Transcript Regional kraftsystemutredning for Hedmark og

Hovedrapport
Regional kraftsystemutredning for
Hedmark og Oppland 2012
Mai 2012
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.
Dette nettet har følgende omfang (transformatorytelse uten generatortransformatorer):
Linjer [km]
Kabler [km]
Transformatorytelse [MVA] ref. primærspenning
66 kV
1159
52
1851
132 kV
1071
19
1833
300 kV
149
4
165
Strømforbruket i 2011 var totalt ca. 6,9 TWh (en nedgang på 10 % fra 2010) med en
maksimaleffekt på ca. 1620 MW. Av dette var ca. 75 MW avregnet som uprioritert forbruk.
Det er usikkert hvor mye av dette og hvor stor andel av øvrig forbruk som er aktuelt som
såkalt fleksibelt forbruk med utkoblingsklausul fra juli 2012 når ordningen med uprioritert
forbruk opphører.
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 MW.
Som standard prognose for analyseperioden er det antatt uforandret forbruk under de fleste
utvekslingspunktene med regionalnettet bortsett fra noen byområder (som gir en økning av
totaleffekten på 0,6 %). Som utgangspunkt for en høy prognose for stadium 2022 er fortsatt forbruksøkning i hytte- og vintersportsområdene der det de siste årene er registrert en
relativt omfattende utbygging. Et lavkonjunkturscenario er uforandret topplast i 10-årsperioden (noe økning i hytteområdene som oppveies av forbruksreduksjon i øvrige områder). I tillegg er det gjennomført en lastflytberegning for lavlast med økning av
produksjonsoverskuddet fra planlagte og konsesjonssøkte vind- og vannkraftutbyggingsprosjekter (betydelig økning av transittapet som vist nedenfor). Følgende tabell viser de
mest sentrale MW-verdier for de forskjellige lastflytberegningene:
2012
2012
2022
2022
2022
høylast
lavlast
lavl. ny prod.
basis høylast
høylast høyt alt.
Forbruk
1 639
544
544
1 812
1 837
Nettap Effektbalanse
33
345
48
-835
90
-1 186
38
523
41
551
Imidlertid er det få av de planlagte nettutbyggingstiltakene som er knyttet til disse forskjellige utviklingsalternativene (bortsett fra noen produksjonsradialer). Prosjektene 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.
2
Innholdsfortegnelse
1
Innledning .................................................................................................. 4
2
Beskrivelse av utredningsprosessen ........................................................... 5
2.1
Lovgrunnlag og rammer for utredningsarbeidet ................................................. 5
2.2
Utredningsområdet ........................................................................................ 5
2.3
Organisering av utredningsprosessen ............................................................... 6
2.4
Samordning med tilgrensende utredningsområder ............................................. 8
2.5
Samordning mot lokale energiutredninger ........................................................ 9
2.6
Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer ................................... 9
2.7
Foreslåtte tiltak i forrige utredningsrevisjon .................................................... 10
3
Forutsetninger i utredningsarbeidet ......................................................... 12
3.1
Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont .................................................... 12
3.2
Mål for det framtidige nettsystemet ............................................................... 12
3.3
Økonomiske og tekniske forutsetninger .......................................................... 13
3.4
Samfunnsøkonomiske beregninger................................................................. 16
3.5
Særegne forhold innen utredningsområdet ..................................................... 16
4
Beskrivelse av dagens kraftsystem ........................................................... 18
4.1
Energisammensetningen i utredningsområdet ................................................. 18
4.2
Beskrivelse av kraftnettet i utredningsområdet ................................................ 19
4.3
Oversikt over elektrisitetsproduksjon ............................................................. 28
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 ........................................................ 41
5.3
Effektprognoser ........................................................................................... 42
5.4
Nettanalyser av framtidig utvikling av kraftsystem ........................................... 43
6
Forventede tiltak og investeringsbehov .................................................... 46
6.1
Planer for oppgradering av elektriske anlegg og for nyanlegg ............................ 46
7
Referanseliste ........................................................................................... 64
8
Vedlegg .................................................................................................... 65
8.1
Referat fra kraftsystemmøte for Hedmark og Oppland ...................................... 65
3
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.
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.
4
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. 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.
5
2.3 Organisering av utredningsprosessen
Utredningsutvalget for regional kraftsystemutredning i Hedmark og Oppland er siden forrige
revisjon endret med ny representant fra Statnett. 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
Arne Kaldhusdal
Gudbrandsdal Energi AS
GE
Stein Kotheim
Hadeland EnergiNett AS
HEN
Olav Stensli
Eidsiva Vannkraft AS
EV
Henning Jakobsen
Statnett SF
SN
Torhild Weium, avl. av Ingeborg Buchalik 1.7.2011
Eidsiva Nett AS
EN
Tone Bleken Rud
Tore Løvlien
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. Møtet i det utvidede kraftsystemutvalget ble avholdt
den 22. mai 2012 som et ledd i korrekturprosessen av utredningen før offentliggjøring.
Referatet er gjengitt i vedleggskapittel 8.1. Etter møtet er kommentarer på møtet og
øvrige korreksjoner innarbeidet i dokumentet.
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
6
Selskap
Forkortelse
Valdres Energiverk AS
VEAS
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.
7
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.
8
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.
For øvrig er det i 2011 ikke registrert nye behov for å utrede andre samordningsprosjekter
mot sideordnede nett. I 2006 var det noe informasjonsutveksling mot utredningsområde 1
i tilknytning til strømforsyning av et planlagt hyttefelt på grensen mellom Stange og
Eidsvoll kommuner (se kapittel 6.1.18).
2.5 Samordning mot lokale energiutredninger
Det er i en viss grad hentet informasjon fra energiprognoser i lokale energiutredninger
(LEU) ved oppsett av effektprognoser i områder der det ikke foreligger konkrete
forsterkningsbehov som krever mer gjennomarbeidet prognosegrunnlag. For øvrig er
samordningen ivaretatt ved at LEU-ansvarlig og KSU-kontaktperson er samme person hos
flere områdekonsesjonærer. I områder med fjernvarmeutbygging er det i stor grad antatt
at prognosert energiøkning vil bli dekket av fjernvarmeleveransen.
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.
9
For øvrig er det ikke registrert noen momenter i plandokumentene om næringsutvikling og
endringer i bosettingsmønster som kan tenkes å påvirke regionalnettsstrukturen.
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
Beito transformatorstasjon
EN
Idriftsatt i desember 2011.
2
Fagernes (Skrautvål
transformatorstasjon)
EN
Under planlegging.
3
Raufoss industripark
EN
Reinvestering i gang.
4
Nedre Vinstra – ny transformator
300/66 kV
SN
Ny transf. planlagt idriftsatt høsten 2012.
5
Rødsmoen-Koppang – reinvestering
EN
Konsesjon 29.2.2012, halve strekningen
Rødsmoen-Furuset, 28,5 km
6
Ny 66 kV-ledning Bjørke-Bekkelaget
EN
Under vurdering.
7
Ny transformatorstasjon Gjøvik
sentrum med 132 kV-tilknytning
EN
Under planlegging med konsesjonssøknad.
8
Kabling 66 kV gjennom Brumunddal
EN
Konsesjon avh. av endret kostnadsfordeling.
9
Kabling 66 kV-ledning i Kongsvinger
EN
Planlagt gjennomført våren 2012.
10
Kabling 66 kV-ledning i Hamar
EN
Avventer bestilling før konsesjonssøknad.
11
Kabling av 66 kV-ledninger i forb.
med E6-utbygging
EN og GE
Aktivitet tilpasset veiutbygging.
12
Elverum transformatorstasjon
EN
Under planl. Mottatt konsesjon i mai 2011.
13
Nye Einunna kraftverk – 66 kV-linje
fra Alvdal
ØKAS?
Kraftverkskonsesjon avslått april 2012.
14
Reinvestering 66 kV FåbergHunderfossen
EN
Under konsesjonsbehandling.
15
Ny Fåvang transformatorstasjon
GE
Lastutvikling avventes.
16
Rybakken – økning av
transformeringskapasitet
GE
Lastutvikling avventes.
17
Nettilknytning av nye kraftverk i
Otta og Lågen
EF/GE/EV
Under konsesjonsbehandling eller
meldingsfase.
18
Ny transformatorstasjon Stange sør
EN
Behov under vurdering knyttet til ny E6, nytt
dobbeltspor for jernbanen og hyttefeltutbygging.
19
Spenningsheving Tynset-Tolga-OsRøros
EN/REV
Konsesjonssøknad under utarbeidelse
koordinert med konsesjonssøknad for Tolga
kraftverk.
20
Åbjøra-Dokka-Gjøvik –
reinvestering
EN
Reinvestering under vurdering.
21
Reinv. 66 kV-linje Sandvold-LundeEngjom
EN
Konsesjonssøknad under forberedelse.
22
Div. 66 kV-ledninger – reinv. eller
riving
EN
Løpende vurdering.
10
Nr.
Prosjekt
Konsesjonær
Status
23
66 kV-nett Fåberg-Mesna
EN
Under vurdering.
24
Nedre Tessa – økning av
transformatorkapasitet
EF
Vurderes i tilkn. til kraftutbyggingsprosjekt.
25
Krabyskogen tr.stasjon –
transformeringskapasitet
EN
Konsesjonssøknad under forberedelse.
26
Eid kraftverk – transformering
132/22 kV
EN
Behov redusert ved avslag på kons. søknad
for Kvennfossen kraftverk (påklaget).
27
Ylja kraftverk – økt
transformeringskapasitet
EN
Under planlegging.
28
Ny Hyggjande koblingsstasjon 132
kV
EN
Under planlegging.
29
Nettilknytning nytt aggregat
Braskereidfoss kraftverk
EN/EV
Igangsatt arbeid med konsesjonssøknad
koordinert med kraftverksprosjektet.
30
Engjom-Skei – 22 kV-ledning
forberedt for 66 kV
EN
Reinvestering under vurdering.
31
Lutufallet–Nybergsund
EN
Vurdering av forsterkningsbehov etter
tverrsnittsøkning.
32
Transformering 300/132/66 kV i
Rendalen
EN
Under vurdering i tilknytning til
vindkraftprosjektet i Engerdal.
11
3 Forutsetninger i utredningsarbeidet
3.1 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont
Som angitt i NVEs krav, skal utredningsdokumentet ha en tidshorisont på minimum 10 år
med krav om detaljert prosjektbeskrivelse for neste års prosjekter. Utbyggingstiltakene
som er beskrevet i kapittel 6.1 er ment å være en komplett oversikt over alle påtenkte
prosjekter på alle utredningsstadier. 10-årshorisonten er benyttet direkte i oppstilling av
effektprognoser (2012-2022) og lastflytberegninger (stadium 2022).
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 utpekt noen
områder hvor vindenergipotensialet er under kartlegging:
o Vestsida av Mjøsa (Skreifjellområdet),
o vestsida av Ossjøen på grensen mellom kommunene Trysil, Elverum og
Åmot,
o fjellområdet Kvitvola vest for Engerdal sentrum.
Effektinstallasjonen i disse prosjektene er forutsatt begrenset til det som er mulig å
overføre i eksisterende 132 kV-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.
12
•
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”.
Det er viktig at overføringstariffer for elektrisitet ikke kommer i
konkurranseposisjon med fjernvarmeprising.
•
Olje og gassvirksomhet: Lite aktuelt i innlandet.
3.2.1 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.
3.3 Økonomiske og tekniske forutsetninger
3.3.1 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.
13
Parameter
Verdi
Kommentar
Kalkulasjonsrente
4,5 %.
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. 0,5 %/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.
3.3.2 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 2011-data for temperaturkorrigert målt
årsforbruk fratrukket utkoblbart.
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.
14
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 2011-forbruket på +0,5 % 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 1.-3. februar 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 10 den 3. februar justeres opp med 8,2 %
som basis for effektprognoser.
15
3.4 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).
3.5 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. 1.1.2012
Befolkning
pr. km2
Folketilv. 20062010 i %/år
Prognose bef.utv.
2011-15 i %/år
Prognose bef.utv.
2011-15 i %/år
Hedmark
192 791
7,4
0,33 %
0,60 %
0,65 %
Oppland
187 147
7,9
0,31 %
0,58 %
0,59 %
Begge fylker
379 938
7,6
4 985 870
16,3
1,18 %
1,35 %
1,03 %
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 3.3.2, 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
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
16
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.
3.5.1 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 spørsmålet bli vurdert i et pågående arbeid i Eidsiva Nett.
17
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 4-3.
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 fem fjernvarmeanlegg i drift:
•
•
•
•
•
Eidsiva Bioenergi Hamar AS
Eidsiva Bioenergi Kongsvinger AS
Eidsiva Bioenergi Brumunddal 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 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 CO2nøytral 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.
18
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 til 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
66 kV Tangen–Minne
66 kV Kvisler–Nord-Odal–Minne
66 kV Tynset-Tolga-Os-Røros
19
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.
Enlinjeskjema for utredingsområdets regionalnett med påførte transformator- og
generatorytelser, noen overføringskapasiteter og påregnelig vinterproduksjon i kraftverk
er gjengitt i vedlegg Feil! Fant ikke referansekilden..
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
4.2.2.1. 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 fordelingsverkene. 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
20
transformatorreserve. Ved de andre stasjonene er en avhengig av reserve i underliggende
nett og bruk av mobil reservetransformator.
”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 aggregatnedkjøring 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
1. 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 kVsamleskinner 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. Det er
utarbeidet forslag til opprustning av strømforsyningen i Faslefossområdet som
omfatter bygging av en ny transformatorstasjon i Skrautvålområdet.
Forsyningen til Etnedal er også sårbar over en lang 22 kV radial fra Bagn kraftverk.
En innmating til kommunen fra nevnte Skrautål transformatorstasjon vil være en
nødvendig innmatingsforsterkning for å redusere spenningsfall og sårbarhet.
2. Transformatoren i Krabyskogen transformatorstasjon har vært til dels overlastet
under tunglast i flere år. I slike situasjoner er deler av lasten flyttet til
nabostasjoner ved omkoblinger i 22 kV-nettet i tillegg til at muligheten for
utkobling av uprioritert forbruk er utnyttet. Det er planlagt å øke
transformeringskapasiteten i stasjonen ved en rokering med en 35 MVA-enhet i
Raufoss.
3. 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.
21
4. Det er gjennomført en risiko- og sårbarhetsanalyse av nettet i Raufoss industripark
som har resultert i en konkret plan for ombygging av både regional- og distribusjonsnettet. Tiltak med ombygginger og moderniseringer er under realisering.
5. 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 kVtilknytning 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.
6. 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).
7. 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.
8. 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 pågående arbeid
med en reinvesteringsplan.
4.2.2.2. 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
1. Transformering 300/66 kV i Nedre Vinstra: Reserveforhold ved linjefeil og
fleksibilitet er bakgrunn for vurdering av transformatorstrukturen i VinstraHarpefossområdet. En ny transformator med spenningsregulering, som erstatning
for dagens 15 MVA T4, vil også innebære en delvis reserve for transformator T2 i
Vågåmo.
2. Det er gjennomført en nettanalyse for å finne optimal nettstruktur for tilknytning
av planlagte nye kraftverker i Otta og Lågen i Nord-Gudbrandsdalen.
3. Transformeringskapasiteten i Ringebu og Rybakken er tilnærmet fullt utnyttet. I
stedet for økt transformatorkapasitet i Ringebu, vurderes ny transformering i
Kvitfjellområdet.
4. 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.
22
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 6.1.19. Når det gjelder
tiltak for å oppnå tosidig forsyning til dette området, har det vært vurdert ny 132 kVforbindelse 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: 66 kV-ledningen Nedre VinstraSollia-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.
Utskifting av treviklingstransformator i Rendalen for å få mulighet for spenningsregulering. Dette tiltaket kan også bli utløst av en mulig vindkraftutbygging i Engerdal som
23
kan medføre et transformeringsbehov 132/300 kV som overstiger merkeytelsen på
100 MVA.
4.2.2.4. Sør-Østerdalen – område 3B
Behov/problemer
1. 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. Når teknisk-økonomisk levetid for ledningen LutufalletElverum er nådd, antas ledningen revet dersom det ikke dukker opp
vindkraftprosjekter langs traseen. Trysil-Engerdalsdistriktet antas å ha tilstrekkelig
leveringssikkerhet med hovedforsyning fra Rendalen og 132 kV-forbindelsen til
Sverige som reserve.
2. 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 Renaområdet (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 kVledningen 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
Rødsmoen-Koppang og rive Elverum-Rena når levetida er utløpt. Dette er utgangspunkt for konsesjonssøknad.
3. Spenningsforhold: 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. Reinvestering av Elverum transformatorstasjon: Bygget har betydelig behov for
vedlikehold. Videre er det plassproblemer som begrenser muligheten til å dekke
behovet for utvidelser av 11 og 22 kV-anlegget. Ny stasjon ved siden av den gamle
er konsesjonssøkt.
5. Vindkraftutbygging: Et aktuelt område for etablering av vindkraftverk er på vestsiden av Osensjøen. Den mest naturlige nettilknytningen fra dette området vil
være en avgrening mot linjetraseen Osa–Heradsbygd.
24
4.2.2.5. Solør-Odal/Glåmdal – område 4
Behov/problemer
1. Reserveforsyning: Inne 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.
2. 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 temaet er vurdert i ei prosjektoppgave ved NTNU høsten
2003. Den teknisk-økonomiske analysen gir lavest totalkostnader ved alternativet
ned reinvestering av 66 kV-ledningen fra Minne.
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.
25
4.2.3 Aldersfordeling
Figur 4-1 Aldersfordeling for linjer [km]
Figur 4-2 Aldersfordeling for transformatorytelse
26
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. I vedlegg Feil! Fant ikke referansekilden. finnes detaljerte tabeller.
Tabell 4.1 – Nettstatistikk kabler og linjer
Komponent
Luftledning
Kabel
66 kV [km]
132 kV [km]
300 kV [km]
1159
1071
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. I vedlegg Feil! Fant ikke referansekilden. finnes
detaljerte tabeller.
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
906
34
132/11
50
2
66/22
901
58
66/11(5)
729
45
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
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
27
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
Tabell 4.3 – Hoveddata for kraftverkene i utredningsområdet
Kraftverk
Ev. reg.nettilkn. Inst. [MW] Påregn. vintereff. [MW] Årsprod. [GWh]
Dokka
48
45
138
Faslefoss
20
12
77
Kalvedalen
17
16
86
Lomen
56
55
150
Torpa
175
165
388
70
63
150
Lomen
1,9
1,7
11,5
Bagn og Begna
9,6
6
52,7
Ylja
Fossheimfoss
Eid
Bagn
66
42
307
Åbjøra
78
75
468
Eidsfoss
Ylja
4,2
4,2
21,5
Høgfallet
Biri
1
0,3
3,7
3,7
Breiskallen
Gjøvik
1
0,9
Brufoss
Gjøvik
2,2
1,1
8,3
Åmot + GLT
Gjøvik
2
1,8
9,1
Vestbakken
Raufoss
1,2
1,2
6,3
Fall
Fall
5
4
20
Åvella + Øvre Åvella
Dokka
4,5
3,6
24
Kjøljua + Grytfossen
Torpa
1,9
1
8
566
498
1 937
Sum s-nettpkt. Vardal
Bergerfoss 1+2
Jevnaker
3,3
2,6
19,6
Kistefoss 1+2
Jevnaker
5,6
5,6
35,7
Askerudfoss
Jevnaker
14,6
12
73
Viulfoss
Jevnaker
12,4
10
62
Toverud
Jevnaker
6
6
18,8
42
36
209
Sum s-nettpkt. Hadeland
28
Kraftverk
Ev. reg.nettilkn. Inst. [MW] Påregn. vintereff. [MW] Årsprod. [GWh]
Framruste
80
76
165
Øyberget
99,5
33
360
33
28
105
Skjåk I
Eidefossen
13
7
85
Tesseverkene
44,7
44
260
Sum s-nettpkt. Vågåmo
270
188
975
Moksa
Tretten
15
4,2
50
Vinkelfallet
Ringebu
7,2
1,8
25
327
300
1194
Nedre Vinstra
Harpefossen
93
36
433
Hunderfossen
112
44
595
Mesna
37,5
37,5
150
Holsfossen + Follebu
Lunde
Raua
Engjom
0,5
1,1
1
5,3
Roppa
5,5
4,5
36,4
Sum s-nettpkt. Fåberg
582
429
2489
Øvre Vinstra (S-nettilkn.)
Sum Oppland
140
140
522
1 600
1 291
6132
Kuråsfoss + Røstefoss
Røros
14,6
11,6
70
Einunna+Sølna
Alvdal
11
9
61
Hylla
Engerdal
2,9
1,4
12
Storfallet
Koppang
2,7
1
Veslefallet
Koppang/Rødsm.
4,4
Rendalen
94
Savalen
10
16,5
72
639
62
52
163
192
147
972
Lutufallet
14,7
2,3
71
Løpet
25,6
21
135,5
90
90
269
3
1,2
20
6,6
Sum s-nettpkt. B.skaret
Osa
Osfallet+Kvernfallet
Glesåa
Osa
Osa
2
0,5
Sagnfossen
Nybergsund
6,2
2
30
Skjefstadfossen
Heradsbygd
23
13,8
126
Elverum
25
13,8
134
123,8
Strandfossen
Braskereidfoss
Tyria I + II
Moelv
Våler
22
11,4
Sjusjøen
4
3,9
29
Moelv 22 kV
0,7
0,7
7,2
216
161
952
2,4
1,5
12
Sum s-nettpkt. Vang
Brødbølfoss
Eidskog
Sum s-nettpkt. Eidskog
Solør varmekraftverk
Bedafors + Varalden
Kongsvinger
2
2
12
Kirkenær
2
1,3
8
Norsenga
1,5
0,9
5,1
Kongsvinger
41
12
194,6
Sum s-nettpkt. Kongsv. tr.st.
Sum Hedmark
24
14
138
434
323
2 073
Tabell 4.3 viser hoveddata for kraftverkene. De som er tilknyttet distribusjonsnettet (> 1
MW) er angitt med regionalnettstilknytning i kolonne 2. For de som er elektrisk tilknyttet
regionalnettet, er dette feltet tomt da stasjonsnavnet gir denne opplysningen direkte.
29
4.4 Statistikk for elektrisitetsforbruk
Figur 4-3 – 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 4-4, 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
Figur 4-4 – 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
4.4.
Tabell 4.4 – 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 transformatoren i Vardal. I tillegg til transformeringen i utvekslingspunktene med sentralnettet,
har regionalnettet også forbindelser til Sør-Trøndelag via 132 kV-ledningen Savalen-Ulset31
Litjfossen-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
6.1.17) 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). Tiltak er under vurdering.
4.5.2.2. Generell kapasitet i regionalnettet knyttet til ny
produksjonsinnmating i distribusjonsnettet
I tabellene under er det kun i kommunene Vang og Stor-Elvdal det er markert
nettbegrensninger i og med at det største utbyggingspotensialet er lokalisert her.
Begrensningene er knyttet til full utbygging av den oppførte effekten.
Tabell 4.5 – 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
0437 Tynset
6,08
0438 Alvdal
2,00
0439 Folldal
5,73
0441 Os
5,69
32
04 Hedmark
Generelt god kapasitet i regionalnettet i fylket
Tabell 4.6 – 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
0532 Jevnaker
0534 Gran
0
0
2,99
0538 Nordre Land
4,42
0540 Sør-Aurdal
5,99
0
0542 Nord-Aurdal
7,21
0543 Vestre Slidre
6,76
0544 Øystre Slidre
Regionalnettet i Skjåk er produksjonsdimensjonert. Ny
innmating gir høyt marginaltap
0,43
0536 Søndre Land
0541 Etnedal
Kommentar
1,43
0502 Gjøvik
0529 Vestre Toten
Status
Regionalnettet i Valdres er produksjonsdimensjonert. Ny
innmating gir høyt marginaltap.
3,79
0545 Vang
24,51
05 Oppland
176,8
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.
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.
33
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 4.1.1.
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.
Mulig generell utvikling:
•
•
•
Storstilt overgang til varmepumper som oppvarmingsmetode i boliger. Der dette
erstatter panelovner, bør det medføre et redusert elektrisitetsforbruk, selv om
enkelte undersøkelser tyder på at energigevinsten i fyringsperioden helt eller delvis
oppveies av at varmepumpa brukes til nedkjøling om sommeren. Ved
varmepumpeerstatning av andre oppvarmingsmetoder, vil elektrisitetsforbruket
rimeligvis øke.
Betydelig overgang til elektrisk drift av bilparken med tilhørende ladebehov.
Krav om kabling. Dette vil åpenbart medføre betydelige investeringer med
tilhørende samfunnsøkonomiske kostnader tilsvarende prisdifferansen mellom
luftnett og kabel, som øker med spenningsnivået. Sannsynligheten for at miljøkrav
på grunn av estetiske forhold, elektromagnetiske felt eller frigjøring av arealer skal
resultere i slike forskrifts- eller lovbestemmelser i løpet av få år, må anses som
moderat.
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
35
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.
5.1 Kraftutbyggingsprosjekter i Hedmark og Oppland
5.1.1 Større kraftverk
Tabellen nedenfor angir noen av prosjektene som er under vurdering.
Tabell 5.1 – Større kraftutbyggingsprosjekter
Prosjekt
Kommune
Utbygger
Planlagt effekt
[MW]
Produksjon
[GWh]
Rosten
Sel
OE
85
204
Ula
Sel
OK
7,2
21
Vulu
Skjåk
ØO
9
20
Nedre Otta
Sel/Vågå
OK/EF
75
300
Smådøla
Lom
EF
13
49
Kommentar
Søknad i juni 2009
Kons. søknad 2009
Kåja
Nord-Fron
OK
34
125
Bygdin
Vang
OK
5,4
19
Lagt på is
Vinsteren
Øystre Slidre
OK
2,3
10
Lagt på is
Øyangen
Nord-Fron
OK
8
32
Lagt på is
Rendalen
Rendalen
OK
94
37
Under bygging
Nytt Einunna kr.
Folldal
ØKAS/OK
21
92
NVE anbefalt avslag på
konsesjon i april 2012.
Tolga
Tolga
OK
32-44
140-190
Kons. søkn. høst 2011.
Braskereidfoss
Våler
EVk
12-18
40
Øvre Vinstra
Nord-Fron
OK
30
146
Under planlegging
Harpefossen
Sør-Fron
OK
25
Under planlegging
Sum
428-446
Nytt agg. 2015
1265-1315
Analyse av nettilknytningsløsning for prosjektene i Otta og Lågen foreligger i form av en
rapport datert november 2007 og et oppsummeringsnotat fra mai 2008 fra konsulentselskapet SWECO.
Noen sentrale momenter fra rapporten og øvrige kommentarer:
•
Analysen viser at med full utbygging vil gunstigste alternativ for de to største
kraftverkene, Rosten og Pillarguri/Åsåren (Nedre Otta), være tilknytning til
Vågåmo via ny 132 kV-ledning (produksjonsradial). Et alternativ med 66 kVtilknytning er beregnet å være 76 MNOK dyrere grunnet høye nettap. Dette
innebærer imidlertid at sum produksjonskapasitet i dette 132 kV-nettet, inkludert
Øvre Otta, overstiger transformeringskapasiteten 132/300 kV i Vågåmo på 300
MVA. Tilnærmet full produksjon i alle kraftverkene vil kunne inntreffe i korte
perioder på ettersommeren/høsten med nedbør etter oppfylling av magasinene.
For å unngå en kostbar utvidelse av transformatorkapasiteten må kapasiteten på
132 kV-forbindelsen Vågåmo-Osbu-Aura vurderes sammen med mulig
transformering fra 132 til 66 kV i Vågåmo eller ett av kraftverkene for å unngå
produksjonstap. Sårbarheten ved eventuelt transformatorhavari forutsettes
36
•
•
tidsbegrenset til ca. en måned som er Statnetts anslag for å kunne transportere og
koble til en erstatningsenhet (sannsynligvis noe mindre ytelse enn 300 MVA).
Kåja kraftverk forutsettes tilknyttet 66 kV-nettet under Nedre Vinstra.
Smådøla vil bli tilknyttet 22 kV-nettet under Nedre Tessa – noe som krever økning
av transformatorkapasiteten 22/66 kV til 20 MVA i denne stasjonen.
I de forskjellige alternativene framkommer noe varierende behov også for å øke transformeringskapasiteten mellom 300 og 66 kV i de to 300 kV-tilknytningspunktene. For Nedre
Vinstra er behovet for kapasitetsøkning beregnet til å ligge mellom 40 og 90 MVA.
Statnett har planer om å erstatte dagens 300/66 kV transformator i Nedre Vinstra (15
MVA) med en ny og større transformator (50 MVA). Idriftsettelse er planlagt i 2012 eller
2013.
For alternativene med de to største kraftverkene tilknyttet 66 kV-nettet er kapasitetsbehovet 300/66 kV i Vågåmo beregnet til mellom 220 og 190 MVA. Nåværende enhet har en
ytelse på 107 MVA. Statnetts planer om å erstatte dagens 300/66 kV transformator med
en ny, større transformator 300(420)/66(132) kV gir fleksibilitet i forhold til fremtidige
behov for videre utvikling av Vågåmo stasjon.
Figur 5-1 – Plassering av noen av de planlagte kraftverkene
Øvrige kommentarer til noen av prosjektene i Tabell 5.1:
Dersom prosjektene i Nord-Gudbrandsdalen blir realisert, forutsettes produksjonen å
komme innenfor Statnetts nettavregningsprinsipper for innfasingstariff for det definerte
området Midt-Norge, der grense mot sør i 66 kV-nettet er satt til Bolongen transformatorstasjon.
I tillegg til Åsårenprosjektet har Eidefoss utarbeidet et forprosjekt for Nedre Smådøla
kraftverk hvor hovedalternativet utgjør 48,5 GWh/13,1 MW. Smådøla har utløp i sjøen
Tesse. Kraftverket vil utnytte den nedre delen av fallet i dette vassdraget.
37
Det er også sendt konsesjonssøknad for nytt Einunna kraftverk med en effektøkning fra
dagens 9,3 til 20 MW (både økt fallhøyde og slukeevne). Dette innebærer at dagens 22
kV-tilknytning må suppleres med 66 kV-forbindelse til Alvdal transformatorstasjon.
Utvidelsen av Kongsvinger kraftverk med et aggregat nummer to ble gjennomført våren
2011. Det gamle aggregatet har en slukeevne på kun 240 m3/s (tilsvarende ca. 19 MW)
som medfører vanntap i store deler av sommerhalvåret. Det nye aggregatet er noe større
(ca. 22 MW). Nettilknytingen er supplert med en 132 kV-forbindelse til linje KongsvingerSkarnes i tillegg til opprinnelig 22 kV-tilknytning for å oppnå en nettapsgevinst og mer
stabile driftsforhold for produksjonen.
Tilsvarende utvidelse med nytt aggregat i Rendalen kraftverk er også under bygging.
Dette er beregnet å gi 37 GWh som produksjonsøkning (uendret maksimal overføring på
55 m3/s fra Glomma til Renavassdraget).
Fullført utbygging i Øvre Otta har gitt en tilgang på 99 MW/360 GWh i Øyberget kraftverk
og 76 MW/165 GWh i Framruste kraftverk. Dette har økt med ca. 120 GWh etter fullføring
av siste trinn i utbyggingen med overføringstunnel mellom de to hovedmagasinene
(Breidals- og Raudalsvatnet).
5.1.2 Småkraftverk
Generelt er det en økende interesse for bygging av private mini- og mikrokraftverk. Noen
prosjekter er allerede realisert. Figurene nedenfor er hentet fra NVEs
småkraftverksoversikt.
Hedmark - Potensiale for småkraftverk
120,0
0
80,0
GWh
1000-9999
kW mellom 35 kr
35
100,0
50-999 kW
mellom 3-5 kr
11
20
60,0
1000-9999
kW under 3 kr
0
16
40,0
7
0
0
52
27
4
0
6
16
16
0
5
0
2
s
O
al
lld
al
Fo
et
vd
Al
a
lg
Ty
ns
To
l
da
nd
Samlet Plan
1000-9999
kW
Re
lv
al
en
ot
-E
15
0
7
0
0
1
0
or
ys
il
Åm
ve
7
0
Tr
m
s
ru
ne
El
e
17
0
2
0
3
0
Ås
ru
ko
g
l
ds
da
Ei
O
r -O
Sø
da
l
ge
d-
St
0
0
G
0
an
er
ar
gs
ak
Ri
n
ge
in
sv
ng
H
am
r
0
9
5
23
0
6
9
N
or
0,0
0
2
0
0
8
0
13
Ko
16
19
St
0
1
0
0
7
0
20,0
50-999 kW
under 3 kr
4
8
Figur 5-2 – 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
61
0
81
42
16
0
16
0
8
0
20
0
8
0
7
0
ye
r
0
3
60
10
0
2
0
0
3
0
2
0
0
4
0
13
0
12
33
0
10
33
21
18
23
Samlet Plan
1000-9999
kW
0
te
n
To
t
Je en
vn
ak
er
Sø
G
nd ran
re
No L a
n
rd
re d
La
Sø
n
r-A d
ur
da
l
Et
N o ned
al
rd
Ve Aur
da
st
re
l
S
Ø
ys lidr
e
tre
Sl
id
re
Va
ng
Li
24
50-999 kW
under 3 kr
st
re
To
0
0
7
11
21
st
re
m
0
eb
u
0
G
ha
m
15
11
0
9
29
Ri
ng
0
5
25
l
0
10
39
n
16
9
0
0
7
0
er
jø
vik
D
ov
re
Le
sja
Sk
jå
k
Lo
m
Vå
N
gå
or
dFr
on
0,0
5
29
ro
38
0
9
0
6
0
0
6
0
4
0
6
Se
38
60
20,0
31
22
r-F
0
lle
44
19
40,0
1000-9999
kW under 3 kr
12
0
8
5
60,0
Ø
20
0
7
0
Ve
80,0
49
Ø
0
Sø
GWh
100,0
Figur 5-3 – Småkraftverkspotensial i Oppland
Kjente aktive prosjekter under konsesjonsbehandling eller bygging er vist i Tabell 5.2.
Summert tilsvarer dette omkring 14 MW i hvert fylke.
Tabell 5.2 – Småkraftprosjekter under realisering
Prosjektnavn
Kommune/tilknytningspkt.
i r-nettet
Effekt
[MW]
Årsprod. /
vinterprod. [GWh]
Status / merknad
Islandsmoen
Sør-Aurdal/Bagn
0,265
1,0/0,25
Kons. søknad er avslått,
men er anket.
Kvennfossen
Sør-Aurdal/Begna
3,7
8,7/2,1
Kons. søknad er avslått,
men er anket.
Landbekken
Stor-Elvdal/Koppang
0,35
MVA
1,35/0,55
Kons.søknad sendt jan.
2008
Hoel
Åsnes-Grue/Åsnes
0,097
Syversætra foss
Åsnes/Åsnes
2
8,8/2,1
Idriftsatt april 2012
Børjåa
Eidskog/Eidskog
~0,2
Måråe
Skjåk
0,68
3,2
Konsesjonssøkt
12.4.2008
Lågen
Lesja-Dovre
2,5
Konsesjonssøkt
Vålåe
Lesja
4,6
Konsesjon gitt
Skjerungsåa
Sel/Otta
1,5
2,2
Konsesjonssøkt
Øla
Nord-Fron
1,7
7
Konsesjonssøkt
Storefoss
Øystre Slidre
1,4
6
Konsesjonssøkt
Kvitvella
Nord-Aurdal
1,4
5
Konsesjonssøkt
1.9.2009
Fossbråten
Nord-Aurdal
2,9
8
Konsesjonssøkt
27.8.2010
Kvernum Bruk
Østre Toten/Kraby
0,64
2,4/1,35
Kons. søknad er avslått,
men er anket.
Folla
Folldal
2
39
Prosjektnavn
Kolåsmyrfallet +
Styggberget
Kommune/tilknytningspkt.
i r-nettet
Effekt
[MW]
Årsprod. /
vinterprod. [GWh]
Stor-Elvdal/Koppang
3,3 +
4,4
11,8 + 14,5
Status / merknad
Konsesjonssøkt
I tillegg er det søkt om opprusting og utvidelse av Holsfossen, under Lunde transformatorstasjon i Gausdal, med nytt aggregat på 2,3 MW og energiøkning fra 2,9 GWh til 9,8 GWh.
Prosjekter i vurderings- og planleggingsfasen er gjengitt i Tabell 5.3. Summert utgjør
dette omkring 30 MW i Hedmark og 50 MW i Oppland – totalt ca. 250 GWh.
Tabell 5.3 – Planlagte småkraftprosjekter
Prosjektnavn
Kommune / tilknytningspunkt i r-nettet
Effekt
[MW]
Årsproduksjon /
vinterprod. [GWh]
Hovda
Stor-Elvdal/Rødsmoen
5,4
20,5
Rogna
Stor-Elvdal/Koppang
1,8
1,6/0,5
Hira
Stor-Elvdal/Koppang
0,7
Kjølsjøbekken
Stor-Elvdal/Koppang
0,32
Landbekken
Stor-Elvdal/Koppang
0,32
Staibekken
Stor-Elvdal/Koppang
0,28
0,3/0,1
Trya
Stor-Elvdal/Koppang
2,3
5,7
Neta
Stor-Elvdal/Koppang
2
Abborsjøbekken
Stor-Elvdal/Koppang
~0,5
Eldåa
Stor-Elvdal/Koppang
~1
Svestadbekken
Stor-Elvdal/Koppang
0,4
Deia
Åmot/Osa kraftverk
2,8
Åsta
Åmot/Rena
Høvringåa
Sel/Eidefossen
Ula
Sel/Otta
Frya
Sør-Fron
Øyangen
Nord-Fron/Vinstra
Merknad
12,2
Rehab. av gammelt anl.
2,7
4,2
12
Fra dam
4,5
Rehab. av gammelt anl.
Svært usikker
8
Vinsteren
Nord-Fron/Vinstra
2,5
Øla
Nord-Fron/Vinstra
4
Mølmsåa
Lesja
2,7
Nore
Lesja
3,5
Gravåe
Sel
Senda
Vågå
Div. prosjekter
Vågå/Nedre Tessa
1
Div. prosjekter
Lesja/Lora
1
Holongen
Vågå
0,3
0,6
Bessa
Vågå
2,5
Einbugga
Dovre
2,2
Vulu
Lom
2
8
Tverråa Vest
Lesja
Rinda
Vågå
0,5
Grøna
Vågå
0,2
Øy
Vågå
Bøvre
Lom
0,16
1,1
Helga
Lom
0,255
1,0
Bergdøla
Sel (Heidal)
0,2
1,4
0,2
40
Prosjektnavn
Kommune / tilknytningspunkt i r-nettet
Effekt
[MW]
Årsproduksjon /
vinterprod. [GWh]
Mosåa
Øyer
1-2,8
8-11
Nedrefoss
Øystre Slidre
Øystre Slidre
Geispa
Nord-Aurdal
Sum:
7
(0,41,4)
Sum: 27 (1,5-6)
Ygna
Bjørgoelva
Nord-Aurdal
Leirelva
Nord-Aurdal
Jomesåne
Vestre Slidre
Kjøljua 2
Nordre Land
2,8
7,3
Komperudelva
Søndre Land
1,9
5
Gjøvik fjernvarme
Gjøvik
3,5
18
Kvernbekken
Alvdal
0,1
Storbekken
Alvdal
1
Dagdylju
Folldal
0,15
Kakella
Folldal
1,5
Nordre Haukåa
Rendalen
0,7
Søndre Haukåa
Rendalen
0,1
Renåa
Rendalen
1
Anda
Rendalen
0,25
Sandbekken
Rendalen
0,25
Kverninga
Rendalen
1
Hanestadnea
Rendalen
3
Neka
Rendalen
0,99
Lona
Tolga
0,25
Møkkelbekken
Tolga
0,25
Toljefossen
Tolga
0,3
Staisbekken
Tynset
0,25
Fossbekken
Tynset
Mølnarbekken
Tynset
0,03
Riva
Tynset
1
Merknad
Forprosjektering
Varmekraftverk
8,2
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 m3,
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. Kommentar til noen
av prosjektene:
1) På Lillehammer er fjernvarmeutbyggingen igangsatt. Utbyggingen startet opp
høsten 2009. Påkoblede kunder får varme levert fra en 2 MW pelletskjel inntil
41
2)
3)
4)
5)
6)
varmesentralen idriftsettes i 2013. Varmesentralen benytter seg av rent brensel fra
skogen i tillegg til utsortert hageavfall. Effekt i varmesentralen blir på ca. 12 MW.
Gjøvik: Eidsiva Bioenergi har overtatt tildelt konsesjon fra et annet selskap. Her er
potensialet beregnet til 150 GWh, inklusive 80 GWh damp. Det er også planlagt
elproduksjon med en generator på ca. 2 MW,
Beitostølen: Et flisfyrt anlegg med ytelse på 2 MW og 10 GWh er planlagt.
Trysil: Trysil Fjernvarme AS har utvidet fjernvarmenettet fra Innbygda sentrum
opp til turistsenteret i Trysilfjellet dimensjonert for en maksimaleffekt på 5,5 MW.
Det vurderes et utviklingsprosjekt med gassifisering av flis med
elektrisitetsproduksjon på ca. 1 MW.
Hamar: I området Trehørningen ble det våren 2011 satt i drift en ny varmesentral
med avfallsforbrenning kombinert med elektrisitetsproduksjon (6,6 MW, 40
GWh/år). Planlagt varmeproduksjon med 30 MW termisk effekt, 50 GWh damp og
100 GWh fjernvarme. Anslått gjenværende potensial i Hamar er ca. 120 GWh.
Kongsvinger: Nåværende fjernvarmenett omfatter byområdet nord for Glomma
(gjenværende potensial: ca. 20 GWh). Utbyggingen på sørsida av elva er under
vurdering (ca. 30 GWh). Rør under Glomma ble lagt på ettervinteren 2011.
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.
5.3 Effektprognoser
Med utgangspunkt i prognoser for effektutviklingen for forbruket under de enkelte
regionalnettspunkter gir det områdeverdier i kommende 10-årsperiode som vist i Figur
5-4. Den viser en gjennomsnittlig årlig økning på ca. 0,6 %.
Figur 5-4 – Prognosert effektforbruk
42
Tilsvarende lav prognose for utviklingen anses å være representert ved en stagnasjon i
forbruksutviklingen – det vil si siste vintersesongs effektregistreringer.
En motsatt utvikling med høyt alternativ tilsvarende basisprognose pluss ca. 0,6 % pr år i
tillegg til de individuelle lastøkningene nevnt i kapittel 5.4 vises i Figur 5-5.
Figur 5-5 – Effektutvikling – høy prognose
5.4 Nettanalyser av framtidig utvikling av kraftsystem
I vedleggskapittel Feil! Fant ikke referansekilden. er det gjengitt tabellarisk og grafisk
framstilling av lastflytberegninger for tunglastsituasjon for stadium 2011/12 og 2021/22.
Eventuell kraftutbygging nevnt i kapittel 5.1 er ikke tatt med i beregningsmodellen for
tunglastsituasjonen da nettopologi og estimert vinterproduksjon foreløpig er usikkert.
Videre vil sannsynligvis det meste av den nye produksjonen i Gudbrandsdalen bli overført
til sentralnettet over nye ledninger drevet radielt slik at det øvrige nettet blir lite påvirket.
Imidlertid er det foretatt en lettlastberegning med innmating fra de planlagte
kraftverkene. Har framgår at sentralnettets transformering 300/132 kV i Vågåmo får
overlast – noe som kan avhjelpes ved en mellomtransformator 132/66 kV i stasjonen
(200-250 MVA).
Beregningsresultatene for tunglastsituasjonen avdekker ingen kapasitetsproblemer av
betydning ut over de kapasitetsøkende prosjektene som er foreslått. (Sårbarhet knyttet til
fullt utnyttet transformatorkapasitet 300/66 kV i Fåberg planlagt redusert med ny transformator.) Mye av investeringsbehovene i regionalnettet er knyttet til leveringssikkerhet
og sårbarhetsvurderinger. I de prosjektene der begrunnelsen er behov for å forsyne
43
vinterturistområder, vil det generelt (for å redusere den økonomiske risikoen) ikke bli
foretatt nettinvesteringsbeslutning før det foreligger konkrete utbyggingsvedtak.
Når det gjelder konsekvenser av kraftutbyggingsplaner, er det senere i denne utredningen
nevnt noen prosjekter som betinger ny regionalnettstilknytning. I tillegg vil planene om
spenningsheving fra 66 til 132 kV nord for Tynset bli påvirket av om Tolga kraftverk blir
bygd. Dette vil medføre en svært nyttig innmating i et underskuddsområde. Fordelene er
økt leveringssikkerhet (på grunn av at kapasiteten nordfra i 66 kV-nettet til TrønderEnergi
gir full forsyningsreserve i større deler av året), nettapsgevinst (spesielt om vinteren) og
stabilisering av spenningen med økt kortslutningseffekt og ”stivere” nett.
Referert til scenarieformuleringen i innledningen til kapittel 5 er høy og lav prognose i
lastflytberegningen for stadium 2020/21 referert til følgende utviklingstrekk med følgende
utbyggingsplaner:
•
Høy prognose med følgende utbygging:
o Nytt sjukehus for Mjøsområdet bygges ved Moelv antatt tilleggslast 5 MW.
o Fortsatt utvikling i vinterturistområdene som innebærer gjennomføring av
følgende tiltak referert kapittel 6.1.15 (ny transformatorstasjon ved Kvitfjell),
økning av transformatorkapasiteten i Trysil, økning av
transformatorkapasiteten i Rybakken (kapittel 6.1.16) samt linjeoppgradering
(kapittel 6.1.27) og eventuelt ny transformatorstasjon ved Skei i Gausdal.
Videre hyttebygging i Stange sør (kapittel 6.1.18).
•
Moderat utvikling: Utvikling blir slik at tiltak nevnt ovenfor ikke er nødvendig å
gjennomføre. For øvrig iverksettes de øvrige tiltakene der forutsetningene i stor grad
er oppfylt eller besluttet gjennomført.
Som generell utvikling er det tatt utgangspunkt i følgende: Fortsatt milde vintre og
redusert snøleggingsperiode, fortsatt betydelig bioenergiutbygging, negativ generell
konjunkturutvikling og høye kraftpriser (økning av priser på fossil energi og dårlig
kraftbalanse i prisområdet). Dette er antatt å innebære en utflating av
effektutviklingen på nåværende nivå.
•
Vindkraftscenario + ny vannkraft: Det er her tatt utgangspunkt i en
lettlastsituasjon med ny produksjonsinnmating.
I nettmodellen er det for kraftverkene tatt utgangspunkt i gjennomsnittlig målt
produksjon på hverdager i vinterperioden de siste årene.
Skjemaer i Feil! Fant ikke referansekilden. og Feil! Fant ikke referansekilden. viser
oversikt over belastningsgrad med den prognoserte belastningen i stadium 2020/2021.
I sistnevnte skjema er det lagt inn ekstra lastøkning med ytterligere 5 MW i stasjonene
Bruvold (sjukehusprosjektet i Moelv), Tangen (hytteområde Stange syd), Ringebu
(Kvitfjell), Trysil og Engjom (Skei hytteområde).
Det er ingen hovedforbindelser som er i nærheten av kapasitetsgrensen. Utgangspunkt for
nettforsterkninger vil oftest være driftssikkerhet/reserve og teknisk tilstand (først og
fremst stolpekvaliteten) eventuelt kombinert med nettapsinnsparing.
I Feil! Fant ikke referansekilden. vises en lettlastsituasjon med følgende ny innmating
fra vannkraftutbygging: Innmating fra Nedre Otta over 132 kV produksjonsradial til
Vågåmo: 150 MW og 40 MW inn i Tolga (oppgradering fra 66 til 132 kV mellom Tynset og
Røros). Som vist blir det overlast på 300/132 kV-transformatoren i Vågåmo som kan
avhjelpes med en mellomtransfomator 132/66 kV i stasjonen.
Ny vindkraftproduksjon: Engerdal: +80 MW og Osa: + 80 MW.
44
Denne tilleggsproduksjonen på totalt 350 MW gir en tapsøkning på 42 MW som vist i
sammendragskapitlet.
45
6 Forventede tiltak og investeringsbehov
6.1 Planer for oppgradering av elektriske anlegg og for nyanlegg
Tabell 6.1 er en oversikt over foreslåtte prosjekter der kostnadsanslaget gjelder kun selve
investeringen. Dette er prosjekter som forutsettes realisert uavhengig av scenariebeskrivelsen nevnt i innledning i kapittel 5 i og med at forutsetningene med grunnlag for
investeringene allerede er til stede eller er knyttet til kapasitetsbehov fra kraftutbygging.
Som angitt med spørsmålstegn er investeringstidspunktene i liten grad fastlagt. For
prosjekter hvor kostnader mangler, skyldes dette at omfanget er noe usikkert og med det
vanskelig å kostnadsfeste.
Tabell 6.1 – Prosjekter i utredningsperioden
Nr
Prosjekt
Kons.
Kost.
[Mkr]
1
Hyggjande koblingsstasjon
EN
15
2020
2
Fagernes (Skrautvål)
transformatorstasjon
EN
Ca. 30
2014
Belastningsøkning,
leveringssikkerhet
3
Raufoss industripark – ombygging
EN
Ca. 55
2008-17
Leveringssikkerhet
4
Nedre Vinstra – ny transformator 300/66
kV
SN
8
2012
5
Rødsmoen-Koppang – reinvestering
EN
29
2012-2022
6
Ny 66 kV-ledning Bjørke-Bekkelaget
EN
3
2015
Avbruddskostnader, nettap
7
Ny transformatorstasjon Gjøvik sentrum
med 132 kV-tilknytning
EN
131
2014?
Avbruddskostnader og nettap
8
Kabling 66 kV-linje Brumunddal
EN
13
2013
Planlagt boligområde under
linjetrase. Avhengig av utbygger.
9
Kabling 66 kV-linje Kongsvinger
EN
Utbygging av riksveg 2.
Avhengig av utbygger.
10
Kabling 66 kV-linje Hamar
EN
Planlagt idrettsanlegg under
linjetrase. Avhengig av utbygger.
11
Kabling linjer i forb. med E6-utbygging
12
Elverum transformatorstasjon
13
Nye Einunna kraftverk – 66 kV-linje fra
Alvdal
14
Reinvestering 66 kV FåbergHunderfossen
EN
15
Ny Fåvang transformatorstasjon
16
Rybakken – økning av transf.kapasitet
17
Nettilknytning nye kraftverk i Otta og
Lågen
EF/GE/EV
2013-16
18
Ny transformatorstasjon Stange sør
EN
2014
Belastningsøkning
19
Spenningsheving Tynset-Tolga-Os-Røros
2018?
Spenningsfall og nettap. Ny
produksjon.
20
21
EN/GE
EN
År idrift
2011-2013
38
Merknad, begrunnelse
Leveringssikkerhet, teknisk
tilstand
Teknisk tilstand, alder
Vegbygging
2013
Teknisk tilstand, kapasitet
2014
Del av kraftutbyggingsprosjekt
30
2013
Teknisk tilstand, nettap
GE
Ca. 20
2015?
Belastningsøkning, lev.sikkerhet
GE
5
2013
Belastningsøkning, lev.sikkerhet
ØKAS?
Del av kraftutbyggingsprosjekter
EN/REV
10
Åbjøra-Gjøvik – reinvestering
EN
300
Reinvestering 66 kV-linje SandvoldLunde-Engjom
EN
30
22
Diverse 66 kV-ledninger – reinvestering
eller riving
EN
Teknisk tilstand
23
66 kV-nett – Fåberg-Mesna
EN
Miljø, teknisk tilstand
24
Nedre Tessa – økning av tr.kapasitet
EF
Nettap, teknisk tilstand
Teknisk tilstand
2014
Kraftutbygging, konsesjonssøkt
46
Nr
Prosjekt
Kons.
Kost.
[Mkr]
25
Krabyskogen tr.stasjon –
transformeringskapasitet
EN
Kapasitet
26
Eid kraftverk – transf. 132/22 kV
EN
Kraftutbygging, nettap
27
Ylja kraftverk – økt transf.kapasitet
EN
28
Nettilknytning nytt aggregat
Braskereidfoss kraftverk
EN/EV
29
Engjom-Skei 66 kV ledning
EN
30
Nybergsund–Lutufallet
EN
31
Transformering 300/132/66 kV i
Rendalen
EN
32
Transf.ytelse Kvisler
EN
4
33
Transf.ytelse Rendalen (Vik)
EN
8
34
Tolga transformatorstasjon. Flytting
EN/EV
32
35
Os tr.stasjon – ny transformator
EN
5
36
132 kV-ledning Fall–Jaren
EN
50
37
Ny jernbaneomformerstasjon Jessnes
JBV
2017
38
Transformatorstasjon Søkkunda
EN
2016
39
Tilknytning vindkraftproduksjon Engerdal
EN/AV
2018
40
Tilknytning vindkraftproduksjon Osa
41
Tilknytning vindkraftproduksjon Odalen
26
År idrift
2015
2015
Merknad, begrunnelse
Driftssikkerhet
Del av kraftutbyggingsprosjekt
Belastningsøkning
13
2014
Fullføring av forsterkning etter
tverrsnittsøkning
Driftsmessige problemer pga.
manglende spenningsregulering
og økt kap.behov ved vindkraftutbygging i Engerdal
Alder,
Knyttet til kraftutbyggingspr.
Knyttet til sp.heving 66-132 kV
2022
EN/AV
2018
EN/E.ON
2019
Ref. prosjekt 31
Kapitlene videre gir en beskrivelse av prosjektene angitt i Tabell 6.1:
6.1.1 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) har aktualisert en fullverdig
koblingsstasjon i punktet Hyggjande for å oppnå en vernmessig renere nettstruktur og
47
eventuelt på et senere stadium utvide løsningen ved å erstatte ledningen HyggjandeSlidre med en dobbeltledning med et tilhørende fjerde linjefelt i koblingsstasjonen.
6.1.2 Ny transformatorstasjon ved Fagernes (Skrautvål)
22 kV-nettet til Valdres Energiverk forsynes fra følgende punkt:
•
•
•
•
•
•
132/22 kV transformator tilknyttet Lomen kraftverk – 20 MVA
132/22/7 kV transformator tilknyttet Kalvedalen kraftverk – 10 MVA
Faslefoss kraftverk – 20 MVA
Åbjøra kraftverk – 20 MVA
Heggenes transformatorstasjon – 20 MVA
Fossheimfoss småkraftverk – 2 MVA (forsyning på 22 kV-nettet)
Kalvedalen og Lomen forsyner i tillegg Vang Energiverk.
22 kV-nettet i området er opprustet i tidsrommet 1977 til 1995 og vurderes som relativt
godt dimensjonert. Imidlertid er forsyningen i Fagernesområdet svært anstrengt i
tunglastperioden.
Ved normal drift og normal driftsdeling er transformatoren i Faslefoss fullastet dersom
aggregatet står. Tabell 6.2 viser belastninger i nettet.
Tabell 6.2 – Belastninger i nettet
Stasjon
Faslefoss
Åbjøra
Heggenes
Kalvedalen
Belastning [MW]
23,0
9,0
14,0
6,0
Lomen inkl. Fossheimfoss
13,0
Sum
65,0
Fordelingsnettet drives optimalt tapsmessig så langt dette er praktisk og driftsmessig
mulig. Samtidig er begrensninger av KILE-kostnader ved driftsforstyrrelser forsøkt
hensyntatt.
Ved større feil i Faslefoss på transformator eller 22 kV-samleskinner under
tunglastperioden kan ikke strømforsyningen i Fagernesområdet opprettholdes, dvs. at
kravet til N-1 ikke er oppfylt.
Beregninger og utfallsanalyse viser at det er en underdekning på ca. 3 MW selv når
reserveforsyning fra naboverkene Sør Aurdal Energi og Hallingdal Energi nett tas inn.
Spenningsfallet blir ca. 8 %. Det er installert et kondensatorbatteri på 1200 kVAr i
Fagernesområdet for blant annet å redusere spenningsfall og nettap.
En ny transformatorstasjon for sikring av strømforsyningen i området ble første gang
behandlet i kraftsystemplanen for Oppland 1998-2002, som konkluderte med en
plassering av ny transformatorstasjon i Skrautvål ved Kjørlisaga. Denne plasseringen vil i
tillegg forbedre forsyningssituasjonen ved utfall av Heggenes og Lomen.
Referert kartutsnittet i Figur 6-1 er en transformatorstasjon tenkt plassert under 132 kVledningen mellom Åbjøra og Heggenes. Det var behov for ytterligere dokumentasjon og
beregning av samfunnsøkonomisk lønnsomhet før en eventuell konsesjonssøknad på ny
stasjon kunne sendes NVE. Det ble i tilknytning til 2004-revisjonen av kraftsystemutredningen utført en lokal kraftsystemutredning for dette området som dokumenterer
48
behovet for ny transformatorstasjon i Skrautvål. Med bakgrunn i redusert belastningsutvikling i forhold til tidligere prognoser er planlagt realiseringstidspunkt for denne transformatorstasjonen under vurdering og vil tidligst bli etablert i 2014.
I prosessen med vurdering av dette anlegget er det avdekket et behov også østover mot
nordre del av Etnedalen (VOKKS-området) først og fremst for å opprettholde krav til
spenningskvalitet. Kommunen forsynes i dag over en lang 22 kV radial fra Bagn kraftverk.
Beregninger og spenningsregistreringer tyder på at dette behovet har like anstrengt forsyningssituasjon som i søndre del av Nord-Aurdal kommune.
Kostnadsoverslaget er ca. 30 millioner kroner for et stasjonsanlegg med en 132/22 kV
transformator på 20-30 MVA og ca. seks 22 kV linjefelt. Som underlag for prosjektet henvises til egen rapport fra VEAS – ”Faslefoss kraftverk” datert 27.9.2002. Med bakgrunn i
at behovet er knyttet til økt innmatingskapasitet i distribusjonsnettet, er alternativet til en
ny stasjon å øke transformeringskapasiteten i Faslefoss kraftverk. Dette alternativet
innebærer høyere anleggskostnader og gir høyere kostnader i distribusjonsnettet da
kraftverket er lengre unna lasttyngdepunktet enn den påtenkte transformatorstasjonen.
Videre dekker ikke dette tiltaket innmatingsbehovet mot Etnedal.
6.1.3 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. Figurene under viser
tidligere regionalnettstruktur og endelig nettkonfigurasjon som allerede i store trekk er
gjennomført. Gjenstående ombygging på regionalnettsnivå er begrenset til noen
transformatorutskiftinger og noe kabling av luftledninger.
Bjugstadtangen
Transf.
Vest
Gjøvik transf.st.
RA1
Transf.
Elva
Transf. Nord
Transf. Sporet
Transf.
Vakta
Transf.
Syd
Figur 6-2 – Prinsippskisse dagens 66 kV-anlegg Raufossnett
49
Bjugstadtangen
Gjøvik
transf.st.
Transf. Vakta
Transf. Vest
Transf. Nord
Figur 6-3 – Prinsippskisse ferdig utbygd 66 kV-anlegg Raufossnett
6.1.4 Nedre Vinstra – ny transformator 300/66 kV
Eksisterende 15 MVA 300/66/22 kV transformator er 50 år gammel og mangler
regulering. Det er gjennomført en samfunnsøkonomisk analyse av lønnsomheten av
investering i ny transformator med hovedresultater som vist i Tabell 6.3.
Tabell 6.3 – Alternativer for økt transformatorytelse Nedre Vinstra 300/66 kV
Kostnadstall i Mkr
Gammel transformator
Ny 50 MVA
transformator
Ny 100 MVA
transformator
8
12,5
7
4,9
4,9
11,6
12,9
17,4
Investering
Avbruddskostnader
Tapskostnader
Sum
4,6
Utløp av teknisk levetid på den gamle transformatoren, på grunnlag av blant annet
oljeprøver, er vurdert til omkring 2015. Lastflytanalysen viser at den begrensede
transformeringskapasiteten betinger tilskudd til det aktuelle 66 kV-nettet både sør- og
nordfra i tunglastperioder. Den anstrengte driften med liten fleksibilitet og driftsmessige
begrensninger er generelt vanskelig å konkretisere i en økonomisk modell. Det vises også
i tabellen ovenfor ved at fordelen med dobling av transformeringskapasiteten, som gir
forbedret reserve, ikke har latt seg kvantifisere.
Det er også vanskelig å finne nytteverdien av å ha delvis transformatorreserve mellom
Vågåmo og Nedre Vinstra.
Tidligere har Statnett øremerket en transformator i Nord-Trøndelag for flytting til Nedre
Vinstra, men reviderte planer går nå ut på anskaffelse av ny transformator. Alternativet
50-60 MVA er valgt av praktiske årsaker for å unngå større ombyggingsarbeider av
eksisterende transformatorgruve.
50
6.1.5 Rødsmoen-Koppang – reinvestering
Figur 6-4 – 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 6.4.
Tabell 6.4 – Alternativer for framtidig nettstruktur 66 kV Sør-Østerdalen
Alternativ
1 – Reinvestere Rødsmoen-Koppang og riving av Elverum-Rena
Nåverdi [Mkr]
Internrente [%]
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 Søkkunda der det er en betydelig produksjonsinnmating fra de private kraftverkene Storfallet og Veslefallet (2,6 + 4,8 MW) med planer og
konsesjonssøknader for ytterligere utbygging. En transformering for å overføre det meste
av produksjonsoverskuddet i området kan bli nødvendig for å unngå for store spenningsvariasjoner i distribusjonsnettet.
51
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.
6.1.6 66 kV-linje Bjørke-Bekkelaget
Figur 6-5 – 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 for å dekke
belastningen i Stange i tunglast.
I tidligere utredningsrevisjon for Hedmark er det foreslått løsninger på dette med et
relativt kostbart kabelprosjekt fra Hamar. Dette har blitt mindre aktuelt som følge av
endrede utredningsforutsetninger. Det rimeligste alternativet som dekker begge
overnevnte behov, er å forlenge den nyrenoverte ledningen Hommerstad-Bjørke videre fra
Bjørke til Bekkelaget. Nettkonfigurasjonen framgår av Figur 6-6, der prosjektet på totalt
ca. 6 km er markert som stiplet linje. Alle linjene i kartutsnittet har condor-tverrsnitt.
52
Figur 6-6 – 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.
Realiseringen av prosjektet har tidligere vært knyttet til politisk avgjørelse av eventuell
etablering av nytt sykehus for Hedmarken-distriktet ved Sanderud, men den politiske
avklaringen (mest sannsynlig lokaliseringsalternativ: Moelv–Biri) synes fortsatt relativt
fjern.
6.1.7 Strømforsyning til Gjøvik by
Byen er i dag forsynt med 11 kV spenning fra kun en transformatorstasjon som ligger litt
utenfor bysentrum (Kallerud). Det er gjennomført en analyse av risikoen som følge av
dette og en investeringsanalyse med utgangspunkt i ny Sentrum transformatorstasjon.
For å gjøre denne stasjonen uavhengig av transformering i Gjøvik transformatorstasjon,
må den tilknyttes 132 kV-nettet, enten på tamp fra Kallerud eller med gjennomgående
forbindelse videre til Bråstad kabelmuffehus for Mjøskablene eller ny sjøkabel under Mjøsa
avhengig av vurdering av gjenværende levetid for de gamle Mjøskablene. Våren 2010 ble
det påvist kabelskade i strandsona på Gjøviksida. Dette kan være en indikasjon på
”alderdomssvakheter” på denne snart 50 år gamle kabelforbindelsen.
I tillegg til nettaps- og driftssikkerhetsgevinsten innebærer prosjektet noe redusert framtidig reinvesteringsbehov i 11 kV kabelkapasitet fra Kallerud til sentrumsområdene. Dette
er i så fall avhengig av om distribusjonsnettet må fungere som en reserve for denne
sentrumsstasjonen eller ikke i en periode med ensidig 132 kV-tilknytning.
En nåverdianalyse viser at differansen i totalkostnader mellom ”nullalternativet” og
bygging av den nye stasjonen anses å ligge innenfor usikkerhetsmarginene. En vesentlig
del av kostnadene med dagens strømforsyningsløsning er knyttet til sårbarhet ved
omfattende feil i stasjonen som lammer forsyningen av byen. Selv om det er gjennomført
en del tiltak de senere år for å forhindre alvorlige situasjoner med for eksempel brann, vil
det fortsatt være en liten sannsynlighet for hendelser som innebærer en uakseptabel lang
periode med avbrudd for det meste av byen.
Det vil derfor bli søkt om en investeringsbeslutning og konsesjon for prosjektet bestående
av en 132 kV-kabeltilknytning fra Kallerud til en stasjon i sentrumsområdet med videreføring av 132 kV-tilknytningen med nye sjøkabler under Mjøsa fram til Neshalvøya. Dette
vil ha som positiv miljøkonsekvens at 132 kV-linja på Gjøviksida av Mjøsa kan rives.
Følgende tabell viser beregningsresultatene for de ulike alternativene i prosjektet:
Tabell 6.5 – Alternativer for forsyning av Gjøvik by
Alt.
Navn/beskrivelse
1
Beholde dagens nettstruktur. Kun utskifting av 11 kV-kabler
2
Ny 132/11 kV transformatorstasjon med tosidig forsyning og to
transformatorer
3
Ny forenklet 132/11 kV transformatorstasjon med ensidig forsyning og
en transformator
Inv. kostnad
[Mkr]
Nåverdi
[Mkr]
67
30
131
62
95
59
53
6.1.8 Kabling/flytting av 66 kV-ledninger i Brumunddal
Dobbeltledningen over en strekning på ca. 2 km gjennom et boligområde nordover fra
Brumunddal transformatorstasjon planlegges lagt i kabel (initiert av Ringsaker kommune).
6.1.9 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.
6.1.10 Kabling/flytting av 66 kV-ledninger Hamar
Også ut fra Børstad mot Furnes i Hamar er det, på grunn av byggeprosjekter, aktuelt å
legge om noen spenn av luftlinjetraseen på dobbeltledningen. På det meste av
strekningen på 5,2 km mellom Børstad og Furnes er det stor interesse for kabling
gjennom boligområder. Bestilling og gjennomføring er ennå ikke besluttet. Utbygger
vurderer alternativ utbygging som kan medføre at prosjektet blir uaktuelt.
6.1.11 Kabling/flytting av ledninger langs E6
I forbindelse med standardheving av E6 langs Mjøsa og gjennom Gudbrandsdalen
(Ringebu–Otta) er det nødvendig med flytting av linjetraseen på noen strekninger (20102012). Konsesjon for omleggingen ved Vinstra gitt i april 2012.
6.1.12 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. Disse forholdene var utgangspunktet for en gjennomført analyse av om
eksisterende stasjonsanlegg skal rehabiliteres eller om det er mest hensiktsmessig å
bygge ny stasjon, enten med ren 66 kV primærspenning eller ved bruk av 132 kVmateriell forberedt for framtidig spenningsheving fra 66 kV
Som angitt i Tabell 6.6 viser alternativet med ren 66 kV-løsning best lønnsomhet.
Eventuell bruk av 132 kV-materiell er begrunnet ut fra framtidig mulighet for å avvikle 66
kV som spenningsnivå i området. Det er i alle alternativene forutsatt at linjer med
bryterfelt mot Rena og Lutufallet blir avviklet i framtida.
Anleggskonsesjon er mottatt i mai 2011.
Tabell 6.6 – Alternativer for framtidig nettstruktur i Elverumsområdet
Alternativ
Investering
[Mkr]
Nåverdi
[Mkr]
0 – Beholde gammel stasjon. Nødvendig vedlikehold og sikkerhetstilstak.
37
-5,4
1 – Reinvestering i gammel stasjon
38
2,2
2 – Ny stasjon bygd for 66 kV
38
3
3 – Ny stasjon bygd med 132 kV-materiell
44
-4,4
6.1.13 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.
54
NVE har innstilt på avslag på konsesjonssøknaden i april 2012, men prosjektet opprettholdes i dette dokumentet inntil regjeringens eventuelle endelige avslag foreligger.
6.1.14 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. Dette er foreløpig kalkulert til ca. 30 Mkr. 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 6-7 er det
antydet en mulig mastekonstruksjon som krever minimal trasebredde.
Figur 6-7 – Snitt mastebilder, innføring til Fåberg
6.1.15 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
55
leveringssikkerheten ved forsyning fra Ringebu transformatorstasjon. Det er også større
utbyggingsplaner i Kvitfjell. Last i Ringebu transformatorstasjon den 8. januar 2010 var
25 MW, hvor total kapasitet er 30 MVA. Det planleggs å flytte ledig 10 MVA-transformator
fra Rybakken til den nye stasjonen – se også kapittel 6.1.16. Det tas sikte på idriftsettelse
tidligst i 2013.
6.1.16 Rybakken transformatorstasjon – økning av
transformatorkapasitet
10 MVA transformator T1 er fullastet under topplast. Ny 20 MVA transformator planlagt i
2012.
6.1.17 Nettilknytning av nye kraftverk i Otta og Lågen
Som nevnt i kapittel 5.1 vurderes flere kraftutbyggingsprosjekter i Otta- og Lågenvassdraget mellom 300 kV-punktene Vågåmo og Nedre Vinstra – se Figur 6-8.
Figur 6-8 - Gudbrandsdalsnettet
56
Nettilknytningen vil sannsynligvis bli slik at de to største kraftverkene blir tilknyttet
Vågåmo over ny 132 kV-ledning. Da nettutbyggingen vil være inkludert i
konsesjonssøknaden for kraftverkene, er prosjektet tatt med her kun for oversiktens
skyld.
Forrige figur (kopi fra konsesjonssøknad) viser alternative tilknytninger til Vågåmo
transformatorstasjon. Produksjonen fra Nedre Otta og Rosten vil sammen med
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). For å unngå dublering av denne transformeringen synes det
mest rasjonelt (rimeligere transformator og øvrig elektrisk materiell) å etablere en
mellomtransformering 132/66 kV i stasjonen. Dette gir dessuten bedre forsyningssikkerhet for 66 kV-nettet i Nord-Gudbrandsdalen og medfører mindre dobbelttransformering til 66 kV.
Konsesjonen for kraftverket med 132 kV produksjonsradial (med framføring over Tordkampen) er anbefalt av NVE i april 2012.
6.1.18 Ny transformatorstasjon Stange sør
Et område med fritidsbebyggelse er planlagt i området Strandlykkja-Morskogen, på begge
sider av fylkesgrensa mot Akershus, med et stipulert maksimalt omfang på 1500-2000
tomter som kan komme til å kreve regionalnettsforsterkninger.
Endelig omfang av utbyggingen vil avgjøre om eksisterende distribusjonsnett (11 kV i
Stange og 22 kV i Eidsvoll) har tilstrekkelig kapasitet eller om det kreves
nettforsterkninger. I så fall vil sannsynligvis en ny transformatorstasjon med tilknytning til
66 kV-linje Minne-Tangen være den teknisk, økonomisk og miljømessig riktige løsningen
da det er relativt lang avstand til nærmeste transformatorstasjon på begge sider av
fylkesgrensen.
Det har vært liten aktivitet i dette utbyggingsprosjektet det siste året med fortsatt
usikkerhet knyttet til omfang og tidsplaner. Imidlertid har det kommet konkrete
forespørsler fra Jernbaneverket og Statens vegvesen om strømlevering knyttet til
pågående E6- og jernbaneutbygging langs Mjøsa med tunneler og sporveksler med
effektanslag som overstiger ledig kapasitet i eksisterende 11 kV-nett (totalt 4 MW, 2 MW
fra 2014). Det tas derfor sikte på å utarbeide konsesjonssøknad for en enkel
transformatorstasjon i området etter at øvrige alternativer er vurdert:
•
•
•
Spenningsregulator (dekker ikke behovet),
11 kV-forsterkning med videreføring av dobbeltlinje sørover (dekker heller ikke
behovet) og
lokal overgang fra 11 til 22 kV som ikke dekker krav til driftssikkerhet og
fleksibilitet.
Det er sett på en stasjonsplassering ved Strandlykkja (et par km nord for fylkesgrensen)
som ligger ca. 300 m øst for traseen for 66 kV-ledningen. Det vil da sannsynligvis være
mest hensiktsmessig å knytte stasjonen til ledningen ved å dele linja med en dobbeltavgrening opp til stasjonen.
6.1.19 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
57
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.
Ved planlegging av dette prosjektet er det naturlig å ta hensyn til behovet for en generell
oppgradering av stasjonsanleggene i Tolga og Os. Dersom disse kostnadene tas med i
spenningshevingsprosjektet, er det ikke mulig å oppnå positiv nåverdi med en
dokumenterbar tapsgevinst i tunglastperioden på omkring 0,9 GWh. For å kunne oppnå et
akseptabelt økonomisk fundament for prosjektet er det nødvendig å definere en del av
prosjektkostnadene som en nødvendig teknisk standardheving av anleggene.
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. En realisering av dette kraftverksprosjektet vil imidlertid kreve en
avklaring av hvilket spenningsnivå stasjonen skal tilknyttes og i stor grad være bestemmende for når en eventuell spenningsheving vil bli gjennomført. Konsesjonssøknad for
kraftverket er planlagt fullført våren 2012.
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 kVanlegget 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. 132 kV-nettet i Valdres
(”Åbjøra”-ledningene)
Som nevnt i kapittel 4.2.2.1 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. 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
dobbeltledning erstattes av ny enkeltledning (med gjennomgående jordline) – noe som
åpenbart ikke kan forsvare en ny utbygging mot Hallingdal.
58
6.1.20 Reinvestering Sandvold-Lunde-Engjom i Gausdal
Ledningsanlegget er en ca. 75 år gammel og 19 km lang betongmastlinje, enkelkurs 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.
Driftsproblemene og den generelle tilstanden på linja tilsier at ledningen rives og bygges
opp igjen med trestolper og tverrsnitt FeAl 120 26/7, som er minstetverrsnitt for å oppnå
tilstrekkelig mekanisk styrke. Arbeid med konsesjonssøknad er ikke igangsatt.
6.1.21 Langsiktige planer for øvrige gamle 66 kV-ledninger
Dette gjelder lange linjer med lav nytteverdi. Drifts- og vedlikeholdskostnadene for disse
holdes under oppsikt for å avgjøre tidspunkt for utløp av teknisk/økonomisk levetid. Et par
av disse vil det neppe være økonomisk forsvarlig å gjenoppbygge. Sollia-Nedre Vinstra og
Elverum-Lutufallet (dersom ikke vindkraftprosjekter langs traseen medfører behov for å
opprettholde ledningen) antas revet. Framtida for de øvrige ledningene i samme
aldersgruppe, bortsett fra ledningene i kapitlene 6.1.20 og 6.1.5, er ikke tatt stilling til.
I denne kategorien hører også en kort ledningsseksjon mellom Rena og Rødsmoen
transformatorstasjoner på rundt 1 km, bygd i 1954, som forsynes Rødsmoen. Endelig
konsesjon for å reinvestere denne ledningen ble gitt i mai 2007, men konsesjonen ble ikke
benyttet da behovet for denne forbindelsen blir borte ved iverksetting av det som ligger i
prosjekt nummer 5 ovenfor med avvikling av Rena (Nesvangen) transformatorstasjon og
66 kV-ledningen Elverum-Rena.
Dobbeltledningen Fåberg-Brumunddal har betongskader som krever plan for langsiktige
tiltak. Ledningen Minne-Linder-Kvisler hører også med i denne kategorien der det i løpet
av få år må tas en beslutning om framtidig nettstruktur. Foreløpige vurderinger tyder på
at det gunstigste alternativet er ensidig forsyning Minne-Nord-Odal med riving av
strekningen Linder-Kvisler ved utløp av teknisk-økonomisk levetid.
Generelt ser det ut til at med aktuell feil- og avbruddsstatistikk er det flere (grisgrendte)
områder der det økonomisk beste alternativet er ensidig regionalnettsforsyning med helt
eller delvis reserve fra nabostasjoner i underliggende distribusjonsnett, eventuelt supplert
med lokal produksjon. 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 Furnes. 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, men
det kan synes som om det må vurderes mer permanente tiltak spesielt på strekningen
Fåberg-Mesna der deler av denne strekningen går gjennom et boligområde.
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. Ut fra antagelsen om at førstnevnte
alternativ av miljøhensyn ikke anses som akseptabelt gjennom boligområdet, synes
59
kabelalternativet å være mest aktuelt. Tidspunktet for iverksettelse av tiltak vil være
avhengig av hvordan tilstanden på betongmastene utvikler seg.
6.1.22 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.
6.1.23 Krabyskogen – utvidelse av transformatorkapasitet
I flere år har det vært nødvendig å overføre deler av lasten til nabostasjoner i tunglast for
å unngå overlast, noe som er nettapsmessig ugunstig. Det vurderes derfor praktiske
muligheter for å øke transformatorkapasiteten.
6.1.24 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.
6.1.25 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 produksjonen i 22 kV-nettet (Eidsfoss kraftstasjon) er
tilgjengelig. En økning av transformeringskapasiteten med eksempelvis en enhet på 20
MVA 132/22 kV vil innebære nytt utendørs 132 kV-anlegg (to ekstra bryterfelt) og ny
transformator.
Et grovt kostnadsanslag er 26 Mkr.
6.1.26 Nettilknytning av nytt aggregat i Braskereidfoss kraftverk
Dette er et parallellprosjekt til Kongsvinger kraftverk med vurdering av om eventuell
realisering av nytt aggregat (kun behov for elektrisk konsesjon) bør knyttes til flytting av
Våler transformatorstasjon til Braskereidfoss med 132 kV-tilknytning til ledningen
Heradsbygd-Åsnes.
6.1.27 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.
60
6.1.28 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.
6.1.29 Transformering 300/132/66 kV i Rendalen
Som nevnt i kapitlene 4.2.2.3 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 vindkraftparken i Engerdal som er under planlegging (prosjekt
39).
6.1.30 Transformatorytelse Kvisler
Med referanse til aldersprofilen for transformatorparken (presentert i Figur 4-1
Aldersfordeling for linjer [km]Figur 4-1) vil en del eldre transformatorer med ukurant
omsetningsforhold, lav ytelse og høye tap (ikke orientert blikk i kjerne) bli skiftet ut de
nærmeste årene. Et moment i denne forbindelse er også å oppnå en aktivitetsmessig
spredning tilpasset intern kapasitet innen prosjektering, montasje og idriftsettelse.
Transformatoren på Kvisler har en ytelse på 12 MVA og har et omsetningsforhold med 60
kV i midtstilling – noe som medfører at normal trinnstilling er nær laveste trinn og
begrenser muligheten for en generell heving av spenningsnivået i det aktuelle 66 kVnettet.
6.1.31 Transformatorytelse Rendalen (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 (kun 12 MVA og fire år eldre enn Kvislertransformatoren). Her vurderes en løsning som er koordinert med problemet som er nevnt
i avsnitt 6.1.29. En mulighet er å anskaffe en treviklingstransformator 132/66/22 kV slik
at nevnte T2 i Rendalen kraftverk kan erstattes med en ren 300/132 kV-enhet.
6.1.32 Tolga transformatorstasjon og nettilknytning av Tolga kraftverk
Konsesjonssøknad for Tolga kraftverk planlegges fullført og innsendt i høsten 2012. For å
ha et definert spenningsnivå for tilknytning av kraftverket vil spenningshevingsprosjektet
nevnt i kapittel 6.1.19 bli knyttet til kraftverksprosjektet.
Aktuell installasjon er rundt 40 MW (avhengig av hvilket utbyggingsalternativ som blir
valgt) fordelt på to agregater. Det foreligger to alternativer for plassering av kraftverket
61
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).
Figur 6-13 Tolga transformatorstasjon og kraftverk
6.1.33 Os transformatorstasjon
Med referanse til foregående avsnitt og kapittel 6.1.19 vil en spenningsheving til 132 kV
på den gjennomgående regionalnettsledningen kreve ny transformator.
6.1.34 132 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
62
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).
Til Torpa
Til Vardal/Gjøvik
Til Bagn/Åbjøra
Til Begna
Figur 6-14 132 kV-ledning Fall-Jaren
6.1.35 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 (kabelmuffehus med oljetrykksanlegg) for 132 kV kabel under
Furnesfjorden. Omformerstasjonen vil sannsynligvis bli liggende ca. 800 m fra muffehuset.
Inntil denne stasjonen er i drift er det behov for å øke kapasiteten i Rudshøgda omformerstasjon (bygd som provisorium til OL i 1994).
63
6.1.36 Søkkunda 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 spenningskvalitetsforskrift. Med planer og
konsesjonssøknader om både ytterligere småkraftproduksjon og vindkraft vil det være
nødvendig å finne andre nettilknytningsalternativer enn den lokale 22 kV-ledningen. Den
mest nærliggende løsningen vil være en ny transformeringstilknytning til 66 kV-ledningen
Rødsmoen–Koppang. Det planlagte endepunktet på opprustningen av den sørligste
halvparten av linja (Furuset) er et par km sør for Veslefallet kraftverk (Søkkunda). (Se
kapittel 6.1.5).
6.1.37 Vindkrafttilknytning Engerdal
Konsesjonssøknad for prosjekt Kvitvola er under bearbeidelse med en planlagt installasjon
på vel 150 MW. Området ligger i nærheten av Engerdal transformatorstasjon. Naturlig
nettilknytning er en avgrening fra 132 kV-ledningen Engerdal–Rendalen. Avgreningen vil
bli så kort at det kan være aktuelt å føre ledningen inn og ut fra transformeringsanlegget
132/33 kV. Dette vil, sammen med eksisterende Savalen kraftverk og planlagte Tolga
kraftverk (konsesjonssøknad våren 2012), overstige kapasiteten på 132 kV-viklingen på
300/132/66 kV transformator T2 i Rendalen. (Se kapitlene 6.1.19 og 6.1.29.)
6.1.38 Vindkrafttilknytning Osa
Tilsvarende prosjekt som i forrige kapittel er planlagt i grenseområdet mellom Åmot og
Trysil kommuner med navnet Raskiftet og en samlet installasjon på i overkant av 100 MW.
Nettilknytningen her er planlagt som en avgrening på 132 kV-ledningen Osa–Heradsbygd
(ca. 5 km sør for Osa kraftverk).
6.1.39 Vindkrafttilknytning Nord- og Sør-Odal
Det er registrert planer om å etablere et vindkraftprosjekt på ca. 35 MW i Nord-Odal (på
grensen mot Eidsvoll) ved traseen for 66 kV-ledningen Minne-Linder. En realisering av
dette prosjektet vil aktualisere reinvestering av denne ledningen som har byggeår 1950.
I Sør-Odal er det også et område med vindkraftpotensial i nærheten av 132 kV-traseen
Minne–Skarnes (også like ved fylkesgrensen). Her krever tilknytningen en
produksjonsradial på noen km fram til eksisterende trase (som er definert som sentralnett
og egentlig ikke hører med i dette dokumentet). Oppgitt effekt er 120 MW.
7 Referanseliste
•
SWECO Grøner 2007: Utredning av Nettilknytning, Kraftutbygging Otta – Lågen
•
NVE 2007: Veileder for kraftsystemutredninger
•
SINTEF Planleggingsbok
•
NVE Atlas
64
8 Vedlegg
8.1 Referat fra kraftsystemmøte for Hedmark og Oppland
Sted: Hamar
Dato:22.5.2012
Deltakere: Terje Melbostad (Hadeland EnergiNett), Stein Kotheim
(Gudbrandsdal Energi), Arne Kaldhusdal (Eidefoss), Ingeborg Buchalik
(Statnett), Henning Jakobsen og Håkon Rustad (Eidsiva Vannkraft), Lars
Andreas Eriksson (NVE), Helge Sandberg (VOKKS Nett), Arne Roar Nygård
(Elverum Nett), Harald Husom og Johan Lööf (Stange Energi), Vidar Solheim og
Hugo W. Thøgersen (Hafslund), Morten Aalborg (KDS), Ola Syverinsen (Eidsiva
Bioenergi), Tone Bleken Rud, Ole Inge Rismoen og Tore Løvlien (Eidsiva Nett).
Kraftsystemmøtet skal i henhold til krav fra NVE avholdes minst annet hvert år med
invitasjon til alle konsesjonærene i området og har som hovedfunksjon å velge
representanter til kraftsystemutvalget for neste toårsperiode.
Det utvidede møtet i kraftsystemutvalget er det årlige pålagte møtet for å
gjennomgå kraftsystemutredningen før offentliggjøring. Møteinvitasjon var, i tillegg til
representantene i det formelt valgte utvalget, sendt til utredningsansvarlige i de
tilgrensende utredningsområdene og kraftforsyningens distriktssjef for de to fylkene (i
henhold til NVEs krav). For å effektivisere denne møtevirksomheten er det valgt å
avholde begge møter samtidig.
Temaer:
1. Morten Aalborg ønsket velkommen og nevnte:
• Oppsummering av regionalnettsaktivitet i Eidsiva Nett
• Betydning av KSU-aktiviteten
2. Valg av nytt kraftsystemutvalg. På grunn av interne endringer er Ingeborg
Buchalik ny representant fra Statnett (avløser Torhild Weium). De øvrige
representantene (gjengitt i KSU-dokumentets tabell 2.1) ble gjenvalgt.
3. Kort presentasjon av rapportutkast med hovedvekt på tiltak for å dekke
registrerte behov. Innspill:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Ta inn i rapporten liste med forkortelser som er benyttet i lastflytberegninger og på
nettskjemaet.
Fåvang trafostasjon - ikke i 2013
Rybakken - 2013
Rosten - gitt positiv innstilling fra OED
Stange sør - ønskelig med 22 kV? Hafslund har 22 kV mot Hedmark grense. Mulig
sammenkobling her.
Nedre Tessa - håper å få konsesjon før sommeren - bygging da i 2014 i stedet for 2013
Være obs på høyere ordens harmoniske (21,23) i forbindelse med omformerstasjoner,
vindkraftparker ol. - Hafslund har fokus på dette da de ser at dette kan være et problem.
Spesifikasjon mot JBV for installasjon av filter. Filter dimensjoneres i henhold til laveste
kortslutningsytelse.
Prosjekt 41 - grense mot Hafslund, ligger delvis inn i Nes kommune.
Statnett jobber med Østlandsstudien, deriblant Vågåmo. Snakk om økt trafokapasitet i
Vågåmo. Ikke kjent for Buchalic beslutning om ny trafo i Fåberg.
Ola S. sender over oppdatert informasjon vedr bioenergi i rapporten.
65
•
NVE: Nye krav knyttet til N-0 drifting - kun informasjon om punkter med kostnader ved
å opprette N-1 for å synliggjøre samfunnsøkonomiske kostnader.
Øvrige temaer
Håkon Rustad orienterte om aktuelle vindkraftprosjekter i regi av Austri Vind:
Kvitvola - hekkende kongeørn rett nord for Kvitvola, vil få konsekvenser for linjeforbindelsen.
Konsesjonssøknader for Raskiftet og Kvitvola planlagt innsendt høsten 2012
Målingene fra Raskiftet synes veldig bra, og synliggjør viktigheten av oppvarmet utstyr for å unngå
ising
Pågående forhandlinger vedr Saukampen, Rendalen og muligens i området langs ElverumLutufallet.
•
•
•
•
Videre framdrift vil være:
• oversendelse av en papirkopi pluss en elektronisk versjon av grunnlagsrapporten til
•
•
NVE innen fristen 1. juni,
utplukk av de deler av rapporten som skal være med i den åpne delen av utredningen
og som skal offentliggjøres på internett,
øvrig distribusjon av grunnlagsrapporten.
66