Kwaliteitsnorm enkelvoudige
storingsreserve in het Nederlandse
hoogspanningsnet

Augustus 2013

pagina 1 van 93

Managementsamenvatting
Achtergrond en doelstelling
De elektriciteitsnetten die in bedrijf zijn op een spanningsniveau van 110 kV en hoger maken onderdeel uit
van het landelijk transportnet. Op deze voor de continuïteit van de stroomvoorziening belangrijke landelijke
transportnetten is op grond van artikel 31 van de Elektriciteitswet de norm van enkelvoudige
storingsreserve, ook wel aangeduid als “N-1 kwaliteitsnorm”, van toepassing. Deze kwaliteitsnorm houdt in
dat het systeem zo ontworpen is dat een enkele storing van een willekeurig netelement niet leidt tot een
onderbreking van de levering bij de eindgebruiker. De kwaliteitsnorm is van toepassing als het net volledig
in bedrijf is en ook als een deel of delen van het net uit bedrijf zijn voor onderhoudswerkzaamheden. De
onderhoudsituatie is daarbij de meest "zware" bedrijfstoestand om te voldoen aan de kwaliteitsnorm omdat
er in zo'n situatie al delen van het net niet beschikbaar zijn.
Doel van de “N-1 norm" is een hoog betrouwbaarheidsniveau van het elektriciteitsnet om zodoende de
leveringszekerheid van elektriciteit te garanderen. De N-1 norm is vastgelegd in artikel 31 van de
Elektriciteitswet 1998. De enige uitzondering die artikel 31 Elektriciteitswet maakt op de N-1 norm staat in
artikel 31, lid 13. Deze bepaling laat een beperkte stroomonderbreking toe door optredende storingen
tijdens onderhoud aan de 110/150kV netten. Deze stroomonderbreking is qua duur en omvang beperkt tot
6 uur en 100 MW (vergelijkbaar met een kleine stad).
De N-1 norm is praktisch uitgewerkt in de Ministeriële regeling Tariefstructuren en Voorwaarden Elektriciteit
en in de door ACM vastgestelde Netcode. Gebleken is dat deze lagere regelgeving meer uitzonderingen
toelaat op de enkelvoudige storingsreserve dan de Elektriciteitswet 1998. Deze uitzonderingen zijn
toegespitst op de praktijk en geven de netbeheerders mogelijkheden om een doelmatige invulling van de
leveringszekerheid te realiseren. Daarin is ruimte voor risico- en kosten-baten afwegingen. Artikel 31 van
de Elektriciteitswet biedt deze ruimte niet. Deze discrepantie moet worden opgeheven om praktijk en
regelgeving met elkaar in overeenstemming te brengen zonder dat dit tot ondoelmatige investeringen leidt.
Het Ministerie van Economische Zaken (verder: EZ) heeft samen met TenneT, Netbeheer Nederland,
Regionale Netbeheerders en met commentaar en advies van ACM geanalyseerd op welke wijze dit zou
kunnen en doet hiervoor een aantal aanbevelingen.
Methodiek
In deze rapportage is geanalyseerd:
• hoe groot de kans is dat bepaalde elementen in het net (zoals masten, transformatoren,
railsystemen en circuits) falen en wat daarvan de economische en maatschappelijke impact is;
• welke maatregelen zowel de kansen op, als de effecten van stroomstoringen ten gevolge van
storingen aan bepaalde elementen of tijdens bepaalde situaties, kunnen verminderen;
• wat de maatschappelijke kosten en baten (MKBA) zijn van investeringen in enkelvoudige
storingsreserve bij deze elementen of situaties;
Voor deze analyse is gebruik gemaakt van verschillende bronnen: "best practices" in het buitenland,
1
deskundigheid bij de netbeheerders, statistische data waaronder de landelijke storingsdatabase Nestor en
2
relevante onderzoeken .
Conclusies
Op grond van de analyse wordt geconcludeerd dat om te voldoen aan de strikte kwaliteitseisen van artikel
31 van de E-wet, grootschalige investeringen in het elektriciteitsnet nodig zijn door netbeheerders in meer

1

Opgemerkt wordt dat de door de netbeheerders bijgehouden storingsregistratie (Nestor) slechts een beperkt aantal jaren beslaat in
vergelijking tot de kleine kansen van de geanalyseerde gebeurtenissen. waardoor er een zekere spreiding op de berekende kansen
is.
2
Voor de MKBA is aangesloten bij de methodiek in het rapport "MKBA investeringen netuitlopers", uitgevoerd door SEO economisch
onderzoek in opdracht van TenneT, 2009.

pagina 2 van 93

redundantie. Deze bedragen circa 7 miljard euro. Daarnaast heeft dit grote ruimtelijke en maatschappelijke
gevolgen zoals meer doorsnijdingen van het landschap met bovengrondse hoogspanningslijnen.
Gezien de al zeer hoge betrouwbaarheid van de Nederlandse elektriciteitsvoorziening zijn dergelijke grote
investeringen niet proportioneel en doelmatig. Om een indicatie van de betrouwbaarheid te geven: in 2012
bedroeg de totale jaarlijkse uitvalduur 27 minuten. Dit betekent dat de elektriciteitslevering bij een
gemiddelde klant in Nederland 27 minuten onderbroken was. De elektriciteitslevering was daarmee
99,99486% van de tijd beschikbaar en daarmee behoort Nederland de top 3 van Europa. Storingen in de
netten met een spanning van 110kV en hoger hebben in 2012 minder dan 1 minuut bijgedragen aan de
jaarlijkse uitvalduur.
De proportionaliteit van investeringen kan worden bepaald door op basis van een risico-inschatting (kans
op stroomstoring x effect ervan) een maatschappelijke kosten-baten afweging te maken. Een risicogerichte
benadering van kwaliteitsnormen leidt in bepaalde gevallen tot betere maatschappelijke uitkomsten. De Ewet zou deze benadering in bepaalde, duidelijk omschreven gevallen mogelijk moeten maken. Overigens is
deze benadering niet nieuw. Al in 2007 heeft EZ de wenselijkheid hiervan aan de Tweede Kamer
gecommuniceerd. De analyse geeft aanbevelingen voor een kader waarmee disproportionele investeringen
kunnen worden voorkomen.
Aanbevelingen
Op basis van een risico gerichte benadering worden een aantal aanbevelingen gedaan. Daarbij zijn de
volgende uitgangspunten gehanteerd:
- het voorkomen van ondoelmatige investeringen: er moet een juiste balans zijn tussen investeren in
collectieve voorzieningen en de individuele “verzekering” van bedrijven en burgers tegen schade door
stroomstoringen;
- het huidige niveau van betrouwbaarheid van de Nederlandse elektriciteitsvoorziening wordt op zijn minst
gehandhaafd.
- rekening houden met de maatschappelijke en politieke wens om meer hoogspanningslijnen te
verkabelen en daar waar mogelijk bovengrondse lijnen met een spanning van 220kV of hoger (EHS) te
combineren op één mast om planologische redenen.
Samenvattend komen de aanbevelingen erop neer dat de kwaliteitsnormen voor netten met een spanning
van 110kV en hoger hoofdzakelijk deterministisch worden vastgelegd. Deze deterministische eisen zijn een
vertaling van de risico gebaseerde afwegingen waardoor er in aanvulling op het algemene uitgangspunt
van enkelvoudige storingsreserve een aantal uitzonderingen op de enkelvoudige storingsreserve mogelijk
gemaakt worden in de Elektriciteitswet 1998. Deze uitzonderingen worden op maatschappelijk
verantwoorde wijze gedefinieerd zodat de effecten begrensd zijn. Dit sluit in belangrijke mate aan bij de
bestaande praktijk en die is veelal al vastgelegd in lagere regelgeving zoals de Ministeriele Regeling
Tariefstructuren en Voorwaarden. Daarnaast wordt voorgesteld om voor wat betreft railsystemen in
hoogspanningsstations en netuitlopers de eisen voor enkelvoudige storingsreserve die in de praktijk nu
gangbaar zijn aan te scherpen om de mogelijke omvang van het effect te beperken.
De geadviseerde uitzonderingen op de enkelvoudige storingsreserve betreffen:
• het uitzonderen van masten van de enkelvoudige storingsreserve;
•

het in 110/150kV netten toestaan van een korte stroomonderbreking van maximaal 10 minuten en
een belasting van maximaal 100 MW (kleine stad);

•

het uitzonderen van verplichte enkelvoudige storingsreserve voor aansluitingen van
grootverbruikers, producenten en ontheffinghouders op het hoogspanningsnet;

pagina 3 van 93

•

het toestaan van een stroomonderbreking van maximaal 48 uur en maximaal 100 MW bij reparatie,
3
vervanging en modificatie van kabel gevoede netuitlopers, HS/MS-transformatoren en GIS systemen;
Opgemerkt wordt dat de kans dat er daadwerkelijk een langdurige onderbreking plaatsvindt bij
een reparatie, vervanging of modificatie zeer klein is. In het ongelukkige geval dat
daadwerkelijk een onderbreking plaatsvindt met een lange herstelduur, kan reactief,
bijvoorbeeld via inzet van noodstroom aggregaten, een deel van de belasting tussentijds van
spanning voorzien worden. Zoals door de minister gerapporteerd aan de Tweede Kamer,
4
staan (op basis van het E-Bridge rapport ) de benodigde investeringen voor het proactief
grootschalig inzetten van noodstroom aggregaten niet in verhouding tot het risico. Wel denkt
de sector dat er geïnnoveerd kan worden in concepten en faciliteiten die het sneller en
grootschaliger aansluiten van noodstroom aggregaten mogelijk maken.

•

Voor bestaande, door kabel gevoede uitlopers en GIS-systemen tijdelijk (overgangstermijn) een
onderbrekingsduur maximaal 4 dagen toestaan in verband met oudere technologieën;
Om aan deze beperking te kunnen voldoen moeten tevens de zes uitlopers die gevoed worden
5
door UGD-kabeltechnologie versneld opgelost worden. UGD-kabel technologie geeft kans op
een maximale onderbrekingsduur van 14 dagen. Het oplossen van deze uitlopers vereist een
investering van 45 miljoen euro, bovenop de reeds aangekondigde 127 miljoen euro voor het
oplossen van de grote uitlopers.

•

het handhaven van de huidige uitzondering in artikel 31, lid 13 van de E-wet om voor de netten met
een spanningsniveau van 110 kV en 150 kV tijdens onderhoud een stroomonderbreking van
maximaal 6 uur en een belasting van maximaal 100 MW in een onderliggend net toe te staan.

De aanscherpingen van de enkelvoudige storingsreserve ten opzichte van de huidige praktijk betreffen:
6
• het verplichten van enkelvoudige storingsreserve op railsystemen van 110/150kV stations tijdens
volledig in bedrijf zijnd net indien de belasting in het onderliggende net 100 MW of hoger is.
•

•

railsystemen in netten met een spanning van 220kV en hoger
tijdens onderhoud niet uit te zonderen van enkelvoudige
storingsreserve indien een enkelvoudige storing kan leiden tot:
o een dusdanig verstoring van de grote (inter)nationale
energietransporten dat belasting of productie op andere
stations met hetzelfde spanningsniveau onderbroken
raakt;
o een onderbreking van meer dan 1.500 MW productie;
o onderbreking van belasting in het onderliggende net die
qua omvang en hersteltijd groter is dan de gedefinieerde
maximale vermogen-tijd curve.

1000 MW

500 MW

100 MW

6 uur
2 uur
railsystemen in netten met een spanning van 110kV en 150kV
Figuur
1:
toegestane
onderbreking
tijdens onderhoud niet uit te zonderen van enkelvoudige
belasting als gevolg van een railstoring
storingsreserve indien een enkelvoudige storing kan leiden tot:
tijdens onderhoud.
o een onderbreking van meer dan 1.500 MW productie;
o onderbreking van belasting in het onderliggende net die qua omvang en hersteltijd groter is
dan de gedefinieerde maximale vermogen-tijd curve.

3

Gas Insulated Systems
E-bridge, "Beleidsadvies N-1"; 7 december 2006
5
UGD staat voor Uitwendig GasDrukpijp kabel, complexe kabeltechnologie waarmee herstel binnen 48 uur onmogelijk is.
4

6

railsystemen zijn de knooppunten op een station waarmee alle verbindingen, transformatoren en aansluitingen verbonden zijn.

pagina 4 van 93

Interpretatie van de curve voor de maximaal toegestane onderbreking van belasting
Een enkelvoudige railstoring mag niet leiden tot een onderbreking van belasting hoger dan 1.000 MW.
Twee uur na de railstoring zal de omvang van de onderbreking, door bijvoorbeeld
bedrijfsvoeringmaatregelen, terug gebracht moeten zijn naar 500 MW of minder. Verder herstel van de
onderbreking vindt plaats binnen de maximale vermogen-tijd lijn die loopt van 500 MW, 2 uur naar 100
MW, 6 uur. Na uiterlijk 6 uur moet de gehele onderbreking hersteld zijn.
Met bovenstaande aanbevelingen wordt de bestaande praktijk voor redundantie per netelement op zijn
minst gehandhaafd en voor railsystemen verbeterd. De kosten voor aanpassingen op bestaande
hoogspanningsstations bedragen ongeveer 193 miljoen euro. Nieuwe stations zullen in 30-50% van de
gevallen ongeveer 10% duurder worden. In zijn totaal wordt de betrouwbaarheid van de
elektriciteitsvoorziening daarmee verhoogd ten opzichte van de huidige praktijk.
Omdat de aanbevelingen voor een deel een verzwaring geven ten opzichte van de huidige praktijk, moet er
een wettelijke overgangstermijn voor bestaande situaties in de E-wet mogelijk gemaakt worden. Invulling
van deze termijn en bijbehorende voorwaarden, kunnen in lagere regelgeving vastgelegd worden.
Zoals gezegd wordt in aanbevelingen ook rekening gehouden met de maatschappelijke en politieke wens
om meer hoogspanningslijnen te verkabelen en daar waar mogelijk bovengrondse lijnen met een spanning
van 220kV of hoger (EHS) te combineren op een mast om planologische redenen. Voor masten met meer
dan twee circuits op een spanning van 220kV en hoger (EHS-EHS combilijnen) loopt op dit moment nog
een onderzoek naar de noodzaak voor een mogelijke toekomstige begrenzing in het gebruik hiervan. Een
begrenzing kan nodig zijn vanuit het perspectief van een betrouwbare elektriciteitsvoorziening.
Naar verwachting heeft het onderzoek van de EHS-EHS combilijnen geen grote gevolgen voor gemaakte
aanbevelingen. Het onderzoek zou hooguit kunnen leiden tot de extra aanbeveling om in lagere
regelgeving een extra toetsingscriterium op te nemen ten aanzien van de transportzekerheid bij het falen
van een EHS-EHS combilijn. In dit kader zou het onderzoek ook gevolgen kunnen hebben voor
hoogspanningsprojecten onder rijkscoördinatie die ontworpen worden met EHS-EHS combilijnen. Te
denken valt met name aan mitigerende maatregelen om de effecten van uitval van combilijnen te beperken
met als doel de transportzekerheid ook bij het falen van deze combilijnen te behouden.

pagina 5 van 93

Inhoud
1

Inleiding................................................................................................................................................... 9
1.1
1.2

Aanpak projectgroep ..................................................................................................................... 10
Leeswijzer...................................................................................................................................... 10

2

Conclusies en aanbevelingen per onderwerp................................................................................... 11

3

Integraal risico overzicht ..................................................................................................................... 19
3.1

Conclusie: ...................................................................................................................................... 21

4

Overzicht van de redundantie in de openbare elektriciteitsnetten ................................................. 22

5

Maatschappelijke acceptatie stroomonderbrekingen ...................................................................... 24
5.1
5.2
5.3

6

Samenvatting................................................................................................................................. 24
Algemeen....................................................................................................................................... 24
Enkele grotere energie-onderbrekingen ........................................................................................ 25

Hoogspanningsmasten en enkelvoudige storingsreserve .............................................................. 28
6.1
Samenvatting en advies ................................................................................................................ 28
6.2
Huidige situatie .............................................................................................................................. 28
6.2.1
Typen masten ........................................................................................................................ 28
6.2.2
Storingen door mastfalen ...................................................................................................... 29
6.2.3
Bouwwijze en kwaliteit ........................................................................................................... 30
6.2.4
Buitenlandse ervaringen en trends in Nederland .................................................................. 33
6.3
Mogelijke oplossingen bij mastfalen .............................................................................................. 34
6.3.1
Noodstroomaggregaten ......................................................................................................... 35
6.4
Kans en effect falen masten .......................................................................................................... 35
6.5
Alternatieven voor bovengrondse uitloperverbingen ..................................................................... 36
6.6
Conclusies en aanbevelingen........................................................................................................ 39

7

Kortstondige onderbreking 110 en 150 kV (10 minuten regel) ........................................................ 41
7.1
Samenvatting en advies ................................................................................................................ 41
7.2
Inleiding ......................................................................................................................................... 41
7.3
Huidige leveringszekerheid ........................................................................................................... 42
7.4
Alternatieven in bedrijfsvoering van HS/MS-transformatoren ....................................................... 42
7.4.1
Effect van automatisch omschakelen op de leveringszekerheid........................................... 43
7.4.2
Effect van parallel bedrijf op de leveringszekerheid .............................................................. 43
7.5
Mogelijkheden tot overgaan naar parallel bedrijf........................................................................... 44
7.6
Maatschappelijke kosten-baten analyse parallelbedrijf nieuwe netten ......................................... 45
7.6.1
Meerkosten nieuwe HS/MS-stations met één MS-schakelinstallatie .................................... 45
7.6.2
Meerkosten nieuwe HS/MS stations met meerdere MS-schakelinstallaties ......................... 46
7.6.3
Globale baten in leveringszekerheid bij nieuwe 20 kV-netten............................................... 46
7.7
Conclusies en aanbevelingen........................................................................................................ 46

8

Railsystemen en direct daarmee verbonden koppelvelden ............................................................ 49
8.1
8.2
8.3

Samenvatting en advies ................................................................................................................ 49
Inleiding ......................................................................................................................................... 53
Huidige leveringszekerheid ........................................................................................................... 54

pagina 6 van 93

8.3.1
Doortransport op 220kV en 380kV ........................................................................................ 54
8.3.2
Aankoppeling van grote productie-eenheden en eindgebruikers.......................................... 55
8.3.3
Belevering van onderliggende netten .................................................................................... 55
8.4
Alternatieven in het ontwerp van railsystemen.............................................................................. 59
8.4.1
Functioneren tijdens volledig in bedrijf zijnd net.................................................................... 59
8.4.2
Functioneren tijdens onderhoud ............................................................................................ 59
8.5
MKBA enkelvoudige storingsreserve railsystemen ....................................................................... 61
8.5.1
MKBA voor toevoeging railbeveiliging nieuwe 110/150kV stations....................................... 61
8.5.2
MKBA voor toevoeging railbeveiliging bestaande 110/150kV stations ................................. 62
8.5.3
MKBA voor enkelvoudige storingsreserve op het railsysteem tijdens onderhoud, nieuwe
stations 62
8.5.4
MKBA voor enkelvoudige storingsreserve op het railsysteem tijdens onderhoud, bestaande
stations 63
8.6
Toelaatbare onderbreking productie bij railuitval........................................................................... 63
8.6.1
Beschouwing maximaal toelaatbare onderbreking van productievermogen in Nederland ... 64
8.6.2
Voorstel ontwerpcriterium maximaal toelaatbare onderbreking productie bij railuitval ......... 65
8.7
Railsysteem configuraties in Europa ............................................................................................. 65
8.8
Conclusies en aanbevelingen storingsreserve railsystemen in nieuwe situaties .......................... 67
8.8.1
Enkelvoudige storingsreserve railsystemen bij volledig in bedrijf zijnd net ........................... 68
8.8.2
Enkelvoudige storingsreserve railsystemen bij onderhoud ................................................... 71
8.9
Direct met het railsysteem verbonden koppelvelden en beveiligingen ......................................... 74
8.9.1
Kans op risicovol storen van het koppelveld ......................................................................... 75
8.9.2
Mogelijke alternatieven .......................................................................................................... 76
8.9.3
Conclusies en aanbevelingen voor koppelvelden en beveiligingen in nieuwe situaties ....... 76
8.10 Conclusies voor railsystemen en koppelvelden in bestaande situaties ........................................ 76
8.10.1
Aanbrengen railbeveiliging op bestaande 110/150kV station met belasting ≥ 100 MW ....... 77
8.10.2
Aanpassen bestaande railsystemen ten behoeve van storingsreserve tijdens onderhoud .. 78
8.10.3
Aanbevelingen ....................................................................................................................... 78
9 Risico lange hersteltijden bij met kabel aangesloten uitlopers, GIS-installaties en HS/MStransformatoren ........................................................................................................................................... 80
9.1
Samenvatting en advies ................................................................................................................ 80
9.2
Inleiding ......................................................................................................................................... 81
9.3
Huidige leveringszekerheid ........................................................................................................... 82
9.3.1
Hersteltijden kabels en GIS ................................................................................................... 83
9.4
Leveringszekerheid tijdens normaal bedrijf ................................................................................... 83
9.5
Leveringszekerheid tijdens onderhoud, reparatie of vervanging................................................... 84
9.5.1
Storing gedurende reparatie eerste storing ........................................................................... 84
9.5.2
Reconstructie en vervanging ................................................................................................. 84
9.6
Samenvatting mitigerende maatregelen........................................................................................ 85
9.7
Kans op een storing gedurende de modificatie van de verbinding of GIS-veld ............................ 85
9.8
Conclusies risico lange hersteltijden bij met kabel aangesloten uitlopers en GIS-installaties ...... 88
9.9
Kans op een langdurige onderbreking bij reparatie of vervanging van een HS/MS-transformator
88
9.10 Aanbevelingen ............................................................................................................................... 89
10 Aansluitingen en enkelvoudige storingsreserve .............................................................................. 90
10.1
10.2
10.3

Samenvatting en advies ................................................................................................................ 90
Inleiding ......................................................................................................................................... 90
Verschillende soorten aansluitingen.............................................................................................. 90

pagina 7 van 93

10.4
10.5

Verschillende onderdelen van de aansluiting................................................................................ 91
Conclusie en aanbevelingen ......................................................................................................... 91

pagina 8 van 93

1

Inleiding

Met de leveringszekerheid (transportzekerheid) van elektriciteit is een groot maatschappelijk en
economisch belang gemoeid. Om die reden zijn in ieder geval de elektriciteitsnetten met een
spanningsniveau van 110kV of hoger ((E)HS-netten) voorzien van een enkelvoudige storingsreserve. Dat
houdt in dat ook indien er een storing optreedt, de leveringszekerheid is gewaarborgd. Op grond van weten regelgeving zijn netbeheerders verplicht om bij netten met een spanningsniveau van 110kV of hoger te
voorzien in een enkelvoudige storingsreserve en in de praktijk is dit ook gerealiseerd. Evenwel is er
gebleken dat er een discrepantie bestaat tussen de eisen die de Elektriciteitswet 1998 (hierna: de E-wet)
aan de enkelvoudige storingsreserve stelt en hoe die enkelvoudige storingsreserve in de praktijk is
vormgegeven. De praktijk is geënt op regelgeving vastgelegd in de Ministeriele Regeling Tarieven en
Voorwaarden en de door de ACM vastgestelde Netcode. Er is in de loop der tijd dus een discrepantie
ontstaan tussen de eisen van artikel 31 Elektriciteitwet 1998 en de eisen vastgelegd in secundaire
regelgeving.
In artikel 31 van de E-wet is weinig tot geen rekening gehouden met bijzondere situaties en uitzonderingen
op de enkelvoudige storingsreserve. De enige uitzonderingen die de E-wet noemt betreft de netten met
een spanningsniveau van 110kV en 150kV. Bij deze netten is een uitzondering mogelijk op de verplichte
redundantie, mits de storing als gevolg van uitval van een netelement niet langer duurt dan 6 uur en niet
meer dan 100 MW belasting treft.
Als in de praktijk aan de huidige de tekst moet worden voldaan, moeten er aanzienlijke investeringen en
technische aanpassingen in de hoogspanningsnetten worden gedaan. Deze investeringen zouden niet
alleen door TenneT moeten worden gedaan in de netten met een spanning van 110kV en hoger, maar ook
door regionale netbeheerders in de HS/MS-transformatoren en MS-installaties en door de Nederlandse
industrie met een aansluiting op netten met een spanning van 110kV en hoger.
Concreet betreft dit investeringen in:
• Het voorkomen dat mastfalen tot onderbrekingen leidt;
• Het voorkomen van een korte onderbreking (maximaal 10 minuten en 100MW) in netten met een
spanning van 110kV en 150kV (bij omschakeling van transformator);
• Het voorkomen van een onderbreking als gevolg van uitval van de tweede rail in
onderhoudssituaties;
• Verplichte redundantie van de aansluiting van klanten op netten met een spanning van 110kV en
hoger;
• Het uitfaseren van kabeltechnologie in uitlopers en GIS technologie vanwege de benodigde
hersteltijd die langer is dan 6 uur bij reparatie, vervanging of modificatie.
Gezien het huidige al zeer hoge niveau van leveringszekerheid in Nederland is het zeer de vraag of deze
investeringen proportioneel zijn in verhouding tot de verbetering van de leveringszekerheid die zij
opleveren. De verwachting is dat veel investeringen disproportioneel zijn. Daar komt bij dat het voorkomen
van mastfalen en het uitfaseren van kabeltechnologie in de praktijk zou leiden tot meer bovengrondse
hoogspanningsverbindingen. Dit staat haaks op politieke beslissingen over investeringen in verkabeling en
gebrek aan maatschappelijk draagvlak voor ruimtelijke inpassing van bovengrondse
hoogspanningsverbindingen.

pagina 9 van 93

De verwachting is dat een meer risicogerichte benadering van kwaliteitscriteria in de wet tot betere
maatschappelijke uitkomsten zal leiden. Aan deze risicogerichte benadering zijn eisen verbonden als
betrouwbaarheid, transparantie en reproduceerbaarheid.

1.1

Aanpak

Om op een meer risicogerichte benadering invulling te geven aan de netontwerpcriteria heeft een
projectgroep bestaande uit medewerkers van EZ, TenneT, Regionale Netbeheerders, Netbeheer
Nederland, en met input van ACM, uitvoerig stilgestaan bij de afzonderlijke netelementen (masten,
railsystemen, transformatoren etc.) die weliswaar onder de kwaliteitscriteria vallen maar vanwege het lage
risico in aanmerking komen voor een risico gebaseerde uitzondering. Per netelement is in beeld gebracht
wat de gevolgen zouden zijn om aan de strikte criteria van de huidige wettekst te moeten voldoen. Ook zijn
de kansen en effecten van een storing als gevolg van uitval van een specifiek netelement benoemd.
Vervolgens is een maatschappelijke kosten/baten analyse toegepast op het mitigeren van zowel deze
kansen als de effecten.
Bij de maatschappelijke kosten - baten analyses zijn de kosten van een onderbreking van de
stroomvoorziening bepaald op basis van het in 2009 door SEO uitgevoerde onderzoek voor TenneT naar
7
de maatschappelijke kosten en baten bij uitlopers . De kosten zijn in dit rapport gecorrigeerd voor inflatie.
De risicoanalyse per netelement en de maatschappelijke kosten baten afwegingen zijn uiteindelijk in één
overzicht/figuur bijeen gebracht ten behoeve van een integrale afweging welke kwaliteitseisen aan de
netten moeten worden gesteld.
Bij de afwegingen zijn zoveel mogelijk internationale ontwikkelingen betrokken, alsmede internationale best
practices op het gebied van kwaliteitseisen, voor zover relevant voor de Nederlandse situatie en indien
toetsbaar.

1.2

Leeswijzer

De opbouw van deze rapportage is als volgt:
Hoofdstuk 2 bevat een samenvatting en een overzicht van conclusies en aanbevelingen per netelement.
Naast een risicobenadering per netelement en de hier uit volgende gewenste kwaliteitseisen per
netelement, is in hoofdstuk 3 een integrale toets gedaan op de onderlinge samenhang van deze eisen en
hun gevolgen voor de betrouwbaarheid van het net in zijn geheel.
In hoofdstuk 4 wordt uitgelegd hoe redundantie in openbare elektriciteitsnetten geregeld is.
In hoofdstuk 5 wordt ingegaan op de maatschappelijke effecten en acceptatie/beleving van
stroomstoringen.
In de daaropvolgende hoofdstukken 6 t/m 10 worden de diverse netelementen beschreven conform
bovengenoemde aanpak. Elk van deze hoofdstukken begint met een samenvatting en aanbeveling, dan
volgt een inhoudelijk deel en vervolgens wordt afgesloten met een opsomming van de afwegingen en
conclusies. .

7

SEO; "MKBA netinvesteringen netuitlopers"; SEO-rapport nr 2009-28; ISBN 978-90-6733-479-6; mei 2009.

pagina 10 van 93

2

Conclusies en aanbevelingen per onderwerp

Hoofdstuk

Item

6

Mastfalen

7

10min/100MW
onderbreking
toegestaan voor
110/150kV

Volledig in bedrijfzijnd net
• Masten uitzonderen van
enkelvoudige storingsreserve
• Op basis onderzoek
systeemstabiliteit bij falen
EHS-EHS combi-lijnen evt
aanvullend ontwerpcriterium
dat systeemstabiliteit
waarborgt
• Uitzondering behouden voor
doelmatigheid aansluitingen
en uitlopers
• Conform huidige Netcode art
4.1.4.6

Railsystemen met
220kV en hoger

Enkelvoudige storingsreserve
conform huidige praktijk

Railsystemen
110/150kV

• Enkelvoudige storingsreserve
indien belasting onderliggend
net 100 MW of hoger.
• Onderbreking aansluitingen
toegestaan mits kan worden
omgeschakeld naar andere
rail.

8

Tijdens onderhoud

Idem

Uitzondering op enkelvoudige
storingsreserve in huidige wettekst
artikel 31, lid 13: 100MW - 6 uur
Alleen uitzonderen van enkelvoudige
storingsreserve indien aan alle
voorwaarden voldaan:
• Geen onderbreking van belasting
en productie op ander stations op
zelfde netvlak;
• Onderbreking productie niet
groter dan 1.500 MW;
• Onderbreking belasting niet
groter dan gedefinieerde
vermogen-tijd curve.
Alleen uitzonderen van enkelvoudige
storingsreserve indien aan alle
voorwaarden voldaan:
• Onderbreking productie niet
groter dan 1.500 MW;
• Onderbreking belasting niet
groter dan gedefinieerde
vermogen-tijd curve.

Koppelvelden:
Direct met de railsystemen verbonden koppelvelden zijn uitgezonderd van enkelvoudige
storingsreserve gedurende normaal bedrijf en onderhoud op voorwaarde dat bij een
enkelvoudige storing in het koppelveld voldaan wordt aan de eisen die gesteld worden aan
de bijbehorende railsystemen gedurende onderhoud situaties.
Railbeveiliging:
Railbeveiliging is uitgezonderd van enkelvoudige storingsreserve.

pagina 11 van 93

Hoofdstuk

9

10

Item
Reparatie,
vervanging en
modificatie van
uitlopers, GISsystemen en
transformatoren
Aansluitingen van
grootverbruikers,
producenten en
ontheffinghouders
Aansluitingen
netbeheerders

Volledig in bedrijfzijnd net

Tijdens onderhoud

• Speciale sporadisch voorkomende activiteit waarbij een onderbreking
van maximaal 100 MW en maximaal 48 uur is toegestaan in nieuwe
situaties.
• Voor bestaande situaties geldt dat de onderbreking maximaal 4 dagen
mag duren in plaats van 48 uur.
Aangeslotene maakt eigen
afweging over gewenste
redundantie.

Idem

Eisen gelijk aan eisen
enkelvoudige storingsreserve
netten met een spanning van
110kV en 150kV.

Idem

Mastfalen
• Masten dienen op basis van de huidige en daarvoor geldende wettekst van artikel 31 E-wet te voldoen
aan enkelvoudige storingsreserve..
• De kans dat een vakwerkmast of een wintrack-mast omvalt is heel klein. Op basis van de ontwerp
norm is de faalkans eens per 500-750 jaar per verbinding. Op het totaal aantal km bovengrondse
hoogspanningslijn in Nederland is de faalfrequentie van verbindingen door extreem weer en impact van
buitenaf ongeveer eens in de 5 tot 10 jaar. Wat de impact van een falende verbinding is verschilt per
situatie.
• Aanbevolen wordt dubbel-circuit masten niet onder de enkelvoudige storingsreserve te laten vallen
gezien de zeer kleine kans op en geringe impact van falen.
• Aanbevolen wordt masten met twee circuits met een spanning van 220kV en hoger (EHS) en twee
circuits met een spanning van 110/150kV (HS) ook uit te zonderen van de enkelvoudige
storingsreserve. De redundantie in de twee verschillende netvlakken is in het algemeen niet zeer sterk
gekoppeld waardoor de effecten vergelijkbaar zijn met het falen van een gewone dubbel-circuit mast.
Indien echter de gecombineerde EHS-HS circuits deel uitmaken van een netuitloper, kunnen de
effecten groter zijn en moet een projectspecifieke analyse uitgevoerd worden.
• Masten met drie of meer circuits met een spanning van 220kV en hoger hebben weliswaar dezelfde
kleine kans op falen als de normale dubbel-circuit masten op dit spanningsniveau maar de effecten
kunnen bij hoge vermogenstransporten aanzienlijk groter zijn. Hier is binnen de individuele
Rijkscoördinatieregeling (RCR)-projecten onderzoek naar gedaan (onderzoek naar het falen van
individuele masten) en het risico is acceptabel bevonden. Het onderzoek van RCR-projecten heeft zich
echter niet gericht op de mogelijke effecten van het mastfalen op de betrouwbaarheid van de
elektriciteitsvoorziening in zijn geheel, o.a. bij hogere toekomstige belastingen van het net.
• Gezien de mogelijke impact op de betrouwbaarheid van het elektriciteitsvoorzieningsysteem en het
toenemende risico ten gevolge van een toenemend gebruik van gecombineerde verbindingen met drie
of meer circuits met een spanning van 220kV en hoger, is het wenselijk hier vervolgonderzoek naar te
laten uitvoeren. TenneT heeft hiertoe extern een onderzoeksopdracht uitgezet. Onderzocht wordt of er
vanuit de betrouwbaarheid van het elektriciteitsvoorzieningsysteem een wettelijke begrenzing of
wettelijk vastgelegde voorwaarden nodig zijn ten aanzien van het combineren van drie of meer circuits
met een spanning van 220kV en hoger op een enkele mast.

pagina 12 van 93

•

Het onderzoek naar de gecombineerde lijnen met drie of meer circuits heeft ten doel de risico's en
mogelijke mitigatie in kaart te brengen als functie van een toenemend aantal verbindingen waarin drie
of meer circuits met een spanning van 220kV en hoger gecombineerd worden.

Aanbevelingen
A. Masten uit te zonderen van de enkelvoudige storingsreserve in de E-wet.
B. Indien een verbinding met drie of meer circuits een netuitloper is, moet in het betreffende
project beoordeeld worden wat mogelijke effecten van eventueel mastfalen zijn en hoe
onacceptabele effecten voorkomen of gemitigeerd kunnen worden.
C. De uitkomsten van het onderzoek naar de impact van het falen van een verbinding met drie
of meer circuits met een spanning van 220kV en hoger te gebruiken om:
• De voor de systeemstabiliteit noodzakelijke voorwaarden voor het gebruik van
gecombineerde verbindingen met drie of meer circuits met een spanning van 220kV en
hoger wettelijk vast te leggen
• Eventueel noodzakelijke mitigerende maatregelen voor de lopende RCR-projecten te
bepalen

10 minuten/100 MW onderbreking bij 110/150 kV netten
• Bij hoogspanningsnetten met een spanningsniveau van 110 kV en 150 kV is bij een enkelvoudige
storing een onderbreking van maximaal 10 minuten met een maximale belasting van 100 MW
toegestaan. Deze uitzondering staat wel in de Netcode (artikel 4.1.4.6) maar niet in artikel 31 van de Ewet.
• Deze uitzondering wordt vooral gebruikt voor omschakelen HS-MS transformatoren bij een storing in
een van de transformatoren of HS-aansluitveld en in netuitlopers waar geen schakelinstallatie aan het
einde van de uitloper is aangebracht. In de praktijk is de omschakeltijd van de HS/MS-transformatoren
meestal korter dan 10 minuten, typisch 2 minuten, gemiddeld 4 minuten.
• Op basis van de Nestor storingsregistratie in de periode 2008 – 2012 treedt deze storing in heel
8
Nederland ongeveer 14 keer per jaar op .
• Theoretisch kan de hersteltijd worden verkort door een automatische omschakeling (pingpong). Helaas
zijn automatische omschakelingen zelf nogal storingsgevoelig. Mogelijke winst in gemiddelde hersteltijd
bij onderbrekingen wordt daarom al snel teniet gedaan door de extra benodigde omschakeltijd ten
gevolge van een enkele storing in het gecompliceerde "pingpong" systeem.
• Op basis van de huidige typische hersteltijden zou de uitzondering voor 10 minuten onderbreking
teruggebracht kunnen worden naar bijvoorbeeld 5 minuten onderbreking. Aanpassing van de huidige
10 minuten grens naar een lagere waarde zal echter geen effect hebben op de leveringszekerheid.
Aan verkorting van de tijd schuilt wel een juridisch risico dat er claims komen indien de 5 minuten
sporadisch worden overschreden met één of enkele minuten.
• Op basis van de gepresenteerde maatschappelijke kosten - baten afweging is parallelle bedrijfsvoering
van HS/MS-transformatoren ook bij nieuwe aanleg niet verdedigbaar. De winst die parallelle
bedrijfsvoering oplevert in termen van verkorting van het aantal jaarlijkse storingsminuten is zeer
gering.
• De overweging om bij nieuwe 20kV aanleg parallelle bedrijfsvoering te hanteren is momenteel nog een
op nettopologie en daarbij behorende risico’s gebaseerde afweging van de netbeheerder.

8

De Nestor gegevens hebben betrekking op de transformatoren tussen 110/150 kV-netten en MS-netten (10, 6, 3, 20, 25 kV)

pagina 13 van 93

Aanbeveling
Aanbevolen wordt om de uitzondering op de enkelvoudige storingsreserve (maximaal 10
minuten en maximaal 100MW onderbreking) voor 110/150 kV netten die nu in de praktijk wordt
gehanteerd en in de Netcode (artikel 4.1.4.6) is vastgelegd, te handhaven. De E-wet zou deze
uitzondering mogelijk moeten maken.

Railsystemen en bijbehorende koppelvelden en railbeveiliging
• Het huidige artikel 31 E-wet maakt geen uitzondering op de enkelvoudige storingsreserve tijdens
onderhoud van een railsysteem. De Netcode doet dit in de (bedrijfsvoering)artikelen 5.5.2.1 en 5.5.2.2
wel.
• Het tijdens onderhoud niet beschikken over een enkelvoudige storingsreserve bij railsystemen in
netten met een spanning van 220kV en hoger, kan leiden tot een omvangrijke onderbreking van de
voorziening (bijv. een groot deel van een provincie en in bijzondere gevallen tot nationaal niveau of
zelfs grensoverschrijdend). Onderbreking treft in dit geval zowel grootschalige verbruikers als
grootschalige productie aangesloten op het railsysteem, als verbruikers (belasting) in de onderliggende
netten. Ook is de kans groot dat de productie die is aangesloten in het onderliggende deelnet uitvalt.
Herstel kan binnen enkele uren plaatsvinden (indicatief 2 uur), maar dit geldt niet in geval van GISinstallaties. De technologie van de compacte Gas Insulated Switchgear heeft als nadeel dat het herstel
één tot meer dagen kan duren.
• Voor railsystemen in netten met een spanning van 110kV en 150kV geldt in beginsel hetzelfde als voor
railsystemen in netten met een spanning van 220kV en hoger, zij het dat het effect kleiner is en niet tot
onderbreking op provinciaal niveau of meer zal reiken.
• Railsystemen op 110/150kV stations die direct (via een transformator) gekoppeld zijn met een
220/380kV station, kunnen bij uitval van de laatste rail een onderbreking van vergelijkbare omvang
veroorzaken als veroorzaakt door het verlies van het laatste railsysteem op het gekoppelde 220/380kV
station. Deze, via transformatoren, direct aan het 220/380kV net gekoppelde 110/150kV railsystemen
verdelen het grote vermogen afkomstig van het 220/380kV net over de verbindingen van het lokale
110/150kV deelnet.
• De kans op verlies van een railsysteem terwijl een ander railsysteem uit bedrijf is vanwege onderhoud
is echter zeer klein (eens per 500-600 jaar), getuige ook het verleden met deze stations. Op basis van
de huidige populatie stations in Nederland, bedraagt de faalfrequentie tijdens onderhoud voor alle
110/150kV railsystemen tezamen ongeveer eens per acht jaar en voor de 220/380kV railsystemen
ongeveer eens per 14 jaar.
• De effecten van uitval van de laatste rail kunnen worden voorkomen of worden verminderd met
meervoudige railsystemen (of opdeling van rails in meerdere stukken), een uitbreiding van de
netstructuur (afhankelijkheid station verlagen), of door acceptatie van een onderbreking en preventieve
maatregelen tot bekorting van het herstel.
• Stations in Nederland hebben veelvuldig een dubbel railsysteem configuratie. In tegenstelling tot de
railsystemen in netten met een spanning van 220kV en hoger worden railsystemen in 110/150kV
netten beveiligingstechnisch vaak als één railsysteem behandeld. Het aanbrengen van een
railbeveiliging zorgt er hier voor dat de aanwezige railsystemen als gescheiden eenheden gezien
kunnen worden waardoor zij met enkelvoudige storingsreserve functioneren. Railbeveiliging zorgt er
namelijk voor dat alleen het gestoorde (deel van het) railsysteem uitgeschakeld wordt waardoor de
overige delen blijven functioneren.
• Koppelvelden verbinden twee railsystemen met elkaar gedurende volledig in bedrijf zijnd net. In het
zeldzame geval dat een zodanige storing in het koppelveld optreedt dat een kortsluiting ontstaat, kan

pagina 14 van 93

•

•

•

het koppelveld deze kortsluiting zelf niet afschakelen en worden de railsystemen die het koppelveld
verbindt beide afgeschakeld. Deze common-cause fout kan alleen optreden gedurende volledig in
bedrijf zijnd net. De kans op deze common cause fout is kleiner dan de kans op een railstoring tijdens
onderhoud de effecten zijn echter hetzelfde zijn als bij een railstoring gedurende onderhoud aan de
rail. Voor het koppelveld kunnen tijdens volledig in bedrijf zijnd net, voor wat betreft de enkelvoudige
storingsreserve, dezelfde voorwaarden gesteld worden als aan railsystemen tijdens onderhoud.
Een railbeveiliging kan in theorie door een onbedoeld foutcommando meer dan een railsysteem
afschakelen. De digitale logica van de railbeveiliging, de self-check routines en de vele voorwaarden
waaraan voldaan moet zijn voordat de railbeveiliging een commando voor uitschakeling geeft, maakt
het praktisch onmogelijk dat een gestoorde railbeveiliging leidt tot uitschakeling van één, laat staan
meerdere railsystemen. De betrouwbaarheid wordt hier niet verhoogd door een tweede railbeveiliging
in serie op te nemen als gevolg van de complexiteit die hiermee ontstaat. Gezien de verwaarloosbare
kans en de grote toegevoegde waarde van railbeveiliging bij juist functioneren is een uitzondering op
de enkelvoudige storingsreserve voor railbeveiliging gewenst.
Een aparte afweging voor "bestaande" en "nieuwe" stations moet nadrukkelijk gemaakt worden. De
keuze voor een uitgebreider of meervoudig railsysteem een principiële keuze is die bij de aanleg moet
worden gemaakt en zich nadien niet gemakkelijk meer laat wijzigen vanwege ruimtebeperkingen in een
station, dan wel vanwege voor de leveringszekerheid risicovolle aanpassingen.
De risico gebaseerde afweging van de voorwaarden voor het uitzonderen van railsystemen op de
algemene regel van enkelvoudige storingsreserve kent twee hoofdingrediënten:
1. De transportzekerheid mag niet in gevaar komen want anders kunnen grote cascade
onderbrekingen ontstaan.
2. Indien de transportzekerheid is geborgd wordt op basis van een MKBA de doelmatigheid van
het investeren in enkelvoudige storingsreserve afgewogen.

De hierna genoemde grenswaarden zijn gebaseerd op een Maatschappelijke Kosten-Baten Analyse
(MKBA). Hierin zit de kans van optreden van een storing. Doordat het aantal opgetreden railstoringen zeer
laag is (en de beschouwde periode niet erg lang), moet rekening worden gehouden worden met een
spreiding in de genoemde grenswaarden. De geadviseerde grenswaarden zijn daardoor niet exact op het
MKBA "break-even" punt vastgesteld maar hierin zijn ook kwalitatieve maatschappelijke en technologische
aspecten meegenomen.

Aanbevelingen
A. Railsystemen, bijbehorende koppelvelden en direct aan het railsysteem gerelateerde
grensoverschrijdende beveiligingen in de Elektriciteitswet onder voorwaarden uit te zonderen van de
eis tot enkelvoudige storingsreserve.
B. In lagere regelgeving de voorwaarden vermeld in tabel 1 vast te leggen als de voorwaarden voor
uitzondering van het railsysteem, koppelvelden en bijbehorende beveiligingen op de eis tot
enkelvoudige storingsreserve. Aan alle voorwaarden moet voldaan worden.
C. In de Elektriciteitswet een overgangsregeling voor bestaande situaties op te nemen.
D. De overgangstermijn voor bestaande situaties in lagere wet- en regelgeving verder uit te werken.

pagina 15 van 93

Tabel 1: geadviseerde voorwaarden voor uitzondering railsystemen op enkelvoudige storingsreserve

Voorwaarden enkelvoudige storingsreserve bij nieuwe railsystemen, koppelvelden en beveilinging
Netvlak

Productie uitval
Uitgezonderd van
enkelvoudige
storingsreserve indien
een enkelvoudige
railstoring niet tot een
onderbreking groter
dan 1.500 MW
productie kan leiden.

Belasting uitval
• Uitgezonderd van de eis te functioneren
met enkelvoudige storingsreserve indien
de belasting in het onderliggende net
kleiner is dan 100MW.
• Bij een enkelvoudige storing aan het
railsysteem is een onderbreking van
belasting in het onderliggende net
toegestaan mits de onderbroken
aansluitingen kunnen worden
omgeschakeld naar het nog ongestoorde
railsysteem.

Niet van toepassing

Uitgezonderd van
enkelvoudige
storingsreserve indien
een enkelvoudige
railstoring niet tot een
onderbreking groter
dan 1.500 MW
productie kan leiden.

Uitgezonderd van enkelvoudige
storingsreserve
1000 MW
indien een
enkelvoudige
railstoring niet
kan leiden tot
een onderbreking
500 MW
groter dan
weergegeven
maximale
100 MW
vermogen-tijd
curve.
2 uur

Volledig in
bedrijf

110kV
150kV

Onderhoud

Volledig in
bedrijf

220kV
en hoger
Onderhoud

9

Doortransport
Niet van toepassing

Enkelvoudige
storingsreserve op het
railsysteem

Enkelvoudige
storingsreserve op
10
het railsysteem

Uitgezonderd van
enkelvoudige
storingsreserve indien
een enkelvoudige
railstoring niet kan leiden
tot cascade onderbreking
van belasting of productie
op andere lokaties in de
netten met een spanning
van 220kV en hoger.

Uitgezonderd van
enkelvoudige
storingsreserve indien
een enkelvoudige
railstoring niet tot een
onderbreking groter
dan 1.500 MW
productie kan leiden.

6 uur

Enkelvoudige storingsreserve op het
railsysteem
Uitgezonderd van
1000 MW
enkelvoudige
storingsreserve
indien een
enkelvoudige
500 MW
railstoring niet
kan leiden tot een
onderbreking
100 MW
groter dan
weergegeven
maximale
vermogen-tijd curve.

2 uur

6 uur

Koppelvelden
Direct met de railsystemen verbonden koppelvelden zijn uitgezonderd van enkelvoudige storingsreserve gedurende normaal
bedrijf en onderhoud op voorwaarde dat bij een enkelvoudige storing in het koppelveld voldaan wordt aan de eisen die
gesteld worden aan de bijbehorende railsystemen gedurende onderhoud situaties.
Railbeveiliging
Railbeveiliging is uitgezonderd van enkelvoudige storingsreserve.

9

10

Bij belasting uitval wordt gekeken naar de belasting in het onderliggende publieke net. De belasting van enkelvoudig
aangeslotenen afnemers in netten met een spanning van 110kV en hoger, worden in deze beschouwing niet meegenomen daar
de afnemer zelf kiest af te zien van enkelvoudige storingsreserve.
Indien de aangesloten producent voor een enkelvoudige aansluiting heeft gekozen kan deze aansluiting bij een railstoring
natuurlijk onderbroken raken.

pagina 16 van 93

Aansluitingen
• Omdat aansluitingen op grond van jurisprudentie beschouwd worden als onderdeel van het net, is het
noodzakelijk om ook voor aansluitingen vast te stellen of ze (al dan niet onverkort) onderworpen moeten
zijn aan de wettelijke regels voor enkelvoudige storingsreserve.
• Gedeeld standpunt is dat de individuele verbruikers, producenten en ontheffinghouders de vrijheid
moeten hebben om te bepalen welke redundantie hun aansluiting op netten met een spanning van
110kV en hoger nodig heeft. Hiermee kan de individuele aangeslotene zijn eigen bedrijfseconomische
afweging maken of investeren in de enkelvoudige storingsreserve van zijn aansluiting doelmatig is.
Aanbevelingen
A. Gebruikers, producenten en ontheffingshouders dienen zelf te bepalen welke redundantie
hun aansluiting op het (E)HS net nodig heeft. De E-wet moet deze keuzevrijheid mogelijk
maken.
B. Voor aansluitingen van netbeheerders op (E) HS netten gelden dezelfde kwaliteitscriteria en
uitzonderingen op enkelvoudige storingsreserve als voor het bovenliggende net waarop
wordt aangesloten.

Risico lange hersteltijden bij reparatie, vervanging en modificatie
• Uitlopers in het 110/150kV-net welke geheel of gedeeltelijk zijn aangesloten met kabel dragen inherent
het risico op een langdurige onderbreking. Dit in geval van een meervoudige niet beschikbaarheid van
circuits (storing gedurende reparatie nevencircuit) en als gevolg van de lange reparatieduur.
• Alternatieven voor kabels zijn er eigenlijk niet, anders dan de uitbreiding met meer circuits. De
hersteltijd kan tot een minimum worden teruggebracht door een goede voorbereiding. Ondanks goede
voorbereiding is 48 uur een gebruikelijke hersteltijd voor moderne kabeltechnieken.
• GIS-installaties dragen eveneens een risico op een langdurige onderbreking omwille van dezelfde
reden. In een vermaasd net ligt het risico bij het niet beschikbaar raken van beide railsystemen. Bij
GIS-installaties in een uitloper ligt de kans van optreden nog iets hoger omdat ook het verlies van de
twee voedende circuits of afgaande transformatorvelden tot een langdurige storing kan leiden.
• Bij nieuwe GIS-installaties kan de langdurige onderbreking worden voorkomen door er conceptueel
rekening mee te houden en te investeren in een uitgebreidere installatie (opdeling installaties,
toepassen brandwerendheid). Bij bestaande installatie moet de oplossing worden gevonden in
voorbereide voorzieningen om de installatie te overbruggen. Voor nieuwe GIS-installatie betekent dit
een meerkosten van circa 15%. De consequenties voor het bestaande net zijn, met toepassing van
een overgangsmaatregel, ook beperkt in omvang. De overgangmaatregel is van toepassing op UGDkabels. Voldoen aan de nieuwe eis betekent een aanpassing van zes netuitlopers een totaal kosten
van circa 45 miljoen Euro.
• Bij het niet beschikbaar zijn van een HS/MS-transformator en een storing aan de neventransformator of
in de keten hiervan (HS- of MS-veld, HS- of MS- aansluitkabel) kan een langdurige storing optreden.
De kans hierop is klein als gevolg van de zeer beperkte tijdsduur dat één van de transformatoren niet
beschikbaar is voor revisie of uitwisseling en de klein kans dat op hetzelfde moment een storing
optreedt.
• In stations kan permanent een reserve transformator worden opgesteld, zodat de aanvoertijd van een
nieuwe transformator voorkomen wordt en de hersteltijd bij uit wisseling kan worden bekort. Alternatief

pagina 17 van 93

•

•

is extra transformatoren met permanente aansluiting, een situatie die voor grote stations niet
ongebruikelijk is.
Bij de afweging is rekening gehouden met de geringe kans van optreden en de hoge kosten voor het
versterken van alle uitlopers. Tevens is rekening gehouden met de eerdere keuze van de Minister om
niet generiek over te gaan tot de versterking van alle uitlopers, maar een risicogedreven benadering te
hanteren. Tevens is gelet op de politieke en maatschappelijke onrust die ontstaat bij een langdurige
onderbreking zoals in het verleden in de Bommelerwaard en in Haaksbergen.
Bestaande, uitfaserende kabeltechnieken gebaseerd op oliedruk hebben een uitzondering nodig op de
eis van 48 uur. Voor deze kabels is de reparatietijd en dus hersteltijd van een onderbreking maximaal 4
dagen. De beperkte toename in maximale onderbrekingsduur in combinatie met de zeer kleine kans en
het uitfaserende karakter van deze kabels geeft een begrensd risico dat acceptabel wordt geacht.

Aanbevelingen
Voor netuitlopers, GIS-systemen en HS/MS-transformatoren in nieuwe situaties:
A. Tijdens volledig in bedrijf zijnd 110/150kV net een onderbreking van maximaal 100MW gedurende
maximaal 10 minuten toegestaan conform algemene regel op 110/150kV.
B. Tijdens onderhoud in 110/150kV netten een maximale onderbreking toegestaan van 100MW,
gedurende maximaal 6 uur conform huidige E-wet.
C. Bij reparatie, vervanging en modificatie een maximale onderbreking van 100 MW, gedurende
maximaal 48 uur.
48 uur is gebaseerd op de reparatietijd voor kunststof kabeltechnologie en vervangingstijd voor
transformatoren. GIS zou in 48 uur overbrugd moeten kunnen worden door het "kappen" van kabels en
doorverbinden naar de HS/MS-transformator.
Voor bestaande situaties:
A. Bij reparatie, vervanging en modificatie van kabels in netuitlopers een maximale onderbreking van
100MW, gedurende maximaal 4 dagen (op basis reparatietijd oliedrukkabels).
B. Bij reparatie en modificatie van bestaande GIS-systemen op 110/150kV een maximale
onderbreking van 4 dagen (op basis overbruggingstijd bij oliekabels)
C. Een overgangstermijn voor oplossen van de langere hersteltijd van netuitlopers alleen gevoed door
UGD kabel.

Opgemerkt wordt dat de kans dat er daadwerkelijk een langdurige onderbreking plaatsvindt bij een
reparatie, vervanging of modificatie zeer klein is. In het ongelukkige geval dat daadwerkelijk een
onderbreking plaatsvindt met een lange herstelduur, wordt reactief via inzet van noodstroom aggregaten
een deel van de belasting tussentijds van spanning voorzien worden. Zoals door de minister gerapporteerd
11
aan de Tweede Kamer , staan (op basis van het E-Bridge rapport) de benodigde investeringen voor het
proactief grootschalig inzetten van noodstroom aggregaten niet in verhouding tot het risico. Wel denkt de
sector dat er geïnnoveerd kan worden in concepten en faciliteiten die het sneller en grootschaliger
aansluiten van noodstroom aggregaten mogelijk maken.

11

Tweede Kamer der Staten-Generaal, Vergaderjaar 2006-2007, Kamerstuk 29023 nr. 39

pagina 18 van 93

3

Integraal risico overzicht

In dit document worden een aantal risico's geëvalueerd die samenhangen met de uitzonderingen op de
enkelvoudige storingsreserve. Dit zijn uitzonderingen zoals die nu in de praktijk gangbaar en onder andere
via de Netcode toegestaan zijn maar vanuit de E-wet artikel 31 niet meer zijn toegestaan.
In dit hoofdstuk worden al deze afzonderlijke risico's in één figuur bij elkaar gebracht met als doel
inzichtelijk te maken of de in dit rapport gemaakte aanbevelingen een vergelijkbare risicoacceptatie hebben
of dat er op bepaalde onderwerpen veel meer of veel minder risico geaccepteerd wordt.
Overzicht mogelijke impact enkelvoudige storing
Omvang onderbreking
< 100 MW
(kleine stad)

minder dan
1 uur

100 - 200 MW

200 - 500 MW
(grote stad met
buitengebieden)

500 - 1000 MW

1000 - 2000 MW
(provincie)

2000 - 5000 MW
(grensoverschrijdend)

Uitval HS/MS
transformator of
aansluiting
Enkelvoudige railstoring HSstations met railbeveiliging
tijdens volledig in bedrijf zijnd net
Uitval laatste railsysteem HS-stations tijdens
onderhoud

1 - 2 uur

aan EHS gekoppelde
HS-stations

Uitval laatste railsysteem op EHS-stations tijdens onderhoud

2 - 6 uur

Enkelvoudige railstoring HS-stations zonder
railbeveiliging tijdens volledig in bedrijf zijnd
net

Duur onderbreking

6 - 12 uur

12 - 24 uur

24 - 48 uur

2 - 4 dagen

mastfalen
dubbelcircuit of HSEHS combi

mastfalen EHS-EHS
combi-lijnen

Reparatie, vervanging en
modificatie van kunststof
kabeltechnologie in
netuitlopers, GIS en HS/MStransformatoren

Reparatie, vervanging en
modificatie van oliedruk
kabeltechnologie in
netuitlopers en GIS

4 - dagen - 1 week

1 - 2 weken

Reparatie, vervanging en
modificatie van UGD
kabeltechnologie in
netuitlopers en GIS

I
Figuur 2: Groepering van mogelijke impact van enkelvoudige storing

n Figuur 2 wordt de mogelijke impact van een enkelvoudige storing in omvang en hersteltijd weergegeven.
Met de verschillende kleuren van de ovalen worden de verschillende, in dit rapport behandelde
uitzonderingen weergegeven:
o Blauw
-> hoofdstuk 6: Hoogspanningsmasten en enkelvoudige storingsreserve
o Roze
-> hoofdstuk 7: Kortstondige onderbrekingen 110 en 150kV (10 min regel)
o Taupe licht
-> hoofdstuk 8: Railsystemen tijdens volledig in bedrijfzijnd net
o Taupe donker -> hoofdstuk 8: Railsystemen tijdens onderhoud
o Paars
-> hoofdstuk 9: Risico lange hersteltijden bij reparatie, vervanging en modificatie

pagina 19 van 93

De kleuren van de matrix zelf variëren van groen naar rood en geven daarmee een groepering op ernst
van de impact. In de indeling van de assen en kleuren heeft de projectgroep op een dusdanige wijze
gekozen dat de ernst van de impact overzichtelijk verdeeld wordt.
Totaal overzicht risico's en voorgestelde acceptatie

Frequentie van optreden in NL op basis huidige populatie

Effect van het risico

Erg vaak

Meer dan 10 keer
per jaar

Vaak

Meer dan 1 keer
per jaar

Uitval HS/MS
transformator of
aansluiting

Enkelvoudige railstoring
HS-stations zonder
railbeveiliging < 100MW
Enkelvoudige railstoring
HS-stations met
railbeveiliging

Geregeld

Eens per 1 tot
10 jaar

Waarschijnlijk

Eens per 10 tot
100 jaar

Mogelijk

Eens per 100 tot
1000 jaar

Enkelvoudige railstoring
HS-stations zonder
railbeveiliging > 100MW

mastfalen
dubbelcircuit of HSEHS combi

Uitval laatste railsysteem op
EHS-stations of direct
daarmee gekoppelde HSstations tijdens onderhoud.
Bedreiging

mastfalen EHS-EHS
combi-lijnen

Onwaarschijnlijk

Eens per 1.000 tot
10.000 jaar

Reparatie, vervanging en
modificatie van kunststof
kabeltechnologie in
netuitlopers, GIS en HS/MStransformatoren
Reparatie, vervanging en
modificatie van oliedruk
kabeltechnologie in
netuitlopers en GIS

Reparatie, vervanging
en modificatie van
UGD
kabeltechnologie in
netuitlopers en GIS

Figuur 3: Totaaloverzicht risico's en risico-acceptatie

In Figuur 3 zijn de effecten van de uitzonderingen op de enkelvoudige storingsreserve uit het Figuur 2 op
één as gezet. Op de andere as de frequentie dat een gebeurtenis in Nederland voorkomt op basis van het
huidige net. In de matrix zijn de uit Figuur 2 bekende ovalen ingetekend. De weergegeven frequenties
worden in de verschillende hoofdstukken afgeleid. Hierbij is er één uitzondering: de faalfrequentie van de
4-circuit EHS-mast.
De zogenaamde EHS-EHS combimasten van het type Wintrack (Wintrack-masten met vier circuit met een
spanning van 220kV en hoger) moeten nog gebouwd gaan worden waardoor er geen populatie is om de
faalfrequentie op te baseren. Op basis van de ontwerpnorm en het door Kema uitgevoerde onderzoek zou
de faalkans tussen eens per 500 jaar tot eens per 750 jaar per verbinding komen te liggen. In de huidige
projecten zijn EHS-EHS Wintrack-masten voorzien in de RCR-projecten ZuidWest 380kV en NoordWest
380kV. In de matrix is op basis hiervan een faalfrequentie tussen 200-400 jaar ingetekend. Deze frequentie
is een theoretische frequentie die afhangt van de lengte die uitgevoerd wordt als EHS-EHS combi
verbinding. Naarmate er meer lengte van deze EHS-EHS combi-verbinding gebouwd wordt gaat de ovaal
in Figuur 3 verder omhoog omdat de faalfrequentie omhoog gaat. Hierbij wordt wel opgemerkt dat het

pagina 20 van 93

weergegeven risico geen mitigatie kent via de netstructuur en er daadwerkelijk 2.000 – 5.000 MW
onderbroken raakt. Indien het volledig uitvallen van de EHS-EHS combi-verbinding opgevangen kan
worden in de parallelle netstructuur zal de impact veel kleiner zijn en verschuift de ovaal in Figuur 3 naar
links.
De in dit document beschreven risico's zijn met ovalen in de matrix weergeven. De kleur van de rand van
de ovaal geeft aan of het risico middels de in dit rapport voorgestelde aanbevelingen geaccepteerd wordt
of niet. Een groene rand betekent dat voorgesteld wordt het risico te accepteren. Een rode rand betekent
dat voorgesteld wordt het risico niet te accepteren en dat de bestaande situatie op termijn aangepast moet
worden. De gele rand om de ovaal van het falen van EHS-EHS-masten geeft aan dat hier nog verder
onderzoek op loopt, de gele rand om de ovaal van de oliedruk kabels geeft aan dat een overgangstermijn
in de acceptatie wordt geadviseerd.
Bij acceptatie van het risico wordt er een uitzondering op de algemene regel van enkelvoudige
storingsreserve aanbevolen.

3.1
•

•

Conclusie

De in de aanbevelingen voorgestelde acceptatie van risico's kent geen bijzonder afwijkende
behandeling van het risico op deelonderwerpen. Deelonderwerpen kennen daardoor niet een volledig
afwijkende risico acceptatie, de nog verder te onderzoeken EHS-EHS combimasten daargelaten.
Indien het uitzonderen van de EHS-EHS combi-masten bij enkelvoudige storingsreserve kan leiden tot
een bedreiging van de transportzekerheid met grootschalige onderbrekingen (rood effect) geeft dit een
duidelijk hoger risico dan bij de andere onderwerpen. Of deze hogere risico acceptatie is toegestaan of
niet, is afhankelijk van de waarde van de landschappelijke inpassing. Een zuiver beleidsmatige keuze
dus waar twee maatschappelijk belangrijke zaken tegen elkaar moeten worden gewogen.

pagina 21 van 93

4

Overzicht van de redundantie in de openbare elektriciteitsnetten
12

De redundantie slaat op enkelvoudige storingen en niet op “common cause” of cascade-storingen.
Redundantie kan onderscheiden worden in de volgende categorieën:
• Volledig redundant, ook tijdens onderhoud (i.e. geen energie-onderbreking bij een storing)
• Volledig redundant, maar niet tijdens onderhoud (i.e. geen energie-onderbreking bij een storing
tijdens normaal bedrijf)
• Omschakelbaar redundant, automatisch of op afstand bediend (i.e. zeer korte energieonderbreking bij een storing)
• Omschakelbaar redundant, handbediend (i.e. energie-onderbreking van één à twee uur)
• Niet redundant, maar over te nemen met noodstroomaggregaat (i.e. energie-onderbreking van een
aantal uren)
• Niet redundant (i.e. wachten op reparatie)
Hieronder wordt de opbouw van de redundantie van het gehele Nederlandse elektriciteitsnet weergegeven,
vanaf 230 Volt huisaansluiting t/m de 220/380kV netten. Dit overzicht geeft per spanningsniveau weer in
hoeverre er voor redundantie is gezorgd. Zoals reeds eerder in deze rapportage aangegeven heeft de Ewet uitsluitend kwaliteitscriteria opgelegd voor netten met een spanningsniveau van 110kV en hoger.
Gelaagdheid van de hele structuur geeft echter overzicht en nuttige informatie over de keuzes die in het
verleden gemaakt zijn.
Huidige praktijk in lijn met .code

12

Mogelijke richting

Met "common-cause" wordt bedoeld een tweetal storingen die onafhankelijk van elkaar gelijktijdig plaats vinden.

pagina 22 van 93

Redundant onder normaal bedrijf,
onderbreking levering bij uitval
rai tijdens onderhoud toegestaan

Redundant onder normaal bedrijf,
onderbreking levering bij uitval rail
tijdens onderhoud limiteren

EHS

Redundant, ook tijdens
onderhoud

Redundant, ook tijdens
onderhoud

HS direct
aan EHS

Zo wel onder normaal bedrijf als
tijdens onderhoud niet redundant
Onder normaal bedrijf
redundant, 10 min
onderbreking toegestaan,
tijdens onderhoud redundant,
uitzondering 100 MW, 6 uur

Gelijk maken aan EHS

Onder normaal bedrijf
redundant, tijdens onderhoud
redundant, uitzondering 100
MW, 6 uur

HS

Zo wel onder normaal bedrijf als
tijdens onderhoud niet redundant

Onder normaal bedrijf redundant
indien > 100 MW, tijdens
onderhoud niet redundant
Tijdens normaal bedrijf 10 min
onderbreking toegestaan, Voor
nieuwe situaties vanaf 20 kV
geen onderbreking overwegen,
tijdens onderhoud maximale
onderbreking 100MW, 6 uur.

Tijdens normaal bedrijf 10 min
onderbreking toegestaan, tijdens
onderhoud maximale
onderbreking 100 MW, 6 uur.

MS
‘Omschakelbaar’ redundant

‘Omschakelbaar’ redundant
Ringstructuur met bewuste onderbreking

Niet redundant,
geen onderbreking tbv
werkzaamheden

Niet redundant, onderbreking
bij werkzaamheden

LS
LS

Niet redundant,
geen onderbreking tbv
werkzaamheden

Niet redundant, onderbreking
bij werkzaamheden

pagina 23 van 93

5

Maatschappelijke acceptatie stroomonderbrekingen

5.1

Samenvatting

De grootste incidenten kennen een gecompliceerde faaloorzaak.
De wijze waarop de maatschappij op stroomstoringen reageert is grillig te noemen. Toch zijn er bepaalde
trends waarneembaar:
• De maatschappij is veel kritischer bij herhalingsstoringen, ondanks het feit dat er vaak geen
gemeenschappelijk faaloorzaak te benoemen valt. Dit geldt voor grote incidenten, maar ook voor
kleinschalige onderbrekingen.
• Storingen met een duidelijk externe oorzaak worden makkelijker geaccepteerd.
13
• Storingen met een grotere omvang en een lange duur (meer dan acht uur) leiden tot
maatschappelijke onrust met bijbehorende extreme kosten.
• Storingen in grote agglomeraties, zoals de Randstad, tellen relatief zwaarder dan storingen met
eenzelfde omvang daarbuiten.

5.2

Algemeen

Vijf aspecten van elektriciteitsonderbrekingen bepalen de ernst van het incident:
• omvang van het getroffen gebied (aantal klanten),
• soort regio (grootstedelijk, industrieel, landelijk),
• duur van de storing,
• omstandigheden (spitsuur, weekend, hartje winter)
• eventuele herhaling binnen afzienbare tijd.
Al deze aspecten vallen weg bij het hanteren van statistische waarden, zoals de jaarlijkse uitvalduur.
Vooral het herhaald getroffen worden door een energieonderbreking telt maatschappelijk zwaar. Men ziet
dat bij de energieonderbrekingen in Haaksbergen, de Bommelerwaard en Rotterdam. Hierbij zij opgemerkt
dat de storingen geen gemeenschappelijke oorzaak hadden. Wel hebben ze een gemeenschappelijk
kenmerk: het zijn allemaal “common cause” of cascadestoringen, waarbij meerdere net-elementen
tegelijkertijd uitvallen.
Voorts trekt een langdurige storing in een dichtbevolkt gebied, met name tijdens ongunstige
omstandigheden, maatschappelijk de aandacht, vooral als deze gepaard gaat met maatschappelijke onrust
en mogelijk zelfs sociale instabiliteit. Langdurige storingen op het platteland daarentegen worden beter
geaccepteerd al duren ze meer dan een etmaal.
Storingen die een beperkt aantal klanten treffen krijgen niet of nauwelijks aandacht, ook al gaat het om
langdurige of herhalingsincidenten.
Energieonderbrekingen, die veroorzaakt worden door externe factoren, zoals extreem weer of aanvaringen
(vaar- of vliegverkeer), worden maatschappelijk beter geaccepteerd, althans richting de netbeheerder, dan
storingen van technische aard of die men redelijkerwijs had kunnen voorkomen dan wel beperken. Dit geldt
ook voor storingen van een grote omvang en/of lange duur. De goodwill verdampt echter snel wanneer zich
herhaalstoringen voordoen.

13

Storingen met een kleine of zeer kleine omvang (laagspanning) en een lange duur (kunnen) na enkele uren worden opgevangen
met noodstroom-aggregaten, met name bij vitale en kwetsbare instellingen, die niet over noodstroom beschikken.

pagina 24 van 93

14

maatschappelijke gevolgen

In het boek “Stroomloos” maakt het Rathenau Instituut onderscheid tussen storingen die korter dan twee
uur duren, storingen die langer dan acht
uur duren en de categorie daartussen.
Heel korte storingen (minuten) komen in
het boek niet expliciet aan de orde,
omdat het boek zich richt op de grotere
incidenten. Desalniettemin wordt
gesteld dat het feit dat er een
elektriciteitsstoring optreedt op het
moment van ontstaan tot de grootste
hinder en kosten leidt per tijdseenheid.
Pas na veel langere duur van de storing
worden de kosten per tijdseenheid en
de hinder in de zin van ontwrichting
24 uren
2
8
groter. Figuur S1 uit het boek geeft
Figuur 4: figuur S1 uit “Stroomloos” van het Rathenau Instituut (1994)
schematisch de maatschappelijke overlast
per tijdseenheid aan (niet cumulatief).

kosten

Tijdens een korte storing (tot twee uur) loopt de economische schade cumulatief weliswaar op, maar voor
de gemiddelde gebruiker slechts in geringe mate vergeleken met de eerste klap ten gevolge van het blote
feit van een energie-onderbreking. Bij
een langere duur van de storing (tot
acht uur) beginnen de gemiddelde
omzetverlies
kosten per tijdseenheid weer op te
materiele schade
lopen, omdat allerlei processen
overwerk
ontwricht beginnen te raken en
producten niet meer te redden zijn. Heel
lange storingen (langer dan acht uur)
gaan gepaard met grote problemen in
het vervoer, sociale instellingen,
voorziening in primaire
24 uren
2
8
levensbehoeftes, etc. Hulpdiensten
moeten georganiseerd worden en een
Figuur 5: figuur S2 uit “Stroomloos” van het Rathenau Instituut (1994)
calamiteitsorganisatie ingericht. Extreem
lange storingen (dagen) kunnen leiden tot maatschappelijke ontwrichting en zullen een veel langere
tijdsduur vergen totdat, na het herstel van de elektriciteitslevering, normalisatie is bereikt. Figuur S2 geeft
een beeld van de cumulatieve kosten als functie van de storingsduur, verdeeld over een drietal posten.

5.3

Enkele grotere energie-onderbrekingen

Zaltbommel
De grootste onderbreking qua omvang en tijdsduur is de laatste decennia de storing geweest die
veroorzaakt werd door een Apache-helikopter, welke de fasegeleiders van twee circuits van de 150 kV-lijn
Tiel-Zaltbommel bij de Waalkruising abusievelijk heeft geknipt. Het incident vond met winterweer eind
november 2007 plaats. Het herstel heeft 48 uur geduurd en kostte 71 miljoen verbruikersminuten.

14

Rathenau Instituut; “Stroomloos”; drs. Ineke Steetskamp, dr. Ad van Wijk, 1994, ISBN 90 346 311 76

pagina 25 van 93

Pers en bewoners waren positief over de inzet van de netbeheerder, met dien verstande dat de
oorspronkelijke verwachting van herstel binnen 24 uur niet kon worden waargemaakt (vanwege het kapot
varen van nieuwe geleiders, zodat opnieuw geleiders gespannen moesten worden).
Zaltbommel kwam echter uiteindelijk toch negatief in de pers terecht omdat er vervolgens nog twee
onderbrekingen plaatsvonden in 2009 en 2011. Deze storingen troffen ook de Tielerwaard en kosten
respectievelijk 13 en 9 miljoen verbruikersminuten. Deze twee storingen behoren resp. behoorden in
Nederland tot de top tien van de afgelopen tien jaar.
De relatie van de storingen met transformatorstoringen is nihil. De grote storing had wel een relatie met
een zogenaamde uitloper oftewel twee circuits getroffen door een gemeenschappelijke oorzaak. De andere
twee storingen hadden geen relatie met een uitloper, maar kenden een cascade-effect.
Haaksbergen
November 2005, trok een zware sneeuwstorm over Nederland. Trein- en autoverkeer waren compleet
ontwricht en de netbeheerders in de zuidelijke helft van Nederland hadden allen moeite met het voorkomen
van energie-onderbrekingen. De netbeheerders zijn toen door het oog van de naald gekropen, want circuit
na circuit viel uit, maar deze konden deels weer in bedrijf genomen worden. Te laag hangende geleiders en
draadbreuk troffen alle vier bedrijven. Enexis en DNWB konden energie-onderbrekingen niet voorkomen.
Beide circuits van de 110 kV-lijn naar Haaksbergen werden door sneeuwlast getroffen en successievelijk
afgeschakeld. De storing heeft langer dan een etmaal geduurd en kostte 25 miljoen verbruikersminuten.
Veel moeite is gedaan om noodstroomaggregaten door het land te vervoeren. Haaksbergen kreeg een
negatieve pers, ondanks alle moeite in zowel technische zin als in communicatieve zin van de zijde van de
netbeheerder. In de jaren daarna is Haaksbergen nog tweemaal getroffen, door geheel andere oorzaken.
Zeeuws Vlaanderen kende tegelijkertijd een stroomonderbreking, maar dat heeft nauwelijks de pers
gehaald en, dan nog, alleen in positieve zin. De storing trof Hulst en omgeving en kostte 13 miljoen
verbruikersminuten. Van herhaalstoringen is geen sprake geweest.
De energie-onderbrekingen hadden geen relatie met transformatorstoringen, maar wel met uitlopers.
Rotterdam
Rotterdam wordt nogal eens getroffen door een stroomstoring. Daarbij moet worden beseft dat Rotterdam
zich uitstrekt over een groot gebied, waarbij het eerlijker zou zijn onderscheid te maken tussen diverse
stadsdelen. Rotterdam heeft de afgelopen 10 jaar driemaal in de top tien gestaan: in 2012 tweemaal met
10 miljoen verbruikersminuten (3 uur) en 5 miljoen (5 uur) en in 2002 met 27.5 miljoen verbruikersminuten.
Geen relatie tussen storingsoorzaken, maar wel een negatieve pers, met name vanwege de
herhaalstoringen.
De storingen in 2012 werden veroorzaakt door secundaire bedrading en door een complexe distributiestoring.
Goeree – Overflakee
Goeree – Overflakee wordt gevoed middels een 50 kV-lijn, die het Haringvliet kruist. Diverse storingen
hebben de afgelopen jaren het eiland getroffen. In 2010 kostte een lijnstoring 6.3 miljoen
verbruikersminuten (2 uur). De grootste storing vond plaats in 2006 en kostte 13 miljoen
verbruikersminuten. Het betrof een technische storing, net zoals de overige onderbrekingen. De
netbeheerder kreeg een negatieve pers, ondanks dat het een dunner bevolkt gebied betreft

pagina 26 van 93

Nieuwegein
Tot de top tien van de afgelopen 10 jaar behoren net niet de twee energie-onderbrekingen die Nieuwegein
getroffen hebben. Beide in 2012 kort na elkaar en samenhangend met 8 en 4 miljoen verbruikers-minuten
gedurende 25 resp. 21 uur. De oorzaak van beide storingen ligt in de distributienetten, die, naar verluid,
getroffen werden door een combinatie van een blikseminslag en ferro-resonantie.
Sassenheim
Een kortsluiting in rail A van de 150 kV-GIS werd in 2010 correct afgeschakeld, maar
schakeloverspanningen geïnduceerd in de secondaire bedrading veroorzaakten een ten onrechte
uitschakeling van een 150/50 kV-transformator, waardoor twee van de drie 150/50 kV-transformatoren
spanningsloos werden. De derde is op overbelasting afgeschakeld. De storing koste bijna 17 miljoen
verbruikersminuten gedurende 3 uur. Een combinatie dus van “common cause” en cascade-effecten.

pagina 27 van 93

6

Hoogspanningsmasten en enkelvoudige storingsreserve

6.1

Samenvatting en advies

Rekeninghoudend met:
• de inpassingproblematiek rondom bovengrondse hoogspanningverbindingen;
• de zeer lage kans op mastfalen door extreme weersomstandigheden en andere externe oorzaken;
• de mogelijkheden tot snel herstel met noodmasten;
• de spreiding in het effect van mastfalen (leidt niet altijd tot een leveringsonderbreking als gevolg
van ringstructuren);
is een generieke toepassing van een enkelvoudige storingsreserve op hoogspanningsmasten ongewenst.
Mastfalen bij uitlopers heeft wel directe gevolgen voor de levering, maar ook hier zijn de maatschappelijke
kosten - baten voor toepassing van enkelvoudige storingsreserve op de masten in alle gevallen negatief.
(Oplossing bestaat in dat geval uit een parallel gelegen ondergrondse kabel). Indien echter een netuitloper
bestaat uit gecombineerde 220/380kV-110/150kV circuits, kunnen de effecten groter zijn en moet een
projectspecifieke analyse uitgevoerd worden.
Gezien de mogelijke impact op de betrouwbaarheid van het elektriciteitsvoorzieningsysteem en het
toenemende risico ten gevolge van een toenemend gebruik van gecombineerde verbindingen met drie of
meer circuits met een spanning van 220kV en hoger, is het wenselijk hier vervolgonderzoek naar te laten
uitvoeren. TenneT heeft hiertoe extern een onderzoeksopdracht uitgezet. Onderzocht wordt of er vanuit de
betrouwbaarheid van het elektriciteitsvoorzieningsysteem een wettelijke begrenzing of wettelijk
vastgelegde voorwaarden nodig zijn ten aanzien van het combineren van drie of meer circuits met een
spanning van 220kV en hoger op een enkele mast. Het onderzoek heeft daarnaast ten doel de risico's en
mogelijke mitigatie in kaart te brengen als functie van een toenemend aantal verbindingen waarin drie of
meer circuits met een spanning van 220kV en hoger gecombineerd worden.

6.2

Huidige situatie

Door in de bedrijfsvoering te allen tijde rekening te houden met een enkelvoudige storingreserve is de
leveringszekerheid van elektriciteit in hoge mate gegarandeerd. Enkelvoudige storingsreserve wordt
toegepast op circuits, transformatoren, generatoren en selectief op railsystemen. Tot nu toe wordt geen
enkelvoudige storingsreserve aangehouden op hoogspanningsmasten met meerdere circuits. Dit wordt ook
niet expliciet vereist in de E-wet, hoewel de interpretatie dat masten ook onder enkelvoudige
storingsreserve vallen op grond van de huidige wettekst verdedigbaar is. Het omvallen van een mast met
twee of meer circuits leidt tot een meervoudige storing, waarop niet wordt geanticipeerd en een
onderbreking van de levering tot gevolg kan hebben. Verbindingen welke bestaan uit enkelcircuit-masten
kennen dit risico niet, maar deze komen in Nederland nauwelijks voor.

6.2.1 Typen masten
De Nederlandse hoogspanningsverbindingen zijn overwegend uitgevoerd als dubbelcircuit lijnen, met aan
weerszijde van de mast een circuit. Verdeeld naar spanningsniveau betreft dit 2x 110 kV, 2x 150 kV, 2x
220 kV of 2x 380 kV. De masten zijn vrijwel uitsluitend uitgevoerd in vakwerkconstructie en een klein deel
op HS-niveau met buismasten.
Op het traject Eemshaven-Zwolle is de 380kV-verbinding over grote lengten gecombineerd met de 220kVverbinding of met 110kV-verbinding. In enkele gevallen zijn in Nederland bovenlijnen gebouwd voor 2x380

pagina 28 van 93

kV, maar aan één zijde of aan beide zijden nog in bedrijf op 150 kV (dit is onder andere het geval op het
traject Maasbracht-Greatheide en Oostzaan-Velsen).
Als gevolg van de uitgangspunten voor tracering in SEVIII (bundelen en combineren) worden voor nieuwe
situaties vrijwel uitsluitend nog combinatielijnen toegepast. Het betreft dan 380 kV gecombineerd met 380
kV, 220 kV, 150 kV of 110 kV. In verband met de eisen aan het magneetveld zal gebruik worden gemaakt
van de Wintrack-lijn, de constructie met twee separate buislichamen en een kleine magneetveldcontour. In
Figuur 6 staat de meest gebruikte traditionele vakwerkmast naast de nieuwe Wintrack.

Figuur 6: Dubbelcircuit vakwerkmast naast de dubbelcircuit Wintrack.

Bij de Wintrack bevinden zich tussen de buismasten altijd twee 380kV-circuits. De circuits van het
spanningsniveau waarmee wordt gecombineerd bevinden zich aan de buitenzijde, Figuur 7.

Figuur 7: Als gevolg van afspraken in SEVIII wordt in de toekomst nog vrijwel uitsluitend de combi-Wintrack toegepast.

6.2.2 Storingen door mastfalen
De storing op 12 december 2007 waarbij een helikopter een hoogspanningsmast met een dubbelcircuit
beschadigde geeft een indruk van mogelijke gevolgen (Figuur 8). Als gevolg van de locale netstructuur en
het bemoeilijkte herstel leidde de beschadiging tot een langdurige stroomstoring.

pagina 29 van 93

In Tabel 2 is het mastfalen uit Nestor rapportage van de
afgelopen jaren samengevat. Het betreft uitsluitend HS-lijnen.
In Nederland is nog nooit mastfalen bij EHS-lijnen opgetreden.

Figuur 8:Beschadiging van dubbelcircuit
mast door helikopter.
Tabel 2: Onderbrekingen als gevolg van mastfalen bij dubbelcircuit.
Onderbreking
Haaksbergen
150 kV

Jaar

2005

Wat
Grote
sneeuwstorm

Verbruikers

#aansluiting

Vermo

minuten

en

gen

24.067.300

19.099

36 MW

21 uur

70.749.933

29.635

95 MW

48,6 uur

1.534.363

39.791

57 MW

53 min.

Hersteltijd

Helikopter
Zaltbommel
150 kV

2007

doorsnijdt
beide lijnen
uitloper

Vethuizen
110 kV

2010

Omgewaaide
masten

6.2.3 Bouwwijze en kwaliteit
Waar het gaat om robuustheid en betrouwbaarheid zijn enkelvoudige bovengrondse circuits 'best practice',
omdat de voorziening darmee altijd bestand is tegen een enkelvoudige storing. Een gelijktijdige uitval van
een dubbelcircuit-lijn kan ernstige gevolgen hebben voor de levering. Bij een uitloper in het net leidt dit
vrijwel altijd tot een onderbreking. In vermaasde netten kan een degelijke fout propageren als gevolg van
overbelastingen elders in het net, wat cascade-uitschakelingen tot gevolg kan hebben. De kans hierop
hangt samen met de belasting- en productiesituatie in het net, op het moment van optreden van de storing.
De gevolgen van mastfalen bij combilijnen nemen toe met het aantal circuits (3,4,5,6). Bij combinatielijnen
vormen circuits met gelijke functie (EHS of HS respectievelijk (inter)nationaal transport en regionaal
transport) in één mastenlijn een groter risico voor de leveringszekerheid (bijvoorbeeld 380/220kV en
380/380kV) dan van ongelijke functie (bijvoorbeeld 380/150kV of 380/110kV of 220/110kV). Dit komt
doordat de redundantie die overwegend per netvlak wordt verzorgd. Slechts in enkele gevallen draagt het
onderliggende net ook bij aan de redundantie van het bovenliggende net.

pagina 30 van 93

Masten worden ontworpen volgens de Nederlandse norm NEN-EN 50341, waarbij in Nederland de
hoogste, in de Europese versie van de norm genoemde, veiligheidsklasse wordt toegepast. Deze komt
neer op een kans van optreden van de rekenbelastingen van eens in de 500 jaar, zie impressie uit de norm
in figuur 7. De 'Return period T of climatic actions' houdt rekening met weersituaties die hooguit 1 keer per
500 jaar voorkomen. De rekenbelasting is een typerende windbelasting inclusief vlagen (te vergelijken met
een in Europa voorkomende zeer zware storm (meer dan windkracht 11), maar niet zijnde een orkaan
zoals in sommige andere delen van de wereld). Tevens wordt hierbij rekening gehouden met ijsafzetting.
Hiermee wordt een niveau van constructieve veiligheid bereikt zoals vereist in de Nederlandse
bouwregelgeving. Deze constructieve veiligheid wordt bijvoorbeeld ook toegepast op flatgebouwen.

Figuur 9: In het ontwerp wordt rekening gehouden 'Reliability level 3'.

Bij het windtype wordt ook rekening gehouden met combinaties van wind en ijs. In figuur 4 een impressie
van combinatiefactoren γ waarvoor in diverse toestanden rekening mee wordt gehouden. G = Permanent,
Q = Variabel action en A = Accidental action.

pagina 31 van 93

Figuur 10: Impressie uit de norm hoogspanningsmasten voor gelijktijdige belasting met wind en ijs.
15

TenneT heeft Kema opdracht gegeven het mastfalen van de masten op 110kV en hoger in Nederland te
onderzoeken. Op basis van de opgetreden incidenten in Nederland in de periode 1981-2010 komt Kema
op een faalfrequentie van eens per 750 jaar per verbinding, hetgeen overeenkomt met de bandbreedte van
de NEN-EN-50341. Hierbij wordt opgemerkt dat er in Nederland nog nooit masten van het 220kV-net of
380kV-net hebben gefaald, mede omdat deze overwegend zijn gebouwd tegen hogere normen dan een
groot deel van de HS-masten uit eerdere perioden.
De faalkans van de nieuwe mastconstructie Wintrack is alleen theoretisch bekend volgens de hiervoor
beschreven bouwnorm en kent nog geen statistiek uit de praktijk.
Mastfalen als gevolg van zware storm is in Nederland gering geweest en waar dit wel het geval was, kan
gelet op de natuurverschijnselen (o.a. valwinden, extreme ijsvorming en contact met luchtvaartuig)
gesproken worden van een force majeure. Nederland steekt wat betreft mastfalen gunstig af bij de ons
omringde landen. Niet op de laatste plaats omdat er ook in het verleden is gebouwd volgens hoge normen
(rekeningen gehouden met hogere windsterktes dan in het buitenland).
Robuustheid tegen aardbevingen
In de norm voor de bouw van hoogspanningslijnen wordt expliciet geen rekening gehouden met
aardbevingen. Dit betekent niet dat de masten daar niet tegen bestand zijn. De functie en bouwwijze
maken dat masten goed bestand zijn tegen trillingen. De verwachting is dat masten in Nederland ten
minste bestand zijn tegen een aardbeving met een kracht van 6 op de schaal van richter. Bij aardbevingen
spelen alle componenten in de elektriciteitsvoorziening een rol en niet alleen de hoogspanningsmasten. Dit
zijn de railsystemen, schakelaars en scheiders, eventuele kabeleindsluiting en in gebouwen opgestelde
beveiligingsapparatuur. In de norm IEC 60068-3-3 zijn eisen opgenomen ten aanzien van
aardbevingsbestendigheid (withstand seismic forces on the Richter scale). Veel stationsapparatuur is
bestand tot een aardbeving met een kracht van 5 tot 7. Gebouwen waarin secundaire apparatuur staat
opgesteld is bestand tot een kracht van 6.
15

Afleiding faalfrequentie Wintrack masten, d.d. 8 feb 2012, nr. 76101024.350 – ETD/POL 12-00275

pagina 32 van 93

In Nederland kwamen in de periode enige tientallen aardbevingen voor met een kracht van 3 tot 5,8
(Roermond 1992). In Noord Nederland bedroeg de kracht veelal 3,5. Geconcludeerd kan worden dat de
hoogspanningsnetten ten minste bestand zijn tegen een kracht van 5 op de schaal van Richter. Bij
toenemende kracht zullen verbindingen eerst worden uitgeschakeld, maar is snel herstel nog mogelijk.
Uiteindelijk raken stations en masten onherstelbaar beschadigd.
Storingsoorzaken van buitenaf
Masten zijn niet berekend op een aantal gebeurtenissen die in de praktijk incidenteel voorkomen, zoals
beschadiging door contact met voertuigen, vaartuigen, vliegtuigen, kranen, overstroming, brand in
nabijheid, lijndansen, enzovoort.
Invliegende objecten komen voor. Effect varieert afhankelijk van omvang vliegtuig; parapente, luchtballon,
sportvliegtuigje, helikopter, passagiersvliegtuig. Vanaf luchtballon moet rekening worden gehouden met het
gelijktijdig verlies van alle circuit in de verbinding. Vanaf helikopter moet rekening worden gehouden met
mast beschadiging en toenemende reparatie duur.
Bij overstroming kan ondermijning van mast en fundatie ontstaan, dit komt echter nauwelijks voor. Kans op
een abrupte onderbreking is klein, verzakking is meer waarschijnlijk, wat op een geschikt moment kan
worden hersteld. In het mastontwerp wordt geen rekening gehouden met beschadiging door
landbouwvoertuigen of sabotage. Hiertegen zijn in het algemeen ook geen voorzieningen tegen getroffen.
Brand in de nabijheid kan een mast eenvoudig doen bezwijken. Dit is in Nederland enkele malen
voorgekomen. Hoewel een actief ontmoediging beleid wordt gevoerd rond bebouwing nabij
hoogspanningslijnen, kan dit met inachtneming van veiligheidsafstanden niet worden verboden.
Ook hevige rook bij brand kan aanleiding voor gelijktijdige storing aan alle circuits in een mast, als gevolg
van roetdeeltjes die kortsluiting veroorzaken.
Dansende lijnen als gevolg van sneeuw- en ijsafzetting komt in enkele gebieden in Nederland voor. Bij
dansende lijnen benaderen de draden elkaar waardoor sluiting kan ontstaan en circuits door de beveiliging
worden uitgeschakeld. Snel herstel is mogelijk maar het fenomeen kan zo hardnekkig zijn dat alle circuits
uit bedrijf moeten worden genomen wegens herhaalde kortsluitingen. Tegen dansende lijnen zelf zijn
nauwelijks maatregelen mogelijk. De gevolgen kunnen binnen het ontwerp van de lijn worden beperkt door
meer afstand tussen de geleiders op te nemen of meer doorhang van de geleider. De gevolgen van
storing/uitschakeling kan het beste worden opgelost binnen de netstructuur, met behulp van fysiek
gescheiden ringstructuren.
6.2.4 Buitenlandse ervaringen en trends in Nederland
Het gekoppelde EHS-net in Europa bestaat overwegend uit enkel- en dubbelcircuit lijnen. EHS-lijnen met
meer dan 2 circuits komen sporadisch voor. Dat deze lijnen niet veelvuldig voorkomen heeft mede te
maken met de wijze waarop het net zich door de jaren heen heeft ontwikkeld. In aanvang is er geen
behoefte aan EHS-combinatielijnen met meer dan 2 circuits en uitbreiding vindt gangbaar plaats met enkel
of dubbelcircuit. Alleen in het geval een bestaande corridor te weinig ruimte biedt of wanneer aan het
landschap een hoge waarde wordt toegedicht wordt uitbreiding door middel van combinatie met bestaande
lijnen overwogen.
Als gevolg van de principes voor tracéring uit SEVIII (combineren en bundelen) zullen de netten voor een
groter deel gaan bestaan uit combinatielijnen. Er mag verondersteld worden dat het falen van een EHScombinatie lijn een groter effect sorteert dan een dubbelcircuitlijn. Dit betekent dat als gevolg van het
combineren het risico voor de leveringszekerheid in toenemende mate wordt groter wordt.

pagina 33 van 93

6.3

Mogelijke oplossingen bij mastfalen

Mastfalen kan worden opgelost door deze onder de enkelvoudige storingsreserve te rekenen. Het kan ook
worden opgelost door sterkere masten en beheersing van onheil van buitenaf of het gebruik van
enkelcircuit-lijnen. Oplossing kunnen ook gevonden worden door het effect te verkleinen, door middel van
de netstructuur, minder circuits per mast of het gebruik van noodmiddelen om de onderbrekingsduur te
bekorten.
Masten worden al volgens zware normen gebouwd, het nog zwaarder uitvoeren doet de kosten opdrijven
terwijl tegen sommige gebeurtenissen een mast nooit sterk genoeg is. Beheersing van de omgeving
gebeurt ook al in het kader van beheer (uitoefening van de eisen uit de Zakelijke Recht Overeenkomst,
leidingenbeheer via het KLIC, toezicht tijdens werkzaamheden in de nabijheid van de hoogspanningslijn,
enzovoort).
Een vermaasde netstructuur is de meest robuuste oplossing. Dit is een vorm van kansverkleining die het
beste werkt indien de verbindingen ook fysiek gescheiden door het landschap worden aangelegd (> ca. 6
km).
Minder circuits op een mast is gunstig voor de voorzieningszekerheid, echter het bouwen van alleen
enkelcircuit-lijnen is ondenkbaar gezien het ruimtebeslag en landschapsbeeld dat hiermee ontstaat. Van
combi-lijnen terug naar dubbelcircuit geeft een belangrijke verbetering voor de leveringszekerheid, in het
bijzonder bij combi-lijnen met circuits van gelijke functie.
Als onderbreking niet kan worden voorkomen is snel herstel van belang. In een situatie waarbij één mast
faalt kunnen ook de twee masten ervoor en er na gemakkelijk worden omgetrokken. De netbeheerder is in
dat geval in staat met eigen noodlijnen (Figuur 11) de defecte circuits weer te herstellen. Neemt de lengte
waarover de schade plaatsvindt toe dan zal ten minste één circuit worden hersteld.

Figuur 11: Installatie van een noodmast vraagt veel ruimte, hier een noodmast 110kV-enkelcircuit.

Een kwetsbaar punt zijn masten bij waterkruisingen met grote en hoge overspanning. Deze zijn niet door
middel van noodmasten te overbruggen en moeten eventueel provisorisch worden hersteld. Indicatief kan
een noodlijn binnen 24 uur worden opgezet. Provisorisch herstel van riviermasten kost 2 tot 5 dagen.

pagina 34 van 93

6.3.1 Noodstroomaggregaten
Noodstroomaggregaten kunnen als oplossing dienen voor een stroomstoring en helpen een langdurige
onderbreking tegen gaan. Ze moeten echter wel worden aangevoerd wat tot een zekere responstijd leidt.
Hoe groter het door noodstroomaggregaten te voeden vermogen, des te langer wordt de responstijd. Dit is
het gevolg van aanrijtijden en de benodigde tijd voor het aansluiten van of veel kleine aggregaten of het
installeren van enkele grote eenheden. Gegeven de verwachte storingsduur van veelal tussen de 1 en 48
uur, is een responstijd tussen de 4 en 12 uur gewenst. In de huidige praktijk kan ten hoogste een deel van
de belasting door middel van noodstroomaggregaten worden gevoed. Het is een forse opgave voor de
sector om dit aandeel te verhogen. Dit zou wel bereikt kunnen worden met grotere aggregaten dan de tot
nu toe gebruikelijke en aansluiting op middenspanning in plaat van op laagspanning.
16

Volgens het rapport 'Beleidsadvies N-1' van E-bridge d.d. 7 december 2006 zijn de maatschappelijke
kosten voor het beschikbaar houden noodstroomaggregaten negatief. De minister rapporteerde hierover
17
het volgende aan de kamer .
Noodstroomaggregaten
E-Bridge heeft verder onderzocht in hoeverre het zinvol is te investeren in additionele noodstroom
aggregaten om de elektriciteitsvoorziening aan verbruikers in het geval van een langdurige
onderbreking sneller te kunnen herstellen
Analyse van de grote en langdurige stroomstoringen in Nederland laat zien dat er slechts bij een
beperkt aantal storingen noodstroom aggregaten werden ingezet. De kosten van de aanschaf van
additionele noodstroom aggregaten wegen, volgens het onderzoek, alleen op tegen de kosten bij
frequent voorkomende ernstige storingen. Dit zijn storingen waarbij meer dan 60 MW langer dan
48 uur is afgeschakeld. Deze storingen zouden dan minimaal een keer in de tien jaar voor moeten
komen. In Haaksbergen ging het om afschakeling van 36 MW en het is tevens de grootste
Nederlandse stroomstoring tot op heden.
Op basis van bovenstaande concludeer ik dat additionele noodstroom aggregaten slechts in zeer
uitzonderlijke gevallen, te weten bij meer dan 60 MW uitval en langer dan 48 uur, ingezet kunnen
worden. Deze storingen moeten dan tevens minimaal een keer in de 10 jaar voorkomen.
Investeringen in deze kostbare voorzieningen staan mijns inziens absoluut niet in verhouding tot
het doel en zijn om deze reden mijns inziens niet wenselijk.

6.4

Kans en effect falen masten

Volgens de bouwnorm is de faalkans kleiner dan 1 keer in de 500 jaar. Uit Kema onderzoek
naar recente praktijk rond mastfalen komt minder dan 1 keer per 750 jaar naar voren.
Hierbij dient te worden vermeld dat van de nieuwe Wintrack-masten nog geen betrouwbaarheidsstatistiek
bestaat. De faalkans is dus uitsluitend gebaseerd op de bouwnorm. In de praktijk kunnen eventuele
ongewenste fenomenen nog tot een hogere faalkans leiden.
Effect mastfalen

16

Beleidsadvies N-1, beleidsadvies over de rol van N-1 in het netontwerp van het elektriciteitsnet en de inzet van

noodstroomaggregaten bij grootschalige en langdurige onderbrekingen, E-bridge, december 2006.
17

Tweede Kamer der Staten-Generaal, Vergaderjaar 2006-2007, Kamerstuk 29023 nr. 39

pagina 35 van 93

Het effect van mastfalen hangt nauw samen met de netconfiguratie en de heersende belasting in het net.
Bij uitlopers leidt dit vrijwel in alle gevallen tot een onderbreking van de levering, tenzij het onderliggende
net dit kan opvangen vanuit station dat van een andere zijde in het HS-net wordt gevoed. In het algemeen
kan dit niet of slechts in beperkte mate. Mastfalen in een vermaasd net leidt lang niet altijd tot een
onderbreking van de levering, voorwaarde is dan wel dat niet gelijktijdig circuits uit bedrijf zijn voor
onderhoud en de belasting van het net niet maximaal is. Het grensgeval is die situatie waarbij mastfalen
leidt tot een geringe overbelasting elders in het net, maar de overbelasting nog direct teniet kan worden
gedaan door redispatch. In hoeverre redispatch mogelijk is hangt af van de mogelijkheden om opwekking
van elektriciteit te beïnvloeden. Deze mogelijkheden nemen in Nederland af als gevolg van verminderde
spreiding van productie vanwege concentratie van opwekking op bepaalde locaties (bijv. de Eemshaven).
Zijn overbelastingen te groot dan volgt uitschakeling van het overbelaste circuit, dit om beschadiging van
de geleiders te voorkomen en de hoogspanning voor het publiek veilig te houden. De uitschakeling leidt in
de HS-netten maximaal tot onderbreking van een deelgebied (tot 1.000 MW).
In het EHS-net zijn de gevolgen minder voorspelbaar omdat het Europese net geen deelgebieden kent. Dit
betekent dat een storing gemakkelijk kan propageren tot over landsgrenzen. Naast overbelasting van
verbindingen, kan hiermee ook de systeemstabiliteit in gevaar komen als gevolg van het verlies van zeer
grote hoeveelheid productie, met frequentiedaling tot gevolg. Door de onverwachte uitschakeling kan
tevens dynamische instabiliteit optreden, waarbij generatoren gaan slingeren en indien dit niet meer
gedempt kan worden, zij van het net worden geschakeld.
Bovenstaande effecten zijn samengevat in Tabel 3. Geen effect treedt op bij lage belasting in het net en
volledig beschikbaar net (bijvoorbeeld 's nachts), een zeer groot effect treedt op bij hoge belasting en/of
opwekking en onderhoudswerkzaamheden in het net (bijvoorbeeld op een werkdag overdag).
Tabel 3: Effect mastfalen HS en EHS

6.5

Netvlak

Effect op belasting

Effect op systeem

HS

geen…beperkt

geen…gering

EHS

geen…zeer groot

geen…zeer groot

Alternatieven voor bovengrondse uitloperverbindingen

Alle HS-stations met maximaal twee circuits worden gerekend tot de uitlopers. Dit kunnen stations zijn die
zowel met kabel als met bovenlijn zijn aangesloten. TenneT heeft een lijst opgesteld met uitlopers die
vanuit omvang van de belasting versterkt moeten worden, Figuur 12. De lijst is overgenomen uit het
18
'Position paper uitlopers' van TenneT mei 2010 Momenteel lopen de voorbereidingen om de uitlopers aan
te pakken.

18

"Position paper 150kV- en 110kV-uitlopers"; TenneT; mei 2010

pagina 36 van 93

Figuur 12: Overzicht te versterken uitlopers met een debiet van meer dan 100 MW.

Op vragen uit de Tweede Kamer inzake stroomstoring Bommelerwaard heeft de minister hierover het
19
volgende geantwoord (18 november 2011).
Klopt het daarnaast dat in dit investeringsprogramma TenneT alleen de uitlopers
gaat aanpakken waarvan de belasting nu of in de nabije toekomst boven de 100
MW komt en dat de uitloper in de Bommelerwaard (60MW) hier niet in wordt
meegenomen?
Antwoord (4 en 5)
Ja, dat klopt. In de Netcode Elektriciteit zijn eisen gesteld met het oog op o.a. de
betrouwbaarheid van 110 kV- en 150 kV hoogspanningsnetten. Om aan deze
eisen te voldoen heeft TenneT een investeringsprogramma gestart ter grootte van
€ 127 miljoen.
Kosten oplossen uitlopers
Toepassing van enkelvoudige storingsreserve op masten betekent voor HS-netten dat ten minste alle
uitlopers met bovenlijn in deze netten moeten worden versterkt. Hierbij wordt uitgegaan van versterking
met een ondergrondse kabel. Dit is door TenneT in 2009 begroot op 565 M€ (770 M€ indien ook de
uitlopers met kabel worden aangepakt). Indien het mastfalen ook zou gelden tijdens werkzaamheden aan
de kabel, dan moet het bedrag worden verdubbeld voor een extra kabel. Vooralsnog wordt hier alleen
uitgegaan van enkelvoudige storingsreserve op masten tijdens 'normaal' bedrijf.
De HS-verbindingen die deel uitmaken van een vermaasd net zullen bij volledig beschikbaar net nagenoeg
voldoen aan de enkelvoudige storingsreserve op de masten. Dit geldt niet tijdens onderhoud (elders aan
een circuit in het net).

19

Tweede Kamer der Staten-Generaal, Vergaderjaar 2011-2012, Kamerstuk 29023 nr. 114

pagina 37 van 93

Opmerking
Voor de kosten - baten van versterking van uitlopers in HS-netten wordt gerefereerd aan de SEO-rapporten
uit 2003, 2004, 2007 en 2009 Hieruit blijkt dat de kosten - batenanalyse sterk negatief uitvalt, met per geval
wel een factor 8. Dit betekent dat ook wanneer de baten veel hoger zouden worden gewaardeerd dit nog
steeds negatief blijft. Dit is te verklaren door de geringe kans van optreden van een onderbreking.
Voor enkelvoudige storingsreserve op EHS-masten geldt hetzelfde, uitlopers moeten worden voorzien van
een extra dubbelcircuit. Dit proces loopt momenteel al, met de uitbreiding van de aansluiting van de
stations Eemshaven, Beverwijk, Maasvlakte en Borssele, maar dan als reden onderhoud aan een circuit en
uitval van het nevencircuit.
Wanneer de enkelvoudige storingsreserve alleen wordt toegepast op masten tijdens normaal bedrijf, dan is
de situatie enigszins vergelijkbaar met de toetsing van het net tijdens onderhoud. Op dat moment dient
namelijk ook rekening te worden gehouden met het verlies van twee circuits, zij het dat het onderhoud niet
op elk tijdstip hoeft plaats te kunnen vinden. Extra investeringen zijn daarmee grotendeels gelijk aan
investeringen die al voortkomen uit de eisen van het netontwerp.
Mastfalen van een mast met daarop een combi-lijn op EHS-niveau betekent het gelijktijdig verlies van 4
circuits met dezelfde functie. Toepassen van de enkelvoudige storingsreserve leidt tot uitbreiding met extra
circuits, of, omdat deze masten nog niet zijn gebouwd (wel gepland), tot het uitsplitsen naar twee
dubbelcircuit-lijnen, met bijbehorende landschappelijke impact. Verdere uitbreiding van bovengrondse
verbindingen nadat eerst HS-lijnen zijn weggenomen en gecombineerd met EHS-lijnen is maatschappelijk
niet realistisch, gelet op de ruimtelijke impact. Uitsplitsing van combi-lijnen brengt extra kosten mee bij de
aanleg en uiteindelijk ook in het beheer (schadevergoeding, ZR-vergoeding). Daar tegenover staat dat
bestaande lijnen waarmee wordt gecombineerd niet behoeven te worden herbouwd en afgebroken.
Doordat combineren altijd met bestaande verbindingen plaatsvindt is dit per definitie duurder dan solo
nieuwbouw met nieuwe doorsnijding van het landschap. De meerkosten van combineren en het
kwaliteitsverlies voor de leveringszekerheid moeten echter worden afgezet tegen de maatschappelijke
baten van minder grondbeslag, landschapaanzien en natuurbehoud.
Een kosten-baten-analyse van combinatie-lijnen met circuits van gelijke functie is niet eerder gemaakt. De
baten bestaan uit het voldoen aan internationale afspraken en het beschermen van het Europese net, de
kosten bestaan overwegend uit het meerdere gebruik van grond, inbreuk op het landschap, vergoeding
aan landeigenaren, enzovoort. Beide zijn niet nauwkeurig inzichtelijk te maken. Bovenop het mechanisch
falen van de mast door extreme weersomstandigheden komen nog de onverwachte gebeurtenissen, zoals
ondermeer beschadiging door landbouwwerktuigen en vlieg- en vaartuigen. Dit verhoogt de totale faalkans
van de verbinding. Voor EHS-combi-lijnen kan het effect oplopen tot zeer groot, zowel voor de
afgeschakelde belasting als voor de stabiliteit van het net (risico van een voltage collapse). Daar het effect
van het totaal falen van een EHS-combi-lijn vele malen groter is dan van een gangbaar dubbelcircuit lijn of
van een gecombineerde EHS-HS-combinatie is hiervoor specifiek onderzoek in gang gezet naar het verder
verantwoord kunnen toepassen van dit type lijn.

pagina 38 van 93

6.6

Conclusies en aanbevelingen

Conclusies
Vanuit de technische optiek is in Nederland een dubbelcircuit mast ten opzichte van enkelcircuit masten
een verantwoorde keuze. Ook vanuit de economische optiek, veelal van destijds, is het een begrijpelijke
keuze (klein land en hoge energiedichtheid).
De toepassing van een n-1 criterium op circuits is een economisch verantwoorde keuze vanwege de
relatief hoge storingsfrequentie van bovengrondse circuits en het belang van de elektriciteitsvoorziening.
Voor een n-1 criterium op masten geldt dit niet, vanwege de lage kans van optreden van een dergelijke
storing, de ruimtelijke impact voor de aanleg van meer mastenlijnen om aan het n-1 criterium te voldoen en
de meerkosten die hiermee gepaard gaan.
Een n-1 criterium voor masten zou tot doel hebben het net robuust te maken voor onderbreking van
meerdere circuits ten gevolge van het falen van de draagconstructie (mast). De bovengrondse
verbindingen in Nederland zijn tot nu toe vrijwel uitsluitend als dubbelcircuit verbindingen uitgevoerd, falen
van de mast leidt dan tot de onderbreking van twee circuits. In een uitloper ontstaat dan een onderbreking
van de transportdienst, denk daarbij aan de storing in Bommelerwaard waarbij een helikopter de mast
beschadigde. In ringvormige netstructuren hoeft mastfalen niet perse tot een onderbreking van de
transportdienst te leiden omdat het gevraagde vermogen bij een onderbreking van een mastenlijn vanuit
twee richtingen kan worden geleverd.
De situatie bij combinatielijnen met meer dan 3 circuits EHS is wezenlijk anders omdat het effect van een
falende mast veel groter wordt. In het geval van falen van een 4 circuit EHS-lijn zijn noodstroomaggregaten
geen oplossing omdat een te omvangrijke belasting kan wordt getroffen. Herstel van een minimum aantal
circuits met behulp van noodlijnen is in de meeste gevallen wel binnen 24 uur haalbaar. Hierbij spelen
bereikbaarheid en weersomstandigheden wel een belangrijke rol voor de hersteltijd. In het geval van
mastfalen bij een waterkruising kan de herstelduur oplopen tot wel 5 dagen.
Doordat conventionele opwekking zich steeds meer concentreert aan de kustlocaties, nemen de
mogelijkheden af om ingeval van mastfalen door redispatch de voorziening in stand te houden of op gang
te brengen. De spreiding van beïnvloedbare opwekking neemt af en daarmee neemt de afhankelijkheid van
gecombineerde 4 circuit EHS-lijnen die hiermee verbonden zijn toe.
Aanbevelingen
Rekeninghoudend met:
• de inpassingproblematiek rondom bovengrondse hoogspanningverbindingen;
• de zeer lage kans op mastfalen door extreme weersomstandigheden en andere externe oorzaken;
• de mogelijkheden tot snel herstel met noodmasten;
• de spreiding in het effect van mastfalen (leidt niet altijd tot een leveringsonderbreking als gevolg
van ringstructuren);
is een generieke toepassing van een enkelvoudige storingsreserve op hoogspanningsmasten ongewenst.
Mastfalen bij uitlopers heeft wel directe gevolgen voor de levering, maar ook hier zijn de maatschappelijke
kosten - baten voor toepassing van enkelvoudige storingsreserve op de masten in alle gevallen negatief.
(Oplossing bestaat in dat geval uit een parallel gelegen ondergrondse kabel). Indien echter een netuitloper
bestaat uit gecombineerde 220/380kV-110/150kV circuits, kunnen de effecten groter zijn en moet een
projectspecifiek analyse uitgevoerd worden.
Gezien de mogelijke impact op de betrouwbaarheid van het elektriciteitsvoorzieningsysteem en het
toenemende risico ten gevolge van een toenemend gebruik van gecombineerde verbindingen met drie of

pagina 39 van 93

meer circuits met een spanning van 220kV en hoger, is het wenselijk hier vervolgonderzoek naar te laten
uitvoeren. TenneT heeft hiertoe extern een onderzoeksopdracht uitgezet. Onderzocht wordt of er vanuit de
betrouwbaarheid van het elektriciteitsvoorzieningsysteem een wettelijke begrenzing of wettelijk
vastgelegde voorwaarden nodig zijn ten aanzien van het combineren van drie of meer circuits met een
spanning van 220kV en hoger op een enkele mast.
Het onderzoek naar de gecombineerde lijnen met drie of meer circuits heeft niet ten doel het gebruik van
de 4-circuit 380kV lijnen te blokkeren bij RCR-projecten die reeds een besluit genomen hebben over de
toepasbaarheid van deze masten. Het onderzoek heeft ten doel de risico's en mogelijke mitigatie in kaart te
brengen als functie van een toenemend aantal verbindingen waarin drie of meer circuits met een spanning
van 220kV en hoger gecombineerd worden.

pagina 40 van 93

7

Kortstondige onderbreking 110 en 150 kV (10 minuten regel)

7.1

Samenvatting en advies

Er bestaat een discrepantie tussen de letterlijke wettekst van artikel 31, eerste lid, onderdelen 12 en 13,
van de Elektriciteitswet 1998, de bijbehorende Regeling tariefstructuren en voorwaarden elektriciteit en de
Netcode Elektricteit (hierna: Netcode) op het gebied van de enkelvoudige storingsreserve aan de periferie
van de 110 en 150 kV-netten, alwaar de regionale netbeheerders het beheer voeren over de HS/MStransformatoren. Hiervoor is kortweg, op grond van de Netcode, een uitzondering op de enkelvoudig
storingsreserve toegestaan indien de mogelijke onderbrekingsduur korter is dan 10 minuten en het
vermogen lager is dan 100 MW. De actuele tekst van de E-wet biedt geen ruimte voor deze uitzondering.
Ogenschijnlijk bestaat de discrepantie binnen de Wet al tussen artikel 31 en artikel 16, waarin gewezen
wordt op zowel leveringszekerheid als doelmatigheid.
Op grond van de geringe impact van een transformatorstoring, vanwege het snelle herstel van de
energielevering (doorgaans binnen enkele minuten), in relatie tot storingen aan andere componenten, is de
bijdrage aan de jaarlijkse uitvalduur (JUD) beperkt: 6 seconden op totaal ongeveer een half uur (gemiddeld
komt zo’n onderbreking acht keer per jaar voor en worden telkens circa 20.000 klanten getroffen). Dit
betreft die storingen waar geen energieonderbreking zou hebben plaatsgevonden wanneer op grote schaal
extra transformatoren zouden zijn geïnstalleerd en de MS-netten aangepast zouden zijn om het redundant
bedrijven van HS/MS-transformatoren te faciliteren. Een exercitie die vele honderden miljoenen Euro zou
vergen, immers bij een nieuw te bouwen 150/20 kV-station bedragen de meerkosten al snel meer dan 4
miljoen Euro. Kosten die onevenwichtig veel hoger zijn dan de te behalen baten.
In de volgende paragrafen wordt toegelicht, waar de discrepantie binnen wet en regelgeving zit, op welke
wijze in de huidige bedrijfsvoering energie-onderbrekingen aangeslotenen getroffen worden, welke
alternatieve mogelijkheden om de transformatoren te bedrijven er zijn, wat de voor- en nadelen van die
oplossingen zijn, en hoe de kosten en baten er globaal uitzien.
Geadviseerd wordt wet en regelgeving te harmoniseren zodanig dat de leveringszekerheid meer in balans
komt met de doelmatigheid door de huidige bepaling in de Netcode op dit punt in de E-wet te verankeren.
Dat wil zeggen dat in de wettekst op de enkelvoudige storingsreserve voor de HS/MS-transformatoren een
uitzondering mogelijk wordt gemaakt, of dat de wettekst zodanig wordt geformuleerd dat het weer mogelijk
wordt om in de lagere regelgeving die uitzondering te maken. Aan die uitzondering worden beperkingen
gesteld in termen van omvang en duur van een stroomonderbreking. Conform de Netcode zou de
mogelijke stroomonderbreking korter moeten zijn dan tien minuten en het getroffen vermogen lager dan
100 MW.

7.2

Inleiding

In de Elektriciteitswet 1998 wordt gesteld dat netten met een spanning van 110 en 150 kV uitgelegd dienen
te zijn met een enkelvoudige storingsreserve en ook als zodanig bedreven moeten worden. De enige
genoemde uitzondering hierop is dat tijdens onderhoud er geen storingsreserve hoeft te zijn, indien de
mogelijke onderbrekingsduur korter is dan 6 uur en het getroffen vermogen lager dan 100 MW. Het betreft
artikel 31, eerste lid, onderdelen 12 en 13. In de Netcode staat ten gevolge daarvan in artikel 4.1.4.6,
onderdeel a, dat het netontwerp van 110 en 150 kV netten getoetst moet worden op een enkelvoudige
storingsreserve. Hierop is echter een uitzondering mogelijk als de onderbrekingsduur korter is dan 10
minuten en het vermogen lager dan 100 MW. De Netcode sluit hiermee goed aan bij de feitelijke praktijk

pagina 41 van 93

van ontwerpen en bedrijven van de HS/MS-transformatoren. Deze transformatoren zijn in beheer van de
regionaal netbeheerders en bevinden zich aan de periferie van de 110 en 150 kV-netten. De praktijk geeft
ook invulling aan de Regeling Tariefstructuren en Voorwaarden elektriciteit, artikel 13, tweede lid, waarin
voorgeschreven wordt dat de netbeheerder op basis van een kosten/baten-analyse mag afwijken van de
enkelvoudige storingsreserve.
De huidige, in de Netcode toegestane onderbreking van 10 minuten op 110 en 150 kV maakt het mogelijk
op in deze netten gebruik te maken van omschakelbare enkelvoudige storingsreserve. Indien een
enkelvoudige storing leidt tot uitval van een component en dus een onderbreking, kan snel worden
omgeschakeld naar de aanwezige maar nog niet in bedrijf zijnde reservecomponent.
De omschakelbare storingsreserve wordt met name gebruikt bij de HS/MS-transformatoren met
bijbehorende aansluiting. Deze werkwijze verlaagt de kortsluitstromen in het distributienet, met name bij de
grotere transformatoren (30 MVA en groter), en voorkomt buitensporige investeringen in het distributienet
en extra investeringen in additionele HS/MS-transformatoren met bijbehorende velden en bouwkundige
voorzieningen. Ruimtelijke ordening, inclusief geluidshinder, speelt eveneens een rol bij de afweging
tussen maatschappelijke lasten ten gevolge van de circa 15 energie-onderbrekingen per jaar (landelijk),
doorgaans korte duur, versus de maatschappelijke lasten als gevolg van grotere stations.

7.3

Huidige leveringszekerheid

Om de energie-onderbrekingen ten gevolge van de 150 en 110 kV transformatoren in perspectief te
plaatsen, is de landelijke Nestor database over de afgelopen vijf jaren geanalyseerd. In deze landelijke
Nestor database registreren alle netbeheerders de storingen en onderbrekingen in hun net.
De 110 en 150 kV-netten hebben gemiddeld jaarlijks 2,6 minuten bijgedragen aan de jaarlijkse uitvalduur
(JUD) van ongeveer een half uur. Daarvan komt 1 minuut ten laste van de 110 en 150 kV-transformatoren
met bijbehorende HS-schakelvelden. Van deze 1 minuut komt 0,18 minuut per jaar op conto van de
transformatoren zelf (11 sec).
In de vijf geanalyseerde jaren zijn er 75 energie-onderbrekingen geweest (gemiddeld 15 per jaar) ten
gevolge van de transformatoren met bijbehorende HS-velden, waarvan de helft ten gevolge van de
transformatoren zelf. Het energieherstel bij een onderbreking ten gevolge van de transformatoren zelf heeft
grotendeels (31 van de 37 keer) binnen tien minuten plaatsgevonden, waarvan 26 keer binnen vijf minuten
(3 keer zelfs binnen één minuut). Vijf keer heeft het herstel langer dan 20 minuten geduurd. Wanneer de
bijbehorende velden worden meegenomen blijken 48 van de 75 onderbrekingen binnen tien minuten
verholpen te zijn (40 binnen vijf minuten) en elf hebben langer dan 20 minuten geduurd.

7.4

Alternatieven in bedrijfsvoering van HS/MS-transformatoren

Normale bedrijfsvoering van HS/MS-transformatoren
Voor de normale bedrijfsvoering van HS/MS-transformatoren zijn er drie mogelijkheden:
1. Reserve HS/MS-transformator is niet in bedrijf
2. Alle transformatoren zijn in bedrijf op gescheiden MS-rails of MS-railsecties
3. Alle transformatoren zijn parallel in bedrijf, dus op gekoppelde MS-rails of MS-railsecties.
Uitval van één transformator of HS-aansluitveld
Wat gebeurt er bij uitval van één transformator of HS-aansluitveld bij bovengenoemde drie mogelijkheden:

pagina 42 van 93

1. Nadat geconstateerd is dat de fout in de transformator-zone of HS-aansluitveld zit, wordt de
reserve-transformator (al dan niet automatisch) ingeschakeld. De energie-onderbreking duurt
enkele minuten of circa één minuut in geval van automatisch omschakelen (ping-pong schakeling).
2. Nadat geconstateerd is dat de fout in de transformator of in het HS-aansluitveld zit, kunnen de MSrails of MS-railsecties gekoppeld worden. De energie-onderbreking zal enkele minuten duren of
circa één minuut in geval van automatisch omschakelen.
3. Wanneer er een fout optreedt in de transformator of in het HS-aansluitveld, treedt er geen energieonderbreking op.

7.4.1 Effect van automatisch omschakelen op de leveringszekerheid
Het aanbrengen van automatische omschakelapparatuur, ook wel ping-pong schakeling genoemd, lijkt op
het eerste gezicht een kortere onderbrekingsduur te geven en dus een verbetering van de jaarlijkse
uitvalduur. Toch gebruiken de netbeheerders deze automatische omschakeling niet vaak.
Hoofdreden voor het sporadische gebruik van automatische omschakeling ligt in de complexiteit en dus
storingsgevoeligheid van deze apparatuur. Zo moeten allerlei voorwaarden zijn ingebouwd om de
schakeling correct te laten werken bij onderhoud aan delen van de installaties. Moeten controles en
wachttijden (scheiderstand) ingebouwd worden zodat niet automatisch op een sluiting wordt ingeschakeld
etc.
Analyse van een aantal storingen in het verzorgingsgebied van Liander laat zien dat met handmatige
omschakeling de onderbreking meestal met twee minuten hersteld is. De langere onderbrekingen zijn
complexer in hun analyse waardoor het bedrijfsvoeringcentrum meer tijd nodig heeft voor analyse en een
ping-pong schakeling geen voordeel zou opleveren, omdat de logica door de complexe storing wordt
geblokkeerd dan wel niets toevoegt. Dit wordt bevestigd door de andere regionale netbeheerders.
Hoewel automatische omschakelapparatuur de onderbrekingstijd iets kan verkorten is de kans op niet of
foutief werken reëel. Bij het niet-werken van de automatische omschakeling zal dit leiden tot extra
analysetijd bij een onderbreking. Een korte berekening geeft aan dat de winst van het sneller omschakelen
al gauw teniet wordt gedaan als de automatische omschakeling een keer niet goed werkt.

7.4.2 Effect van parallel bedrijf op de leveringszekerheid
Zoals in paragraaf 4.2 vermeld zijn er gemiddeld 15 onderbrekingen per jaar ten gevolge van de
transformatoren met bijbehorende HS-velden, waarvan de helft ten gevolge van de transformatoren zelf.
In ongeveer de helft van deze gevallen was er geen energieonderbreking geweest wanneer er twee
transformatoren parallel in bedrijf zouden zijn geweest. In de andere helft van de gevallen had een tweede
transformator niet geholpen doordat de storingen doorwerkten in andere delen van de installatie of omdat
de reserve transformator in onderhoud was. Ook tijdens bijzondere bedrijfsvoering (gesplitste rails) of daar
waar de storing veroorzaakt wordt door problemen in de secundaire en/of beveiligingssystemen (inclusief
MS-rail- en back-up beveiliging) had parallel bedrijf niet geholpen. Schakelfouten kunnen eveneens niet
altijd opgevangen worden door parallel bedrijf.
De omvang van een energie-onderbreking door een transformatorstoring met bijbehorende velden beloopt
enkele tientallen MW met enkele tienduizenden getroffen aangeslotenen. Met behulp van de database, die
gebruikt wordt om de landelijke Nestor-rapportage te verzorgen, zijn de elektriciteits-onderbrekingen in de
jaren 2008 tot en met 2012 geanalyseerd voor zover ze betrekking hebben op de HS/MS-transformatoren
met bijbehorende velden. De storingen zijn beperkt tot 150 en 110 kV-transformatoren. Nadat door de
regionale netbeheerders nadere details rond de onderbrekingen waren verzameld, zijn de volgende

pagina 43 van 93

storingen uit de analyse verwijderd: 150- en 110 kV-klantaansluitingen (die doorgaans enkelvoudig zijn
uitgerust), 50 kV-storingen en lijnstoringen. Storingen waarbij transformatoren rechtstreeks op een kabel of
lijn zijn aangesloten (“transformatoren op een steeltje”) zijn echter wel meegenomen.
Voor de jaren 2008 tot en met 2012 levert voorstaande selectie een bestand met 71 onderbrekingen op.
Vermeldenswaardig is dat er tweemaal sprake was van parallelbedrijf en dat er driemaal een onderbreking
was in een station met pingpong-voorziening (tweemaal was de reserve-transformator niet beschikbaar en
één maal weigerde de pingpong).
Aan de hand van nadere gegevens is beoordeeld of middels de theoretische situatie van parallelbedrijf de
onderbreking voorkomen had kunnen worden. In een paar gevallen is het niet duidelijk of door middel van
parallel bedrijf voeren de onderbreking voorkomen had kunnen worden, maar in de analyse is aangenomen
dat ook hier het parallelbedrijf geholpen zou hebben.
Van de 71 onderbrekingen zijn er aldus 32 te benoemen waarbij parallelbedrijf niet geholpen zou hebben
en 39 waarbij dat wel geholpen zou hebben. Daar waar parallelbedrijf geholpen zou hebben betrof het
gemiddeld 0,1 miljoen verbruikersminuten per storing. De hersteltijd, althans de eerste stap in het herstel,
duurde gemiddeld 5 minuten. Zonder de twijfelgevallen wordt dat 4 minuten met een verdeling waarbij 95%
een kortere duur dan 10 minuten kende en ruim 60% een herstel binnen 3 minuten.
Met, per jaar, bijna 8 onderbrekingen, waarbij parallelbedrijf geholpen zou kunnen hebben, kosten
dergelijke storingen gemiddeld 0,8 miljoen verbruikersminuten, verdeeld over 8 miljoen klanten, waarmee
deze storingen dus minder dan 0,1 minuut oftewel 6 seconden bijdragen aan de gemiddelde jaarlijkse
uitvalduur.
De 32 onderbrekingen waarbij parallelbedrijf niet zou helpen, dan wel niet geholpen heeft, gaven
gemiddeld 1 miljoen verbruikersminuten per storing. De hersteltijd, althans de eerste stap, beliep
gemiddeld 27 minuten. Met, per jaar, 6 onderbrekingen draagt deze categorie bijna 1 minuut, te weten 49
seconde, bij aan de jaarlijkse uitvalduur.
Geconcludeerd kan worden:
• dat de onderbrekingen, waar theoretisch parallelbedrijf de uitval had kunnen voorkomen, een
tienvoudig lagere impact hebben dan storingen waar dat niet lukt
• dat de kans van optreden slechts weinig hoger ligt dan de kans op een energie-onderbreking
waarbij parallelbedrijf niet helpt
• dat de hersteltijd beduidend korter is. Voor het leeuwendeel is de herstel korter dan drie minuten
en voor 95% korter dan tien minuten. Tegenover een gemiddelde hersteltijd van 4 of 5 minuten
staat een gemiddelde hersteltijd van 27 minuten, daar waar parallelbedrijf toch niet had geholpen
• dat parallelbedrijf, als dat al mogelijk zou zijn, tot een reductie van de jaarlijkse uitvalduur van
maximaal zes seconde op jaarbasis zal leiden
• dat de omvang van dergelijke storingen gemiddeld zo’n 20.000 à 25.000 klanten betreft gedurende
enkele minuten en dat dit landelijk gezien acht keer per jaar optreedt.

7.5

Mogelijkheden tot overgaan naar parallel bedrijf

Indien wordt overgegaan op parallel bedrijf van de HS/MS-transformatoren kunnen onderbrekingen ten
gevolge van enkelvoudige transformatorstoringen in de helft van de gevallen voorkomen worden.

pagina 44 van 93

Het grootste probleem bij parallelbedrijf is dat de kortsluitvastheid van de 10 kV-distributienetten niet is
gedimensioneerd voor het hogere kortsluitvermogen. Dat houdt in dat niet alleen de transformator
aangepast zou moeten worden maar ook het onderliggende 10 kV-net. Dat maakt het aanpassen van
schakelapparatuur en kabels een zeer kostbare aangelegenheid. Daarnaast zullen de 150/10 kV-stations
aangepast moeten worden door zwaardere 10 kV-schakelinstallaties te plaatsen, evenals meerdere
transformatoren en uitbreiding van het aantal 150- of 110 kV-velden. Vergunning-technisch (met name
geluidshinder) zal het bedrijfsvoeren met meer transformatoren op nogal wat plaatsen tot problemen
leiden. Uitbreiding van het aantal transformatoren speelt niet daar waar maar één enkele 10 kVschakelinstallatie is opgesteld met twee transformatoren (wel speelt daar verzwaring van de 10 kVinstallatie).
Bij de aanleg van nieuwe 20kV-netten zijn de regionale netbeheerders deels overgegaan tot het parallel
bedrijfsvoeren van de HS/MS-transformatoren. Doordat de transformatiestap van HS-netvlak naar 20kV
kleiner is dan naar 10kV zijn de kortsluitstromen daar per transformator lager. Ook heeft het nieuwe 20kV
schakelmateriaal vaak een hogere kortsluitvastheid dan 10kV installaties. De nieuwe 20 kV-netten zouden
qua kortsluitvastheid gedimensioneerd kunnen worden op het parallelbedrijf.
Bij aanleg van de nieuwe 10kV-netten zou op het eerste gezicht gedacht kunnen worden aan parallelbedrijf
van transformatoren, maar de materie ligt gecompliceerder dan op de eerste blik gedacht daar deze netten
vaak uitbreidingen zijn van bestaande netten (die dan ook helemaal opgewaardeerd zouden moeten
worden) en de kortsluitstromen hoog zijn voor de betreffende netspanning. Veel duurdere
schakelinstallaties, als deze al te verkrijgen zijn, en kabels zouden in dat geval in delen van het net
gebruikt moeten gaan worden.

7.6

Maatschappelijke kosten-baten analyse parallelbedrijf nieuwe netten

Onderscheid is te maken tussen HS/MS-stations ontworpen voor slechts één schakelinstallatie én stations
waar meerdere MS schakelinstallaties voorzien zijn. Het voordeel van een HS/MS-station met slechts één
schakelinstallatie is dat er al een tweede transformator staat opgesteld en dat de HS- en MSschakelaanleg behorende bij die reserve-transformator aanwezig is. Nadeel is dat bij een structureel
netontwerp met kleine HS/MS stations (één MS-schakelinstallatie) er veel meer HS/MS-stations gebouwd
moeten worden.

7.6.1 Meerkosten nieuwe HS/MS-stations met één MS-schakelinstallatie
Voor het gemak wordt aangenomen dat bij nieuwbouw zwaardere MS-schakelinstallaties weliswaar
duurder zijn, maar dat kosten verwaarloosbaar zijn t.o.v. het gehele station. Dit geldt voor 20 kV, omdat
met 10 kV de installaties beduidend kostbaarder worden, indien ze al leverbaar zijn. Beduidend betekent al
gauw meer dan 0,5 M€.
Het aantal transformatoren blijft hetzelfde als in de situatie zonder parallelbedrijf, evenals het aantal HS- en
MS-velden. Noch bouwkundig noch vergunning-technisch zijn grote problemen of extra kosten te
verwachten.
Wat echter niet wordt meegeteld is dat er veel meer HS/MS stations gebouwd zullen moeten worden dan
wanneer er stations met meerdere MS-schakelinstallaties worden gepland.
De kabels in het MS-net, inclusief de moffen en eindsluitingen, en de schakelapparatuur zullen bestand
moeten zijn tegen de hogere kortsluitstromen en zijn daardoor duurder. Hier geldt eveneens dat met 20 kV
enerzijds de kortsluitstromen lager zijn dan bij 10 kV, en anderzijds dat de te transporteren vermogens
pagina 45 van 93

hoger zijn, zodat er zowel minder als zwaarder schakelmaterieel in het distributienet zal worden toegepast.
Daar waar met 10 kV-materieel de kosten beduidend zullen stijgen ligt dat met 20 kV gunstiger.

7.6.2 Meerkosten nieuwe HS/MS stations met meerdere MS-schakelinstallaties
Indien er meerdere MS-schakelinstallaties zijn voorzien, bijvoorbeeld twee, dan zal er één extra
transformator opgesteld moeten worden. Parallel bedrijf vergt immers een extra (redundante) transformator
per schakelinstallatie. Derhalve zijn er meer transformatoren nodig en meer HS-velden. De bouwkundige
voorzieningen zijn uitgebreider en vergunning-technisch wordt snel de norm van 200 MVA overschreden.
Voor de distributienetten geldt hetzelfde als onder paragraaf 4.5.1 geschetst.
Globale kosten nieuwe 20 kV-netten
De extra kosten voor nieuwe 150/20 kV stations, gebaseerd op twee schakelinstallaties belopen:
Extra transformator
1,5 M€
Extra 150 kV-veld
1,5 M€
Bouwkundige voorzieningen
0,5 M€
Uitbreiding, zwaardere 20 kV 0,5 M€
______
Directe kosten
4,0 M€
Dit is exclusief eventuele extra eisen m.b.t. grondverwerving en vergunningen. Ook wordt aangenomen dat
voor nieuwe 20 kV-netten de kosten voor de distributieaanleg niet noemenswaardig hoger zullen zijn.

7.6.3 Globale baten in leveringszekerheid bij nieuwe 20 kV-netten
Gebaseerd op de bijna acht energie-onderbrekingen per jaar ten gevolge van de transformatoren met
bijbehorende velden, die voorkomen hadden kunnen worden wanneer (theoretisch) parallelbedrijf zou zijn
toegepast worden de volgende baten verkregen. Per storing ontstaan gemiddeld 100.000
verbruikersminuten, over een gemiddelde storingsduur van vier of vijf minuten. Zodat per onderbreking
20.000 à 25.000 klanten getroffen worden. Jaarlijks betreft het zo’n 200.000 aangeslotenen in Nederland,
waarmee de kans per klant eens per 40 jaar wordt (op acht miljoen aangeslotenen). Theoretisch opgedeeld
in gelijke groepen van 25.000 aangeslotenen betekent dit dat elke groep gemiddeld eens in de 40 jaar een
onderbreking ondergaat die met parallelbedrijf voorkomen had kunnen worden (acht groepen per jaar).
Een 150/20 kV-station met drie 80 MVA-transformatoren zal maximaal zo’n 100.000 klanten bedienen,
fysiek aangesloten in twee groepen van 50.000 klanten. Om de onderbrekingsfrequentie te schatten
verdelen we de 100.000 klanten in vier groepen van 25.000, zoals in de vorige alinea genoemd. Vier
groepen van 25.000 geeft samen één onderbreking per 10 jaar oftewel tweemaal 25.000, zijnde de 50.000
fysiek aangeslotenen, per 20 jaar. Elke 20 jaar worden dus 50.000 klanten getroffen door een energieonderbreking die voorkomen had kunnen worden met parallelbedrijf. De schade wordt voor gemengde
gebruikers geschat op 11,25 €/kWh (SEO-rapport “MKBA netinvesteringen netuitlopers”, mei 2009, in
opdracht van TenneT, onder Tabel 3-4).
50.000 klanten (1,0 kW per aangeslotene), gedurende vijf minuten geeft derhalve een schade van 47 k€
per incident en met eens in de 20 jaar, een schade van 2,4 k€ per jaar. Gekapitaliseerd geeft dit baten van
ruwweg 0,2 M€, veel lager dan de investering van 4,0 M€. De MKBA valt dus negatief uit.

7.7

Conclusies en aanbevelingen

pagina 46 van 93

Conclusies
Verkorting van de huidige 10 minuten uitzondering brengt geen verbetering in leveringszekerheid
• 10 minuten uitzondering wordt vooral gebruikt voor omschakelen HS/MS-transformatoren bij een
storing in een van de transformatoren. In praktijk is de omschakeltijd meestal korter dan 10 minuten
typisch 2 minuten.
• Verkorting van de hersteltijd door een automatische omschakeling (pingpong) brengt weinig. Mogelijke
winst in gemiddelde hersteltijd bij onderbrekingen wordt al gauw teniet gedaan door de extra
benodigde omschakeltijd ten gevolge van een storing in het gecompliceerde "pingpong" systeem.
• Op basis van de huidige typische hersteltijden zou de uitzondering voor 10 minuten onderbreking
teruggebracht kunnen worden naar bijvoorbeeld 5 minuten onderbreking. Aanpassing van de huidige
10 minuten grens naar een lagere waarde zal geen effect hebben op de leveringszekerheid maar kan
helpen bij de politieke besluitvorming. Aan verkorting van de tijd schuilt wel een juridisch risico dat er
20
claims komen indien de 5 minuten sporadisch worden overschreden met één of enkele minuten.
• Gecompliceerde storingen (dubbele storingsoorzaak, common failures, etc.) vergen meer tijd dan
genoemde paar minuten, regelmatig ook langer dan de tien minuten.
Overgaan naar parallel bedrijf in nieuwe aanleg
• Ontwerpen voor geheel nieuwe MS-netten zijn doorgaans gebaseerd op 20kV (of 23 dan wel 25 kV) en
kunnen voor parallelle bedrijfsvoering uitgerust worden. Hiervoor zou dan, vanuit het oogpunt van een
storing aan een HS/MS-transformator, de 10 minuten uitzondering in principe kunnen vervallen. Het
laten vervallen van de 10 minuten uitzondering brengt echter ook een verzwaring van ontwerpeisen
t.a.v. de HS-railsystemen en de aansluitvelden van de HS/MS-transformatoren. Deze gehele
netopbouw aan de HS-zijde (meer stations en/of meer transformatoren) en aan de 20 kV-zijde (grotere
kortsluitstromen dan wel meer netten met ieder minder opwekvermogen) zal beschouwd moeten
worden voor een beslissing tot het laten vervallen van de 10 minuten regel in geheel nieuwe 20kVnetten.
• Bij nieuwe uitbreidingen op bestaande MS-netten wordt doorgebouwd op de bestaande 10kV netten,
die niet ontworpen zijn voor het grotere kortsluitvermogen dat gepaard gaat met parallelbedrijf. Een
besluit tot parallel bedrijfsvoeren in uitbreidingssituaties heeft ook een grootte impact op juist het
bestaande deel. De omvang van de noodzakelijke aanpassingen is aanzienlijk, maar niet eenduidig te
benoemen gezien de grote spreiding in de noodzakelijke aanpassingen van de bestaande situatie.
• Zoals hiervoor aangegeven zal parallelbedrijf in ongeveer de helft van de storingen soelaas bieden.
• Een maatschappelijke baten kosten analyse van de HS- en MS-netopbouw en stationsconfiguratie is
een belangrijk onderdeel voor definitieve besluitvorming op dit onderdeel.
• Op basis van de gepresenteerde maatschappelijke kosten-baten afweging is het parallel bedrijfvoeren
van HS/MS-transformatoren zelfs bij nieuwe aanleg niet verdedigbaar.
• De overweging om bij nieuwe 20kV aanleg parallel bedrijf te voeren is momenteel nog een op risico’s
gebaseerde afweging van iedere netbeheerder afzonderlijk.
• Nieuwe 20 kV-netten worden vaak aangelegd voor opweklocaties: windmolenparken, WKC's bij
tuinders (die zelf geen redundantie toepassen)

Aanbevelingen
Een evenwichtige balans tussen leveringszekerheid en doelmatigheid leidt tot de conclusie dat de wettekst
de ruimte zou moeten geven die de Netcode nu biedt. Het netontwerp voor hoogspanningsnetten met een
spanningsniveau van 110 en 150 kV, inclusief de hiermee verbonden transformatoren naar netten met een
lager spanningsniveau moet, bij het volledig in bedrijf zijn van het net, levering en afnamen kunnen

20

sporadisch, want wet- en regelgeving gaan uit van een enkelvoudige storing

pagina 47 van 93

verzorgen onder handhaving van de enkelvoudige storingsreserve. Hierop moet een uitzondering mogelijk
zijn als bij een enkelvoudige storing een stroomonderbreking niet langer duurt dan tien minuten en het
getroffen vermogen lager is dan 100 MW.

pagina 48 van 93

8

Railsystemen en direct daarmee verbonden koppelvelden

8.1

Samenvatting en advies

Op grond van artikel 31, lid 12 van de E-wet moeten netbeheerders altijd enkelvoudige storingsreserve
hanteren voor de railsystemen van de netten met een spanningsniveau van 110 kV en hoger. Een beperkte
uitzondering hierop is mogelijk voor netten van 110/150 kV op grond van artikel 12, lid 13. Voor
railsystemen van netten met een spanningsniveau van 220 kV en hoger staat de E-wet geen
uitzonderingen toe op de enkelvoudige storingsreserve, ook niet tijdens onderhoud. De Netcode staat op
dit punt wel een uitzonderingen toe. De reden hiervoor is dat railsystemen een significant kleinere kans
hebben om uit te vallen dan bijvoorbeeld een willekeurig circuit.
Uitzonderingen in de Netcode:
- Het niet aanhouden van enkelvoudige storingsreserve tijdens bedrijfvoeren van railsystemen in netten
met een spanning van 110kV en 150kV is toegestaan (Netcode, artikel 5.5.2.1, lid b);
- Voor netten met een spanning van 220kV en hoger moet wel enkelvoudige storingsreserve
aangehouden worden op de railsystemen maar hoeft er geen rekening gehouden te worden met de
uitval van het laatst in bedrijf zijnde railsysteem (Netcode, artikel 5.5.2.2).
De huidige in de Netcode benoemde uitzonderingen sluiten goed aan bij de bestaande praktijk maar
hebben op dit moment geen grondslag in de Elektriciteitswet.
Als de netbeheerders aan de E-wet moeten voldoen dan betekent dat grote investeringen in meer
redundantie in hoogspanningsstations:
• Alle railsystemen op 110/150kV stations moeten voorzien zijn van railbeveiliging om tijdens volledig
in bedrijf zijnd net te functioneren met enkelvoudige storingsreserve. De railbeveiliging zorgt voor
afschakeling van het gestoorde deel van het railsysteem terwijl de rest operationeel blijft.
• De in hoofdstuk 6 geadviseerde uitzondering van maximaal 100MW en maximaal 10 minuten kan
niet meer en de eis tot enkelvoudige storingsreserve moet doorgetrokken worden tot de
middenspanningsinstallaties
• Het huidige overwegend gebruikte dubbelrailsysteem dient te worden uitgebreid zodat ook tijdens
onderhoud van het railsysteem, enkelvoudige storingsreserve op het railsysteem behouden blijft
De geschatte investeringskosten van deze aanpassingen bedragen ongeveer 1,5 miljard euro voor
aanpassing van de bestaande railsystemen en beveiligingen en nog eens ongeveer 260 miljoen euro voor
het aanpassen van de aansluitvelden voor de HS/MS-transformatoren..
De vraag is of wettelijk moet worden geregeld dat netbeheerders te allen tijde (conform huidige E-wet), of
wellicht alleen in bepaalde situaties (conform Netcode) enkelvoudige storingsreserve op railsystemen
zouden moeten toepassen. Gekeken is wat op dit punt de praktijk is in andere Europese landen. Daaruit
blijkt dat Europa een grote variëteit kent aan railconfiguraties in hoogspanningsstations. Universele of
wettelijke ontwerpcriteria die de grote diversiteit in railconfiguraties kunnen verklaren zijn niet gevonden.
Het lijkt erop dat per situatie wordt gekozen voor een meer of minder uitgebreid railsysteem. Voor
uitgebreidere railconfiguraties (bijvoorbeeld een derde rail) lijkt te worden gekozen als het station cruciaal is
om te voorzien in een hoge stroomvraag (belasting), als er grootschalige elektriciteitsproductie via een
station wordt ontsloten of als het station een belangrijke schakel vormt in het grootschalige doortransport
van energie.

pagina 49 van 93

In dit document is de situationele praktijk in Europese landen vertaald naar een algemene regel.
Uitgangspunt is dat de transportzekerheid bij railstoringen niet in gevaar mag komen want anders kan
(grensoverschrijdende) cascade uitval ontstaan. Indien de transportzekerheid gewaarborgd is, is bekeken
in hoeverre extra investeringen in enkelvoudige storingsreserve doelmatig zijn voor de begrenzing van
omvang en duur van een onderbreking van belasting (stroomvraag) en de maximale onderbreking van
productie (stroomaanbod) als gevolg van een railstoring. Als de netbeheerder niet in staat is binnen deze
begrenzing te blijven dan moet de netbeheerder investeren in uitgebreidere railconfiguraties. De omvang
en duur van de toegestane onderbreking is bepaald op basis van een risicoafweging (zeer kleine kans,
grote impact) en een maatschappelijke kosten - baten analyse.

Conclusies
De in de volgende paragrafen van dit hoofdstuk uitgewerkte analyse resulteert in onderstaande conclusies:
Transportzekerheid
• Om de transportzekerheid te waarborgen mag een onderbreking van grote (inter)nationale
vermogenstransporten niet leiden tot cascade uitval in hetzelfde netvlak. Deze doortransporten
vinden alleen plaats in netten met een spanning van 220kV en hoger. Een enkelvoudige railstoring
mag niet leiden tot een dusdanige verstoring van de doortransporten dat er cascade uitval van
belasting en productie op andere stations in het 220kV netvlak plaatsvindt.
• Bij een enkelvoudige railstoring mag niet zoveel productievermogen afvallen dat de
transportzekerheid in gevaar komt. Het stellen van een expliciete bovengrens in relatie tot de aan te
houden primaire en secundaire reserve is gewenst.
• Een aantal uitzonderlijke storingen in het koppelveld kan leiden tot afschakeling van beide daarmee
verbonden railsystemen. Deze storingen hebben bij het gebruikelijke dubbel railsysteem configuratie
hetzelfde effect als het verlies van het laatst in bedrijf zijnde railsysteem. De kans op deze storingen
is kleiner dan de kans op een railstoring tijdens onderhoud. Vanuit de bescherming van de
transportzekerheid gelden voor koppelvelden dezelfde voorwaarden voor uitzondering van
enkelvoudige storingsreserve als voor railsystemen tijdens onderhoud.
• Voor railbeveiligingen wordt geconcludeerd dat de kans dat een gestoorde beveiliging onterecht
meerdere railsystemen uitschakelt verwaarloosbaar is. De railbeveilingsrelais kunnen uitgezonderd
worden van de eis tot enkelvoudige storingsreserve.
Doelmatigheid
• De grens van het maximaal toegestane productieverlies moet enerzijds niet te laag zijn zodat de
markt niet geblokkeerd wordt in het aansluiten van grote, economisch rendabele eenheden
anderzijds niet te hoog zijn om ondoelmatige operationele kosten te maken door het aanhouden van
een te grote primaire en secundaire reserve. Op basis van de huidige situatie en marktontwikkeling
wordt 1.500 MW gezien als een optimale waarde. Deze waarde moet wel in lagere regelgeving vast
gelegd worden zodat deze te wijzigen is bij nieuwe marktontwikkelingen
• Op basis van een maatschappelijke kosten - baten afweging is investeren in uitgebreidere
railsystemen met als doel de belasting in het onderliggende net te beschermen tijdens
onderhoudssituaties, alleen rendabel voor onderbrekingen vanaf ongeveer 1.500 MW en 2 uur.
• De omvang van het getroffen gebied kan bij grote onderbroken belastingen (500 MW en meer) in de
eerste twee uren sterk gereduceerd worden door het herconfigureren en opnieuw inschakel van
ongestoorde netdelen.
• Op basis van een maatschappelijke kosten - baten afweging is extra investeren in enkelvoudige
storingsreserve op railsystemen met als doel belasting in het onderliggende net te beschermen
tijdens volledig in bedrijf zijnd net, alleen rendabel bij een belasting van minimaal 100MW.

pagina 50 van 93

• Op basis van de afwegingen in hoofdstuk 6 is het niet doelmatig alle onderbrekingen te voorkomen
en wordt een onderbreking van maximaal 100 MW en maximaal 10 minuten altijd toegestaan voor
het 110/150kV net.
• In Nederland is een onderbroken belasting van maximaal 100 MW en maximaal 6 uur geaccepteerd
tijdens onderhoudsituaties. Dit is vastgelegd in de huidige elektriciteitswet artikel 31, lid 13.
Best practices
Best-practices uit de vergelijkbare Europese landen laten zien dat voor belangrijke stations de
enkelvoudige storingsreserve tijdens onderhoud is gewaarborgd.
Bestaande versus nieuwe situaties
• Het proactief wijzigen van bestaande stations die niet voldoen aan de voorgestelde voorwaarden
voor uitzondering van enkelvoudige storingsreserve is onwenselijk vanuit het oogpunt van risico
voor de leveringszekerheid. Aanpassingen aan bestaande railsystemen grijpen in in het hart van
de elektrische installatie waar een storing grote gevolgen heeft. Afhankelijk van de benodigde
aanpassingen aan het railsystemen is het risico dat gelopen wordt tijden de ombouw van de
bestaande situatie vergelijkbaar met het totale risico dat gelopen wordt tijdens normaal onderhoud
over de levensduur van de installatie. Het moge duidelijk zijn dat railsystemen die vanuit de
bedreiging van de transportzekerheid aangepast moeten worden niet altijd zomaar aangepast
kunnen worden. Indien de planologische ruimte op de bestaande stationslocatie daarvoor te klein
en niet uitgebreid kan worden zal er ultimo een nieuw station gebouwd moeten worden op een
andere locatie en de verbindingen daar naar toe aangebracht worden.
• Ook de maatschappelijke kosten - baten afweging geeft aan dat proactieve ombouw van de
bestaande situaties niet doelmatig is
• Proactieve ombouw wordt dan ook alleen geadviseerd in die situaties waarbij transportzekerheid in
gevaar komt.
Investeringskosten bestaande railsystemen:
Op basis van een eerste inventarisatie moeten 31 bestaande railsystemen in het 110/150kV net voorzien
worden van railbeveiliging zodat de railsystemen zelf kunnen functioneren met enkelvoudige
storingsreserve tijdens normaal bedrijf (investering voor aanpassing bedraagt ongeveer 29 miljoen euro)
Op basis van een grove expert analyse zouden in de 220/380kV netten zeven railsystemen en in de
110/150kV netten drie railsystemen aangepast moeten worden om te voldoen aan enkelvoudige
storingsreserve tijdens onderhoud (investering voor aanpassing bedraagt ongeveer 165 miljoen euro).
Aanbevelingen
Op basis van de in dit hoofdstuk uitgewerkte conclusies en bijbehorende afwegingen wordt geadviseerd
om:
A. Railsystemen, bijbehorende koppelvelden en direct aan het railsysteem gerelateerde
grensoverschrijdende beveiligingen in de Elektriciteitswet onder voorwaarden uit te zonderen van
de eis tot enkelvoudige storingsreserve.
B. In lagere regelgeving de voorwaarden vermeld in onderstaande tabel 4 vast te leggen als de
voorwaarden voor uitzondering van het railsysteem, koppelvelden en bijbehorende beveiligingen
op de eis tot enkelvoudige storingsreserve. Aan alle voorwaarden moet voldaan worden.
C. In de Elektriciteitswet 1998 een overgangsregeling voor bestaande situaties op te nemen.
D. De overgangstermijn voor bestaande situaties in lagere wet- en regelgeving verder uit te werken.

pagina 51 van 93

Tabel 4: geadviseerde voorwaarden voor uitzondering railsystemen op enkelvoudige storingsreserve

Voorwaarden enkelvoudige storingsreserve bij nieuwe railsystemen, koppelvelden en beveiliging
Netvlak

Doortransport
Niet van toepassing

Productie uitval
Uitgezonderd van
enkelvoudige
storingsreserve indien
een enkelvoudige
railstoring niet tot een
onderbreking groter
dan 1.500 MW
productie kan leiden.

Niet van toepassing

Uitgezonderd van
enkelvoudige
storingsreserve indien
een enkelvoudige
railstoring niet tot een
onderbreking groter
dan 1.500 MW
productie kan leiden.

Enkelvoudige
storingsreserve op het
railsysteem

Enkelvoudige
storingsreserve op
22
het railsysteem

Uitgezonderd van
enkelvoudige
storingsreserve indien
een enkelvoudige
railstoring niet kan leiden
tot cascade onderbreking
van belasting of productie
op andere lokaties in de
netten met een spanning
van 220kV en hoger.

Uitgezonderd van
enkelvoudige
storingsreserve indien
een enkelvoudige
railstoring niet tot een
onderbreking groter
dan 1.500 MW
productie kan leiden.

Volledig in
bedrijf

110kV
150kV

Onderhoud

Volledig in
bedrijf

220kV
en hoger
Onderhoud

21

Belasting uitval
• Uitgezonderd van de eis te functioneren
met enkelvoudige storingsreserve indien
de belasting in het onderliggende net
kleiner is dan 100MW.
• Bij een enkelvoudige storing aan het
railsysteem is een onderbreking van
belasting in het onderliggende net
toegestaan mits de onderbroken
aansluitingen kunnen worden
omgeschakeld naar het nog ongestoorde
railsysteem.
Uitgezonderd van
enkelvoudige
1000 MW
storingsreserve
indien een
enkelvoudige
railstoring niet
500 MW
kan leiden tot
een onderbreking
groter dan
100 MW
weergegeven
maximale
6 uur
2 uur
vermogen-tijd
curve.
Enkelvoudige storingsreserve op het
railsysteem
Uitgezonderd van
enkelvoudige
storingsreserve
indien een
enkelvoudige
railstoring niet
kan leiden tot een
onderbreking
groter dan
weergegeven
maximale
vermogen-tijd
curve.

1000 MW

500 MW

100 MW
2 uur

6 uur

Koppelvelden
Direct met de railsystemen verbonden koppelvelden zijn uitgezonderd van enkelvoudige storingsreserve gedurende normaal
bedrijf en onderhoud op voorwaarde dat bij een enkelvoudige storing in het koppelveld voldaan wordt aan de eisen die
gesteld worden aan de bijbehorende railsystemen gedurende onderhoud situaties.
Railbeveiliging
Railbeveiliging is uitgezonderd van enkelvoudige storingsreserve.

21

22

Bij belasting uitval wordt gekeken naar de belasting in het onderliggende publieke net. De belasting van enkelvoudig
aangeslotenen afnemers in netten met een spanning van 110kV en hoger, worden in deze beschouwing niet meegenomen daar
de afnemer zelf kiest af te zien van enkelvoudige storingsreserve.
Indien de aangesloten producent voor een enkelvoudige aansluiting heeft gekozen kan deze aansluiting bij een railstoring
natuurlijk onderbroken raken.

pagina 52 van 93

8.2

Inleiding

In de Elektriciteitswet 1998, artikel 31, lid 12 wordt gesteld dat netten met een spanningsniveau van 110kV
en hoger ontworpen dienen te zijn met enkelvoudige storingsreserve en ook als zodanig bedreven moeten
worden of te wel "functioneren". Waarbij voor het bedrijfvoeren of functioneren vervolgens twee situaties
onderscheiden worden:
1 "Volledig in bedrijf zijnd net" (normale situatie met alle onderdelen in bedrijf);
2 "Tijdens onderhoud" (situatie waarin een aantal onderdelen uit bedrijf zijn voor regulier onderhoud).
Voor het bedrijfvoeren "tijdens onderhoud" maakt de Elektriciteitswet 1998 vervolgens in artikel 31, lid 13
onderscheid tussen de netten met een spanningsniveau van 220kV en hoger en netten met een
spanningsniveau van 110kV en 150kV. Voor de netten met een spanning van 110kV en 150kV definieert
de Elektriciteitswet 1998 in artikel 31, lid 13 een algemene uitzondering op de enkelvoudige
storingsreserve mits de daarbij mogelijk optredende onderbreking kleiner blijft dan 100MW en 6 uur.
De Netcode maakt via artikelen 5.5.2.1 en 5.5.2.2 echter nog verdere uitzonderingen op het aanhouden
van de enkelvoudige storingsreserve tijdens het functioneren. Deze uitzonderingen betreffen onder andere
de railsystemen:
• Het niet aanhouden van enkelvoudige storingsreserve tijdens bedrijfvoeren van railsystemen in
netten met een spanning van 110kV en 150kV is toegestaan (artikel 5.5.2.1, lid b);
• Voor netten met een spanning van 220kV en hoger moet wel enkelvoudige storingsreserve
aangehouden worden op de railsystemen maar hoeft er geen rekening gehouden te worden met
de uitval van het laatst in bedrijf zijnde railsysteem (artikel 5.5.2.2).
Met bovenstaande bepalingen geeft de Netcode de netbeheerder de mogelijkheid een doelmatige invulling
van de leveringszekerheid te realiseren zoals gevraagd in artikel 16, lid 1b van de Elektriciteitswet 1998 en
artikel 13, lid 2 van de MR Tariefstructuren en Voorwaarden elektriciteit.
De Netcode sluit daarmee goed aan op de feitelijke praktijk van bedrijfvoeren van railsystemen voor de
netten met een spanning van 110kV en hoger:
Tijdens volledig in bedrijf zijnd net
• 220kV en 380kV: enkelvoudige storingsreserve wordt altijd aangehouden;
• 110kV en 150kV: enkelvoudige storingsreserve wordt alleen aangehouden als dat in
verhouding staat tot het belang van het station.
Tijdens onderhoud
• 220kV en 380kV: enkelvoudige storingsreserve wordt alleen aangehouden als dat van belang
is voor de systeemstabiliteit;
• 110kV en 150kV: enkelvoudige storingsreserve wordt niet aangehouden.
De aparte positie die railsystemen in de praktijk innemen voor wat betreft de enkelvoudige storingsreserve,
vindt zijn grondslag in de significant kleinere kans op storingen aan railsystemen in vergelijking tot de kans
op storingen aan een willekeurig circuit.
In dit hoofdstuk zal de uitzonderingspositie van railsystemen met betrekking tot de enkelvoudige
storingsreserve, geherevalueerd worden.

pagina 53 van 93

Aan het einde van dit hoofdstuk zal ook worden ingegaan op de aan de railsystemen gelieerde onderdelen
als koppelvelden en railbeveiliging. Deze onderdelen kunnen bij een enkelvoudige storing meerdere
railsystemen laten falen hetgeen een aparte risico afweging behoeft.
Nadat de conclusies en aanbevelingen voor de kwaliteitscriteria van nieuw te bouwen railsystemen en
stations zijn bepaald, worden deze op de huidige in bedrijf zijnde railsystemen gelegd. Het vaststellen van
nieuwe kwaliteitscriteria om het toekomstige belang van de elektriciteitsvoorziening voldoende te borgen
kan leiden tot situaties waar keuzen, gemaakt in het verleden, niet meer voldoen. In het laatste onderdeel
van het hoofdstuk worden aanbevelingen gedaan hoe hier mee om te gaan.

8.3

Huidige leveringszekerheid

Railsystemen zijn de elektrische knooppunten in het elektriciteitsnet en hebben daarmee een belangrijke
functie in het verdelen van het transport van elektrische energie. Bij netten met een spanning van 110kV en
hoger kunnen binnen deze functie drie, in principe losstaande, aspecten onderscheiden worden:
1. Het faciliteren van doortransport van grote (inter)nationale energiestromen (alleen op 220/380kV
netvlak);
2. Het aankoppelen van productie-eenheden en grote eindgebruikers;
3. Het beleveren van het onderliggende net voor verdere verdeling van elektrische energie richting
eindgebruikers.
Bovenstaande functies kunnen worden bedreigd door een storing aan het railsysteem. Op basis van
registraties in de landelijke Nestor database van 1998-2011, waarin alle storingsregistraties van de
deelnemende netbeheerders zijn opgenomen, zijn de volgende kansen op een railstoring afgeleid:
Bedrijfstoestand
Volledig beschikbaar

HS-netvlak
EHS-netvlak

23

Onderhoud

Per station

Eens in de 230 jaar

Eens per 580 jaar

Heel NL

Eens per jaar

Eens per 8 jaar (>100MW)

Per station

Geen onderbreking (N-1)

Eens per 510 jaar

Heel NL

Geen onderbreking (N-1)

Eens per 14 jaar

Bovenstaande tabel maakt zeer bewust onderscheid tussen een bedrijfssituatie met volledig beschikbaar
net en een bedrijfssituatie tijdens onderhoud. Zoals in de navolgende paragrafen duidelijk zal worden is
een net in onderhoudssituatie minder robuust voor de gevolgen van een railstoring. De gemiddelde kans
dat er tijdens onderhoud een storing optreed is echter kleiner dan bij een volledig beschikbaar net om de
eenvoudige reden dat er op een bepaalde locatie gemiddeld in nog geen 4% van het jaar sprake is van een
onderhoudsituatie.

8.3.1 Doortransport op 220kV en 380kV
Het doortransport op 220kV en 380kV wordt in de situatie van een volledig beschikbaar net niet bedreigd
door een railstoring daar in de bedrijfsvoering van de 220kV en 380kV netten enkelvoudige storingsreserve
aangehouden wordt.
In onderhoudsituaties wordt geen rekening gehouden met de uitval van het laatst in bedrijf zijnde
railsysteem op een 220/380kV station. Vrijwel alle 220kV en 380kV stations in Nederland zijn uitgerust met
23

Daar een railstoring tijdens onderhoud zelden is opgetreden, is de beschikbare data voor kansbepaling zeer beperkt. De
gepresenteerde kans kent dan ook een zekere onnauwkeurigheid.

pagina 54 van 93

een zogenaamd dubbel railsysteem hetgeen er toe leidt dat er bij een bepaalde onderhoudsactiviteiten nog
maar één railsysteem in bedrijf is. Het gehele station of knooppunt kan dan uitvallen bij een storing aan dit
laatst in bedrijfszijnde railsysteem.
In de Nestor database zijn vijf storingen aan 220kV en 380kV railsystemen geregistreerd. Geen van deze
storingen hebben geleid tot problemen met het doortransport. Belangrijke reden hiervoor is gelegen in de
opbouw van het Nederlandse 220kV en 380kV net met zijn geografisch gescheiden ringstructuren. Indien
in een ring een knooppunt uitvalt blijft het doortransport in veel gevallen gewaarborgd via andere delen van
de ring.
Kijkend naar de toekomst tekenen zich groeiende pieken af in de internationale vermogensstromen als
gevolg van grootschalige duurzame opwek. Ook is er de trend waarbij de nieuwe grote productie-eenheden
zich geconcentreerd gaan vestigen aan de randen van het netwerk. Deze trend wordt door zowel
bedrijfseconomische motieven als beleidkaders zoals het SEV gestimuleerd. Kijkende naar de toekomst
ontstaat dan ook het beeld dat de doortransportfunctie van de 220kV en 380kV stations zwaarder en
belangrijker wordt. Bij nieuw te bouwen railsystemen wordt dan ook wel degelijk rekening gehouden met de
doortransport functie. Dit kan leiden tot de keus voor meer uitgebreide railsystemen indien dat nodig is voor
de transportzekerheid. Uitval van zeer grote doortransporten (>3000 MW) kan immers leiden tot
grensoverschrijdende onderbrekingen in het 380kV net.

8.3.2 Aankoppeling van grote productie-eenheden en eindgebruikers
Het railsysteem is ook het punt waarop de grote aansluitingen met het net verbonden worden. Deze
aansluitingen kunnen van grootschalige productie-eenheden zijn of zeer grootschalige industriële
afnemers.
Zoals in hoofdstuk 10 verder uitgediept is, zijn deze "particuliere" aansluitingen zelden voorzien van
enkelvoudige storingsreserve hetgeen een bewuste keus is van de aangeslotene. Een keus die hij maakt
op bedrijfseconomische gronden. Hij weet dat zijn aansluiting onderbroken raakt bij een storing in deze
aansluiting of een storing in het railsysteem van de netbeheerder, in dit geval TenneT. Voor zijn
productieproces weegt het risico van deze onverwachte onderbreking echter niet op tegen de investeringen
die hij moet doen om enkelvoudige storingsreserve in zijn aansluiting te realiseren.
Verschil tussen een storing in de aansluiting en een storing aan een railsysteem is dat bij de eerste slechts
één aansluiting onderbroken kan raken terwijl bij een storing op het railsysteem alle daarmee verbonden
aansluitingen onderbroken kunnen raken. Dit heeft in het geval van aansluitingen met belasting weinig
nettechnische gevolgen maar het kan grote nettechnische gevolgen hebben indien de onderbroken
aansluitingen productie-eenheden bevatten. Door het plotseling wegvallen van grote hoeveelheden
productie kunnen net-instabiliteiten ontstaan die grote grensoverschrijdende onderbrekingen kunnen
veroorzaken.

8.3.3 Belevering van onderliggende netten
Het effect van een enkele railstoring op de belevering van de onderliggende netten kan enorm variëren van
geen enkel effect tot de uitval van bijna een gehele provincie met zo'n 750.000 eindgebruikers. Het effect
dat kan optreden is afhankelijk van factoren als:
• De layout van het railsysteem van het betreffende station;
• De opbouw en grote van het onderliggende net;
• De bedrijfsvoeringsituatie.

pagina 55 van 93

Het mogelijke effect laat zicht het makkelijkst classificeren via het aantal MW belasting dat onderbroken
kan raken. Hierbij kan het aantal MW indicatief vergeleken worden met:
• 1 MW: 750 aansluitingen
• 10 MW: een dorp
• 100 MW: een kleine stad
• 500 MW: een grote stad met buitengebieden
• 800 - 3.000 MW: een provincie
• Onderbrekingen vanaf ongeveer 2.500 MW kunnen een cascade impact hebben tot buiten
Nederland
• Nederland als geheel heeft een totale belasting van ongeveer 15.000 MW op drukke uren
Zekerheid belevering tijdens situaties met een volledig in bedrijf zijnd net
De belevering van onderliggende netten wordt niet geraakt door een storing aan een railsysteem in het
220/380kV netwerk. In de bedrijfsvoering van deze netten wordt bij volledig in bedrijf zijnd net immers
enkelvoudige storingsreserve aangehouden op de railsystemen.
Op de 110/150kV railsystemen wordt sinds jaar en dag geen enkelvoudige storingsreserve aangehouden
en heeft een railstoring wel degelijk effect op de belevering van de onderliggende netten. Het effect kan in
twee categorieën opgedeeld worden:
1. Stations met railbeveiliging waar bij een railstoring slechts één railsysteem en daarmee verbonden
HS/MS-transformatoren uitvalt ;
2. Stations zonder railbeveiliging waar bij een railstoring het gehele station en alle daarmee
verbonden HS/MS transformatoren uitvalt.
De genoemde railbeveiliging is een geavanceerde beveiliging die er voor zorgt dat twee of meer
gekoppelde railsystemen zich bij een storing niet als één elektrische eenheid gedragen maar opgesplitst
raken in individuele systemen. Hierdoor wordt alleen het gedeelte van het railsysteem dat daadwerkelijk
gestoord is afgeschakeld en blijven de overige delen in bedrijf.
Het wel of niet aanwezig zijn van een railbeveiliging beïnvloed beide effecten die een onderbreking van de
voeding naar het onderliggende net karakteriseert:
• De omvang (het aantal MW dat onderbroken raakt) wordt ruwweg gehalveerd door de
aanwezigheid van railbeveiliging
• De herstelduur (tijd waarin de voeding naar de onderliggende netten hersteld is) gaat door de
aanwezigheid van railbeveiliging terug van enkele uren tot een klein uur.
De invloed van de railbeveiliging op de herstelduur is gelegen in het feit dat een gedeelte van het station
nog van spanning is voorzien. Dit maakt het mogelijk om in relatief korte tijd vanuit de bedrijfsvoeringcentra
de voeding te herstellen. Indien er geen spanning meer in het station is zullen er eerst
storingsmedewerkers ter plaatse moeten gaan om te onderzoeken welke delen van het station ongestoord
zijn en weer onder spanning gebracht kunnen worden.
Op basis van registraties in de landelijke Nestor database van 1998-2011, waarin alle storingsregistraties
van de deelnemende netbeheerders zijn opgenomen, kan het gemiddelde effect van een railstoring op de
voeding van het onderliggende net afgeleid worden. Onderstaande Tabel 5 combineert:
1. de omvang van de onderbreking;
2. de impact op de landelijke jaarlijkse uitvalduur;
3. de kans op basis van het aantal stations in dat effectgebied.

pagina 56 van 93

Tabel 5: Overzicht effect range van onderbrekingen t.g.v. een railstoring onder normaal bedrijf

Gemiddeld effect railstoringen 110/150kV net op belevering onderliggende netten

HSnetvlak
EHSnetvlak

Onderbroken

Onderbroken

Impact jaarlijkse

Aantal stations

Huidige kans

vermogen

aansluitingen

uitvalduur

in effectgebied

onderbreking NL

< 75.000

16 sec

218

Eens per jaar

73

Eens per 3 jaar

< 100MW

24

(3,9% alle
100 – 250MW

75.000 – 190.000

HS-minuten)

Geen onderbreking, enkelvoudige storingsreserve railsystemen op EHS-netvlak bij normaal bedrijf

Op basis van Tabel 5 is gemiddeld 16 seconden van de grofweg 30 minuten jaarlijkse uitvalduur in
Nederland, toe te wijzen aan gestoorde railsystemen in de 110kV en 150kV netten.
Leveringszekerheid tijdens reguliere onderhoudsituaties
Een railsysteem moet periodiek uit bedrijf genomen worden voor onderhoud aan het railsysteem of de
daarmee gekoppelde componenten. Bij de in Nederland en in Europa gebruikelijk voorkomende dubbel
railsysteem configuratie is er tijdens deze onderhoudsituatie nog maar één railsysteem in bedrijf. Uitval van
dit laatste railsysteem als gevolg van een storing leidt dan vrijwel altijd tot een onderbreking in de
belevering naar de onderliggende netten. Doordat deskundigen echter reeds aan het werk zijn op het
betreffende station, vindt herstel in het algemeen relatief snel plaats, binnen 2 uur. Vaak kunnen de
transformatoren binnen 60-120 minuten weer volledig in bedrijf zijn en kan het onderliggende net weer
opgebouwd worden.
Bij uitval van het tweede railsysteem tijdens onderhoudsituaties is voor de 220/380kV stations de omvang
van de onderbreking in de belevering van het onderliggende net moeilijk eenduidig te duiden. Het effect is
zeer afhankelijk van de configuratie van het onderliggende deelnet op 110/150kV. Als dit deelnet meerdere
invoedingspunten vanuit het 220/380kV net bevat of als er op het moment van de storing voldoende
opwekking is in het 110/150kV deelnet, kan er geen enkele onderbreking zijn bij uitval van dit laatste
railsysteem. In ongunstige omstandigheden echter, kan de uitval van een 220/380kV station in sommige
gevallen zelfs leiden tot een onderbreking ter grote van bijna een gehele provincie.
Dezelfde problematiek speelt voor de 110/150kV stations die, via transformatoren, direct gekoppeld zijn
aan de 220/380kV stations. Deze direct gekoppelde stations zijn een centraal knooppunt in het betreffende
110/150kV deelnet en hebben bij volledige uitval een vergelijkbaar effect op de belevering van de
onderliggende netten als het direct gekoppelde 220/380kV station.
Voor de overige 110/150kV stations is de omvang van de onderbreking wel eenduidiger te bepalen daar
deze gekoppeld is aan het vermogen dat via de HS/MS-transformatoren aan de onderliggende netten
wordt geleverd.
Om toch een realistisch beeld te schetsen van het worst case risico dat samenhangt met de huidige
populatie stations in de netten met een spanning van 110kV en hoger, zijn de 220/380kV stations en
25
daarmee direct gekoppelde 110/150kV stations onderworpen aan een grove expert analyse op basis van
een tweetal scenario's:

24

16 seconden is het gemiddelde over 8 miljoen aangeslotenen. De daadwerkelijk getroffen aangeslotenen zijn natuurlijk langer
onderbroken, afhankelijk van de herstelmogelijkheden kan de onderbrekingsduur oplopen tot enkele uren.
25
Door in toekomstige Kwaliteit en Capaciteit Documenten te gaan toetsen op uitval van het 2e railsysteem van 220/380kV stations
en de direct daarmee gekoppelde 110/150kV stations zal via een uitgebreide netanalyse nauwkeuriger inzicht ontstaan.

pagina 57 van 93

A. Belasting in 2013 en geen opwek in het 110/150kV deelnet. Deze situatie gaat er vanuit dat de
volledige belasting gevoed moet worden vanuit de 220/380kV stations;
B. Belasting in 2013 en gereduceerde opwek in het 110/150kV deelnet. Deze situatie wordt als reële
´worst case´ geacht voor de aankomende 10-20 jaar.
Voor de bepaling van het risico op de leveringszekerheid dat Nederland in de toekomst zal lopen, wordt
uitgegaan van scenario A voor de 220/380kV stations en direct daarmee gekoppelde 110/150kV stations.
Vervolgens wordt, op basis van de 2013 belasting in het onderliggende middenspanningsnet, de analyse
aangevuld met het risico van de overige 110/150kV stations. Scenario A wordt als uitgangspunt gekozen
daar de huidige trend in groei van internationale duurzame opwekking en het verschuiven van
grootschalige opwekking naar de randen het Nederlandse 220/380kV net er toe gaat leiden dat in de
toekomst de 220/380kV stations vaker de volledige belasting van een deelgebied moeten gaan verzorgen.
Op basis van bovenstaande aannamen en de geregistreerde storingen in de landelijke Nestor database
van 1998-2011 is het overzicht van Tabel 6 samengesteld.
Tabel 6: Overzicht effect range van onderbrekingen t.g.v. een railstoring tijdens onderhoud

Gemiddelde onderbreking belasting t.g.v. railstoringen in 110kV en hoger tijdens onderhoud
Maximale impact enkele onderbreking

HSnetvlak

EHSnetvlak

Bijdrage

impact

jaarlijkse

jaarlijkse

uitvalduur

uitvalduur

Onderbroken

Onderbroken

vermogen

aansluitingen

< 100MW

< 75.000

< 65 sec

100 – 250MW

75.000 – 190.000

1 – 3 min

251-500MW

190.000 – 375.000

3 - 5,5 min

501-1000MW

375.000 – 750.000

5,5 – 11 min

> 1000MW

>750.000

> 11 min

100 - 500MW

190.000 – 375.000

< 5,5 min

501 –
1.000MW
> 1.000MW

Gemiddelde

22 sec
(5,6% alle
HS-minuten)

Aantal
stations in
effectgebied

26

Huidige kans

onderbreking NL

218

Eens per 2-3 jaar

63

Eens per 8-9 jaar

6

Eens per 90 jaar

2

Eens per 270 jaar

2

Eens per 270 jaar

8

Eens per 70 jaar

4

Eens per 135 jaar

27

Eens per 270 jaar

Onderbreking
375.000 – 750.000

5,5 – 11 min

nog niet
opgetreden

> 750.000

> 11 min

2

Op basis van Tabel 6 is gemiddeld 22 seconden van de grofweg 30 minuten jaarlijkse uitvalduur in
Nederland, toe te wijzen aan gestoorde railsystemen tijdens onderhoudssituaties in netten met een
spanning van 110kV en hoger. Hierbij wordt opgemerkt dat er nog geen onderbreking heeft
plaatsgevonden als gevolg van een storing aan een railsysteem in het 220/380kV net.
Tabel 6 maakt verder inzichtelijk dat hoewel de kans op uitval van een railsysteem tijdens onderhoud klein
tot zeer klein is, de getroffen belasting omvangrijk tot zeer omvangrijk kan zijn bij sommige stations.

26

Daar een railstoring tijdens onderhoud zelden is opgetreden, is de beschikbare data voor kansbepaling zeer beperkt. De
gepresenteerde kans kent dan ook een zekere onnauwkeurigheid.
27
Hierbij is rekening gehouden met de mitigeren invloed als gevolg van de realisatie van de RCR-projecten RaN380, ZW380 en
station Breukelen380.

pagina 58 van 93

8.4

Alternatieven in het ontwerp van railsystemen

Bij het ontwerpen van alternatieve railsystemen dient gekeken te worden naar:
1) het functioneren van het railsysteem tijdens volledig in bedrijf zijnd net;
2) het functioneren van het railsysteem tijdens onderhoud

8.4.1 Functioneren tijdens volledig in bedrijf zijnd net
Indien het railsysteem tijdens volledig in bedrijf zijnd net enkelvoudige storingsreserve moet bevatten, zal
het aanwezige railsysteem of railsystemen bij een storing in meerdere elektrisch functionerende delen
uiteen moeten vallen waarbij alleen het gestoorde deel van het railsysteem uitgeschakeld wordt. Om dit
effect te bereiken moet:
• het station meerdere railsystemen of een railsysteem met meerdere secties hebben;
• de railsystemen of secties moeten aan elkaar gekoppeld zijn middels zogenaamde koppelvelden
waarin een vermogensschakelaar is opgenomen;
• er een railbeveiliging zijn die elk railsysteem of sectie afzonderlijk monitoort op storingen en de
vermogensschakelaars in de koppelvelden aanstuurt indien er een storing ontstaat;
• Elke aansluiting ontworpen zijn met enkelvoudige storingsreserve en ook met enkelvoudige
storingsreserve functioneren.
In bovenstaande voorwaarden worden de aansluitingen expliciet benoemd zodat duidelijk is dat hoewel het
railsysteem uitgerust is met enkelvoudige storingsreserve, er toch een onderbreking kan ontstaan in die
aansluitingen die niet ontworpen zijn en functioneren met enkelvoudige storingsreserve. Met verwijzing
naar de hoofdstukken 6 en 10 van dit rapport kan geconcludeerd worden dat:
• De meeste "particuliere" aansluitingen volgens keus van de aangeslotene geen enkelvoudige
storingsreserve hebben en dus bij een railstoring afgeschakeld kunnen worden ondanks de
enkelvoudige storingsreserve op het railsysteem;
• De aansluitingen van de regionale netbeheerders op het 110/150kV net niet functioneren met
enkelvoudige storingsreserve maar wel zo ontworpen zijn dat binnen 10 minuten omgeschakeld
kunnen worden naar de nog ongestoorde delen van het railsysteem. Hierdoor is de onderbreking
slechts van korte duur.
Bestaande situatie
Op de bestaande 220/380kV stations wordt er tijdens volledig in bedrijf zijnd net enkelvoudige
storingsreserve op het railsysteem aangehouden. Tevens functioneren de aansluitingen naar de
onderliggende 110/150kV netten met enkelvoudige storingsreserve.
De 110/150kV stations die direct gekoppeld zijn met de 220/380kV stations zijn ook uitgerust met
enkelvoudige storingsreserve op het railsysteem tijdens volledig in bedrijf zijnd net.
Op de meeste overige 110/150kV stations is er weliswaar een meervoudig railsysteem en bijbehorend
koppelveld maar ontbreekt de railbeveiliging. De railsystemen op deze stations zullen dan bij een storing
ook niet in meerdere delen uiteenvallen maar het gehele station zal worden afgeschakeld. Door het
achteraf aanbrengen van een railbeveiliging zullen deze stations met een relatief beperkte ingreep ook
voorzien zijn van enkelvoudige storingsreserve op het railsysteem.

8.4.2 Functioneren tijdens onderhoud
Tijdens onderhoud zal een deel van de aanwezige railsystemen uit bedrijf genomen moeten worden. Om
hierbij nog te voldoen aan enkelvoudige storingsreserve op het railsysteem, zullen de nog in bedrijf zijnde
railsystemen of secties ook moeten voldoen aan de voorwaarden die gesteld zijn in hoofdstuk 8.4.1. Met de
in Nederland en in Europa veelvuldig gebruikte configuratie van een dubbel railsysteem wordt niet aan
pagina 59 van 93

deze voorwaarden voldaan. Immers bij het uit bedrijf nemen van één railsysteem is er nog maar één
railsysteem over.
Voor enkelvoudige storingsreserve op het railsysteem tijdens onderhoud is een uitgebreider railsysteem
nodig dan een dubbel railsysteem configuratie. Mogelijke configuraties zijn:
• Dubbel railsysteem met langsscheiding die geopend is ten tijde van onderhoud;
• Triple railsysteem zodat er tijdens onderhoud nog twee railsystemen in bedrijf zijn;
• 3/2 schakelaar configuratie waarbij de aansluitingen (productie of belasting) gekoppeld blijven aan
een verbinding naar een ander station indien beide railsystemen uitvallen.
A

A

A

B

B

C

verbinding

verbinding

belasting

productie

belasting

productie

belasting

verbinding

verbinding

productie

verbinding

Dubbel railsysteem met langsscheiding

B

Triple railsysteem

3/2 schakelaar systeem

Figuur 13: voorbeelden railsysteem configuraties

Welke railsysteem configuratie gekozen wordt hangt af van het belang van de verschillende functies van
het station. Zo is een 3/2 schakelaar configuratie een veel gebruikte configuratie als er veel productie op
het station is aangesloten maar is een triple railsysteem weer geschikter als doortransport de
overheersende functie van het station is.
Duidelijk is dat alle alternatieve railsysteem configuraties meer geld kosten en vaak ook meer ruimte
innemen dan een dubbelrailsysteem. Mede vanuit planologische oogpunt moet het gebruik van deze
uitgebreidere railsysteem configuraties zeer goed gemotiveerd zijn.
Bestaande situatie
De Nederlandse stations met een spanning van 110kV en hoger kennen hoofdzakelijk een dubbel
railsysteem configuratie.
Een aantal 220/380kV stations waarop veel grootschalige productie is aangeslotenen kent een 3/2
schakelaar configuratie. Het verlies van het laatste railsysteem bij een dubbel railsysteem configuratie zou
op deze stations een te groot productieverlies veroorzaken en daarmee de transportzekerheid bedreigen.
Onderbrekingen tot buiten het Nederlandse 220/380kV net zouden kunnen ontstaan. De 220/380kV
stations waar dit speelt zijn allen uitgerust meet een 3/2 of vergelijkbare railconfiguratie waardoor de
transportzekerheid is geborgd.
Een aantal van de 110/150kV stations die direct gekoppeld zijn met de 220/380kV stations kennen een
triple railsysteem configuratie. Deze stations zijn ontworpen voordat het 220/380kV net voldoende
ontwikkeld was en waren destijds de belangrijke stations waarop grootschalige productie werd aangesloten
en de energie verdeeld werd over het 110/150kV net van de provincie.
Eventueel aanpassen van de bestaande railsysteem configuratie wordt sterk afgeraden omdat het risico op
storingen van deze ombouw vaak groter is dan de winst die behaald kan worden met een aangepaste
railsysteemconfiguratie. Men gaat bij de ombouw immers het hart van het station en het knooppunt in de
elektrische energievoorziening noodgedwongen in een storingsgevoelige situatie brengen tijdens de
ombouw.

pagina 60 van 93

Daarnaast kan de ombouw van een railsysteemconfiguratie een grote planologische impact hebben omdat
het bestaande station in de bestaande bebouwde omgeving groter moet worden.

8.5

MKBA enkelvoudige storingsreserve railsystemen

Deze paragraaf gebruikt een maatschappelijke kosten - baten analyse (MKBA) voor de afweging of
enkelvoudige storingsreserve op het railsysteem geëist moet worden als ontwerpcriterium. In de MKBA
worden de maatschappelijke baten uitgedrukt als vermeden kosten van een onderbreking van de
energielevering naar onderliggende netten. Deze vermeden kosten worden weergegeven als risicokosten
over de levensduur van het railsysteem via de formule:
Risicokosten over levensduur = omvang onderbreking * maatschappelijke kosten per kWh
* gemiddelde jaarlijkse kans op onderbreking * levensduur.
De maatschappelijke kosten van een onderbreking in 2013 zijn bepaald op basis van het voor TenneT in
28
2009 uitgevoerde SEO onderzoek en gecorrigeerd voor een jaarlijkse inflatie van 1,5%. Dit resulteert in
een bedrag van 128,2 miljoen euro per uur voor heel Nederland of omgerekend naar vermogen: 11,25
€/kWh als gemiddelde maatschappelijke kosten van een onderbreking.
In de maatschappelijke kosten - baten analyse wordt uitgegaan van een levensduur van de investering van
50 jaar. Dit is gebaseerd op de top van de technische levensduur van de primaire componenten. Voor de
secundaire componenten, zoals de beveiligingrelais, is deze technische levensduur maar 25 jaar en zal bij
de maatschappelijke kosten - baten analyse dubbel worden meegenomen om een reële vergelijking over
50 jaar te maken. 50 jaar is de tijdsduur waarin de maatschappelijke investering terugverdiend moet zijn.
In de MKBA wordt bewust alleen gekeken naar de maatschappelijke kosten veroorzaakt door een
onderbreking van de voeding naar het onderliggende net. De railsysteem functies "doortransport" en
"aankoppeling grote productie" hebben ontwerpcriteria gebaseerd op transportzekerheid. De aansluitingen
van grote afnemers zijn gebaseerd op bedrijfseconomische motieven zoals wordt toegelicht in hoofdstuk 10
en worden daarom ook buiten de MKBA gehouden.
8.5.1 MKBA voor toevoeging railbeveiliging nieuwe 110/150kV stations
Op basis van een analyse van de landelijke Nestor gegevens zou het te behalen verbeterpotentieel in de
jaarlijkse uitvalduur 28 sec bedragen als alle 110/150kV stations in Nederland zouden zijn uitgerust met
railbeveiliging. Op basis van 291 HS-stations is dit een verbetering van 0,1 sec in de jaarlijkse uitvalduur
per 110/150kV station dat is uitgerust met een railbeveiliging. Over de levensduur van 50 jaar geeft dit een
totale reductie in landelijke uitvalduur van 5 sec per 110/150kV station dat is uitgerust met railbeveiliging.
De te behalen winst van 5 sec over de levensduur van een 110/150kV station met railbeveiliging
vertegenwoordigt daarmee een maatschappelijke waarde van 5/3600*128,2 M€ = 178.000 €.
De totale extra investering over 50 jaar voor het aanbrengen van railbeveiliging op een nieuw 110/150kV
station bedraagt gemiddeld 900.000 € waarmee het aanbrengen van railbeveiliging op alle nieuwe
110/150kV stations vanuit een maatschappelijk kosten - baten oogpunt ongewenst is.
De populatie 110/150kV stations wordt echter gekenmerkt door een grote vermogensrange van 10 –
250MW naar het onderliggende net. Daarom is ook een verdere maatschappelijke kosten - baten analyse
gemaakt op basis van belasting in het onderliggende net. Figuur 14 toont de resultaten van deze analyse.

28

SEO; "MKBA netinvesteringen netuitlopers"; SEO-rapport nr 2009-28; ISBN 978-90-6733-497-6; mei 2009

pagina 61 van 93

Op basis van een typische uitvalduur van 1-3
uur en rekening houdend met de in de politiek
reeds bekende grens van 100MW wordt op
basis van deze MKBA geconcludeerd dat het
vanuit maatschappelijke kosten baten oogpunt
verdedigbaar is om alle nieuwe 110/150kV
stations die een onderliggend net met een
belasting van 100 MW of meer voeden, uit te
rusten met railbeveiliging.

3,5

Maatschappelijke kosten [M€]

In Figuur 14 zijn de maatschappelijke baten
uitgedrukt als vermeden risicokosten over 50
jaar bij een bepaald vermogen en een
gemiddelde tijdsduur van de onderbreking.

uitvalduur
3,0
2,5

1 uur
2 uur
3 uur
4 uur

2,0

extra kosten railbeveiliging over 50 jaar bij nieuw HS-station
1,5
1,0
0,5
0,0
0

50

100

150

200

250

300

Uitval [MW]

Figuur 14: Verband maatschappelijke kosten baten aanbrengen
railbeveiliging in nieuwe 110/150kV stations als functie van
onderbroken vermogen en tijdsduur onderbreking.

Maatschappelijke kosten [M€]

8.5.2 MKBA voor toevoeging railbeveiliging bestaande 110/150kV stations
Voor de MKBA ten aanzien van het toevoegen
3,5
uitvalduur
van railbeveiliging in bestaande 110/150kV
1 uur
3,0
2 uur
stations zijn twee scenario's bekeken:
2,5
3 uur
extra kosten railbeveiliging uitgangspunt b)
a) Aanbrengen railbeveiliging op natuurlijk
4 uur
2,0
vervangingsmoment
1,5
b) Geforceerd aanbrengen van
1,0
railbeveiliging
Zoals Figuur 15 laat zien vergt het geforceerd
achteraf aanbrengen van railbeveiliging een

0,5

extra kosten railbeveiliging uitgangspunt a)
0,0
0

50

100

150

200

250

300

Uitval [MW]

hogere investering. Deze hogere investering
wordt voornamelijk veroorzaakt door het
voortijdig vervangen van ongeschikte
meettransformatoren.

Figuur 15: Verband maatschappelijke kosten baten toevoegen
railbeveiliging aan bestaande HS-stations als functie van
onderbroken vermogen en tijdsduur onderbreking.

Op basis van Figuur 15 en het feit dat de lokale belasting van het onderliggende net zelden hoger is dan
200MW, wordt de conclusie getrokken dat het geforceerd aanbrengen van railbeveiliging op bestaande
110/150kV stations vanuit een maatschappelijk kosten - baten oogpunt niet wenselijk. Voor het
aanbrengen van railbeveiliging op een natuurlijk vervangingsmoment geldt dezelfde afweging als bij
nieuwe stations, namelijk om 110/150kV stations met een belasting van 100 MW en hoger uit te rusten met
railbeveiliging.

8.5.3

MKBA voor enkelvoudige storingsreserve op het railsysteem tijdens onderhoud, nieuwe
stations
Om ook tijdens onderhoud enkelvoudige storingsreserve te hanteren op de railsystemen moet de
railconfiguratie uitgebreid worden ten opzichte van een standaard dubbelrailsysteem. Deze noodzakelijke
uitbreiding vergt extra investeringen en grondbeslag wat de belangrijkste componenten van de extra
maatschappelijke kosten zijn voor deze hogere kwaliteitseis aan de railsystemen.

pagina 62 van 93

De gemiddelde extra investeringen om enkelvoudige storingsreserve op de railsystemen van 220/380kV
stations en de 110/150kV stations die direct gekoppeld zijn met deze 220/380kV stations mogelijk te
maken, worden geschat op 3-5 M€.

Analoog aan paragraaf 8.5.1 worden de baten
uitgedrukt worden als vermeden risicokosten over
een periode van 50 jaar.

Maatschappelijke kosten [M€]

De extra investeringen voor kleine 110/150kV stations zullen wat lager zijn maar gezien de resultaten van
de MKBA voor het aanbrengen van railbeveiliging (paragraaf 8.5.1) zal een break-even punt tussen
maatschappelijke kosten en baten voor deze
8
stations niet bereikt worden. De belasting in het
uitvalduur
7
1 uur
onderliggende net is hiervoor te klein. Deze MKBA
6
2 uur
richt zich dan ook op de 220/380kV stations en de
5
maatschappelijke kosten voor
direct daarmee gekoppelde 110/150kV stations.
4
mitigatie

3
2
1
0
0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Uitval [MW]

In Figuur 16 zijn de maatschappelijke baten
Figuur 16: Verband maatschappelijke kosten baten
uitgedrukt als vermeden risicokosten over 50 jaar
enkelvoudige storingsreserve op het railsysteem tijdens
bij een bepaald vermogen en een gemiddelde
onderhoud in nieuwe stations.
tijdsduur van de onderbreking. De uitvalduur in
Figuur 16 is beperkt tot twee uur vanwege de
reeds aanwezige vakmensen zoals in hoofdstuk 8.3.3 is toegelicht.
Op basis van Figuur 16 wordt geconcludeerd dat het voor nieuwe stations op basis van deze MKBA niet
doelmatig is voor vermogens onder de 1.000 – 1.500 MW te investeren in uitgebreidere railsystemen.

8.5.4

MKBA voor enkelvoudige storingsreserve op het railsysteem tijdens onderhoud, bestaande
stations
Investeren in uitgebreidere railsystemen in bestaande stations vergt niet alleen grotere investeringen dan
bij nieuwe stations maar brengt ook extra risico ten aanzien van de leveringszekerheid met zich mee zoals
beschreven in hoofdstuk 8.4.2. Gezien de in Figuur 16 gepresenteerde uitkomsten van de MKBA voor
nieuwe stations en de belastingverdeling van de bestaande stations zoals gepresenteerd in Tabel 6, wordt
geconcludeerd dat het aanpassen van bestaande stations ook vanuit een maatschappelijke kosten baten
perspectief niet verdedigbaar is.

8.6

Toelaatbare onderbreking productie bij railuitval

Bij de maximaal toelaatbare onderbreking van productie zijn meerdere grenswaarden mogelijk. Een lagere
waarde vertaalt zich in uitgebreidere en daarmee duurdere stationsconfiguraties, maar betekent ook een
hogere transportzekerheid. Een hogere waarde vertaalt zich weliswaar in een goedkopere
stationsconfiguratie maar ook in het aanhouden van een grotere primaire en secundaire reserve hetgeen
operationele kosten met zich meebrengt. De grenswaarde speelt niet alleen bij normaal bedrijf, maar juist
ook wanneer een railsysteem uit bedrijf is voor onderhoud. Meerdere productie-eenheden zijn op dat
moment met één railsysteem gekoppeld.
De elektriciteitsvoorziening wordt geregeld geconfronteerd met uitval van een productie-eenheid. Het
systeem is daarbij zodanig ingericht dat ook de uitval van de grootste eenheid geen gevolgen heeft voor de
levering. Met de uitval van een productie-eenheid wordt immers in de bedrijfsvoering permanent rekening

pagina 63 van 93

gehouden, dit door middel van toepassing van het n-1 criterium waarmee bij een uitval overbelasting op
verbindingen wordt voorkomen.
Bij uitval van een productie-eenheid zorgen de primaire en secundaire regelingen van de andere, nog
operationele, productie-eenheden in het systeem ervoor dat vraag en aanbod in balans blijven.
Ter indicatie:
De primaire regeling herstelt na een productie-uitval de energiebalans in circa 15 seconde door productieeenheden op te regelen, de secundaire regeling zorgt voor definitief herstel in circa 15 minuten, waarna
ook weer de primaire reserve beschikbaar komt.
Gelijktijdige uitval van meerdere productie-eenheden, doordat deze met dezelfde 'gestoorde' rail zijn
gekoppeld, kan productieverlies betekenen welke groter is dan die van de grootste eenheid waartegen het
systeem ten minste bestand is. Dit heeft gevolgen voor de wijze waarop het systeem dit kan ondervangen.
Factoren die hierbij van belang zijn, zijn de beschikbare interconnectiecapaciteit (vermogen moet vanuit
buitenland worden aangevoerd) en de primaire en secundaire regeling waarmee het vermogenstekort, via
de overige productie-eenheden wordt opgelost.

8.6.1 Beschouwing maximaal toelaatbare onderbreking van productievermogen in Nederland
1.100 MW
Wanneer als regel wordt aangenomen dat de som van gelijktijdige onderbreking van productie niet groter
mag zijn dan die van de grootste productie-eenheid in Nederland, is de leveringszekerheid niet in het
geding. Er mag namelijk vanuit worden gegaan dat productie-uitval van deze omvang vaker moet worden
opgevangen. De grootste eenheid is op dit moment 1.100 MW. Opvangen van uitval hiervan vindt plaats
binnen de beschikbare 3.000 MW primaire reserve in Europa en binnen de secundaire reserve in eigen
land.
1.500 MW
Een grenswaarde van 1.500 MW heeft als voordeel dat twee grote eenheden nog met één railsysteem
kunnen worden gekoppeld. Hierdoor ontstaat minder snel aanleiding tot een uitgebreidere
stationsconfiguratie. De maximale productie-onderbreking is binnen de beschikbare
interconnectiecapaciteit en binnen de 3.000 MW-eis voor primaire reserve. Er bestaat een kans dat een
klein aandeel van de secundaire reserve door het buitenland moet worden geleverd. De omvang hiervan is
echter maximaal gelijk aan de 'onwillekeurige uitwisseling' die onder normale bedrijf ook wel voor komt.
2.000 MW
Een grenswaarde van 2.000 MW wordt in Duitsland gehanteerd voor maximale onderbreking van productie
bij uitval van een railsysteem. Dit is ruim binnen de 3.000 MW-grens voor de primaire reserve, maar voor
Nederland is onzeker of dit ook te allen tijde via de interconnectoren kan worden aangeleverd. Deze
waarde ligt tevens ruim boven de huidige secundaire reserve in Nederland, die immers gebaseerd is op
verstoring van de grootste productie-eenheid. Dit heeft tot gevolg dat bij een railstoring gedurende langere
tijd energie zal worden betrokken uit het buitenland en het herstel van de primaire reserve langer duurt dan
internationaal afgesproken. In Duitsland kan deze grenswaarde wel worden gehanteerd, doordat er als
gevolg van de veel grotere gezamenlijke control area, ook meer gecontracteerde secundaire reserve
aanwezig is (circa 3.000 MW).
2.500 MW
Een grenswaarde van 2.500 MW kan alleen binnen de huidige internationale afspraken als de benodigde
secundaire reserve wordt vergroot. Dit zou binnen de eigen landsgrenzen kunnen, maar is zeer kostbaar

pagina 64 van 93

omdat daarvoor veel meer secundaire reserve moet worden gecontracteerd. Alternatief zou kunnen zijn
wijziging; van internationale afspraken door verlegging van de 'control area', bijvoorbeeld een gezamenlijke
Nederlandse - Duitse secundaire reserve. Dit laatste vergt wel veel interconnectiecapaciteit.

8.6.2 Voorstel ontwerpcriterium maximaal toelaatbare onderbreking productie bij railuitval
Om enerzijds de vrije energiemarkt niet te verstoren door het opleggen van een beperking op de maximale
omvang van de generatoren maar aan de andere zijde de kosten voor het aanhouden van de secundaire
reserve te minimaliseren, beveelt de projectgroep aan:
• een beperking vast te leggen voor de toegestane maximale gelijktijdige onderbreking van
productie-eenheden.
• de grenswaarde te baseren op de grootste eenheid in Nederland.
Op basis van de huidige situatie wordt voorgesteld de grenswaarde op 1.500 MW te leggen. Indien er een
marktpartij vervolgens een productie-eenheid groter dan 1.500 MW wil aansluiten zal deze waarde weer
opgerekt moeten worden. De eigenaar van deze nieuwe productie-eenheid en TenneT zullen in dat geval
ook zorgen dat de secundaire reserve verhoogd wordt.
Om toekomstige markt- en technologie-ontwikkelingen praktisch te kunnen faciliteren wordt geadviseerd de
getalwaarde van de beperking in lagere regelgeving vast te leggen en het principe ervan in hogere
regelgeving

8.7

Railsysteem configuraties in Europa

Europa kent een grote variëteit aan railsysteemconfiguraties: dubbel-railsysteem; dubbel-railsysteem met
onderhoudsrail; (meervoudig) gesectioneerde railsystemen; 3-railsystemen; 3/2 schakelaarsystemen; 2schakelaarsystemen.
Hoewel er een algemene consensus is dat railsystemen op 220/380kV niveau enkelvoudige
storingsreserve hebben bij normaal bedrijf, lijkt er geen eenduidige behandeling van de enkelvoudige
storingsreserve tijdens onderhoud. Op 110/150kV niveau wordt zelfs tijdens normaal bedrijf niet universeel
enkelvoudige storingsreserve aangehouden.
Universele of wettelijke ontwerpcriteria die de grote diversiteit railsystemen binnen een regio kunnen
verklaren zijn dan ook nog niet gevonden. De combinatie van nettopologie, belasting en
productieconcentratie, engineeringvoorkeuren en risicobeoordelingen lijken aanleiding te geven voor een
situationele keuze van een bepaalde railconfiguratie. Hierbij krijgen meer cruciale stations een uitgebreider
railsysteem dan andere stations.
Duidelijke criteria voor het onderscheid in stations zijn nog niet gevonden. In dat kader zou het interessant
zijn als de EU een performance benchmark uitvoert op de netten met een spanning van 220kV en hoger.
Een dergelijke benchmark zou de effecten van de verschillende keuzen in net- en stationsontwerp op de
betrouwbaarheid van de elektriciteitsvoorziening zichtbaar kunnen maken. In de huidige CEER
29
benchmark staat het huidige Nederlandse elektriciteitsnet wederom in de top 3 van meest betrouwbare
elektriciteitsnetten in Europa maar dit resultaat kan sterk beïnvloed zijn door de verschillen in
middenspannings- en laagspanningsnetten.
Tot op heden geïnventariseerde buitenlandse praktijken geven het volgende beeld:
29

CEER; "5th CEER Benchmarking report on the quality of electricity supply 2011"; 2011.

pagina 65 van 93

Duitsland – TenneT
TSO voor de 400 en 220kV netten
Uitgangspunt: N-1 tijdens onderhoud, alleen voor de belangrijke stations ook ten aanzien van de
railsystemen
Oplossing:
De belangrijkste stations kennen een triple railsysteem, minder belangrijke station een
dubbel railsysteem zonder secties. Wel is er vaak een hulp rail aanwezig om doortransport
gedeeltelijk te waarborgen. Vanwege de huidige ontwikkelingen die grote noord-zuid
transporten veroorzaken wordt er vaker gekozen voor een triple railsysteem om het
doortransport bij onderhoud te waarborgen.
Finland – Fingrid
TSO voor de 400 en 220kV netten
Uitgangspunt: N-1 wordt altijd gegarandeerd, ook tijdens onderhoud. Dit geldt voor de 400 tot 132kV
netten
Oplossing:
De stations bestaan uit dubbelrailsystemen waarbij de rail in secties verdeeld is.
Onderhoud wordt alleen in de zomer gedaan, verschil tussen zomer en winterbelasting is
groot.
Frankrijk - RTE
TSO voor de 400, 225, 90 en 63kV netten
Uitgangspunt: N-1 tijdens onderhoud voor de hoogste spanning en voor de belangrijke stations. Lagere
spanning en minder belangrijke stations is uitval van belasting bij een fout tijdens
onderhoud meer geaccepteerd.
Oplossing:
De stations bestaan uit dubbelrailsystemen waarbij de rail in meerdere secties verdeeld is.
Bij erg belangrijke stations verdeling in soms 4 tot 6 secties.
Ierland – EirGrid
TSO voor de 400, 220 en 110kVkV netten.
Uitgangspunt: N-1 tijdens onderhoud voor de hoogste spanning en belangrijke stations. Voor minder
belangrijke stations is uitgangspunt dat de kans op uitval laatste rail erg klein is.
Oplossing:
Hoogste spanningsniveau heeft dubbelrailsysteem in ring configuratie en verdeeld in
secties. Dit geldt voor de belangrijke stations. Voor minder belangrijke stations effecten van
uitval van laatste rail zo veel mogelijk beperken door verschakelen van belasting
Italië – Terna
TSO voor de 440, 220 en 150kV netten
Uitgangspunt: N-1 tijdens onderhoud maar niet voor het railsysteem. Onderhoud wordt wel gepland in
perioden van lage belasting en waar nodig worden voorzieningen getroffen om
doortransport te waarborgen tijden onderhoud.
Zweden - Svenska Kraftnät
TSO voor de 400kV netten.
Uitgangspunt: N-1 wordt altijd gegarandeerd, ook tijdens onderhoud. Dit geldt voor de 400 tot 132kV
netten
Oplossing:
De stations bestaan uit dubbelrailsystemen waarbij de rail in secties verdeeld is.
Onderhoud wordt alleen in de zomer gedaan, verschil tussen zomer en winterbelasting is
groot.

pagina 66 van 93

Zwitserland – Swissgrid
TSO voor de 400 en 220kV netten.
Uitgangspunt: N-1 tijdens onderhoud voor de hoogste spanning en voor de belangrijke stations. Bij 150kV
netten is bij common cause fouten tijdens onderhoud beperkte uitval toegestaan.

8.8

Conclusies en aanbevelingen ten aanzien van storingsreserve
railsystemen in nieuwe situaties

De impact van het aanpassen van bestaande, in bedrijf zijnde railsystemen is zeer groot. Kosten en risico
zijn dan ook voor nieuw te bouwen stations van een andere orde dan bij de keuze om een bestaande
railconfiguratie te wijzigen. Een aparte afweging voor "bestaand" en "nieuw" is noodzakelijk. Dit hoofdstuk
behandelt de conclusies en aanbevelingen voor nieuwe railsystemen.
Daar railsystemen meer dan één functie hebben namelijk:
1. Het faciliteren van doortransport van grote (inter)nationale energiestromen (alleen op 220/380kV
netvlak);
2. Het aankoppelen van productie-eenheden en grote eindgebruikers;
3. Het beleveren van het onderliggend net voor verdere verdeling van elektrische energie richting
eindgebruikers.
Zal per functie een conclusie getrokken worden en aanbeveling gedaan worden ten aanzien van mogelijke
ontwerpcriteria.
Onderstaande tabel vat de aanbevelingen van de projectgroep samen. In de navolgende paragrafen van
dit hoofdstuk worden de conclusies en overwegingen die geleid hebben tot deze aanbevelingen verder
uitgediept.

pagina 67 van 93

Samenvatting criteria voor enkelvoudige storingsreserve bij nieuwe railsystemen
Netvlak

Doortransport
Niet van toepassing

Productie uitval
Uitgezonderd van
enkelvoudige
storingsreserve indien
een enkelvoudige
railstoring niet tot een
onderbreking groter
dan 1.500 MW
productie kan leiden.

Niet van toepassing

Uitgezonderd van
enkelvoudige
storingsreserve indien
een enkelvoudige
railstoring niet tot een
onderbreking groter
dan 1.500 MW
productie kan leiden.

Enkelvoudige
storingsreserve op het
railsysteem.

Enkelvoudige
storingsreserve op
31
het railsysteem .

Uitgezonderd van
enkelvoudige
storingsreserve indien
een enkelvoudige
railstoring niet kan leiden
tot cascade onderbreking
van belasting of productie
op andere lokaties in de
netten met een spanning
van 220kV en hoger.

Uitgezonderd van
enkelvoudige
storingsreserve indien
een enkelvoudige
railstoring niet tot een
onderbreking groter
dan 1.500 MW
productie kan leiden.

Volledig in
bedrijf

110kV
150kV

Onderhoud

Volledig in
bedrijf

220kV
en hoger
Onderhoud

8.8.1

30

Belasting uitval
• Uitgezonderd van de eis te functioneren
met enkelvoudige storingsreserve indien
de belasting in het onderliggende net
kleiner is dan 100MW.
• Bij een enkelvoudige storing aan het
railsysteem is een onderbreking van
belasting in het onderliggende net
toegestaan mits de onderbroken
aansluitingen kunnen worden
omgeschakeld naar het nog ongestoorde
railsysteem.
Uitgezonderd van
1000 MW
enkelvoudige
storingsreserve
indien een
enkelvoudige
railstoring niet
500 MW
kan leiden tot
een onderbreking
groter dan
weergegeven
100 MW
maximale
vermogen-tijd
6 uur
2 uur
curve.
Enkelvoudige storingsreserve op het
railsysteem.
Uitgezonderd van
enkelvoudige
storingsreserve
indien een
enkelvoudige
railstoring niet
kan leiden tot een
onderbreking
groter dan
weergegeven
maximale
vermogen-tijd
curve.

1000 MW

500 MW

100 MW
2 uur

6 uur

Enkelvoudige storingsreserve railsystemen bij volledig in bedrijf zijnd net

De conclusies en aanbevelingen zijn opgedeeld in netten met een spanning van 110/150kV en netten met
een spanning van 220kV en hoger. Dit is conform de huidige E-wet en Codes.

30

Bij belasting uitval wordt gekeken naar de belasting in het onderliggende publieke net. De belasting van enkelvoudig
aangeslotenen afnemers in netten met een spanning van 110kV en hoger, worden in deze beschouwing niet meegenomen daar
de afnemer zelf kiest af te zien van enkelvoudige storingsreserve.
31
Indien de aangesloten producent voor een enkelvoudige aansluiting heeft gekozen kan deze aansluiting bij een railstoring
natuurlijk onderbroken raken.

pagina 68 van 93

Netten met een spanning van 220kV en hoger
Doortransport:
In de huidige praktijk zijn de netten met een spanning van 220kV en hoger tijdens volledig in bedrijf zijnd
net in ontwerp en functioneren voorzien van enkelvoudige storingsreserve. Doortransporten zijn door de
enkelvoudige storingsreserve voldoende geborgd. De praktijk sluit aan bij de E-wet en de Netcode.
Aankoppelen van grote eindgebruikers:
Zoals in hoofdstuk 10 wordt uitgewerkt kiezen veel eindgebruikers om eigen, veelal bedrijfseconomische
redenen voor een aansluiting zonder enkelvoudige storingsreserve. Een onderbreking van deze
aangeslotenen bij een railstoring is daarmee onvermijdelijk en een bewust afgewogen risico van de
aangeslotene. Hiervoor hoeft in de storingsreserve van het railsysteem dan ook geen rekening mee
gehouden te worden.
Indien echter op één railsysteem meerdere aansluitingen bestaan uit grote generatoren, zou uitval van dit
railsysteem de transportzekerheid bedreigen indien het gezamenlijke vermogen van de generatoren te
groot is. Huidige praktijk is dat de netbeheerder er vanuit zijn verantwoordelijkheid voor de
transportzekerheid (E-wet, artikel 16, lid 2) voor zorgt dat het productievermogen op één railsysteem
voldoende beperkt blijft ten opzichte van de aanwezige primaire en secundaire reserves. Hierdoor zal uitval
van een enkel railsysteem niet de transportzekerheid bedreigen.
Ondanks dat er vanuit de huidige praktijk geen aanleiding toe is, komt de projectgroep, uit oogpunt van
toekomstige ontwikkelingen voor grootschalige productie en duurzame opwekking, toch tot de conclusie
dat het wenselijk is het maximale verlies aan productie ten gevolge van een railstoring meer expliciet te
borgen in wet- en regelgeving. Op basis van hoofdstuk 8.6 komt zij tot de volgende aanbevelingen:
• Voeg het maximale toegestane productieverlies ten gevolge van een railstoring toe aan de
ontwerpcriteria in regelgeving;
• Zorg er voor dat de "getalswaarde" van het maximaal toegestane productieverlies alleen in lagere
regelgeving wordt opgenomen zodat deze veranderbaar is als markt- en
technologieontwikkelingen hierom vragen
• De meest doelmatige waarde voor het toegestane productieverlies is iets groter dan het vermogen
van de grootste generator in het Nederlandse net. Gezien de huidige situatie en verwachte
ontwikkelingen adviseert de projectgroep het maximaal toegestaan productieverlies als gevolg van
een railstoring te beperken tot 1.500 MW.
Beleveren belasting in onderliggend net:
In de huidige praktijk zijn de netten met een spanning van 220kV en hoger conform wet- en regelgeving
tijdens volledig in bedrijf zijnd net in ontwerp en functioneren voorzien van enkelvoudige storingsreserve.
Dit geldt ook voor het ontwerp en functioneren van de transformatoren die de koppeling en belevering van
de onderliggende 110/150kV netten verzorgen. De praktijk sluit bij aan de E-wet en de Netcode.
Netten met een spanning van 110/150kV
Doortransport: niet van toepassing
Aankoppelen van grote eindgebruikers:
Hoewel de generatoren aangesloten op 110/150kV netten vaak kleiner in vermogen zijn dan degenen
aangesloten op de 220/380kV netten, kunnen op bepaalde stations toch aanzienlijke productievermogens
aangesloten zijn. De projectgroep komt dan ook tot de conclusie dat het wenselijk is het voor de netten met
een spanning van 220kV en hoger voorgestelde ontwerpcriterium, "maximaal toegestaan verlies productie

pagina 69 van 93

ten gevolge van een enkelvoudige railstoring", ook van toepassing te verklaren voor de railsystemen op
110/150kV.
Belevering van het onderliggende net:
De huidige praktijk is geënt op de Netcode en kent in het functioneren van de railsystemen op 110/150kV
geen enkelvoudige storingsreserve. Wel wordt er in het ontwerp rekening gehouden met enkelvoudige
storingsreserve zodat het gestoorde deel van de aanwezige railsystemen na een storing relatief snel te
scheiden is van het nog "gezonde" deel. Na deze scheiding kan het "gezonde" deel weer onderspanning
gebracht kan worden.
Op basis van:
1. De conclusie van hoofdstuk 6 waarin de projectgroep adviseert de huidige, in artikel 4.1.4.6, lid a
van de Netcode vastgelegde, uitzondering op de enkelvoudige storingsreserve van maximaal 10
minuten en maximaal 100MW in wet- en regelgeving te behouden;
2. De MKBA zoals beschreven in hoofdstuk 8.5.1, die pas vanaf vermogens van ongeveer 100 – 200
MW een positieve uitkomst geeft voor toepassen van een railbeveiliging. Een railbeveiliging is
apparatuur die het mogelijk maakt alleen het gestoorde deel van de railsystemen automatisch af te
schakelen en daarmee te voorkomen dat het gehele station wordt afgeschakeld;
3. De MKBA beschreven in hoofdstuk 8.5.3 die aangeeft dat investeren in een uitgebreider
railsysteem dan het gebruikelijke dubbel railsysteem slechts uitkan voor vermogens veel groter dan
de vermogens die via de 110/150kV railsystemen naar het onderliggende net worden geleverd.
Komt de projectgroep tot de conclusie dat er voor railsystemen in netten met een spanning van 110/150kV
een uitzondering nodig is ten opzichte van de enkelvoudige storingsreserve eisen die zijn vastgelegd in de
huidige E-wet, artikel 31, lid 12 en 13.
De projectgroep komt tot de volgende aanbevelingen ten aanzien van de enkelvoudige storingsreserve
voor railsystemen in netten met een spanning van 110/150kV tijdens volledig in bedrijf zijnd net:
A. Railsystemen in netten met een spanning van 110/150kV zijn uitgezonderd van de eis te
functioneren met enkelvoudige storingsreserve indien de belasting in het onderliggende net kleiner
is dan 100MW;
B. Bij een enkelvoudige storing aan het railsysteem is een onderbreking van belasting in het
onderliggende net toegestaan mits de onderbroken aansluitingen binnen 10 minuten kunnen
worden omgeschakeld naar het nog ongestoorde railsysteem .
Toelichting aanbeveling A
Aanbeveling A zorgt er voor dat de huidige praktijk van het bedrijfvoeren van 110/150kV railsystemen
doorgezet kan worden voor vermogens kleiner dan 100MW. Investeren in een voor enkelvoudige
storingsreserve noodzakelijke railbeveiliging is immers niet doelmatig op basis van de uitgevoerde MKBA.
Toelichting aanbeveling B
In aanbeveling B wordt een onderbreking van belasting toegestaan mits de onderbroken aansluitingen
binnen 10 minuten kunnen worden omgeschakeld. Deze uitzondering is noodzakelijk om doelmatig gebruik
te kunnen maken van de in hoofdstuk 6 aanbevolen uitzondering van 100MW en 10 minuten. Deze
uitzondering geldt voor iedere aansluiting tussen het 110/150kV net en het onderliggende net.
Op één railsysteem kunnen echter gelijktijdig meerdere aansluitingen naar het onderliggende net
functioneren waardoor de totale onderbroken belasting bij een railstoring groter kan zijn dan 100 MW. Elke
aansluiting afzonderlijk echter moet in 10 minuten omgeschakeld kunnen worden naar het nog in bedrijf
zijnde railsysteem.

pagina 70 van 93

8.8.2 Enkelvoudige storingsreserve railsystemen bij onderhoud
De conclusies zijn opgedeeld in netten met een spanning van 110/150kV en netten met een spanning van
220kV en hoger. Dit is conform de huidige E-wet en Codes.
Netten met een spanning van 220kV en hoger
Doortransport:
In de huidige praktijk functioneren de railsystemen in netten met een spanning van 220kV en hoger tijdens
onderhoud niet altijd met enkelvoudige storingsreserve. Deze praktijk sluit goed aan bij Netcode artikel
5.5.2.2 waarin gesteld wordt dat uitval van het laatst in bedrijf zijnde railsysteem in een station
uitgezonderd is van de enkelvoudige storingsreserve. Bij verlies van het laatste in bedrijfzijnde railsysteem
zullen echter ook alle (inter)nationale doortransporten die het station passeren via alternatieve routes in het
220/380kV netwerk gaan lopen.
In de meeste gevallen leidt het "verschuiven" van de (inter)nationale doortransporten niet tot problemen
daar er door de aanwezige ringstructuren voldoende capaciteit is op alternatieve routes. Indien deze
alternatieve routes niet voldoende capaciteit hebben zal er een cascade uitval ontstaan van 220/380kV
verbindingen. Hierdoor blijft een eventuele uitval van productie en belasting niet beperkt blijft tot het directe
voorzieningsgebied van het 220/380kV station waar de uitval van het laatst in bedrijfzijnde railsysteem
optrad. Afhankelijk van de optredende overbelastingen kan deze cascade uitval zich buiten de
landsgrenzen uitbreiden.
Gezien:
• De groei van grootschalige duurzame opwekking in Nederland maar vooral ook buurland Duitsland;
• De door het SEV gestimuleerde verhuizing van grootschalige conventionele productiefaciliteiten
naar de randen van het Nederlands 220/380kV net;
acht de projectgroep het van belang dat doortransporten ook gedurende onderhoud aan railsystemen
voldoende gewaarborgd zijn. Voldoende is hierbij gedefinieerd als: er zullen geen cascade onderbrekingen
van productie en belasting plaatsvinden op andere 220/380kV stations dan het 220/380kV station dat
getroffen wordt door een railstoring.
De projectgroep beveelt aan het volgende kwaliteitscriterium in wet- en regelgeving op te nemen:
Tijdens onderhoud aan railsystemen in netten met een spanning van 220kV en hoger mag een
enkelvoudige railstoring niet leiden tot cascade onderbrekingen van productie en belasting in andere
stations met een spanning van 220kV en hoger.
Aankoppelen van grote eindgebruikers:
Net als tijdens situaties met een volledig in bedrijf zijnd net, moet ook tijdens onderhoudssituaties worden
voorkomen dat een enkelvoudige storing aan een railsysteem tot een bedreiging van de transportzekerheid
leidt als gevolg van het verlies van het gezamenlijke vermogen van de aangekoppelde generatoren.
De projectgroep komt dan ook wederom tot de conclusie dat het wenselijk is het maximale verlies aan
productie ten gevolge van een railstoring meer expliciet te borgen in wet- en regelgeving. Zij beveelt dan
ook aan het maximaal toegestane productverlies zoals gedefinieerd in hoofdstuk 8.8.1, ook van toepassing
te laten zijn voor situaties met onderhoud. Voor de situatie met onderhoud aan het railsysteem wordt dus
ook aanbevolen:
• Het maximale toegestane productieverlies ten gevolge van een railstoring toe te voegen aan de
ontwerpcriteria in regelgeving;

pagina 71 van 93

•

•

Er voor te zorgen dat de "getalswaarde" van het maximaal toegestane productieverlies alleen in
lagere regelgeving wordt opgenomen zodat deze veranderbaar is als markt- en
technologieontwikkelingen hierom vragen
Het maximaal toegestaan productieverlies als gevolg van een railstoring te beperken 1.500 MW
gezien de huidige markt en daarin aanwezige technologie.

Beleveren belasting in onderliggend net:
In de huidige praktijk functioneren de railsystemen in netten met een spanning van 220kV en hoger tijdens
onderhoud niet met enkelvoudige storingsreserve. Deze praktijk sluit goed aan bij Netcode artikel 5.5.2.2
waarin gesteld wordt dat uitval van het laatst in bedrijf zijnde railsysteem in een station uitgezonderd is van
de enkelvoudige storingsreserve. Een enkelvoudige storing aan het laatst in bedrijf zijnde railsysteem kan
echter leiden tot uitval van belasting in het onderliggende net.
Hoewel een enkelvoudige storing aan het railsysteem tijdens onderhoud in een enkel geval zelfs tot een
grootschalige onderbreking van vrijwel de gehele provincie zou kunnen leiden, zal het 220/380kV net niet
instabiel worden. Instabiliteit wordt voorkomen vanwege de door de projectgroep aanbevolen
kwaliteitscriteria op het gebied van doortransport en maximaal productieverlies. Door deze criteria kan de
onderbreking weliswaar een aanzienlijke omvang hebben maar blijft het een geïsoleerde gebeurtenis.
Daar de kans op een railstoring erg klein is, is op basis van een MKBA analyse onderzocht of het
doelmatig is te investeren in uitgebreidere railsystemen. Deze uitgebreide railsystemen voorzien ook
tijdens onderhoud van een railsysteem in enkelvoudige storingsreserve. Op basis van de MKBA,
beschreven in hoofdstuk 8.5.3, komt de projectgroep tot de conclusie dat pas vanaf belastingen rond 1.500
MW de MKBA positief begint uit te vallen voor een investering in een uitgebreider railsysteem. Dit bij een
hersteltijd van 2 uur. Hierbij wordt opgemerkt dat de statistische gegevens voor de kansbepaling beperkt
zijn hetgeen een spreiding op het genoemde break-even punt geeft. Meer statistische data is echter niet
voor handen, hetgeen logisch is gezien de kleine kans op een railstoring in verhouding tot de levensduur
van het net.
Daar belastingen van 1.500 MW en meer eigenlijk niet voor komen op de railsystemen van de huidige
Nederlandse 220/380kV stations, is vervolgens beschouwd of er naast de MKBA andere argumenten zijn
om voor het beleveren van belasting enkelvoudige storingsreserve op de railsystemen aan te houden
tijdens onderhoud. In de beschouwing is meegenomen:
• Dat de huidige leveringszekerheid van Nederland tot de top 3 van Europa behoort
• Dat railstoringen tijdens onderhoud in netten met een spanning van 110kV en hoger gemiddeld
slechts een bijdrage van 22 seconden op de totale jaarlijkse onderbrekingsduur van 30 minuten
hebben. Met andere woorden: extra investeren in uitgebreide railsystemen met enkelvoudige
storingsreserve tijdens onderhoud, zal geen noemenswaardige verbetering van de huidige
leveringszekerheid geven.
• Dat onderbrekingen vanaf een bepaalde duur per getroffen aansluiting in verhouding meer overlast
gaan veroorzaken doordat koelkasten en diepvriezen ontdooien, er niet gekookt kan worden en
temperaturen in de winter sterk gaan dalen door het uitvallen van verwarming. Een tijdlimiet zoals
de reeds bekende 6 uur uit artikel 31, lid 13 van de elektriciteitswet lijkt wenselijk.
• Dat de economische schaalgrootte van de transformatoren tussen het 220/380kV net en het
onderliggende 110/150kV net in de orde grote van 500 MVA, afgerond 500 MW, ligt. Deze
transformatoren functioneren ook bij onderhoud met enkelvoudige storingsreserve. 500 MW of een
veelvoud daarvan is daarmee een praktische en economische eenheid voor een eventuele
begrenzing van de mogelijke onderbreking.
• Dat gezien de beperkte statistische data voor de kansberekening enige marge aangehouden moet
worden ten aanzien van het break-even punt in de MKBA die het investeren in uitgebreidere

pagina 72 van 93

•

•

railsystemen afweegt. Een conservatieve invulling van deze marge, op basis van het economische
transformatorvermogen van 500 MW, geeft een grens van 1.000 MW waarboven investeren in een
uitgebreider railsysteem vanuit het oogpunt van doelmatigheid verdedigbaar wordt.
Dat de bedrijfsvoeringcentra in de eerste uren na de onderbreking de omvang van een zeer grote
onderbreking meestal sterk kunnen beperken door delen van het onderliggende 110/150kV net
anders te configureren en opnieuw in bedrijf te nemen.
Dat voor netten met een spanning van 110/150kV bij onderhoud een onderbreking van belasting is
toegestaan van maximaal 100MW en maximaal 6 uur. Dit conform de E-wet artikel 31, lid 13.

Op basis van bovenstaande beschouwingen wordt de conclusie getrokken dat:
A. Railsystemen tijdens onderhoud onder voorwaarden
1.500 MW
uitgezonderd moeten worden van enkelvoudige
storingsreserve.
B. Er vanuit het oogpunt van doelmatigheid een in vermogen en
1.000 MW
tijd begrensde onderbreking van belasting toegestaan moet
worden bij een enkelvoudige storing aan het railsysteem;
C. De maximaal toegestane onderbreking van belasting in het
500 MW
onderliggende net en bijbehorende hersteltijd begrensd moet
worden via een curve die:
• wordt bepaald door de punten:
100 MW
o 1.000 MW, 2 uur
6 uur
2 uur
o 500 MW, 2 uur
Figuur 17: toegestane onderbreking
o 100 MW, 6 uur
belasting als gevolg van een railstoring
tijdens onderhoud
• en is weergegeven in Figuur 17.
Interpretatie van de curve voor de maximaal toegestane onderbreking van belasting
Een railstoring mag nooit leiden tot een onderbreking groter dan 1.000 MW. Twee uur na de railstoring zal
de omvang van de onderbreking, door bijvoorbeeld bedrijfsvoeringmaatregelen, terug gebracht moeten zijn
naar 500 MW of minder. Verder herstel van de onderbreking vindt plaats binnen de maximale vermogentijd lijn die loopt van 500 MW, 2 uur naar 100 MW, 6 uur. Na uiterlijk 6 uur moet de gehele onderbreking
hersteld zijn.
In Figuur 17 is middels de stippellijn gevisualiseerd dat hoewel de projectgroep op basis van de MKBA en
bovengenoemde kwalitatieve argumenten 1.000 MW als grens adviseert, ook de keuze gemaakt kan
worden voor een grenswaarde van 1.500MW zoals uit de MKBA naar voren komt.
Beseft moet worden dat de onder advies C. gedefinieerde curve een enigszins arbitrair karakter heeft maar
daarvoor geldt dat elke andere invulling ook een enigszins arbitrair karakter zal hebben. De curve geeft een
een optimum weer tussen doelmatigheid van investeringen en praktisch realiseerbare hersteltijden versus
een acceptabel risico voor grootschalige onderbrekingen als gevolg van een railstoring tijdens onderhoud.
Netten met een spanning van 110/150kV
Doortransport: niet van toepassing
Aankoppelen van grote eindgebruikers
Hoewel de generatoren aangesloten op 110/150kV netten vaak kleiner in vermogen zijn dan degenen
aangesloten op de 220/380kV netten, kunnen op bepaalde stations toch aanzienlijke productievermogens
aangesloten zijn. De projectgroep komt dan ook tot de conclusie dat het wenselijk is het voor de 220/380kV
voorgestelde ontwerpcriterium "maximaal toegestaan verlies productie ten gevolge van een enkelvoudige
railstoring" ook van toepassing te verklaren voor de railsystemen op 110/150kV.

pagina 73 van 93

Belevering belasting onderliggend net
Het overgrote merendeel van de railsystemen in netten met een spanning van 110/150kV voedt een
onderliggend met een belasting kleiner dan 250 MW. Echter de 110/150kV stations die via transformatoren
direct gekoppeld zijn aan het 220/380kV net kunnen bij volledige uitval van de railsystemen het betreffende
110/150kV deelnet uiteen laten vallen. De railsystemen op deze stations zijn namelijk het verdeelpunt waar
het grote vermogen van het 220/380kV net binnenkomt en verdeelt wordt over de verbindingen en stations
van het 110/150kV deelnet. De onderbreking van belasting die kan ontstaan is in omvang en tijdsduur
vergelijkbaar met de onderbreking van belasting die ontstaat als het bijbehorende 220/380kV station
uitvalt.
De conclusie luidt dan ook dat ten aanzien van de belasting dezelfde voorwaarden voor uitzondering van
het aanhouden van enkelvoudige storingsreserve gehanteerd moeten worden als bij de railsystemen in
netten met een spanning van 220kV en hoger.
Aanbevolen wordt dat:
A. Railsystemen tijdens onderhoud onder voorwaarden uitgezonderd moeten worden van
enkelvoudige storingsreserve.
B. Er vanuit het oogpunt van doelmatigheid een in vermogen en tijd begrensde onderbreking van
belasting toegestaan moet worden bij een enkelvoudige storing aan het railsysteem;
C. De maximaal toegestane onderbreking van belasting in
het onderliggende net en bijbehorende hersteltijd
1000 MW
begrenst moet worden via een curve die:
• wordt bepaalt door de punten:
o 1.000 MW, 2 uur
o 500 MW, 2 uur
o 100 MW, 6 uur
500 MW
• en is weergegeven in Figuur 18

100 MW
2 uur

6 uur

Figuur 18: toegestane onderbreking
belasting als gevolg van een railstoring
tijdens onderhoud

8.9

Direct met het railsysteem verbonden koppelvelden en beveiligingen

Railsystemen worden aan elkaar gekoppeld middels zogenaamde koppelvelden. In netten worden
belastingen, generatoren en verbindingen verbonden met een railsysteem middels een "veld". Dit veld is
een samenstel van scheiders, aarders, vermogensschakelaar, meetinstrumenten en beveiligingen die er
voor zorgen dat:
• Gestoorde delen van het net automatisch afgeschakeld worden zodat de rest van het net blijft
functioneren;
• Delen van het net gescheiden en geaard kunnen worden zodat er veilig aan deze delen gewerkt
kan worden.
Een veld is vergelijkbaar met een "groep" in de meterkast thuis.

pagina 74 van 93

Het "koppelveld" is een veld dat twee railsystemen met elkaar verbindt. Dit veld zorgt er voor dat de
railsystemen met enkelvoudige storingsreserve kunnen functioneren. Immers bij een fout aan één van de
railsystemen zal het koppelveld automatisch openen en daardoor het nog "gezonde" railsysteem zonder
onderbreking laten functioneren.
Het koppelveld bevat echter zoals ieder veld componenten die ook kunnen storen. Als dit gebeurt zijn er
grofweg twee scenario's mogelijk:
1. Een component functioneert niet op het moment dat dat nodig is om een fout in een van de
railsystemen af te schakelen;
2. De gestoorde component introduceert een sluiting in het koppelveld die moet worden
afgeschakeld.
Beide situaties hebben tot gevolg dat de railsystemen aan beide zijden van het koppelveld volledig worden
afgeschakeld door andere beveiligingen. Met andere woorden er ontstaat hetzelfde effect als bij het
gelijktijdig storen van twee railsystemen.
Opgemerkt wordt dat het beschreven risico van de koppelvelden speelt bij volledig in bedrijf zijnd net en
niet bij onderhoud. Bij onderhoud staan de koppelvelden open om een veilige scheiding te hebben tussen
het railsysteem in onderhoud en het railsysteem dat in bedrijf is. In deze situatie staat het koppelveld niet
onder spanning en ontstaan er geen storingen. Bij normaal bedrijf is het koppelveld echter gesloten om een
optimale enkelvoudige storingsreserve in het net te bewerkstelligen. In deze gesloten bedrijfstoestand kan
een storing in het koppelveld wel leiden tot uitschakeling van beide railsystemen.
Naast de koppelvelden zouden in theorie ook storingen aan een railbeveiliging kunnen leiden tot het geven
van onterechte uitschakelbevelen met als gevolg dat meerdere railsystemen spanningsloos worden. Door
de ontwikkeling van digitale logica, self check functies en vele voorwaarden waaraan voldaan moet zijn
voor het beveiligingsrelais een uitschakelcommando geeft, is de kans op onterechte uitschakelbevelen de
afgelopen jaren echter vrijwel tot nul gereduceerd.
8.9.1 Kans op risicovol storen van het koppelveld
In het koppelveld zijn de vermogensschakelaar en de stroomtransformatoren de componenten die bij
storen het grootste risico geven op afschakelen van beide railsystemen. Op basis van de Nestor database
waarin alle storingen van netten met een spanning van 110kV en hoger zijn opgenomen voor de jaren
2008 tot en met 2012 zijn de volgende storingsfrequenties te bepalen:
• Vermogensschakelaar: eens per 350 jaar
• Stroomtransformator: eens per 1100 jaar per veld
De genoemde storingsfrequenties bevatten alle mogelijke storingen. Zeker in het geval van de
vermogensschakelaar zijn er veel storingen die niet leiden tot het afschakelen van beide railsystemen.
Bij zowel de vermogensschakelaar als de stroomtransformatoren leidt alleen een interne isolatiefout met
explosie van de component direct tot afschakelen van beide railsystemen. Alle overige storingen kunnen er
toe leiden dat de component niet goed werkt tijdens een railstoring maar dan moet er en een railstoring zijn
en de component in het koppelveld falen. In deze situatie is er sprake van gelijktijdig optredende,
onafhankelijke storingen hetgeen niet meer onder een enkelvoudige storing valt en dus buiten de scope
van de enkelvoudige storingsreserve ligt.
De kans dat een vermogensschakelaar of stroomtransformator in een koppelveld faalt door een interne
sluiting met directe afschakeling van beide railsystemen is slechts een klein percentage van de genoemde
storingsfrequentie. Op basis van haar risico gebaseerde instandhoudingstrategie zal de netbeheerder

pagina 75 van 93

immers lagere storingskansen realiseren op haar koppelvelden dan de andere velden. De effecten van een
falend koppelveld zijn groter dan bij een gewoon veld dus de kans moet omlaag voor een vergelijkbaar
risico.
De kans op het gelijktijdig uitvallen van een twee railsystemen door het storen van het koppelveld is dan
ook kleiner dan de kans op een railstoring tijdens onderhoud.

8.9.2 Mogelijke alternatieven
De alternatieven om te voorkomen dat er grote onderbrekingen ontstaan als er door een storing in het
koppelveld twee railsystemen uitvallen, kennen twee principiële oplossingsrichtingen:
1. Het koppelveld wordt voorzien van dubbele vermogensschakelaars en redundante meetpunten
2. Een uitgebreider railsysteem zoals een triple railsysteem of 3/2 schakelaarsysteem waarbij het
effect van het falen van het koppelveld opgevangen wordt in de storingsreserve van het
railsysteem.
Ten aanzien van de eerste oplossingsrichting wordt opgemerkt dat het introduceren van extra
componenten de faalkans van het koppelveld evenredig doet stijgen. Belangrijk is ook de kans op extra
fouten in het ontwerp en functioneren van de bijbehorende complexe beveiliging.
Ten aanzien van de tweede oplossingsrichting wordt opgemerkt dat dit dezelfde alternatieven zijn als die
worden genomen om enkelvoudige storingsreserve tijdens onderhoud aan het railsysteem te realiseren.

8.9.3

Conclusies en aanbevelingen voor koppelvelden en beveiligingen in nieuwe situaties

Conclusies:
• De verwaarloosbare kans dat een enkelvoudige storing in de railbeveiliging leidt tot het onterecht
gelijktijdig afschakelen van meerdere railsystemen;
• de zeer kleine kans dat twee railsystemen gelijktijdig worden afgeschakeld door een storing in het
koppelveld;
• het voor railsystemen tijden onderhoudssituaties geaccepteerde risico (hoofdstuk 8.8.2).
Aanbevelingen:
A. Railbeveiligingen uit te zonderen van de eis tot enkelvoudige storingsreserve
B. Voor koppelvelden tijdens volledig in bedrijf zijnd net dezelfde uitzonderingen op de eis van
enkelvoudige storingsreserve toe te staan als zijn aanbevolen voor railsystemen tijdens
onderhoudsituaties.

8.10 Conclusies voor railsystemen en koppelvelden in bestaande situaties
Met voorgestelde nieuwe en ten opzichte van de huidige praktijk verzwaarde enkelvoudige storingsreserve
criteria, zullen een aantal bestaande railsystemen en koppelvelden niet voldoen. Aanpassen van deze
bestaande situaties aan de nieuwe kwaliteitscriteria vergt naast een zekere doorlooptijd en investering ook
een afweging tussen het risico van aanpassing en de te behalen winst in termen van een betrouwbaarder
elektriciteitsvoorziening. De projectgroep komt tot de conclusie dat alleen al op basis van benodigde
doorlooptijd voor aanpassing, de bestaande situatie voorlopig uitgezonderd moet worden van de nieuwe
kwaliteitscriteria.
Een grove inventarisatie van de bestaande situatie levert op dat er twee groepen van benodigde
aanpassingen te onderscheiden zijn:

pagina 76 van 93

• Het aanbrengen van railbeveiliging op 110/150kV stations met een belasting van 100MW en meer;
• Het uitbreiden van railsystemen in de netten met een spanning van 110kV en hoger om te voldoen
aan de eisen van enkelvoudige storingsreserve bij onderhoud.
De eventueel benodigde aanpassing van bestaande koppelvelden speelt op dezelfde stations als waar de
benodigde aanpassing van het railsysteem speelt..

8.10.1 Kosten van aanbrengen railbeveiliging op bestaande 110/150kV station met belasting ≥ 100
MW
Op basis van de belastingontwikkeling vermeld in het TenneT Kwaliteit en Capaciteitsplan 2011, zijn er 63
stations met een belasting van 100 MW of meer. Hiervan zijn 32 stations reeds voorzien van een
railbeveiliging of hebben geen meervoudige railsystemen en koppelvelden.
Het aanbrengen van alleen de railbeveiliging apparatuur in de secundaire installatie van de overgebleven
31 stations vergt op basis van eenheidskentallen een investering van ongeveer 9 M€.
Voor een werkende railbeveiliging moeten er echter ook voor deze beveiliging geschikte primaire
stroomtransformatoren geplaatst worden. Op de betreffende 31 stations zullen ongeveer 850
stroomtransformatoren voortijdig vervangen moeten worden met een vervangingswaarde van bijna 20 M€.
Op basis van het TenneT bedrijfsmiddelen register en de verwachte restlevensduur van deze
stroomtransformatoren zullen de aankomende jaren echter een aanzienlijk aantal van deze
stroomtransformatoren vervangen worden vanwege veroudering. In de TenneT projectplanning is voor de
aankomende tien jaar reeds de vervanging van 260 stuks van deze populatie stroomtransformatoren
voorzien. Tevens zullen uiterlijk in 2030 alle stroomtransformatoren in de HS/MS-transformatorvelden
vervangen moeten zijn voor nauwkeuriger meettransformatoren conform de afspraken ten aanzien van de
implementatie van de Meetcode.
De wegens veroudering en Meetcode veroorzaakte noodzakelijke vervangingen van
stroomtransformatoren zullen worden uitgevoerd met stroomtransformatoren die geschikt zijn voor
railbeveiliging. Er zijn in 2030 dan nog 378 stroomtransformatoren op de 31 stations die niet geschikt zijn
voor railbeveiliging. Deze moeten dan voortijdig vervangen worden. De vervangingswaarde van deze
populatie is bijna 9 M€ op basis van standaard vervangingskosten ter hoogte van 23 k€ per
stroomtransformator. Tien jaar later, in 2040, is het aantal vroegtijdig te vervangen stroomtransformatoren
op basis van de verwachte levensduur teruggelopen naar 225 stuks met een vervangingswaarde van ruim
5 M€. In 2050 is er nog sprake van 93 stroomtransformatoren die voortijdig vervangen moeten worden met
een vervangingswaarde van ruim 2 M€.
Hoewel er risico’s gepaard gaan met het vervangen van een stroomtransformator, zijn dit relatief beperkte
risico's omdat het hier gaat om aanpassingen in een veld en niet van een railsysteem waar meerdere
velden mee zijn verbonden. Een railbeveiliging daarentegen draagt wel significant bij in het reduceren van
de omvang van de onderbreking indien een railstoring optreedt. Daarnaast zorgt de snelle reactietijd van
een railbeveiliging er ook voor dat er een minder lange spanningsdip is bij een kortsluiting aan het
railsysteem. Hierdoor worden minder industriële aangeslotenen in de omtrek van het station getroffen
worden door de effecten een spanningsdip.
De voordelen van de railbeveiliging zijn voldoende groot om de overgangstermijn te beperken. Voorgesteld
wordt de exacte overgangstermijn uit te werken na acceptatie van de wetaanpassing en bij de
wetaanpassing alleen op te nemen dat er een overgangstermijn moet zijn voor bestaande situaties.

pagina 77 van 93

8.10.2 Aanpassen bestaande railsystemen ten behoeve van storingsreserve tijdens onderhoud
Op basis van een expert judgement analyse zijn de verschillende bestaande 220/380kV stations en de
direct daarmee gekoppelde 110/150kV stations beoordeeld. De beoordeling vond plaats aan de hand van
de drie onderdelen: doortransport, productie en belasting, die bepalen of het betreffende railsysteem
aangepast moet worden voor enkelvoudige storingsreserve tijdens onderhoud. Bij de analyse hebben de
experts reeds rekening gehouden het gereed komen van de RCR-projecten: Randstad 380kV, Zuid West
380kV en het 380kV station Breukelen.
Tabel 7: grove expert inschatting van het aantal bestaande stations waarvan de railsystemen niet voldoen aan de
nieuwe kwaliteitscriteria

Inschatting aantal bestaande stations met een aan te passen railsysteem op basis nieuwe criteria
Spanning
Doortransport
Productie
Belasting
Aanpassen
220/380 kV

7

0

2
Overlap doortransport: 2

7

110/150 kV

n.v.t.

0

3

3

Bovenstaande Tabel 7 is slechts een eerste inschatting. Voor een nauwkeurige bepaling zijn omvangrijke
netberekeningen nodig. Indien de aanbevelingen voor de nieuwe kwaliteitscriteria worden overgenomen,
zullen alle railsystemen elke twee jaar getoetst op deze criteria getoetst worden in de reguliere cyclus voor
het opstellen van het Kwaliteit en Capaciteit Document.
Zoals in hoofdstuk 8.5.4 reeds is aangegeven moet het aanpassen van bestaande railsystemen alleen
gedaan worden op een natuurlijk moment of op basis van de transportzekerheid.
Belangrijk bij de overweging tot versneld aanpassen is het verhoogde risico dat samenhangt met de
ombouw van een in bedrijf zijnd railsysteem. Het risico op grootschalige onderbreking tijdens de ombouw
van een station is vergeleken met het normale, aan onderhoud gerelateerde risico op een railstoring
Geconcludeerd wordt dat het risico van ombouw vergelijkbaar is met 35 tot 40 jaar normaal onderhoud. Het
extra risico dat gelopen wordt vanwege het versneld ombouwen is bijna net zo groot als het totale risico dat
gelopen wordt gedurende het normaal onderhoud over de gehele levensduur van de meeste apparatuur op
een station.
Ook vanuit een MKBA oogpunt kan een versnelde aanpassing niet verdedigd worden. Het aanpassen van
een bestaand railsysteem vergt ongeveer een factor vijf meer investeringen dan een uitgebreid railsysteem
in een nieuwe installatie. De investeringen bedragen daarmee zo'n 15-30 M€ per aan te passen station
onder de voorwaarde dat er voldoende planologische ruimte is. Zoals in hoofdstuk 8.5.3 is verwoord, valt
de MKBA voor een uitgebreider railsysteem in nieuwe situaties pas positief uit vanaf ongeveer 1.500 MW.
Met een factor vijf hogere kosten betekent dit dat de MKBA voor aanpassen van een bestaand railsysteem
pas verdedigbaar is van zo'n 7.500 MW hetgeen de helft is van het totale verbruik van Nederland.
Op basis van bovenstaande is de conclusie dat het versneld aanpassen van railsystemen niet wenselijk is
tenzij de transportzekerheid bedreigt wordt door toename van de doortransporten of productie.

8.10.3 Aanbevelingen
Voor de bestaande situaties wordt het volgende aanbevolen:
A. In de wetgeving op te nemen dat er een overgangstermijn moet komen waarin de bestaande
railsystemen uitgezonderd zijn van de nieuwe eisen.

pagina 78 van 93

B. Na acceptatie van het wetsvoorstel in lagere regelgeving de overgangstermijn en bijbehorende
voor waarden verder uit te werken.

pagina 79 van 93

9

Risico lange hersteltijden bij met kabel aangesloten uitlopers, GISinstallaties en HS/MS-transformatoren

9.1

Samenvatting en advies

Uitlopers in het 110/150kV-net welke geheel of gedeeltelijk zijn aangesloten met kabel dragen inherent het
risico op een langdurige onderbreking. Dit in geval van een meervoudige niet beschikbaarheid van circuits
(storing gedurende reparatie nevencircuit) en als gevolg van de lange reparatieduur.
GIS-installaties dragen eveneens een risico op een langdurige onderbreking omwille van dezelfde reden. In
een vermaasd net ligt het risico bij het niet beschikbaar raken van beide railsystemen. Bij GIS-installaties in
een uitloper ligt de kans van optreden nog iets hoger omdat ook het verlies van de twee voedende circuits
of afgaande transformatorvelden tot een langdurige storing kan leiden.
Ook bij het niet beschikbaar zijn van een HS/MS-transformator en een storing aan de neventransformator
of in de keten hiervan (HS- of MS-veld, HS- of MS- aansluitkabel) kan een langdurige storing optreden. De
kans hierop is klein als gevolg van de zeer beperkte tijdsduur dat één van de transformatoren niet
beschikbaar is door revisie of vervanging en de kleine kans dat op hetzelfde moment een storing optreedt.
Alternatieven
• Alternatieven voor kabels zijn er eigenlijk niet, anders dan de uitbreiding met meer circuits. De
hersteltijd kan tot een minimum worden teruggebracht door een goede voorbereiding. Ondanks goede
voorbereiding is 48 uur een gebruikelijke hersteltijd voor moderne kabeltechnieken.
• Bij nieuwe GIS-installaties kan de langdurige onderbreking worden voorkomen door er conceptueel
rekening mee te houden en te investeren in een uitgebreidere installatie (opdeling installaties,
toepassen brandwerendheid). Bij bestaande installatie moet de oplossing worden gevonden in
voorbereide voorzieningen om de installatie te overbruggen.
• Het beschikbaar hebben van transformatoren, die in geval van nood verplaatst kunnen worden naar
het station met de calamiteit, en het gereed hebben van plannen welke transformator waarvoor en hoe
beschikbaar gemaakt kunnen worden.
Afwegingscriteria
Bij de afweging is rekening gehouden met de geringe kans van optreden en de hoge kosten voor het
versterken van alle uitlopers. Tevens is rekening gehouden met de eerdere keuze van de Minister om niet
generiek over te gaan tot de versterking van alle uitlopers, maar een risicogedreven benadering te
hanteren. Tevens is gelet op de politieke en maatschappelijke onrust die ontstaat bij een langdurige
onderbreking zoals bij de Bommelerwaard en Haaksbergen.
Conclusies
• Ook in het geval van een zeer kleine kans van optreden is het ontstaan van een langdurige
onderbreking van de levering heden ten dage onacceptabel. Een norm voor een maximale
onderbrekingsduur van 48 uur is daarom gewenst.
• Bestaande, uitfaserende kabeltechnieken gebaseerd op oliedruk hebben een uitzondering nodig op de
eis van 48 uur. Voor deze kabels is de reparatietijd en dus hersteltijd van een onderbreking maximaal 4
dagen. De beperkte toename in maximale onderbrekingsduur in combinatie met de zeer kleine kans en
het uitfaserende karakter van deze kabels geeft een begrensd risico dat acceptabel wordt geacht.
• Voor transformatoren kan op basis van het geringe risico op een langdurige onderbreking bij revisie en
vervanging een maximale onderbreking worden toegestaan van 100 MW gedurende maximaal 48 uur.

pagina 80 van 93

•

Voor nieuwe GIS-installaties betekent de norm van 48 uur meerkosten van circa 15%. De
consequenties voor het bestaande net zijn, met toepassing van een overgangsmaatregel, ook beperkt
in omvang. De overgangmaatregel is van toepassing op GIS-installaties gevoed door UGD-kabels.
Voldoen aan de nieuwe eis betekent een aanpassing van zes netuitlopers en totaal kosten van circa 45
miljoen Euro.

Voorstel ontwerpcriteria tijdens vervanging, reparatie of modificatie
Voor netuitlopers, GIS-systemen en HS/MS-transformatoren in nieuwe situaties:
• Tijdens volledig in bedrijf zijnd 110/150kV net een onderbreking van maximaal 100MW gedurende
maximaal 10 minuten toegestaan conform algemene regel op 110/150kV.
• Tijdens onderhoud in 110/150kV netten een maximale onderbreking toegestaan van 100MW,
gedurende maximaal 6 uur conform huidige E-wet.
• Bij reparatie, vervanging en modificatie een maximale onderbreking van 100 MW, gedurende
maximaal 48 uur.
48 uur is gebaseerd op de reparatietijd voor kunststof kabeltechnologie en vervangingstijd voor
transformatoren. GIS-installaties zouden in 48 uur overbrugd moeten kunnen worden door het "kappen"
van kabels en doorverbinden naar de HS/MS-transformator.
Voor bestaande situaties:
• Bij reparatie, vervanging en modificatie van kabels in netuitlopers een maximale onderbreking van
100MW, gedurende maximaal 4 dagen (op basis reparatietijd oliedruk-kabels).
• Bij reparatie en modificatie van bestaande GIS-systemen op 110/150kV een maximale
onderbreking van 4 dagen (op basis overbruggingstijd bij oliedruk-kabels)
• Een overgangstermijn voor oplossen van de langere hersteltijd van netuitlopers alleen gevoed door
UGD-kabel.
Opgemerkt wordt dat de kans dat er daadwerkelijk een langdurige onderbreking plaatsvindt bij een
reparatie, vervanging of modificatie zeer klein is. In het ongelukkige geval dat daadwerkelijk een
onderbreking plaatsvindt met een lange herstelduur, wordt reactief via inzet van noodstroom aggregaten
een deel van de belasting tussentijds van spanning voorzien worden. Zoals door de minister gerapporteerd
aan de Tweede Kamer, staan (op basis van het E-Bridge rapport) de benodigde investeringen voor het
proactief grootschalig inzetten van noodstroom aggregaten niet in verhouding tot het risico. Wel denkt de
sector dat er geïnnoveerd kan worden in concepten en faciliteiten die het sneller en grootschaliger
aansluiten van noodstroom aggregaten mogelijk maken.

9.2

Inleiding

Het gebruik van ondergrondse kabelverbindingen heeft voor- en nadelen ten opzichte van het gebruik van
bovengrondse lijnverbindingen. Het belangrijkste voordeel is de landschappelijke inpassing en daarmee
gepaard gaande maatschappelijke acceptatie. Een belangrijk nadeel van kabelverbindingen is de relatief
lange herstel/reparatietijd ten opzichte van lijnverbindingen.
Vergelijkbare voor- en nadelen gelden ook voor het gebruik van GIS-verdeelsystemen. Deze compacte
systemen maken het mogelijk HS-stations te stichten binnen een relatief kleine ruimte. Nadelen echter
liggen ook in de lange hersteltijden als (een deel van) de GIS-installatie geopend moet worden of erger
verloren gaat. Nadat een deel van de GIS installatie geopend is geweest, zal dit deel eerst een twintigtal
uren geconditioneerd moeten worden alvorens het weer onder spanning gebracht kan worden.

pagina 81 van 93

Met het toenemende gebruik van kabels en GISsystemen op het 110kV en 150kV netvlak is het van
belang dat de risico's die samenhangen met de relatief
lange hersteltijden worden begrepen en bewust worden
geaccepteerd of (gedeeltelijk) gemitigeerd met een
verhoogd kostenniveau. Het risico op een lange
onderbrekingsduur speelt bij met kabels aangesloten
netuitlopers (Figuur 19) en bij GIS-installaties in het
algemeen. De lange onderbrekingsduur is het gevolg
van de benodigde hersteltijd bij reparatie van deze
Figuur 19: voorbeeld typische netuitloper
technieken. Bij falen tijdens onderhoud of totale verlies
van een GIS-installatie door bijvoorbeeld brand kan eenvoudig een onderbreking van de levering ontstaan
> 48 uur.
Ook in het geval dat beide transformatoren niet beschikbaar zijn ontstaat gemakkelijk een langdurige
storing dit als gevolg van reparatieduur bij revisiewerkzaamheden aan een transformator of benodigde tijd
voor een transformator-uitwisseling.

9.3

Huidige leveringszekerheid

In het Nederlandse 110/150kV-net komen circuit circa 75 netuitlopers voor. Deze voeden gezamenlijk
ongeveer 1/3 van de totale vraag. Netuitlopers kennen een aantal verschijningsvormen die hier onder aan
de hand van Figuur 20 toegelicht worden.
Netuitloper vorm A staat ook wel bekend als een "Steekverbinding". In deze uitvoeringsvorm wordt een HSstation in een verzorgingsgebied gevoed vanuit één enkel ander HS-station middels twee kabels of een
bovengrondse hoogspanningslijn met twee circuits. Indien er in het verzorgingsgebied geen HSschakelinstallatie staat en de kabels of bovengrondse lijnen direct aangesloten worden op een HS/MStransformator, staat de netuitloper bekend als uitvoeringsvorm "transformator op steel" .

A
B1
B

B2

Figuur 20: Uitvoeringsvormen uitlopers

Netuitloper type A bestaat ook in de vorm van een aansluiting van de Regionale Netbeheerders. In dit
geval ligt de "knip" van de "aansluiting" op het voedende HS-station en gaan er twee kabels of
bovengrondse lijnen naar twee HS/MS-transformatoren die het verzorgingsgebied voeden. Er bevindt zich
geen HS-schakelinstallatie in het voedingsgebied. Deze uitvoeringsvorm staat ook bekend onder de naam

pagina 82 van 93

"verlengde aansluiting". Verschil met de uitvoeringsvorm "transformator op steel" is slechts juridisch en
gelegen in de lokatie van de "knip" van de "aansluiting". In het geval van een verlengde aansluiting ligt de
"knip" op het voedende HS-station, bij een "transformator op steel" ligt de "knip" op de voedende klemmen
van de HS/MS-transformator in het verzorgingsgebied.
Netuitlopers met uitvoeringsvorm B1 en B2 staan bekend onder het type "Inlussing". (B1 veelal inlussing in
bovengrondse lijn verbinding en B2 veelal inlussing in ondergrondse kabelverbinding. Bij een "inlussing"
wordt het HS-station in het verzorgingsgebied gevoed vanuit twee andere HS-stations maar per station met
slechts één verbinding. Het HS-station in het verzorgingsgebied (de uitloper) kent dan ook net zoals bij
uitvoeringsvorm A maar twee voedende circuits.
Meest kwetsbaar zijn de netuitlopers met steekverbindingen uitgevoerd als lange bovengrondse lijnen
(common cause) en inlussingen door middel van lange kabelverbindingen in verband met reparatieduur.
Tenslotte vormen GIS-installaties in het algemeen en bij uitlopers in het bijzonder een risico op een lange
onderbreking duur. Dit in geval delen van het railsysteem voor reparatie geopend zijn of indien een
installatie geheel of gedeeltelijk verloren gaat door bijvoorbeeld brand.

9.3.1 Hersteltijden kabels en GIS
De hersteltijden zijn een maat voor het risico op langdurige onderbreking van de levering. Onderstaande
tabel geeft per kabeltechnologie de minimale hersteltijden voor kabelreparaties onder gunstige
omstandigheden, het werken met meerdere parallelle kabelreparatie-teams en 24/7 inzet.

Kabeltechnologie
Kunststofkabel
Oliedrukkabel
Uitwendige gasdrukpijpkabel (UGD)

hersteltijd bij
storing
36 – 42 uur
62 - 84 uur
261 - 270 uur

hersteltijd bij geplande
activiteit
26 - 32 uur
52 - 74 uur
251 - 260 uur

Bovenstaande tijden worden langer in het geval de kabels op een GIS-installatie zijn aangesloten. Voor het
testen van de gerepareerde kabel kan het voorkomen dat het spanningstransformator compartiment van de
GIS installatie geopend moet worden en vervolgens weer gesloten en geconditioneerd.
Bij het open en reviseren van delen van een GIS-installatie moet rekening gehouden worden met de
conditioneringtijd die bovenop de reparatietijd van de GIS-installatie komt. Voor een goed voorbereide
reparatie aan een GIS-systeem dat geopend moet worden, is een hersteltijd van 1 à 2 dagen gebruikelijk
indien de reparatie abrupt moet worden afgebroken bij een calamiteit.

9.4

Leveringszekerheid tijdens normaal bedrijf

Bij normaal bedrijf (volledig in bedrijf zijnd net) kan alleen een common cause failure aanleiding geven voor
een onderbreking van de levering. Aanleidingen hiervoor zijn bij kabel bijvoorbeeld het slaan van
damwandprofielen en brand in geval van een GIS-installatie in een gebouw. Deze fenomenen hebben een
geringe kans van optreden, maar wel een groot effect op de samenleving.

pagina 83 van 93

9.5

Leveringszekerheid tijdens reparatie, vervanging of modificatie

Het risico op langdurige onderbreking van de transportdienst bij netuitlopers hangt samen met het
potentieel falen van de redundante kabel of het redundante GIS-veld, in geval van een uitloper, gedurende
een reparatie of aanpassing van de eerste kabel of veld. Dit risico speelt met name voor netuitlopers
doordat deze slechts twee verbindingen hebben en er bij het gezamenlijk uit bedrijf raken van deze
verbindingen geen enkele mogelijkheid is om nog (een gedeelte van) het vermogen van of naar het station
te brengen. Een langdurige onderbreking van de aangeslotenen kan het gevolg zijn.
In de praktijk kunnen een drietal hoofdsituaties onderkend worden waarin zich het risico op lange
hersteltijden kan manifesteren tijdens reparatie, vervanging of modificatie.
Storing in de redundante verbinding gedurende:
1.

het repareren van een storing aan de eerste verbinding

2. een reconstructie van de eerste verbinding;
3. een vervanging of revisie van de eerste verbinding;

9.5.1 Storing gedurende reparatie eerste storing
Wettelijk gezien valt deze situatie buiten het ontwerpcriterium van enkelvoudige storingsreserve (er is
namelijk geen tijdsduur gedefinieerd waarbinnen een storing moet zijn hersteld, gedurende de storing is het
net niet meer bestand tegen een tweede storing) en hoeven er in het ontwerp en de bedrijfsvoering geen
maatregelen genomen te worden. In de praktijk is er echter altijd de kans op de tweede storing met een
mogelijk lange onderbreking als gevolg.
In de wetgeving kent situatie 1 ook een grijs gebied daar er ook storingen aan kabels zijn, zoals
bijvoorbeeld olielekkage, waarbij de reparatie op een acceptabele termijn gepland kan worden. Het
onderscheid storing versus reparatie is in deze situatie minder duidelijk.

9.5.2 Reconstructie en vervanging
Bij de situaties 2 en 3, is er in principe sprake van een geplande risicovolle situatie doordat één van de
verbindingen of GIS velden gepland uit bedrijf genomen wordt voor een modificatie. Aanleiding voor de
reparatie/vervanging of modificatie kan komen van een extern gewenste reconstructie van het huidige tracé
of kan komen door het noodzakelijk vervangen van verouderde delen van de kabel of GIS-installatie. Deze
reparatie/vervanging of modificaties nemen bij een goede voorbereiding en 24/7 werken, enkele dagen tot
in totaal 2-3 weken in beslag. Gedurende deze tijd is er geen enkelvoudige storingsreserve voor de uitloper
en zal het volledige vermogen (belasting en opwek) uitvallen bij een fout in de overgebleven verbinding.
De hersteltijd in situaties 2 t/m 4 is sterk afhankelijk van de situatie en locatie. Het kan bijvoorbeeld zijn dat
een storing aan de nog in bedrijf zijnde verbinding snel is op te lossen waarmee herstel binnen enkele uren
kan plaatsvinden. Het kan ook zijn dat het GIS-station van de uitloper overbrugd kan worden door een
bovengrondse hoogspanningslijn tijdelijk direct door te verbinden met een transformator. Bij een goede
voorbereiding kan ook dit binnen 24 uur geregeld zijn. Het kan echter ook zijn dat er sprake is van een
falende UGD-kabel, direct aangesloten op een GIS installatie waardoor er gedurende twee weken geen
enkel herstel van de hoogspanningsvoorziening mogelijk is. Het enige dat dan mogelijk is om de effecten te
verkleinen is het inzetten van noodstroom aggregaten om een deel van de maatschappelijk meest
relevante instellingen te voorzien van spanning.
Bij de inzet van noodstroom aggregaten moet beseft worden dat de opsteltijd enkele uren zal bedragen en
naarmate er meer vermogen aangesloten moet worden dit meer tijd tot dagen gaat vergen. Met een

pagina 84 van 93

vermogen van ongeveer 2 MVA per 40 voet container zal de impact op het straatbeeld aanzienlijk zijn
indien meer en meer van deze zeer grote diesel-aggregaten in het straatbeeld operationeel zijn. Dit is ook
beschreven en geanalyseerd in het E-bridge rapport van december 2006 naar aanleiding van de
langdurige uitval in Haaksbergen.

9.6

Samenvatting mitigerende maatregelen

1. Verschillende tracés voor de twee circuits die de uitloper voeden
Deze mitigerende maatregel werkt alleen op common cause fouten verdere risico's worden
nauwelijks gemitigeerd.
2. Zodanig ontwerpen dat een GIS station in nood overbrugd kan worden
Dit mitigeert het probleem van langdurige onderbrekingen bij reparatie en vervanging van GIS
installaties. Vergt preventief aanbrengen van extra eindsluitingen (niet direct met kabel in GIS) het
gebruik van HS/MS transformatoren zonder kabelinvoer
Tegen brand kan een GIS-installatie elektrisch worden opgedeeld en eventueel fysiek in meerdere
gebouwen worden geplaatst.
3. Derde verbinding naar netuitlopers (opheffen uitloper)
Mitigeert het probleem van de lange reparatietijd van kabels en gedeeltelijk de problematiek van de
GIS-installaties.
4. Noodstroom aggregaten om direct het MS- en LS-net van energie te voorzien bij uitval
Inzet na onderbreking transportdienst (door het donker). Mitigeert in principe zowel kabel als GIS
als common cause failure problematiek. Nadeel is de benodigde opsteltijd in combinatie met de
fysieke beperkingen grote hoeveelheden noodstroom aggregaten te koppelen aan het MS-/LS-net.
Voordeel van deze mitigatie is dat één pool van noodstroomaggregaten op alle netuitlopers kan
worden ingezet.

9.7

Kans op een storing gedurende de modificatie van de verbinding of GISveld

De kans op een langdurige onderbreking begint op het moment dat de GIS-installatie geopend wordt of de
kabel "geknipt" vanaf dat moment is de betreffende verbinding voor 24 uur tot 2 á 3 weken onbeschikbaar,
ook in geval van een calamiteit.
De hoogte van de kans op een langdurige onderbreking is afhankelijk van de kans dat de (laatst) nog in
bedrijf zijnde kabel of GIS-veld faalt gedurende de modificatietijd. Uitgaande van een standaard verbinding
kan deze faalkans ingeschat worden op basis van de Nestor storingsgegevens van de componenten in
deze verbinding.
Onderstaand figuur 3 toont een standaard kabelverbinding met bijbehorende velden. Daarnaast zijn de
faalkansen (/jaar) van de verschillende componenten aangegeven op basis van de Nestor storingsdata
voor het 110/150kV net over de jaren 2008-2012.

pagina 85 van 93

Scheider
3E-4

VS
3,0E-3

3*Itrf
9E-4

Scheider
3E-4

3* Utrf
2,1E-3

Kabel
2,6E-3/circuit km

Scheider
3E-4

3*eindsluiting
4,5E-3

3*eindsluiting
4,5E-3

3*Itrf
9E-4

VS
3,0E-3

Scheider
3E-4

3* Utrf
2,1E-3

Opgemerkt wordt dat op basis van Cigré documenten een beter onderscheid gemaakt kan worden van het
Figuur 21: Standaard kabelverbinding met jaarlijkse faalkans op basis Nestor 110/150kV data over jaren 2008-2012.

type storingen in de veldcomponenten en de gevolgen daarvan voor de hersteltijd. De gepresenteerde
getallen bij de componenten in de schakelvelden zijn in dat opzicht conservatief. Daar echter de
storingskans van het kabelsysteem (eindsluitingen + kabel) voor meer dan 80% bepalend is bij een
netuitloper met 10 km kabel wordt de nuancering in in faalkans van de veldcomponenten op dit moment
niet verder uitgewerkt.
Niet alle faalfrequenties zijn van belang voor het bepalen van het risico op een langdurige (> 6 uur)
onderbreking. Vaak kunnen storingen in een AIS-veld (openlucht aanleg) wel binnen 6 uur opgelost of
overbrugd worden. Dit is niet het geval voor storingen aan de kabel of kabeleindsluitingen of een GIS-veld.
Bij ernstige storingen aan deze componenten bedraagt de hersteltijd minimaal 24 uur.
Om inzicht te geven in de kans op langdurige onderbrekingen geduurende de levensduur van een
netuitloper moeten een aantal aannamen gebruikt worden die in onderstaande tabellen zijn opgesomd.
Aannamen kabels
Technologie
Kunststof

Reparatietijd

Kans op storingen

36 uur

Kabel (gemiddeld)
1

2,97E-7

per uur, per circuit km

Oliedruk

75 uur

Kabel (oud )

2,97E-6

per uur, per circuit km

UGD

260 uur

Eindsluiting

1,71E-7

Per uur, per fase

Events over de levensduur (50 jaar) van de kabel waarbij volle reparatietijd optreedt
Aantal storingen gedurende levensduur uitloper

6 stuks
3

Aantal reconstructies gedurende levensduur uitloper

2 stuks

Faalkans oude kabel

2

Faalkans nieuwe kabel

4

1

Als een kabel veroudert, stijgt de storingsfrequentie. Aangenomen is dat de storingsfrequentie worst case een factor 10 stijgt.
Aangenomen wordt dat storingen en vervangingen van kabeldelen met name plaatsvinden als de kabel ouder is en dus vaker stoort.
3
Bij één enkele reconstructie ontstaan twee events op een langdurige onderbreking omdat twee kabels verlegd moeten worden.
4
Voor reconstructies wordt een gemiddelde faalkans aangenomen daar reconstructies gedurende de hele levensduur kunnen
plaatsvinden.
2

Aannamen GIS
Activiteit
1 veld

Reparatietijd

Kans op storingen

36 uur

Primaire componenten op

7,53E-7

basis Nestor data
Velden per revisie

per uur, per veld

4 stuks

Events over de levensduur (60 jaar) van de GIS waarbij volle reparatietijd optreedt
Revisies

3 stuks

Inventarisatie uitlopers met risico op langdurige onderbreking
Technologie

Aantal uitlopers

Totaal aantal tracé km

Gemiddelde belasting

Kunststof kabel

13

77 km

66 MW

Oliedruk kabel

6

41 km

87 MW

UGD kabel

6

34 km

70 MW

pagina 86 van 93

GIS

8

n.v.t.

70 MW

Met behulp van bovenstaande aannamen en inventarisatie kan inzicht verschaft worden in de kans op
langdurige onderbrekingen. Onderstaande figuren laten de kans zien op een onderbreking langer dan x
dagen als gevolg van een enkele reparatie/vervanging (Figuur 22)en als de gemiddelde totale frequentie
over alle bestaande netuitlopers met kabel en GIS (Figuur 23).
Kans op onderbreking langer dan x dagen in enkele netuitloper
(detail)

Kans op onderbreking langer dan x dagen in enkele netuitloper
0,8%

10km UGD kabel (oud)

0,20%

10 km UGD kabel (gemiddeld)

0,18%

10km oliedrukkabel (oud)
2km oliedruk kabel (oud)

2km UGD kabel (oud)

0,7%

10km oliedrukkabel (oud)
0,6%

Kans bij enkele reparatie

kans bij enkele reparatie

0,9%

2km oliedruk kabel (oud)
10km kunststof kabel (oud)

0,5%

2km kunststof kabel (oud)
0,4%

GIS-veld

0,3%
0,2%

0,16%

10km kunststof kabel (oud)

0,14%

2km kunststof kabel (oud)
GIS-veld

0,12%
0,10%
0,08%
0,06%
0,04%

0,1%
0,02%

0,0%
0

2

4

6

8

10

0,00%

12

0

0,5

1

x = onderbrekingsduur [dagen]

1,5

2

2,5

3

x = onderbrekingsduur [dagen]

Figuur 22: Kans op een onderbreking langer dan x dagen tijdens een enkele reparatie

Gemiddelde kans [eens per x jaar]

Kans op onderbreking langer dan x dagen
op basis alle bestaande netuitlopers met kabel en GIS
100

1.000

UGD kabels uitlopers totaal
10.000

Oliedruk kabel uitlopers totaal
Kunststof kabels uitlopers
totaal
GIS uitlopers totaal

100.000
0

2

4

6

8

10

12

x = onderbrekingsduur [dagen]

Figuur 23: Gemiddelde kans op een onderbreking langer dan x dagen voor alle bestaande netuitlopers met kabel en GIS.

Hieruit komt voor dat UGD-kabels en oliedrukkabels bij netuitlopers een potentieel risicovormen op een
zeer langdurige onderbreking (>48 uur). De kans dat een GIS-veld in een uitloper aanleiding geeft tot een
langdurige onderbreking is betrekkelijk gering.
GIS-installaties kunnen in het vermaasde net (niet netuitloper), bij de voeding van twee transformatoren
naar het middenspanning ook aanleiding geven voor een onderbreking >48 uur als beide GIStransformatorvelden niet beschikbaar raken. Tenslotte kan dit ook optreden bij het niet beschikbaar raken
-3
van beide railsystemen. De faalkans van een GIS-rail op HS-niveau is 2,0.10 jaar. De kans op een
leveringsonderbreking bij regulier onderhoud is zeer klein vanwege de beperkte tijdsduur van het
onderhoud en daarbij geldt een relatief snel herstel binnen 6 uur. Alleen wanneer over de gehele
levensduur van de GIS-installatie wordt gekeken is er een kans op en langdurige storing als gevolg van
-6
een 'geopende' installatie. Deze kans ligt in de ordegrootte van 6,15.10 ((8 weken/
(50jaar*52weken))*storingskans). Dit is exclusief de kans op een common cause failure. De kans van

pagina 87 van 93

optreden is dus erg laag, maar de gevolgen van een langdurige onderbreking groot zodat een overweging
voor maximalisatie van de storingsduur toch voor de hand ligt.

9.8

Conclusies risico lange hersteltijden bij met kabel aangesloten
netuitlopers en GIS-installaties

Netuitlopers in de 110/150kV-netten die geheel of gedeeltelijk zijn aangesloten met ondergrondse kabels
dragen een risico op een langdurige onderbreking van de levering als gevolg van de lange hersteltijden van
deze kabels. De hersteltijd is afhankelijk van de toegepaste kabeltechnologie en bedraagt in vrijwel alle
gevallen meer dan 48 uur. De kans van optreden van een kabelstoring hangt samen met de lengte van de
kabel en eveneens met de technologie. De weinig toegepaste UGD-kabel tekent hier slecht af, op zowel
voor wat betreft de ouderdom als de hersteltijd. Het laatste is mee het gevolg van benodigde standtijden
alvorens de verbinding weer in bedrijf kan worden genomen. De in het verleden veelvuldig toegepaste
oliedrukkabel doet het beter, maar de reparatietijd ligt nog altijd ruim boven de 48 uur. Alleen de moderne
XLPE-kabel kan bij een geplande activiteit in 26 uur worden hersteld.
GIS-installaties dragen eveneens het risico in zich op een langdurige onderbreking van de levering. Dit kan
ontstaan onder normaal bedrijf met bijvoorbeeld brand of tijdens reparatie, vervanging of modificatie bij
storing aan het resterende railsysteem. Hierdoor kan een onderbrekingsduur ontstaan groter dan 48 uur.
Bij nieuwe installaties kunnen maatregelen worden getroffen in het ontwerp van de installatie zelf
(langsscheiding) en separatie van gebouwen door brandwerende scheidingswanden of verdeling van de
installatie over meerdere gebouwen. Het laatste maakt de installatie kostbaar en doet het belangrijkste
voordeel van een GIS-installatie (ruimtebesparing grotendeels teniet). Bij bestaande installaties zijn de
mogelijkheden tot verbetering beperkt en kan gedacht worden aan een voorbereide mogelijkheid
overbrugging van de GIS-installatie of een beperkte inzet van noodstroom aggregaten.
Ook al is de kans van optreden van voornoemde fenomenen zeer klein, is het maatschappelijk gezien wel
van belang een bovengrens te stellen aan de maximale onderbrekingsduur. Dit kan voor nieuwe situaties
worden gesteld op maximaal 48 uur, een uitzondering voor uitfaserende oliedrukkabels van 4 dagen en
een overgangstermijn voor het oplossen van de langere hersteltijd van netuitlopers gevoed door UGDkabels.

9.9

Kans op een langdurige onderbreking bij reparatie, vervanging of
modificatie van een HS/MS-transformator

Transformatoren tussen het HS-net (110/150kV) en het MS-net kunnen de oorzaak zijn van een langdurige
storing, omdat tijdens een grote reparatie, aanpassing of vervanging van één transformator een andere
transformator of het bijbehorende schakelveld gestoord kan raken. Ook combinaties van reparatie van een
transformator aan de ene kant en een storing aan de andere kant, bijvoorbeeld aan het voedende HS-veld,
het MS-veld, de HS- of MS-verbinding kan tot een langdurige onderbreking van de levering leiden.
Voornoemde gevallen zijn echter altijd binnen weer binnen 48 uur op te lossen en in de meeste gevallen
binnen 24 uur. De langste hersteltijd wordt veroorzaakt doordat transformatoren na verplaatsing of na
opening voor reparatie een zekere tijd moet conserveren (ontluchten) alvorens deze weer veilig in bedrijf
kunnen worden gesteld. Dit conserveren kan ook in geval van een calamiteit niet worden genegeerd.
Het risico op een langdurige onderbreking doet zich alleen voor bij revisie/reparatie werkzaamheden aan
een transformator (regelschakelaar), bij preventieve vervanging of in het geval van een fatale storing aan
een transformator. Revisietermijnen van transformatoren liggen in de orde grootte van 5 dagen per 10 jaar,

pagina 88 van 93

geplande transformator vervanging eens per 20 tot 30 jaar gedurende 5 dagen, dit geldt ook voor
ongeplande uitwisseling zij het dat soms extra tijd benodigd is voor het aanvoeren van een transformator.
De tijdsduur van het aanwezige risico is daarmee beperkt en de kans van het gelijktijdig optreden van een
storing is zo klein dat, ondanks het grote aantal HS/MS-transformatoren in Nederland, zich zo'n samenloop
van omstandigheden de afgelopen dertig jaar niet heeft voor gedaan. Dit resulteert in de conclusie dat bij
reparatie en vervanging van een transformator een uitzondering op de enkelvoudige storingsreserve
waarbij een mogelijke onderbreking begrensd is op 100 MW gedurende maximaal 48 uur verantwoord is.

9.10 Aanbevelingen
Voor kabels in netuitlopers, GIS-systemen en HS/MS-transformatoren in nieuwe situaties:
• Tijdens volledig in bedrijf zijnd 110/150kV net een onderbreking van maximaal 100MW gedurende
maximaal 10 minuten toegestaan conform algemene regel op 110/150kV.
• Tijdens onderhoud in 110/150kV netten een maximale onderbreking toegestaan van 100MW,
gedurende maximaal 6 uur conform huidige E-wet.
• Bij reparatie, vervanging en modificatie een maximale onderbreking van 100MW, gedurende
maximaal 48 uur.
48 uur is gebaseerd op de reparatietijd voor kunststof kabeltechnologie en vervangingstijd voor
transformatoren. GIS zou in 48 uur overbrugd moeten kunnen worden door het "kappen" van kabels en
doorverbinden naar de HS/MS-transformator.
Voor bestaande situaties:
• Bij reparatie, vervanging en modificatie van kabels in netuitlopers een maximale onderbreking van
100MW, gedurende maximaal 4 dagen (op basis reparatietijd oliedruk-kabels).
• Bij reparatie en modificatie van bestaande GIS-systemen op 110/150kV een maximale
onderbreking van 4 dagen (op basis overbruggingstijd bij oliedruk-kabels)
• Een overgangstermijn voor oplossen van de langere hersteltijd van netuitlopers alleen gevoed door
UGD-kabel.
Opgemerkt wordt dat de kans dat er daadwerkelijk een langdurige onderbreking plaatsvindt bij een
reparatie, vervanging of modificatie zeer klein is. In het ongelukkige geval dat daadwerkelijk een
onderbreking plaatsvindt met een lange herstelduur, wordt reactief via inzet van noodstroomaggregaten
een deel van de belasting tussentijds van spanning voorzien worden. Zoals door de minister gerapporteerd
aan de Tweede Kamer, staan (op basis van het E-Bridge rapport) de benodigde investeringen voor het
proactief grootschalig inzetten van noodstroom-aggregaten niet in verhouding tot het risico. Wel denkt de
sector dat er geïnnoveerd kan worden in concepten en faciliteiten die het sneller en grootschaliger
aansluiten van noodstroomaggregaten mogelijk maken.

pagina 89 van 93

10

Aansluitingen en enkelvoudige storingsreserve

10.1 Samenvatting en advies
Aangezien aansluitingen op grond van jurisprudentie beschouwd worden als onderdeel van het net, is het
noodzakelijk om ook voor aansluitingen vast te stellen of ze – al dan niet onverkort – onderworpen moeten
zijn aan de wettelijke spelregels voor enkelvoudige storingsreserve.
Op grond van de overwegingen in dit hoofdstuk wordt voorgesteld om bij individueel gebruikte
aansluitingen (dat wil zeggen aansluitingen van individuele verbruikers, producenten of gesloten
distributiesystemen) de aangeslotene zelf te laten bepalen of zijn aansluiting enkelvoudig of meervoudig
wordt uitgevoerd. Dit geldt voor de gehele aansluiting, dus ook voor de zogeheten “knip”, zijnde het punt
waar de aansluiting en het net met elkaar zijn verbonden.
Voor aansluitingen van een openbaar net op een ander openbaar net wordt voorgesteld om de normale
spelregels voor de enkelvoudige storingsreserve van toepassing te verklaren.

10.2 Inleiding
In de wet- en regelgeving m.b.t. de enkelvoudige storingsreserve worden aansluitingen niet expliciet
benoemd. De vraag of de enkelvoudige storingsreserve ook voor aansluitingen moet gelden of juist niet,
moet thans op een indirecte wijze beantwoord worden.
Er is een redenering denkbaar die leidt tot de conclusie dat ook voor aansluitingen de regels van de
enkelvoudige storingsreserve van toepassing zijn. Uit jurisprudentie is namelijk al herhaaldelijk gebleken
dat aansluitingen deel uitmaken van het net. Voor het net gelden de regels voor enkelvoudige
storingsreserve. Omdat de aansluiting deel van het net is, gelden de regels voor enkelvoudige
storingsreserve dus ook voor de aansluiting, is dan het betoog.
Op grond van onderdelen van lagere regelgeving is ook een andere redenering en conclusie denkbaar. Uit
artikel 2.1.4 van de Tarievencode Elektriciteit blijkt namelijk dat de aangeslotene zelf kiest of zijn
aansluiting enkelvoudig of meervoudig is. En afhankelijk van zijn keus daar ook voor betaalt door middel
van het aansluittarief. Als het een keuzevrijheid van de aangeslotene is om te bepalen of de aansluiting
enkelvoudig of meervoudig is, kan niet tegelijkertijd van de netbeheerder worden verwacht dat hij op die
aansluiting de spelregels voor enkelvoudige storingsreserve hanteert. Deze redenering leidt dus tot de
conclusie dat de enkelvoudige storingsreserve niet geldt voor aansluitingen.
Nu de wettekst met betrekking tot de spelregels voor enkelvoudige storingsreserve toch in heroverweging
wordt genomen, is het wenselijk om ook eenduidig vast te leggen hoe in dit kader met aansluitingen moet
worden omgegaan.

10.3 Verschillende soorten aansluitingen
We kunnen de aansluitingen op hoogspanningsnetten in vier categorieën opdelen:
1. aansluitingen van verbruikers
2. aansluitingen van producenten
3. aansluitingen van gesloten distributiesystemen
4. aansluitingen van andere “openbare” netten.

pagina 90 van 93

Het gemeenschappelijke bij de drie eerstgenoemde categorieën is dat de aansluiting weliswaar tot het net
behoort, maar dat deze, anders dan de rest van het net, niet voor openbare doeleinden wordt gebruikt,
maar uitsluitend voor energietransport tussen het net en de installatie van de desbetreffende aangeslotene.
Bij de laatstgenoemde categorie is dat anders, want daar dient de aansluiting zelf ook weer een openbaar
doel, namelijk het aangesloten “openbare” net met al de daarmee verbonden aangeslotenen.
Op grond van bovenstaande waarneming lijkt het aannemelijk om voor de toepassing van de spelregel
voor enkelvoudige storingsreserve onderscheid te maken tussen individueel gebruikte aansluitingen op een
openbaar net en aansluitingen van een openbaar net op een ander openbaar net. Bij individueel gebruikte
aansluitingen bepaalt de individuele aangeslotene (verbruiker, producent of beheerder van een gesloten
distributiesysteem) zelf of hij een enkelvoudige of meervoudige aansluiting wil hebben. De aansluiting valt
niet onder het toepassingsbereik van de wettelijke spelregels voor de enkelvoudige storingsreserve. De
meerkosten van een eventuele meervoudige aansluiting worden door middel van het aansluittarief bij de
desbetreffende aangeslotene in rekening gebracht.
Bij een aansluiting van een openbaar net op een ander openbaar net zijn de wettelijke spelregels voor de
enkelvoudige storingsreserve wel van toepassing op de aansluiting. De meerkosten van de meervoudige
aansluiting worden immers via het transporttarief weer verdeeld over alle aangeslotenen van die
netbeheerder.

10.4 Verschillende onderdelen van de aansluiting
In de Elektriciteitswet 1998 wordt de aansluiting onderscheiden in de onderdelen “knip”, “verbinding” en
“beveiliging”. In het geval van een individueel gebruikte aansluiting, zoals bedoeld in de vorige paragraaf, is
het duidelijk dat in elk geval de onderdelen “verbinding” en “beveiliging” ook individueel gebruikt worden.
De “knip” is het element van de aansluiting dat gemeenschappelijk is met de rest van het net. De vraag
moet dus beantwoord worden of het zinvol en wenselijk is om dit onderdeel primair te beschouwen als
onderdeel van de (individuele) aansluiting of primair als onderdeel van het (openbare) net. In het laatste
geval zou het redelijk zijn om op de “knip” van de individuele aansluiting toch de spelregels voor de
enkelvoudige storingsreserve toe te passen.
Aangezien de rest van de individuele aansluiting niet per se meervoudig hoeft te zijn, heeft het meervoudig
uitvoeren van de “knip” geen functionele toegevoegde waarde.
Als de knip wel meervoudig uitgevoerd zou moeten worden, zou bovendien de situatie kunnen ontstaan dat
aan dit deel van de aansluiting hogere eisen worden gesteld dan voor het bovenliggende (110 of 150 kV-)
net gelden, omdat daarvoor in bepaalde gevallen uitzonderingen gelden (bijv. de 10-minutenregel).
Tenslotte blijkt ook uit de tariefstructuur dat de “knip” primair gezien moet worden als onderdeel van de
aansluiting. De aangeslotene bepaalt namelijk ook voor dit deel van de aansluiting zelf – in samenhang
met de rest van zijn aansluiting – of het enkelvoudig of meervoudig wordt uitgevoerd en betaalt daar dan
ook voor via het aansluittarief. Dat niet in wet- en regelgeving wordt voorgeschreven dat (delen van) de
aansluiting moet(en) voldoen aan de enkelvoudige storingsreserve laat onverlet dat de individuele
aangeslotene toch kan besluiten om zijn aansluiting meervoudig uit te laten voeren en daarvoor ook te
betalen.

10.5 Conclusie en aanbevelingen
Op basis van het voorgaande wordt voorgesteld om eenduidig in de wet- en regelgeving vast te leggen dat
aansluitingen tussen openbare netten moeten voldoen aan de spelregels voor enkelvoudige
storingsreserve die gelden voor het desbetreffende hoogste spanningsniveau waarop wordt aangesloten.

pagina 91 van 93

Voor aansluitingen van individueel aangesloten verbruikers, producenten en gesloten distributiesystemen
wordt voorgesteld om de bestaande praktijk, die indirect ook blijkt uit de Tarievencode Elektriciteit, in de
hogere regelgeving vast te leggen. Dat wil zeggen dat deze aansluitingen niet hoeven te voldoen aan de
regels voor de enkelvoudige storingsreserve voor het desbetreffende spanningsniveau. Bij deze individuele
aansluitingen bepaalt de aangeslotene zelf of zijn aansluiting enkel- of meervoudig wordt uitgevoerd en
betaalt hij daar ook voor via het individuele aansluittarief.

pagina 92 van 93

pagina 93 van 93