Summary of project‐specific use of OHL technology

From a technical point of view, 400 kV overhead lines have no limitations when all technical aspects are  considered. The following advantages have been identified: 

 Overhead line technology is easy to integrate into the existing transmission grid; 

 Well‐proven technology with a high level of reliability; 

 Does not affect security of supply for technical reasons such as resonance, etc.; and 

 Relatively easy to upgrade or modify as the preferred 400 kV OHL design allows significant flexibility  in transmission capacity to accomodate future development of renewable generation in Western  and Southern part of Jutland. 

No real technical disadvantages to the operability of HVAC OHLs have been identified. 

5.2 400 kV HVAC underground cables  5.2.1 Usability 

The obvious advantage of underground cable circuits is the potential for reduced visual impact compared to  overhead line technologies. Extensive undergrounding of 400 kV transmission lines has not been used  anywhere in the world. Globally, 400 kV UGCs are mainly used as part of installations supplying large  consumption centres and over short distances, e.g. partial undergrounding. 

400 kV underground cables are technically feasible over limited distances, where special environmental  issues must be taken into account. From a civil works point of view, it is possible to establish the whole route  as an underground cable system; however, from an electrical point of view, operational issues and system  impact involve a great deal of uncertainty when incorporating a high cable share in a small electrical system. 

5.2.2 Technical considerations 

The following sections describe well‐known technical issues that must be taken into account when  considering the application of long EHV UGSs. 

5.2.2.1 Transmission capacity 

If a future upgrade is needed to accommodate the projected integration of renewable generation, the  increase of transmission capacity with an UGC would be expensive compared to an OHL solution, as it would  require the installation of additional 400 kV cable circuits (compared with reconfiguration of an OHL). 

5.2.2.2 Reactive power compensation 

Full undergrounding of a 400 kV transmission line from the Danish‐German border to Idomlund would  require the establishment of several compensation installations along the entire route in order to  compensate for the charging current from the UGCs. If established as air‐insulated outdoor substations,  which is Energinet’s current standard for 400 kV substations outside urban areas, each substation would take  up 80‐100,000 square metres, corresponding to the size of 11‐14 football pitches. The base height would be  6‐8 metres, but some components for lightning protection, etc. would be approximately 25 metres high. See  Figure 28 for an example of the layout of such a compensation installation. 

  Figure 28: Layout of a compensation installation. 

5.2.2.3 Load balancing of the system 

Underground cable systems have lower positive sequence impedances [11] as compared to similar overhead  lines. As such, they will tend to carry a greater share of the transmitted power when operating in parallel  with overhead lines. Detailed analysis must be conducted to establish whether this could effectively be  counteracted by inserting reactors in series with cable systems and thereby increasing the apparent  reactance of the UGCs. 

5.2.2.4 Short‐circuit level 

A cable solution may result in an increase of the short‐circuit level of the transmission grid and thereby  exceed the current design limit of 40 kA. If this limit is exceeded, existing components in parts of the  transmission grid and at lower voltage levels must be replaced to withstand the elevated short‐circuit level. 

Detailed analysis must be conducted to establish the extent of the required replacement of grid components. 

In addition, it must be investigated if short‐circuit levels can be kept within limits by inserting reactors in  series and thereby increasing the apparent reactance of the UGCs. 

5.2.2.5 Temporary overvoltage 

In an underground cable‐based system, the risk of temporary overvoltages (TOV) is higher, as the high  capacitance of the UGCs shift resonance points to the low frequency range. This must be considered when  evaluating sequences for fault clearing and energization of transformers and shunt reactors as well as load  shedding and during black start scenarios. 

5.2.2.6 Amplification of background harmonics 

A large cable share in the transmission grid increases the risk of resonance and thereby amplification of  background harmonics. Resonance conditions may cause high harmonic voltages exceeding planning levels  and even ratings of electrical equipment. 

For classic HVDC LCC links, the harmonic impedance in the HVAC grid is very important for the harmonic  performance of the converter as harmonics currents generated by the LCC may lead to higher harmonic  voltage distortion than expected if the HVAC grid impedance is changed to values outside the design  specification of the converter. This can give rise to overloading of harmonic filters that may disconnect to  protect themselves and, consequently, the harmonic distortion is further increased both locally and globally  in the grid. Increased content of harmonic voltages in the grid will negatively affect all customers connected  at transmission level. 

Harmonic distortion in the transmission grid can result in the distortion of both the current and voltage  waveforms. This can lead to poor power quality for consumers. All customers connected to the transmission  grid, e.g. wind power plants and large consumers as well as DSOs expect a certain maximum level of  harmonic distortion and design their respective plants accordingly. Higher levels than expected can lead to  reduction of lifetime of electrical equipment, and in worst‐case malfunctions. 

5.2.2.7 Effect on existing HVDC link control systems 

Large shares of underground cables in the transmission grid will require additional system studies to be  performed to ensure HVDC controller stability (wide band stability). For existing HVDC links, it is 

recommended that the design studies for each HVDC link are updated. The new studies may show that the  settings of HVDC control system have to be changed due to the new characteristics of the transmission  system. 

5.2.3 Construction schedule 

The two 400 kV transmission lines must be in operation by 2023 due to the commissioning of the Viking Link  HVDC link between Great Britain and Denmark, and the required expansion of the 400 kV grid between  Northern Germany and Southern Jutland. The foreseen congestions in the existing 150 kV transmission grid  in the Western part of Jutland will inevitably lead to curtailment of renewable generation in the region until  the required grid expansions is put in operation. 

If the projects in the Western part of Jutland are established with a 50 % share of undergrounding,  approximately 750 km single‐core cable will have to be installed. The estimated construction period from  granting of the final permission to the time of commissioning of such a cable installation is minimum 39  months. The unknown production capacity worldwide poses a risk to this time schedule.