Transcript Regional kraftsystemutredning 2014 (pdf)

Hovedrapport
Regional kraftsystemutredning for
Hedmark og Oppland 2014
Mai 2014
Sammendrag
Kraftsystemutredningen for Hedmark og Oppland omfatter regionalnettet i de to fylkene på
spenningsnivåene 132 og 66 kV inklusive transformering til høyspentdistribusjonsnett (22,
11 og 5 kV) med følgende unntak:

132 kV-forbindelsen Minne–Skarnes–Kongsvinger–Eidskog–riksgrensen er innlemmet
i sentralnettet på grunn av at dette er definert som en mellomriksforbindelse til
Sverige.

132 kV-forbindelsen Savalen–Ulset–Litjfossen er definert innenfor utredningsområde
16 (Sør-Trøndelag) på grunnlag av områdeavgrensningen nevnt i kapittel 2.1
(Kvikne/KVO).

Statnetts 300 kV-ledninger Fåberg–Nedre Vinstra–Harpefoss samt Balbergskaret–
Rendalen har status som regionalnett.
Tabell 1.1 – Omfang av regionalnettet i Hedmark og Oppland (transformatorytelse uten
generatortransformatorer):
Linjer [km]
Kabler [km]
Transformatorytelse [MVA] ref. primærspenning
66 kV
1156
52
1646
132 kV
1157
23
1833
300 kV
149
4
165
Strømforbruket i 2013 var totalt ca. 7,1 TWh med en maksimaleffekt på ca. 1508 MW i
januar 2014.
Produksjonssammensetningen og forholdet mellom magasin- og elvekraftverk medfører at
en produksjonskapasitet som omtrent tilsvarer forbruket på årsbasis gir en effektmessig
underbalanse i høylastperioden om vinteren med behov for tilskudd fra sentralnettet på i
størrelsesorden 150-200 MW.
Følgende tabell viser de mest sentrale MW-verdier for de forskjellige lastflytberegningene:
Tabell 1.2 – Oppsummering av lastflytberegningene
Scenarioer
Forbruk (MW)
Produksjon (MW)
Nettap (MW)
2014 høylast lav prod.
1793
1573
41
261
2014 lavlast høy prod
565
1668
68
-1035
2024 Høylast lav prod
1951
1366
47
637
2024 Lavlast høy prod.
805
2937
147
-1985
1873
1848
40
65
2024 Basis (Antatt)
Effektbalanse (MW)
Prosjektene i utredningen er hovedsakelig begrunnet ut fra allerede registrert
forbruksøkning på grunn av nevnte pågående utbygging i hytteområdene, økning av
forsyningssikkerhet for bestående forbruk, kraftutbyggingsprosjekter, utbygging av øvrig
infrastruktur (vei og jernbane) samt generell reinvestering av anlegg ved utløp av teknisk
(og økonomisk) levetid.
Nytt i forhold til tidligere utredninger er mengden ny fornybar produksjon under planlegging
og bygging i Hedmark og Oppland. Som scenariet med høy produksjon i 2024 viser, så er
det et potensial for over 1000 MW ny produksjon. Dette vil medføre behov for økning av
kapasiteten enkelte steder i nettet.
2
Innholdsfortegnelse
1
Innledning .................................................................................................. 5
2
Beskrivelse av utredningsprosessen ........................................................... 6
2.1
Lovgrunnlag og rammer for utredningsarbeidet ................................................. 6
2.2
Utredningsområdet ........................................................................................ 6
2.3
Organisering av utredningsprosessen ............................................................... 7
2.4
Samordning med tilgrensende utredningsområder ............................................. 9
2.5
Samordning mot lokale energiutredninger ...................................................... 10
2.6
Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer ................................. 10
2.7
Foreslåtte tiltak i forrige utredningsrevisjon .................................................... 11
3
Forutsetninger i utredningsarbeidet ......................................................... 13
3.1
Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont .................................................... 13
3.2
Mål for det framtidige nettsystemet ............................................................... 13
3.3
Beredskapsplaner ........................................................................................ 14
3.4
Økonomiske og tekniske forutsetninger .......................................................... 14
3.5
Samfunnsøkonomiske beregninger ................................................................. 17
3.6
Særegne forhold innen utredningsområdet ..................................................... 17
4
Beskrivelse av dagens kraftsystem ........................................................... 19
4.1
Energisammensetningen i utredningsområdet ................................................. 19
4.2
Beskrivelse av kraftnettet i utredningsområdet ................................................ 20
4.3
Oversikt over elektrisitetsproduksjon ............................................................. 29
4.4
Statistikk for elektrisitetsforbruk .................................................................... 30
4.5
Driftsforhold av betydning for utnyttelse av dagens kraftsystem ........................ 31
4.6
Alternativ energi .......................................................................................... 33
5
Framtidige overføringsforhold .................................................................. 35
5.1
Kraftutbyggingsprosjekter i Hedmark og Oppland ............................................ 36
5.2
Planer for utbygging av alternativ energi ........................................................ 40
5.3
Effektprognoser ........................................................................................... 41
5.4
Nettanalyser av framtidig utvikling av kraftsystem ........................................... 41
6
Forventede tiltak og investeringsbehov .................................................... 43
6.1
Oppsummering – lastflytberegninger .............................................................. 43
6.2
Planer for oppgradering av elektriske anlegg og for nyanlegg ............................ 43
7
Referanseliste ........................................................................................... 67
8
Vedlegg .................................................................................................... 68
8.1
Referat fra kraftsystemmøtet for Hedmark og Oppland ..................................... 68
3
8.2
Referat fra møte i kraftsystemutvalget ........................................................... 70
4
1 Innledning
Foreliggende dokument utgjør et regionalt bidrag i ordningen med fylkesvis kraftsystemutredning (forkortet til KSU og benevnt som kraftsystemplanlegging da NVE innførte
ordningen i 1988). Området for denne utredningen har fra 2007 i store trekk omfattet
begge fylkene Hedmark og Oppland. De siste årene har det vært pålegg om årlig oppdatering. Fra 2013 ble dette endret til oppdatering annethvert år med frist 1/6-14 for
inneværende periode.
I tillegg til denne åpne hovedrapporten med konklusjoner om framtidig nettutvikling for
ulike alternativer foreligger en grunnlagsrapport som, på grunn av en del sensitive detaljog systemopplysninger, er nødvendig å underlegge en sikkerhetsmessig distribusjonsbegrensning.
5
2 Beskrivelse av utredningsprosessen
2.1 Lovgrunnlag og rammer for utredningsarbeidet
Dokumentet er basert på ”Veileder nr.1/2007 Veileder for kraftsystemutredninger” utgitt av
Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) i januar 2007 samt veiledningsstoff på NVEs
hjemmesider. Det formelle grunnlaget i energiloven, energilovforskriften og forskrift om
energiutredninger fremgår her. I brev fra NVE til Eidsiva energi Nett AS datert 8.1.2004 er
det formulert et vedtak som ble omgjort i nytt brev datert 17.2.2004 der det ble presisert
en justering av den geografiske utstrekningen av utredningsområdet for å bli i tråd med den
avgrensningen som er praktisert. Gjeldende vedtak er:
1. Eidsiva energi Nett AS pålegges å koordinere arbeidet med kraftsystemutredninger
for regionalnettet i fylkene Hedmark og Oppland, unntatt nordre del av Tynset
kommune i Hedmark fylke, avgrenset av områdekonsesjonen til Kvikne-Rennebu
Kraftlag A/L, jf. forskrift om energiutredninger § 2.
2. Første kraftsystemutredning skal offentliggjøres og oversendes Norges vassdrags- og
energidirektorat innen 1. mai 2004. Utredningen skal deretter oppdateres hvert år
innen 1. mai.
Presiseringen av områdeavgrensningen gjennom Tynset kommune ble gjentatt i brev fra
NVE til Eidsiva Nett AS datert 14.5.2008.
Som korreksjon til veiledningsdokumentet er det utsendt en e-postmelding fra NVE til KSUansvarlige selskap den 9.2.2006 med en del korrigeringer av krav til effekt- og energistatistikk. Ytterligere tillegg er formulert i nye e-postmeldinger fra NVE datert 4.3.2009,
19.3.2010, 16.2.2011 og 17.2.2012.
2.2 Utredningsområdet
Figur 2-1 viser kart over de to fylkene der områdekonsesjonsoppdelingen er angitt. Utenfor
det formelle utredningsområdet har Røros Elektrisitetsverk en spesiell status på grunn av at
forsyningsområdet er avhengig av overføring fra regionalnettet i Nord-Østerdalen i hele
tunglastperioden. Dette forbruket er dermed, på grunn av den fysiske kraftflyten i nettet,
tatt med som en belastning på nettet i Hedmark, selv om Røros er definert inn under
utredningsområde Sør-Trøndelag.
I Hedmark er Eidsiva Nett AS (EN) dominerende regionalnettseier og tariffansvarlig anleggskonsesjonær. Fylket er arealmessig delt mellom fire områdekonsesjonærer, inklusive EN.
I Oppland er eierforholdene mer komplekse. I Gudbrandsdalen (nord for Lillehammer og
Gausdal) og på Hadeland er hovedregel at områdekonsesjonær også er regionalnettseier,
mens i Vest-Oppland (nord for Hadeland – dvs. Valdres og Gjøvik/Toten) er EN regionalnettseier. Lengst nordvest i Gudbrandsdalen er Opplandskraft formell eier av regionalnettet
som forsyner Skjåk Energi fra 132 kV-nettet som er bygd og dimensjonert for overføring av
produksjonen fra kraftverkene i Øvre Otta til sentralnettspunktet Vågåmo.
Med et samlet landareal på 49 950 km2 og en folkemengde pr 1.1.2012 på knapt 380 000
er innlandsfylkene relativt tynt befolket (7,6 innbygger pr km2). Oppland og Hedmark er, i
henhold til Statnetts og NVEs definisjon, to av de tre fylkene i landet som ikke har
kraftkrevende industri.
6
2.3 Organisering av utredningsprosessen
Utredningsutvalget for regional kraftsystemutredning i Hedmark og Oppland er siden forrige
revisjon endret. I tillegg er Eidsivas representasjon utvidet for å styrke utredningsansvaret.
Anleggskonsesjonærer som er representert i kraftsystemutvalget er angitt i Tabell 2.1.
Tabell 2.1 – Representanter i kraftsystemutvalget
Selskap
Forkortelse
Navn
A/S Eidefoss
EF
Leif-Inge Schjølberg
Gudbrandsdal Energi AS
GE
Stein Kotheim
Hadeland EnergiNett AS
HEN
Olav Stensli
Eidsiva Vannkraft AS
EV
Håkon Rustad
Statnett SF
SN
Ingeborg Buchalik
Eidsiva Nett AS
EN
Tone Bleken Rud
Tore Løvlien og Anders Dalseg
Utredningsutvalget er satt sammen av de største regionalnettseierne, systemansvarlig og
utredningsansvarlig. Dette fungerer som ei styringsgruppe ledet av utredningsansvarlig.
Utvalget har tidligere vedtatt vedtekter som fastsetter oppgavefordeling og arbeidsform.
Virksomhet og kontakt i utvalget knyttet til årets revisjon har hovedsakelig vært skriftlig via
elektronisk meldingsutveksling. Regionalt kraftsystemmøte ble avholdt den 24. september
2014. Referatet er gjengitt i vedleggskapittel 8.1. I tillegg ble det avholdt et møte i
kraftsystemutvalget 11. februar 2014.
Øvrige kombinasjoner mellom navn på eiere/konsesjonærer (nett- og kraftverkseiere) i
utredningsområdet og benyttede kortformbenevnelser som er benyttet i dette utredningsdokumentet er vist i tabellen nedenfor.
Tabell 2.2 – Oversikt over selskaper nevnt i utredningen
Selskap
Forkortelse
Austri Vind DA
AV
Nord-Østerdal Kraftlag SA
NØK
Bagn kraftverk
BKV
EB Nett AS
EBN
Eidsiva Bioenergi AS
EB
Elverum Nett AS
EEV
Hadeland EnergiNett AS
HEN
Eidsiva Bioenergi AS
EB
Jernbaneverket, Bane Energi
JBV
Kraftverkene i Orkla
KVO
Oppland Energi
OE
Opplandskraft
OK
Røros Elektrisitetsverk AS
REV
Skagerak Kraft AS
SK
Skjåk Energi
SE
Stange Energi AS
SEAS
Sør Aurdal Energi BA
SAE
Valdres Energiverk AS
VEAS
7
Selskap
Forkortelse
Vang Energiverk KF
VE
Vinstra Kraftselskap DA
VK
VOKKS Nett AS
VOKKS
Østerdalen Kraftproduksjon AS
ØK
Øvre Otta DA
ØO
Åbjøra Kraftverk
ÅK
Figuren nedenfor viser et kart over området med markering av de enkelte
konsesjonsområder.
8
Figur 2-1 – Konsesjonsområder
2.4 Samordning med tilgrensende utredningsområder
2.4.1 Sentralnettet
Utredningsområdet er tilknyttet sentralnettets 300 kV-spenningsnivå i Vågåmo, Vardal,
Hadeland, Minne, Vang, Fåberg og Balbergskaret og på 132 kV-nivå i Skarnes,
Kongsvinger og Eidskog. I tillegg er Øvre Vinstra kraftverk direkte tilknyttet sentralnettet,
uten regionalnettsforbindelse.
9
Som nevnt tidligere er Statnett medlem i utredningsutvalget, både for å ivareta
samordningsbehovet mot systemansvarlig/sentralnettsoperatør og som regionalnettseier
(300 kV-ledningene Fåberg- Nedre Vinstra/Harpefoss med transformering og FåbergRendalen samt 132 kV-linja Vågåmo-Osbu).
I forbindelse med planlegging av nytt aggregat i Rendalen kraftverk med tilhørende
generatortransformator og 300 kV bryterfelt er det avdekket behov for å samordne
merkespenning for komponentene mot sentralnettets spenningsdimensjonering. Det er
gjennomført tiltak i sentralnettet (blant annet reaktorer i Fåberg, Vang, Vågåmo og
Frogner) for å begrense normalspenningen til den normerte øvre grensen på 300 kV for
dette spenningsnivået.
2.4.2 Sideordnede nett
Utredningsområdet grenser i nord til utredningsområdene Sør-Trøndelag og Møre og
Romsdal, i vest mot Sogn og Fjordane (uten elektrisk sammenknytning på
regionalnettsnivå) og Buskerud og i sør mot Akershus og Oslo. I øst grenser området til
de svenske nettselskapene Fortum Distribution og Malungs Elverk AB.
Det er mot Buskerud og Sør-Trøndelag utredningsområdet har den sterkeste nettmessige
tilknytningen. Forbindelsen mot Trøndelag representeres ved ledningen mellom KVOnettet og ved at Røros normalt er tilknyttet Hedmark og er avhengig av forbindelsen
sørfra i tunglastperioden. I forbindelse med 2004-revisjonen av utredningsdokumentet ble
samordningen mot Trøndelag ivaretatt ved at spørsmålet om forsterkning av
regionalnettet mot Røros ble diskutert mellom de tre berørte nettselskapene
TrønderEnergi Nett AS, Røros Elektrisitetsverk AS og EN. Spørsmålet om eventuell
spenningsheving fra 66 til 132 kV i området er aktualisert i forbindelse med søknad om
konsesjon for utbygging av Tolga kraftverk.
Fylkesgrensen Oppland-Buskerud passeres av 132 kV-ledningen Hadeland(-Aslaksrud)Follum som forsyner Jevnaker transformatorstasjon.
I løpet av inneværende utredningsperiode har det vært kontakt mot Istad Nett og Møre og
Romsdal i forbindelse med mulig nettilknytning av Verma kraftverk. Dette er omtalt i
kapittel 6.
2.5 Samordning mot lokale energiutredninger
I forbindelse med forslag om endring av forskrift av energiutredninger og avvikling av
ordningen med lokale energiutredninger, er det ikke gjort noen samordning mot gjeldende
lokale energiutredninger i denne revisjonen.
2.6 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer
I ”Regionalt handlingsprogram 2010” for Oppland fylkeskommune og ”Energi- og
klimaplan for Hedmark fylke” er det formulert som et mål å utnytte lokale
bioenergiressurser for landbruket som et bidrag til lokal verdiskapning og oppnå en
miljøgevinst ved reduserte klimagassutslipp.
For øvrig er det ikke registrert noen momenter i plandokumentene om næringsutvikling og
endringer i bosettingsmønster som kan tenkes å påvirke regionalnettsstrukturen.
10
2.7 Foreslåtte tiltak i forrige utredningsrevisjon
Tabell 2.3 viser en oversikt over prosjekter i forrige utredningsrevisjon med en kort
beskrivelse av status.
Tabell 2.3 – Oversikt over prosjekter i forrige revisjon
Nr
Prosjekt
Konsesjonær
Status
1
Hyggjande koblingsstasjon
EN
Uendret planstatus
2
Fagernes (Skrautvål)
transformatorstasjon
EN
Mottatt konsesjon. Under prosjektering.
3
Raufoss industripark – ombygging
EN
Under bygging.
4
Nedre Vinstra – ny transformator 300/66
kV
SN
Satt i drift.
5
Rødsmoen-Koppang – reinvestering
EN
Under bygging
6
Ny 66 kV-ledning Bjørke-Bekkelaget
EN
Uendret planstatus
7
Ny transformatorstasjon Gjøvik sentrum
med 132 kV-tilknytning
EN
Mottatt konsesjon. Under prosjektering.
8
Kabling 66 kV-linje Brumunddal
EN
Konsesjonssøknad avslått pga
kostnadsfordeling. Planlegging avsluttet.
9
Kabling 66 kV-linje Kongsvinger
EN
Uendret planstatus.
10
Kabling 66 kV-linje Hamar
EN
Mottatt konsesjon på flytting av linje i stedet
for kabling. Gjennomført.
11
Kabling linjer i forb. med E6-utbygging
12
Elverum transformatorstasjon
13
Nye Einunna kraftverk – 66 kV-linje fra
Alvdal
14
Reinv. 66 kV Fåberg-Hunderfossen
EN
Mottatt konsesjon. Under
prosjektering/bygging
15
Ny Fåvang transformatorstasjon
GE
Uendret planstatus
16
Rybakken – økning av
transformatorkapasitet
GE
17
Nettilknytning nye kraftverk i Otta og
Lågen
18
Ny transformatorstasjon Stange sør
19
Spenningsheving Tynset-Tolga-Os-Røros
20
Åbjøra-Gjøvik – reinvestering
EN
Uendret planstatus.
21
Reinvestering 66 kV-linje SandvoldLunde-Engjom
EN
Uendret planstatus
22
Diverse 66 kV-ledninger – reinvestering
eller riving
EN
23
66 kV-nett – Fåberg-Mesna
EN
24
Nedre Tessa – økning av
transformatorkapasitet
EF
25
Krabyskogen tr.stasjon –
transformeringskapasitet
EN
Satt i drift.
26
Eid kraftverk – transformator 132/22 kV
EN
Uendret planstatus.
27
Ylja kraftverk – økt
transformatorkapasitet
EN
28
Nettilknytning nytt aggregat
Braskereidfoss kraftverk
EN/EV
29
Engjom-Skei 66 kV ledning
EN
EN/GE
EN
ØKAS?
EF/GE/EV
EN
EN/REV
Ferdigstilt i Gudbrandsdalen og langs Mjøsa så
langt E6 er kommet.
Mottatt konsesjon. Under bygging
Uavklart vedrørende konsesjon på kraftverk
Uendret planstatus
Avventer konsesjonsbehandling knyttet til nytt
kraftverk i Otta. Konsesjon mottatt på
tilknytning av Rosten kraftverk.
Mottatt konsesjon. Under prosjektering
Konsesjonssøkt.
Uendret planstatus.
Mottatt konsesjon.
Konsesjonssøkt.
Mottatt konsesjon. Under
prosjektering/bygging.
Uendret planstatus.
11
Nr
Prosjekt
Konsesjonær
Status
30
Nybergsund–Lutufallet
EN
Uendret planstatus.
31
Transformering 300/132/66 kV i
Rendalen
EN
Mottatt konsesjon.
32
Transformatorytelse Kvisler
EN
Utført.
33
Transformatorytelse Rendalen (Vik)
EN
Sammenheng med nr. 31.
34
Tolga transformatorstasjon. Flytting
EN/EV
Konsesjonssøkt.
35
Os tr.stasjon – ny transformator
EN
Konsesjonssøkt.
36
132 kV-ledning Fall–Jaren
EN
Uendret planstatus.
37
Ny jernbaneomformerstasjon Jessnes
JBV
Uendret planstatus.
38
Transformatorstasjon Søkkunda
EN
Mottatt konsesjon.
39
Tilknytning vindkraftproduksjon Engerdal
40
Tilknytning vindkraftproduksjon Osa
41
Tilknytning vindkraftproduksjon Odalen
EN/AV
Konsesjon gitt 30/1-2014
EN/AV
Konsesjon gitt 30/1-2014
EN/E.ON
Konsesjon gitt 30/1-2014
12
3 Forutsetninger i utredningsarbeidet
3.1 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont
Som angitt i NVEs krav, skal utredningsdokumentet ha en tidshorisont på minimum 20 år
med krav om detaljert prosjektbeskrivelse for neste års prosjekter. Utbyggingstiltakene
som er beskrevet i kapittel 6.2 er ment å være en komplett oversikt over alle påtenkte
prosjekter på alle utredningsstadier. I oppstilling av effektprognoser (2015-2024) og
lastflytberegninger (stadium 2024) er det benyttet en 10-årshorisont.
Et hovedmål med dette dokumentet er å bidra til å få en rasjonell utvikling av
regionalnettet i utredningsområdet. Videre skal utredningen



oppfylle NVEs krav til kraftsystemutredning for regionalnettet i utredningsområdet,
danne et grunnlag for utarbeidelse av anleggskonsesjoner og øvrige investeringer
og reinvesteringer,
i en viss grad også være et dokument med detaljopplysninger om regionalnettet i
utredningsområdet som kan brukes i andre sammenhenger.
3.2 Mål for det framtidige nettsystemet
Et overordnet mål ved analyse og planlegging av nettet i området er basert på den
generelle målformulering om kostnadseffektiv utforming og drift av kraftsystemet – noe
som innebærer å minimalisere summen av kostnadsfaktorene investering, nettap,
avbrudd, drift og vedlikehold med analysemetoder og datagrunnlag.
Videre må det ligge en teknisk/økonomisk vurdering av hvorvidt det også skal vedtas som
et mål at kraftsystemet skal tilpasses alternative utviklingsscenarioer innenfor energirelaterte virksomhetsområder. Dette gjelder spesielt:




Fornybar energi (vind): Etter at innlandsområdet tidligere er avskrevet som aktuelt
for utnyttelse av vind, er dette revurdert de siste par årene. Det er gitt konsesjon
til flere vindkraftverk i området, og det er flere under konsesjonsbehandling
o Effektinstallasjonen i disse prosjektene er forutsatt begrenset til det som er
mulig å overføre i eksisterende nett slik at nettilknytningskostnadene i store
trekk begrenses til anlegg for lokal tilknytning og transformering. Det antas
derfor at det ikke blir konflikt mellom politisk målformulering om
vindkraftutnyttelse og kostnader for nettilknytning.
Småkraft: Ut fra kartleggingsoversikter er det noen områder der full utbygging av
utbyggingspotensialet kan utløse forsterkningstiltak i regionalnettet. Dette gjelder
Vang kommune i Oppland og Stor-Elvdal kommune i Hedmark.
Industrikraft: Et viktig industriområde er Raufoss næringspark. Her er en langsiktig
plan for rehabilitering og modernisering av både regionalnett og distribusjonsnett
under realisering. Her er det ingen konflikt mellom denne nettutviklingen og
næringsinteressene.
Vannbåren varme (fjernvarme) og energiøkonomisering: Det som er gjennomført
av fjernvarmeutbygging i en del sentrale områder har bidratt til en stagnasjon i
strømforbruket (spesielt til elektrokjeler). Tidligere avtaler om slik uprioritert
overføring er sagt opp med virkning fra sommeren 2012, men vil i noen områder
bli avløst av tilsvarende ordning med rabattert effektavregning for såkalt ”fleksibelt
forbruk”.
13
Det er viktig at overføringstariffer for elektrisitet ikke kommer i
konkurranseposisjon med fjernvarmeprising.

Olje og gassvirksomhet: Lite aktuelt i innlandet.
Målet for nettutviklingen er som sagt å bygge og drift på en mest mulig økonomisk måte,
og i den sammenheng er det gjennomført en analyse av det fremtidige spenningsnivået i
deler av utredningsområdet. Det vil fortsatt være både 66 og 132 kV spenningsnivå i
Hedmark og Oppland i lang tid fremover, men ved reinvestering vil det i flere områder
bygges forberedt for 132 kV.
3.3 Beredskapsplaner
Organisering av pålagt beredskap innen de to fylkene er i henhold til ”Forskrift om beredskap i kraftforsyningen”. Målet som er bakgrunnen for beredskapsarbeidet er å ha kontroll
med risiko og sårbarhet og være best mulig forberedt for en del utvalgte hendelser. I
dette arbeidet har hvert selskap etablert en beredskapsorganisasjon med en
beredskapsleder som skal lede driften av nettet i en beredskapssituasjon. Hvert selskap
har utarbeidet en beredskapsplan med delplaner etter behov. Selskapene gjennomfører
jevnlige øvelser for utprøving av organisering og planer for å trene personellet og skaffe
seg erfaring. Det er også gjennomført øvelser med deltagelse fra flere e-verk og med
samarbeid med andre lokale myndigheter/parter.
NVE har fra og med 2007 oppnevnt en ”Kraftforsyningens distriktssjef” (KDS) for begge
fylkene Hedmark og Oppland.
Beredskapsapparatet har i de senere årene vært brukt i noen større feilsituasjoner.
Bortsett fra i planprosessen for sikring av strømforsyningen under OL i 1994, har dette
alltid vært hendelser med utgangspunkt i uvær eller naturkatastrofer. Den største var
flommen våren 1995. De øvrige hendelsene har vært forårsaket av vind, snø eller torden,
eller kombinasjoner av disse værfenomenene.
Den siste omfattende hendelsen var i julehelga 2011 da ekstremværet «Dagmar»
forårsaket mange feil og til dels lange avbrudd i deler av området. Erfaringen fra denne
hendelsen var at den interne feilrettingsberedskapen i nettselskapene og øvrige
beredskapsplaner og nødstrømsforsyningsystemer fungerte bra. En viktig erfaring var
knyttet til problemet knyttet til at det offentlige telenettet sviktet på grunn av manglende
strømforsyning over lang tid.
3.4 Økonomiske og tekniske forutsetninger
3.4.1 Økonomiske og tekniske forutsetninger
For vurdering av forsyningssikkerhet knyttet til N-1-kriteriet: se kapittel Feil! Fant ikke
referansekilden..
Tabell 3.1 – Tekniske og økonomiske forutsetninger
Parameter
Verdi
Kommentar
Utredningsplanleggingskriterium
Det samfunnsøkonomiske kriteriet.
Minimalisere summen av kostnadene for
investering, drift og vedlikehold, nettap
og avbrudd.
Investeringskostnader
Summen av kostnadene for
prosjektering, materiell og
arbeidskraft.
14
Parameter
Verdi
Kommentar
Kalkulasjonsrente
4,0 %.
Standardsats i henhold til Finansdepartementets veileder for samfunnsøkonomiske analyser (NVE 6.2.2009). Eidsiva
Nett krever avkastning før skatt på 8 %.
Renter i byggetida
Merverdiavgift
Drifts- og vedl.kostnader
Er ikke med i kostnadsberegningene
Skal ikke medtas.
1,5 % av investeringskostn. pr. år
3500 timer i regionalnettet; 3000
timer i distribusjonsnettet.
REN/Sefas planleggingsbok, del III,
kap. 2, tabell 2.1.
NVEs avbruddskostnader i KILEordningen. Lokale avbruddskostnader nyttes der slike foreligger.
Korreksjonsfaktor 1 % pr. °C
Gjennomsnittlig ca. 0,2 %/år
NVEs avskrivningsregler.
Brukstid nettap
Pris nettap
Pris avbrudd
Temperaturkorr. effekt
Lastutvikling effekt
Avskrivningstider
Økonomisk levetid
Teknisk levetid
Pris nyanlegg
Dimensjonerende last
Grenseverdier liner
Overbelastbarhet
transformatorer
Finansdepartementets anbefaling.
Hvis det ikke foreligger mer spesifikke
data.
Settes lik antatt teknisk levetid:

Luftledninger: 70 år,

Jord- og sjøkabler: 50 år,

Krafttransformatorer: 50 år.
Så lenge anlegget kan opprettholde
sin tiltenkte funksjon og
personsikkerheten er ivaretatt.
REN/Sefas planleggingsbok, del III,
kap. 1.
Maksimal last fratrukket utkoplbart
(uprioritert) forbruk.
REN/Sefas planleggingsbok, del III,
kap. 5.1.
Linetemperatur: Hovedsakelig 50 °C
Normalt ikke kontinuerlig overlast.
Kortvarig (timer) overbelastning opp
til 20 %.
Tillatt overbelastning vurdert opp mot
forsert aldring.
3.4.2 Prognosering og temperaturkorrigering
Områdekonsesjonærenes effektprognoser er i en viss grad basert på energiprognoser fra
de lokale energiutredningene der spesifikt årsforbruk pr. innbygger er holdt omtrent
konstant i prognoseperioden dersom det ikke er registrert spesiell næringsutvikling. Det
meste av næringsutviklingen i utredningsområdet dreier seg om vinterturisme i
skiområder som Bjorli, Beitostølen, Vang, Skei, Kvitfjell, Hafjell, Sjusjøen og Trysilfjellet.
Det er tatt hensyn til eventuell fjernvarmeutbygging. Som eksempel kan nevnes at det
ikke er forventet noen elkraftøkning i Hamar sentrum da forbruksøkningen er forutsatt
dekket av fjernvarme. Basis for prognosene er 2013-data for temperaturkorrigert målt
årsforbruk.
Ut fra det faktum at hele utredningsområdet har innlandsklima, er det benyttet kun ett
observasjonspunkt for temperaturen, og det er Kise på Neshalvøya i Mjøsa. Dette punktet
er dessuten sentralt i den delen av området som har størst befolkningstetthet, og måleverdier foreligger i tillegg som timeverdier, også inkludert vindparameteren. Ut fra en
enkel korrelasjonsanalyse er det benyttet en korreksjonsmetode mellom prioritert
elforbruk og temperatur som utgjør 1,2 % pr °C i temperaturintervallet fra -7 til +1 °C
der temperaturfølsomheten er størst. Når målt temperatur er +10 °C eller under -17 °C,
korrigeres med 0,8 % pr °C i forhold til ukentlig normaltemperatur. I de to øvrige
intervallene endres følsomheten lineært som angitt i figuren nedenfor.
15
Temperaturkorrigering av elkraftforbruk
1,4
1,2
Korreksjon % / °C
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
-30
-20
-10
0
10
20
30
°C
Figur 3-1 – Temperaturkorrigering
Dette gir en korreksjon for 2013-forbruket på +0,04 % som da blir basis for årsforbruksprognosene. Effektprognosene, som er utgangspunktet for nettutviklingsbehovet, er, der
det ikke foreligger separate prognoser, basert på energiprognosenes prosentverdier.
Imidlertid er det noen områder der prognosert forbruksøkning er knyttet til forbrukskategorier som har en noe avvikende årsprofil i forhold til øvrig forbruk – typisk hytter og
høyfjellshoteller som har høysesong senere på vinteren enn normalt tidspunkt for topplast
for hele regionen. Her vil normalt prosentvis energiprognose grunnet sammenlagringseffekten ligge høyere enn effektprognosen.
Temperaturkorrigeringen for effekt er basert på forskjellen mellom målt middeltemperatur
en periode forut for topplasttimen for regionen og valgt returtemperatur for det samme
målepunktet. Ideelt sett burde all temperaturkorrigering vært foretatt kun på den
temperaturavhengige delen av energiforbruket. Da det er urealistisk å oppnå en slik
målemessig separasjon, bortsett fra for sluttbrukermåling på timesnivå av industrielt
prosessforbruk, er man avhengig av å benytte ulike metoder for korrelasjonsanalyser
mellom totalt energiforbruk og værparametere, spesielt temperaturen, for å korrigere et
målt forbruk til en værreferanseverdi. NVE-dokumentet ”EN-seksjonsnotat nr 7/93 Bruk
av temperaturdata i kraftsystemplanleggingen” inneholder statistikkresultater for 1980-91
der døgnmiddeltemperaturer for de ulike statistiske returtider er interessant i denne
forbindelsen. For nevnte målepunkt Kise er temperaturer angitt i tabellen nedenfor.
Tabell 3.2 – Referansetemperaturer for Kise
Returtemperatur [°C]
2 års returtid
5 års returtid
10 års returtid
50 års returtid
Laveste døgnmiddel
-19,7
-25,1
-28,6
-36,5
Laveste 3-døgnsmiddel
-17,8
-23,2
-26,8
-34,8
Med utgangspunkt i perioden 11.-13. januar med en middeltemperatur på -15 °C er dette
2,8 grader mildere enn to års returtid og 8,2 grader mildere enn 5 års returtid. Med en
antatt utvikling i retning av et mildere klima synes det tilstrekkelig å benytte 5 års returtemperatur som nettdimensjoneringsgrunnlag. Ved å velge en korreksjonsfaktor lik 1 %
pr. °C betyr det at målte verdier i topplasttime 9 den 13. januar justeres opp med 7,6 %
som basis for effektprognoser.
16
3.5 Samfunnsøkonomiske beregninger
I presentasjonen av utbyggingsalternativenes økonomiske konsekvenser (investering,
driftskostnader, nettap og leveringstap) er verdiene angitt som relative nytteverdier i
forhold til ”nullalternativet” – det vil si å beholde dagens nett ut utredningsperioden.
Plussverdier angir derfor positiv nytteverdi (forbedring).
Veiledningsmaterialet som ligger på NVEs sider beskriver fremgangsmåte for
samfunnsøkonomiske vurderinger. Her anbefales det at det skal brukes en analysetid på
40 år.
3.6 Særegne forhold innen utredningsområdet
Bykommunene med omland samt Hadelandsområdet har en viss befolkningsøkning.
Resten av utredningsområdet, med enkelte unntak, er preget av stagnasjon og
tilbakegang i befolkningsutviklingen. Da det meste av utredningsområdet er relativt
grisgrendt befolket, blir gjennomsnittlig flatebelastning liten.
Tabell 3.3 – Befolkningstall i utredningsområdet
Område
Befolkning
pr. 1.1.2014
Befolkning
pr. km2
Prognose
befolkningsutvikling
2015-24 i %/år
Prognose
befolkningsutvikling
2025-34 i %/år
Hedmark
193 719
7,4
0,86 %
0,60 %
Oppland
187 254
7,9
0,90 %
0,58 %
Begge fylker
380 973
7,6
5 109 056
16,7
1,25 %
0,79 %
Landet
Temperaturforholdene på vinterstid bærer preg av at fylkene er typisk innlandsområde
med lave temperaturer i perioder med klarvær og høy utstråling om vinteren. Imidlertid er
tilgangen på fyringsved og øvrig biobrensel god, slik at andelen boliger med ren elektrisk
oppvarming er mindre enn landsgjennomsnittet.
I tillegg til befolkningsutviklingen er belastningsutviklingen i en del områder, spesielt
Trysil, Valdres og Gudbrandsdalen, preget av utviklingen innen turisme der SSBs
prognoser viser befolkningsnedgang mens antall nettkunder kan ha en betydelig økning.
Eksempelvis har folketallet i Midt-Gudbrandsdalen (GEs forsyningsområde) de senere
årene gått noe ned mens antall nettkunder har økt merkbart – en utvikling som ser ut til å
fortsette i utredningsperioden.
Den mest konsentrerte industrivirksomheten befinner seg i Raufoss-/Gjøvikområdet. Det
er her lagt spesielt vekt på å gjøre forsyningen sikker, blant annet med spesielt bredt
skogryddingsbelte og analyser av forsyningssikkerheten. For øvrig er de to fylkene relativt
fattig på industri, men som nevnt i kapittel 3.4.2, er det en del områder som er utbygd for
vinterturisme. Dette er i stor grad hytter med høy standard, hoteller og snøproduksjonsanlegg som medfører betydelige nettinvesteringer.
Områder med typisk produksjonsoverskudd er Valdres med produksjonsdimensjonert 132
kV-nett mot Gjøvik-/Totenområdet, Skjåk med kraftverkene i Øvre Otta, Vinstra med 300
kV regionalnettsledning til Fåberg og et noe mindre overskudd i Nord-Østerdalen med 300
kV regionalnettsledning til sentralnettspunktet Balbergskaret like ved Fåberg. For øvrig er
det i dette nettområdet i Nord-Østerdalen registrert stabilitetsproblemer under spesielle
driftsforhold. Dette fenomenet har oppstått i situasjoner med overføring av produksjonsoverskudd fra kraftverkene Rendalen og Savalen gjennom KVO-nettet (132 kV) samtidig
17
med høy produksjon i KVO-verkene. Systemansvarlig har derfor beregnet en grenseverdi
for overføring fra Savalen til Ulset kraftverk.
Sammenlignet med kystområdene er terrenget i innlandet regnet som relativt lett å bygge
og drive luftnett i. Framkommeligheten er normalt god, lite rasproblemer og det er
naturlig nok ingen problemer med saltbelegg på isolatorer. Imidlertid var det et steinras
på 132 kV-ledningen til Ylja kraftverk i 2008 som medførte mastehavari og krevde
komplisert feilretting i vanskelig terreng. Lokalforsyningen ble her opprettholdt i
reparasjonsperioden ved separatproduksjon i kraftverket.
I skogtraseer er snølast og trepåfall under kraftig vind et så stort problem at det i de siste
årene er brukt betydelige ressurser på skogrydding både i regional- og distribusjonsnettet.
Videre representerer hakkespettangrep på de stolpedimensjonene som benyttes i
regionalnettet et visst problem i en del områder. Det brukes her også en god del ressurser
på nettingkledning av stolper.
Generelt er det sjelden at naturgitte forhold gir lengre avbrudd på grunn av feil i regionalnettet.
Normalt er både 132 og 66 kV-nettet spolekompensert. Unntaket er kun noen mindre
galvanisk separate nettområder. På grunn av økning av kabelnettet på 66 kV i de senere
år har kompenseringsbehovet økt tilsvarende.
3.6.1 Spenningsnivå
Generelt oppfattes 132 kV internasjonalt som et mer utbredt og standardisert spenningsnivå enn 66 kV. Ved alle større prosjekter i områder med 66 kV som systemspenning
vurderes tekniske og økonomiske muligheter for å gjennomføre en spenningsheving til
132 kV (nevnt under noen av prosjektbeskrivelsene i dette dokumentet). Imidlertid er det
noen områder i 66 kV-nettet der kostnadene ved en spenningsheving gjør dette uaktuelt.
Dette gjelder spesielt hele strekningen fra Minne i sør og nordover Hedmarken (Stange,
Hamar, Løten, Ringsaker) og hele Gudbrandsdalen i tillegg til Raufoss industripark. I
øvrige områder (blant annet Solør) vil det være aktuelt å bygge om nettet til 132 kV på
sikt. Dette er utredet i en egen rapport for ENs regionalnett.
18
4 Beskrivelse av dagens kraftsystem
4.1 Energisammensetningen i utredningsområdet
De to fylkene har et registrert elektrisitetsforbruk på knapt 7 TWh med en topplast på vel
1600 MW, som angitt i Figur 4-4.
Med referanse til kildeinformasjon i de lokale energiutredningene utgjør ledningsbasert
elektrisk energi rundt 70 % av det stasjonære energiforbruket. Tilsvarende andel for bioenergi (dominert av ved- og flisfyring) er anslått til vel 20 %. Resten er forskjellige typer
fossile energiformer. Av infrastruktur for andre energibærere enn ledningsbasert elektrisk
energi og salgs-/distribusjonsapparat for ved og flytende fossil energi, er det i noen områder bygd ut fjernvarmenett.
4.1.1 Noen fjernvarmekonsesjonsområder
Eidsiva Bioenergi har i dag seks fjernvarmeanlegg i drift:






Eidsiva Bioenergi Hamar AS
Eidsiva Bioenergi Kongsvinger AS
Eidsiva Bioenergi Brumunddal AS
Eidsiva Bioenergi Lillehammer AS
Trysil Fjernvarme AS (65 %)
Lena Fjernvarme AS (51 %)
Selskapet har for øvrig flere prosjekter under utvikling i Oppland og Hedmark. De største
anleggene planlegges eller er under bygging i Lillehammer (satt i drift) og på Gjøvik. Et
større avfallsforbrenningsanlegg på Trehørningen industriområde i Hamar ble tatt i bruk i
2011 med produksjon av fjernvarme, damp og strøm. Eidsiva Bioenergi har vedtatt som
målformulering å nå en produksjon på 1 TWh bioenergi i løpet av de nærmeste årene.
Elverum Fjernvarme AS leverer på årsbasis ca. 28 GWh til området Leiret/Vestad
(Elverum sentrum) fra forbrenningssentral beliggende i Industrigata på Vestad. Det er
beregnet et fjernvarmepotensial i løpet av en 5-årsperiode i sentrum og i Terningmoen
militærleir på totalt 60-70 GWh. Produksjonen er basert på biobrensel (hovedsakelig
rivningsvirke, 2 x 4 MW) med oljebrennere (2 x 3 MW) for topplastproduksjon.
Otta Biovarme AS startet fjernvarmeleveranse i Otta sentrum i mars 2007 (konsesjon fra
31.10.2007) med et rørnett på rundt 1,5 km med en estimert leveranse på rundt 10,5
GWh fra en fjernvarmesentral med en fliskjel på 3 MW samt en 3 MW oljekjel og 0,5 MW
elektrokjel for topplast- og reserveproduksjon. Fullført byggetrinn 2 i 2010 økte
varmeleveransen til ca. 13 GWh.
Noen øvrige områder: Et mindre nær-/fjernvarmenett i Os (1,9 MW og 3,5 GWh –
kapasitet 5 GWh), Rena Leir, Rena sentrum, Kirkenær (forbrenning av impregneringsvirke
og elproduksjon), Eidskog, Skarnes og Gran.
Fjernvarmeutbyggingen er i stor grad basert på utnyttelse av lokalt produsert og CO 2nøytral bioenergi fra pellets, flis, rivningsvirke og øvrig skogsavfall samt noe avfallsforbrenning.
Informasjon om tilgjengelig effekt fra øvrige energikilder for lokale nærvarmeanlegg og
oppvarming av enkeltbygg (oljebrennere, vedovner med mer) er ikke tilgjengelig og har
dessuten liten relevans i denne sammenheng.
19
4.2 Beskrivelse av kraftnettet i utredningsområdet
4.2.1 Generelt
Regionalnettet i innlandsfylkene er bygd opp ut fra behovet for å overføre et produksjonsoverskudd fra de største kraftverkene i vest og nord i området til belastningstyngdepunktene i byene og på flatbygdene lenger sør.
Området ligger geografisk sentralt i Sør-Norge. De vestlige og nordlige deler av området
nær vannskillet når opp i stor høyde med betydelig nedbør. Nedbøren fra
Jotunheimområdet dreneres gjennom hoveddalførene Gudbrandsdalen og Valdres. I
Hedmark danner Glomma hoveddalføret fra vannskillet på Trøndelagssiden.
Det er nedbøren i stor høyde sammen med fall inn mot hoveddalførene som gir det største
tilskuddet av elektrisk energi i Oppland. I tillegg kommer tilskudd som følge av fall i selve
hovedvassdragene (lavtrykksanlegg). Totalt er det i Hedmark og Oppland ved utgangen
av 2010 (nyeste offisielle data) bygd ut henholdsvis 2,5 og 5,9 TWh vannkraft – noe som
utgjør om lag 2,0 og 4,8 % av landets samlede vannkraftproduksjon (Kilde: NVE).
Kraftproduksjonen innenfor området sett under ett er normalt noe høyere enn forbruket,
mens produksjonen hovedsakelig er lokalisert i de tynnest befolkede områdene slik at det
er overføringsbehov øst- og sørover. Imidlertid er reguleringsgraden av
produksjonssystemet totalt sett dårligere enn landsgjennomsnittet, slik at området
periodevis har et effektoverskudd om sommeren og et relativt betydelig behov for
effekttilskudd om vinteren. Hedmark er for øvrig det eneste fylket som har høyere vernet
årsproduksjonspotensial enn det som er utbygd. Andel vernet i forhold til totalt nyttbart er
for Hedmark og Oppland henholdsvis 88 og 56 % mot 31 % på landsbasis. Oppland
sammen med Sogn og Fjordane og Nordland er de fylkene som har størst gjenværende
utbyggbart vannkraftpotensial.
I takt med de store kraftutbyggingene i Oppland og Nord-Østerdalen, er det bygget tre
300 kV-ledninger med utspring i Nedre Vinstra/Harpefossen, Øvre Vinstra og Rendalen via
Lillehammerområdet til Osloområdet – to ledninger på vestsiden av Mjøsa og en på østsiden. Videreføringen av 300 kV-ledningen nordover fra Øvre Vinstra via Vågåmo og
videre til Aura og Trøndelag utgjør foreløpig den eneste sentralnettsforbindelsen på 300
kV-nivå mellom Sør- og Midt-Norge.
300 kV-nettet gjennom Gudbrandsdalen (både regional- og sentralnett) gir det lokale
regionalnettet på 66 kV en solid nettmessig forankring i Fåberg, Nedre Vinstra/
Harpefossen og Vågåmo.
Ledningsforbindelser på 300, 132 og 66 kV som krysser grensene til utredningsområdet:











300 kV Vågåmo-Aura (s-nett)
300 kV Vang–Minne (s-nett)
300 kV Fåberg–Røykås (s-nett)
300 kV Fåberg–Vardal–Roa/Hadeland–Ulven (s-nett)
132 kV Hadeland–Follum
132 kV Vågåmo–Osbu
132 kV Savalen–Ulset-Litjfossen–Brattset
132 kV Lutufallet–Höljes
132 kV Eidskog–Charlottenberg (s-nett)
66 kV Tangen–Minne
66 kV Kvisler–Nord-Odal–Minne
20

66 kV Tynset-Tolga-Os-Røros
Mellomriksforbindelsen Charlottenberg-Eidskog ble etablert i 1986 for å oppnå tosidig
forsyning for Eidskog (og Charlottenberg), samt for å kunne foreta systematisk kraftutveksling ved å utnytte forskjellen i kraftpris mellom Sverige og Norge
(flaskehalsinntekter). I den forbindelse ble det utarbeidet trekantavtaler mellom NVE
Statkraftverkene (senere SN), Uddeholm (senere Gullspång, Birka og Fortum) og
Hedmark Energiverk (senere EN). Med virkning fra 1.1.1993 ble 132 kV-forbindelsen
Minne–riksgrensen utleid til sentralnettet.
Den andre mellomriksforbindelsen i utredningsområdet er Lutufallet–Höljes.
Overføringsevnen her er begrenset av 132/66 kV-transformatoren i Lutufallet (50 MVA)
samt 66 kV-linjene Lutufallet-Nybergsund (FeAl 120) og Lutufallet-Elverum (FeAl 70).
Imidlertid er dette en verdifull reserveinnmating til regionalnettet i Sør-Østerdalen og
Trysil. Den har også vært benyttet i feil- og vedlikeholdssituasjoner for å få ut
produksjonen på begge sider av grensen.
4.2.2 Regionale overføringsforhold
På bakgrunn av områdets tilknytning til 300 kV-nettet og for å få et mer detaljert bilde av
lastforholdene i regionalnettet, er det i denne utredningen valgt å dele utredningsområdet
i fem delområder:





Vest-Oppland (Hadeland, Valdres og Gjøvik/Toten)
Gudbrandsdalen fra Lillehammer og nordover
Østerdalen fra Elverum og nordover (ofte delt i Nord- og Sør-Østerdalen)
Sør-Hedmark – Solør-Odalen/Glåmdalen
Hedmarken – flatbygdene på østsiden av Mjøsa
4.2.2.2. Vest-Oppland – område 1
Regionalnettet i Vest-Oppland er bygd opp som et ”produksjonsdimensjonert” nett med
tre parallellgående ledninger fra Valdres til Gjøvik/Toten. Opprinnelsen til dette nettet var
utbyggingen av Åbjøra kraftverk og det generelle kraftbehovet i distriktet. 132 kV
spenning ble valgt ut fra overføringsbehovet. Enda eldre er det opprinnelige 132 kV-nettet
gjennom Hadeland, som nå er revet på strekningen fra Minne til Hadeland
transformatorstasjon. 132 kV-nettet er koblet til 300 kV i Vardal og Minne.
Hadelandsnettet, med 300 kV-tilknytning i Hadeland transformatorstasjon, har foreløpig
ingen elektrisk forbindelse med det øvrige regionalnettet på 132 kV, men er knyttet
sammen med Buskerudnettet mot Follum/Ringerike. Nord-vest for Åbjøra er 132 kV-nettet
å betrakte som et radialnett uten mulighet for ringdrift.
Ved hver kraftstasjon, med unntak av Dokka, er det egne uttak for 22 kV til
distribusjonsnettselskapene. I tillegg er det bygd flere transformatorstasjoner for
nedtransformering til 22 kV. 132 kV-nettet har således en dobbel funksjon – som
overføringslinjer for kraftproduksjon i Valdres og som hovedfordelingsnett for distriktet.
Som nevnt tidligere er nettet bygd ut fra kraftproduksjonens behov, og transformatorstasjonene langs ledningen har derfor tosidig innmating. Alle kraftstasjoner har transformering til 22 kV og egne avganger for mating til bygdenettet. Når aggregatene er ute av
drift, forsynes 22 kV-avgangene via transformator fra 132 kV-nettet. Nettet har normalt
større produksjon enn forbruk og kan kjøres uavhengig av hovednettet ved at
kraftverkene kan kjøre på egne nett. Ved Kongsengen, Gjøvik, Raufoss og Dokka er det
transformatorreserve. Ved de andre stasjonene er en avhengig av reserve i underliggende
nett og bruk av mobil reservetransformator.
21
«Ryggraden» i dette nettet er dobbeltledningen Åbjøra-Dokka-Gjøvik. Denne inngår i det
maskede 132 kV-nettet sammen med ledningen Tonsåsen-Kongsengen, tverrforbindelser
mellom disse og forbindelser mot 300 kV-nettet i Vang, Minne og Vardal. Doble samleskinner i Dokka koblingsstasjon gir økt mulighet til å fordele belastningen på ledninger
med ulikt tverrsnitt og ulike ledertemperaturgrenser.
Forbindelsen Dokka-Fall reduserer problemet med overlast på FeAl 120-ledningen DokkaVardal-Gjøvik ved utfall av den parallelle Condorledningen. Tverrforbindelsen gir også en
betydelig avlastning av ledningen mellom Dokka og Gjøvik ved utfall av Åbjøra-Begna.
Ledningen Dokka-Fall er også nødvendig for å ha overføringskapasitet for
energiproduksjon ved Dokkaverkene i sommerhalvåret. Videre gir forbindelsen redusert
sårbarhet med bedre muligheter for normalt vedlikehold av ledningene. Spesielt lang
reparasjonstid må påregnes dersom det oppstår feil på sjøkabelen over Randsfjorden. Det
er avdekket et punkt med en skarp kant i denne traseen som innebærer en potensiell
feilkilde.
I perioder med ledningsutkoblinger har det vært situasjoner med stabilitetsproblemer og
pendlingsutfall i Valdresnettet. Det er derfor tatt i bruk produksjonsfrakobling som
systemvern i dette nettet.
På Hadeland er det noe lokalproduksjon som med 132 kV-nettet mellom de to 300 kVstasjonene Hadeland og Ringerike erfaringsmessig gir en god driftssikkerhet.
Behov/problemer
Jaren
Jaren transformatorstasjon er ensidig forsynt fra Hadeland på 132 kV med delvis reserve
på underliggende nett. Av den grunn er det tidligere utredede prosjektet Jaren-Fall
fortsatt aktuelt.
Fagernesområdet og Etnedal
Analyser viser at det ut fra driftssikkerhetshensyn er behov for ny transformatorstasjon
snarest mulig. Begrunnelsen for dette er at det i tunglastperioden er forsyningen i
Fagernesområdet svært anstrengt. Ved normal drift og normal driftsdeling i tunglast er
transformatoren i Faslefoss overlastet dersom aggregatet står. Ved større feil i Faslefoss,
på transformator eller 22 kV-samleskinner under tunglastperioden, klarer en ikke å
opprettholde strømforsyningen til Fagernesområdet, dvs. at kravet til N-1 ikke
etterkommes. Beregninger og utfallsanalyser viser at det er en underdekning på ca. 3 MW
selv når reserveforsyning fra naboverkene SAE og Hallingdal Energi nett tas inn.
Forsyningen til Etnedal er også sårbar over en lang 22 kV radial fra Bagn kraftverk. En
innmating til kommunen fra nevnte Skrautvål transformatorstasjon vil være en nødvendig
innmatingsforsterkning for å redusere spenningsfall og sårbarhet.
Det er gitt konsesjon til i å bygge Skrautvål transformatorstasjon, og denne vil være
idriftsatt i løpet av 2015.
Gjøvik by
Som et tiltak for å sikre forsyning av Gjøvik by er kontrollanlegget for 132 og 66 kV-delen
av Gjøvik transformatorstasjon nylig modernisert og utstyrt med fjernstyring av anlegget.
Videre er det gjennomført tiltak for å redusere brannrisikoen i stasjonen. For øvrig er
risiko- og sårbarhetsnivået for forsyning av Gjøvik by hovedbegrunnelsen i den
gjennomførte nettanalysen for konklusjon med anbefaling av ny transformatorstasjon i
Gjøvik sentrum.
22
Det er gitt konsesjon til bygging av ny transformatorstasjon i Gjøvik. Denne forventes
idriftsatt i løpet av 2016.
Sør-Aurdal
Transformering 132/66 kV i Eid kraftverk. Kraftverket (2x5,3 MVA) er i dag tilknyttet SAEs
22 kV-nett med høye nettap og ustabile driftsforhold for kraftverket. Dette, sammen med
ytterligere kraftutbyggingsplaner i området, er hovedmotivet for pågående vurdering av et
eventuelt prosjekt med 132 kV-tilknytning av kraftverket. Det største av de
konsesjonssøkte utbyggingene (Kvennfossen kraftverk, ca. 4 MW) er imidlertid avslått.
Dette avslaget er påklaget og videre vurdering av transformeringsprosjektet er avhengig
av utfallet av klagebehandlingen.
Ylja kraftverk – Vang kommune
Transformeringskapasiteten til 22 kV i Ylja kraftverk er 6 MVA. I tunglast vil det bli
overlast ved utfall av Eidsfoss kraftverk (som er hydrologisk knyttet til produksjonen i
Ylja). Det er forventet en betydelig lastøkning som følge av hytte- og veibygging.
Det er søkt konsesjon for ny transformering 132/22 kV i ny Ylja transformatorstasjon.
I tillegg er det konsesjonssøkt mange kraftverk i Vang kommune. Dette kan medføre
behov for ytterligere transformatorkapasitet i området dersom alle blir realisert.
Hyggjande - Beito
Ny T-avgrening til Beito transformatorstasjon aktualiserer behov for å etablere en
koblingsstasjon ved Hyggjande, og med det kan to eksisterende T-avgreninger i området
elimineres.
Åbjøraledningsanlegget
Den eldste av parallelledningene mellom Åbjøra og Gjøvik er 60 år gammel og har
tverrsnitt FeAl120. Parallellinja har condortverrsnitt og er ca. 10 år nyere (på det meste
av strekningen). Ledningsanlegget er ikke bygd med gjennomgående jordforbindelse. I
kombinasjon med dårlige jordingsforhold medfører dette at det er vanskelig og kostbart å
oppfylle krav til maksimale berøringsspenninger ved feilsituasjoner.
Videre har ledningene et betydelig overføringstap (et beregnet tap på 26 GWh tilsvarende
ca. 12 Mkr i 2010 – noe mindre i 2011).
Dette i kombinasjon med anleggets alder er bakgrunnen for et behov for en større
nettanalyse for Valdresområdet.
4.2.2.3. Gudbrandsdalen – område 2
66 kV-nettet er begrenset til Gudbrandsdalen med forankring i 300 kV i Vågåmo, Nedre
Vinstra/Harpefossen og Fåberg. 66 kV-nettet er sammenhengende fra Vågåmo via Nedre
Vinstra/Harpefossen til Fåberg. I Lillehammer, Gausdal og Øyer er det to
sammenhengende 66 kV-ringer ut fra Fåberg.
Behov/problemer
Transformering 300/66 kV i Nedre Vinstra
Reserveforhold ved linjefeil og fleksibilitet er bakgrunn for vurdering av
transformatorstrukturen i Vinstra-Harpefossområdet. En ny transformator med
spenningsregulering, som erstatning for dagens 15 MVA T4, vil også innebære en delvis
reserve for transformator T2 i Vågåmo. Ny transformator ble idriftsatt i 2013.
Nettilknytning av ny produksjon
23
Det er gjennomført en nettanalyse for å finne optimal nettstruktur for tilknytning av
planlagte nye kraftverker i Otta og Lågen i Nord-Gudbrandsdalen.
Ringebu - Kvitfjell
Transformeringskapasiteten i Ringebu og Rybakken er tilnærmet fullt utnyttet. I stedet for
økt transformatorkapasitet i Ringebu, vurderes ny transformering i Kvitfjellområdet. I
første omgang utvides transformatorkapasiteten.
Gausdal - Skei
For forsyning av belastningsøkning som følge av byggeaktiviteten i hytteområdet Skei i
Gausdal, kan en løsning med ny transformatorstasjon være aktuell. Dette er imidlertid
vurdert som lite aktuelt den nærmeste 10-årsperioden.
4.2.2.3. Nord-Østerdalen – område 3A
Området som helhet har med Rendalen kraftverk, som er direkte knyttet til 300 kV-nettet,
normalt produksjonsoverskudd. Regionalnettet består av linjeforbindelser som i utgangspunktet er produksjonsdimensjonert. Området nord for Savalen har kun reserveforsyning i
lettlastperioder da linja fra Nea over Røros er for svak til å kunne dekke vinterlasten på
Østerdalssiden (og knapt nok Røros alene). I tillegg til forbruket innenfor utredningsområdet, er også Røros-belastningen avhengig av forsyning sørfra i tunglastperioder.
Behov/problemer
Driftsforhold for området fra Tynset og nordover
Begrenset transformatorytelse i Nea og svak forbindelse mellom Nea og Røros betyr at det
kun er reserve fram til Tynset i lettlast. For øvrig har denne ledningen liten verdi for
utredningsområdet. Røros forsynes normalt sørfra (Savalen/Tynset). Begrensningene i
overføringskapasiteten nordfra er 66 kV-linje Nea-Reitan med tverrsnitt FeAl 50 og lengde
ca. 45 km. Realistisk overføringsevne på denne ledningen er 15-20 MVA. Lastuttaket i
Reitan er ca. 6 MW. Dimensjonerende vinterproduksjon i kraftverkene Kuråsfoss og
Røstefoss er begrenset til ca. 5 MW på grunn av tapperestriksjoner i isleggingsperioder i
Glomma tidlig på vinteren. Registrert topplast i Røros er i overkant av 30 MW. Kapasiteten
på 66 kV-linjene nord for Tynset ligger på omtrent det dobbelte av aktuell tunglast,
begrunnet i termisk grenselast for faseliner. Tidligere prognosert forbruksvekst ville ha
medført spenningsproblemer omkring stadium 2010, men de siste årene er det registrert
en stagnasjon i forbruksutviklingen. Dessuten er ohmsk ledningstap så høyt at det er et
vesentlig innsparingspotensial i tilknytning til det vurderte prosjektet med heving av
spenningsnivået nordover fra Tynset – se kapittel 6.2.16.
Når det gjelder tiltak for å oppnå tosidig forsyning til dette området, har det vært vurdert
ny 132 kV-forbindelse fram til Tynset som T-avgrening fra ledningen Savalen-Ulset.
Imidlertid er statistisk tilgjengelighet for dette nettet så god at det ikke forsvarer så
kostbare tiltak som dessuten kun gir en begrenset bedring i leveringssikkerheten. Et annet
tiltak ble vurdert i forbindelse med Statnetts tidligere planer om 300 kV-forsterkning
mellom Trøndelag og Østlandet med trasealternativ Rendalen-Nea. En
transformeringsinnmating som avtapping på denne ledningen i nærheten av Os ville ha
gitt en verdifull bedring av leveringssikkerheten og redusert nettapet. Imidlertid ser det ut
til at disse planene er skrinlagt etter linjeforsterkningen vestover fra Klæbu. En bedring av
forsyningssikkerheten vil kunne oppnås dersom utbyggingen av Tolga kraftverk blir
gjennomført.
Sollia – 66 kV-forsyning og transformeringsbehov
24
66 kV-ledningen Nedre Vinstra-Sollia-Alvdal ble bygget i slutten av 50-åra og starten av
60-åra. I normal drift forsynes Sollia via Alvdal fra Savalen. Strekningen Sollia-Nedre
Vinstra har hovedsakelig funksjon som reserveforsyning. Hele ledningen består av FeAl 50
og FeAl 70, samt FeAl 58 spesialline over høyfjellet på de mest værharde strekningene.
Den er til sammen ca. 84 km med omtrent 36 km mellom Nedre Vinstra og Sollia og ca.
48 km mellom Sollia og Alvdal. Det er her en kombinasjon av beskjeden belastning
(Sollia) og lange linjelengder. Dette innebærer at det neppe vil være lønnsomt å
reinvestere i begge disse ledningsseksjonene når teknisk levetid er utløpt. Det tas derfor
sikte på å rive strekningen Sollia-Nedre Vinstra når driftskostnadene overstiger
nytteverdien i form av reduserte KILE-kostnader ved tosidig forsyning.
Transformering i Rendalen
Det er nødvendig med utskifting av treviklingstransformatoren i Rendalen for å få
mulighet for spenningsregulering. Dette tiltaket kan også bli utløst av en mulig
vindkraftutbygging i Engerdal som kan medføre et transformeringsbehov 132/300 kV som
overstiger merkeytelsen på 100 MVA.
4.2.2.4. Sør-Østerdalen – område 3B
Behov/problemer
Forsyningssikkerhet i Trysil/Engerdal
I Lutufallet er det installert en 50 MVA transformator for tilkobling av 132 kV-ledningen
mot Höljes i Sverige (direkte jordet nullpunkt). Denne representerer en verdifull
reserveinnmating. Spørsmålet om å gjennomføre spenningsheving til 132 kV fra Trysil til
Lutufallet vurderes løpende blant annet ut fra belastningsutviklingen og endringer i behov
for utveksling mot Sverige.
Forbindelsen mellom Lutufallet og Elverum er tidligere vurdert revet når teknisk levetid er
utløpt. Nå er det konsesjonssøkt et vindkraftverk, Kjølberget, langs linja. Det vil derfor
måtte gjøres en vurdering av hva som skal gjøres i området når det blir klart hva som blir
bygd ut av ny produksjon i Østerdalen.
Reserveforsyning for Koppang og Rena
Forbindelsen Koppang-Rødsmoen er gammel og har lite tverrsnitt (FeAl 35/50/70). Uten
denne linja vil Koppang kun ha ensidig forsyning fra Rendalen. På grunn av den sterkt
begrensede overføringskapasiteten mellom Rødsmoen og Koppang kan problemer med
treviklingstransformatoren i Rendalen medføre delvis svikt i forsyningen til Koppang. Den
belastningen som er tilknyttet 66 kV-nettet i Rendalen transformatorstasjon har reserve
på 22 kV fra Rendalen kraftverk. Også i Rena-området (søndre del av Åmot kommune) er
reserveforholdene i 66 kV-nettet dårlig. Både ledningen Elverum-Rena og den nevnte
Rødsmoen-Koppang er for svake til å dekke forbruket i tunglast slik at forsyningen er
avhengig av 66 kV-ledningen Osa-Løpet-Rena. 25 MVA treviklingstransformator i Osa
(132/66/22 kV uten 66 kV spenningsregulering) er også sterkt begrensende for forsyningen av Rena og Koppang samtidig når Løpet kraftverk er ute av drift eller har
redusert produksjon. Gjennomførte nettanalyser konkluderer med at det gunstigste
alternativet for nettstrukturen i dette 66 kV-nettet er å reinvestere i ledningen RødsmoenKoppang og rive Elverum-Rena når levetida er utløpt.
Første seksjon av Rødsmoen-Koppang er ferdig reinvestert, nærmere bestemt mellom
Rødsmoen og Furuset.
Spenningsforhold
25
I Elverumsområdet er øvre spenningsnivå på 66 kV begrenset av uheldig
omsetningsforhold på 66/22 kV-transformatoren i Løvbergsmoen, Elverum
transformatorstasjon og på Rena. Tilsvarende problem på 66/11 kV i Løvbergsmoen, som
medførte den største begrensningen i spenningsnivå, ble løst i 2005 med rokering med
tilsvarende enhet i Greften. Dette har medført mer fleksibel drift og redusert behov for å
operere med ugunstig separatdrift. Dette har også vært en betingelse for å oppnå en
fornuftig spoleplassering og en gunstig seksjoneringsplan for jordfeilsøking.
4.2.2.5. Solør-Odal/Glåmdal – område 4
Behov/problemer
Reserveforsyning
Innen regionen er det tre 66 kV-transformatorstasjoner med kun ensidig mating. Her
finnes delvis reserve i 22 kV-nettet, samt en del lokal produksjon. Dette gjelder Våler og
Sønsterud ved Åsnes, samt Norsenga ved Kongsvinger. 66 kV-ledningen fra Kongsvinger
transformatorstasjon til Norsenga går dessuten gjennom byområder i Kongsvinger med
underliggende 22 kV og utgjør av den grunn et visst miljøproblem.
Dersom 132/66 kV transformatoren i Åsnes faller ut er det i tunglast umulig å forsyne hele
Solør fra Minne uten for store spenningsfall.
Det er gjennomført en utredning for å se på nettstrukturen og fremtidig spenningsnivå i
området. Rapporten konkluderer med at det er gunstig på sikt å bygge om til 132 kV i
hele området med få unntak. Dette er beskrevet i egen rapport.
Nord-Odal
Driftserfaringer viser relativt høy avbruddshyppighet for Nord-Odal transformatorstasjon
til tross for linjeforbindelse både vestover mot Minne og østover mot Kvisler. Dette
skyldes at disse to ledningene går gjennom skogområder, og på grunn av retningen er
utsatt for trepåfall i perioder med kraftig vind fra nord eller sør (høy samtidighetsfaktor).
Videre tilsier alderen (byggeår 1950) at det må utarbeides en plan for framtidig forsyning
av kommunen når levetida på disse ledningene er nådd. Dette er omtalt i egen rapport
som også omtalt foran.
4.2.2.6. Hedmarken – område 5
Behov/problemer
Stange-området
Stange forsynes fra «Hedmarkslinja» mellom Minne og Hjellum. Overføringskapasiteten
fra Minne er ikke tilstrekkelig for å dekke forbruket i hele kommunen i tunglast. Videre er
stasjonene Ilseng og Bekkelaget ensidig forsynt fra avgreninger. Ilseng har lettlastreserve
i 11 kV-nettet. Forslag i tidligere utredningsrevisjoner om videreføring av 66 kV
luftledning Hommerstad-Bjørke videre til Bekkelaget er opprettholdt uten at det er tatt
stilling til utbyggingstidspunkt. Dette er omtalt senere i utredningen.
26
4.2.3 Aldersfordeling
Aldersfordeling linjer
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
> 50
40-50
30-40
20-30
66 kV
10-20
< 10
>=132 kV
Figur 4-1 Aldersfordeling for linjer [km]
Aldersfordeling transformatorytelse ekskl. generatortransformatorer ref.
primær reg.nettnettspenning
900
800
700
MVA
600
500
132 kV
66 kV
400
300
200
100
0
> 40
30-40
20-30
10-20
< 10
År
Figur 4-2 Aldersfordeling for transformatorytelse
27
Figur 4-1 Aldersfordeling for linjer [km] viser at en betydelig andel av 66 kV-ledningene
har passert 40 år. Denne aldersprofilen aktualiserer bruk av metoder for å finne riktig
reinvesteringstidspunkt ut fra tilstandskartlegging og vedlikeholdskostnader.
I Figur 4-2 Aldersfordeling for transformatorytelse framgår at det er en relativt liten del av
transformatorparken som er over 50 år og som nærmer seg teknisk levetid for denne
komponenttypen. Det vil derfor være begrenset behov for reinvestering i nye
transformatorer ut fra rene levetidsvurderinger i analyseperioden. Overlast på
transformatorer som reduserer levetiden forekommer svært sjelden.
4.2.4 Lengde kabel og luftledning
Tabell 4.1 viser en oversikt over antall km luftledninger og kabler som finnes i nettet. I
tallene er også rene produksjonsanlegg inkludert, blant annet de oppførte 4 km med 300
kV kabel.
Tabell 4.1 – Nettstatistikk kabler og linjer
Komponent
Luftledning
Kabel
66 kV [km]
132 kV [km]
300 kV [km]
1 156
1 157
149
52
23
4
4.2.5 Transformeringskapasitet mellom spenningsnivåer i regionalnettet
og fra regionalnettet mot distribusjonsnettet
Tabell 4.2 viser en oversikt over transformeringskapasitet i utredningsområdet.
Generatortransformatorer er ikke tatt med i oversikten. Treviklingstransformatorer der
den ene viklinga er mot generator eller kun brukes for lokalforsyning til stasjonen, er kun
tatt med som toviklingsenhet.
Tabell 4.2 – Nettstatistikk transformatorer
Systemspenning
Installert ytelse [MVA]
Antall
300/132/66
145/100/45
1
300/66/22
20/15/15
1
132/66/11
260/260/240
3
132/66/22
132/110/70
3 (den ene i reserve)
132/132
125
0,436 (norsk andel)
132/66
375
6
132/22
891
34
132/11
50
2
66/22
923
58
66/11(5)
723
44
4.2.6 Spenningsforhold – reaktiv effekt
Sentralnettet i området har problemer med periodevis høyt spenningsnivå. Det er derfor
installert en 300 kV reaktor på 100 MVAr i Fåberg og planlagt tilsvarende enheter i Vang,
Vågåmo og Frogner. Statnett har besluttet at spenningsnivået i 300 kV-nettet generelt
skal begrenses til normert øvre materiellgrense på 300 kV. I Rendalen har normalnivået
ligget på nærmere 310 kV helt siden anlegget ble bygd og omsetningsforhold på
transformatorene er tilpasset dette (treviklingstransformator T2 310/132/65 kV er uten
28
reguleringsmulighet). En eventuell senking av 300 kV-nivået vil gi et spenningsnivå i
underliggende 132 og 66 kV-nett som både gir høyere nettap (beregnet til ca. 0,3 MW
som årsgjennomsnitt) og gir problemer ved sammenknytning mot nabonett (132 kV KVOnett nordover og 66 kV Koppang-Rødsmoen sørover). Spenningsforskjellen vil forhindre
sammenkobling slik at flytting av delingspunkt vil innebære ”koblingsblunk”, med
strømstans for kunder i 66 kV-nettet.
Den reaktive effekten i regionalnettet søkes regulert slik at summen av reaktiv effektutveksling mot sentralnettet blir null under tunglast. Ideelt sett bør reaktivforbruket
produseres nærmest mulig forbruksstedene. Her benyttes kondensatorbatterier og
aggregatmagnetisering i lokale kraftstasjoner. Da regionalnettet i stor grad drives parallelt
med sentralnettet, er riktig trinning av transformatorene viktig for å unngå transitt av
reaktiv effekt mellom sentralnettspunktene – spesielt i Vardal, Vang og Minne. På grunn
av parallelldriften kan det allikevel være vanskelig å oppnå balanse i hvert enkelt
utvekslingspunkt.
Nettet ønskes drevet med så høy spenning som mulig. I 132 kV Østnettet er det en
begrensning øverst i Valdres på ca. 142 kV med nåværende 22 kV spenningsnivå. På
grunn av omsetningsforholdet på en del transformatorer ned til 11/22 kV
distribusjonsspenning lenger øst blir maksimal utgangsspenning fra Vang og Minne rundt
135 kV. I 66 kV-nettet er det også en del problemer med uheldig omsetningsforhold (60
kV i midtstilling samt lavt utgangsspenningsnivå i distribusjonsnettet) som begrenser
muligheten for å heve dette spenningsnivået over en utgangsspenning fra sentralnettet på
66-68 kV.
4.3 Oversikt over elektrisitetsproduksjon
Det er store variasjoner i produksjon mellom de ulike områdene i Hedmark og Oppland.
Figuren under viser nominell effekt, tilgjengelig vintereffekt og årsproduksjon.
Produksjonsressurser områdevis
900,0
4000,0
800,0
3500,0
700,0
3000,0
2500,0
500,0
GWh/år
MW
600,0
2000,0
400,0
1500,0
300,0
1000,0
200,0
500,0
100,0
0,0
9,2
Gudbrandsda
len
811,2
VestOppland
574,9
4,6
621,1
536,4
36,2
3343,4
2128,6
Østerdalen
Solør-Odal
Hedemarken
Nom.eff.
386,9
48,5
Vintereff.
292,1
25,8
Årsprod.
1780,6
274,3
0,0
29
Figur 4-3 – Produksjon i de forskjellige områdene i Hedmark og Oppland
4.4 Statistikk for elektrisitetsforbruk
Målt effektforbruk områdevis
Aksetittel
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
Ti. 9
Ti. 9
Ti. 9
Ti. 9
Ti. 9
Ti. 9
Ti. 9
T9
Ti. 9
Ti. 9
Ti. 10
21.1.0
25.1.0 19.12. 12.2.0
3.12.1
23.1.1 13.1.1
3.3.05 6.3.06
8.1.10
3.2.12
4
7
07
9
0
3
4
Vest-Oppland 482 39 494 0 486 41 478 39 503 40 518 38 567 0 521 21 523 33 544 0 468 0
Gudbr.dalen 274 16 304 0 300 20 303 13 303 9 317 1 363 0 352 14 333 15 345 1 311 0
Hedemarken 289 20 301 0 296 22 309 25 315 0 337 6 348 0 337 23 325 22 328 2 299 0
Solør-Odal
184 5 185 0 182 10 187 8 190 0 195 0 218 0 195 4 197 6 206 1 187 0
Østerdalen
225 14 222 0 221 11 221 8 226 0 237 0 258 0 251 11 238 11 250 0 224 0
Sum
145 93 150 0 148 103 149 92 153 49 160 46 175 0 165 72 161 87 167 5 149
Figur 4-4 – Årlig effektregistrering
Figuren ovenfor viser utviklingen av maksimaleffekt de siste 10 år. De årlige variasjonene
på disse ukorrigerte verdiene samsvarer godt med temperaturvariasjonene der det kun
var vintersesongene 2001/2002 og 2009/2010 som hadde temperaturer som nærmet seg
det som har vært definert som 5 års returtemperatur.
Figur 4-5, som framstiller årsforbruket (ukorrigert), viser en tilsynelatende stagnasjon
fram til året 2010 da værforholdene i begge vintersesongene var preget av lave
temperaturer.
De historiske verdiene er valgt å framstille ukorrigert. Det er kun ved bruk av siste års
verdier som utgangspunkt for prognoser for de neste 10 år at det er valgt å temperaturkorrigere forbruket.
30
Målt energiforbruk områdevis
9000
8000
7000
Aksetittel
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Vest-Oppland 216
231
237
229
236
240
236
251
226
231
227
Gudbr.dalen 130
136
145
145
149
151
154
167
147
153
156
Hedemarken 126
131
133
133
136
140
141
148
136
140
142
Solør-Odal
768
857
846
841
749
743
758
829
744
762
768
Østerdalen
996
102
101
102
105
106
108
115
103
101
102
Sum
649
686
702
695
702
713
717
764
688
704
705
Figur 4-5 – Energiforbruket fordelt på områder
4.5 Driftsforhold av betydning for utnyttelse av dagens kraftsystem
4.5.1 Driftskoblinger
Normale delingspunkter i regionalnettet mellom 300 kV utvekslingspunkter er vist i Tabell
4.3.
Tabell 4.3 – Driftskoblinger
Sentralnett-/300 kV-punkter
Regionalnettsdele
Vågåmo – Nedre Vinstra
66 kV Bolongen – Heggerusten
Fåberg – Nedre Vinstra
66 kV Ringebu – Tretten
Vang – Rendalen
66 kV Koppang – Rødsmoen
Vang – Minne
66 kV Finstad – Tangen
Det har periodevis vært praktisert ringdrifter uten oppdeling for alle de nevnte
delingspunkter. Hadelandsnettet drives sammen med Buskerudnettet mot
Follum/Ringerike og har kun forbindelse med det øvrige nettet i Oppland via 300 kV
sentralnettslinje Vardal-Hadeland.
4.5.2 Overførings- og transformeringskapasiteter – begrensninger i
aktuelle feilsituasjoner
4.5.2.1. Innmatings- og overføringskapasitet fra Sentralnettet
Transformeringskapasitet fra 300 kV i utvekslingspunktene Hadeland, Vågåmo, Vardal,
Vang og Minne representerer sjelden flaskehalser i nettet og anses derfor i hovedsak som
tilfredsstillende. Imidlertid har det forekommet korte perioder med overlast på transfor31
matoren i Vardal. I tillegg til transformeringen i utvekslingspunktene med sentralnettet,
har regionalnettet også forbindelser til Sør-Trøndelag via 132 kV-ledningen Savalen-UlsetLitjfossen-Brattset og via 66 kV-forbindelsen Tynset-Tolga-Os-Røros, samt til Sverige via
132 kV-ledningene Eidskog-Charlottenberg og Lutufallet-Höljes.
Transformeringskapasiteten anses generelt som godt tilpasset behovet, uten at detaljerte
beregninger av avbruddskostnader er gjennomført. Imidlertid er det i forbindelse med
nettanalysen knyttet til kraftutbyggingsprosjektene i Lågen og Øvre Otta (se kapittel
6.2.13) påpekt at transformeringskapasiteten 300/132 kV i Vågåmo vil kunne bli en
begrensning for å unngå produksjonstap.
I november 2010 oppsto en svært anstrengt driftssituasjon i Eidefossnettet i forbindelse
med en planlagt utkobling av 300/66 kV transformator T2 i Vågåmo (107 MVA). Statnett
har besluttet anskaffelse av ny transformator for dette spenningsnivået med planlagt
idriftsettelse i 2013. Se kommentar til Feil! Fant ikke referansekilden..
Det er også avdekket et uønsket sårbarhetsnivå for 66 kV-nettet i Fåberg ved utfall av
den største transformatoren (160 MVA T1) i tunglastperioder. Den andre enheten har en
kapasitet på kun 75 MVA (fra 1959). Ny transformator forventes idriftsatt i løpet av 2014.
4.5.2.2. Generell kapasitet i regionalnettet knyttet til ny
produksjonsinnmating i distribusjonsnettet
I NVEs kartlegging av potensial for småkraft er det Stor-Elvdal og Vang kommuner samt
nord i Gudbrandsdalen at det største potensialet er. Det er i Stor-Elvdal og Vang at det vil
være behov for å øke nettkapasiteten dersom alt potensialet blir utnyttet. For øvrig vil
utbygging av ny produksjon i Valdres gi høyere marginaltap da regionalnettet er
produksjonsdimensjonert.
Tabell 4.4 – Utbyggingspotensiale for småkraft i Hedmark (Kilde: NVE)
Kapasitet
Noe kapasitet
Ikke kapasitet
Kommunenavn
Småkr.pot.
[MW]
0402 Kongsvinger
0
0403 Hamar
0
0412 Ringsaker
0
Status
Kommentar
0415 Løten
0417 Stange
0,52
0418 Nord-Odal
1,80
0419 Sør-Odal
0
0420 Eidskog
0
0423 Grue
0
0425 Åsnes
3,54
0426 Våler
0427 Elverum
0,81
0428 Trysil
0
0429 Åmot
3,54
0430 Stor-Elvdal
31,66
0432 Rendalen
11,87
Kapasitetsbegrensninger ved utbygging av fullt potensial
0434 Engerdal
0436 Tolga
0
32
0437 Tynset
6,08
0438 Alvdal
2,00
0439 Folldal
5,73
0441 Os
5,69
04 Hedmark
Generelt god kapasitet i regionalnettet i fylket
Tabell 4.5 – Utbyggingspotensiale for småkraft i Oppland (Kilde: NVE)
Kapasitet
Noe kapasitet
Ikke kapasitet
Kommunenavn
0501 Lillehammer
Småkr.pot. [MW]
0
0511 Dovre
19,52
0512 Lesja
6,91
0513 Skjåk
35,51
0514 Lom
9,13
0515 Vågå
2,79
0516 Nord-Fron
14,43
0517 Sel
12,50
0519 Sør-Fron
6,14
0520 Ringebu
5,46
0521 Øyer
6,85
0522 Gausdal
0
0528 Østre Toten
0
0529 Vestre Toten
0
0534 Gran
Regionalnettet i Skjåk er produksjonsdimensjonert. Ny
innmating gir høyt marginaltap
0,43
0
0536 Søndre Land
2,99
0538 Nordre Land
4,42
0540 Sør-Aurdal
5,99
0541 Etnedal
Kommentar
1,43
0502 Gjøvik
0532 Jevnaker
Status
0
0542 Nord-Aurdal
7,21
0543 Vestre Slidre
6,76
0544 Øystre Slidre
3,79
0545 Vang
24,51
05 Oppland
176,8
Regionalnettet i Valdres er produksjonsdimensjonert. Ny
innmating gir høyt marginaltap.
Kapasitetsbegrensning ved utbygging av full kapasitet
4.6 Alternativ energi
I Hedmark og Oppland er vannbåren varme fra fossile eller bioenergikilder alternativer til
elektrisk energi produsert i vannkraftverk. Større kraftverk med vind eller gass som
energikilder er ikke bygd. Det er registrert ett privateid vindkraftverk på 225 kW i
Eidefossområdet. Vindkraftprosjekter som kan være lønnsomme med såkalte «grønne
sertifikater» er under vurdering og planlegging.
Direkte bruk av naturgass i innlandsfylkene kan bli aktuelt forutsatt at det blir etablert et
distribusjonssystem.
33
Utvikling av prosesser for produksjon av energi både i fast, flytende og gassform fra
biokilder (hovedsakelig lokale skogressurser) følges nøye og er allerede et alternativ til
fossile kilder både for å dekke stasjonære og mobile behov.
I denne utredningen er anlegg for vannbåren energi (fjernvarmeanlegg) som har et
fordelingsnett til kunder konkret omtalt i kapittel 4.1. Disse forsyner hovedsakelig større
offentlige bygg, kontorbygg, blokkbebyggelse og lignende. Normalt blir slike fjernvarmeanlegg tilknyttet eksisterende vannbårne nett i byggene og benyttet til husoppvarming og
varmtvann. Tidligere skjedde oppvarmingen i disse byggene med elektrokjeler som kunne
fyres med olje eller elektrisitet (uprioritert forbruk). Fjernvarmen er et supplement til eller
erstatning for olje og uprioritert elektrisk forbruk (i eksisterende bygningsmasse), hvor
prisen vil være viktig ved kundens valg av energikilde. Videre finnes eksempler på at
fjernvarmeanlegg har medført redusert behov for nettforsterkning for forsyning av ny
bygningsmasse. Oversikt over noen fjernvarmeanlegg er ført opp i kapittel 0.
34
5 Framtidige overføringsforhold
En vurdering av framtidig kapasitetsbehov i elektrisitetsnettet er todelt:
1) Scenarier: Hva er mulige framtidige utviklingstrekk (politiske beslutninger og
næringsutvikling) og hvor sannsynlig er de forskjellige framtidsbildene.
2) Konsekvenser av de enkelte scenarier i punkt 1: Analyser av scenariepåvirkningen
på enkeltprosjekter og hvilke betydninger usikkerheten har for nettstrukturen.
Kraftsystemutredningen for sentralnettet inneholder en del formuleringer av mulige
utviklingstrekk og tilhørende nettkonsekvenser. Ingen av disse berører i vesentlig grad
innlandsfylkene Hedmark og Oppland, som ligger i ”oljeskyggen” og relativt langt unna de
store utenlandsforbindelsene. Til en viss grad kan enkelte fremtidsbilder påvirke
overføringsbehovet mellom Trøndelag og Østlandet der den mest sannsynlige traseen går
gjennom Gudbrandsdalen, men gjeldende sentralnettsutredning har ikke dette med som
noe konkret prosjekt i analyseperioden.
Lokalt i Hedmark og Oppland er det lansert to strategiske satsingsområder som begge er
direkte energirelaterte:


Utnyttelse av gjenværende ikke utbygd vannkraftpotensial.
Utnyttelse av lokale bioenergiressurser fra landbruket.
Det er også registrert en betydelig økende interesse for vindkraftutbygging. Begrunnelsen
er i stor grad knyttet til økonomiske støtteordninger («grønne sertifikater»).
Utenom energisektoren er scenariospekteret i hovedsak begrenset til tanker rundt den
generelle konjunkturutviklingen og momenter som påvirker markedsnivået på de andre
energiformene – noe distriktet har felles med i hvert fall resten av det nordiske
elspotmarkedet. Dette gjelder også den generelle klimautviklingen som innebærer økt
vannkrafttilsig og reduksjon av energiforbruk til oppvarming. Spesielt kan en redusert
snøleggingsperiode få stor betydning for utviklingen av vinteraktivitetsområdene som er
bakgrunnen for flere av nettforsterkningsprosjektene som er nevnt i dette dokumentet og
de som tidligere er utført.
En klimautvikling med mer såkalt ”ekstremvær” (vind og våt snø) vil dessuten kunne
medføre høyere nettfeilhyppighet og tilhørende avbruddskostnader. I følge informasjon fra
meteorologisk fagkompetanse vil det for innlandsområdet spesielt måtte forventes økt
hyppighet av nedbørsperioder med våt og tung snø.
Konsekvensen av de to nevnte lokale momentene er, med det som foreligger av konkrete
planer, ansett å ha liten innvirkning på de investeringstiltakene som er nevnt i denne
utredningen. Generelt vil bioenergi brukt som varmekilde i lokale fjernvarmenett,
eventuelt supplert med noe elektrisitetsproduksjon, erstatte elektrokjeler og oljebrennere
og dermed avlaste elektrisitetsnettet med uprioritert forbruk i byer og tettbygde områder.
Videre vil dette redusere behovet for ny nettkapasitet til utbyggingsområder.
Dette ligger til grunn uavhengig av om hvorvidt det blir bygd ut ny fornybar produksjon i
Innlandet. Beskrivelse av scenariene som er utgangspunkt for lastflytberegningene
beskrives i kapittel 5.4.1.
35
5.1 Kraftutbyggingsprosjekter i Hedmark og Oppland
5.1.1 Vannkraftverk
Tabellene nedenfor angir status for vannkraftprosjekter i Oppland og Hedmark. Oversikten
er hentet fra NVEs oversikt over konsesjonssøkte kraftverk. Her er det tatt med avslåtte
søknader etter 1/1-11.
Tabell 5.1 – Vannkraftprosjekter i Oppland (Kilde: nve.no)
Prosjektnavn
Tiltakshaver
Kommune /
Effekt
tilknytningspunkt [MW]
i r-nettet
Ala
Skagerak Kraft
AS
Norsk Grønnkraft
AS
Ygna Kraft SUS
Vang
4,95
11,50 Søknader
Vang
2,90
5,70 Søknader
Øystre Slidre
1,15
4,10 Søknader
Clemens
Kraftverk AS
Vang
3,30
17,40 Søknader
Nord-Aurdal
9,80
23,40 Søknader
Gipa
Ygna
Føssaberge
Sundheimselvi
Produksjon Status
[GWh]
Rødøla
Småkraft AS
Vang
0,99
4,15 Søknader
Ryfoss
Vestre Slidre
5,08
25,12 Søknader
Dovre
1,90
5,30 Søknader
Bjørdøla
Clemens
Kraftverk AS
Norsk Grønnkraft
AS
Småkraft AS
Vang
0,99
3,28 Søknader
Rysna
Rysna Kraft SUS
Vang
3,48
9,22 Søknader
Storefoss
VEAS
Øystre Slidre
Nedre Otta
OK
Sel
Graffer
Fjellkraft AS
Vismunda
Rådåe
2,00
6,20 Søknader
94,80
352,00 Søknader
Lom
4,50
11,40 Søknader
Clemens
Kraftverk AS
VOKKS Kraft AS
Gjøvik
2,80
7,15 Søknader
Søndre Land
1,90
5,00 Søknader
Norsk Grønnkraft
AS
Kåja Kraft DA
Vang
2,60
7,70 Søknader
Nord-Fron/Vinstra
39,00
141,00 Søknader
Øystre Slidre
16,00
50,00 Melding
Harpefossen
Skagerak Kraft
AS
OK
Vinsteren
OK
Øystre Slidre
2,30
Kvernåi
Lesja
Ula
Norsk Grønnkraft
AS
Ula Kraft AS
Hinøgla
Komperudelva
Mjølkedøla
Kåja
Vinda
Sør-Fron
Merknad
Forventet i
drift Q4
2019
Søkt 2013
2015-16
3,00
25,00 Endring innenfor
konsesjon
10,00 Unntatt
konsesjonsprosess
7,10 Gitt konsesjon
Sel
4,70
12,50 Gitt konsesjon
Påklaget
OK
Nord-Fron
3,20
12,50 Gitt konsesjon
Rosten
OE
Sel
80,00
177,00 Gitt konsesjon
Åkvisla
GE
Øyer
3,60
11,10 Gitt konsesjon
Påklaget.
Forventet i
drift 2018.
Forventet i
drift Q2
2018
Påklaget
Smådøla
AS Eidefoss
Lom
13,70
43,80 Gitt konsesjon
Minikraftverk i
Måråi
Måråe kraftverk
SUS
Skjåk
0,68
1,50 Gitt konsesjon
Forventet i
drift 2018
Påklaget
Under
bygging. I
drift 2015
36
Ryddøla
Ryddøla
kraftverk AS
Fossbråten
kraftverk SUS
Småkraft AS
Dovre
3,40
9,20 Gitt konsesjon
Nord-Aurdal
2,90
7,80 Gitt konsesjon
Lesja
2,90
4,50 Gitt konsesjon
Kvitvella
Electrisitetsverk
AS
Nord-Aurdal
1,55
5,00 Gitt konsesjon
Skjåk
1,35
4,40 Avslått
Mosåa
Nørdre Juva
kraftverk AS
Fjellkraft AS
Øyer
5,00
12,70 Avslått
Brynsåa
Fjellkraft AS
Øyer
2,80
6,80 Avslått
Frya
Småkraft AS
Sør-Fron
0,99
4,47 Avslått
Sør-Fron
5,45
17,50 Avslått
Fossbråten
Valåi
Kvitvella
Electrisitetsverk
i
Kvitvellafossen
Nørdre Juva
Fossåa
Øla
Knut Kirknes
Nord-Fron
1,50
4,50 Avslått
Skåbyggja
Nord-Fron
4,35
10,30 Avslått
Dovre
7,30
15,20 Avslått
Kjøljua
Clemens
Kraftverk AS
Fallrettslaget i
Einbugga
VOKKS Kraft AS
Nordre Land
2,80
7,30 Avslått
Benna
Fjellkraft AS
Gausdal
0,99
5,90 Avslått
Randsverk
Langmorkje
Almenning
Fjellkraft AS
Vågå
0,71
2,13 Avslått
Sel
5,00
14,50 Avslått
Leif Arne
Storrustløkken
Øvre Otta DA
Sel
1,70
6,50 Avslått
Skjåk
9,00
25,40 Avslått
Einbugga
Fagerliåe
Skjerungsåa
Vulu
Er i drift
2014-15
Påklaget
Påklaget
Tabell 5.2 – Vannkraftprosjekter i Hedmark (Kilde: nve.no)
Prosjektnavn Tiltakshaver
Kommune /
tilknytningspunkt i
r-nettet
Deia
Blåfall AS
Åmot/Osa
5,30
12,80 Søknad
Riva
ØKAS
Tynset/Tynset
2,00
4,90 Søknad
Hovda
Blåfall AS
Stor-Elvdal/Rødsmoen
3,60
11,40 Søknad
Nøra
Blåfall AS
Os
4,40
13,30 Søknad
Kongsvinger
2,70
6,76 Søknad
Stor-Elvdal
0,70
3,60 Søknad
Rogna
Mathiesen-Atna
AS
Kiær Mykleby
Stor-Elvdal
1,90
5,70 Søknad
Tolga
OK
Tolga
43,00
199,00 Søknad
Hofoss
Hira
Effekt
[MW]
Produksjon Status
[GWh]
Folla
Folldal
3,50
11,50 Søknad
Renåa
Renåfallet
fallrettighetslag
Storbekken
Storbekken
kraftverk SUS
Braskereidfoss EVk
Rendalen
2,00
7,80 Søknad
Alvdal
2,00
Sølna
ØKAS
Alvdal
5,25
Neta
Neta kraftverk AS
Stor-Elvdal/Furuset
(ikke bygd enda)
2,00
5,90 Gitt
konsesjon
170,00 Gitt
konsesjon
15,70 Gitt
konsesjon
6,10 Gitt
konsesjon
Styggberget
Kiær Mykleby
Stor-Elvdal/Furuset
(ikke bygd enda)
6,10
Våler
18,00
Merknad
Forventet i drift
2020
Utvidelse i drift
2016
Forventet i drift
2018
16,00 Gitt
konsesjon
37
Kolåsmyrfallet
Kiær Mykleby
Stor-Elvdal/Furuset
(ikke bygd enda)
4,60
11,20 Gitt
konsesjon
Kverninga
Kverninga
kraftverk
ØKAS/OK
Rendalen
2,51
6,20 Gitt
konsesjon
92,00 Avslått
Stor-Elvdal
Kommuneskoger
KF
Gjermund Broen
Stor-Elvdal
4,00
9,50 Avslått
NVE anbefalte
avslag på
konsesjon i april
2012
Påklaget
Rendalen
0,99
8,20 Avslått
Påklaget
Nye Einunna
Søre Bjøråa
Neka
Folldal
21,00
Satt i drift 2013.
Oppsummert gir dette følgende mulig ny vannkraftproduksjon i Hedmark og Oppland:
Tabell 5.3 – Potensielt ny vannkraftproduksjon i Hedmark og Oppland
Fylke
Melding + søknad
Installert effekt
[MW]
Hedmark
Gitt konsesjon
Forventet
produksjon [GWh]
Installert effekt
[MW]
Forventet
produksjon [GWh]
69,1
276,8
38,0
224,9
Oppland
198,1
689,6
151,9
473,0
Sum
267,2
966,4
142,1
353,1
5.1.1.1 Potensiale for småkraftverk
Generelt er det en økende interesse for bygging av private mini- og mikrokraftverk. Noen
prosjekter er allerede realisert. Figurene nedenfor viser potensialet for småkraft i
Hedmark og Oppland, og er hentet fra NVEs småkraftverksoversikt.
Hedmark - Potensiale for småkraftverk
120,0
0
100,0
80,0
GWh
1000-9999
kW mellom 35 kr
35
50-999 kW
mellom 3-5 kr
11
20
60,0
1000-9999
kW under 3 kr
0
16
40,0
7
0
52
9
16
5
4
0
6
16
16
20,0
19
27
s
O
lld
al
al
Samlet Plan
1000-9999
kW
Fo
et
Ty
ns
lg
a
0
1
0
To
15
0
7
0
St
o
Åm
ot
r-E
lvd
al
Re
nd
al
en
7
0
Tr
ys
il
ru
m
es
El
ve
Ås
n
ru
e
G
sk
og
Ei
d
da
l
l
-O
Sø
r
O
da
17
0
2
0
3
0
0
0
d-
ng
e
0
No
r
er
sa
k
ar
m
Ha
Ri
ng
Ko
n
gs
vin
ge
r
0
0
5
0
2
23
0
6
9
St
a
0,0
0
2
0
0
8
0
Al
vd
0
1
0
13
0
7
0
50-999 kW
under 3 kr
4
8
0
Figur 5-1 – Småkraftverkspotensial i Hedmark
38
Oppland - Potensiale for småkraftverk
160,0
15
0
140,0
28
120,0
0
7
1000-9999
kW mellom 35 kr
20
50-999 kW
mellom 3-5 kr
0
21
49
61
0
0
81
42
12
0
8
5
60,0
44
19
16
0
31
40,0
0
0
24
16
7
0
0
3
0
8
0
10
20
0
2
0
0
3
0
2
0
0
4
0
13
12
33
0
10
60
11
21
8
0
50-999 kW
under 3 kr
0
9
29
15
0
0
7
5
25
11
0
33
21
18
0
23
Samlet Plan
1000-9999
kW
0
Ø
0
10
39
on
R
in
ge
bu
0
G
ha
m
m
Li
lle
16
9
0
0
7
0
er
jø
vi
k
D
ov
re
Le
sj
a
Sk
jå
k
Lo
m
Vå
gå
N
or
dFr
on
0,0
5
29
Se
l
38
0
9
0
6
0
-F
r
38
0
4
0
6
Sø
r
0
20,0
0
6
22
60
1000-9999
kW under 3 kr
ye
r
Ve To
te
st
n
re
To
t
Je en
vn
ak
er
Sø
G
r
a
nd
re n
La
N
or
dr nd
e
L
Sø an
r-A d
ur
da
l
Et
ne
N
da
or
dl
Ve Aur
da
st
l
re
S
Ø
ys lidr
e
tre
Sl
id
re
Va
ng
20
0
7
0
Ø
80,0
st
re
GWh
100,0
Figur 5-2 – Småkraftverkspotensial i Oppland
Prosjekter i vurderings- og planleggingsfasen er gjengitt i Tabell 5.1 og Tabell 5.2.
Summert for kraftverk med ytelse mindre enn 10 MW utgjør dette omkring 46 MW i
Hedmark og 77 MW i Oppland – totalt ca. 385 GWh.
5.1.2 Vindkraftverk
I forbindelse med grønne sertifikater og mål om 13,2 TWh ny fornybar kraftproduksjon i
Norge, er det blitt aktuelt med vindkraft i Innlandet. Hvor mye som blir realisert er ennå
usikkert. Forventning om fortsatt lave kraftpriser gjør at det er usikkert om utbyggingene
blir realisert på tross av grønne sertifikater.
Tabell 5.4 – Vindkraftprosjekter i Hedmark
Prosjekt
Tiltakshaver
Kommune
Effekt
[MW]
Energi
[GWh]
Status
Kvitvola/Gråhøgda
Austri Vind
Engerdal
110
400
Gitt konsesjon /
påklaget
Raskiftet
Austri Vind
Åmot/Trysil
110
370
Gitt konsesjon /
påklaget
Kjølberget
Austri Vind
Våler
40
100
Konsesjonssøkt
Engerfjellet
E.ON
Nord-Odal
50
125
Gitt konsesjon /
påklaget
Songkjølen
E.ON
Nord-Odal
105
265
Gitt konsesjon /
påklaget
Glåmberget
E.ON
Kongsvinger
90
230
Utredningsprogram
fastlagt
39
5.2 Planer for utbygging av alternativ energi
Området har i følge offisiell statistikk en andel bioenergiforbruk på nærmere 20 % (1,9
TWh) av det stasjonære forbruket. Nasjonal andel er knapt 10 %. Med en andel
avvirkning av rundtømmer på over 40 % av det norske kvantumet på vel 8 millioner m 3,
gir skogarealet i fylkene et fortsatt uutnyttet bioenergipotensial som er stipulert til rundt 1
TWh – det vil si totalt omkring 3 TWh. En betydelig andel av dette potensialet er fortsatt
knyttet til fjernvarmeprosjekter fordelt på følgende utbygginger:


200-300 GWh i Hedmark – Hamar, Kongsvinger, Trysil, Brumunddal, Rena og
Kirkenær.
200 GWh i Oppland – Gjøvik, Raufoss, Lillehammer og Lena.
Oversikt over eksisterende fjernvarmenett er beskrevet i kapittel 4.1. Under beskrives
utvikling av noen av områdene:
1) På Lillehammer pågår det en løpende utvikling av fjernvarmenettet med forventet
årlig energileveranse på 45 GWh innenfor et 2-årsperspektiv. På slutten av 2013
ble permanent biofyringsanlegg satt i drift med en kapasitet på 12 MW supplert
med gassfyring som reserve og spisslasteffekt.
2) Gjøvik: Eidsiva Bioenergi bygger ut fjernvarmenett og varmesentral med planlagt
idriftsettelse i slutten av 2014. Termisk kapasitet på Gjøvik vil være 12 MW
biofyringskapasitet basert på returtreflis kombinert med spisslast basert på bioolje
og evt. pellets.
3) Beitostølen: Et flisfyrt anlegg med ytelse på 2 MW og 10 GWh er planlagt.
4) Trysil: Installert kjeleffekt for biobrensel ble utvidet til 12,5 MW ved installasjon
av ny fyrkjel som benytter fuktig sagflis i 2013. Anlegget er dimensjonert for å
levere i overkant av 50 GWh uten vesentlig innslag av fossile brensler og vil ha
kapasitet til videre utbygging.
5) Hamar: Utviklingen av fjernvarmenettet på Hamar fortsetter med tilkoblinger mot
Nydal i Ringsaker kommune, forlengelse av nettet på Hamar vest, må Midtstranda i
Hamar sammen med generell fortetting av kunder i nettet. Etter idriftsetting av
Trehørningen forbrenningsanlegg er det en samlet termisk effekt på 72 MW i
Hamar. Det er videre spillvarmeeffekt tilgjengelig i nettet fra Norsk Protein og det
arbeides med å installere mer akkumulatorkapasitet i nettet.
6) På Kongsvinger er fjernvarmeanleggene på begge sider av Glomma forbundet og
det er samlet installert effekt tilsvarende 15 MW termisk energi. Det vil etableres
nye rørtraseer og kundeoppkoblinger i den nærmeste tiden og energiforsyning i
2014 forventes å være ca 25 GWh.
7) Det installeres i 2014 tørrflisanlegg for fyring av første utviklingstrinn av
fjernvarme på Flisa i Åsnes kommune i Hedmark. Anlegget forventes å levere ca.
5 GWh innen kort tid.
8) Det er planer i Elverum med økt leveringsvolum som følge av noe fortetting og
nettutvidelse med energileveranse i størrelsesorden 40-50 GWh i normalår.
Finansieringsmulighetene fra Energifondet, som forvaltes av Enova, har stor betydning for
endelig vedtak om bygging og gjennomføring av tiltak innen energisparing og ny miljøvennlig energi.
40
5.3 Effektprognoser
Med utgangspunkt i prognoser for effektutviklingen for forbruket under de enkelte
regionalnettspunkter gir det områdeverdier i kommende 20-årsperiode som vist i Figur
5-3. Den viser en gjennomsnittlig årlig økning på ca. 0,2 %.
Effektprognose
2000
1800
1600
1400
Vest-Oppland
MW
1200
Gudbr.dalen
1000
Hedemarken
800
Solør-Odal
600
Østerdalen
400
200
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
0
Figur 5-3 – Prognosert effektforbruk
I lastflytscenariet med fortsatt høy aktivitet i vintersportsområdene er det lagt inn en
ekstra effektøkning i blant annet Sjusjøen, Trysil og Beito.
5.4 Nettanalyser av framtidig utvikling av kraftsystem
På bakgrunn av reelle prosjekter, scenarier og prognoser for produksjon og forbruk er det
gjennomført lastflytanalyser. Her vil scenarier og lastflyt beskrives og kommenteres, mens
det i kapittel Feil! Fant ikke referansekilden. gis en oversikt over aktuelle og
nødvendige prosjekter i regionalnettet for å møte fremtidens utfordringer.
5.4.1 Scenariebeskrivelse
Som tidligere nevnt er det store planer om utbygging av ny fornybar produksjon i
Innlandet. Det er ingen kraftkrevende industri, og det generelle forbruket har ligget
relativt flatt de senere årene. I tillegg er det utbygging av fjernvarme i de største byene
samt at det i Innlandet er en høy andel av husholdningene som benytter vedfyring til
oppvarming.
Områdene med størst utbygging og vekst i forbruk er de typiske vintersportsstedene,
sånn som Trysil, Sjusjøen, Beitostølen, Hafjell og Kvitfjell.
Disse faktorene legges til grunn for scenariene:

Sannsynlig utvikling - Basis
41


o Noe produksjon blir bygd ut
o Forventer liten lastøkning generelt, men noe økning i hytteområder
o Utgangspunkt for lastflyt er da høylast/vinter
Stor kraftutbygging – Høy produksjon
o De fleste konsesjonsgitte og – søkte kraftverk blir bygd ut
o Forventer liten lastøkning generelt, men noe økning i hytteområder
o Utgangspunkt for lastflyt er lavlast/sommer med full produksjon i alle
kraftverk
Høykonjunktur – positivitet i utbyggingsmarkedet – Høy last
o Vekst i enkelte områder
o Forventer høy forbruksvekst i hytteområder slik som blant annet Sjusjøen,
Trysil, Skei, Hafjell, Kvitfjell, Bjorli og Beitostølen
o Noe produksjon blir bygd ut
o Utgangspunkt for lastflyt er da høylast/vinter
Kommentarer til modellering av fremtidig regionalnett:



Det er stadium 2024 som er utgangspunkt for lastflytanalysene.
2014-2024
o Her er prosjektene som er angitt i utredningen modellert.
2024-2034
o Her er økningen på f.eks. Skei lagt inn under Engjom i stedet for at en ny
transformatorstasjon er modellert på prosjektene som ligger så langt frem i
tid og hvor usikkerheten er større.
I nettmodellen er det for kraftverkene tatt utgangspunkt i gjennomsnittlig målt
produksjon på hverdager i vinterperioden de siste årene.
42
6 Forventede tiltak og investeringsbehov
Det gis i dette avsnittet en oversikt over tiltak i regionalnettet som er under realisering,
planlegging eller vurdering. I kravene til KSU står det at det skal gjennomføres
samfunnsøkonomiske beregninger og vurderinger knyttet til flere alternativer per prosjekt.
Dette er søkt oppnådd så langt det lar seg gjøre, men for noen prosjekter er dette ikke
gjort på grunn av store usikkerheter eller at prosjektet er i en tidlig vurderingsfase. Det er
allikevel valgt å ta med prosjektene i utredningene for oversiktens skyld og for at
utredningen også kan brukes som et arbeidsverktøy i nettselskapene. Det vil være behov
for å gjøre ytterligere vurderinger og analyser knyttet til flere av prosjektene. Dette vil da
stå beskrevet på det enkelte prosjekt.
Prosjekter som har mottatt konsesjon er ikke så fyldig omtalt som fremtidige prosjekter
hvor konsesjon ikke er omsøkt.
6.1 Oppsummering – lastflytberegninger
Som beskrevet i kapittel 5.1.1 er det gjennomført lastflytanalyse for flere scenarier.
Prosjektene som er omtalt i kapittel 6.2 er i all hovedsak lagt inn i lastflytmodellen, men
ikke alle. Hvilke som er lagt inn fremgår av tabeller og lastflytskjemaer i dette kapitlet og i
vedlegg.
Tabellen under gir en oversikt over forbruk og produksjon ved de forskjellige
lastflytscenariene. Som det fremgår av tallene kan det muligens bli et større behov for
økning i overføringskapasitet og transformatorkapasitet mot sentralnettet dersom det blir
en stor utbygging av ny fornybar produksjon.
Det er lagt inn en forventning om en moderat lastøkning, noe som ikke vil medføre behov
for større regionalnettsanlegg. Det er hvor mye produksjon som blir bygd ut som vil være
førende for nødvendig nettutvikling den nærmeste tiårsperioden, og da spesielt frem mot
2020.
Tabell 6.1 – Oppsummering av lastflytberegningene
Scenarioer
Forbruk (MW)
Produksjon (MW)
Nettap (MW)
2014 høylast lav prod.
1793
1573
41
261
2014 lavlast høy prod
565
1668
68
-1035
2024 Høylast lav prod
1951
1366
47
637
2024 Lavlast høy prod.
805
2937
147
-1985
1873
1848
40
65
2024 Basis (Antatt)
Effektbalanse (MW)
6.2 Planer for oppgradering av elektriske anlegg og for nyanlegg
Tabell 6.2 er en oversikt over foreslåtte prosjekter der kostnadsanslaget gjelder kun selve
investeringen.
For prosjekter hvor kostnader mangler, skyldes dette at omfanget er noe usikkert og med
det vanskelig å kostnadsfeste eller at prosjektet er i en tidlig utredningsfase og dermed
ikke vurdert ferdig.
43
Tabell 6.2 – Prosjekter i utredningsperioden
Nr
Prosjekt
Kons.
Kost.
[Mkr]
År i drift
Merknad, begrunnelse
Scenario
1
Hyggjande koblingsstasjon
EN
15
2024->
Forbedret nettdrift i Valdresnettet
Uavhengig
av scenario
2
Skrautvål
transformatorstasjon
EN
Ca. 30
2015
Belastningsøkning,
leveringssikkerhet (mottatt
konsesjon)
Alle
3
Raufoss industripark –
ombygging
EN
Ca. 55
2008-17
Leveringssikkerhet (mottatt
konsesjon)
Alle
4
Furuset -Koppang –
reinvestering
EN
35
2024->
Teknisk tilstand, alder.
-
5
Ny 66 kV-ledning BjørkeBekkelaget
EN
5
2017-8
Avbruddskostnader, nettap
Alle
6
Ny transformatorstasjon
Gjøvik sentrum med 132 kVtilknytning
EN
131
2015-17
Avbruddskostnader og nettap
(mottatt konsesjon, under
klagebehandling)
Alle
7
Kabling 66 kV-linje
Kongsvinger
EN
10
?
Reinvestering av
«Byggebeltelinja». Delvis utløst av
ombygging av Rv2.
-
8
Elverum transformatorstasjon
EN
38
2013-15
Teknisk tilstand, kapasitet. Under
bygging.
Alle
9
Nye Einunna kraftverk – 66
kV-linje fra Alvdal
ØKAS/
NØK
30
?
Del av kraftutbyggingsprosjekt
(konsesjonssøkt)
-
10
Reinv. 66 kV FåbergHunderfossen
EN
50
2015-7
Teknisk tilstand, nettap (mottatt
konsesjon, under planlegging)
Alle
11
Ny Fåvang
transformatorstasjon
GE
Ca. 25
2024->
Belastningsøkning, lev.sikkerhet
-
12
Rybakken – økning av
transformatorkapasitet
GE
5
2015
Belastningsøkning, lev.sikkerhet
Alle
13
Nettilknytning av Rosten og
Nedre Otta kraftverk
EF
70-80
2017-19
Del av kraftutbyggingsprosjekter
(konsesjonssøkt)
Rosten:
Alle
14
Vinstra transformatorstasjon
GE
47
2019
Ifm utbygging av Kåja kraftverk
(under konsesjonsbehandling)
Alle
15
Strandlykkja
transformatorstasjon
EN
30
2014-15
Belastningsøkning (mottatt
konsesjon)
Alle
16
Spenningsheving TynsetTolga-Os-Røros
EN/REV
10
2017-19
Spenningsfall og nettap. Ny
produksjon (under
konsesjonsbehandling)
Alle
17
Åbjøra-Gjøvik – reinvestering
EN
300
2024->
Nettap, teknisk tilstand
-
18
Reinvestering 66 kV-linje
Sandvold-Lunde-Engjom
EN
30
2017-8
Teknisk tilstand
Alle
19
66 kV-nett – Fåberg-Mesna
EN
10
2024->
Miljø, teknisk tilstand
-
20
Nedre Tessa – økning av
transformatorkapasitet
EF
5
2014
Kraftutbygging (mottatt
konsesjon)
Alle
21
Eid kraftverk – transformator
132/22 kV
EN
30
2024->
Kraftutbygging, nettap
-
22
Ylja kraftverk – økt
transformatorkapasitet
EN
26
2015-16
Driftssikkerhet (konsesjonssøkt)
Alle
23
Nettilknytning nytt aggregat
Braskereidfoss kraftverk
EN/EV
40
2015
Del av kraftutbyggingsprosjekt
(mottatt konsesjon, under
bygging)
Alle
24
Engjom-Skei 66 kV ledning
EN
15-40
2024->
Belastningsøkning på Skei
-
44
Nr
Prosjekt
Kons.
Kost.
[Mkr]
År i drift
Merknad, begrunnelse
Scenario
25
Nybergsund–Lutufallet
EN
13
2024->
Fullføring av forsterkning etter
tverrsnittsøkning.
Spenningsheving til 132 kV.
-
26
Transformering 300/132/66
kV i Rendalen
EN
32
2017
Driftsmessige problemer pga.
manglende spenningsregulering
og økt kapasitetsbehov ved
vindkraftutbygging i Engerdal
(mottatt konsesjon)
Alle
27
Transformatorytelse Rendalen
(Vik)
EN
8
2017
Alder. Sammenheng med pkt. 26.
(mottatt konsesjon)
Alle
28
Tolga transformatorstasjon.
Flytting
EN/EV
32
2018-20
Knyttet til kraftutbyggingsprosjekt
(konsesjonssøkt)
Alle
29
Os tr.stasjon – ny
transformator
EN
5
2018-20
Knyttet til spenningsheving 66132 kV (konsesjonssøkt)
Alle
30
132 kV-ledning Fall–Jaren
EN
50
2024->
Bedre drift i Valdresnettet
-
31
Ny jernbaneomformerstasjon
Jessnes
JBV/EN
?
2019-21
Kapasitetsbehov ifm utbygging av
Dovrebanen.
-
32
Furuset transformatorstasjon
EN
30
2016
Småkraftutbygging (mottatt
konsesjon)
Alle
33
Tilknytning
vindkraftproduksjon Engerdal
EN/AV
80
2017
Ref. prosjekt 31 (mottatt
konsesjon)
Basis, Høy
produksjon
34
Tilknytning
vindkraftproduksjon Osa
EN/AV
80
2018
(mottatt konsesjon)
Basis, Høy
produksjon
35
Tilknytning av Songkjølen
vindkraftverk
EN/E.O
N
90
2016
(mottatt konsesjon)
Basis, Høy
produksjon
36
Tilknytning av Engerfjellet
vindkraftverk
EN/E.O
N
50
2016
(mottatt konsesjon)
Basis, Høy
produksjon
37
Minne-Engerfjellet
EN
20
2016
Reinvestering av 66 kV linje fra
Minne mot Nord-Odal ifm
utbygging av Engerfjellet
vindkraftverk
Alle
38
Tilknytning
vindkraftproduksjon Våler
EN/AV
50
2018
Kjølberget (konsesjonssøkt)
Alle
39
Forsyning av Bjorli i Lesja
kommune
EF
20-35
2016-20
Belastningsøkning
Alle
40
Tilknytning av småkraft i
Vang kommune
EN/VE
30
2017-20
Behov utløses dersom omsøkte
småkraftprosjekter realiseres
Alle (ny
prod. i dnettet)
41
Nedtransformering Vang
tr.stasjon
SN/EN
25-35
2017-20
Forsyning av Budor i Løten
kommune – tilgjengelig kapasitet i
underliggende nett begynner å bli
redusert
-
42
Spenningsheving Solør og
Odal
EN
-
-
Nettap, leveringssikkerhet
-
43
Ringebu transformatorstasjon
GE
5
2015
Belastningsøkning, lev.sikkerhet
-
44
Forsyning av Dombås og Lora
EF
40-45
2024->
Teknisk tilstand, lev. sikkerhet
-
45
Furnesfjorden
EN
15
2016
Reinvestere kabler
Alle
46
Transformatorkapasitet Jaren
transformatorstasjon
HEN
6
2015
Kapasitet, reserve,
leveringssikkerhet
-
45
6.2.1 Hyggjande koblingsstasjon
Beito
Figur 6-1 – Linjekart Valdres – Beito transformatorstasjon
Beito transformatorstasjon ble satt i drift i desember 2011 med 132 kV-tilknytning som Tavgrening mellom Kalvedalen kraftverk og avgreningspunkt Hyggjande.
Valget av en T-avgreningsløsning for dette prosjektet i tillegg til to T-avgreninger til i
samme område (henholdsvis Hyggjande og Slidre, se Figur 6-2) har aktualisert en
fullverdig koblingsstasjon i punktet Hyggjande for å oppnå en vernmessig renere
nettstruktur og eventuelt på et senere stadium utvide løsningen ved å erstatte ledningen
Hyggjande-Slidre med en dobbeltledning med et tilhørende fjerde linjefelt i koblingsstasjonen.
Dette er et driftsmessig forbedringsprosjekt, og det er vanskelig å si noe om innsparinger
utover mulig reduksjon i KILE-kostnader som følge av mer stabil drift. Men dette er det
vanskelig å kvantifisere.
Systemansvarliges krav til nettutbygging (FIKS) sier at T-avgreininger er lite ønskelig da
dette blant annet medfører utfordringer knyttet til utkoblinger i forbindelse med drift og
vedlikehold. Dette, sammen med vernmessige utfordringer, er hovedbegrunnelsen for at
prosjektet er aktuelt.
46
Figur 6-2 – Forslag til ny nettstruktur 132 kV Øvre Valdres
6.2.2 Ny transformatorstasjon ved Fagernes (Skrautvål)
Eidsiva Nett AS har mottatt anleggskonsesjon på bygging av ny transformatorstasjon ved
Skrautvål i Nord-Aurdal kommune med begrunnelse i forbruksøkning, driftssikkerhet og
spenningsutfordringer i området. Transformatorstasjonen tilknyttes 132 kV-nettet
gjennom Valdres.
Prosjektet er i oppstartsfasen, og ny transformatorstasjon forventes idriftsatt i løpet av
2015. En forsinkelse kan medføre kapasitetsutfordringer i underliggende nett i området.
6.2.3 Raufoss industripark
Det er utarbeidet og vedtatt en reinvesteringsplan for høyspentnettet som går ut på å
erstatte tidligere sju regionalnettsanlegg (66 kV) med tre transformatorstasjoner og i
størst mulig grad standardisere på 11 kV som høyspent distribusjonsnettspenning (heving
fra 5 kV) over en 10-årsperiode med et kostnadsestimat på ca. 55 millioner kroner
(inklusive ombygginger i distribusjonsnettet). Hovedbegrunnelsen for prosjektet er at den
tekniske levetiden for regionalnettsanleggene er definert som utløpt i kombinasjon med at
industrivirksomheten har generelt svært høye avbruddskostnader. Konsesjon på
47
gjenstående reinvestering er mottatt og investeringsbeslutning er tatt. Prosjektet er i
oppstartsfasen for gjennomføring.
6.2.4 Furuset-Koppang – reinvestering
Figur 6-3 – 66 kV-ledninger Elverum-Rendalen
Fra internrapport EN datert 24.11.2006 gjengis følgende:
Knapt 6 mil av de to linjestrekningene Elverum-Rena og Rena-Rødsmoen-Koppang er
bygd i 1954 mens seksjonen på 24 km lengst nord er ti år yngre. Den tekniske tilstanden
til de eldste strekningene, spesielt de 28,5 km med FeAl35 fra Rødsmoen og nordover, er i
en slik tilstand at det må tas en snarlig beslutning mellom reinvestering og sanering.
Det er gjennomført en analyse av alternativene som vist i Tabell 6.3.
Tabell 6.3 – Alternativer for framtidig nettstruktur 66 kV Sør-Østerdalen
Alternativ
Nåverdi [Mkr]
Internrente [%]
1 – Reinvestere Rødsmoen-Koppang og riving av Elverum-Rena
5,0
9,2
2 – Reinvester Elverum-Rena og riving av Rødsmoen-Koppang
5,7
8,9
3 – Reinvestere begge
-4,0
4,5
På bakgrunn av analyseresultatene synes alternativ 3 med komplett reinvestering lite
aktuelt.
Hovedårsaken til at alternativ 1 viser noe dårligere lønnsomhet enn alternativ 2 er lengre
linjestrekning som må reinvesteres, men forskjellen antas å ligge innenfor usikkerhetsmarginene. Til tross for at alternativ 1 er beregnet å gi et noe dårligere resultat enn
alternativ 2, er det valgt å satse på det første alternativet som gir tosidig forsyning av
Koppang og en gjennomgående nord-sør-forbindelse, bestående av både 132 og 66 kV.
Hovedårsaken til denne konklusjonen er forsyningsmessig sårbarhet med tilhørende driftsmessige ulemper ved ensidig forsyning av Koppang. Videre gir ledningen mulighet for å
etablere transformering 66/22 kV ved Furuset der det er en betydelig produksjonsinn48
mating fra de private kraftverkene Storfallet og Veslefallet (2,6 + 4,8 MW) med planer om
ytterligere utbygging.
Det anbefalte alternativet går ut på å benytte tverrsnitt FeAl 120, som er minste tverrsnitt
for å oppnå tilstrekkelig mekanisk styrke, og bygge om nevnte 28,5 km som er i dårligst
forfatning først, og deretter utnytte nevnte aldersforskjell på ti år ved å gjennomføre
resten av reinvesteringsprosjektet ti år senere. I hele denne perioden må det, for å ha
tosidig forsyning til Rena-området, gjennomføres tiltak for å opprettholde drift av
ledningen Rena-Elverum.
Linja mellom Rødsmoen og Furuset vil være ferdig reinvestert i løpet av 2014. Neste
seksjon – Furuset-Koppang – vil bli reinvestert på et senere tidspunkt.
6.2.5 66 kV-linje Bjørke-Bekkelaget
Figur 6-4 – Prosjekt Bjørke-Bekkelaget
Utdrag fra EN-internrapport datert 6.10.2006:
Begrunnelse for prosjektet er at Bekkelaget transformatorstasjon er ensidig forsynt med
T-avgrening fra Hedmarkslinja. Videre har Minne-ledningen for liten kapasitet til å dekke
belastningen i Stange i tunglast, og da spesielt Bekkelaget og Ilseng
transformatorstasjoner. Dette bekreftes av lastflytberegningene som er gjennomført i
forbindelse med utredningen.
Det rimeligste alternativet som dekker begge overnevnte behov, er å forlenge ledningen
Hommerstad-Bjørke videre fra Bjørke til Bekkelaget. Nettkonfigurasjonen framgår av Figur
6-5, der prosjektet på totalt ca. 6 km er markert som stiplet linje. Alle linjene i
kartutsnittet har Condor-tverrsnitt.
49
Figur 6-5 – Traseforslag Bjørke-Bekkelaget
Hele prosjektet har en relativt lav lønnsomhet (-2,3 millioner kroner tilsvarende 3,6 %
internrente) selv for det rimeligste alternativet med minimal kabling, dvs. kun de siste
250 meterne frem til Bekkelaget. Hvis det imidlertid som første byggetrinn etableres en
luftlinjeforbindelse fra Bjørke frem til krysningspunktet med Hedmarkslinja (ca. 3,3 km til
en kostnad på ca. 3,1 millioner kroner) med linjetilkobling her, er det beregnet en nåverdi
på 1,7 millioner kroner (tilsvarende internrente på 13,2 %) – hovedsakelig på grunn av
nettapsgevinsten.
Det vil være aktuelt å begynne med bygging av forbindelsen mellom Bjørke og
Hedmarkslinja. Deretter kan videre utbygging inn mot Bekkelaget vurderes på sikt.
6.2.6 Strømforsyning til Gjøvik by
Byen er i dag forsynt med 11 kV spenning fra kun en transformatorstasjon som ligger litt
utenfor bysentrum (Kallerud). Det ble derfor omsøkt og gitt anleggskonsesjon på ny
transformatorstasjon ved CC på Gjøvik. I tillegg omfatter prosjektet også nye kabler fra
Gjøvik til Bråstad og over Mjøsa, mellom Bråstad og Nes. Dette vil ha som positiv
miljøkonsekvens at 132 kV-linja på Gjøviksida av Mjøsa kan rives.
Konsesjonen ble påklaget og oversendt OED for endelig avgjørelse. Klagen ble avvist av
departementet i mai 2014, og endelig konsesjon er gitt.
6.2.7 Kabling/flytting av 66 kV-ledninger Kongsvinger
Tiltaket er initiert av at Statens vegvesen bygger ut riksveg 2 Kongsvinger–Kløfta til firefeltsstandard og er planlagt gjennomført våren 2012. Denne delen er gjennomført.
Videre er det behov for å se på resterende del av linja mellom Kongsvinger og Norsenga,
den såkalte «Byggebeltelinja». Det er behov for å se mer på løsning og fremdrift for dette
prosjektet.
6.2.8 Elverum transformatorstasjon
Stasjonen ble bygd på begynnelsen av 50-tallet. Bygget har et akkumulert behov for
bygningsmessig vedlikehold. Videre er det en viss næringsmessig utbygging i
lokalområdet som krever flere 22 kV-avganger, noe som det ikke er plass til i nåværende
bygning.
Anleggskonsesjon er mottatt i mai 2011, og arbeidet med ny stasjon er igangsatt.
50
6.2.9 Nye Einunna kraftverk – nettilknytning 66 kV
Glommens og Laagens Brukseierforening (GLB) og Østerdalen Kraftproduksjon (ØKAS) har
sendt konsesjonssøknad om nytt Einunna kraftverk, bygd som fjellanlegg ved eksisterende stasjon, med ny inntaksdam. Økt generatorinstallasjon overstiger kapasiteten i det
lokale 22 kV-nettet som dagens kraftverk er tilknyttet. Prosjektet er forutsatt 66 kV-linje
fra Alvdal transformatorstasjon som primær nettilknytning.
NVE har innstilt på avslag på konsesjonssøknaden i april 2012, men prosjektet opprettholdes i dette dokumentet inntil regjeringens eventuelle endelige avslag foreligger.
6.2.10
Rehabilitering av 66 kV dobbeltledning Fåberg-Hunderfossen
Dette er ei ca. ei mil lang og 50 år gammel betongmastlinje der tilstandsrapporter viser til
dels alvorlige skader. Dette har aktualisert en beslutning om hvorvidt de påviste skadene
skal utbedres (relativt omfattende reparasjon med utskifting av enkeltmaster) eller det
skal vurderes full reinvestering (i eksisterende trase eller ny trase ved siden av
eksisterende). Det hører med i vurderingen at det, til tross for tverrsnitt 2xFeAl 150, er et
betydelig nettap på denne ledningen (i 2011 ca. 7,8 GWh tilsvarende 2,3 Mkr) i og med at
det her overføres det meste av produksjonen i Hunderfossen (ca. 500 GWh/år og rundt
100 MW det meste av sommerhalvåret).
Disse momentene ga som beregningsresultat at full reinvestering er det gunstigste
alternativet. For å redusere produksjonstapet mest mulig tas det sikte på å utvide
ledningstraseen slik at ny linje kan bygges med drift på den gamle i byggeperioden.
Det er gjennomført en optimaliseringsberegning for å finne det gunstigste linetverrsnittet
(AL59).
Prosjektet har et par vesentlige utfordringer. Ledningen er bærer av en fiberkabel som
ikke kan være ute av drift i lengre tid. Videre er det liten plass til disposisjon den siste
strekningen ved innføringen til Fåberg med parallellføring av både 300 kV-ledningen til
Balbergskaret/Rendalen/Vang og dobbel 66 kV sørover til Brumunddal. I Figur 6-6 er det
antydet en mulig mastekonstruksjon som krever minimal trasebredde.
51
Figur 6-6 – Snitt mastebilder, innføring til Fåberg
Reinvestering av linjen er godkjent av NVE og anleggskonsesjon er mottatt. I forbindelse
med planleggingen av gjennomføringen ble et par utfordringer belyst. Det er som nevnt
trangt ut fra Fåberg transformatorstasjon, og med Statnetts planer om oppgradering til
420 kV på sikt blir ikke situasjonen bedre. Det er derfor satt i gang en prosess med å se
på løsningen på nytt, men konklusjonen er ikke klar til fristen for KSU.
6.2.11
Ny Fåvang transformatorstasjon (Kvitfjell)
For å styrke forsyningen til Kvitfjell planlegges en ny transformatorstasjon ved 66 kV-linja
på Segalstad vest for Lågen. Bakgrunnen er både registrert belastningsøkning og
leveringssikkerheten ved forsyning fra Ringebu transformatorstasjon. Det er også større
utbyggingsplaner i Kvitfjell. Last i Ringebu transformatorstasjon var i 2013 og 2014 over
27 MW, hvor total kapasitet er 30 MVA. Det planlegges å flytte ledig 10 MVAtransformator fra Rybakken til den nye stasjonen – se også kapittel 6.2.12. Dette
prosjektet ses i sammenheng med økning av transformatorkapasitet i Ringebu
transformatorstasjon omtalt i kapittel 6.2.43.
Dette prosjektet vil bli utredet videre.
6.2.12 Rybakken transformatorstasjon – økning av
transformatorkapasitet
10 MVA transformator T1 fra 1979 er fullastet under topplast. Ny 20 MVA transformator er
planlagt i 2015.
Alternativet er å sette inn en transformator til på 10 MVA, men dette vil medføre behov
for ekstra bryterfelt, bygningsmessige endringer og flere komponenter som kan feile.
Dette vil ikke veie opp for lavere tap i en mindre transformator.
I tillegg vil det blant annet bli mer fleksibilitet i transformatorstasjonen med hensyn til
utkobling for drift og vedlikehold i lettlast.
52
Konsesjonssøknad er under utarbeidelse og vil bli sendt inn i løpet av nær fremtid.
6.2.13
Nettilknytning av nye kraftverk i Otta og Lågen
Som nevnt i kapittel 0 vurderes flere kraftutbyggingsprosjekter i Otta- og Lågenvassdraget mellom 300 kV-punktene Vågåmo og Nedre Vinstra – se Figur 6-7.
Figur 6-7 - Gudbrandsdalsnettet
Nettilknytningen vil sannsynligvis bli slik at de to største kraftverkene blir tilknyttet
Vågåmo over ny 132 kV-ledning.
Forrige figur (kopi fra konsesjonssøknad) viser alternative tilknytninger til Vågåmo
transformatorstasjon. Produksjonen fra Nedre Otta og Rosten vil sammen med
53
produksjonsoverskuddet i Øvre Otta medføre et transformeringsbehov 132/300 kV i
Vågåmo, som i perioder med tilsig som gir full produksjon overstiger kapasiteten på
transformator T1 (300 MVA).
Konsesjonen for Rosten kraftverk med 132 kV produksjonsradial (med framføring over
Tordkampen) ble anbefalt av NVE i april 2012. Konsesjon ble mottatt i januar 2014, men
trasevalget for linja er påklaget.
Konsesjonssøknaden for Nedre Otta kraftverk ligger til behandling hos NVE.
6.2.14
Vinstra transformatorstasjon
I forbindelse med konsesjonssøknad for Kåja kraftverk er det sendt inn søknad om ny
Vinstra transformatorstasjon. Planene her er å flytte transformatorstasjonen over på den
andre siden av Gudbrandsdalslågen i forhold til dagens plassering, i tilknytning til Kåja
kraftverk. Installert ytelse blir som tidligere og det blir, som følge av flytting av
transformatorstasjonen, også mindre omlegginger av 66 kV-nettet.
Gjennomføringen av dette prosjektet henger sammen med byggingen av Kåja kraftverk,
og dette er bestemmende for fremdrift. Ved større forsinkelser kan det medføre risiko
knyttet til frist for grønne sertifikater for kraftverket.
Konsesjonssøknadens høringsfrist er utløpt, og søknaden er under behandling.
6.2.15
Strandlykkja transformatorstasjon
Som følge av utbygging av vei, jernbane og hytter sør i Stange kommune søkte EN om
konsesjon for å bygge ny transformatorstasjon på Strandlykkja i desember 2013.
Konsesjon ble gitt i april 2014, med planer om idriftsettelse 1. halvår 2015.
Dersom utbyggingen blir forsinket vil dette få følger for testing og idriftsettelse av nytt
dobbeltspor på Dovrebanen, noe som er lite ønskelig. Dette vil derfor være et prioritert
prosjekt for gjennomføring.
6.2.16
Spenningsheving Tynset-Tolga-Os-Røros
Tidligere nettanalyser viser at spenningsfall og nettap mellom Tynset og Røros vil bli et
økende problem med økende belastning. Dette er behandlet i analyserapport fra TrønderEnergi, ”Forsyningsforholdene i r-nettet gjennom Østerdalen til Røros-området” datert
10.10.2002, som konkluderer med at teknisk-økonomisk optimal systemløsning innebærer
installasjon av kondensatorbatterier (gjennomført i 2005) og spenningsheving fra 66 kV til
132 kV på strekningen Tynset-Tolga snarest mulig.
Etter analysetidspunktet i 2002 er det registrert en stagnasjon og til dels nedgang i forbruksutviklingen – blant annet på grunn av at det er satt i drift fjernvarmeanlegg både i
Os (1,9 MW/3,5 GWh) og på Røros (4 varmesentraler – totalt 5,6 MW og 12 GWh).
Dessuten ble det satt i drift ny produksjon på Røros i 2008 (Ormhaugfossen, 1,2 MW/ 7,3
GWh med en fordeling mellom sommer- og vinterproduksjon på hhv. 3 og 4 GWh).
En ytterligere bedring av driftssikkerhet og spenningsstabilitet vil oppnås dersom Tolga
kraftverk blir utbygd. Der er det søkt om tilknytning på 132 kV. Konsesjonssøknaden for
kraftverket er under behandling hos NVE, og det er planlagt sluttbefaring i juni 2014.
Dersom spenningsheving til Tolga blir realisert, er det et aktuelt alternativ å videreføre
oppgraderingen på hele strekningen fram til Røros. En planlagt rehabilitering av 66 kV54
anlegget i Røros transformatorstasjon er uansett tenkt gjennomført med 132 kVkomponenter.
På strekningen Tynset–Tolga er tiltaket med spenningsheving grovkalkulert til ca. 4,5 Mkr
(ca. 200 000 kr/km).
Ny Tolga transformatorstasjon er beregnet å koste ca. 32 Mkr.
Spenningsheving til 132 kV er konsesjonssøkt for strekningen Tynset-Røros og ligger til
behandling hos NVE. Fremdriften på prosjektet bestemmes i utgangspunktet av en
beslutning knyttet til Tolga kraftverk.
Figur 6-8 – Spenningsheving Tynset-Tolga-Os
6.2.17
132 kV-nettet i Valdres (”Åbjøra”-ledningene)
Som nevnt i kapittel 4.2.2.2 er det flere årsaker til at det er behov for en plan for full
reinvestering av dette anlegget. Det har tidligere vært forespørsler om feltreduserende
tiltak på en strekning gjennom et boligområde i Gjøvik. En analyse av dette ga som
resultat at det er mulig å oppnå en betydelig feltreduksjon ved å bygge om
dobbeltledningen fra planoppheng til en ”juletre”-mast med større bakkeavstand
kombinert med en optimal faserekkefølge i masta.
Det har tidligere vært vurdert å etablere 132 kV-forbindelse mellom Fall og Jaren både for
å gi Jaren tosidig forsyning og gi en tapsmessig gevinst ved sammenknytning mellom et
område med produksjonsoverskudd og et med lite produksjon (se kapittel 6.2.30). I et
reinvesteringsprosjekt er det naturlig å vurdere denne forbindelsen.
Et annet alternativ for å oppnå overføringskapasitet for produksjonsoverskuddet i Valdres
kunne teoretisk være å knytte området elektrisk til 300/420 kV-nettet i Hallingdal.
Grunnen til at dette synes lite aktuelt, er at transformatorstasjonene for å dekke forbruket
i området er basert på 132 kV. Den eneste forenklingen kunne i så fall være at dagens
55
dobbeltledning erstattes av ny enkeltledning (med gjennomgående jordline) – noe som
åpenbart ikke kan forsvare en ny utbygging mot Hallingdal.
Det vil være nødvendig å gjennomføre en full nettanalyse av hele Valdresnettet for å se
på hvilke løsninger som er mest aktuelle. Videre er realisering av ny kraftutbygging
styrende for fremdrift.
6.2.18
Reinvestering Sandvold-Lunde-Engjom i Gausdal
Ledningsanlegget er en ca. 75 år gammel og 19 km lang betongmastlinje, enkeltkurs med
50 mm2 Cu som strømførende line. Spesielt seksjonen Lunde-Engjom har vært en del
utsatt for overslag mellom toppline og faseliner i perioder med ising. For øvrig er det en
del betongskader på mastene.
I forbindelse med vurdering av spenningsnivå i ENs regionalnett ble det konkludert med at
66 kV vil fortsatt være spenningsnivået i dette området.
Nettets topologi tilsier at samme trase vil være hensiktsmessig. Det er derimot to ulike
tverrsnitt på hver side av den aktuelle strekningen, FeAl 240 fra Fåberg til Sandvold og
FeAl 120 fra Engjom til Roppa. Disse tverrsnittene er vurdert som alternativer, og tapene
reduseres med å velge det største tverrsnittet.
I tillegg er det planer om utvidelser på Skei og Segalstad Bru, slik at forbruket kommer til
å øke i dette området i årene fremover.
Da denne linja også er en del av forbindelsen over mot GE og Rybakken bør det ikke
velges et tverrsnitt som kan vise seg å bli en flaskehals på sikt.
Lastflytberegninger viser en betydelig tapsgevinst ved å benytte FeAl 253, og spesielt på
strekningen Sandvold-Lunde. I tillegg er det hensiktsmessig å benytte et tverrsnitt som nå
benyttes flere andre steder, da dette gjør lagerhold og beredskapsmessige forhold
enklere.
Arbeid med konsesjonssøknad er ikke igangsatt.
6.2.19
Fåberg-Mesna
Kabelforbindelsen i Lillehammer mellom Fåberg og Mesna (del av byringen, 3x1x1000
TXSE) har en parallellforbindelse gjennom den nordligste delen av dobbeltledningen
gjennom Ringsaker mot Brumunddal og Børstad. Normalt drives denne ledningen uten
forbindelse mot Mesna, men det er etablert en dobbeltledning på 600 m fra stasjonen og
opp til linja som T-avgrening. De akutte problemene med betongskader og svekkelse av
innfesting av isolatorer på traversene er utbedret med forskjellige vedlikeholdstiltak.
Dersom dobbeltledningen (2xFeAl 240) i framtida rives uten å gjennomføre andre nettforsterkningstiltak, vil det medføre en betydelig reduksjon av overføringskapasiteten fra
Fåberg og sørover gjennom Ringsaker med tilhørende svekkelse av forsyningssikkerheten
for den mest folkerike kommunen i Hedmark.
De mest nærliggende alternativene til å opprettholde en tilstrekkelig overføringskapasitet
på strekningen Fåberg-Mesna er dermed å reinvestere i luftledning i samme trase eller
dublere eksisterende kabelforbindelse på ca. 4,5 km. Tidspunktet for iverksettelse av tiltak
vil være avhengig av hvordan tilstanden på betongmastene utvikler seg.
56
Da tilstanden på forbindelsen anses å være tilfredsstillende per i dag, så er det ikke gjort
noen ytterligere vurderinger og analyser i denne utredningen. Prosjektet er fortsatt tatt
med for oversiktens skyld.
6.2.20
Nedre Tessa – utvidelse av transformatorkapasitet
I forbindelse med kraftutbyggingsprosjektet Smådøla blir det behov for å skifte ut en 5
MVA transformator med en 20 MVA enhet. Konsesjon er mottatt og prosjektet vil bli
gjennomført i løpet av 2014.
6.2.21
Eid kraftverk – ny transformering 132/22 kV
Kraftverket med installert ytelse 2 x 5,3 MVA er tilknyttet 22 kV-nettet til Sør Aurdal
Energi. Sammen med tre mindre kraftverk i området gir dette et betydelig produksjonsoverskudd det meste av året som flyter inn i regionalnettet i Bagn kraftverk og Begna
transformatorstasjon med relativt høye nettap i 22 kV-nettet som resultat. I tillegg til de
eksisterende kraftverkene er det søkt om konsesjon på et nytt elvekraftverk i Begna
nedstrøms Eid, Kvennfossen på 3,7 MW/21 GWh. Konsesjon er avslått, men anket.
Ytterligere et prosjekt i samme vassdrag er under utredning.
Nettapsinnsparing og bedre driftsstabilitet for kraftverket er hovedmotivet for å vurdere
en 132 kV-transformering i stasjonen med T-avgrening fra 132 kV-ledningen Bagn-Begna
(ca. 2,4 km). Aktuell transformatorytelse er 20 MVA.
Prosjektet er knyttet til utfallet av ankesaken. Det er av den grunn ikke gjort ytterligere
vurderinger i denne utredningsperioden.
6.2.22
Ylja kraftverk – økt transformatorkapasitet
Aktuell transformator fra maskinspenning til 22 kV i Ylja kraftverk for forsyning av
distribusjonsnettet til Vang Energiverk er en enhet på kun 6 MVA plassert inne i fjellanlegget for kraftverket. Vang Energiverk har opplyst at forsyning av belastningen i området
under tunglast er avhengig av at produksjonen i 22 kV-nettet (Eidsfoss kraftstasjon) er
tilgjengelig. Det er i tillegg satt i gang med utbygging av E16 som medfører økt
effektbehov i området.
Det er derfor sendt inn konsesjonssøknad på ny transformatorstasjon ved Ylja kraftverk.
Idriftsettelse forventes i løpet av 2016.
En forsinkelse i gjennomføringen vil få følger for forsyningen i området da det forventes
en relativt sett stor belastningsøkning som følge av hytteutbygging og utbyggingen av E16
med tunneler som er effektkrevende.
6.2.23
Nettilknytning av nytt aggregat i Braskereidfoss kraftverk
Konsesjon på nytt aggregat ble gitt i 2013 til Eidsiva Vannkraft, og samtidig mottok EN
anleggskonsesjon på ny Våler transformatorstasjon i tilknytning til Braskereidfoss
kraftverk. Denne erstatter eksisterende transformatorstasjon. Transformatorstasjonen
knyttes til 132 kV-linja Heradsbygd-Åsnes, og eksisterende 66 kV-linje mellom Åsnes og
Våler rives.
57
6.2.24
Engjom-Skei
Linja fra Engjom til Skei er opprinnelig ei 66 kV-linje som ble bygd i tilknytning til Kamfoss
kraftverk. Den driftes i dag på 22 kV, og er hovedforsyningen til Skei. I tidligere versjoner
av utredningen har dette prosjektet vært med da det har vært vurdert å bygge transformatorstasjon på Skei grunnet den store belastningen knyttet til vinterturismen. Foreløpig
er det konkludert med fortsatt drift på 22 kV, men ved en reinvestering av linja vil det
vurderes på nytt hvorvidt den skal dimensjoneres for 66 kV eller ikke.
Videre utredninger er utsatt i påvente av ny kommunedelplan for området Skei-Austlid.
Denne vil legge føringer for hvor stor belastning det kan forventes i dette området, og
dermed vurderingene i forhold til behov for ny transformatorstasjon på Skei.
6.2.25
Nybergsund–Lutufallet
66 kV-ledningen Trysil–Nybergsund–Lutufallet ble forsterket med økt ledertverrsnitt (FeAl
120) på 1980-tallet. Prosjektet ble av flere årsaker ikke helt fullført på strekningen
Nybergsund–Lutufallet. Her ble nye vinkel- og forankringsmaster dimensjonert for det nye
tverrsnittet og skiftet ut, men de ordinære bæremastene er det ikke gjort noe med. For at
ledningsanlegget skal tilfredsstille gjeldende dimensjoneringsnormer og dermed oppnå
ønsket driftstilgjengelighet, tas det sikte på å gjennomføre utskifting av også disse
mastene og utvide trasebredden tilpasset eventuell framtidig spenningsheving til 132 kV.
Spenningshevingen til 132 kV er utredet i egen rapport om spenningsnivået i ENs
regionalnett. Fremdrift på ombyggingen i dette området vil til dels bestemmes av
avklaringene rundt utbygging av ny fornybar produksjon. I neste utredningsperiode vil det
derfor kunne tas stilling til dette prosjektet og videre fremdrift.
6.2.26
Transformering 300/132/66 kV i Rendalen kraftverk
Som nevnt i kapitlene 0 og 4.2.6 representerer nåværende treviklingstransformator T2 i
Rendalen (40 år gammel, 145/100/45 MVA) et driftsmessig problem med manglende
spenningsregulering som, etter senking av det generelle spenningsnivået i 300 kV-nettet,
gir et lavere nivå på de to andre spenningsnivåene enn i naboområdene som det i mange
situasjoner er behov for å koble sammen med nettet tilknyttet Rendalen.
En annen begrunnelse er knyttet til økt behov for transformeringskapasitet for å ta imot
eventuell produksjon fra Kvitvola vindkraftverk i Engerdal.
EN har mottatt konsesjon på ny transformator, men løsningen vil bli vurdert når det blir
mer klart hva som blir bygd ut av ny produksjon i området.
6.2.27
Transformatorytelse i Rendalen transformatorstasjon (Vik)
Rendalen transformatorstasjon er lokalisert et par hundre meter fra utendørsanlegget i
Rendalen kraftverk. Forbindelsen mellom disse to anleggene er en 66 kV kabel i tillegg til
en reserveforbindelse på 22 kV (fra en 10 MVA transformator fra maskinspenning i
kraftverket).
Tilsvarende begrunnelse som i foregående avsnitt er utgangspunkt for planene om ny
transformator til Rendalen transformatorstasjon. Her vurderes en løsning som er
koordinert med problemet som er nevnt i avsnitt 6.2.26. En mulighet er å anskaffe en
treviklingstransformator 132/66/22 kV slik at nevnte T2 i Rendalen kraftverk kan erstattes
58
med en ren 300/132 kV-enhet. Dette er den konsesjonsgitte løsningen, men vil som nevnt
bli vurdert når det blir mer klart hva som blir bygd ut av ny produksjon i området.
6.2.28 Tolga transformatorstasjon og nettilknytning av Tolga
kraftverk
Konsesjonssøknad for Tolga kraftverk er under behandling. For å ha et definert
spenningsnivå for tilknytning av kraftverket vil spenningshevingsprosjektet nevnt i kapittel
6.2.16 bli knyttet til kraftverksprosjektet. Det er søkt om tilknytning på 132 kV.
Aktuell installasjon er rundt 40 MW (avhengig av hvilket utbyggingsalternativ som blir
valgt) fordelt på to aggregater. Det foreligger to alternativer for plassering av kraftverket
der begge forutsetter nettilknytning ved ny transformatorstasjon på nordsida av Glåma
(markering «Trafostasjon 3A+3B»). Nåværende plassering av transformatorstasjonen er
et spenn på sørsida av elvekryssinga. Alternativ 3 med kraftstasjonen på nord-vestsida av
Glåma vil bli prioritert i konsesjonssøknaden. I dette alternativet må det bygges en ca. 4
km lang produksjonsradial parallelt med en eksisterende 22 kV-ledning. I det andre
alternativet er det naturlig å benytte samme trase den første strekningen ut fra
transformatorstasjonen (med kabling av enten 22 eller 132 kV forbindelsen de første ca.
700 m forbi bebyggelse).
Det er fastsatt sluttbefaring på Tolga i begynnelsen av juni 2014.
Figur 6-9 – Tolga kraftverk og tilknytning til 132 kV ved ny Tolga transformatorstasjon
59
6.2.29
Os transformatorstasjon
Med referanse til foregående avsnitt og kapittel 6.2.16 vil en spenningsheving til 132 kV
på den gjennomgående regionalnettsledningen kreve ny transformator i Os
transformatorstasjon.
6.2.30
132 kV-ledning Fall-Jaren
I forbindelse med kraftutbyggingen i området Dokka-Torpa på slutten av 1980-tallet ble
det gjennomført omfattende nettanalyser for å finne optimal nettutbygging som følge av
økning av produksjonsoverskuddet. Den gjennomførte ledningsutbyggingen Torpa-DokkaFall var planlagt videreført sørover til Jaren, men ble av forskjellige årsaker ikke
gjennomført.
Etter dette tidspunktet har behovet for å sikre forsyningen til Jaren transformatorstasjon
økt med belastningsutviklingen og generell avhengighet av pålitelig strømforsyning. Som
vist på neste kartskisse er Jaren ensidig forsynt fra Hadeland transformatorstasjon.
Reserven (kun under lettlastperioder om sommeren) består av en viss kapasitet nordfra
på 22 kV fra VOKKS-området på begge sider av Randsfjorden, 22 kV-overføring under
Randsfjorden fra Toverud kraftverk (nesten 100 år gammel kabel) samt tilrettelagt
mulighet for å sette 22 kV-spenning på 132 kV-ledningen fra Hadeland.
I tillegg til å dekke behovet for tosidig forsyning av Jaren vil en 132 kV-forbindelse FallJaren (luftlinjeavstand 3 mil) øke overføringskapasiteten fra
produksjonsoverskuddsområdet i Valdres/Land. En enkel beregning viser et
tapsinnsparingspotensial på i størrelsesorden en halv MW om vinteren og omtrent
halvparten om sommeren. Forbindelsen vil ha spesielt stor verdi som kapasitetsøkning når
det blir aktuelt med reinvestering av dobbeltledningen Dokka–Vardal–Gjøvik (anslagsvis
om 10-12 år).
Ved å se på scenariet med utbygging av mye ny fornybar produksjon mot 2024 (høy
produksjon), vil det i lettlast perioder med mye produksjon være en tapsgevinst på hele 6
MW. Det er derfor riktig å vurdere dette prosjektet videre parallelt med at det gjøres en
analyse av hele Valdresnettet, som tidligere nevnt i kapittel 6.2.17.
Til Torpa
Til Vardal/Gjøvik
Til Bagn/Åbjøra
Til Begna
Figur 6-10 – 132 kV-ledning Fall-Jaren
60
6.2.31
Jernbaneomformerstasjon Jessnes
I forbindelse med utbygging av dobbeltspor på Dovrebanen mellom Eidsvoll og
Hamar/Lillehammer vil det være behov for en ny omformerstasjon i Hamarområdet for å
erstatte Tangen, som blir liggende utenfor den nye linjetraseen. Nye tekniske løsninger for
kjørestrømmen vil med blant annet overføringsledninger parallelt til kjøreledningen gjør
det mulig med lengre avstander mellom omformerstasjonene – noe som medfører økt
krav til leveringssikkerhet for nye omformeranlegg.
Etter vurdering av flere alternativer vil sannsynligvis en ny omformerstasjon bli lokalisert
til Jessnes under (eller i umiddelbar nærhet av) 132 kV-ledningen fra Furnes. Jessnes er i
dag ilandføringspunkt for 132 kV kabel under Furnesfjorden. Omformerstasjonen vil
sannsynligvis bli liggende ca. 800 m fra ilandføringspunktet.
Inntil denne stasjonen er i drift er kapasiteten i Rudshøgda omformerstasjon økt (bygd
som provisorium til OL i 1994).
Det er ikke gjort noen vurderinger knyttet til dette prosjektet annet enn lastflyt da både
plassering, løsning og fremdrift er usikkert på grunn av uavklarte forhold knyttet til valg
av jernbanetrase gjennom Hamar.
6.2.32
Furuset transformatorstasjon
Veslefallet kraftverk (4,8 MW) ble satt i drift våren 2010. Sammen med produksjonen fra
Storfallet kraftstasjon (2,4 MW) i samme vassdrag gir denne innmatingen i det aktuelle 22
kV-nettet (omtrent midt på den gjennomgående radialen på ca. 6 mil mellom Koppang og
Rødsmoen transformatorstasjoner) et spenningsfall ved full produksjon i sommerhalvåret
med mye tilsig som er på grensen av gjeldende leveringskvalitetsforskrift. Videre er det
gitt konsesjon til ytterligere to kraftverk i Søkkundavassdraget.
Det ble derfor omsøkt og gitt anleggskonsesjon på ny transformatorstasjon ved Furuset i
Stor-Elvdal. Utbygging avhenger av hvorvidt konsesjonsgitte kraftverk bygges ut eller
ikke.
6.2.33
Vindkrafttilknytning Engerdal – Kvitvola vindkraftverk
Austri Vind mottok konsesjon på Kvitvola vindkraftverk i januar 2014 med en installert
ytelse på ca 110 MW. Avgjørelsen er påklaget og er under behandling hos NVE/OED. Det
forventes en endelig avklaring i løpet av vinteren 2015.
Vindkraftverket skal knyttes til 132 kV-linja mellom Rendalen og Engerdal. I tillegg er det
behov for å øke transformatorkapasiteten i Rendalen kraftverk – se kapittel 6.2.26.
6.2.34
Vindkrafttilknytning Osa – Raskiftet vindkraftverk
Tilsvarende prosjekt som i forrige kapittel er gitt konsesjon i grenseområdet mellom Åmot
og Trysil kommuner med navnet Raskiftet vindkraftverk og en samlet installasjon på i
overkant av 100 MW. Nettilknytningen her er planlagt som en avgrening på 132 kVledningen Osa–Heradsbygd (ca. 5 km sør for Osa kraftverk). Også her er avgjørelsen
påklaget og det forventes en avklaring i løpet av vinteren 2015.
61
6.2.35
Vindkrafttilknytning Songkjølen vindkraftverk
E.ON mottok i januar 2014 konsesjon på Songkjølen vindkraftpark i Nord-Odal kommune
med installert ytelse på 105 MW. Konsesjonen er påklaget, og saken ligger til behandling
hos NVE/OED. Det forventes en endelig avgjørelse vinteren 2015.
Vindkraftverket er tenkt knyttet til 132 kV-linja mellom Minne og Skarnes, som er en del
av sentralnettsforbindelsen mellom Minne og Charlottenberg.
6.2.36
Vindkrafttilknytning Engerfjellet vindkraftverk
E.ON mottok i januar 2014 konsesjon på Engerfjellet vindkraftverk i Nord-Odal kommune
med installert ytelse på 50 MW. Konsesjonen er påklaget, og saken ligger til behandling
hos NVE/OED. Det forventes en endelig avgjørelse vinteren 2015.
Se også kapittel 6.2.37.
6.2.37
Minne-Engerfjellet
I forbindelse med Engerfjellet vindkraftverk ble det gitt konsesjon på nettilknytning til
eksisterende 66 kV-linje mellom Minne og Kvisler. Denne linja er fra 1950 og begynner å
nærme seg forventet teknisk levetid og med det behov for reinvestering.
EN har gjennomført en analyse av hele regionalnettet og vurderte i hvilke områder det er
aktuelt å gå over fra 66 kV til 132 kV på sikt. Resultatene av analysen viser at det er
gunstig å gå over til 132 kV i sørlige deler av Hedmark.
På grunn av høy alder på linja og mulig bygging av ny vindkraftpark ved Engerfjellet vil
det bli søkt om anleggskonsesjon på linja mellom Minne og Engerfjellet i løpet av 2014.
Det mest aktuelle vil nok være å bygge linja forberedt for 132 kV, men drifte den på 66
kV inntil videre. Transformatorkapasiteten i Minne vil bli en flaskehals på 132 kV dersom
både Songkjølen og Engerfjellet bygges ut med innmating på 132 kV.
Ytterligere vurderinger vil bli gjort i forbindelse med utarbeidelsen av
konsesjonssøknaden.
6.2.38
Vindkrafttilknytning Kjølberget vindkraftverk
Austri Vind har søkt om konsesjon for Kjølberget vindkraftverk i Våler kommune i
Hedmark. Vindkraftparken er planlagt knyttet til 66 kV-linja mellom Løvbergsmoen og
Lutufallet med en installert ytelse på inntil 45 MW. Dette betinger imidlertid at linja
oppgraderes. Det er i dag kapasitet til å ta imot 36 MW. Det er ikke vurdert fremdrift på
en eventuell oppgradering av linja, men i løpet av et års tid vil det bli en avklaring på hva
som eventuelt blir bygd ut av ny fornybar produksjon i området. Deretter kan det gjøres
en vurdering av behov og fremdrift.
Konsesjonen er under behandling hos NVE. Sluttbefaring ble gjennomført i mai 2014.
6.2.39
Forsyning av Bjorli i Lesja kommune
Bjorli ligger nordvest i Lesja kommune, nær grensen til Møre og Romsdal fylke. Området
forsynes i dag på 22 kV fra Lora transformatorstasjon.
62
Turisme og hyttebygging preger området, og det er planer om ytterligere utbygging. Det
har siste 10 år vørt en økning i energibruken på 50 %. Det samme gjelder også for
effekten.
I Romsdalen er det gitt konsesjon til Verma kraftverk. Nettilknytninger var tenkt i
distribusjonsnettet, men det har også vært vurdert tilknytning på 66 kV mot Bjorli og
videre til Lora. Lastflytanalyser viser at dette er nettapsmessig veldig gunstig. Det jobbes
med vurdering av mulighetene i Romsdalen.
Uavhengig av tilknytning av Verma kraftverk er behov for å øke kapasiteten i nettet frem
til Bjorli som følge av utbyggingen.
Lastflytberegninger viser at det er tapsmessig gunstig å bygge om til 66 kV forsyning til
Bjorli. Dersom forventet hyttebygging realiseres på Bjorli vil dette bli enda mer gunstig i
tillegg til at det vil bli en utfordring kapasitetsmessig på distribusjonsnettsnivå.
Linja mellom Lora og Bjorli er dimensjonert for 66 kV, så det vil kun være behov for å
isolere opp linja fra 22 kV til 66 kV. I tillegg vil det være behov for et 66 kV felt i Lora og
transformatorstasjon på Bjorli.
Fremdrift på fremføring av 66 kV til Bjorli avhenger av avklaringer knyttet til Verma
kraftverk. Utover det er det takten på utbyggingen på Bjorli som vil være bestemmende
for fremdriften.
6.2.40
Tilknytning av småkraft i Vang kommune
Det ligger mange konsesjonssøknader for småkraftverk inne til behandling hos NVE, og i
Oppland er en stor andel plassert i Vang kommune. Summert er det i underkant av 20 MW
ny effekt, og dersom alle disse får konsesjon og blir bygd ut vil det være nødvendig å
forsterke nettet i området.
Hvorvidt det vil være behov for en ny transformatorstasjon eller om forsterkning i
underliggende nett vil være tilstrekkelig må vurderes nærmere når det foreligger mer
informasjon om hvor mye ny fornybar produksjon som vil bli bygd ut.
6.2.41
Nedtransformering ved Vang transformatorstasjon
På Budor i Løten kommune i Hedmark har det vært en stor utvikling de senere årene
knyttet til hytter og skianlegg. Det er imidlertid satt en begrensning på grunn av
kapasiteten i underliggende nett. Forsyningen i dag ut fra Hommerstad
transformatorstasjon er på 11 kV, med en overgangstransformator til 22 kV på veien opp
mot Budor. Ved ytterligere utbygging på Budor vil det bli for store spenningsfall og det vil
ikke lenger være kapasitet til å forsyne området.
Det er antydet et fremtidig effektbehov på 10-12 MW utfra forslag i kommunens arealplan
og planene til Løiten Almenning.
Det er derfor sett på ulike alternativer for forsyningen. Et alternativ kan være å etablere
en ny transformering i tilknytning til Vang transformatorstasjon som eies av Statnett.
Et annet alternativ er å bygge en ny radial fra Hommerstad transformatorstasjon direkte
til Budor. Det må i så fall settes opp enda en overgangstransformator 11/22 kV for denne
avgangen da det er 22 kV på Budor mens det i Hommerstad er 11 kV.
Det er litt kortere avstand til Budor fra Vang transformatorstasjon enn fra Hommerstad
transformatorstasjon, men kostnadene knyttet til ny transformering i Vang gjør at
63
kostnadene ved å etablere ny transformering i Vang blir en mer kostbar løsning enn ny
avgang fra Hommerstad da det er et ledig bryterfelt her som gjør at det ikke er behov for
større tiltak i transformatorstasjonen.
Det er tatt kontakt med Statnett for å undersøke mulighetene for å anlegge en
transformatorstasjon i tilknytning til Vang transformatorstasjon, men det er ikke blitt gjort
noen vurderinger fra Statnetts side rundt mulighetene.
Det er derfor nødvendig å se videre på løsningene for utviklingen av strømnettet opp til
Budor når det kommer litt mer spesifikke planer fra kommune og almenning.
6.2.42
Spenningsheving Solør og Odal
Tidligere nevnte rapport om spenningsnivå i ENs regionalnett angir hvor i nettet det er
gunstig å gå over fra 66 kV til 132 kV. I Solør er det både 66 kV og 132 kV, og ved en
overgang til 132 kV vil det både bli et mer oversiktlig og driftssikkert nett samt at det blir
lavere tap i nettet.
Som nevnt tidligere er det ikke mulig å forsyne Solør fra Minne i tunglast. Dersom nettet
bygges om som beskrevet i rapporten, vil det bli mulig.
Vurderingene som er gjort i rapporten vil bli innarbeidet i utredningen etter hvert som det
blir behov for tiltak i nettet og etter at det blir gjort noen avklaringer rundt hvor mye ny
fornybar produksjon som blir bygd ut.
6.2.43
Ringebu transformatorstasjon
Transformatorkapasiteten i Ringebu transformatorstasjon er på 30 MVA, 10 + 20 MVA.
Transformatorstasjonen forsynes blant annet Kvitfjell. Det har de siste ti årene vært en
økning i effekten fra 22 til over 27 MW, og det er dermed behov for å øke kapasiteten i
området.
Eksisterende 10 MVA transformator er fullastet, og det planlegges en kapasitetsøkning til
20 MVA. Dette henger sammen med utbygging i Kvitfjell-området. Alternativet er å sette
inn en transformator til på 10 MVA, men dette vil medføre behov for ekstra bryterfelt,
bygningsmessige endringer og flere komponenter som kan feile. Dette vil ikke veie opp for
lavere tap i en mindre transformator.
I tillegg vil det blant annet bli mer fleksibilitet i transformatorstasjonen med hensyn til
utkobling for drift og vedlikehold i lettlast.
Tidligere omtalte Fåvang transformatorstasjon (se kapittel 6.2.11) utsettes som følge av
denne kapasitetsøkningen.
Tiltaket planlegges gjennomført i 2015, og vil bli konsesjonssøkt i løpet av 2014.
6.2.44
Forsyning av Dombås og Lora transformatorstasjoner
Lora og Dombås transformatorstasjoner forsynes i dag via to 66 kV-linjer fra Vågåmo til
Dombås. Parallelt med disse går Statnetts 132 kV-linje til Osbu. Det ble gjort en
innledende vurdering i regi av Sweco i 2008 for å belyse alternativene.
Dombås transformatorstasjon forsynes av to parallelle 66 kV-linjer fra Vågåmo. Linje 1
har 4,1 km tverrsnitt FeAl 150 som er bygd i 1980 og 20,4 km med FeAl 50 som er bygget
i 1963-64 med utstyr fra 1950 årene. Linje 2 har tverrsnitt FeAl 120 og ble bygd i 197864
79. Overføringskapasiteten til Vågåmo-Dombås 2 er 60 MW. Traselengden for VågåmoDombås 1 er cirka 24 km og Vågåmo Dombås 2 er 26,6 km.
NSB har en omformerstasjon på Dombås med forsyning til Dovrebanen, med maksimal
ytelse 14 MW. Fra Dombås går det 66 kV nett videre til Sletten og Lora. Installert ytelse i
disse stasjonene er henholdsvis 14 og 8 MW.
Med økende behov for kapasitet mot Bjorli vil leveringssikkerheten reduseres for området
da nevnte linjestrekning vil være en begrensende faktor dersom den andre linja skulle
falle ut.
Det er derfor aktuelt å bygge om nettet i området, og Eidefoss har derfor rettet en
henvendelse til Statnett om muligheten til å knytte seg til 132 kV-linja mellom Vågåmo og
Osbu som et alternativ til å reinvestere nettet mellom Vågåmo og Dombås. Dette vil
innebære en kortere og rimeligere linjeinvestering, men vil til gjengjeld kreve ombygging
av eksisterende transformatorstasjoner til 132 kV.
Det er per mai 2014 ikke gitt noen tilbakemelding fra Statnett til Eidefoss på muligheten
som er skissert i forhold til 132 kV tilknytning. Mulighetene vil bli utredet videre i neste
utredningsperiode.
6.2.45
Furnesfjorden
Prosjektet innebærer reinvestering av kablene over Furnesfjorden, mellom Nes og Jessnes
i Ringsaker kommune.
Kablene er av samme type og årgang som kablene over hovedløpet i Mjøsa, hvor
reinvestering ble omsøkt og gitt konsesjon i 2013. Det ble gjennomført en vurdering av
tilstandene for noen år siden, og det ble da ikke funnet tegn på betydelig aldring på
kablene over Furnesfjorden. Sommeren 2013 havarerte den ene fasen på det ene
kabelsettet over hovedløpet i Mjøsa. Selv om grunnforholdene i Furnesfjorden er noe
bedre enn i hovedløpet, er det en risiko for feil pga aldring også her.
Mjøsa er en innlandssjø, og det er utfordrende å få fraktet kabelen frem til utlegging og få
tilgang til stort nok fartøy for utlegging. Det er derfor ønskelig å reinvestere kablene over
Furnesfjorden parallelt med at det legges nye kabler over hovedløpet i Mjøsa for å utnytte
tilgangen på nødvendig utstyr.
Nåverdien for alternativet med å utsette reinvesteringen noen år blir omtrent den samme
som ved å reinvesteres parallelt med nye kabler over hovedløpet. For å unngå en
eventuell risiko med havari på eksisterende kabler samt utnytte tilgang på
utleggingsfartøy er det ønskelig å reinvestere kablene over Furnesfjorden samtidig med at
det legges nye kabler over hovedløpet i Mjøsa.
Konsesjonssøknad for reinvestering av kablene forventes sendt inn i løpet av 2014.
6.2.46
Transformatorkapasitet Jaren transformatorstasjon
Det er to transformatorer i Jaren, en på 50 MVA fra 1979 og en på 15 MVA fra 1954.
Maksimallast i Jaren er på ca 40 MW. I tillegg er Jaren ensidig forsynt på 132 kV fra
Hadeland transformatorstasjon.
Alder på den minste transformatoren tilsier et nært forestående reinvesteringsbehov. I
tillegg er det i tunglast problemer med å oppfylle kravet til N-1. Det er ikke nok reserve i
underliggende nett til å dekke opp belastningen dersom den største transformatoren eller
linja skulle falle ut.
65
Det er derfor vurdert som nødvendig å skifte ut den minste transformatoren med en ny 50
MVA transformator. Tidspunkt for utskifting vil være aktuelt i 2015-16, men det er ikke
søkt konsesjon for tiltaket enda.
66
7 Referanseliste

SWECO Grøner 2007: Utredning av Nettilknytning, Kraftutbygging Otta – Lågen

NVE 2007: Veileder for kraftsystemutredninger

SINTEF Planleggingsbok

NVE Atlas
67
8 Vedlegg
8.1 Referat fra kraftsystemmøtet for Hedmark og Oppland
Dato og sted:
24/9-13, Hamar
Til stede:
Lars Andreas Eriksson (NVE), Stein Kotheim (Gudbrandsdal Energi), Leif Inge
Schjølberg (Eidefoss), Harald Husom (Stange Energi Nett), Johan Lööf (Stange
Energi Nett), Vidar Solheim (Hafslund Nett), Terje Melbostad (Hadeland
EnergiNett), Eivind Hauglid (Valdres Energiverk), Arne Roar Nygård (Elverum
Nett), Hans Otto Blix (Elverum Nett), Tina Amundsen (Hedmark
fylkeskommune), Kai Ståle Holten (NØK), Henning Jakobsen (Eidsiva
Vannkraft), Tom Knutsen (VOKKS), Bente Oxhovd (Valdres Biovarme),
Ingeborg Buchalik (Statnett), Helge Fadnes (Statnett), Nils Martin Sætrang
(Sør-Aurdal Energi), Erik Lagethon (Oppland fylkeskommune), Mads HansenMøllerud (Eidsiva Nett), Øyvind Kokkvoll (Eidsiva Nett), Tore Løvlien (Eidsiva
Nett), Anders Dalseg (Eidsiva Nett), Thoralf Olsen (Eidsiva Nett), Tone Bleken
Rud (Eidsiva Nett)
Referent:
Anders Dalseg / Tone Bleken Rud
Innledning
Eidsiva Nett AS ved Tone Bleken Rud ønsket velkommen til regionalt kraftsystemmøte for
Hedmark og Oppland.
Informasjon fra Statnett ved Ingeborg Buchalic og Helge Fadnes
Ingeborg Buchalik informerte om planer i region øst. Statnett er i sluttfasen med å se på
nettutviklingen for de neste 30 årene. Ny fornybar kraftproduksjon, sterk befolkningsvekst
og aldrende nett er drivere for nettutviklingen. Gudbrandsdalen er aktuell for
spenningsoppgradering til 420 kV.
Helge Fadnes informerte om driftsforholdene i utredningsområdet. Vinterstid er Hedmark og
Oppland et underskuddsområde, men i lavlast er det eksport ut av området. Det er til tider
kapasitetsproblemer med å få ut kraft sommertid. Statnett har inntrykk av at driften og
kapasiteten i regionalnettet er bra, men at det kan bli utfordringer med ny fornybar
produksjon. Ny større transformator i Fåberg installeres i 2014 for å bli mindre sårbar for
utfall av transformator. I Vågå-området er det utfordringer ved et eventuelt utfall, og her er
det linjenettet som er begrensende.
Informasjon fra Eidsiva Nett ved Mads Hansen-Møllerud og Tone Bleken Rud
Mads Hansen-Møllerud informerte om driftsforhold og enkelthendelser i regionalnettet.
Spolekapasitet i 132 kV-nettet i Valdres og mot Gjøvik løses ved ny spole, mest sannsynlig
plassert i Gjøvik. Det må i tillegg gjøres en vurdering av reaktiv kompensering i Valdres på
grunn av stort reaktivt forbruk i linjenettet ved stor eksport fra området.
Driftssikkerheten i Nord-Østerdalen ble beskrevet. Ved feil mellom Savalen, Tynset, Tolga,
Os i tunglast klarer nettet fra Nea og sørover kun å dekke opp lasta frem til Røros. Planlagte
revisjoner som berører forbindelsen Savalen-Tynset Forutsetter forsyning av Tynset, Tolga
og Os fra nord. Dette kan kun gjennomføres i lavlast og forutsetter produksjon i
Kuråsfossen og Røstefossen. Pga krav til konsesjonsvannføring vil det si etter 16.juni.
68
Transformatoren i Os havarerte i sommer. Ny transformator er bestilt og en gammel
transformator er plassert i Os inntil ny er på plass.
I sommer var det to feil på sjøkablene mellom Gjøvik og Nes, noe som medførte
spesialregulering i Valdres på grunn av høy produksjon og redusert kapasitet i Mjøsringen.
Etablering av PFK (utvidelse av eksisterende produksjonsfrakobling/systemvern) må
foretas, men forsering av ny kabel i samme trase er den varige løsningen. Statnett hadde
utgifter på ca 3 millioner kroner de to første ukene etter kabelfeil. Samme dag som
utredningsmøtet ble avholdt ble det gitt konsesjon til nye Mjøskabler, og
anskaffelsesprosessen er igangsatt.
Sør-Aurdal Energi opplevde problemer etter feilkobling 10/6. Det oppstod rusing i
produksjonsanlegg. Flere sluttbrukere opplevde problemer i etterkant. Dette følges opp mot
Eidsiva Netts driftsavdeling.
Eidsiva Nett AS har i tillegg satt i gang anskaffelse av ny beredskapstransformator 66/22/11
kV.
Tone Bleken Rud gikk gjennom prosjektoversikten i gjeldende utgave av
kraftsystemutredningen. Flere prosjekter er enten gitt konsesjon, under
konsesjonsbehandling eller satt i gang arbeid med søknad. Flere av prosjektene er
begrunnet i ny fornybar kraftproduksjon. Dette gjelder for eksempel Tolga, Våler og Furuset
transformatorstasjoner. Videre er det også noe belastningsutvikling som utløser
regionalnettsprosjekter, blant annet Strandlykkja og Skrautvål transformatorstasjoner.
Nye krav i KSU – NVE v/Lars Andreas Eriksson
Lars Andreas Eriksson informerte om nye krav til regional kraftsystemutredning.
Formålet med utredningen er å bidra til en samfunnsmessig rasjonell utvikling av
energisystemet.
Behovet for endringer har bygd seg opp over tid, og store investeringer krever langsiktig
planlegging. Det er også ønskelig å involvere flere aktører og samordning på tvers av
nettnivåer.
Utredningsperioden er endret fra ett til to år. Det er videre satt krav til møteaktivitet i løpet
av utredningsperioden, og det stilles krav til mer involvering av kraftsystemutvalget i
utredningsarbeidet.
Det skal lages kommunevise vurderinger av tilgjengelig nettkapasitet for innmating av ny
kraftproduksjon. Dette benyttes av NVE for vurdering av søknader for kraftutbygging.
Tidshorisonten for scenariene utvides fra 10 til 20 år. Hvert enkelt prosjekt skal vurderes
samfunnsøkonomisk og knyttes opp til de ulike scenariene. Det skal i tillegg beskrives ulike
alternativer for hvert prosjekt så langt dette er mulig.
Potensialet for forbrukerfleksibilitet og alternative energibærere skal vurderes.
Neste kraftsystemutredning
Innspill til arbeid med ny kraftsystemutredning.
 Mulig utvikling av overføringsbehov
- Forsyning i Nørd-Østerdalen
- Forsyning til Bjorli bør over på regionalnett. Er nå forsynt på 22 kV.
 Fokusområder for ny kraftsystemutredning
69
-
Fokus på N-1, last- og forbruksutvikling og innmatingskapasitet for ny
produksjon
Valg av kraftsystemutvalg
Forslaget om at dagens utvalg fortsetter ble vedtatt. Kraftsystemutvalget består dermed av
- Eidefoss v/ Leif Inge Schjølberg
- Gudbrandsdal energi v/Stein Kotheim
- Hadeland EnergiNett v/Olav Stensli
- Eidsiva Vannkraft v/Henning Jakobsen
- Statnett v/Ingeborg Buchalic
- Eidsiva Nett v/Tore Løvlien og Tone Bleken Rud
Videre arbeid
Det vil bli muligheter til å komme med innspill til utredningsansvarlig innen 31/12-13.
Frist for ferdigstillelse av kraftsystemutredningen er 1/6-14.
8.2 Referat fra møte i kraftsystemutvalget
Emne:
KSU Hedmark og Oppland - Kraftsystemutvalgsmøte
Dato og sted:
11/2-14, Lillehammer
Til stede:
Ingeborg Buchalik (Statnett), Leif-Inge Schjølberg (Eidefoss), Olav
Stensli (Hadeland Energi Nett), Anders Dalseg, Tore Løvlien og Tone
Bleken Rud (alle Eidsiva Nett)
Forfall:
Håkon Rustad (Eidsiva Vannkraft), Stein Kotheim (GE)
Referent:
TBR
Til:
Deltakere
Kopi til:
NVE
Agenda
-
-
Forsyningssikkerheten i de ulike områdene (N-1)
o Samfunnsøkonomiske kostnader knyttet til tiltak for å oppnå dette dersom
kravet til N-1 ikke er oppfylt
o Er det stasjoner i deres områder som ikke oppfyller kravet?
 Reserve i underliggende nett? Antall timer i året?
Prosjekter
o Investeringskostnader, samfunnsøkonomiske vurderinger, forventet
idriftsettelse
Scenarier
o Hvilke kraftverk (vind/vann) ser vi det som mest sannsynlig at blir bygd –
hva skal vi ta høyde for i forventet utvikling?
Tilgang til måleverdier i alle områder
o Muligheter for dette?
Fra møtet
70
Fire vindkraftparker og ett større vannkraftverk i tillegg til flere mindre vannkraftverk har
fått konsesjon siden forrige møte.
Ingeborg informert litt om Statnetts vurderinger av driftssituasjonen i Hedmark og Oppland
dersom det blir bygd ut mye ny fornybar kraftproduksjon. Dette gjelder i hovedsak Vang,
Vardal og Minne samt Rendalen. Det vil bli en krevende driftssituasjon med så mye ny kraft
inn i østnettet. Statnett har fokus på de større vindkraftverkene, og ser at det kan bli en
utfordring å få ut all sommerproduksjonen på sikt. Transformatorkapasiteten i Minne
begynner å bli en begrensende faktor.
Sør-Aurdal – mange kraftverk under behandling eller utbygging. Dette innebærer mye
nettap i distribusjonsnettet i området, noe som etter hvert aktualiserer ny
transformatorstasjon ved Eid kraftverk.
Innspill til vurdering av nettutviklingen i Valdresnettet – se på en mulig forbindelse gjennom
Begnadalen mot Ringerike.
Diskusjon rundt drivere for nettutvikling i Innlandet. El-biler og energieffektivisering ble
nevnt, men dette får nok mest å si for distribusjonsnettet. Per i dag er det i snitt lite
endringer i energi- og effektbruk, men utbygging av vei og jernbane kan ha noe å si for
bosettingsmønsteret på sikt. Men - hovedutfordringen for regionalnettet i Innlandet er
kraftutbygging, så i forbindelse med scenarier er det viktig å simulere ulike nivåer av
kraftutbygging.
I forbindelse med at Eidefoss har gjort en henvendelse til Statnett vedrørende en mulig
linjetilknytning mellom Vågåmo og Dombås, ble det stilt spørsmål ved Eidsiva Netts ansvar i
forbindelse med utredninger. Utredningsansvarlig skal bistå i vurderinger ved behov, men
det er anleggseier som er ansvarlig for hovedutredningen, det vil si å finne alternativer og
kostnadene knyttet til de ulike alternativene. I tillegg skal utredningsansvarlig gjøre enkle
samfunnsøkonomiske vurderinger som beskrevet i forskriften, og ta med prosjektene i den
samlede planen for Hedmark og Oppland og vurderinger som gjøres i forbindelse med
nettutvikling og lastflyt.
I utredningen skal oppfyllelse av kravet til N-1 beskrives. Der dette ikke er oppfylt skal det
gjøres en vurdering av reserveforhold i underliggende nett, og eventuelt for hvor mange
timer av året dette gjelder. Tiltak og kostnader knyttet til oppnåelse av N-1 skal
synliggjøres. Utredningsansvarlig er her avhengig av bistand fra de andre selskapene for å
gjøre disse vurderingene.
Måleverdier – mulighet for å få sendt over verdier kontinuerlig i stedet for å få det en gang i
året?
- Eidsiva Nett sender ut informasjon rundt dette, så får vi på plass en rutine for
innsending av måleverdier fra alle selskaper
Videre arbeid
Alle selskaper må vurdere oppfyllelse av N-1 i sine områder – frist for tilbakemelding er før
påske.
71
Dersom det er prosjekter som ikke er meldt inn, så er det fint om dette kan gjøres i løpet
av kort tid. Utredningsansvarlig ser gjennom om det er noe som mangler, så tar vi
eventuelt kontakt med hver enkelt dersom det er behov for utfyllende informasjon.
Måleverdier – det sendes ut en separat e-post i løpet av kort tid for informasjon om dette.
72