Trots flera generationer hackspettars ihärdiga angrepp kan de flesta av trästolparna mellan Valbo öster om Gävle och Untraverket i Dalälven längre söderut stå kvar ett tag till. Den 75-årsfirande flaskhalsledningen från 1947 kan därför uppgraderas med högtemperaturlinor.
Det ger god effekt långt utanför kraftledningens eget revir. Nya faslinor som tål mer värme förbättrar kapaciteten.
– En högtemperaturlina klarar en högre drifttemperatur utan att töjas ut och bli hängande för lågt. Uppåt 50 procent mer ström kan köras genom ledningen, säger Svenska kraftnäts projektledare Annelie Vernersson.
Den tre mil långa luftledningen får nya linor på alla tre faserna. Svenska kraftnät kan efter driftsättning därför öka abonnemangen till Västerås från 355 till 455 MW. Tanken var även att kunna öka abonnemanget till Uppsala från 300 till 400 MW, men i skrivande stund går inte det på grund av det omgivande nätet.
På vissa ställen har det ändå behövts några nya och högre trästolpar då de gamla linorna kunde hänga väl lågt i förhållande till dagens regelverk. Förr eller senare vinner givetvis hackspettarna så temperaturuppgraderingen är därför en tillfällig lösning tills stamnätet har byggts ut ner mot Stockholmsregionen.
Ett bra alternativ till att bygga nytt
Prognosen är att högtemperaturlinor kommer att pressa sig allt längre fram i högspänningsnäten som en följd av kapacitetsbrist och elektrifiering. Att byta till högtemperaturlinor går betydligt snabbare än att bygga nytt. Befintlig infrastruktur kan behållas och man behöver inte nya miljöprövningar eller annat som ofta medför långa ledtider.
– Som det ser ut nu kan högtemperaturlinor vara ett bra alternativ till nya kraftledningar. De kommer troligtvis att bli vanligare framöver, säger Annelie Vernersson.
I nyare kraftledningar består oftast hela ledaren av legerad aluminium. I Valbo-Untra-projektet har man använt en högtemperaturlina som består av en inre kärna med tråd av metall som har låg värmeutvidgning och utanpå kärnan ligger tvinnade kardeler i aluminium som överför det mesta av strömmen.
Högtemperaturlinor har funnits på den internationella marknaden sedan mitten av 1980-talet. Under beteckningen HTLS (High Temperature Low Sag) finns idag en rad olika linor och tekniska lösningar.
Gemensamt är att de klarar temperaturer på mellan 150 och 200 grader utan att nedhänget ökas. De kan då överföra mer el. Hur höga temperaturer en lina kan hantera utan att nedhänget blir för stort beror på metallens legering och hur kärnan har konstruerats.
Ju mer el kraftledningar transporterar, desto varmare blir linorna – och desto lägre hänger de. Konventionella faslinor måste hålla sig runt 60–80 grader innan slacket blir för stort. Det begränsar elnätets kapacitet.
Just den dagen vi följer Annelie Vernersson ut till kraftledningen längs Hanåsen gör hon sin sista arbetsdag på Svenska kraftnät. Stafettpinnen lämnas över till den nya projektledaren Jens Johansson medan hon själv går över till nytt jobb på Ellevio, som också har ett par aktuella högtemperaturprojekt igång.
Vi väntar på byggstart när miljörätten har sagt sitt.
Initialt tänkte Ellevio byta ut de gamla stålstolparna mot nya men det fungerar inte heller. Efter en del utredningsarbete blir lösningen att ersätta befintliga faslinor med högtemperaturlinor, i praktiken den enda möjligheten att knäcka flaskhalsen. I det ena projektet ska man använda HTLS-teknik i det naturvärnade området runt Naturhistoriska riksmuseet i norra Stockholm.
– Vi kan varken bygga nytt eller förstärka de gamla stålkonstruktionerna. Men de är i bra skick och kan användas i minst tjugo år till, säger Ellevios projektledare Sanaz Lavasani.
Hon hoppas slippa släcka ner kraftledningens båda sidor samtidigt genom att byta ut linorna på respektive stolpsida medan den andra fortfarande är strömförande. Därefter byts sida så att det blir två högtemperaturlinor totalt.
– Nu har vi en färdig upphandlad entreprenad som bara väntar på byggstart när miljörätten har sagt sitt. Då kommer också en observatör från producenten att säkerställa att linan hanteras korrekt, säger Sanaz Lavasani.
Ellevio har valt ACCC-linor (Aluminum Conductor Composite Core) med en kärna av kolfiber- och glasfiberarmerad plast. Den har hög hållfasthet, hög värmetålighet och liten värmeutvidgning. Till det kommer ett yttre trådlager av mjuk aluminium som kan värmas upp betydligt mer än den hårda aluminium som används i traditionella linor. ACCC-patentet ägs av amerikanska CTC Global med rötterna i den kaliforniska flygindustrin och det är ingen oprövad teknologi.
Eon testar tekniken i Skåne
Även Eon Energidistribution prövar tekniken och hängde upp sin 130 kV högtemperaturlina redan 2019. En avgrening till Bjärnum hade blivit en flaskhals mellan Knäred och Hässleholm. När Eon behövde uppgradera den dryga halvmil långa avgreningen till en del av huvudlinjen så visade sig stolparna för klena för tillräckligt grova linor.
– Ett alternativ var en ledare för högre temperatur. Efter en undersökning av marknaden föll valet på en ACCC, säger Claes Ahlrot, senior specialist på Eons enhet för regionnät.
Den kanske största kostnadsrelaterade utmaningen med högtemperaturlinor är att energiförlusterna ökar.
Det var inte tal om att bara köpa över disk utan att tillsammans designa ett paket som skulle passa svenska förhållanden. Jämfört med konventionella ledare med samma ytterdiameter har en ACCC-lina 28 procents lägre vikt.
– Det blev ett effektivt sätt att skapa kapacitet i nätet, en bra flaskhalsöppnare, säger Claes Ahlrot.
– Vi får lite högre energiförluster med en högtemperaturlina men kostnaderna för lina och förluster vägs upp av fördelen med att kunna överföra mer el och använda befintliga stolpar, säger Claes Ahlrot.
– Så det här är inget provisoriskt testprojekt. Högtemperaturledningen ska stå i minst 30 år utan att behöva bytas. Nu planerar Eon att utvidga med ännu en lina som under 2023 ska hängas upp på dubbelstolpens andra sida.
Uppgradering runt Bottenviken
Svenska kraftnäts nästa projekt blir att byta till högtemperaturlina på 400 kV-ledningen mellan Svartbyn vid Boden och Keminmaa i Finland, som en del av effektuppgraderingen runt Bottenviken.
– Vi har redan börjat upphandla den tekniska förstudien. Det kommer att öka överföringskapaciteten mellan Sverige och Finland med flera hundra MW,
säger Maria Jalvemo, programledare för Fossilfritt övre Norrland (FÖN) påSvenska kraftnät.
Enligt Maria Jalvemo kan högtemperaturlinor och HTLS-teknologi förväntas växa under kommande år, både till antalet linor, kilometrar och spänningsnivåer.
Varje HTLS-projekt är emellertid unikt med egna utmaningar som måste lösas.
400 kV-ledningen kommer till exempel att vara beroende av den nya Aurora Line mellan Sverige och Finland som får agera backup under lindragningen. Enligt plan ska den driftsättas 2025.
– En av högtemperaturteknologins utmaningar är att kraftledningen måste tas ur drift under lindragningen. Även om det redan finns två ledningar till Finland så blir det väldigt kritiskt att ta en av dem ur drift så vi måste invänta Aurora Line, säger Maria Jalvemo.
- ”Högtemperaturledningar är mer ömtåliga” Ju mer man fördjupar sig i HTLS-teknologin ju fler varianter och möjligheter kan man hitta, menar Victor Philip, Key sales manager på Elektroskandia. Legeringar och konstruktioner är anpassade för olika placeringar, väderslag och hur stora effekter linan ska hantera.
– En HTLS-lina kan därför vara både dubbel så dyr och tre gånger så dyr som andra linor eller ha samma pris. Det finns enklare varianter mer lik en vanlig lina fast man ändå kan höja effekten, säger Victor Philip.
– Rent tekniskt är det idag inga problem med HTLS-linor. Det handlar enbart om att ha tillräcklig kunskap. Det man främst ska tänka på är att högtemperaturlinor kan vara mer ömtåliga under installation beroende på konstruktion, men annars finns inte många problem.
Första högtemperaturledningen invigdes 1991
Den äldsta svenska högtemperaturledningen lär vara Vattenfalls 20 kV-testlina i Partille utanför Göteborg. Den började planeras i slutet på 1980-talet och några hundra meter stod klar 1991.
– Syftet var att vara en buffert vid akuta effektbehov. Alternativet var en ny 130/20 kV transformator som skulle få en rad dominoföljder med flera stora investeringar i stolpar och stationer, berättar Vattenfall Eldistributions före detta professor i elkraft Per Norberg som var en av ledningens pådrivare.– Linan skulle vara backup vid ett eventuellt transformatorfel, vilket också skedde några år senare. Så det visade sig vara en mycket lönsam lina som kom till användning, säger Per Norberg. Idag finns linan inte kvar.1999 byggde Ellevio en högtempererad 130 kV-ledning i Värmland, ut från transformatorstationen i Kil (dock under dåvarande Birka Energi).
Enligt Per Bengtsson, ansvarig för nätutveckling och planering i Ellevios regionnät utanför Stockholm, så grundades projektet på en ekonomisk värdering kring behovet för högre kapacitet i situationer med reservdrift.– Linan klarar minst 150 grader och tekniken fungerar som det var tänkt så den hänger fortfarande kvar, säger Per Bengtsson.
Morten Valestrand
