HoogspanningsNet - alles over hoogspanning op het het

Hoogspanningstechniek

Mast van de Maand



110 kV Craiova - aftak Albesti (Roemenië)
----------------------------------------------
Het is vakantietijd en we kunnen voor het eerst in jaren weer eens met enig fatsoen in Europa op powersafari zonder al teveel corona-effecten. Dat gebeurt dan ook met verve, of het ontbreken van die verven, want wat we hier zien is aardig roestig. Forumlid PJK, op vakantie in Roemenië, spotte dichtbij zijn vakantieadres deze 110 kV-lijn met buitengewoon lage deltamasten die wel iets gemeen hebben met Franse chats. 'Okee, even BUKKEN allemaal', schreef hij. Terecht dat hier gebukt wordt, want nog net zichtbaar bovenin de foto is een overkruisende verbinding met een netspanning van 220 kV te zien. Het zijn de enige twee deltamasten in de lijn die verder met hogere tonmasten is gebouwd. En toegegeven, het heeft met deze twee temperamentjes beduidend meer sjeu dan H-profiel portalen die in Nederland worden gebruikt bij overkruisingen. In de omgeving van Craiova staat behoorlijk wat hoogspanning in de buurt van een flinke thermische centrale. De netstrategie in het gebied is niet uitgegaan van rationalisering, maar van bijbouwen en aftakken wanneer nodig. Er lijkt zelden iets te worden gesloopt. Oost Europa is wat dat betreft een feest voor iedereen met een voorkeur voor ongecensureerde hoogspanning in allerlei landschappen.

Hoogspanning en gezondheid?

Antwoord op alle vragen vind je bij het RIVM (NL) of het Departement Leefomgeving (B).

HoogspanningsNet behandelt dit thema met opzet niet zelf. (Waarom niet?)

Geknetter en gebrom?

Geen zorgen, dat is normaal.

Mastverrommeling


Doet dit ook jouw tenen kromtrekken?


Zoek je de netbeheerder?

Dat zijn wij niet. Ga naar de website van TenneT TSO (NL) of Elia (B).




Of ga naar ENTSO-E voor het Europese samenwerkingsverband tussen netbeheerders.

Berichtenarchief

06 augustus 2022 Op het nieuws horen we over problemen met de kerncentrale van Zaporizja (Oekraïne) vanwege onveilig bedrijf, dat op zijn beurt veroorzaakt wordt door kapotgeschoten hoogspanningsverbindingen. Daardoor heeft de centrale geen betrouwbare toevoer van stroom meer. Euh.. toevoer? Een kerncentrale maakt toch juist stroom? Het is iets ingewikkelder. Maak kennis met de term 'eigenbedrijf'.

Hoe kan het dat een kerncentrale in de problemen raakt wanneer er geen betrouwbare toevoer meer is van elektriciteit? Tenslotte maakt zo'n centrale er zelf juist een enorme hoeveelheid van. Zo simpel ligt het dus niet, en trouwens ook niet voor andere thermische centrales zoals kolenstook. In eke centrale van enige afmeting, maar ook in grotere chemische installaties zoals krakers, raffinaderijen en opwerking, is intern behoefte aan elektriciteit. Veel zelfs. Dat is nodig voor het aandrijven van zware koelwaterpompen, voor transportbanden, fornuizen, procesbewaking, afgassenbewerking en tja, eigenlijk voor alles, tot en met het lampje van de plee aan toe. De interne stroomvraag wordt meestal afgekort met de term eigenbedrijf of EB. Wanneer stroom voor het EB niet is gewaarborgd kan een centrale niet draaien.

Een kolencentrale produceert al snel twee tot drie gigawatt thermisch vermogen, waarvan amper de helft in elektriciteit verandert omdat er bij thermische opwek veel verliezen zijn in hete lucht en warm koelwater. Dat koelwater slorpt behalve warmte ook stroom. De pompen zijn geen doetjes en ze trekken elke minuut honderden tonnen water naar binnen. Om zulke pompen aan te drijven loopt de eigen elektriciteitsvraag in de tientallen megawatts. Verder draaien er bij kolencentrales ook continu transportbanden. Een centrale zoals die op de Maasvlakte of in de Eemshaven (ordegrootte 1 tot 1,6 GW) gebruikt al gauw honderd kilo poederkool per seconde en het transporteren, malen en uiteindelijk ook weer afvoeren van as vraagt allemaal stroom. Centrales in waterarme gebieden werken met koeltorens. Ook daar zijn flinke pompen voor nodig. Wanneer de centrale eenmaal draait wordt die stroom op papier uit het eigenbedrijf getapt, hoewel het in de praktijk soms handiger is met een klanttrafo op hetzelfde trafostation te werken als waar ook de opgewekte elektriciteit aan wordt afgegeven. Bij opstarten of afschakelen is rechtstreekste tap van de eigen productie geen optie en dan moet je wel netstroom gebruiken. Het EB-verbruik kan bij een kolencentrale wel oplopen tot 8% van de eigen opwek.

Bij grote chemieclusters zien we EB met een dubbelrol. Complexen zoals DOW, Delesto, Chemelot en diverse raffinaderijen in de Botlek hebben allemaal een netaansluiting op 110 of 150 kV, voldoende om een paar honderd megawatt uit te trekken. In theorie kan het hele complex op netstroom draaien. Maar ze hebben ook allemaal een zogeheten EB-centrale op het terrein staan met grofweg hetzelfde vermogen als hun netaansluiting. Er zijn dan steeds twee opties voorhanden om aan stroom te komen. Bij normaalbedrijf wekken ze min of meer hun eigen stroomvraag op met de EB-centrale, omdat die de mogelijkheid biedt om goedkoop met gas of soms afgas tegelijk stroom, stoom, warmte en koolzuur te maken, die allemaal nut hebben in productieprocessen. De netaansluiting staat dan open, maar doet niet zoveel. Mocht de EB-centrale half of helemaal uitvallen, dan wordt de netaansluiting gebruikt. Niet om vaker beschikbaar te zijn. Twee onafhankelijke manieren zijn noodzakelijk omdat bepaalde productieprocessen niet zomaar kunnen worden stilgelegd. Dat kan gevaar en ontploffingen geven als koelinstallaties of scheiders uitvallen. Valt dus de EB-centrale uit óf valt juist de netaansluiting uit, dan is er geen backup meer en men gebruikt de overgebleven andere manier om de processen gecontroleerd te kunnen stilleggen.

Bij een kerncentrale is de EB-aansluiting noodzakelijk vanwege backupredenen om koelwaterpompen aan de praat te houden, zelfs wanneer de reactor niet kritisch is. Als een centrale zijn vermogen niet kwijt kan omdat zware afvoerverbindingen niet beschikbaar zijn is dat een commercieel probleem, maar als er geen dubbele bedrijfszekerheid is op EB-gebied (dus: eigen productie binnen het complex én een externe invoeding via een EB-aansluiting op het net) zal men de reactor zo snel mogelijk willen stilleggen met het doel zo min mogelijk stroom te gebruiken voor de permanente koeling. Terug tot een niveau dat met zware dieselaggregaten lukt. Kijken we naar Doel en Tihange, dan zien we dat ze hun vermogen op het net sturen op 380 kV, maar dat er ook telkens een kleinere 150 kV-lijn juist terug de centrale in loopt. Bij het veel kleinere Borssele zien we iets eigenaardigs, daar is de afvoerlijn voor vermogen op 150 kV wordt bedreven, terwijl de EB-verbinding 6 kV voert, maar via een speciale klanttrafo rechtstreeks op 380 kV zit aangesloten. Het mag duidelijk zijn, een kerncentrale neemt geen risico.

In Oekraïne zagen we dit voorjaar problemen op het complex van Chernobyl, waar de stilgelegde kerncentrale tegenwoordig een consument van elektriciteit is geworden omdat de oude reactoren (die nog decennialang heet blijven) moeten worden gekoeld. Schade aan een 330 kV-schakeltuin van de voormalige afvoerverbindingen zorgde ervoor dat er geen redundantie meer was in de elektriciteitsvoorziening. Daar werd uiteindelijk op tijd een oplossing gevonden door een kapotgeschoten hoogspanningslijn snel te repareren. Op het centralecomplex van Zaporizja, een veel grotere centrale dan Chernobyl, zijn twee reactors in bedrijf en liggen er vier stil, maar alle zes hebben ze koeling nodig. Deels wordt het vermogen voor de koelpompen opgewekt binnen het eigenbedrijf, maar omdat daar niet kritisch op kan worden vertrouwd als enige methode is het dus ook noodzakelijk dat de centrale onder alle omstandigheden verbinding houdt met het hoogspanningsnet. Daar lijkt het nu mis te gaan, er zijn opnieuw 330- en 750 kV-lijnen beschoten en sommigen zijn beschadigd. 

Dieselaggregaten zijn een tijdelijke oplossing, vermits ze voorhanden zijn. Het is echter alleen verplaatsing van het probleem, want in plaats van elektriciteit (door een draad) moet je nu diesel aanvoeren met tankwagens, dwars door een oorlogsgebied. Stilleggen van een kerncentrale is dus niet mogelijk, het EB blijft altijd behoefte houden aan minimaal een paar megawatt. En zo zijn we bij waar alles om begon, een kerncentrale moet altijd over elektriciteit beschikken, en voor de veiligheid graag op meerdere onafhankelijke manieren. Valt een manier weg, dan is het niet meteen mis, maar dan springen dus wel direct de alarmpjes aan. Zoals we nu op het nieuws vernemen.

Afbeeldingen: Kerncentrale Doel, in totaal goed voor 3 tot 4 GW vermogen, maar zelfs een kerncentrale is dus zelf ook een grootgebruiker van elektriciteit. Onder: een EB-aansluiting (blauw) op de kaart. Opgewekt vermogen wordt via de 380 kV (rood) het net op gestuurd, maar de kleinere EB-aansluiting voorziet het complex van een extra manier om elektriciteit te betrekken, die vooral van pas komt als de reactoren stil liggen. 

27 juli 2022 Het heeft ruim twee jaar geduurd, maar de laatste wintrack van de nieuwe 380 kV-verbinding tussen Eemshaven Oudeschip en Vierverlaten is vandaag op zijn plek gezet. Een mijlpaal in een groot project dat overigens nog verre van voltooid is.

De voorbije tijd is hier weinig nieuws gebracht. Een gevolg van beheer door vrijwilligers met atypische zomervakantietijden, wat corona-effecten en een kantelend bestaansrecht bij iemand van boerenafkomst. Intussen is de hoogspanningssector wel gewoon doorgedenderd met het realiseren van nieuwe projecten, want volle netten, laat staan een aansluitstop zoals in Brabant en Limburg, dat moeten we niet hebben. Om dat soort onwenselijkheden zoveel mogelijk te voorkomen zijn grote projecten nodig, zoals Noordwest-380. 

Even opfrissen, wat was Noordwest-380 ook alweer? Het is een nieuwe 380 kV-verbinding tussen Eemshaven Oudeschip, Vierverlaten en Ens, beraamd om een ring te sluiten in noordelijk Nederland en om een bestaande 220 kV-verbinding op grofweg hetzelfde tracé dwars door Friesland te vervangen. Het oorspronkelijke plan voor een 380 kV-verbinding met viermaal 4 kA (2635 MVA) van Oudeschip tot Ens bleek ietsje te megalomaan, zo bleek in 2014. Toen werd een groot deel van het project afgeblazen, keurig verwoord als 'een pas op de plaats'. Het beraamde lijndeel tussen Vierverlaten en Ens werd tot nader order geschrapt. Inmiddels lijkt men de procedures opnieuw te starten, maar voordat die verbinding er staat zijn we wel bij 2030 aangekomen, zoals het recentste Investeringsplan fijntjes doch pijnlijk vertelt. De werken aan het deel dat in 2014 niet werd afgezegd gingen wel verder. Tussen Oudeschip en Vierverlaten ving de bouw aan van de zware verbinding en inmiddels is vandaag de laatste mastpositie geplaatst. 

Tussen de Eemshaven en Vierverlaten stond al een flinke viercircuit 220 kV-verbinding met tweevlaksmasten, met viermaal 884 MVA ingehangen capaciteit ook zeker geen doetje. In de praktijk kon om verschillende redenen maar een deel van die capaciteit worden benut, waarschijnlijk vanwege problemen met impedantieverschillen en doortransport omdat niet alle circuits hetzelfde begin- en eindpunt hadden. Eén van de vier circuits hangt er daardoor al jaren spanningsloos bij zodat de maximale capaciteit van de verbinding eerder rond tweemaal 884 MVA uitkwam dan rond driemaal, zoals bij N-1 veilig bedrijf maximaal had gekund met vier circuits.

De nieuwe 380 kV-verbinding is aanzienlijk zwaarder. Hij is geschikt voor vier circuits van 2635 MVA (4 kA). Wanneer hij N-1 veilig bedreven wordt, kan zo'n lijn ideaal gesproken ruim 7,5 GW vermogen verzetten. Voorlopig een papieren tijger, want in eerste instantie worden er maar twee circuits daadwerkelijk voor 380 kV benut zodat de verbinding N-1 veilig 'slechts' 2635 MVA aan kan. Dat lijkt vrij dicht in de buurt te liggen van de huidige driemaal 884 MVA op 220 kV. Als dat er al staat, waarom dan al die vervangingsdrukte? Toekomstvastheid is ook nu het antwoord. Op dit moment is er simpelweg niet meer mogelijk dan 2635 MVA capaciteit, omdat op station Vierverlaten de afvoercapaciteit verder het land in slechts bestaat uit twee bestaande 220 kV-verbindingen die samen bij veilig bedrijf niet verder komen dan maximaal 2000 MVA. Het eigenverbruik dan wel opwek achter Vierverlaten vanuit 110 kV en 20 kV, gekoppeld met 220 kV, bedraagt slechts een paar honderd MVA zodat het vrij zinloos is om nu al de volle 7,5 GW capaciteit voor driekwart dood te laten lopen in de woestijn op de Gronings-Drentse grens.

Daarom is besloten om tot nader order twee van de circuits op 110 kV in dienst te nemen en ze voorlopig een rol te geven in het plaatselijke 110 kV-transportnet in Groningen. Zo kan er alsnog nuttig gebruik van worden gemaakt in de jaren die liggen tussen het nu en het gereedkomen van het uiteindelijke lijnvervolg tussen Vierverlaten en Ens. Maar vermogen dat op 380 kV in Vierverlaten binnenloopt moet tot die tijd, en dat kan gerust acht jaar zijn, wel worden omgezet in 220 kV om het bestaande net in te kunnen. En met zulke vermogens heb je veel transformatorcapaciteit voor nodig. Welkom op Vierverlaten, qua trafocapaciteit plotseling het zwaarste station van het hele land, met vijfmaal 750 MVA 380/220 kV koppelvermogen. Uiteindelijk zelfs zesmaal, maar de laatste trafo staat op het tijdelijke station Hogeland wat bij te klussen zodat er op Robbenplaat schakelruimte is om dingen te verbouwen.

Nu de laatste mast is geplaatst is het niet zo dat de verbinding volgende week klaar is. Er moeten nog vele kilometers geleiders (draden) worden ingetrokken. Constructeur Spie is daar nog wel even druk mee. Voor wie dus nog een blik wil werpen op de indrukwekkende klus die de bouw van een dergelijke lijn is, je bent nog niet te laat. De masten staan er dan wel. maar het bedraden, aansluiten, testen en verwijderen van de bouwwegen (en het afbreken van de 220 kV-lijn) zullen nog geruime tijd voor reuring zorgen in het Groningerland.

Afbeeldingen: De laatste mastpositie is op 27 juli in elkaar getakeld door Mammoet en BAM, foto ter plekke gemaakt door Bram Gaastra (Spie) en gedeeld met toestemming. Onder: de bestaande 220 kV-verbinding met vakwerkmasten en zijn opvolger met wintracks. Nu staan ze nog gebroederlijk naast elkaar, maar de vakwerklijn zal worden afgebroken. 

09 mei 2022 Netstrategie, we schrijven er hier met regelmaat over. Het is een vak waarbij je alleen achteraf kan beoordelen of je het goed hebt aangepakt terwijl je toch altijd beslissingen naar voren moet nemen. Een van de zaken die hier regelmatig de revue passeert is de kwestie 50/20 kV van netbeheerder Liander. Vandaag gaan we niet bashen, maar duiken we dieper in deze aparte strategische keuze.

De vaste lezers weten het: al jaren staat hier zo nu en dan een nieuwsbericht over verdwijnende 50 kV-verbindingen en stations en het al dan niet aanleggen van 20 kV, telkens met een soort stekelige opmerking ergens in de tekst ('willen we in Nederland méér, of minder kV's?'), maar intussen kunnen we er blind vanuitgaan dat er bij de netbeheerders strategen aan het werk zijn die goed weten wat ze doen. Ze nemen naar beste wil en kunnen beslissingen. Dat wil niet per sé zeggen dat alle beslissingen achteraf ook slim waren, maar het wil wel zeggen dat over iedere beslissing is nagedacht met verstand van zaken. Waar het dan mis gaat? De echte wereld is niet lineair en soms is er een gamechanger of zwarte zwaan. Zo was in 2010 onmogelijk te voorzien dat zonnepanelen zo'n gigantische vlucht zouden nemen. Ook was in 2010 de atomausstieg in Duitsland niet voorzien, we pompten toen elk jaar nog tientallen miljarden kubieke meters gas uit Slochteren en datacenters waren nog te voeden vanuit 10 kV. Kortom, netstrategie is zoeken naar wijsheid, zwevend tussen no-regret, robuustheid en kosteneffectiviteit.

Vervangingsonderdelen voor 50 kV die moeilijk of niet te krijgen zijn, in combinatie met capaciteitsvraagstukken in steeds zwaarder belaste 10 kV-kabelnetten. Die twee dingen waren rond 2010 voor netbeheerder Liander de reden om eens goed te kijken of het vrij oude 50 kV-netvlak eigenlijk wel toekomstvast was. Hoewel 50 als een mooi rond getal klinkt is 50 kV helemaal niet zo'n gangbare spanning. Buiten delen van Nederland treffen we 50 kV eigenlijk alleen op een soortgelijke schaal aan op de oostelijk Deense eilanden Lolland, Sjælland en in Kopenhagen. Elders zijn 60 kV en vooral 66 kV de gebruikelijke spanningen. Voor die markt worden veel spullen gemaakt. Nu kan je soms spullen voor 66 kV ook wel op lagere spanning bedrijven waardoor het probleem beperkt is, maar voor trafo's en bewaakapparatuur komt het preciezer dan een interval. Andersom, het 50 kV-net ombouwen naar 66 kV, is ook niet mogelijk vanwege juist de reeds bestaande populatie kabels die nog van voor de NEN-IEC 60038 zijn en dus echt bij 50 kV de bovengrens hebben qua isolatiewaarde.

Liander besloot twee vliegen in één klap te slaan met een oplossing die tegelijk toestond de verouderde 50 kV langzaam uit te faseren en de overbelaste 10 kV van extra ruggensteun te voorzien: introductie van een 20 kV netvlak. Door 20 kV rechtstreeks uit 110 en 150 kV te transformeren, het net in ringvormen aan te leggen en het strategisch te koppelen met onderliggende 10 kV zou dan een nieuwe cascade ontstaan. De KCD's en Investeringsplannen staan sinds ongeveer 2010 vol met dit voornemen.

Op papier klinkt het te verdedigen. Laten we eerst eens drie voordelen bekijken.

1. Het biedt antwoord op het vervangingsvraagstuk 
Elektriciteitsnetten zijn bijna altijd historisch gegroeid en dan zitten er altijd zwakke plekken in waar veel te veel circuits kritiek bij elkaar komen (Hemweg) of waar 50 kV in lange transportlijnen is aangelegd, zodat het tegenwoordig met het bovenliggende 150 kV-net moet worden bedreven in pockets om doortransporten te voorkomen. Vaak is dat wel einde oefening voor ringredundantie, zodat het dagelijks bedrijf kwetsbaarder wordt. Door op zulke plekken geografisch en strategisch goed uitgedachte 20 kV-ringvormen aan te leggen die aangepast zijn op de huidige belastingscentra 'klopt' het net geografisch dan weer.

2. Het 10 kV-net kan met 20 kV op strategische plekken makkelijker worden versterkt dan met 50 kV
Het mooie aan 20 kV is dat je bij nieuwe aanleg flinke loeders van kabels kan gebruiken, maar dat standaard 20 kV apparatuur nog net in gangbaar formaat trafo- en schakelhuisjes past zodat je ze nog een beetje prettiger kwijt kan in stedelijke omgevingen. Met 50 kV is dat proppen en soms wil het gewoon helemaal niet.

3. 20 kV-apparatuur is goedkoper en beter leverbaar dan 50 kV
Deze hadden we al benoemd. Voor hetzelfde geld heb je meer kilometers 20 kV dan dat je 50 kV hebt. Ook is de markt aan spullen gewoon groter. 20 kV wordt bijvoorbeeld ook veel toegepast als parkspanning in windparken zodat het makkelijker aansluiten is. Immers, als je een trafo kan overslaan gaat ie nooit stuk, kost geen geld, heeft geen onderhoud nodig en er gaat ook geen energie in verloren.

Je zou bijna denken, wat zeur je dan eigenlijk? Jammer van de oude luchtlijntjes, maar kom op stelletje pylon geeks, hier argumenteren jullie je niet uit. Toch gaan we ook drie nadelen pakken.

1. Een stap omlaag in spanning is een stap omlaag in transportvermogen
Om precies te zijn, het gaat om de transportcapaciteit per vierkante millimeter geleider. Met 50 kV kan je met dezelfde draaddikte ongeveer tweeënhalf keer zoveel vermogen transporteren als met 20 kV. Wil je bestaande 50 kV vervangen door 20 kV, dan heb je dus dikkere draden nodig. Verder zijn de transportverliezen bij lagere spanningen hoger. Daar zijn onderzoeken en scripties over geschreven en daaruit blijkt klip en klaar dat het elektrisch gewoon rendabeler is om de spanning zo lang mogelijk zo hoog mogelijk te houden. Opendeur-alarm: dat weten we al een eeuw en daarom is er ook een hoogspanningsnet. 

2. Niet alle 50 kV is over de datum
Het geforceerd vervangen van 50 kV door 20 kV betekent dat er spullen voor het einde van hun levensduur moeten worden afgeschreven en gesloopt. Dat is een kostenpost. In Denemarken zien we dat met een deel van het 132- en 150 kV-luchtnet. Men heeft er besloten om het volledige net van die spanningen actief ondergronds te stoppen voor 2030, zodat bepaalde netdelen soms tientallen jaren 'te vroeg' gesloopt worden. Het geld dat er ooit in is geïnvesteerd heeft dan te kort zijn doel gediend en er is eerder dan verwacht nieuw geld nodig voor de vervanging. Denemarken betaalt daar een hoge prijs voor op de stroomrekening. 

3. Het gat tussen 150 en 20 kV is groter dan tussen 150 en 50 kV
De ideale spanningscascade heeft telkens ongeveer dezelfde step-down verhouding tussen hiërarchisch getrapte netvlakken. Met minder ingewikkelde woorden, een cascade van bijvoorbeeld 150 – 50 – 10 kV levert in de transformators en schakelaars een betere situatie op dan 150 – 20 – 10 kV. Dat komt door de maximale stroomsterkte die in de zijde met de laagste spanning mag ontstaan. In trafo's en schakelaars mogen de maximale stroomsterktes niet hoger worden dan 4 kA. Dat betekent dat je bij een 150/50 kV trafo op papier tweeënhalf keer zoveel vermogen uit de secundaire zijde kan trekken dan bij een 150/20 kV trafo, waarna dat vermogen ook nog eens vrij efficiënt over dunnere draden verder kan worden vervoerd. Immers, je houdt de spanning dan zo lang mogelijk zo hoog mogelijk en maakt er pas dichter bij de eindgebruikers 10 kV van. 

Je zou voor die laatste zeggen: kan je dan geen compromis vinden door bijvoorbeeld 33 kV te gebruiken? Dat is op de hele wereld uiterst gangbaar (meer dan 20 kV), 150/33 of 110/33 levert trafo's op met een hoger vermogen op de secundaire zijde, het ligt beter tussen 150 of 110 en 10 in, en je hebt meer transportcapaciteit in je kabels. De reden waarom daar niet voor is gekozen is bij ons eigenlijk niet duidelijk. Het niet eenvoudig kunnen weg proppen van 33 kV in gangbare trafohuisjes is waarschijnlijk belangrijk geweest, maar het lijkt puur strategisch niet voldoende om alle voordelen van 33 kV mee af te serveren. Leek 33 kV misschien overkill in 2010?

Met de kennis van vandaag, de explosieve vraag naar meer transportcapaciteit, en de grote ervaring die in andere landen aanwezig is met 33 kV als soort tussenspanningsnet, kan het best zijn dat de keuze voor 20 kV stiekem een beetje betreurd wordt in het Liander HQ in Duiven (en in mindere mate ook in het Enexis HQ in Zwolle). Toch is het belangrijk om te blijven bedenken dat dé ideale spanning niet bestaat. Verder is een keuze ook geen alles-of-nietsverhaal. We kunnen vandaag zien dat de vraag naar transportvermogen zo groot is dat we de luxe niet eens meer hebben om 50 kV uit te faseren. Veel 20 kV die eigenlijk ter vervanging zou worden aangelegd, wordt nu aangelegd als aanvulling terwijl de bestaande capaciteit op 50 kV ook nog gehandhaafd blijft met wat pleisters en nieuwe schakelaars die eigenlijk voor 66 kV waren bedoeld. Dat is maatwerk, kunst- en vliegwerk, en heel soms zelfs het aanschaffen van een maatwerk 50/20 kV trafo, maar op dit moment is dat rationeel de beste keuze.

Liever zouden netbeheerders een logisch net zien. Robuust, duidelijk, helder. De praktijk is dat een net altijd mee moet bewegen met de veranderende randvoorwaarden. De wereld eromheen verandert en keuzes die vandaag slim zijn, kunnen morgen achterhaald zijn of dom lijken. Wie goed door ons net heen vlooit ziet wel meer van dit soort eigenaardige dingen. Telkens mogen we niet vergeten dat iedere keuze zelden 'dom' is geweest op het moment waarop die werd genomen. En voor ons als zolderkamernetstrategen is er nog een extra pluspunt: het levert een interessantere netkaart op, want achter de gekleurde lijntjes en labeltjes zitten meer keuses, achtergronden en verhalen dan je ooit kon vermoeden.

Afbeeldingen: 50 kV is meestal 'oud', verbindingen en stations voor deze spanning zijn soms al aangelegd in de jaren 30. Soms is het aan vervanging toe, maar 20 kV levert dan flink in op transportcapaciteit. Onder: wat met 20 kV wel weer lukt en met 50 kV moeilijker gaat is een compact station ergens in een bestaande omgeving inpassen. Dit exemplaar in Wageningen (20 kV ready, nu nog 10 kV) valt nauwelijks op. De 50 kV schaketuin op de onderste foto is voor een vergelijkbaar vermogen, maar die is niet te missen. 

28 maart 2022 Het enige goede hoogspanningsnet is er eentje waarin altijd wel wat in beweging is. Uitbreidingen, renovaties, sloop, verzwaringen of strategische wijzigingen zorgen ervoor dat er continu werk is. De koppelnetspanningen trekken al gauw de aandacht, maar juist in de netvlakken eronder bevinden zich de meeste projecten. Dit jaar worden er alleen al in Nederland minstens drie nieuwe 150 kV stations opgeleverd. We bekijken ze dit jaar alle drie in drie artikelen, en we beginnen vandaag met Boxmeer.

De energietransitie vraagt om meer transportcapaciteit in het elektriciteitsnet omdat zowel vraag als productie, pieken en basislast allemaal omhoog gaan. Zelfs Noorwegen, waar alles op hydropower draait, ontkomt niet aan netverzwaringen omdat de transportsector ook moet elektrificeren en er meer laadcapaciteit nodig is. In onze streek zien we de verzwaring van het net op twee manieren. Bestaande spullen worden opgepoetst zodat hun levensduur wordt verlengd (sloop zien we zelden nog), en als dat niet voldoende is vinden er verzwaringen plaats met nieuwe kabels, draden, trafo's en soms geheel nieuwe stations. Een aardig voorbeeld is Boxmeer, een station dat begon als een soort provisorium en inmiddels aardig carrière maakt.

In het oosten van Brabant en het noorden van Limburg loopt sinds 1953 een lange 150 kV-verbinding tussen Nijmegen en Roermond. Ooit was het een koppelverbinding waarmee de PGEM in Gelderland en de PLEM in Limburg vermogen konden uitwisselen bij calamiteiten. Dergelijke koppelverbindingen, destijds een indrukwekkende verschijning omdat ze in staat waren het vermogen van een hele provincie te dragen, werden dus eerst vooral aangelegd als onderlinge koppelingen tussen twee bevriende, maar niet concurrerende centralecomplexen, puur met het idee om leveringszekerheid te vergroten. Visionairs zoals Clarence Feldmann zagen al gauw in dat het verstandig was om zulke hulpkoppelingen samen te smeden tot een groter, overkoepelend net waarbij iedereen elkaar kon helpen en waarbij vermogen zelfs kon worden rondgeleid als een koppelverbinding zelf in storing was. De gedachte voor een koppelnet was daarmee geboren. Ook in andere landen werd dit pad gevolgd en uiteindelijk zou het uitgroeien tot het hoogspanningsnet dat we vandaag de dag kennen: heel Europa, zelfs Oekraïne, is verbonden. Energie kan vrij reizen, er kan worden gehandeld en bij problemen kunnen we elkaar op duizend kilometer afstand nog steeds helpen. Het elektriciteitsnet is daardoor een uitstekend voorbeeld van de belichaming van de Europese gedachte.

Ja mooi allemaal, maar ondertussen werd in de jaren 60 tot en met 90 in de regio tussen Nijmegen en Roermond in steeds meer vermogen gevraagd. In de loop van zeven decennia is er meer aan die verbinding verbouwd dan aan het gezicht van Cher door de komst van het ene na het andere station dat halverwege werd ingeknipt of ingelust. Met de komst van 380 kV moest er ook een netopening komen om doortransport te voorkomen, zodat de verbinding in twee elkaar naderende steeklijnen veranderde. Strategisch werd dat steeds vervelender zodat men in de jaren 90 besloot om een soort noodgreep te doen. De 380 kV-verbinding Dodewaard – Maasbracht, de reden van de netopening an sich, werd op een plek waar deze toevallig de oudere 150 kV-lijn het dichtste naderde voorzien van een harde aftak. Daar werd een enkelvoudige 450 MVA koppeltrafo aan gehangen, die met zijn andere uiteinde werd verbonden met een aftak in een van de 150 kV-circuits tussen Haps en Venray. Voila, een extra invoedingspunt. Minder gevoelig voor doortransport dan vanuit Nijmegen, voldoende om de ergste nood te lenigen, maar wel een beetje een beunhazenfix. Harde aftakken zijn op de Berg bij Tennet (en bij voorganger SEP, destijds de eigenaar van het 380 kV-net) net zoiets als alcoholvrij bier: iedereen begrijpt de noodzaak maar niemand is er dol op. 

Inmiddels is de fix uit 1995 al bijna drie decennia in gebruik. Hij doet het prima, maar de transportcapaciteit van de 150 kV-verbinding loopt opnieuw tegen zijn fysieke grenzen aan en de netsituatie vraagt inmiddels ook om een volwaardiger manier van koppelen dan via een harde aftak. Dus werd er besloten om het 150 kV-gedeelte van Boxmeer op te waarderen tot een volwaardig 150 kV-station met dubbele rails, aansluitmogelijkheden voor een paar 150/20 kV trafo's voor Enexis, en een handvol nieuwe grondkabels waarmee de bestaande bovengrondse lijn kan worden aangevuld. Op een akker pal noord van de aftak is inmiddels een station met een stuk of zes velden verschenen. Tweehonderd meter verderop is het bestaande portaaltje waarmee de grondkabel vanaf de koppeltrafo aangesloten zat op een van de 150 kV-circuits in de bovengrondse lijn ook bezig aan zijn laatste dagen. Er wordt een complete inknip gerealiseerd in beide circuits, zodat er straks sprake is van een dubbele inlussing die sterk lijkt op 110 kV Veenoord

Daar worden twee loeders redelijk indrukwekkende portalen voor toegepast. Misschien wel een beetje té indrukwekkend, zoals we zien op een van de foto's die door Ruben Schots (op veldwerk) werd gemaakt. Het standaardportaal van Tennet is een buisconstructie en de gesloten koker mist de lichtvoetigheid van een vakwerkkoker. Ook bijpassendheid is een factor die nu ontbreekt. Esthetiek terzijde, de 150 kV-zijde van de operatie met zijn soort van dubbele inlussing en een volwaardig redundant 150 kV-station, a.k.a. Boxmeer 2.0 is goed uit te leggen. Toch blijft er ook iets vreemds aan de situatie. Aan de 380 kV-zijde verandert niets. Mogelijk wordt de trafo een keer uitgewisseld voor een verse Smit 500 MVA koppelaar, maar daar wordt de netsituatie niet anders van. Op station Breukelen, waar ook een 150 kV-koppeling is gemaakt met een 380 kV-circuit, besloot men tot een knip. Daar lijkt op Boxmeer nog altijd geen plan voor te zijn. En zo krijgt dit netstrategisch vreemde hoekje van het koppelnet, geboren uit een provisorium, een veel langer leven dan bij de oplevering in 1995 waarschijnlijk was voorzien.  

De opleverdatum voor het station is bij ons niet bekend en bij Tennet wordt ook nog geen taart gegeten, maar we houden 'm in de gaten.

Afbeeldingen: Boven, een van de nieuwe grote opstijgportalen waar de luchtlijn ondergronds wordt geleid om aan te sluiten op het nieuwe, volwaardige station in aanbouw op de middenste foto. Onder: een recente satellietfoto waarop de toekomstige situatie globaal is ingetekend (hecht geen waarde aan de precieze kabeltracès). Merk op dat de aftak op de 380 gehandhaafd blijft. Op de netkaart kan je de nieuwe situatie ook bekijken.

28 februari 2022 Oorlog in Oekraïne. Of eigenlijk, Oekraïne in oorlog. Over geopolitiek buigen wij ons niet, maar pylon geeks zien op beelden die uit het gebied komen met enig regelmaat hoogspanning voorbij komen. Hoe zit het net van Oekraïne eigenlijk in elkaar en hoe ziet de toekomst eruit, nu elke verbinding met Rusland letterlijk en figuurlijk gevoelig ligt? Er gaan wat geruchten over aansluiting bij ENTSO-E. Wat betekent dat allemaal? En kan dat zo snel?

Geopolitieke conflicten zijn een razend complexe nachtmerrie. Nu zit je hier op HoogspanningsNet, dus wij blijven hier maar gewoon bij wat we wél begrijpen, en dat zijn hoogspanningsnetten.

Ook Oekraïne heeft een hoogspanningsnet, dus laten we eerst kijken naar de situatie bij normaalbedrijf, zoals tot halfweg vorige week. In de tijd waarin het Oekraïens elektriciteitsnet opkwam was het gebied een Sovjetrepubliek. De erfenis van de Sovjettijd is op de dag van vandaag te herkennen in een typische Sovjet-spanningscascade. Op de netkaart (jazeker, we hebben zelfs Oekraïne) zien we een koppelnet van 330 kV, losjes gekoppeld met een bovenliggend net van 750 kV dat slechts kantjeboord een koppelnet genoemd kan worden. Eronder zien we 220 kV en 110 kV voor regionale netten. Een paar regio's middenin het land gebruiken 150 kV. Het is dus vooral 330 kV dat de landelijke ruggengraat vormt. En die spanning zien we eigenlijk overal in de voormalige USSR. Het is historisch gezien logisch. Al voor de Tweede Wereldoorlog en het ontstaan van de USSR werd 110 kV op uitgebreide schaal toegepast. Toen de transportbehoeftes toenamen in de late jaren 30 werden er verbindingen met 220 kV gebouwd, wat simpelweg een verdubbeling was die makkelijk rekent met een transformatieverhouding van 1:2. Dezelfde stap naar 220 kV met dezelfde motivatie is ook in tientallen andere landen gemaakt, waaronder Duitsland.

Vanaf de jaren 50 werd 220 kV aan de krappe kant. West Europa kon voor de volgende verzwaring leunen op pionierswerk van ASEA in Zweden, die met de verbinding Harsprånget – Borgvik een waagstuk van duizend kilometer bouwde die op maar liefst 400 kV werd bedreven: in Zweden een logische stap, want het was driemaal 132 kV en dat is in Zweden nog altijd een belangrijke spanning. De benchmark was gezet en in Europa ontwikkelde zich een koppelnet op 400 kV, een spanning die om onbekende redenen in sommige landen ook als 380 kV wordt aangeduid. In de USSR werd een andere keuze gemaakt. Men neme 220, tel er nog een keer 110 bij op en je zit op 330. Dat werd daar het nieuwe koppelnet. De verbindingen zijn meestal enkelcircuitlijnen met portaalschoren waar tweebundelgeleiders aan hangen. Met een ruime marge zijn ze rond 1000 MVA te schatten. Wanneer men twee circuits nodig heeft worden gewoon twee zulke lijnen naast elkaar geplaatst. Goedkope masten die het goed volhouden in een bruut landklimaat met snijdend koude winters, hete zomers en matige onderhoudsschema's. 

Met de opkomst van steeds zwaardere centrales, waaronder kerncentrales, bleek vanaf de jaren '70 ook 330 kV het niet te houden. Door voortschrijdende technische ontwikkeling in de netstabiliteit (bewaking, schakelen, netstabiliteit) werd het mogelijk om een paar stappen over te slaan. Er kwam geen 440 kV, maar de USSR introduceerde 500 kV en zelfs 750 kV voor de volgende verzwaring. In de decennia die volgden zijn tientallen 750 kV-lijnen aangelegd in Oekraïne. Toch is het nooit echt een sluitend koppelnet geworden. Eigenlijk kwam het vooral tijd en geld tekort, want in de late jaren tachtig lag de prioriteit in de USSR niet echt bij de verdere uitrol van een 750 kV-net. Zodoende vervult 750 kV hoofdzakelijk een rol als koppelend net tussen de zwaarste centralecomplexen, maar minder tussen normale 'centraleloze' koppelstations. Een bijzonderheid in het Oekraïense is de HVDC-verbinding Volgograd – Donbas, uit 1965. De reden om een gelijkstroomverbinding te bouwen was vermoedelijk eerder prestige dan dat het netstrategische waarde had. Reeds in 1965 waren beide eindstations al onderdeel van hetzelfde gesynchroniseerde net, zodat een verbinding voor ruim 700 MW en ruim 500 kilometer ook gewoon als een gangbare 330 kV AC-lijn had kunnen worden uitgevoerd. De huidige status van de verbinding is vanwege gebrekkig onderhoud en oorlogshandelingen in de afgelopen acht jaar niet goed bekend.

Eveneens historisch logisch is dat Oekraïne een onderdeel is van het Russische gesynchroniseerde elektriciteitssysteem. Dat wil zeggen, het elektriciteitssysteem in beheer van Ukrenergo is fysiek verbonden aan dat van Rusland en (op een kleine enclave in het westen van het land na) niet aan dat van ENTSO-E (Europa). Oekraïne wekt met een grotendeels olie- en nucleair aangedreven productiepark elektriciteit op en kan handelen met Rusland en Belarus, maar niet met bijvoorbeeld Polen omdat centraal- en west Europa onderdeel zijn van het ENTSO-E net. Dat heeft een andere synchronisatie. Twee wisselstroomnetten aan elkaar verbinden kan alleen als ze hun netfrequentie én hun synchronisatie delen. Tussen Rusland en ENTSO-E is van dat eerste wel sprake (50 Hertz), maar van dat laatste niet. Wanneer synchronisatie uit de pas loopt, zal er bij contact een enorme vermogensstroom gaan lopen door de koppelende verbindingen wanneer de golftoppen en golfdalen van de wisselstroomfunctie in de drie fasen niet gelijkop lopen. Het gevolg is al snel overbelasting, netonstabiliteit en een trippende vermogensschakelaar. Weg is je koppeling weer, gevolgd door kwaaie blikken in de controlezalen van alle ruim veertig netbeheerders die de rest van het ENTSO-E netverband vormen – en daarna een paar rapporten.

Twee niet-gesynchroniseerde netten kan je alsnog koppelen door er een zogeheten back-to-back (B2B) converter tussenin te zetten. Dat zijn twee AC/DC converters die rug tegen rug staan en die eigenlijk gewoon een heel kort HVDC-verbindingkje onderhouden. Zo kan dan alsnog vermogen van het ene op het andere net worden overgedragen. Zulke installaties zijn er bijvoorbeeld op Vyborgskara (ENTSO-E Nordic – Rusland) en op Alytus (UCTE – Litouwen). Op dit lijkt er geen sprake te zijn van een B2B-koppeling tussen een station in Oekraïne en het net van ENTSO-E, ook niet met de enclave Burshtyn. Dat betekent dat er op dit moment geen operationele verbinding is tussenbeiden en dat tenminste een aantal lijnen op de netkaart niet in gebruik zijn bij normaalbedrijf. En die enclave dan? Die is historisch zo blijven bestaan, want zo kan een stukje van het land elektrisch aan een ander land over de grens hangen wanneer de landsgrens ooit is veranderd of wanneer dat gewoon meer praktisch is. Dat laatste zien we vaak met eilanden, zoals Bornholm (Deens, maar aan het Zweedse net gehangen) of de Kanaaleilanden, waar een half jaar terug nog een relletje om was.

Oekraïne zal niets meer met Rusland te maken willen hebben, verondersteld dat het gebied zijn zelfstandigheid zou weten te behouden. In dat geval zal het land ook niet de oplossing van de Baltische Staten verkiezen. Die zijn wel lid van ENTSO-E geworden en ze werken hard aan de stap gezet om fysiek ook aan het gesynchroniseerde blok aan te takken. Op dit moment zijn er alleen HVDC-links tussen de Baltics en ENTSO-E Nordic en UCTE (HVDC-verbindingen met Finland, Zweden en via een B2B met Polen), maar ze willen in 2025 ook echt de fysieke verbindingen met Rusland los kunnen nemen. Als Oekraïne ook echt fysiek los wil van Rusland is het een vrij radicale stap. Aan de Baltics is te zien dat zoiets niet even in een middagje gaat. Inmiddels draait Oekraïne al in eilandbedrijf (je eigen gesloten systeem, waarbij je zelfvoorzienend bent en je eigen balans bewaakt) en dat zal zo blijven totdat ze zich weer aan een groter gesynchroniseerd blok verbinden en de voorwaarden daarvan accepteren. Omdat er maar één ander gesynchroniseerd blok in de buurt ligt wekt het geen verbazing dat het net van ENTSO-E lonkt.

Opmerkelijk is dat ook ENTSO-E te kennen heeft gegeven snel te willen overleggen. Het is bepaald geen sinecure om zomaar van synchronisatieblok over te stappen. Ten eerste moet je je conformeren aan de heersende normen binnen je nieuwe blok. Synchronisatie met fysieke AC-koppeling betekent nauwkeurig dezelfde frequentie (50,00 Hertz), nauwkeurige afspraken over toelaatbare cross-border physical flow, afspraken over toelaatbare afwijkingen van de spanningskwaliteit en ook zijn er verplichtingen voor wat betreft bewaking en rapportage. Je moet ook echt de afspraken na kunnen komen, want als je te weinig vermogen inbrengt (of juist te veel) kan je het hele blok waar je in opereert in de weg zitten. Verder is er ook fysieke transportcapaciteit nodig: verbindingen die er nu niet eens staan of in elk geval niet voldoende sjeu hebben om de interne slingeringen binnen het Oekraïense net te kunnen dragen wanneer daar bijvoorbeeld een kernreactor een onverwachte stop maakt. Nu zijn er voor sommige aspecten wel noodoplossingen (we zitten tenslotte met een oorlog daar), maar ENTSO-E zal niet toestaan dat de netstabiliteit in het westen in gevaar komt door overhaaste aantakking van Oekraïne.

Wanneer het land onafhankelijk zou blijven en eigen keuzes kan maken, en wanneer er zou worden besloten dat ENTSO-E open staat voor een fysieke koppeling die verder gaat dan de Baltische Staten met hun DC-verbindingen, dan nog zal het een proces van jaren zijn voordat Oekraïne werkelijk als member state of observer state (Turkije bijvoobeeld) aan het Europese net kan worden gehangen en uiteindelijk een schakelaar kan worden overgehaald. 

Afbeeldingen: een typisch Russische (USSR)-verbinding in Oekraïne: schoorportalen met 330 kV over tweebundelgeleiders. Onder: een lijn voor 750 kV, die ook met schoorportalen is gebouwd. Zulke lijnen zijn een indrukwekkend gezicht, maar hun transportcapaciteit is 'slechts' vergelijkbaar met de zwaarste 380 kV-circuits in onze streken. Ze zijn alleen veel langer. Beelden via Google Streetview. 

De HoogspanningsNet Netkaart voor je PC, browser, tablet en telefoon.

– Altijd het net op zak.

Meer info Handleiding FAQ GIS/KML

Actuele load

Waar zijn de netprojecten?

Kijk waar de netuitbreidingen zijn!
Netuitbreidingskaart TenneT
Netprojecten Elia
TYNDP Europa door ENTSO-E

Credits en copyright

Creative Commons Licentie

Tenzij anders vermeld, bevindt de content op deze website zich onder een CC BY-NC-ND-licentie.

Lees de volledige disclaimer hier.