de resterende transportcapaciteit van parallelle verbindingen als de 2 grootste circuits daarvan buiten bedrijf zijn. Het invoedend vermogen bij Eemshaven rond 2016 kan globaal als volgt worden afgeschat : - bestaande gasgestookte centrales Electrabel (EC2 en EC3-EC7) 2.450 MW - geplande gasgestookte centrale van EE / AP 1.300 MW - in aanbouw zijnde multifuel Magnum-centrale van Nuon 1.300 MW - geplande kolencentrale van RWE 1.600 MW - bestaande windparken Eemshaven 100 MW - geplande zeewindparken van Bard 875 MW - bestaande interconnector NorNed 700 MW - geplande interconnectors NorNed / COBRA 1.400 MW Totaal : 9.725 MW aan grootschalig opwek- en importvermogen. In de regio rond de Eemshaven zijn ondermeer nog de bestaande Electrabel-centrale te Bergum (700 MW) en de Delesto-WKK te Delfzijl (530 MW) op netstations aangesloten, maar dat vermogen wordt grotendeels locaal voor fabrieken en gascompressorstations gebruikt. Verspreid in het regionale net zijn verder ook een aantal kleinere WKK-units en windturbines aanwezig, maar het gezamenlijk vermogen daarvan is van dezelfde orde van grootte als dat van de locale belastingen zodat dat netto ook niet in significante transporten op het hoogspanningsnet resulteert. Omdat productie en import nooit volledig gelijktijdig op hun maximum zullen presteren kan een waarde van circa 9.500 MW als uitgangspunt worden genomen voor het af te voeren elektrisch vermogen. Omdat de bouw van een elektriciteitscentrale doorgaans sneller kan plaatsvinden dan een uitbreiding van het hoogspanningsnet (circa 4 versus 8 jaar) is een anticiperende netdimensionering nodig, en moet geplande productiecapaciteit worden ingecalculeerd ook al is nog geen definitief bouwbesluit genomen. Qua gedrag kan het Eemshavenvermogen worden onderverdeeld in : - goed op- en afregelbaar : gasgestookte units, totaal circa 4.000 MW (~ 40 %) - continu basislast leverend : kolen / biomassa-gestookte units, totaal circa 2.500 MW (~25 %) - niet planbaar fluctuerend : windturbines, totaal circa 1.000 MW (~ 10 %) - bidirectioneel stuurbare im/export : HVDC-interconnectoren, totaal circa 2.000 MW (~ 25 %) Gelet op het productie-overschot in Eemshaven en de bouw van basislastcentrales zal de HVDCtransportcapaciteit ook voor export worden benut. Volledige inzet van de HVDC-interconnectors voor export levert maximaal circa 50 % transportreductie op (~ 4.000 MVA) voor de verbinding Eemshaven-Diemen. Het huidige elektriciteitstransport tussen de Eemshaven en Ens vindt plaats via een 380 kV-verbinding langs de stations Meeden en Hessenweg (Zwolle) met 2 circuits van elk 2.750 MVA ofwel samen 5.500 MVA, en 220 kV-verbindingen via station Vierverlaten via Friesland met 2 circuits van elk circa 950 MVA ofwel samen 1.900 MVA en via Drenthe met (na voltooiing van de momenteel in uitvoering zijnde opschaling) evenzo 2 circuits van elk circa 950 MVA ofwel samen 1.900 MVA. De totale transportcapaciteit komt dan op circa 9.300 MVA. Voor handhaving van de leveringszekerheid overeenkomstig het N-2-criterium moet dit gezamenlijk vermogen worden verminderd met dat van de twee grootste parallelle netverbindingen. In dit geval betreft dat de 2 x 2.750 MVA circuits van de 380 kV-verbinding Meeden-Hessenweg (Zwolle) van in totaal 5.500 MVA. Er resteert dan nog 3.800 MVA zodat om het totale Eemshaven-vermogen van circa 9.500 MVA alsnog te kunnen transporteren er dus via de route Eemshaven-Ens aan nieuwe verbindingscapaciteit circa 5.700 MVA nodig zou zijn. Vanwege de verbinding met Duitsland van Meeden naar Diele (2 circuits van elk 1.370 MVA) zal bij voornoemde (N-2)-uitval een deel van het vermogen ook via het Duitse en Zuid-Oost-Nederlandse net naar Diemen getransporteerd kunnen worden, zodat een lagere ontwerpwaarde van circa 5.000 MVA voor het nieuwe verbindingsdeel Eemshaven-Ens in de praktijk zal voldoen. Er ontstaat dan een evenwichtig opgebouwd hoofdringnet in Noord-Oost-Nederland. Tussen Ens en Diemen moet de bestaande 2 x 1.645 MVA 380 kV-lijn van het centrale hoofdringnet minimaal worden verdubbeld. Het is mogelijk dat na 2016 nog meer productievermogen te Eemshaven kan invoeden, gelet ook op plannen voor verdere ontwikkeling van grootschalige windparken. Dat transport zal dan naar verwachting mede door een nieuw net van internationale supergridconnecties worden opgevangen.



2.3

Inventarisatie beschikbare transporttechnieken

2.3.1

Theoretische en praktische opties

Elektrische energie wordt getransporteerd middels elektromagnetische velden (EM) door straling of door geleiding. Het gebruik van straling voor overdracht van grote elektrische vermogens is technisch niet efficiënt noch veilig uitvoerbaar. Middels geleiders kan elektriciteitstransport wel efficiënt en gecontroleerd plaatsvinden. Over grote afstanden is het daarvoor benutten van geleidende gassen en vloeistoffen niet praktisch. Gebruik van metalen geleiders blijkt de meest geschikte techniek, waarbij koper (Cu) en aluminium (Al) vanwege lage elektrische weerstand, ruime beschikbaarheid, en goede constructieve eigenschappen het meest toegepast worden. De verliezen in geleiders zijn evenredig met het kwadraat van de stroomwaarde en met de weerstand. De stroomwaarde kan worden gereduceerd door te werken met een hogere spanning, de weerstand kan worden verminderd door de geleiderdiameter te vergroten en de lengte te minimaliseren. Voor transport van grote vermogens is gebruik van hoogspanning en robuuste geleiders via zo kort mogelijke routes dus een efficiënte keuze. Gebruik van een hogere spanning leidt tot meer lekstroomverliezen, wat kan worden gereduceerd door de geleiders goed te isoleren. Voor grootschalig elektriciteitstransport over lange afstanden zullen geleiders door lucht, water, en/of grond aangelegd moeten worden. Daarbij is alleen lucht een goede isolator, mits vanwege minder gunstige atmosferische omstandigheden een voldoende afstand tussen de spanningsvoerende geleiders onderling en tot het grond- of wateroppervlak wordt gehanteerd. De meest simpele en minst materiaal kostende uitvoeringsvorm is derhalve gebruik maken van bovengrondse lijnen, die hoger moeten hangen naarmate de spanning hoger is. Bij dit verbindingstype kunnen simpele technieken worden gebruikt, wordt verlieswarmte via natuurlijke ventilatie afgevoerd, en is het elektrische gedrag en de bestandheid tegen storingen goed. Belangrijkste nadelen zijn de invloeden op de omgeving, zoals visuele hinder en de verspreiding van elektromagnetische straling. Bij geleiders die in grond of water aangebracht worden zal een isolerend materiaal als omhulling aangebracht moeten worden. Gebruik daarbij van isolerende gassen of vloeistoffen is constructief lastig en er blijft daarbij altijd een lekkagerisico bestaan. Meest praktisch is derhalve de toepassing van isolerende vaste stoffen. Deze kabeltechniek vereist gecompliceerdere fabricage- en montagemethoden, vergt meer materiaalgebruik, kent een lastiger afvoer van verlieswarmte, en maakt dat de verbinding zich elektrisch tevens als condensator gedraagt. De ondergrondse aanleg vermindert de invloed op de omgeving aanzienlijk, maar verhoogt de kosten van aanleg. Elektriciteit kan worden overgedragen middels wisselstroom (Alternating Current) of gelijkstroom (Direct Current). Vanwege het eenvoudig opwekken en op andere spanningsniveaus kunnen brengen is AC de meest dominante techniek in het elektriciteitsnetwerk geworden (standaard : 50 Hz, 3 fasig). De DC-techniek (0 Hz, 2 polig) wordt vooral toegepast in laagspanningssystemen waarin opslag van energie wenselijk is (accu’s), zoals bij noodvoedingen en in voertuigen, of bij installaties waarin veel elektronica gebruikt wordt. Om van wisselstroom gelijkstroom te maken zijn gelijkrichters of converters nodig ; deze conversie veroorzaakt verliezen.. Bij wisselstroom wordt via condensatoreffecten voortdurend lading uitgewisseld tussen de geleiders en de omgeving, wat naast de weerstandverliezen leidt tot kwadratisch met de spanning toenemende extra diëlektrische verliezen. Verhogen van de AC-spanning resulteert daardoor uiteindelijk niet meer in lagere transportverliezen. Bij DC-spanning treden die diëlektrische verliezen niet op, zodat High Voltage DC (HVDC) voor grotere vermogenstransporten over langere afstanden gunstiger resultaten geeft dan HVAC. Voor korte afstanden is HVAC efficiënter, omdat daarbij in standaardnetten geen conversie nodig is en dus ook geen conversieverliezen ontstaan. Resumerend kan voor het transport van grote elektrische vermogens in de praktijk gebruik gemaakt worden van bovengrondse lijnen of ondergrondse kabels, met ofwel HVAC- ofwel HVDC-techniek. Deze vier transportmethoden zullen nu gedetailleerder worden uitgewerkt. Adviesburo RIES  Provincie Groningen – Onderzoek NW380kV versie 2.0 - 26-02-10 - AvM – pag. 9 van 26


2.3.2

Bovengrondse lijnverbindingen

De onderdelen waaruit bovengrondse lijnen bestaan zijn : - geleiders - isolatoren - masten - schakelmateriaal. Voor de geleiders wordt gebruik gemaakt van aluminium (licht, goed geleidend) en staal (mechanisch sterk) ; deze materialen zijn goed recyclebaar. De draden worden om meer transportcapaciteit te verkrijgen gebundeld tot 4 stuks per fase (dat is constructief en elektrisch gunstiger dan gebruik van een enkelvoudige dikkere draad), en middels isolatoren (traditioneel met glas, nu met kunststof) opgehangen aan de stalen masten. Op plaatsen van aftakkingen en koppelingen zijn schakelaars en scheiders aangebracht. Ter bescherming tegen blikseminslag worden tussen de masttoppen enkelvoudige bliksemdraden gespannen. Een hogere spanning leidt tot een hogere mast met dito lijnhoogte, meer isolatorlengte, en een hogere elektrische veldsterkte. Een hogere stroomwaarde leidt tot meer draden per bundel, en een hogere magnetische veldsterkte. Resulterend leidt een hoger vermogenstransport dus tot omvangrijkere en meer straling genererende hoogspanningslijnen. Het elektrische netwerkgedrag van bovengrondse lijnen varieert van licht capacitief (condensatorwerking) in onbelaste toestand tot zwaar inductief (spoelwerking) bij volle belasting. Voor het volledig uitnutten van de lijn en om de netspanning op peil te houden wordt bij lange verbindingen compensatie met bijschakelbare condensatoren toegepast. Door het ontbreken van afscherming kunnen kortsluitingen (overslag tussen lijnen onderling of naar aarde) relatief gemakkelijk ontstaan, maar door snelle afschakeling en automatische herinschakeling na controle is het herstellend vermogen groot. Ook de repareerbaarheid is goed. Ondanks lange procedures zijn bij aanleg de directe investeringen relatief laag , maar jaarlijks zijn er wel significante kosten van exploitatie (verliezen, onderhoud, schadevergoedingen) . Inzake de interactie met de omgeving zijn de belangrijkste aspecten : - visuele zichtbaarheid (horizonvervuiling, waardevermindering naburig onroerend goed) - elektromagnetische straling (zwerfstromen, apparatuurstoring, gezondheidsrisico) - corona-effecten (ionisatie (fijnstof), ozonvorming, geknetter, radio-storing) - belemmering grondgebruik (agrarisch, industrieel, transport, bebouwing, begroeiing) - ecologische schade (vogel/vleermuis-botsingen, biotoopverstoring) - metaaldepositie (corrosiedeeltjes) - electrocutierisico (bij contact/capacitief via voertuig, vliege(re)nd, brand, draadbreuk). Vanwege voornoemde nadelen worden strenge regels gesteld aan nieuwe HS-lijnen, waaronder de eis dat binnen de zone waarin de magnetische veldcomponent > 0,4 µT bedraagt (voorzorgsnorm) geen permanente verblijfsactiviteiten mogen plaatsvinden. Deze waarde wordt berekend bij 30 % stroombelasting. Bij de traditionele uitvoeringsvorm voor bovengrondse lijnen met vakwerkmasten kan die zone tot 300 m breed zijn (380 kV). Teneinde daarin een reductie te verkrijgen is een innovatieve buismast ontwikkeld waarmee dat zou kunnen worden gereduceerd tot 75 m. Door een compactere en kruislingse ophanging van de fasedraden van de twee daaraan te plaatsen circuits treedt daarbij veldverzwakking op, wat verder wordt bevorderd door eronder gespannen inductiedraden. Vanwege de wens tot uitbreiding tot 4 circuits per verbinding en het bij onderhoud volledig spanningsloos kunnen schakelen van een mast is dit concept doorontwikkeld tot duomasten met de type-aanduiding M-compact of bipole-mast (merknaam Wintrack). Bij 4 circuits van 380 kV kan de zonebreedte overigens toenemen tot ruim 100 m, al blijft dit significant smaller dan bij de oude vakwerkmasten. Behoudens genoemde zoneversmalling en een slankere buisconstructie en minder onderhoud zijn de verdere eigenschappen van de lijnen met bipolemasten vergelijkbaar met die van de traditionele vakwerkmasten. Door de verticale opstelling van de 3 fasedraden zijn er met bliksem- en inductiedraad bij de nieuwe mastconfiguratie 5 botsingskansen voor horizontaal vliegende vogels tegenover 3 of 4 bij de traditionele mast. De directe investeringskosten liggen (volgens opgave TenneT) hoger.



2.3.3

Ondergrondse kabelverbindingen

Bij ondergrondse verbindingen worden diverse typen kabels en verbindingsstukken (moffen of joints) gebruikt, en worden ook verschillende wijzen van aanleg toegepast. Voor kabels zijn de belangrijkste onderdelen de geleider(s) met daaromheen isolatiematerialen en afscherming. De meest simpele opbouw is een cilindrische geleider, opgebouwd uit massieve of samengeslagen koper- of aluminiumdraden, en coaxiaal omhuld met diverse lagen isolerend en veldvereffenend geleidend materiaal, omhuld met een afsluitende loodlaag en/of gearmeerde kunststof mantel als mechanische bescherming. Als isolatiematerialen worden naast de traditionele met olie geïmpregneerde papierlagen steeds meer kunststoffen als XLPE en PEX toegepast. Voor de veldvereffening kunnen geleidende tapes of folies van aluminium gebruikt worden, voor de afscherming en aarding wordt vaak een koperdraadnet gebruikt, en voor de waterdichtheid gelamineerde aluminum-polyethylene tape. Door deze complexe opbouw zijn kabels veel duurder, is de leveringstijd langer, en zijn ze moeilijker repareerbaar dan de bovengronds in gebruik zijnde draadbundels. Vanwege de lastiger warmteafgifte door de isolatie is voor een vergelijkbaar MVAtransport ongeveer een dubbele geleiderdiameter nodig vergeleken met bovengrondse HS-lijnen. Naarmate de stroom groter is moet de geleiderdiameter groter zijn, naarmate de spanning hoger is moet de isolatiedikte toenemen. De geleider is het zwaarste en minst buigzame deel van de kabel, de isolatiematerialen zijn lichter en soepeler. Bij hoge spanningen kunnen kleinere geleiderdiameters volstaan, wat ondanks dikkere isolatie toch resulteert in relatief lichte kabels voor transport van grote vermogens (bij 450 kV HVDC circa 10 cm buitendiameter voor 700 MVA). Naast de 1-aderige kabels (singles) worden ook 2-aderige (voor DC) of 3-aderige (voor AC) gebruikt. Door de niet meer cirkelsymmetrische doorsnede is bij meeraderige (multicore) kabels een complexer ontwerp nodig, waardoor bij fabricage en bij aanleg meer foutrisico’s ontstaan. Ook de bijbehorende verbindingsstukken zijn dan meer gecompliceerd om aan te brengen. De warmteafgifte is bij 1-aderige kabels gunstiger dan bij meeraderige. Rond singles is het elektromagnetische veld sterker dan bij multicores, al kan dat worden beperkt door bundeling (+ en – kabel bij DC, 3 fasekabels bij AC), zij het dat dan de warmteafgifte bemoeilijkt wordt en circa 20 % transportcapaciteit minder benut kan worden. Omdat kabels vanwege het transport op haspels slechts in beperkte lengtes kunnen worden geleverd (op land circa 1 km, op zee tot tientallen kms) moeten voor langere verbindingen veel moffen worden toegepast. Deze verbindingsstukken (joints) worden per type kabel specifiek gemaakt, en zijn dure en arbeidsintensieve en meest storingsgevoelige onderdelen van een kabelverbinding, doordat ze zowel elektrisch als mechanisch inhomogeniteiten vormen. Door kabels te voorzien van glasvezel (fiber) zijn over de gehele trajectlengte de thermische en mechanische parameters continu te monitoren. In geval van storingen is daarmee snel en nauwkeurig de foutplaats te detecteren, en tevens kan soms preventief ingegrepen worden om schade aan de kabel te voorkomen (bijvoorbeeld bij dreigende overbelasting). Voor aanleg van ondergrondse kabelverbindingen worden diverse technieken benut : - deponeren in een gegraven sleuf en afdekken met zand - trekken door buizen van beton of PE (bij weg- of andere infrastructuurkruisingen) - plaatsen in goten in tunnels (in stedelijk gebied) - onderspoelen en op eigen gewicht in de bodem laten zakken (bij onderzeese aanleg). Vanwege de warmteafgifte moeten kabels op enige afstand van elkaar worden aangelegd, zo mogelijk in bodemmateriaal met goede warmtegeleiding. Aanleg in zand onder het grondwaterniveau is het meest gunstig, zowel qua omgevingscondities als qua aanlegkosten. In buizen of tunnels wordt de belastbaarheid door verminderde warmteafvoer snel gereduceerd, en zijn de kosten van aanleg ook aanzienlijk. Onderzeese aanleg met behulp van speciale kabellegschepen en onderwaterrobots is wel een factor 4 tot 8 keer goedkoper dan aanleg op land, en daarbij kan tot wel 3 km per dag aan kabel worden aangebracht (mede doordat veel minder moffen nodig zijn). Nadeel is dat op zee per schip maar 1 kabel of 1 gebundeld singlepaar tegelijk kan worden gelegd, terwijl op land meerdere kabels tegelijkertijd parallel aangelegd kunnen worden. Kabels worden meestal op diepten van 2 tot 6 meter gelegd, maar kunnen met behulp van gestuurde boring in PE-buizen ook tot circa 20 meter diep onder bijvoorbeeld bebouwing of waterwegen door worden getrokken. Dit kan maar met 1 kabel of bundel tegelijkertijd, en is ook een dure methode.



Door de ondergrondse aanleg zijn kabels beschermd tegen atmosferische invloeden en UVstraling, waardoor ze nagenoeg onderhoudsvrij zijn. De grootste risico’s voor beschadiging zijn graafacties, zettingen (door verzakking, onderspoeling, bovengrondse belasting, vorsteffecten), en te hoge temperaturen (door overbelasting, kortsluitstromen, bodemuitdroging, of naburige warmtebronnen). Om beschadigingen en eventuele fabricage- of aanleg- of verouderingseffecten op te sporen kunnen periodiek (jaarlijks) zogeheten PD-testen (partiële ontladingsmetingen) worden uitgevoerd, waarvoor de kabel enige tijd uit bedrijf moet worden genomen (dit resulteert in een lagere beschikbaarheid dan bij bovengrondse lijnen). Inzake de interactie met de omgeving zijn de belangrijkste aspecten : - verstoring van het bodemprofiel (hydrologisch, ecologisch, archeologisch) - belemmering van grondgebruik (agrarisch, industrieel, bebouwing, begroeiing) - elektromagnetische straling (apparatuurstoring, gezondheidsrisico). Bij sleufaanleg kunnen zones met een breedte tot enkele tientallen meters tot een diepte van enkele meters worden verstoord, inclusief de waterhuishouding (drainage, kwel), de bodemgelaagdheid en samenstelling (biotoopaantasting), en het bodemarchief. Ter voorkoming van kabelschade kunnen binnen die strook alleen ondiep wortelende gewassen worden getolereerd, en moet de zone vrij blijven van andere bodembelastende activiteiten. Bij gestuurde diepteboringen is dit niet het geval. Vanwege de ondergrondse aanleg is er geen elektrisch veld merkbaar, maar wel is doorgaans de magnetische veldsterkte direct boven de kabelstrook groter dan de grenswaarde van 0,4 µT. Door diepere aanleg kan de veldsterkte worden gereduceerd. Naast de kabelzone (typische breedte < 30 m) is het magneetveld nihil. Vergeleken met bovengrondse HS-lijnen zijn bij ondergrondse kabels de effecten op de omgeving gering, en blijken risico’s als bijvoorbeeld electrocutie praktisch nihil. Nieuwe ontwikkelingen op het gebied van ondergrondse verbindingen omvatten naast voortgaande verbetering en opschaling van beschreven kabels ook twee innovaties : GIL en HTS. GIL (Gas Insulated Lines) bestaan uit een aluminium geleider in een gasdichte aluminium buis met een elektrisch isolerend gasmengsel (N2 / SF6) als isolatiemedium. Deze constructies hebben een met bovengrondse lijnen vergelijkbaar goed elektrisch gedrag (nagenoeg geen condensatorwerking), en daarbij lagere weerstandsverliezen. Hoewel dit type verbindingen zowel ondergronds als bovengronds als wel horizontaal en verticaal kan worden aangelegd vergt dit starre zettingsvrije civieltechnische constructies en daarmee hoge investeringen. Bovendien is het isolatiegasmengsel niet milieuvriendelijk. Gelet op de Nederlandse bodemsituatie is dit voor grote afstanden geen bruikbaar alternatief. Voor korte verbindingen voor grote vermogens zoals bij knooppunten in het net (Eemshaven) kan het wel een optie zijn. HTS (High Temperature Superconductivity) gebruikt supergeleiding bij “hoge” temperaturen (> 110 ̊ K ofwel - 160 ̊ C !) waardoor de weerstandsverliezen in de geleider nihil zijn. Dit kan worden bereikt door een geleider gemaakt van een speciale metaallegering in een holle, thermisch goed geïsoleerde kabel te koelen met vloeibare stikstof. Vanwege de koelverliezen is deze techniek alleen geschikt voor grote vermogenstransporten, over relatief beperkte afstanden (2 tot 6 km). Vanwege het nog experimentele karakter en de hoge investeringskosten is HTS net als GIL geen reëel bruikbaar alternatief. Vooralsnog is voor ondergronds elektriciteitstransport gebruik van al dan niet gebundelde 1-aderige massieve niet-supergeleidende kabels de meest bedrijfszekere en betaalbare optie, al zijn de investeringen daarbij op land structureel een factor 4 tot 10 duurder dan bij de toepassing van bovengrondse lijnen. Door de beschermde aanleg is de kans op verstoringen aanzienlijk minder groot dan bij bovengrondse lijnen, maar als schade optreedt is deze lastiger te herstellen (langere nietbeschikbaarheid). Bij aanleg in de zeebodem zullen de investeringen aanmerkelijk lager zijn, maar kan de hersteltijd bij reparaties weer fors langer duren vanwege het geringere aantal werkbare dagen per jaar, en een klein aantal beschikbare specifieke vaartuigen. In hoofdnetverbindingen zal bij gebruik van ondergrondse kabels voor hogere bedrijfszekerheid een groter aantal kleinere circuitvermogens parallel gezet moeten worden (met meer schakelaars).



2.3.4

HVAC – technieken

Standaard wordt in het Nederlandse hoogspanningsnet gebruik gemaakt van 50 Hz-wisselspanning met een waarde van 380 kV en 220 kV voor de hoofdverbindingen, en van 150 kV en 110 kV voor de regionale netten. Deze keuze is een gevolg van opschaling vanuit plaatselijke wisselspanningsnetten, waarin 3-fasig aangedreven asynchrone motoren de grootste gebruikersgroep vormden. Wisselstroom heeft als voordelen dat het efficiënt (η ~ 98 %) met roterende generatoren kan worden opgewekt, en efficiënt (η ~ 98 %) en bedrijfszeker met robuuste passieve transformatoren naar andere spanningsniveaus kan worden omgezet (zodat verbindingen gemakkelijk kunnen worden afgetakt), en middels meerfasige systemen zonder retourgeleider kan worden getransporteerd. Doordat spanningen en stromen een sinusvormig verloop hebben leveren schakelacties minder materiaalstress op. Nadelig bij het gebruik van wisselstroom is dat in de geleiders de weerstandsverliezen verhoogd worden door het skin-effect (grotere stroomconcentratie bij het oppervlak van de geleider), door inductieve lekstromen, en door capacitieve laadstromen. Bij gebruik van kabels treden zo ook extra verliezen op in isolatie en afscherming. Gemiddelde verliezen in HVAC-verbindingen over langere afstanden zijn circa 4 % (~ 200 km) tot 8 % (~ 400 km) afhankelijk van belastings- en weersomstandigheden. Het transportvermogen (MVA) door een geleider is het product van spanning (kV) en stroom (kA), en is opgebouwd uit een werkvermogensdeel (MW) en een blindvermogensdeel (MVAr). Bij wisselstroom bevat het net naast benutbare energie (werkvermogen) ook niet benutbare energie (blindvermogen) die deels nodig is om bijvoorbeeld motoren goed te laten draaien maar verder voornamelijk bestaat uit nutteloos heen-en-weer gaande energie-uitwisseling tussen aanwezige inductieve (spoelen, leidingen) en capacitieve (condensatoren) netonderdelen. Het inductieve blindvermogen stijgt kwadratisch met de stroom, het capacitieve blindvermogen neemt kwadratisch toe met de spanning. Omdat ook de weerstandsverliezen in een geleider kwadratisch toenemen met de stroom, is het in eerste instantie gunstig om voor het transporteren van een groot elektrisch vermogen te kiezen voor een hogere spanning zodat de werkstroom lager kan blijven, en het inductieve blindstroomdeel ook. Dit levert echter alleen voordeel op zolang de capacitieve blindstromen beperkt van omvang blijven, maar dat is niet meer het geval in netten met wisselspanningen boven 150 kV. Bijvoorbeeld op 380 kV niveau is de typische capaciteit van een bovengrondse HS-lijn 14 pF/m en van een HS-kabel 205 pF/m. Hieruit blijkt dat de kabel ongeveer een factor 15 grotere condensatorwerking heeft dan een lijn. Als vanwege lastiger warmteafgifte bij ondergrondse aanleg het weerstandsverlies gehalveerd worden door 2 kabels per fase te gebruiken verdubbelt echter de condensatorwerking en komt het capacitief blindvermogen circa een factor 30 hoger uit dan bij de bovengrondse lijn. Concreet 2 voor een 3-fasig kabelcircuit levert dat (formule : Q = C x 2πf x U ) een capacitief blindvermogen op van 9 MVAr/km danwel 18 MVAr/km met 2 kabels per fase, tegen 0,6 MVAr/km voor een standaard bovengronds lijncircuit. Dit betekent dat al bij een kabelcircuitlengte van circa 55 km het totale capacitieve blindvermogen met 1.000 MVAr van gelijke orde wordt als het ontwerptransportvermogen, en de verbinding dus geen verdere belastingstroom kan voeren. Bovendien zal bij die lengte bij inschakeling van het circuit de spanning aan het eind van de verbinding gevaarlijk hoog op kunnen lopen (Ferranti-effect), met kans op isolatiedoorslag en dus netwerkuitval. Het is mogelijk om de capacitieve blindstroom te compenseren met inductieve blindstroom (bij gelijke grootte verdwijnt dan het blindvermogen) maar dat maakt het noodzakelijk om per circa 5 km kabelcircuit shuntspoelen te plaatsen. Dit is behalve kostbaar qua investeringen en qua exploitatie (meer verliezen en onderhoudskosten) ook technisch riskant omdat die extra componenten de kansen op spanningsopslingering vergroten en daardoor de netstabiliteit bedreigen. Er is ook een optie voorgesteld om over te gaan op 6-fasige HVAC-verbindingen omdat het daarmee mogelijk is om langere kabelcircuits aan te leggen. Deze techniek vergt echter naast een extra omzetting bij de koppelingen met de standaard 3-fasige netwerken en extra kabelkoppelingen tevens ook blindstroomcompensatie zodat hierbij geen fundamentele verbetering optreedt met mogelijkheden tot opschaling boven de nu gerealiseerde transportvermogens.



In de Randstad380kV-ring is een onderzoek gestart ter bestudering van het gedrag van in totaal circa 20 km aan standaard 380 kV-kabels (12 x 2.500 mm2 Cu, totaal circa 240 km ofwel circa 720 MVAr). Met behulp van monitoring en simulaties, en door uitwisseling van ervaringen met buitenlandse netbeheerders met ondergrondse kabels bij HVAC-niveaus van circa 400 kV zal over circa 6 jaar meer praktijkinformatie beschikbaar komen. Op basis van nu beschikbare gegevens valt te voorzien dat er eventueel betere risicobeperkende maatregelen vastgesteld kunnen worden met betrekking tot de spanningshuishouding, maar dat er weinig perspectief is op het vinden van nieuwe technieken voor het effectief toepassen van langere ondergrondse verbindingen bij 380 kV, omdat het fysisch niet mogelijk is om de condensatorwerking bij kabels significant te verkleinen. De verwachting is dus dat ondergrondse HVAC-kabels dus structureel beperkt toepasbaar blijven voor elektriciteitstransport bij wisselspanningen groter dan 150 kV. Voor bovengrondse HS-lijnen met hun kleinere capacitieve effecten zou verdere spanningsverhoging nog wel tot efficiënter elektriciteitstransport kunnen leiden, maar bij spanningen groter dan 400 kV nemen daar de problemen eveneens toe. Hogere spanningen vereisen hogere masten en langere isolatoren, maar leiden ook tot grotere veldsterkten en meer omgevingsrisico’s. Zo nemen effecten van corona, de puntontladingen die bij wisselspanning op alle fasedraden optreden, toe. Onder HVAC-lijnen kunnen op rubberbanden rijdende voertuigen capacitief worden opgeladen tot levensgevaarlijke spanningen. Verhoging van de stromen leidt bij bovengrondse HVAC-lijnen naast hogere magnetische veldsterkte ook tot forse inductieve blindvermogens. Een typische circuitwaarde van circa 4 MVAr/km bij volle belasting geeft per 100 km ongeveer 400 MVAr aan inductief blindvermogen, en leidt dan ook tot spanningsverlies en beperking van de transportstroom. Hiervoor kan bij oplopend transportvermogen gecompenseerd worden met bijschakelbare condensatoren, en deels ook met levering van blindvermogen door generatoren. Dit vereist extra investeringen en compliceert het netbeheer. Aanwezigheid van korte stukken kabelcircuits tussen lijncircuits in kan eveneens een compenserend effect hebben, maar aanpassing aan de transportstroom is dan niet mogelijk. In de praktijk gedraagt een lijnverbinding met kabeldelen zich bij lage belastingen capacitief en pas boven circa 50 - 70 % belasting inductief. Resultaat is dan dat bij lage transportstromen risico’s op overspanningen blijven bestaan, en dat bij hoge transportstromen gevaar van overbelasting optreedt, doordat verbindingen met kabelstukken dan een lagere totaalimpedantie hebben en daardoor meer vermogen aantrekken dan parallelle lijncircuits. Resumerend geldt dus voor bovengrondse HVAC-lijnen dat voor het transport van grote elektrische vermogens over lange afstanden efficiëntieverbetering nog maar beperkt mogelijk lijkt, en dat ook daarbij de risico’s qua netinstabiliteit toenemen. De bovengrondse 380 kV-lijn is momenteel binnen het Nederlandse elektriciteitsnet het meest efficiënte en voldoend bedrijfszekere HVAC-transportmedium voor grootschalig vermogenstransport. Gebruik van nieuwe masttechnologie vermindert wel de omgevingsimpact maar verandert het netwerkgedrag niet. De investering in nieuwe 380 kV-HVAC-lijnen bedraagt circa 2,3 M€/km, en de aanleg van HVACkabel kost circa 7 tot 12 M€/km. De trajectkosten zijn echter sterk wisselend per circuitdeellengte. Er kan worden geconcludeerd dat bij HVAC voor wat betreft grootschalig elektriciteitstransport de grenzen van technische optimalisatie nagenoeg bereikt zijn. De onderzoeken die momenteel lopen naar het netwerkgedrag van ondergrondse HS-kabels, die bij 380 kV structureel ongunstige fysische eigenschappen blijken te bezitten, bieden dan ook weinig perspectief voor verdere toepassing in HVAC-netwerken anders dan bij spanningen onder 200 kV.



2.3.5

HVDC – technieken

Gelijkspanning geeft bij hoge spanningen minder verliezen over grote afstanden, maar vergt actieve componenten (converters) voor omzetting naar andere spanningsniveaus en meer operationele sturing, en is niet direct compatibel met de gangbare elektriciteitsnetstandaarden. De converters genereren interferentie (hogere harmonische vervuiling) in netwerken. Converterstations zijn ook de voornaamste bron van geluidshinder bij HVDC-verbindingen, en nemen tevens veel ruimte in beslag (circa 2 ha / 1.000 MVA). Conventionele HVDC-verbindingen met Current Source Converters (CSC) op basis van thyristortechniek hebben een punt-naar-punt-karakter, en kunnen niet zomaar onderweg worden afgetakt (star netwerkontwerp). Typische converterverliezen zijn circa 1 %, en de kabelverliezen circa 1,5 % (bij afstanden van ~ 500 km of meer), zodat de totale verliezen circa 3,5 % zijn. Bij de innovatieve HVDC-techniek met Voltage Source Converters (VSC) op basis van IGBTschakelcomponenten is aftakken wel mogelijk. Typische converterverliezen hierbij zijn circa 2 %, en de kabelverliezen circa 1 %, zodat de totale verliezen circa 5 % zijn. Voordeel voor het beheer van het elektriciteitsnet is dat met HVDC-technologie werkvermogens (MW) en blindvermogens (MVAr) stuurbaar zijn in beide richtingen, zodat bijvoorbeeld ook gecompenseerd kan worden voor capacitief vermogen (geen extra compensatieunits nodig bij lange afstanden zoals bij HVAC), en dat netwerkstoringen niet onontkoombaar tussen gekoppelde netdelen worden doorgegeven. Ook leiden HVDC-koppelingen niet tot hogere kortsluitstromen zodat andere netcomponenten niet versterkt behoeven te worden. Voor HVDC-verbindingen, waarbij capacitieve en inductieve verliezen nihil zijn en weerstandsverliezen lager (geen skin-effect), kunnen zowel bovengrondse lijnen als kabels worden toegepast. Hoewel gewerkt kan worden met 1 geleider (monopole) is toepassing van 2 geleiders (bipole) wenselijk om te voorkomen dat problemen ontstaan met de retourstroom (milieueffecten door elektrolyse, corrosie aan pijpleidingen). Bovengrondse HVDC-lijnen kunnen gunstiger gedimensioneerd worden dan bij HVAC (~ 30 % goedkoper), maar door de noodzaak van converterstations zijn bij kortere trajecten (< 500 km) de directe investeringen in totaal hoger dan bij HVAC-lijnsystemen van gelijke transportcapaciteit. De effecten van bovengrondse HVDC-lijnen op de omgeving zijn minder groot dan bij HVAC-lijnen met vergelijkbare transportcapaciteit. Zo wordt radio-interferentie door corona alleen op de positieve pooldraden gegenereerd, en neemt de intensiteit daarvan bij regen af (in tegenstelling tot bij HVAC). Het magneetveld bij HVDC (~ 25 µT) is van vergelijkbare grootte en karakter (statisch) als het aardmagneetveld (~40 µT), wat eventueel kan leiden tot navigatiefouten (kompasstoring). In tegenstelling tot bij HVAC ontstaan onder HVDC-lijnen bij voertuigen op rubberbanden geen hoge spanningsverschillen ten opzichte van aarde omdat geen capacitieve oplading plaatsvindt. Bij ondergrondse HVDC-kabels is de merkbare omgevingshinder nagenoeg nihil al wordt wel de bodemstructuur eenmalig verstoord en moet de kabelzone vrij gehouden worden van andere benutting. Bij aanleg op land zijn kabellengten van circa 1 km transporteerbaar (bij rivieren/kanalen per schip mogelijk grotere lengten), zodat vrij veel verbindingen (moffen) gemaakt moeten worden wat duur is en potentieel riskant. Bij aanleg op zee kan met een kabellegschip tussen 30 en 70 km kabellengte worden vervoerd wat het aantal moffen sterk reduceert. Bovendien kan men met behulp van een onderwaterrobot een HVDC-kabel middels onderspuiting in de bodem laten zakken zodat met relatief weinig kosten tot wel 3 km per dag aan lengte verwerkt kan worden. Aanleg op zee kan zo een factor 3 tot 8 keer goedkoper zijn dan kabelaanleg op land, en een factor 2 goedkoper dan aanleg van bovengrondse lijnen op land. Hoewel 2-aderige kabels toegepast zijn worden bij HVDC-projecten meestal 1-aderige kabels gebruikt, die gebundeld worden gelegd (eenvoudiger fabricage, betere warmte-afgifte, kleiner magneetveld). Als isolatiemateriaal wordt conventioneel papier/olie toegepast, en innovatief PEX. Er moet wel rekening mee worden gehouden dat per fabricagelijn circa 10 km kabel per maand geproduceerd kan worden zodat voor grote afstanden lange levertijden kunnen optreden. Bij goede dimensionering en zorgvuldige aanleg is de kans op beschadigingen klein, maar als zich een storing voordoet is de uitvaltijd doorgaans lang. Bij zeekabels kan niet in elk seizoen reparatie plaatsvinden. Incidentele storingen hebben zo een grote invloed op het totale beschikbaarheidscijfer, wat daardoor momenteel voor HVDC-verbindingen relatief laag ligt.



De huidige stand van techniek is dat HVDC met conventionele thyristortechniek met een spanning van ± 450 kV en een systeemvermogen tot 1.500 MVA meer dan 5 jaren toegepast is. Deze CSC-technologie is ook gekozen bij de Nederlandse HVDC-links NorNed en BritNed, zij het met lagere systeemvermogens (600 – 1.000 MVA). Nieuwe systemen met 800 kV tot 2.000 MW komen beschikbaar. De innovatieve VSC-techniek (HVDC Light) is nog volop in ontwikkeling en er is alleen 5-jarige ervaringskennis met een spanning van ± 150 kV bij een systeemvermogen tot 300 MVA. Er worden nu systemen opgeschaald tot 300 kV en tot 1.000 MW, maar praktijkgegevens ontbreken nog.

Overzicht van de HVDC-ontwikkelingen vanaf 1970 (bron : ABB)

Momenteel is HVDC de meest geschikte techniek voor aansluitingen via zee (interconnectors) of op zee (windparken), omdat daar de afstanden voor HVAC-kabels onwerkbaar groot zijn. Voor HVDCaansluitingen op land zijn in Nederland de afstanden nog te klein om conversie rendabel te maken, en zijn de uitvalrisico’s nog te groot voor toepassingen bij backbone-verbindingen. De prijs van converterstations bedraagt circa 0,18 M€/MVA, en de aanleg van kabel kost circa 1 M€/km op zee tot circa 6 M€/km op land. Op termijn, als goede langjarige (> 10 jaar) bedrijfszekerheidsreferenties beschikbaar zijn, zouden met CSC-HVDC-techniek hoofdtransportverbindingen (circuitgrootte > 2.000 MVA) tussen netwerkhubs gemaakt kunnen worden, terwijl VSC-HVDC meer geschikt lijkt voor regionale netten met aftakkingen (circuitgrootte ~ 1.000 MW). Eventueel zouden dan in een overgangsfase HVAC-masten kunnen worden herbenut voor bovengrondse HVDC-lijnen.



2.4

Selectiecriteria voor verbindingsopties

De belangrijkste criteria voor selectie van verbindingsalternatieven voor NW380kV zijn : - de toegevoegde transportcapaciteit moet minimaal 5.000 MVA zijn - de bedrijfszekerheid moet aantoonbaar hoog zijn (bewezen techniek) - realisatie moet mogelijk zijn uiterlijk in 2016 - de impact op de omgeving dient zo minimaal mogelijk te zijn - mogelijke toekomstige netontwikkelingen mogen niet worden geblokkeerd - het moet een betaalbare oplossing zijn. De criteria gelden voor de totale verbinding tussen Eemshaven en Diemen, ook als deze eventueel door combinatie van technieken tot stand wordt gebracht.

2.5

Aanvullende informatie inzake netwerkontwikkelingen

In het Nederlandse elektriciteitsnetwerk zijn diverse bedreigingen voor de bedrijfszekerheid te signaleren. Als belangrijkste kunnen worden genoemd : - de moeilijk stuurbare groei in opwekvermogen - de toenemende onvoorspelbaarheid in beschikbaarheid van opwekvermogen - een toenemende discrepantie tussen opwek- en belastingsconcentraties - klimaatverandering met meer weersextremen - intensivering van mobiliteit en multifunctioneel areaalgebruik - een toename in capacitief blindvermogen met bijbehorende spanningsproblemen. Onder centrale regie zijn voor ondersteuning bij storingen in de vermogenshuishouding van een verzorgingsgebied tussen 1930 en 1960 de 110/150kV verbindingen aangelegd, en tussen 1960 en 1990 het 220/380kV landelijk koppelnet. Door de liberalisering en de opkomst van niet-planbaar producerende decentrale en duurzame energiesystemen zoals windparken ontbreekt nu een centrale sturing van elektriciteitstransporten en moeten de elektriciteitsnetwerken die oorspronkelijk ontworpen zijn als koppelnet worden omgebouwd naar transportnet. In de Nederlandse situatie is een sterk onevenwichtige spreiding van opwekvermogen en belastingen ontstaan waardoor van oorsprong regionale netten nu een nationale transitofunctie opgelegd krijgen. Bovendien krijgt Nederland vanwege de ligging ook een hubfunctie in het West-Europese net waardoor ook internationale elektriciteitstransporten door de passieve regionale AC-netten gaan lopen. Daar het op korte termijn niet waarschijnlijk is dat deze ontwikkelingen door adequaat politiek beleid worden bijgestuurd is snelle inzet van technische middelen onontkoombaar. Hoewel met bijvoorbeeld dwarsregeltransformatoren de netwerkstromen enigszins kunnen worden gestuurd is alleen een verzwaring van transportcapaciteit een ook op langere termijn bedrijfszekere oplossing. Netverzwaring kan plaatsvinden door algehele opschaling van het netwerk of door selectieve verhoging van de transportcapaciteit. Dat laatste kan door bijvoorbeeld een opdeling te maken in het net in transito- en distributienetdelen. Door grote elektriciteitstransporten via (inter)nationale hoofdverbindingen te laten lopen kunnen overbelastingen in regionale netdelen worden voorkomen. Het opzetten van een supergrid met onderliggende regiogrids biedt de mogelijkheid tot efficiënt langeafstandstransport en betere benutting van duurzame energie. Praktisch zal dat leiden tot meer inzet van de daarvoor effectiever functionerende en beter stuurbare HVDC-verbindingen. De maatschappelijke druk om meer elektriciteitsnetwerken ondergronds aan te leggen neemt toe. Naast de op basis van landschaps- en milieuwensen geuite bezwaren zijn ook de schadelijke effecten van korte spanningsstoringen (dips) een toenemend probleem bij vooral industriële productiebedrijven. Vanwege klimaatverandering en meer mobiliteit neemt de kans op verstoringen bij bovengrondse lijnen toe, zodat ook om economische redenen ondergrondse aanleg wenselijk wordt. Ter vermindering van storingen door grondberoering zullen de ondergrondse HS-hoofdverbindingen dan wel een gelijk beschermingsregime dienen te krijgen als de leidingtracees van het hoofdgasnet.



In Nederland is beleidsmatig besloten dat de totale lengte aan bovengrondse hoogspanningslijnen niet verder wordt uitgebreid. Nieuwe aanleg vergt dus compensatie elders, waarbij dan bestaande bovengrondse 110 kV- of 150 kV-lijnen worden vervangen door ondergrondse kabels van gelijk spanningsniveau. Dit is technisch goed uitvoerbaar en bedreigt de locale netwerkstabiliteit niet, maar vergt wel aanzienlijke investeringen. Maatschappelijk bezien worden bovengrondse hoogspanningslijnen echter als zodanig hinderlijk ervaren dat die hogere kosten van ondergrondse kabelverbindingen toch worden geaccepteerd, onder de conditie dat de bedrijfszekerheid van de elektriciteitsvoorziening kan worden gewaarborgd. In de netwerken zal toenemend gebruik van ondergrondse bekabeling leiden tot meer capacitief blindvermogen. Deze problematiek is lastig te bestrijden. Door de introductie van frequentiegeregelde aandrijvingen neemt de inductieve netbelasting af, en de bij opwekunits benutte synchrone generatoren kunnen vanwege stabiliteitsrisico’s dat niet compenseren. Toepassing van extra inductieve compensatie middels spoelen is kostbaar en verhoogt de kans op ongewenste netoscillaties. De enige verder in het netwerk voorkomende componenten die een positief effect hebben zijn de HVDC-verbindingen omdat die in staat zijn te compenseren voor capacitief vermogen. Conclusie is dat gelet op de ontwikkelingen qua elektriciteitstransport en de politieke wens tot minimalisatie van bovengrondse hoogspanningsverbindingen het technisch logisch is dat HVDCverbindingen vanwege reductie van transportverliezen en reductie van de capacitieve problematiek op langere termijn voor de netwerkhoofdverbindingen zullen worden toegepast.

2.6

Reëel bruikbare technieken voor de verbinding

Geconcludeerd kan worden dat elektrotechnisch bezien de 380 kV bovengrondse standaard HVAChoogspanningslijnen qua netwerkgedrag en qua efficiëntie momenteel de meest bruikbare oplossing zijn voor de nationale netwerkhoofdverbindingen (backbone). De nieuwe bipole-masttechnologie is de voor de omgeving meest gunstige uitvoeringsvorm. Ondergrondse 380 kV HVAC-kabels zijn vanwege de structurele blindvermogensproblemen slechts zeer beperkt toepasbaar, en vergen forse investeringen. Alleen bij bovengrondse knelpunten is aanleg over korte afstanden (< 10 km) optioneel. Vanwege nog onvoldoend gegarandeerde bedrijfszekerheid zijn HVDC-verbindingen voor de nationale netwerkhoofdverbindingen (backbone) vooreerst niet toepasbaar. Wel kunnen HVDCverbindingen ingezet worden voor nationale bypassverbindingen of internationale connecties over lange afstand waarbij standaard HVAC-netkoppelingen niet of zeer lastig uitvoerbaar zijn. Hoewel bovengrondse HVDC-lijnen minder omgevingsimpact hebben dan HVAC-lijnen, is gebruik van onderzeese HVDC-kabels qua bedrijfszekerheid en qua investering daarbij de meest gunstige optie.



3

Concrete uitwerking verbindingsalternatieven

3.1

Voorliggend TenneT-plan

In de Startnotitie NoordWest 380kV staat het TenneT-plan voor uitbreiding van het transportvermogen in het noordelijke elektriciteitsnet beschreven. Daarin wordt gekozen voor een bovengrondse 380 kVHVAC-lijn bestaande uit 2 circuits van elk 2.600 MVA transportcapaciteit, dus totaal 5.200 MVA. Als technische uitvoeringsvorm wordt de bipole-mast gepresenteerd, met daarin ruimte voor 4 circuits. De varianten die TenneT als opties biedt hebben louter betrekking op het al dan niet bundelen of combineren met bestaande HS-lijnen langs de route (“bundelen” betekent hierbij “parallel aanleggen naast”, en “combineren” staat voor “bestaande en nieuwe circuits integreren in één nieuwe HS-lijn”). Wanneer afgeweken wordt van bestaande HS-lijntrajecten is bundelen noch combineren van circuits mogelijk. Wel kan de nieuwe lijn dan planologisch parallel gelegd worden met bestaande andere soorten hoofdinfrastructuur zoals de A7. Essentiële wensen bij het TenneT-plan zijn het realiseren van een 380 kV-ringnet in Noord-OostNederland met hoge bedrijfszekerheid, aansluitmogelijkheden voor schakelstations specifiek ook in Friesland, en realisatie voor of uiterlijk in 2016. Andere opties voor het grootschalige elektriciteitstransport tussen Eemshaven en Diemen naast de bovengrondse 380 kV-lijn en de gepresenteerde routecorridors worden in de Startnotitie nadrukkelijk afgewezen.

3.2

Alternatieven met uitvoeringsopties

3.2.1

Doelstelling alternatieven

De in het TenneT-plan voorgestelde uitvoeringsvormen voor de nieuwe verbinding zijn vanwege de bovengrondse uitvoeringsvorm maatschappelijk omstreden. In de Startnotitie worden andere opties uitgesloten maar in reacties daarop komen desondanks aantrekkelijker lijkende alternatieve uitvoeringsvormen steeds weer aan de orde. Ter verschaffing van duidelijkheid worden nu beknopt andere mogelijke varianten geselecteerd met minder impact op de omgeving maar die tegelijkertijd wel voldoende bedrijfszekerheid betreffende elektriciteitstransport kunnen waarborgen. Alternatieven behoeven niet noodzakelijkerwijs elk op zich het totale gewenste transportvermogen te kunnen leveren ; ook deeloplossingen kunnen bruikbaar zijn. Teneinde de impact van de uitbreiding te kunnen minimaliseren zijn de basisopties : - vermindering van de benodigde transportcapaciteit in het netwerk - het zoveel mogelijk reduceren van bovengronds aangelegde verbindingen. Alternatieven die hieraan een bijdrage kunnen leveren worden eerst geïnventariseerd, en daarna worden de meest realiseerbare opties verder uitgewerkt.

3.2.2

Vermindering benodigd transportvermogen

De benodigde extra transportcapaciteit in het netwerk wordt bepaald door de grootte van productie- en importvermogen te Eemshaven, en door het (N-2)-criterium voor leveringszekerheid bij storingen tijdens onderhoudssituaties. Aan de omvang van het productievermogen is vanwege de huidige wettelijke bepalingen en Europese regelgeving vanuit elektriciteitsnetbeheer weinig sturing te geven. Vanwege het ontbreken van een effectieve transportkostenverrekening kunnen producenten nu voor locaties kiezen die ver verwijderd Adviesburo RIES  Provincie Groningen – Onderzoek NW380kV versie 2.0 - 26-02-10 - AvM – pag. 19 van 26


zijn van gebruikers omdat de transportkosten toch worden gesocialiseerd. Beleidsmatig zou met behulp van planologische, milieutechnische, en fiscaal-economische middelen mogelijkerwijs wel invloed op de vestiging van nieuwe opwekunits kunnen worden uitgeoefend, maar dat vereist nadere politieke besluitvorming. Voor wat betreft reductie van het importvermogen te Eemshaven zou verdere aanlanding van zeewindparkelektriciteit bij voorkeur direct bij gebruikersconcentraties zoals de Randstad dienen plaats te vinden. Een andere optie is aansluiting van de windparken op een internationaal supergrid. Beslissingen inzake deze ontwikkelingen zijn echter pas na 2016 te verwachten. De benodigde transportreserve tijdens onderhoud kan in principe door slim netbeheer (smart grid management) worden gereduceerd. Daarvoor zijn er te Eemshaven drie mogelijkheden : - reservering van de stuurbare HVDC-interconnectors - het gelijktijdig plannen van onderhoud bij HS-verbindingen en productie-units - afspraken inzake congestiemanagement en run back scenario’s. Deze reservereductie vergt geen extra investeringen maar vereist wel de bereidheid tot het maken van afspraken en eventuele tijdelijke vermindering van economische activiteiten, waaraan ook financiële consequenties zijn verbonden. Resumerend kan worden gesteld dat van voornoemde opties alleen bij de drie varianten van slim netbeheer binnen de projectperiode een relevante bijdrage kan worden verwacht ; dit zal nader worden uitgewerkt.

3.2.3

Impactreductie van bovengrondse verbindingen

In de technische analyse in hoofdstuk 2 is geconcludeerd dat er voor de hoofdnetverbindingen (backbone) momenteel geen voldoend bedrijfszeker alternatief is voor de bovengrondse 380 kVHVAC-lijn. Toepassing van ondergrondse HVAC-kabels is vanwege potentiële verstoring van de netstabiliteit slechts incidenteel voor korte trajectdelen mogelijk. De enige resterende opties voor reductie van de impact van de bovengrondse 380 kV-lijn zijn het toepassen van de nieuwe bipole-masttechnologie zodat magneetveldversmalling optreedt, en eventuele vermindering van de transportstromen zodat circuits compacter kunnen worden uitgevoerd en magneetveldsterkten afnemen. Vermindering van transportstromen in de 380 kV-lijnen is alleen mogelijk als er parallel alternatieve verbindingen worden aangelegd. Als enige technische optie is daarvoor HVDC beschikbaar. Momenteel is daarbij alleen de conventionele CSC-technologie voor punt-naar-punt-verbindingen met redelijke bedrijfszekerheid en significante transportvermogens benutbaar. Dat kan via bovengrondse lijnen, eventueel gecombineerd met HVAC-circuits, maar dat levert weinig merkbare reductie op. Ondergrondse aanleg van HVDC-kabels over land tussen Eemshaven en Diemen, al dan niet gebundeld met andere infrastructuur, is minder bedrijfszeker door het dan grote aantal te maken moffen, en de aanleg ervan is ingrijpend en kostbaar qua grondwerkzaamheden. Een meer realistisch alternatief is een onderzeese bypassverbinding tussen Eemshaven en Diemen via de Noordzee door de Waddenzee en het IJsselmeer-Markermeer-IJmeer. Een aftakbare HVDC-verbinding met VSC-technologie is voor 2016 niet toepasbaar. Resumerend zijn als mogelijk realiseerbare verbindingsvarianten alleen verder uit te werken de HVAC-lijn voor de backbone, met bipole-masten en bij knelpunten eventueel een kort traject met ondergrondse kabel, en de HVDC-verbinding als bypass met onderzeese kabel.



3.3

Uitwerking hoofdvarianten

3.3.1

Slim netmanagement

3.3.1.1 Reservering HVDC-interconnectors Tijdens onderhoud aan een hoofdnetverbinding kan niet alleen de import via de interconnectors worden geblokkeerd, maar kunnen de HVDC-links ook vermogen exporteren. De reductie op het totaal af te voeren elektrisch vermogen bedraagt dan maximaal het dubbele van het transportvermogen van de interconnector. Uitgaande van de NorNed-kabel van maximaal 700 MVA, en de geplande komst van de COBRA-kabel en een tweede NorNed-kabel van samen 1.400 MVA zou ruim 2.000 MVA van import- naar export kunnen worden overgezet. De transportreductie via Eemshaven-Diemen zou dan maximaal 4.000 MVA kunnen bedragen, vergeleken met de maximale invoedingssituatie die circa 9.500 MVA is. Vooreerst is alleen de NorNed-kabel beschikbaar, zodat een reductie ten opzichte van het maximum van 1.400 MVA beschikbaar kan staan, mits voldoende vermogenstransport in Feda (Nooorwegen) mogelijk is. Omdat de interconnectors onder het netbeheer vallen kan de TSO (TenneT) deze reservering realiseren. Dit levert mogelijk wel een inkomstenderving op doordat de transportcapaciteit dan niet vrij verhandelbaar is.

3.3.1.2 Afstemming onderhoudsplanning HS-verbindingen en productie-units Door onderhoud van een HS-circuit samen te laten vallen met onderhoud aan een productie-unit te Eemshaven kan ook een transportreductie worden bereikt. De grootste productiecentrales hebben een vermogen van circa 1.600 MW, maar in de praktijk wordt niet de gehele centrale maar slechts een opwekunit daarvan in onderhoud genomen. De individuele generatoreenheden hebben vermogens in de orde van 400 tot 800 MW. Teneinde 1.000 MVA tot 2.000 MVA reductie te bereiken zouden dan 2 tot 5 units tegelijkertijd in onderhoud moeten worden genomen. Realistischer is een reductie van circa 400 tot 1.000 MW. Omdat de productie niet onder netbeheer valt is er bij het maken van onderhoudsafspraken geen afdwingbare medewerking mogelijk. Wel kan met financiële regelingen deze planningsmethodiek voor producenten aantrekkelijk worden gemaakt. 3.3.1.3 Congestiemanagement en run back scenario’s Productie-eenheden kunnen ook buiten onderhoudsperioden worden teruggeregeld of stilgezet. Daarbij is er dan wel sprake van verstoring van de bedrijfsvoering, waarbij de financiële schade afhankelijk is van de actuele elektriciteitsprijzen. Door onderhoud van HS-verbindingen te plannen in perioden met lage stroomprijzen kunnen de kosten mogelijk worden beperkt. De te bereiken reducties kunnen in principe meer dan 2.000 MVA bedragen, maar voor deze wijze van transportreductie is wel medewerking van producerende marktpartijen nodig.

3.3.1.4 Potenties slim netmanagement Door combinatie van netbeheersmaatregelen kan er redelijkerwijs 1.000 MVA tot 2.000 MVA aan transportreserve bespaard worden bij het (N-2)-criterium, zodat de netverbinding gunstiger kan worden gedimensioneerd, en zonder dat dit hiervoor vervangende investeringen nodig zijn. Omdat hierbij voor transportreducties boven 1.000 MVA wel de niet-afdwingbare medewerking van marktpartijen nodig is, kan dat echter zonder contractuele vastlegging niet worden gewaarborgd.



3.3.2

HVAC

3.3.2.1 HVAC bovengronds De voor de omgeving minst belastende verbindingsvariant met bovengrondse 380 kV-lijnen is de uitvoeringsvorm met het bipole-mastconcept waarin maximaal 4 circuits van 380 kV kunnen worden geplaatst, mits deze wordt gecombineerd met de bestaande HS-circuits, zodat de huidige vakwerkmastconstructies kunnen verdwijnen en de totale lengte aan bovengrondse lijnen niet toeneemt. Voor het traject Eemshaven-Vierverlaten houdt dat in dat naast de 2 nieuwe 380 kV-circuits van elk 2.600 MVA ook nog 2 nieuwe 220 kV-circuits zullen moeten worden geplaatst. Momenteel zijn er 4 bestaande 220 kV-circuits van elk circa 900 MVA opgehangen in de vakwerkmasten. Deze zullen moeten worden vervangen door 2 nieuwe van elk circa 1.900 MVA. Een andere optie is het omzetten van de 220 kV-circuits tussen Eemshaven en Vierverlaten in 380 kV-circuits, zodat de stroombelasting daarin met circa 40 % kan afnemen (minder magneetveldsterkte). Er zijn dan wel aanpassingen nodig in de schakelstations Robbenplaat en Vierverlaten. Voor het traject Vierverlaten-Ens via Friesland kunnen de 2 bestaande 220 kV-circuits van elk circa 900 MVA worden geïntegreerd in de nieuwe bipole-masten naast de nieuwe 380 kV-circuits, waarna de oude vakwerkmastlijnen kunnen vervallen. Ook in deze masten zouden de 220 kV-lijnen kunnen worden opgewaardeerd naar 380 kV, maar dan moeten de nu aanwezige 220 kV-stations ook worden omgezet naar 380 kV. Dat past in de wens van TenneT om ook in Friesland sterke regionale netinvoedingspunten te creëren. Als dat zo wordt uitgevoerd, en 4 volwaardige 380 kV-circuits van elk 2.600 MVA samen 10.400 MVA kunnen transporteren, is de opgewaardeerde 220 kV-lijn met 2 circuits van elk circa 900 MVA, die vanaf Vierverlaten via Drenthe naar Hessenweg (Zwolle) loopt, niet meer als hoofdverbinding nodig. Deze lijn, die ondermeer door het Reestdal loopt, zou dan technisch gezien kunnen worden vervangen door een regionale ondergrondse 110 kV-netverbinding. Bij deze combinatievariant moeten vanwege de leveringscontinuïteit eerst de nieuwe lijnen worden aangelegd alvorens de oude kunnen worden verwijderd. Dit houdt dus in dat de technische vrijheid aanwezig is om af te wijken van de huidige trajecten. Bedacht moet worden dat deze nieuwe lijnen minimaal 20 jaar in het landschap aanwezig zullen zijn, omdat voor deze transportvermogens niet snel een alternatieve ondergrondse techniek te verwachten is. Als men bijvoorbeeld op termijn het MiddagHumsterland vrij wil krijgen van bovengrondse lijnen dan kan een trajectomlegging bezuiden Bedum een optie zijn. Alle nu nog aanwezige 110 kV-lijnen kunnen technisch worden vervangen door ondergrondse kabels. Een nieuwe 380 kV- lijnverbinding sec inclusief de aanleg van een 2 x 2.600 MVA bipole-mastlijn tussen Ens en Diemen kost voor ongeveer 220 km met 2,3 M€/km in totaal circa 600 M€. Het tussen Eemshaven en Ens combineren met bestaande circuits kost naar schatting zo’n 500 M€ extra. Tegenover deze meerkosten staan besparingen aan onderhoud van de oude lijnen, behoeven minder compenserende maatregelen te worden genomen, en verminderen ook de bijkomende procedurele en maatschappelijke kosten. Door de versmalling van de magneetveldzone komt meer grond beschikbaar voor andere economische activiteiten, en globaal genomen zullen bij het min of meer handhaven van de bestaande lijntrajecten weinig tot geen schadevergoedingen behoeven te worden toegekend. De precieze projectkosten zijn alleen voor TenneT inzichtelijk.

3.3.2.2 HVAC ondergronds Zoals eerder genoemd dient inzet van ondergrondse HVAC-kabels vanwege netwerkrisico’s tot een minimum te worden beperkt. Voor de verbinding Eemshaven-Ens zou bij bovengrondse knelpunten incidenteel tot verkabeling kunnen worden overgegaan maar vanwege het aanwezig zijn van 4 circuits van in potentie 380 kV zou dit leiden tot 24 kabels met een gezamenlijke blindvermogensproductie van 72 MVAr/km, en een kabelsleufbreedte van ruim 60 meter. Dit is dermate veel dat dan beter kan worden gezocht naar een bovengrondse trajectaanpassing, temeer daar vanwege de technische complicaties maximaal een lengte van circa 2 tot 3 km voor een ondergronds trajectdeel kan worden ingezet. Qua investering is het daardoor wel een factor 10 duurder dan de bovengrondse lijn sec.



3.3.3

HVDC onderzees

Een onderzeese bypassverbinding tussen Eemshaven en Diemen via de Noordzee door de Waddenzee en het IJsselmeer-Markermeer-IJmeer kan worden aangelegd met dezelfde technologie als de BritNed-kabel. Een dergelijke verbinding met een HVDC-spanning van 450 kV en een transportvermogen van 1.000 MVA kan binnen circa 4 jaar aangelegd worden. In alle TenneT-toekomstscenario’s blijft Diemen een belastingsknooppunt, en de Eemshaven een invoedingsknooppunt. HVDC-verbindingen tussen productieknooppunten onderling geven ongewenste wederzijdse beïnvloeding, maar dat is niet het geval bij ongelijksoortige knooppunten. Qua netwerktopologie is deze HVDC-verbinding volledig vergelijkbaar met de geplande COBRAkabel, die over ongeveer gelijke afstand ook een parallelverbinding maakt met het 380 kV-HVAC-net. Deze HVDC-verbinding kan als bypass ook redundant worden aangelegd, waarbij de investeringen in een tweede 1.000 MVA kabel kunnen worden gekoppeld aan verdere productiegroei te Eemshaven (de bouw van een centrale kost ook circa 4 jaar). Een dergelijke HVDC-optie is toekomststrategisch perspectiefrijk en voor een bypass voldoende bedrijfszeker, en geeft een gunstiger netexploitatie door minder verliezen en vermindering van de capacitieve problematiek bij een minimale ecologische impact. Uit reeds eerder uitgevoerde MER-verslagen blijkt dat afgezien van enige magneetveldeffecten direct boven de kabel en een opwarming van de diepere bodem met enkele graden er verder geen waarneembare effecten zijn. Met onderspuiting van de kabel als aanlegmethode is de tijdelijke overlast ook minimaal. De belangrijkste probleempunten zijn de converterstations, die circa 1 ha oppervlak in beslag nemen en geluidsafscherming behoeven. Een HVDC-kabel tussen Diemen – Eemshaven van 1.000 MVA bij 450 kV DC via de route IJmeerMarkermeer-IJsselmeer-Waddenzee-Noordzee over 220 km kost circa 600 M€. Een andere optie is om nieuwe internationale HVDC-kabels zoals de COBRA-kabel niet naar Eemshaven maar rechtstreeks naar Diemen of IJmuiden te laten lopen. Gelet op het structurele productie-overschot te Eemshaven leidt aanlanding daar van importvermogen via HVDC- kabel alleen tot extra verliezen en overbelastingsrisico’s en meer magnetische straling in de regionale 380 kVHVAC-netdelen. Door die importkabels of via de route IJmeer-Markermeer-IJsselmeer-WaddenzeeNoordzee naar Diemen of langs de kust naar bijvoorbeeld IJmuiden te leggen wordt het vermogen zonder extra converterverliezen over een langere afstand met hoger rendement getransporteerd.

3.4

Overzicht en evaluatie alternatieven

Geconcludeerd kan worden dat met slim netwerkmanagement en met een HVDC-bypass voor 2016 wel circa 2.000 MVA aan transportvermogen zou kunnen worden gewaarborgd maar dat is niet voldoende om de voor leveringszekerheid benodigde 5.000 MVA te kunnen dekken. Het is derhalve technisch onontkoombaar om, doordat ondergrondse 380 kV-HVAC-kabels nauwelijks inzetbaar blijken, toch een nieuwe bovengrondse 380 kV-HVAC-lijnverbinding aan te leggen. Wel leidt het daarbij tot minimalisatie van de overlast voor de omgeving als gebruik gemaakt wordt van de nieuwe bipole-masttechnologie, en als de bestaande 220 kV-circuits daarin worden geïntegreerd, zodat de nu bestaande vakwerkmastlijnen kunnen worden verwijderd. Teneinde nog meer toekomstige bovengrondse netuitbreidingen in de regio te voorkomen kan verdere productie- en importgroei te Eemshaven worden opgevangen met de hier beschreven alternatieven. Ontlasting van regionale netten door transitovermogen via (inter)nationale bypassverbindingen te laten lopen heeft gunstige effecten op de landschappelijke inpasbaarheid en de bedrijfszekerheid.



Voorgestelde alternatieven ingetekend op de plankaart

450 kV HVDC 450 kV extra 380 kV nieuw ex-220 kV stroom

Let op : deze getekende verbindingsvoorstellen zijn in dit onderzoek beschreven, en zijn als zodanig niet afkomstig van TenneT (zie daarvoor de Startnotitie NoordWest380kV)

Aanvullend kan inzake de route Ens – Diemen worden opgemerkt dat de nieuwe 380 kV-lijn met 2 x 2.600 MVA circuits in bipole-masten vanwege gewenste redundantie en vanwege de vereiste circuitbeschikbaarheid in het centrale hoofdringnet technisch moeilijk met de bestaande verbinding kan worden gecombineerd, en dat bundeling daarmee eveneens vanwege de smalle zone in het stedelijke gebied lastig is. Aanleg via de noordelijke corridor over water is vanwege grotere vogel/scheepvaartrisico’s en gecompliceerde arbeidsomstandigheden (zowel bij aanleg als bij reparatie) eveneens technisch niet te prefereren. In de zuidelijke corridor is deels combinatie met de circuits van de bestaande 110 kV-lijn mogelijk. Netwerktopologisch zou een directe verbinding tussen Diemen en Hessenweg (Zwolle) via het buiten de corridor vallende 110 kV- lijntraject een optie met extra redundantie op kunnen leveren, maar deze route is langer en zou het nu technisch mogelijk ondergronds brengen van de hoogspanningslijnen in dat landschapsdeel frustreren (dat kan wel met 110 kV maar niet met 380 kV).



4

Conclusies en aanbevelingen

4.1

Resulterende keuzemogelijkheden verbinding

Integratie van nieuwe 380 kV-circuits met de bestaande 220 kV-lijn in een nieuwe op bipole-masten uitgevoerde bovengrondse HVAC-verbinding blijkt momenteel de enige reële technische optie om voor 2016 met voldoende bedrijfszekerheid het nu geplande vermogen vanuit de Eemshaven volledig te kunnen transporteren zonder aanleg van extra lengte aan bovengrondse verbindingen. Ondergrondse bekabeling is technisch geen alternatief voor de bovengrondse verbinding, niet met 380 kV-HVAC-techniek en nog niet met HVDC-techniek. Om toekomstige verdere uitbreiding van het vermogen bij de Eemshaven op te kunnen vangen zonder aanleg van nieuwe bovengrondse verbindingen biedt onderzeese HVDC-techniek betere perspectieven dan ondergrondse HVAC-bekabeling (aansluiting op een West-Europees supergrid).

4.2

Aanvullende opmerkingen

Behalve naar de Randstad zal een groeiend structureel vermogensoverschot vanuit de Eemshaven ook naar het Duitse binnenland getransporteerd moeten kunnen gaan worden ; een hoge elektriciteitshub-ambitie vergt dan onontkoombaar verdere netverzwaringen in Noord-Oost-Nederland. Het aansluiten van windparken op het elektriciteitsnet te Eemshaven verhoogt de af te voeren hoeveelheid elektrisch vermogen, en belast daarmee de netwerkverbindingen door Groningen. Het is efficiënter om windvermogen zonder tussenaanlanding bij de Eemshaven rechtstreeks te transporteren naar grote belastingsconcentraties zoals de Randstad of Duitse agglomeraties. Voor het balanceren van niet stuurbaar fluctuerend windvermogen met regelbaar gasvermogen is het niet noodzakelijk dat beide soorten vermogens op één fysiek netknooppunt worden aangesloten. Aansluiting van zowel windparken als Eemshaven op een gemeenschappelijk “supergrid” voor uitwisseling van grote vermogens over lange afstanden is op termijn het meest perspectiefrijk. Voor een binnenlandverbinding zou gebruik van bovengrondse HVDC-verbindingen als omgevingsvriendelijker alternatief voor bovengrondse HVAC-verbindingen daarbij een optie kunnen zijn.



Bronnenverantwoording

Bij het onderzoek is gebruik gemaakt van een groot aantal openbaar beschikbaar zijnde publicaties, waarvan het merendeel ook via internet digitaal beschikbaar staat. De TenneT-plannen worden ondermeer beschreven in de Startnotitie milieueffectrapportage NoordWest 380 kV en toegelicht op de internetsites www.noord-west380kv.nl en www.tennet.org ; op deze sites is ook aanvullende kaartinformatie te vinden alsmede meer technische gegevens over het Nederlandse hoogspanningsnet. De gegevens over de elektriciteitsproductie in de Eemshaven zijn niet volledig exact verkrijgbaar omdat dit deels concurrentiegevoelige informatie betreft. Wel kunnen de door TenneT over het opwekvermogen vermelde gegevens worden aangevuld en geverifieerd met informatie uit door elektriciteitsproducenten zoals Electrabel, Nuon, RWE, en diverse (potentiële) windparkexploitanten verspreide persberichten, en met door hen op hun internetsites gepubliceerd cijfermateriaal. De gegevens inzake de verschillende vormen van elektriciteitstransport behoren deels tot de standaard beschikbare elektrotechnische basiskennis, en zijn wat betreft de nieuwste ontwikkelingen aangevuld met informatie van leveranciers van kabels (ondermeer de Europacable-groep, zie www.europacable.com) en van HVDC-technologie (ondermeer ABB, Siemens). Er zijn ook vrij vergaande engineeringsberekeningen uitgevoerd ter verificatie en ter bepaling van ontwerpbegrenzingen en realisatiemogelijkheden, specifiek met betrekking tot ondergrondse kabelaanleg. Vanwege het specialistische en gedetailleerde karakter zijn deze niet bij dit rapport gevoegd, ook niet als bijlagen, maar zijn de resultaten wel benut voor de validering van de conclusies.


Onderzoek alternatieven Noord West 380 kv - verbinding

Recommend Documents