Hela historien om Sydvästlänken

Publicerad

13 sep 2021, 05:45

Efter sju svåra förseningsår och 22 uppskjutna driftsättningar är Sveriges efterlängtade HVDC-förbindelse Sydvästlänken igång. Men varför gick projektet så fel? Elinstallatören berättar hela historien och reder ut varför förseningarna riskerar att bli en dyr affär.

Många bekymmer har kantat projektet Sydvästlänken som ska överföra högspänd likström, HVDC, från Mellansverige till Skåne. Mest uppmärksammat är den långa raden av förseningar. Enligt vissa kritiker kommer projektet att kvala in som ett av Sveriges största skandalprojekt – jämförbart med tunneln genom Hallandsåsen.

Senaste förseningen meddelades i mars, då det var tänkt att hela Sydvästlänken slutligen skulle tas i drift. Men i stället fick Svenska kraftnät för 22:a gången rapportera att idrifttagningen var försenad – till mitten av augusti.

– Försening är förstås jättetråkigt och ett misslyckande. Men både vi och leverantörerna gör allt vi kan för att få Sydvästlänken i drift så snart som möjligt, sa projektledare Sverker Ekehage hos Svenska kraftnät.

Flera förseningar:
Sydvästlänken försenas för artonde gången

Läs också:
Sydvästlänken försenad för 19:e gången – uppskjuten till 2020

Egentligen skulle hela länken ha tagits i drift i december 2014. Men endast växelströmsdelen mellan Hallsberg och småländska Barkeryd blev klar snart därefter. Arbetet med likströmsdelen mellan Barkeryd och skånska Hurva har fortsatt i nästan sju år till.

”För oss kan det förstås bli en del merkostnader för projektorganisationen. Hur mycket vet vi inte ännu. Men det ska täckas av förseningsvite som är en procentsats av kontraktsbeloppet, eller av skadestånd.”

Sverker Ekehage, Svenska Kraftnät

Tre huvudsakliga anledningar har förts fram:

• Redan tidigt blev det förseningar i leveransen av omriktarstationerna. 
• Några år senare skadades kabelskarvar i samband med en provdrift, och 570 skarvar behövde bytas. 
• Därefter har förseningarna mestadels handlat om korrigeringar av styrningen i omriktarstationerna, där omvandlingen sker mellan likström och växelström.

Enligt Svenska kraftnät hade en idrifttagning av förbindelserna i månadsskiftet mars/april varit möjlig. Men då med begränsad effekt och kontraktsmässiga risker. Det hade också krävts en avstängning av omriktarstationerna under sommaren, för kompletterande åtgärder. Med det perspektivet verkade det bättre att låta leverantören först åtgärda kvarvarande brister.

– Huvudorsaken till förseningen är att anläggningen inte förrän nu kunnat påvisa en säker och stabil funktion, vilket är en förutsättning för att kunna ansluta anläggningen till det svenska transmissionsnätet, säger Sverker Ekehage.

Under de senaste proven, som har genomförts under våren och sommaren, har anläggningen körts med successivt ökad belastning upp till nära maxeffekt. Samtidigt görs olika tester för att verifiera att skydds- och kontrollsystemen agerar på ett korrekt och tillförlitligt sätt. Exempelvis har fel framkallats på ledningar, för att kolla länkens återstart och återinkopplingsfunktion.

Att detta fungerar är extra viktigt när det handlar om högspänd likström har Math Bollen, professor i elkraftteknik vid Luleå tekniska universitet, berättat för Elinstallatören. I växelströmsförbindelser fungerar ledningarna som ”automatiska reserver” för varandra. När en ledning tas ur bruk överförs strömmen direkt till andra ledningar på ett förutsägbart sätt.

I likströmsförbindelser sker inte överföringen direkt och automatiskt, utan kräver ett aktivt ingripande av länkens styrsystem. Fördröjningen som kan uppstå ökar risken för att regionnätet överbelastas. Därför ställs höga krav på skydds- och kontrollsystemen, som finns i omriktarstationerna.

Att likströmsteknik valdes till Sydvästlänken förklaras av fördelarna som finns med tekniken. Hög effekt kan överföras över långa sträckor utan stora förluster. Det går också att i högre grad än med växelströmsledningar förlägga markkabel. Genom att bygga två parallella HVDC-länkar (2×600 MW) blir det möjligt att överföra el i flera riktningar vid eventuella fel.

– Hade man satsat på växelström hela vägen hade man behövt bygga en massa luftledningar. I det här fallet handlar det ju också om att man vill stabilisera nätet, och likströmsteknik passar bra för att hantera olika överföringsbegränsningar i ett växelströmsnät. Sammanfattningsvis behövs likström i Sydvästlänken, sa Math Bollen i en kommentar till förseningarna 2019.

Grunden till beslutet om att bygga Sydvästlänken fanns redan 2003. En driftstörning i stamnätet ledde till ett stort strömavbrott som lamslog södra Sverige och delar av Danmark. Två år senare beslutade Svenska kraftnät att bygga nya ledningar från Hallsberg till Skåne, och 2010 påbörjades upphandlingen av omriktarstationerna.

I tävlingen om kontraktet deltog tre stora företag: ABB, Alstom Grid och Siemens. Ursprungliga planen var att Sydvästlänken skulle tas i drift under 2014.

Redan vid förhandlingen av kontraktet spårade det ur, menar kritikerna. ABB ville gärna ha kontraktet, hade erfarenhet av likströmsteknik och gav i första vändan det lägsta anbudet i upphandlingen – 2 175 miljoner kronor. Men under förhandlingarnas gång ville Svenska kraftnät komplettera med kostnaden för en ytterligare byggnad, och nya bud gavs.

Plötsligt blev Alstoms bud lägst, och ABB 115 miljoner kronor dyrare. Siemens var dyrast och föll ifrån även på grund av att de inte bedömde sig klara den korta leveranstiden.

De hårdaste kritikerna menade att upphandlingen inte gick helt rätt till. Enligt uppgifter till dt.se skickade ABB en delegation till Svenska kraftnät och framförde kritik efter att tävlingen hade avgjorts. Bland annat om att anbudsgivarnas förluster inte granskats tillräckligt, exempelvis transformatorernas tomgångsförluster. Enligt ABB hade Alstom uppgivit förluster som var lägre än vad som är tekniskt möjligt.

Besvikelsen hos många ABB-anställda var stor. Här fanns chans till en av tidernas största order inom HVDC, dessutom på hemmaplan och med möjlighet till många nya arbetstillfällen. I stället gick ordern till franska Alstom som då inte hade lika mycket erfarenhet av tekniken.

Tekniken som används i omriktarstationerna kallas VSC (Voltage Source Converters) och var relativt ny när den valdes till projektet. VSC innebär bland annat att transistorer är aktiva komponenter i strömriktarna. Enligt en teknisk expert hos ABB, som vill vara anonym, började företaget arbeta med tekniken 1997.

– Det jag tycker är märkligt, när jag hör om arbetet med styrningen som pågår i omriktarstationerna, är att det görs nu. Justeringar av mjukvaran gör man väl i utvecklingsfasen, och inte när anläggningen ska sättas i drift? säger den tekniska experten.

Sommaren 2021 handlade arbetet i omriktarstationen Hurva om att få stöd- och supportsystem att fungera. Exakt vilka korrigeringar som gjorts är svårt att få fram. Informationen från Svenska kraftnät är sparsam, och ingen utomstående släpps in i anläggningen – allra minst journalister.

Varför är det så svårt att fixa styrningen i omriktarstationerna?

– HVDC/VSC bygger på tillgång till hög datorkraft och utveckling av kraftelektronik. Likt ett modernt flygplan behöver denna typ av anläggningar hela tiden aktiv styrning för att fungera. Tekniken har stora möjligheter, men också en väldigt avancerad och komplex funktionalitet, svarar Svenska kraftnät.

Elva år efter upphandlingen är Sydvästlänken äntligen igång. Mycket av ansvaret för förseningarna hänförs till leverantören av omriktarstationerna, GE Grid (som köpte Alstom Grid 2015). Nuvarande vd Mikael Grage i Västerås svarar vänligt i telefon, men behöver skicka Elinstallatörens frågor vidare i den internationella organisationen för att få fram svar.

Ett dygn senare kommer beskedet: ”Efter en intern diskussion har vi beslutat att inte ge några ytterligare kommentarer eller svar, utan föredrar att endast bekräfta att GE är helt fokuserade på att tillsammans med Svenska kraftnät slutföra projektet snarast möjligt.”

Stora förseningar medför nästan alltid extra kostnader, exempelvis på grund av utökad arbetstid för konsulter och tekniker. Enligt Svenska kraftnät blir det leverantören (alltså GE Grid, reds anm) som kommer att få ta kostnaderna för förseningarna.

– För oss kan det förstås bli en del merkostnader för projektorganisationen. Hur mycket vet vi inte ännu. Men det ska täckas av förseningsvite som är en procentsats av kontraktsbeloppet, eller av skadestånd, säger Sverker Ekehage.

Fler konsekvenser:
Sydvästlänkens ljudstörningar: ”Det är ett sorts elektriskt brummande”

En sak är i alla fall säker – samhällets tålamod kring den nya förbindelsen är kraftigt prövat. I början av året gav regeringen i uppdrag åt Statskontoret att utvärdera Svenska kraftnäts hantering av projektet Sydvästlänken. I uppdraget ingår att belysa orsakerna till förseningen:

• Om och i så fall hur teknikvalen kan ha bidragit.
• Hur Svenska kraftnät genomfört upphandlingen och vilka konsekvenser det kan ha fått för genomförandet.
• Om myndighetens organisation för projektet kan ha bidragit till förseningarna.
• Vilka avvikelser som finns i anläggningen jämfört med vad som kontrakterats samt orsakerna till avvikelserna och hur de påverkat kostnaderna för projektet.
• Hur hela projektets budget påverkats av förseningen.

Enligt regeringsbeslutet 21 januari får Statskontoret ta hjälp av en konsult för genomförandet av uppdraget. Fakturan på högst 300 000 kronor skickas till Svenska kraftnät.

I augusti fick Regeringskansliet (Infrastrukturdepartementet) en muntlig delredovisning av utvärderingen. Slutredovisningen ska ske senast 30 november. Innan dess är det svårt att få några detaljerade svar.

– Det här projektet har kantats av förseningar och man vill lära sig av det för att undvika liknande situationer i framtiden, säger Fredrik Norlund, kansliråd på Infrastrukturdepartementet, som bland annat jobbar med en nationell strategi för elektrifiering.