Nettanalyser for Hemne Kraftlag

Transkript

1 Nettanalyser for Hemne Kraftlag Småkrafttilknytning under Hemne transformatorstasjon og ny linje til Kvernstad Kraft Kapasitet i nettet, forsterkningsløsninger og reguleringsområde for reaktiv produksjon. Oppdatert mai 2011

2 TEKNISK RAPPORT SAK/OPPGAVE (tittel) Plutovegen MOLDE Nettanalyse for Hemne Kraftlag SAKSBEHANDLER(E) Telefon: Telefaks: NR. DATO OPPDRAGSGIVER(E) Hemne Kraftlag GRADERING PROSJEKTNR. OPPDRAGSGIVER(E)S REF. Kristian Stray, Istad Nett AS Hans Sæter, Hemne Kraftlag ELEKTRONISK ARKIVKODE PROSJEKTANSVARLIG Svein Ivar Morsund INP1009RNettanalyse Hemne Kraftlag II_sluttrapport.doc ARKIVNR. RAPPORTTYPE Nettanalyse - Småkraftintegrasjon SAMMENDRAG: Denne rapporten er en oppdatert utgave av rapport datert november 2010, utarbeidet etter innspill fra møte med TrønderEnergi Nett vedrørende Hemne trafostasjon. For overføring av deler av 22 kv-nettet under fra Malnes trafostasjon, området syd for Åstfjorden og småkraftverket Kvernstad kraft, til avgang Berg/Snilldal under Snillfjord trafostasjon, er det ikke funnet kapasitetsutfordringer. Dersom planlagte småkraftverk etableres kan det oppstå overlast på K4401 Berg og evt. transformatoren (5 MVA) i Snillfjord. Tiltaket innebærer etablering av ca. 3,6 km ny linje og 1,02 km kabel. Det anbefales å benytte henholdsvis FeAl 50 og TSLE 3x1x95 eller tilsvarende. Med hensyn på eksisterende driftsutfordringer for Kvernstad kraft ansees tiltaket å medføre lav sannsynlighet for fremtidige utkoblinger grunnet reaktiv belastning av generatoren. For ny småkraft under Hemne transformatorstasjon er det funnet behov for betydelige tiltak i nettet med samlet ny produksjonskapasitet i størrelsesorden 10 MW på avgang Hemne 2. På avgang Hemne 1 er det isolert sett ikke avdekket behov for tiltak, men terskel for behov for økt transformatorytelse påvirkes. Det er vurdert tre alternative strategier for å håndtere ny småkraft på avgang Hemne 2: Alternativ 1 Forsterke eksisterende nett Alternativ 2 Etablere ny trafostasjon ved Vinjeøra Alternativ 3 Fjelna Kraft på egen produksjonslinje. Ved full utbygging av ny småkraft under avgangene Hemne 1 (3,7 MW) og Hemne 2 (17,6 MW) fremstår alternativ 2 som den mest hensiktsmessige forsterkningsstrategi. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

3 Mill. kr Nettanalyse II for Hemne Kraftlag 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 - Alt. 1 Full utbygging Alt. 2 Full utbygging Alt.3 Full utbygging Alternativ 2 fremstår som en teknisk bedre løsning med hensyn på tap i 22 kv-nettet, leveringskvalitet og potensial til å ta i mot ytterligere planlagte småkraftverk som ikke inngår i denne analysen. Sett i forhold til samlede investeringskostnader og kapitaliserte tap fremstår alternativ 2 også samfunnsøkonomisk beste alternativ. Ved etablering av mindre mengde ny småkraft, om lag MW indikerer resultatene at alternativ 2 er mest hensiktsmessig. For MW ny småkraft fremstår de vurderte alternativer tilnærmet likeverdige. Etablering av ny trafostasjon nært Vinjeøra fremstår som en robust samfunnsøkonomisk og teknisk løsning for å håndtere ny småkraft. Se forøvrig oppsummering/konklusjon kapittel 5 side 45. Kapitaliserte tapskost. Forsterkningsbehov Alternativ 1: Snitt 5-10 Alternativ 2: Ny trafostasjon Alternativ 3: Ny linje & Snitt 5-10 Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

4 Innhold 1 INNLEDNING DEL 1 KVERNSTAD KRAFT DEL 2 NY SMÅKRAFT UNDER HEMNE TRAFOSTASJON FORUTSETNINGER OG KRAV NETTMODELLER FORBRUKSUTVIKLING SPENNINGSFORHOLD Dimensjonerende last- og produksjonstilstander Spenningskriterium TERMISK KAPASITET TAP OG MARGINALTAP INVESTERINGSKOSTNADER OG TEKNISK-ØKONOMISK OPTIMALE LØSNINGER TAPENES BRUKSTID DEL 1 KVERNSTAD KRAFT INNLEDNING PLANLAGT TILTAK SNILLFJORD TRAFOSTASJON OG NY SMÅKRAFT NY FORBINDELSE KVERNSTAD MJØNESAUNET BEREGNINGER Overføringskapasitet avgang Berg/Snilldal Marginaltap Spenningsforhold Kvernstad Kraft ANBEFALINGER VIDERE ARBEID DEL 2 NY PRODUKSJON UNDER HEMNE 1 OG INNLEDNING/MERKNADER DAGENS STATUS Eksisterende småkraft Forbruk Tap Spenningsforhold Kapasitet i nettet BEHOV FOR ØKT OVERFØRINGSKAPASITET Hemne Hemne Vurderte forsterkningsalternativer Hemne TAP SPENNING OG KRAV TIL REAKTIV YTELSE Full utbygging Redusert utbygging MARGINALTAPSBEREGNINGER UNDER HEMNE TS OPPSUMMERING / KONKLUSJON DEL 1 KVERNSTAD KRAFT UNDER SNILLFJORD TRAFOSTASJON DEL 2 NY SMÅKRAFT UNDER HEMNE TRAFOSTASJON Kapasitet i nettet og tapskostnader Spenning og leveringskvalitet Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

5 5.2.3 Anbefalt løsning for å håndtere ny småkraft under Hemne Forslag til videre arbeid REFERANSER VEDLEGG KOSTNADSTABELL Kostnadsekstrapolering jordkabel Kostnadsekstrapolering luftlinje TEKNISK-ØKONOMISKE FORUTSETNINGER KRAFTVERKSDATA DEL 1 BEREGNEDE INVESTERINGSKOSTNADER Tekniske data Optimalt linjetverrsnitt ny linje Optimalt linjetverrsnitt nye kabler DEL 2 BEREGNEDE INVESTERINGSKOSTNADER Alternativ 1 og 2 Snitt 1 Borstad - Bjørnsli Alternativ 1 og 2 Snitt 2 - Kårøydalen Alternativ 1 og 2 Snitt 3 Vinje - Vinjeøra Alternativ 1 og 2 Snitt 4 Vinjefjorden Alternativ 1 Snitt 5 Leite / Eidsfossen Alternativ 1 Snitt 6 Eidsfoss - Lenes Alternativ 1 Snitt 7 Lenes - Stølan Alternativ 1 Snitt 8 Stølan - Bjørkelistranda Alternativ 1 Snitt 9 Bjørkelistranda - Hemne Trafostasjon Alternativ 1 Snitt 10 Hemne Trafostasjon Alternativ 2 Ny transformatorstasjon i Vinjeøra Alternativ 3 Ny forbindelse Hemne TS Fjelna kraftverk BELASTNINGSDATA BENYTTET IMPEDANSBIBLIOTEK TEKØK DEL 1 SKISSE NY NETTSTRUKTUR TILKNYTNING AV SMÅKRAFTVERK DEL 2 OVERSIKT FLASKEHALSER OG FORSTERKNINGSLØSNINGER MØTEREFERAT Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

6 1 INNLEDNING Hemne Kraftlag har områdekonsesjon for distribusjonsnettet i kommunene Hemne og Snillfjord. Distribusjonsnettet forsynes av TrønderEnergi sitt regionalnett gjennom transformatorstasjonene Snillfjord, Malnes og Hemne [5]. Dette dokumentet omhandler to hovedtema og er organisert i to hoveddeler, knyttet til henholdsvis driftsutfordringer og avbøtende tiltak for eksisterende produksjon (Del 1) og håndtering av ny småkraft (Del 2). Figur Skissering av trafostasjoner knyttet til distribusjonsnettet til Hemne Kraftlag 1.1 Del 1 Kvernstad Kraft Under Malnes transformatorstasjon er det i dag utfordringer knyttet til eksisterende produksjon (Kvernstad kraft). Det er planlagt avbøtende tiltak i form av en ny forbindelse fra 1510 Kvernstad til 1450 Mjønesaunet. Mjønesaunet skal kobles mot Snillfjord transformatorstasjon. I denne forbindelse skal det vurderes - samfunnsøkonomisk optimalt tverrsnitt - konsekvens av tiltak med hensyn på eksisterende driftsutfordringer Kvernstad Kraft behandles i Del 1 (kapittel 3). Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

7 1.2 Del 2 Ny småkraft under Hemne trafostasjon Det foreligger betydelige planer for utbygging av småkraft i distribusjonsnettet til Hemne Kraftlag, spesielt under Hemne trafostasjon. Oppdragsgiver har foretatt et selektivt utvalg av de prosjekter forventes å bli realisert. Full utbygging av forventet realiserte småkraftprosjekter vil innebære en økt produksjonskapasitet på avgangen Hemne 2 på om lag 17,6 MW, mens eksisterende planer under Hemne 1 utgjør 3,7 MW, totalt 21,3 MW. Det foreligger ingen planer for ny småkraft tilknyttet avgangen Hemne 3. Det skal på bakgrunn av dette utføres nettanalyser for å - avdekke og sette opp aktuelle forsterkningstiltak i 22 kv-nettet (Hemne 2), inkludert samfunnsøkonomisk vurdering, i forbindelse med småkraftutbyggingen. - fastsette reguleringsområde for reaktiv produksjon i kraftverkene (cos φ) i forhold til dimensjonerende driftssituasjoner. Ny produksjon tilknyttet Hemne transformatorstasjon, avgangene Hemne 1 og Hemne 2, behandles i Del 2 (kapittel 4). Rapporten er oppdatert (mai 2011) for å belyse et tredje forsterkningsalternativ for tilknytning av ny småkraft på avgang Hemne 2. Dette er utført på bakgrunn av momenter fremkommet i møte med TrønderEnergi Nett [10]. Referat gjengitt i vedlegg Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

8 2 FORUTSETNINGER OG KRAV 2.1 Nettmodeller Nettmodellene for distribusjonsnettet under transformatorstasjonene Hemne, Malnes og Snillfjord benyttet i studien er utarbeidet av TekØk AS og overlevert i et format kompatibelt med beregningsprogrammet Power System Simulator for Engineers fra PTI / Siemens (PSS/E). PSS/E er et allsidig verktøy for både stasjonære og dynamiske nettanalyser. Nettmodellene ble mottatt inkludert enlinjeskjema, forbruksoversikt per trafoavgang, generatoroversikt og impedansoversikt. Kvalitetssjekk av nettmodellen avdekket mangler i form av ikke representerte lastpunkter. Oppdatert modell ble mottatt der det ble kommentert at impedans for linjer av type Fe 70 og Fe 80, samt sjøkabler er usikre. Det er foretatt en skjønnsmessig vurdering, men i mangel av dokumentasjon er ingen endringer foretatt. For eksisterende og planlagte småkraftverk er nettmodellene oppdatert med tilknytningslinjer/-kabler, statisk kompensering og generatortransformator modellert etter tilgjengelig informasjon fra oppdragsiver eller typiske verdier, oppsummert i vedlegg 7.3. Forbruket er tilpasset tunglast og lettlast i henhold til forbruksoversikt mottatt fra TEKØK, vedlegg 7.6. Malnes trafostasjon: Kvernstad Kraft er eneste produksjonsenhet tilknyttet Malnes trafostasjon og planer for ytterligere småkraft er ikke kjent. Nettmodellen benyttes i Del 1 for å identifisere eksisterende utfordringer med hensyn på spenningsstigning og reaktiv kompensering ved høy produksjon. Malnes trafostasjon er tilknyttet 66 kv-linjen mellom Snillfjord og Fillan og trinnkobler er satt til å holde 22,0 kv på lavspentsiden. Overføringskapasitet er oppgitt til 7,5 MVA.[9] Følgende endringer er utført i mottatt nettmodell for MT: - Kvernstad Kraft er modellert i henhold til tilgjengelige tekniske data - Nettet syd for Åstfjorden frakoblet og overført til nettmodell for Snillfjord trafostasjon. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

9 Snillfjord trafostasjon (ST): Det er i dag ingen produksjon tilknyttet Snillfjord trafostasjon. Det foreligger imidlertid planer om tre nye småkraftverk med samlet produksjonskapasitet på 6,2 MW. Nettmodellen er benyttet i Del 1 for å vurdere konsekvensen av et planlagt tiltak for å bedre driftsforholdene for Kvernstad Kraft, som i dag ligger under Malnes trafostasjon. Tiltaket innebærer at 22 kv-nettet syd for Åstfjorden kobles mot Snillfjord. Dette er nærmere beskrevet i Del 1, kapittel kv-nettet i Snillfjord er tilknyttet regionalnettet gjennom en treviklingstrafo 132/66/22 kv og en 22/22 kv-regulertrafo med setspenning 22,3 kv. Maksimal overføringskapasitet til overliggende nett er begrenset til 5 MVA. [9] Følgende endringer er utført i mottatt nettmodell for Snillfjord trafostasjon: - Import av 22 kv-nettet syd for Åstfjorden, tidligere under Malnes trafostasjon. - Planlagt forbindelse, kabel og linje, mellom 1510 Kvernstad og 1450 Mjønesaunet lagt til modellen. Hemne trafostasjon (HT): Eksisterende produksjonskapasitet med Haukvik og Eidefossen kraftverk utgjør om lag 3,2 MW installert effekt. Forventede realiserte småkraftprosjekter utgjør totalt 21,3 MW. Hemne trafostasjon har en kapasitet på 15 MVA og er tilknyttet en 132 kv-linje fra Snillfjord. Fra 132 kv-samleskinnen går en linje videre mot Trollheim transformatorstasjon i Rindal mens en linje går til Holla Smelteverk (Fesil). Trinnkobler er satt til å holde 22,0 kv på lavspentsiden. Nettmodellen er benyttet i Del 2. Følgende endringer er utført i mottatt nettmodell for Hemne trafostasjon: - Småkraftverk, nye og eksisterende, er modellert i henhold til tilgjengelige tekniske data. Se vedlegg 7.3 for oppsummerte tekniske data. - Ulike løsninger for forsterkning av nettet i forbindelse med ny småkraft er vurdert. Det er primært sett på 1. utbedring/kapasitetsutvidelse av eksisterende 22 kv-forbindelser. 2. etablering av ny transformatorstasjon. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

10 2.2 Forbruksutvikling Forbruket i mottatte nettmodeller, mottatt fra TekØk, er referert til et ukjent tidspunkt. Maksimalt og minimalt forbruk er imidlertid oppgitt per trafoavgang, gjengitt i vedlegg 7.6. For beregning av ekstremspenninger og spenningsvariasjon i nettet er forbruket globalt skalert til høy- og lavlastsituasjon i forhold til dette. Det er ikke opplyst om fremtidig endring av forbruk av betydelig karakter i området. Sett i forhold til generell forbruksutvikling i området ([5], [6] og [7]) kan det forventes noe økning. For å begrense arbeidet er det i denne omgang ikke tatt hensyn til forbruksutviklingen i området. I vedlegg 7.4 og er det imidlertid utført en sensitivitetsanalyse for å avdekke den faktiske konsekvensen av forbruksendring med hensyn på kapitaliserte tap. Konklusjonen er at forbruksendring er av marginal betydning i forhold til den brukstid for tap som legges til grunn i beregningene. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

11 2.3 Spenningsforhold Dimensjonerende last- og produksjonstilstander Utfordringene med produksjon tilknyttet i utkanten av distribusjonsnett er ofte knyttet mot introduksjon av en toveis effektflyt, spenningsstigning, spenningssprang og tiltagende spenningsvariasjon avhengig av last og produksjonssituasjon. Spenningsforholdene over året er særlig karakterisert av to særtilfeller av belastningsgrad og produksjonssituasjon som benyttes i vurderingen. LLHP I perioder med lav belastning (LL) og høy produksjon (HP) vil spenningen ute på radialer med produksjon kunne bli spesielt høy. Produksjonsenhetene kjører gjerne undermagnetisert for å redusere spenningsstigningen. Tilstanden er dimensjonerende for vurdering av maksimal spenningsstigning, krav til reaktiv ytelse skal benyttes i transiente stabilitetssimuleringer. HLLP I perioder med høy belastning (HL) og lav produksjon (LP) vil spenningsstøtten ute i nettet være lav. Dersom produksjonsenhetene ute i nettet er utkoblet vil det være et spenningsfall fra overliggende nett ut til forbrukerne. Tilstanden er definerende for laveste spenning i nettet Spenningskriterium De stasjonære beregningene utføres for å vurdere spenningene i nettet mot generatorkapasitet og spenningskrav. De krav som legges til grunn skal sikre at tilfredsstillende leveringskvalitet overholdes ovenfor kundene. Nettmodellene som benyttes inneholder kun 22 kv-nettet, slik at de krav som stilles i forhold til spenning hos sluttbruker i lavspentnettet må overføres til høyere spenningsnivå. I samråd med oppdragsgiver er det tatt utgangspunkt i de tekniske retningslinjer for tilknytning av småkraft, utarbeidet av SINTEF [2]. Det anbefales her at spenningen hos sluttbruker skal holdes innenfor et intervall tilsvarende 6,5 % / + 8,0 % av merkespenning i lavspentnettet, målt over ett minutt. Dette kravet er skjerpende i forhold til FoL (Forskrift om Leveringskvalitet) som setter krav ± 10 % av merkespenning. For vurderinger i 22 kv-nettet legges det til grunn et tillatt spenningsintervall som angitt i [2], 6,5 % / + 8,0 % referert til 22 kv, kan overføres til høyspentsiden av alle nettstasjoner. Tillatte spenninger i distribusjonsnettet er da fra 20,57 kv til 23,76 kv med maksimal variasjon på 14,5 % eller 3,19 kv. Det forutsettes at spenningsintervallet angitt i [2] dekker usikkerheten med hensyn på leveringskvalitet hos sluttbruker og legges derved til grunn for videre vurderinger. Avhengig av utstrekning og utforming av lavspentnettet kan det imidlertid være nødvendig å sette strengere krav. Det ligger imidlertid utenfor dette prosjektets rammer å vurdere dette. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

12 Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

13 2.4 Termisk kapasitet Vurderinger med hensyn på termisk kapasitet er begrenset til kontroll av at angitte verdier for maksimal belastning i nettmodellen ikke overskrides. Der overlast identifiseres foreslås avbøtende tiltak som om nødvendig inngår i videre analysegrunnlag. Oppdragsgiver har opplyst at ingen linje-/kabelseksjoner har redusert overføringskapasitet som følge av forlegningsforhold etc. For linjer og kabler som legges til i forbindelse med nødvendige tiltak og ved tilknytning av nye produksjonsenheter, er det tatt utgangspunkt i tekniske data og forutsetninger gitt i Planboken [8]. 2.5 Tap og marginaltap Tap og marginaltap er beregnet referert til 22 kv-nettet og frem til generatorklemmene. Beregningene er utført i en lavlastsituasjon med høy produksjon. Marginaltap er beregnet for hver produksjonsenhet i en lettlastsituasjon med maksimal produksjon for opplasting av siste 10 kw til P maks. Resultatene fra marginaltapsberegningene er et anslag på hvor stor andel av produksjonsøkning som i verste tilfelle forsvinner i tap. 2.6 Investeringskostnader og teknisk-økonomisk optimale løsninger Benyttede investeringskostnader er primært hentet fra kostnadskatalog tilhørende Planboken [8] og er underlagt derunder gjeldende forutsetninger. For komponenter som ikke er dekket i tilgjengelig grunnlag er investeringskostnadene basert på ekstrapolering og erfaringsverdier. Benyttede investeringskostnader knyttet til jordkabler er erfaringsmessig justert opp 20 %. Kostnadsgrunnlaget er gjengitt i vedlegg 7.1. Der behov for forsterkningstiltak er identifisert er det utført en teknisk-økonomisk vurdering. Grunnlaget for denne er oppsummert i vedlegg 7.2. Vurderingen innebærer en tallfestning av totalkostnaden for tiltaket over hele analyseperioden, det den løsning med laveste totalkostnad betraktes som optimal løsning. Totalkostnaden er da summen av: - Investeringskostnad - Nåverdi / kapitaliserte tap i analyseperioden gitt av belastning og brukstid tap - Nåverdi / kapitaliserte drifts- og vedlikeholdskostnader 2.7 Tapenes brukstid Kapitaliserte tapskostnader inngår i en kostnadssammenlikning av ulike utbyggings- og forsterkningsalternativer. En sentral parameter er tapenes brukstid. For alminnelig forbruk benyttes ofte timer per år. Med betydelig kraftproduksjon i forhold til lokalt forbruk, kan tapene i nettet i større grad være påvirket av produksjonen enn forbruket. Typisk brukstid for elvekraftverk (typisk småkraftverk) er i området timer [Enova]. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

14 kwh Nettanalyse II for Hemne Kraftlag Oppdragsgiver har tilgjengeliggjort produksjonsdata for enkelte eksisterende kraftverkt for vurdering av faktisk brukstid over året i deres område. Tabell Gjennomsnittelig brukstid 2009 for eksisterende kraftverk under Hemne trafostasjon Kraftverk Pmaks [kw] [GWh] (2009) Brukstid [timer] Kvernstad kraft , Haukvik kraft , Hagaelva kraft 845 1, Når brukstid for produksjonsenheter skal sammenliknes med brukstid for tap må det tas hensyn til sammenlagringseffekten, dvs. sannsynligheten for at flere produksjonsenheter tilknyttet samme linje produserer samtidig. I Figur er månedlig produksjon for kraftverkene i Tabell gjengitt Årsproduksjon 2009 Figur Produksjon gjennom 2009 for Kvernstad(rød), Haukvik(blå) og Hagaelva(grønn) Småkraftverk er som regel elvekraftverk med begrenset evne til å regulere produksjonen. Innenfor et geografisk begrenset område kan det forventes relativt lik variasjon i vannføring og derav produksjonsmønster. Produksjonsseriene gjengitt i Figur viser at sannsynligheten for høy produksjon for flere produksjonsenheter samtidig er sannsynelig, noe som antyder lav sammenlagringseffekt. Forøvrig er normal produksjonsprofil for elvekraftverk gjerne motsatt av profilen for forbruket. Dette bekreftes kun delvis av Figur, med bl.a. lav produksjon i november/desember. Dersom tapsbrukstid for forbruk ( timer) legges til grunn i beregningene vil kapitaliserte tapskostnader være optimistiske og kunne lede til underdimensjonering sett i forhold til totalkostnadene sett over en økonomisk levetid ved utskiftning av linjer/kabler. Det legges derfor vekt på en tapsbrukstid i størrelsesorden timer i beregningene. 1 P.d. redusert maksimalproduksjon grunnet nettmessige forhold. Installert effekt ca. 2,7 MW 2 Kun levert energi til Hemne KL, ekskl. egne kunder (Haukvik Smolt etc.) 3 Ekskl. egne kunder Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

15 3 DEL 1 KVERNSTAD KRAFT 3.1 Innledning Kvernstad Kraft er tilknyttet Malnes Trafostasjon på avgang Åstfjorden. Delingspunkt mot Snillfjord Trafostasjon ligger øst for 1450 Mjønesaunet. Tilknytningspunktet (1510 Kvernstad) ligger om lag 14 km ute på avgangen. Forbindelsen består hovedsaklig av linjer av typen FeAl 16 og FeAl 25 med byggeår rundt To linjeseksjoner består av henholdsvis Fe 50 (ca. 0,5 km) og Fe 70 (1,2 km). Kvernstad Kraft har en produksjonskapasitet på ca. 2,7 MW. Driftserfaringene viser hyppige utkoblinger grunnet den reaktive kompenseringen som er nødvendig for å dempe spenningsstigningen i nettet. Utfordringene har vært undersøkt i [1] og det er konkludert med at spenningsstigningen ved høy produksjon kombinert med trinnkobling i overliggende nett er årsak til hyppige utkoblinger. Det er oppgitt en maksimal reaktiv kompensering tilsvarende -1,6 MVAr (underkompensering) for Kvernstad Kraft før vern løser ut. En midlertidig løsning har vært å sette maksimal produksjon lik 2,4 MW og setspenning for spenningsregulatoren til 1,045 pu. referert til generatorklemmene (1,045 kv). På tross av dette tiltaket er uplanlagte stans av Kvernstad Kraft rapportert. Det er ikke planlagt ny produksjon under Malnes Trafostasjon. 9,9 km Ny luftlinje SK Slørdalen Åstfjorden 4,1 km Nye kabler Figur Malnes og Snillfjord Trafostasjon, Kvernstad Kraft i dag Delingspunkt mellom Malnes Trafostasjon og Snillfjord Trafostasjon (1645 Slørdalen) ligger i dag øst for Mjønesaunet og ilandføringssted for sjøkabelen (SK5609) som krysser Åstfjorden, se Figur. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

16 3.2 Planlagt tiltak Det er planlagt en ny forbindelse fra 1510 Kvernstad i østlig retning frem til 1450 Mjønesaunet for å styrke forbindelsen til Kvernstad Kraft. Forbindelsen skal samlet bestå av om lag m luftlinje og 1020 m jordkabel og innebærer at forsyningsområdet sør for Åstfjorden legges under Snillfjord Trafostasjon. Dagens delingspunkt (Slørdal) flyttes til Storvikhalsen (1448 Storvikhalsen). Forbindelsen fra Kvernstad Kraft til Snillfjord Trafostasjon vil bli ca. 14,9 km, stort sett bestående av FeAl 25 og FeAl 50. Forbindelsen fremstår derfor sterkere sammenliknet med dagens nett mot Malnes. I 2009 ble det lagt jordkabel (650 m TSLE 3x1x95 AL) fra 1448 Storvikhalsen frem til 1450 Mjønesaunet. Ny jordkabel kommer som forlengelse av denne (stiplet blå linje) vestover mot ny luftlinje (heltrukket blå) som vist i Figur. Dette innebærer at området sør for Åstfjorden, som inntegnet i Figur, forsynes gjennom 1450 Mjønesaunet og 1510 Kvernstad. Tiltaket er skissert i enlinjeskjema, vedlegg Storvikhalsen Ny luftlinje 4,62 km Åstfjorden Nye kabler 10,3 km Figur Malnes og Snillfjord Trafostasjon, Kvernstad Kraft (2) Tiltaket gir mulighet til å sanere eksisterende fjordspenn (1,2 km Fe 70) over Åstfjorden. Fjordspennet er oppgitt med byggeår 1961 og har i følge oppdragsgiver hyppig feil. Tiltakets alternative kostnad vil derfor kunne være en rehabilitering av fjordspennet eller etablere en sjøkabelforbindelse, det ligger imidlertid utenfor prosjektets rammer å vurdere kostnad eller nytteverdi av alternative tiltak. Eksisterende sjøkabel (521 m DKRA 3x50 AL) som krysser Åstfjorden nord for Mjønesaunet kan også tas ut av drift. Sjøkabelen er oppgitt med byggeår Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

17 3.3 Snillfjord Trafostasjon og ny småkraft Snillfjorden trafostasjon er lokalisert innerst i Snillfjorden og består av en treviklingstransformator (22/66/132 kv) og en 22/22 kv regulertrafo. Maksimal utveksling er 5 MVA og regulertrafoen har setspenning på 22,3 kv. Det er per i dag ingen produksjon under Snillfjord Trafostasjon, men det foreligger planer for totalt 6,6 MW småkraft. Øvre og Nedre Skårild Kraftstasjon er hver planlagt med 2 MW installert effekt. Kraftverkene er planlagt tilknyttet ytterst på avgang Hemne i delingspunkt mot Hemne Trafostasjon, henholdsvis 0120 MT Skårildelva og 0110 MT Skårild. Fagerdalen Kraftstasjon er planlagt med installert effekt på 2,2 MW med tilknytningspunkt ved LB 1665 Storvasshaugen på avgang Berg/Snilldal, markert i Figur som punkt 21. Med ny småkraft i tillegg til ny forbindelse til Kvernstad Kraft forventes en total produksjonskapasitet på om lag 8,9 MW under Snillfjord Trafostasjon. Det gjøres oppmerksom på at det med full utbygging av småkraft må gjøres tiltak for å utvide overføringskapasiteten mot overliggende nett. 3.4 Ny forbindelse Kvernstad Mjønesaunet Ny forbindelse fra Kvernstad til Mjønesaunet skal bestå av to kabelseksjoner og en luftlinje. På bakgrunn av vurderinger med hensyn på tapsbrukstid kontra produksjonen og forbruket i området, energipris og lastutvikling, anbefales at - Ca m luftlinje etableres med type FeAl 50 eller tilsvarende. - Ca m jordkabel fordelt på to seksjoner etableres med type TSLE 3x1x95 AL eller tilsvarende. Hovedbegrunnelsen er knyttet til forventet høy produksjon i eksisterende småkraftverk og en forventet energipris > 0,3 kr/kwh. Se forøvrig vedlegg 7.4. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

18 3.5 Beregninger Alle beregninger er utført i lettlast med stiv spenning tilsvarende 22,3 kv på lavspentsiden av Snillfjord Trafostasjon. Konsekvens av ny småkraft under Snillfjord er kun vurdert med hensyn på belastning av linjer/kabler på aktuell avgang for tilknytning av Kvernstad Kraft Overføringskapasitet avgang Berg/Snilldal Overføringskapasiteten på avgangen er i dag tilstrekkelig for overføring av Kvernstad Kraft til Snillfjord trafostasjon. Dersom Fagerdalen kraftverk tilknyttes avgangen med forventet kapasitet vil kabelseksjon K4401 Berg (TXSP 3x25 AL m) ut fra transformatorstasjonen utgjøre en flaskehals, gjengitt i Figur. I en lettlastsituasjon med full produksjon i begge kraftverk vil kabelen belastes tilsvarende % av termisk kapasitet avhengig av reaktiv kompensering i kraftverkene. Ved etablering av Fagerdalen kraftverk må det tas stilling til om overføringskapasiteten på 145 A er reell eller om evt. korreksjonsfaktorer, som f.eks. felles trasé med andre kabler eller rørforlegning, i praksis gir redusert overføringskapasitet. Med kun Kvernstad kraft er det for K4401 Berg beregnet en maksimal laststrøm i lettlast med full produksjon på 71,2 A, tilsvarende ca. 62 %. Figur Utdrag enlinjeskjema - K4401 Berg Forøvrig er det ikke funnet flaskehalser på avgangen Berg/Snilldal. I Figur er en skisse av nettet etter gjennomføring av tiltaket gjengitt i en lettlastsituasjon med full produksjon i Kvernstad og Fagerdalen. Kraftverkene er satt til å holde spenningen på generatorklemmene på henholdsvis 1,01 pu. og 1,0 pu. og driftes underkompensert med reaktiv belastning på henholdsvis ca. 1,47 MVAr og 1,14 MVAr. K4401 er belastet tilsvarende 114 %. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

19 Kvernstad K4401 Berg Fagerdalen Figur Linjebelastning under Snillfjord med Kvernstad kraft og Fagerdalen tilknyttet Berg/Snilldal. (Markørenes fargekode: Rød overlast, blått andel benyttet kapasitet, gult tilgjengelig kapasitet) Marginaltap Taps- og marginaltapsberegninger er utført uten eventuell ny småkraft tilknyttet Snillfjord Trafostasjon. Kun Kvernstad Kraft er inkludert. Beregningene er utført i lettlast. Tabell Tap og marginaltap for Kvenstad Kraft under Malnes og Snillfjord Marginaltap ved produksjon lik Tap i 22 kv-nettet ved produksjon lik 2400 kw 2700 kw [kw] % av prod. [kw] % av prod. Kvernstad tilknyttet 2400 kw 2700 kw Malnes Trafostasjon 19 % 22 % 183,1 7,6 244,2 9,0 Snillfjord Trafostasjon - 9 % - 150,0 5,6 En klar positiv konsekvens av tiltaket er betydelig reduserte tap. Tapene ved full produksjon under Snillfjord trafostasjon utgjør om lag 60 % mot tilsvarende situasjon i med dagens nett. Marginaltapene reduseres tilsvarende med tilnærmet 60 % for Kvernstad Kraft. I en situasjon uten produksjon er det funnet at de samlede tapene under Malnes og Snillfjord trafostasjon reduseres med om lag 8,5 % i lettlast, se Tabell. Tabell Tap under Snillfjord og Malnes trafostasjon i lettlast uten produksjon Tap i 22 kv-nettet uten produksjon før tiltak [kw] etter tiltak [kw] Malnes Trafostasjon 1,05 0,17 Snillfjord Trafostasjon 2,24 2,84 Sum 3,29 3,01 Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

20 Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

21 U [ kv] Q [MVAr] Nettanalyse II for Hemne Kraftlag Spenningsforhold Kvernstad Kraft Det er utført beregninger for å kartlegge spenningsforhold og forventet reaktiv belastning av Kvernstad kraft. I Figur og Figur er resultatene for spenning i tilknytningspunkt og reaktiv belastning gjengitt som funksjon av setspenning for spenningsregulator. Spenningsregulatorens regulerpunkt er generatorklemmene. 0 0,99-0,2 1,00 1,01 1,02 1,03 1,04 1,05-0,4-0,6-0,8-1 -1,2 Reaktiv belastning Kvernstad under Snillfjord Reaktiv belastning Kvernstad under Malnes -1,4-1,6-1,8 Uref [pu] Figur Reaktiv belastning av Kvernstad Kraft tilknyttet (blå) Snillfjord og (rød) Malnes trafostasjon. I forhold til dagens drift under Malnes Trafostasjon er spenningsstigningen i tilknytningspunktet under produksjon betydelig lavere. Med Kvernstad Kraft tilknyttet Snillfjord vil det, med spenningsregulator fortsatt innstilt på 1,045 pu, øves en reaktiv kompensering på om lag 0,2 MVAr mot tidligere -1,1 MVAr. 23,6 23,4 23, ,8 22,6 22,4 22, ,8 21,6 0,99 1,00 1,01 1,02 1,03 1,04 1,05 Uref [pu] Spenning TP Kvernstad under Snillfjord - LLHP Spenning TP Kvernstad under Malnes - LLHP Spenning TP Kvernstad under Snillfjord - HLLP Spenning TP Kvernstad under Malnes - HLLP Figur Spenning i tilknytningspunkt for Kvernstad Kraft tilknyttet Snillfjord og Malnes trafostasjon med full produksjon i lettlast (LLHP), uten produksjon i tunglast (HLLP) Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

22 Spenningsvariasjon i tilknytningspunkt over året er for Kvernstad tilknyttet Malnes beregnet til 7,1 % eller 1,56 kv. Med gjennomført tiltak vil variasjonen reduseres til i størrelsesorden 3-4 % eller 0,65-0,9 kv for spenningsregulator innstilt mellom pu. 1,01 og 1,035 pu. Dette er en positiv konsekvens med hensyn på leveringskvalitet. Som vist i Figur kan det forventes redusert reaktiv belastning av Kvernstad kraft i normaldrift etter gjennomføring av tiltaket. Dette vil igjen medføre mindre sannsynlighet for utkoblinger grunnet spenningsvariasjoner i overliggende nett, som i [1] er påvist som årsak til dagens driftsutfordringer. En endelig konklusjon her fordrer imidlertid at analysegrunnlaget utvides til å inkludere overliggende nett. 3.6 Anbefalinger videre arbeid Foreliggende småkraftplaner og kapasitet i nettet: Det ligger utenfor rammene av dette prosjektet å vurdere forsterkningstiltak tilknyttet ytterligere ny småkraft under Snillfjord Trafostasjon. Det er imidlertid kjent kapasitetsbegrensninger mot overliggende nett (transformatorkapasitet 132/22 kv) samt enkelte linjeseksjoner som ligger nært transformatorstasjonen. Med Kvernstad Kraft tilknyttet Snillfjord Trafostasjon vil tilgjengelig trafokapasitet for ytterligere småkraftutbygging (6,2 MW) være knapt 3,4 MVA. Et oppgradert fjordspenn, eventuelt ny sjøkabel, over Åstfjorden sammen med utskiftning/fornying av eksisterende linjer (byggeår ca. 1957) kan gi tilnærmet samme nytteverdi som det planlagte tiltak med hensyn på utfordringene med Kvernstad Kraft. Eksisterende trafokapasitet i Snillfjord kan da være tilstrekkelig for tilknytning av de foreliggende småkraftplaner. Dette bør vurderes. Kvernstad Kraft: For å gi en endelig vurdering av konsekvens av tiltaket med hensyn på eksisterende driftsutfordringer for Kvernstad Kraft bør det vurderes å utføre tilleggsanalyser der også regionalnettet representeres. Spesielt bør den dynamiske responsen til Snillfjord trafostasjon representeres i forhold til de spenningsvariasjoner som er identifisert i [1]. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

23 4 DEL 2 NY PRODUKSJON UNDER HEMNE 1 OG Innledning/merknader Del 2 omfatter distribusjonsnettet under Hemne Trafostasjon og hvordan de foreliggende planer for småkraftutbygging kan håndteres og konsekvensen dette har for driften av nettet. Følgende skal vurderes: Kapasitet i nettet og behov for nettforsterkninger som følge av etablering av nye småkraftverk. Spenningsforhold og krav til reaktiv ytelse som må stilles til nye småkraftverk for å sikre tilfredsstillende leveringskvalitet. Marginaltap i 22 kv-nettet. Nye produksjonsenheter er lagt til nettmodellen under Hemne trafostasjon med hver sin transformator i kraftstasjonen mellom generatorspenning og 22 kv nettet, samt kabel/linje-forbindelse fra kraftstasjon til tilknytningspunktet (TP). I Figur er eksisterende og planlagte kraftverk skissert. Det forutsettes at tilknytningspunkter angitt i mottatt nettmodell er korrekte. Nærmere beskrivelse av tilknytningen for nye kraftverk er lagt til vedlegg 7.3. Det er ikke vurdert optimal løsning for selve nettilknytningen av nye kraftverk. Dette baserer seg på informasjon fra oppdragsgiver om forventet distanse og type forbindelse/tverrsnitt, slik at endelig løsning kan avvike 4. Ved beregning av nødvendige investeringskostnader er det ikke tatt hensyn til eventuell utskiftning av eksisterende brytere i nettet eller saneringskostnader. Behovet for utskiftning av brytere bør vurderes i forhold til kapasiteten for eksisterende komponenter, antall småkraftverk som realiseres og endelig nettkonfigurasjon, på bakgrunn av kortslutningsberegninger og endelig vurdering av maksimal laststrøm. Det kan være lønnsomt å oppgradere større andel av eksisterende nett enn hva som utløses av kapasitetsmessige begrensninger. Vurderinger av dette må gjøres i forhold til forventet levetid og belastning. 4 For Fjelna er det skjønnsmessig valgt å øke forventet tverrsnitt fra TSLF 3x1x95 til TSLF 3x1x150 AL Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

24 Figur Oversikt over planlagte og eksisterende småkraftverk under Hemne TS 4.2 Dagens status Eksisterende småkraft Eksisterende småkraft under Hemne trafostasjon utgjør totalt ca. 4,2 MW, fordelt på avgangene Hemne 1, 2 og 3 som angitt i Tabell. Tabell Produksjon under Hemne trafostasjon Avgang Kraftverk Installert kapasitet [MW] Hemne 1 Vuttudal microkraftverk 0,066 Hemne 2 Eidefossen kraftverk 0,4 Haukvik kraft 2,87 Hemne 3 Hagaelva kraftverk 0,845 Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

25 4.2.2 Forbruk Forbruket under Hemne trafostasjon utgjør totalt mellom 4,34 MW i lettlast og 11,23 MW i tunglast, fordelt på avgangene Hemne 1, 2 og 3 som angitt i Tabell. Tabell Forbruk under Hemne trafostasjon Avgang Forbruk [MW] Lettlast (LL) Tunglast (HL) Hemne 1 0,23 0,56 Hemne 2 1,45 3,65 Hemne 3 2,66 7, Tap Tapet beregnet for ulike driftssituasjoner er gjengitt i Tabell. I driftssituasjoner hvor eksisterende kraftverk er i drift (HP) er det forutsatt full produksjon ved cos(φ) = 1 for synkrongeneratorer, dvs. ukompensert. For Hagaelva forutsettes eksisterende kondensatorbatterier innkoblet. Tabell Tap under Hemne trafostasjon Driftssituasjon 5 LLLP HLHP LLHP HLLP Tap [kw] 26,5 159,2 107,0 181,8 Energi [GWh/år] 6 0,064 0,382 0,257 0,436 Nåverdi [kkr] Nåverdien av tapene sett over en periode på 30 år utgjør om lag 1,25 mill. kr, beregnet med utgangspunkt i driftssituasjon LLHP. Det er da lagt til grunn en energipris i perioden på 0,3 kr/kwh, tapsbrukstid på timer og rentesats 4,5 % p.a Spenningsforhold Spenningsforhold i 22 kv-nettet er vurdert for dimensjonerende driftssituasjoner. Spenningen i regionalnettet er variert tilsvarende % for å vurdere driftsforhold også under unormale forhold i overliggende nett. I Tabell er ekstremspenningen gjengitt for dimensjonerende driftstilstander i 22 kv-nettet og nominell spenning i regionalnettet. Tabell Høyeste og laveste spenning under Hemne trafostasjon dimensjonerende driftssituasjoner Node Driftssituasjon Avgang Spenning [pu.] Spenning [kv] 1742 HLLP Hemne 0, , MT LLHP Hemne 1, ,19 Tilknytningspunkt 5 LL/HL lettlast / høylast, LP/HP ingen produksjon / full produksjon 6 Gitt tapsbrukstid timer per år Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

26 HLLP 2 for Haukvik kraft Hemne 0, ,78 2 Spenningene i 22 kv-nettet er generelt funnet godt innenfor ± 6 % av merkespenning i 22 kv-nettet for dimensjonerende driftssituasjoner med dagens nett. Spenningsstigningen i situasjon LLHP, spesielt for Haukvik kraft, vil kunne være noe lavere i praksis gitt en viss reaktiv kompensering (undermagnetisert). For avgangene Hemne 1 og 3 er spenningsfall og spenningsstigning i 22 kv-nettet lavt. Eksisterende trinnkobler på transformatoren i Hemne trafostasjon er funnet dimensjonert til å kunne holde setspenningen på lavspentsiden av transformatoren for variasjon i driftsspenning i regionalnettet tilsvarende merkespenning ± 10 % Kapasitet i nettet Kapasiteten for eksisterende linjer og kabler er vurdert for dimensjonerende driftssituasjoner i 22 kv-nettet under Hemne trafostasjon. I Tabell er de mest belastede linjer/kabler gjengitt i for ulike driftssituasjoner. Tabell Mest belastede linjer/kabler under Hemne trafostasjon etter dimensjonerende driftssituasjoner Driftssituasjon Avgang Seksjon Bel.grad [%] Kommentar (byggeår) HLLP Hemne 3 K ,5 (2003) K ,8 (1984/1982) K ,9 (1982/1991) Hemne 2 SK ,3 Sjøkabel (1971) LLHP Hemne 2 K ,1 Kabel for tilknytning av Haukvik kraft (1987) Hemne 2 K ,3 Vinje Søvassdalen (1996) Det er ikke funnet noen linje- eller kabelseksjoner med fare for overlast med dagens drift av 22 kv-nettet under Hemne trafostasjon. 4.3 Behov for økt overføringskapasitet Hemne 1 Det maksimale forbruk under Hemne 1 i høylasttimen er angitt til 559 kw, om lag 5 % av forbruket under Hemne trafostasjon, mens det i lavlast er angitt 233 kw. Per i dag er det etablert et mikrokraftverk, Vuttudal Kraft, med produksjonskapasitet på totalt 66 kw. Tabell viser eksisterende og planlagte kraftverk tilknyttet Hemne 1. Tabell (P)lanlagte og (E)ksisterende kraftverk tilknyttet Hemne 1 Status Navn Ytelse Status Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

27 P Hollasæter 0,9 Under planlegging P Venna 2,8 Konsesjon innvilget E Vuttudal micro 0,066 3x22kW asynk. ukomp Ut fra Tabell vil aktuelle prosjekter utgjøre ny produksjonskapasitet på 3,7 MW. Dette er betydelig større enn dagens produksjon og om lag seks ganger forbruket i lavlast. Nettet består i hovedsak av eldre luftlinjer (1953) av type FeAl 35 og 70, samt noe nyere FeAl 25 ytterst mot eksisterende mikrokraftverk i Vuttudal. Mest belastede linje er funnet til L1003 (FeAl ) tilknyttet kabelbryter H1 (KB0411). Maksimal belastningsgrad er funnet til ca. 34 % tilsvarende en laststrøm på 98,3 A. Linjeseksjon L1004 knytter planlagte Hollasæter kraftverk mot Hemne trafostasjon. Se Figur. Forøvrig er ingen linje-/kabelseksjoner funnet med belastningsgrad større enn 30 %. Figur Hemne 1 - Mest belastede linje-/kabelseksjon Det er ikke funnet kapasitetsmessige begrensninger eller tekniske utfordringer under avgangen Hemne 1 i forbindelse med utbygging av ny småkraft. I sammenheng med utbyggingsplanene som foreligger under Hemne 2 kan imidlertid manglende transformatorkapasitet (66/22 kv) i Hemne Trafostasjon utløse et investeringsbehov. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

28 4.3.2 Hemne 2 Det maksimale forbruk i høylasttimen er angitt til 3,7 MW, om lag 33 % av forbruket under Hemne trafostasjon, mens det i lavlast er angitt til ca. 1,5 MW. Tabell viser eksisterende og planlagte kraftverk tilknyttet Hemne 2. Tabell (P)lanlagte og (E)ksisterende kraftverk tilknyttet Hemne 2. Status Navn Ytelse MW Status P Lenes Kr.v 1,5 Under planlegging E Eidefossen 0,4 P Rørobekken 0,3 Ikke aktuell P Ljøsåa 3,0 Under planlegging P Fjelna 7,1 Søknad under behandling P Kårholten 2,4 Under planlegging P Fjellbekken 2 Ikke aktuell P Storfossen 1,1 Konsesjon innvilget P Kårbekken 0,2 Ikke aktuell E Haukvik 2,75 Driftes med cos φ 1 Kan bli utvidet med 1 MW P Staursetelva 2,5 Under planlegging Oppdragsgiver har angitt hvilke prosjekter som ansees mest aktuelle og som skal inngå som en del av datagrunnlaget. Ut fra Tabell vil aktuelle prosjekter ved full utbygging utgjøre ny produksjonskapasitet på 17,6 MW, eksisterende produksjon er om lag 3,2 MW. Eksisterende Haukvik kraft vurderer en utvidelse av anlegget med ca. 1 MW. Total produksjon under Hemne 2 kan således utgjøre inntil 21,8 MW. Prosjekter som ikke er forventet realisert utgjør ytterligere 2,5 MW. Med storstilt utbygging av ny småkraft vil det oppstå overlast av transformatoren mot 132 kv-nettet, med en kapasitet på 15 MVA per i dag, samt store deler av forsyningslinjene på avgang Hemne 2. Avgang Hemne 2 er delt inn i ulike snitt for vurdering av behov for forsterkningstiltak jamfør Figur. Figur Inndeling snitt Hemne 2 Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

29 4.3.3 Vurderte forsterkningsalternativer Hemne 2 I samråd med oppdragsgiver er det valgt å vurdere tre ulike forsterkningsstrategier: Alternativ 1: Forsterkning av eksisterende 22 kv-forbindelse mellom trafostasjon og produksjonsområde, samt evt. utvidelse av transformatorkapasitet i Hemne trafostasjon. Alternativet omfatter Snitt Ved vurdering av transformatorkapasitet i Hemne Transformatorstasjon må nødvendigheten for tiltak sees i sammenheng med planlagt ny småkraft under Hemne 1. Alternativ 2: Ny transformatorstasjon lokalisert nærmere produksjonsområdet (Vinjeøra) og evt. forsterkning av 22 kv-forbindelser. Alternativet omfatter i tillegg forsterkninger i Snitt 1-4. Alternativ 3: Ny 22 kv linje fra Hemne trafostasjon til planlagte Fjelna kraftverk. Det bestemmes optimalt tverrsnitt. Behov for forsterkning i Snitt 1 10 som følge av øvrig småkraft er inkludert. Forsterkningsstrategiene er detaljert behandlet i vedlegg 7.5. Merknader: 1. Kostnader for sanering av eksisterende linjer/kabler der forsterkningstiltak må utføres er ikke inkludert i investeringskostnadene. 2. Ved beregning av anleggsbidrag må det tas hensyn til at kun kostnaden knyttet til fremskyndet reinvestering og merkostnaden som følge av en kapasitetsøkning kan legges til grunn. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

30 Investeringskonstnad [kkr] Nettanalyse II for Hemne Kraftlag Oppsummering Alternativ 1 På bakgrunn av vurderingene gjort i vedlegg 7.5 er det utarbeidet en oversikt over stipulerte investeringskostnader for full utbygging av aktuelle småkraftverk fordelt på de ulike snitt i Figur. I Tabell er det gitt kort beskrivelse av investeringsbehov og alternative investeringstiltak ved redusert utbygging. Detaljert oppsummering er gitt i vedlegg 7.10, inkludert informasjon om linjer som saneres ved de ulike tiltak Figur Stipulerte investeringskostnader under Hemne 2 fordelt på snitt Tabell Alternativ 1 - Kort beskrivelse av forsterkningstiltak og alternativer Snitt 1 - Etablering av Ljøsåa kraftverk utløser et investeringsbehov på ca. 700 kkr for å erstatte eksisterende Fe 18 linje med FeAl 50. Snitt 2 - Med kun Storfossen kraftverk utløses ingen investeringsbehov mht. overføringskapasitet. Ytterligere småkraft vil utelukkes. - Med kun Kårholt kraftverk utløses et investeringsbehov på ca. 640 kkr for å erstatte eksisterende Fe 18 linje med FeAl Etableres både Kårholt og Storfossen bør det benyttes FeAl 50 med stipulert investeringskostnad på 750 kkr. - Det foreligger planer for ytterligere produksjon tilknyttet Snitt 2 som kan forskyve optimal forsterkningsløsning og gi økte investeringskostnader. FeAl 50-løsningen vil imidlertid ikke utelukke ytterligere småkraftverk. Snitt 3 - Ingen forsterkningstiltak er funnet nødvendig med de aktuelle småkraftplaner. - Dersom endringer medfører økt installert produksjonskapasitet sammen med utvidelse av kapasiteten for Haukvik Kraft kan nettforsterkningsbehov utløses som innebærer utskiftning av eksisterende FeAl 50 til FeAl 240. Investeringskostnad beregnet til ca. 510 kkr. Snitt 4 - Med ny småkraft tilknyttet Snitt 2-3 på ca. 10 MW utløses et forsterkningsbehov som innebærer utskiftning av eksisterende FeAl 50 til FeAl 240, med forventet investeringskostnad ca kkr. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

31 - Med ny småkraft tilknyttet Snitt 2-3 lavere enn ca. 10 MW vil det ikke utløses forsterkningsbehov. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

32 Snitt 5 - Med ny småkraft tilknyttet Snitt 2-4 på ca. 10 MW utløses et forsterkningsbehov som innebærer utskiftning av eksisterende FeAl 50 til FeAl 240, med forventet investeringskostnad ca kkr. - Med ny småkraft tilknyttet Snitt 2-4 lavere enn ca. 10 MW vil det ikke utløses forsterkningsbehov. Snitt 6 - Som Snitt 5. Forventet investeringskostnad for ny FeAl 240 forventet til ca kkr. Snitt 7 - For full utbygging i Snitt 1-7 vil eksisterende FeAl 50 linjer og kabel av type TSLE 3x1x95 AL utgjøre flaskehalser. Stipulert investeringskostnad på kkr for ny FeAl 240 og TSLE 3x1x1000 AL. - Med redusert utbygging i Snitt 1-7 tilsvarende om lag MW kan mindre kabel være hensiktsmessig. For ny småkraft på 12,5 MW er kabel av type 3x1x630 optimalt. Stipulert investeringskostnad på kkr for ny FeAl 240 og TSLE 3x1x630 AL. - Med redusert utbygging i Snitt 1-7 tilsvarende 7,5-10 MW er kun eksisterende kabel begrensende. Stipulert investeringskostnad for ny TSLE 3x1x630 AL beregnet til ca. 313 kkr. - Med ny småkraft tilknyttet Snitt 1-7 inntil ca. 7,5 MW vil det ikke utløses forsterkningsbehov. Snitt 8 - For full utbygging under Hemne 2 utgjør eksisterende kabler av type TSLE/TXSE 3x1x240 AL flaskehalser. Stipulert investeringskostnad for TSLE 3x1x1000 AL utgjør om lag 400 kkr. - Eksisterende linjer av type FeAl 95 er vurdert tilstrekkelige for full utbygging under Hemne 2. Dersom småkraftverk som ikke inngår i analysen etableres i tillegg kan det måtte utføres forsterkningstiltak. Investeringskostnad for FeAl 240 i snitt 8 vil være i størrelsesorden kkr. - Med ny småkraft tilknyttet Snitt 1-8 lavere enn ca. 14 MW vil det ikke utløses forsterkningsbehov. Snitt 9 - For ny småkraft tilsvarende > 14 MW utløses et investeringsbehov tilsvarende kkr for utskiftning av sjøkabel og kabler av type TSLE/TXSE 3x1x240 AL. For jordkabler benyttes TSLE 3x1x1000 AL. - For ny småkraft tilsvarende MW utgjør kun sjøkabelen en flaskehals. Stipulert investeringskostnad på kkr. - Med ny småkraft tilknyttet Snitt 1-9 lavere enn ca. 10 MW vil det ikke utløses forsterkningsbehov. Snitt 10 - Kapasiteten i Hemne trafostasjon er en flaskehals ved betydelig småkraftutbygging under avgangene Hemne 1 og 2. Kapasitetsutvidelse utløses ved ny installert produksjonskapasitet på om lag 13 MW. - Med ny småkraft i størrelsesorden MW vil det være mulig å Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

33 Investeringskostnad [kkr] Nettanalyse II for Hemne Kraftlag håndtere kapasitetsutfordringene med forsert kjøling. Kostnad anslått til 300 kkr. - Ved mer enn 17 MW ny småkraft vil det utløses behov for ny transformator eller utskiftning av eksisterende. Det er tatt utgangspunkt i en ny transformator (10 MVA) i tillegg til eksisterende med forventet investeringskostnad i størrelsesorden kkr. - For samlet ny produksjon under Hemne trafostasjon < 13 MW utløses ikke investeringsbehov i snitt 10. Snitt 5 10 utgjør hovedandelen av investeringskostnadene ved full utbygging og er primært knyttet til eksisterende sjøkabel og utvidelse av transformatorkapasiteten i Hemne Trafostasjon. I Figur kan det observeres at betydelige investeringer i nettet utløses med om lag 10 MW ny småkraft under Hemne 2 i størrelsesorden kkr. Avhengig av realiserte prosjekter under Hemne 1 kommer utvidelse av trafokapasiteten som et tillegg på ca kkr ved mellom 13 og 17 MW ny småkraft på avgangen. For mellom 10 og 13 MW er det lagt til grunn økt kapasitet for transformator med forsert kjøling, anslått til om lag 300 kkr. Ved full utbygging vil nødvendige nettforsterkningstiltak være i størrelsesorden kkr i Snitt Ny produksjon i Snitt 1-4 utgjør en stipulert investeringskostnad på ca kkr (lagt til i Figur ved 17 MW ny småkraft på avgangen). Med full utbygging av småkraft under Hemne 2 vil totale nettinvesteringer være i størrelsesorden kkr. I Figur er de totale nettinvesteringer som utløses ved full småkraftetablering fordelt på hvert enkelt nye småkraftverk illustrert Installert effekt ny småkraft [MW] Alternativ 1 Full utbygging Alternativ 1 Ingen ny småkraft under Hemne 1 Figur Alternativ 1 - Investeringskostnader som funksjon av ny installert effekt Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

34 kkr Nettanalyse II for Hemne Kraftlag Snitt 10 Snitt 9 Snitt 8 Snitt 7 Snitt 6 Snitt 5 Snitt 4 Snitt 3 Figur Alternativ 1 - Investeringskostnad per kraftverk fordelt på installert kapasitet ved full utbygging Oppsummering Alternativ 2 Alternativ 2 innebærer etablering av en ny trafostasjon for å ta hånd om ny småkraft som er planlagt tilknyttet en del av 22 kv-nettet som i dag hører til avgangen Hemne 2. Det er valgt å ta utgangspunkt i å etablere ny trafostasjon i nærheten av Vinjeøra. 132 kv-linjen fra Hemne trafostasjon passerer området syd for eksisterende Eidsfossen kraftverk (1). Nytt delingspunkt er lagt mellom L2214 og L2400. Optimalt delingspunkt bør vurderes i en eventuell videre detaljstudie av tiltaket. Ny trafostasjon er inntegnet i Figur og Figur. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

35 132 kv -linje Ny trafostasjon Figur Alternativ 2 - Oversiktskart og småkraftverk Tabell Småkraftverk i Figur (Tilknyttet ny trafostasjon - ikke inkludert i analysene) Nr Navn Nr Navn 1 Eidsfossen 15 Storfossen 2 Haukvik Kraft 16 Fjellbekken 3 Hagaelva kraft 17 Kårholt(Anders Nilsen) 12 Lenes Kraft 18 Fjelna Kraft 13 Rørobekken 19 Staursetelva Kraft 14 Kårbekken 20 Ljøsåa kraftverk Nødvendige nettinvesteringer i Snitt 1-4 vil være identiske med alternativ 1 og er stipulert til om lag kkr. Det mest kostnadsdrivende tiltak vil være etableringen av ny trafostasjon, anslått til om lag kkr, se vedlegg 7.5. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

36 Storfossen Kårholt Staursetelva Haukvik Fjelna Ljøsåa Eidefossen Leneselva Hagaelva Hollasæter Venna Vuttudal kkr Nettanalyse II for Hemne Kraftlag Figur Skissering av alternativ 2 Den totale investeringskostnad for alternativ 2 utgjør ca. 25 mill. kr. I Figur kostnadene fordelt etter forutsatt installert produksjonskapasitet. er Ny trafo Vinjeøra Snitt 4 Snitt 3 Snitt 2 Snitt 1 Figur Alternativ 2 - Investeringskostnad per kraftverk fordelt på installert kapasitet ved full utbygging. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

37 Oppsummering Alternativ 3 Det etableres en ny avgang i Hemne trafostasjon som med en ny FeAl 70, parallelt med eksisterende 132 kv-linje, skal håndtere innmatingen fra planlagte Fjelna kraft ved Vinjeøra. 132 kv-linja og Fjelna kraftverk (markering nr. 18) er inntegnet i Figur og. Forbindelsen vil være ca. 16 km og vil kun håndtere innmatingen fra Fjelna Kraft. Anslått investeringskostnad utgjør kkr. For øvrig nett endres behov for tiltak i Snitt 3-9 i forhold til alternativ 1, som følge av at deler av ny produksjon flyttes. Ved full utbygging må det foretas kapasitetsøkning i Snitt 7 og 9, med investeringskostnad anslått til om lag kkr. Tiltak i Snitt 1, 2 og 10 er uendret i forhold til alternativ 1. Figur Skissering av alternativ 3 Den totale investeringskostnad for alternativ 3 utgjør om lag 34 mill.kr. I Figur er investeringskostnad fordelt på installert ytelse og tilknyttet avgang Ny linje til Fjelna Snitt 10 Snitt 9 Snitt 7 Snitt 2 Snitt 1 Figur Alternativ 3 - Investeringskostnad per kraftverk fordelt på installert kapasitet og tilknyttet avgang ved full utbygging. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

38 4.4 Tap Tapene i 22 kv-nettet er beregnet for alternativ 1 og alternativ 2 for to ulike driftssituasjoner, gjengitt i Tabell. Nye småkraftverk tilknyttet Hemne 2 er variert fra 8,6 MW (kun Fjelna og Lenes kraft), 11,1 MW (kun Fjelna, Lenes og Staursetelva) til full utbygging (17,6 MW) med tilhørende utløste nettforsterkningsbehov inkludert. Ny småkraft under Hemne 1 utgjør 3,7 MW. Tabell Tap under Hemne trafostasjon med nye småkraftverk under Hemne trafostasjon Alternativ 1 Tap [kw] i Alternativ 2 Tap [kw] i Alternativ 3 Tap [kw] i HLLP LLHP 7 HLLP LLHP HLLP LLHP Full utbygging Hemne 1 og 2 121,0 2241,1 112,5 801,7 128,6 2501,0 Redusert utbygging under 121,8 1176,2 112,5 486,9 143,4 1257,4 Hemne 2 (11,1 MW) Redusert utbygging under Hemne 2 (8,6 MW) 142,9 1563, I forhold til tapene i dagens nett vil tapene i høylast uten produksjon (HLLP ca. 180 kw) reduseres noe grunnet de forsterkningstiltak som er lagt til i modellen. I lavlast med full produksjon vil tapene økes betraktelig. For alternativ 1 i størrelsesorden og for alternativ 2 i størrelsesorden 5-8 ganger dagens tap i LLHP (ca. 107 kw). I alternativ 3 utgjør forholdet om lag ganger dagens situasjon. Alternativ 2, etablering av ny trafostasjon, innebærer en reduksjon av tapene i de utvalgte scenario på om lag 60 % kontra alternativ 1. I forhold til alternativ 3 er tapene nærmere 70 % lavere. Nåverdien av tapene for alternativ 1, 2 og 3 med full utbygging sett over en periode på 30 år utgjør henholdsvis om lag 26,3 mill. kr, 9,4 mill. kr og 29,3 mill. kr, beregnet med utgangspunkt i driftssituasjon LLHP. Det er da lagt til grunn en konservativ(lav) energipris i perioden på 0,3 kr/kwh, tapsbrukstid på timer og rentesats 4,5 % p.a. Med redusert småkraftutbygging tilsvarende 8,6 MW for alternativ 1 øker tapene i LLHP. Årsaken er at færre forsterkningstiltak er nødvendig å iverksette. Sett i forhold til redusert utbygging (11,1 MW) for alternativ 2 er tapene om lag 3 ganger større, tilsvarende en større årlig tapskostnad på ca. 0,78 mill. kr., som over en periode på 30 år utgjør 12,6 mill. kr. 7 Tapene avhenger av reaktiv belastning av småkraftverkene og kan derfor ikke anslås nøyaktig. Her beregnet for en driftssituasjon med alle produksjonsenheter satt til å holde spenningen i tilknytningspunktet lik spenningen i lettlast uten produksjon. Reaktiv ytelse begrenset til tan(φ) = + 0,48 / - 0,33 for alle synkronmaskiner. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

39 Mill. kr Nettanalyse II for Hemne Kraftlag 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 - Alt. 1 Full Alt. 2 Full utbygging utbygging Alt.3 Full utbygging Alt.1 Redusert utbygging (11 MW) Alt.2 Redusert utbygging (11 MW) Alt.3 Redusert utbygging (11 MW) Alt.1 Redusert utbygging (8.6 MW) Figur Kapitaliserte tapskostnader over 30 år for alternativ 1,2 og Spenning og krav til reaktiv ytelse Full utbygging Den maksimale spenningsvariasjon som vil oppstå i nettet er beregnet med bakgrunn i registrerte spenninger i tilknytningspunkt for produksjonsenhetene i høylast uten produksjon (HLLP- laveste spenninger) og lettlast med full produksjon (LLHP- høyeste spenninger). I Figur er spenningsvariasjonen beregnet med full utbygging (17,6 MW) og tilhørende forsterkningsløsning i henhold til alternativ 1, 2 og 3. To ulike produksjonstilstander er inkludert: - Case 0 med ren aktiv produksjon, cos(φ) = 1,0 - Case 2 med produksjonsenhetene med reguleringsevne (synkronmaskinene) i henhold til typisk anbefaling i de tekniske retningslinjer, cos(φ) = 0,9 kapasitivt og cos(φ) = 0,95 induktivt. Setspenning for spenningsregulatorene er satt til spenning i tilknytningspunkt i lettlast uten produksjon (LLLP). Den maksimale spenningsvariasjon er funnet for Ljøsåa kraftverk med 14,2 %, 9,6 % og 17,8 % referert til 22 kv for henholdsvis alternativ 1, 2 og 3 med ukompensert drift. Gitt en typisk evne til reaktiv kompensering (Case 2) reduseres spenningsvariasjonen til henholdsvis ca. 9 %, 8,1 % og 10,9 %. Noe redusert spenningsvariasjon oppnås for alternativ 2 (ny trafostasjon i Vinjeøra) i forhold til alternativ 1. Størst spenningsvariasjon er konsekvent identifisert for alternativ 3. For øvrige produksjonsenheter vil den maksimale spenningsvariasjon være i størrelsesorden 8 % av merkespenning for alternativ 1 med ukompensert drift (Kårholt, Storfossen og Staursetelva kraftverk). Med reaktiv kompensering (Case 2) er høyeste spenningsvariasjon for øvrige småkraftverk beregnet til ca. 3,3 %, 2,4 % og 5,8 % for Storfossen kraftverk for henholdsvis alternativ 1, 2 og 3. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

40 Eidefossen Fjelna Haukvik Hollasaeter Kårholten Leneselva Ljøsåa Staursetelva Storfossen Vennaelva Vuttudal Spenningsvariasjon [% av 22 kv] Nettanalyse II for Hemne Kraftlag 20,0 % 18,0 % 16,0 % 14,0 % 12,0 % 10,0 % 8,0 % 6,0 % 4,0 % 2,0 % 0,0 % Full utbygging Alternativ 1 - Case 0 Alternativ 1 - Case 2 Alternativ 2 - Case 0 Alternativ 2 - Case 2 Alternativ 3 - Case 0 Alternativ 3 - Case 2 Figur Spenningsvariasjon i tilknytningspunkt ved full utbygging referert til 22 kv-nettet I Figur illustreres høyeste beregnede spenninger i tilknytningspunkt for kraftverkene under Hemne trafostasjon (og under ny trafostasjon i Vinjeøra for alternativ 2). For Ljøsåa vil maksimal spenning i tilknytningspunkt være i overkant av 24 kv, over merkespenning og grenseverdien på 108 % av merkespenning, 23,76 kv. Dette gjelder både for alternativ 1, 2 og 3 og kan knyttes til lang tilknytningslinje (3 km TSLE 3x1x95 AL) og lang distanse (ca. 15 km) med svake linjer (primært FeAl 16). For øvrige småkraftverk er spenningen i tilknytningspunkt funnet innenfor grenseverdi. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

41 Spenning i TP [kv] Eidefossen Fjelna Hagaelva Haukvik Hollasaeter Kårholten Leneselva Ljøsåa Staursetelva Storfossen Vennaelva Vuttudal Spenning i TP [kv] Nettanalyse II for Hemne Kraftlag 25 24, , ,5 22 Case 2 Full utbygging Alternativ 1 Alternativ 2 Alternativ 3 Figur Høyeste spenning i tilknytningspunkt i lettlast med full produksjon (LLHP). Maksimal spenning på 23,76 kv indikert med rød linje. For Ljøsåa kraftverk er krav til maksimal spenning funnet utfordrende å overholde, også med økt evne til undermagnetisert drift, dvs. at kraftverket trekke reaktiv effekt fra nettet. Dette er undersøkt med cos(φ) = 0,85 induktivt for alternativ 1, med resultat at den maksimale spenning reduseres fra 24,14 kv til 23,84 kv for alternativ 1, se Figur. Undermagnetisert drift kan medføre stabilitetsutfordringer i nettet ved siden av å øke tapene i systemet. 24,2 24, ,9 23,8 23,7 23,6 Ljøsåa - cos(φ)=0.95 ind Ljøsåa - cos(φ)=0.85 ind Figur Alternativ 1 - Ljøsåa med økt evne til undermagnetisert drift Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

42 Spenning i TP [kv] Nettanalyse II for Hemne Kraftlag Avbøtende tiltak for å dempe spenningsstigningen ut til tilknytningspunkt for Ljøsåa kan være: 1. Redusert produksjonskapasitet (MW) 2. Redusert setspenning for spenningsregulator i Hemne trafostasjon - Kan blant annet medføre behov for ny innstilling av fordelingstransformatorer. 3. Oppgradering av nettet fra Vinjefjorden til Ljøsåa kraftverk - Investeringskostnader for oppgradering av ca. 15 km primært eksisterende FeAl 16 og Fe 85, etablert mellom 1956 og 1963, til FeAl 50 utgjør om lag kkr. I forhold til alder på eksisterende linjer bør tiltaket vurderes i forhold til fremtidig fornying. For alternativ 2 er forholdene for Ljøsåa kraftverk funnet tilsvarende med alternativ 1. Redusert setspenning for transformatoren her berører imidlertid et mindre område, slik at punkt 2, redusert setspenning for spenningsregulator i en eventuell ny trafostasjon nært Vinjeøra, kan være hensiktsmessig. For alternativ 1 er det sett på om reguleringsområdet for spenningsregulator i Hemne trafostasjon er tilstrekkelig med unormale spenningsforhold i regionalnettet. Som vist i Figur har spenningen i overliggende nett marginal betydning for distribusjonsnettet for langsomme variasjoner mellom 90 % %. 24, , ,5 22 RN-spenning 90 % RN-spenning 100 % RN-spenning 110 % 21,5 Figur Alternativ 1 - Spenning i tilknytningspunkt i LLHP for spenningen i regionalnettet mellom % For alternativ 2 og 3 er det ikke vurdert om langsomme variasjoner i overliggende nett har innvirkning på driftsforholdene i distribusjonsnettet. Dette bør imidlertid undersøkes i en prosjekteringsfase ved dimensjonering av transformatoren. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

43 Spenning i TP [kv] Nettanalyse II for Hemne Kraftlag Redusert utbygging Med redusert utbygging under ca. 10 MW under avgang Hemne 2 er det funnet lite behov for forsterkning av nettet. I forhold til en situasjon med full utbygging, der betydelige forsterkningstiltak må utføres, vil impedansen i nettet være betydelig større, noe som medfører økt spenningsstigning ved produksjon. På grunn av usikkerheten angående hvilke småkraftplaner som vil realiseres er det tatt utgangspunkt i to planlagte småkraftverk med gunstig beliggenhet i forhold til avstand (elektrisk og geografisk) fra Hemne trafostasjon. Dersom kun småkraftverkene Fjelna og Lenes bygges ut, med installert ytelse på totalt 8,6 MW, vil spenningsstigningen i lettlast med full produksjon øke i størrelsesorden 1 kv for småkraftverkene som ligger ytterst i nettet, Fjelna og Haukvik kraft, se Figur for sammenlikning med Full utbygging for alternativ 1. 23,8 23,6 23,4 23, ,8 22,6 22,4 22, ,8 Alternativ 1 Full utbygging Case 2 Alternativ 1 (8.6 MW H2) Case 2 Figur Spenning i tilknytningspunkt ved ulike utbyggingsscenario i lettlast med full produksjon (LLHP). Maksimal spenning på 23,76 kv indikert med rød linje. Differansen i spenningsstigning mellom de to utbyggingsscenario angitt i Figur skyldes forsterkningstiltakene som er lagt til grunn ved full utbygging (Snitt 4-10). Tilsvarende eller større spenningsstigning må forventes dersom produksjonskapasiteten lokaliseres lengre ut i distribusjonsnettet, slik at det må settes større krav til reaktiv kompenseringsevne (undermagnetisert) for nye småkraftverk. I ytterste konsekvens kan spenningsforholdene fordre redusert installert produksjonskapasitet, evt. utelukke tilknytning av ny småkraft lengre ute i nettet, som f.eks. Ljøsåa. Med ny trafostasjon i Vinjeøra, som foreslått i alternativ 2, vil avstanden til overliggende nett reduseres og behov for eventuelle tiltak i Snitt 4-10 på grunn av spenningsstigningen i nettet elimineres. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

44 Marginaltap [%] Nettanalyse II for Hemne Kraftlag 4.6 Marginaltapsberegninger under Hemne TS Det er utført marginaltapsberegninger for driftssituasjon Case 2, som beskrevet i kapittel Det er sett på full utbygging for alternativ 1, 2 og 3, samt redusert utbygging tilsvarende 8,6 MW under Hemne 2 for alternativ 1. Resultatene er gjengitt i Figur. 35,00% 30,00% 25,00% 20,00% 15,00% 10,00% 5,00% 0,00% Alternativ 1 - Full utbygging Alternativ 1 - Redusert utbygging (11.1 MW) Alternativ 2 - Full utbygging Alternativ 3 - Full utbygging Figur Marginaltap Hemne 1 og 2 For Hollasæter, Venna og Vuttudal kraft tilknyttet Hemne 1 er marginaltapene funnet lavere enn 10 % og påvirkes lite av forsterkningsstrategi på naboavgangen. For kraftverkene tilknyttet Hemne 2 kan det observeres en signifikant reduksjon for alternativ 2 kontra alternativ 1 ved full utbygging for alle kraftverk. Ljøsåa kraftverk har for alternativ 1 et marginaltap på om lag 30 % ved full utbygging mens det for Fjelna, Kårholten, Storfossen, Haukvik og Staursetelva ligger mellom 16,5 og 22 %. For alternativ 2 er dette redusert til ca. 17,8 % for Ljøsåa, mens øvrige ligger i området 1,5 8 %. Resultatene for alternativ 3 antyder en økning i forhold til alternativ 1 for samtlige kraftverk bortsett fra Eidefossen, Fjelna og Leneselva hvor det kan observeres en marginal reduksjon. I forhold til alternativ 2 er marginaltapene funnet betydelig høyere bortsett fra for Hollasæter, Vennaelva og Vuttudal hvor endringen er liten. Redusert utbygging i alternativ 1, representert med kun Fjelna og Lenes kraft som nye småkraftverk under Hemne 2, gir et noe økt marginaltap for kraftverkene lengst ute i nettet. For Fjelna og Haukvik er det beregnet til henholdsvis ca. 21 % og 23,6 %. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

45 5 OPPSUMMERING / KONKLUSJON Mottatte nettmodeller fra TEKØK i PSS/E-format er benyttet. Datagrunnlaget er kvalitetssjekket med stikkprøver på impedans for linjer og kabler samt belastninger i systemet. Første mottatte nettmodeller inneholdt feil og oppdatert beregningsgrunnlag mottatt 29.9 er benyttet. Eksisterende og planlagte kraftverk og transformatorer er modellert i henhold til tilgjengelig informasjon eller typiske parametre. Oversikt over småkraftverk ble mottatt 1.10 og data for eksisterende kraftverk ble mottatt Hensiktsmessige forsterkningsløsninger er vurdert på bakgrunn av kostnadsgrunnlaget i Planboken, supplert med erfaringsverdier. 5.1 Del 1 Kvernstad kraft under Snillfjord trafostasjon Det er beregnet teknisk-økonomisk optimalt tverrsnitt for ny linje (3.6 km) og to kabelseksjoner (totalt 1,02 km) som skal etableres mellom Kvernstad og Mjønesaunet i forbindelse med omlegging av distribusjonsnettet syd for Åstfjorden fra Malnes til Snillfjord trafostasjon. Det anbefales å benytte henholdsvis linje av type FeAl 50 og jordkabel av type TSLE 3x1x95 AL eller tilsvarende. Tiltaket skal utføres på bakgrunn av eksisterende driftsutfordringer for Kvernstad kraft som er knyttet til behov for betydelig reaktiv kompensering (undermagnetisert) som fører til ikke planlagte utkoblinger. Utfordringene er undersøkt i [1] og knyttes til spenningsvariasjoner i regionalnettet. Konsekvens av tiltaket er vurdert med hensyn på (1) overføringskapasitet under Snillfjord trafostasjon, (2) marginaltap og tap i 22 kvnettet og (3) driftsutfordringene. (1) Det er ingen begrensninger i overføringskapasitet under Snillfjord trafostasjon avgang Berg/Snilldal i forbindelse med tiltaket. Ved eventuell tilknytning av Fagerdalen småkraftverk kan det være behov for kapasitetsutvidelse på kabelseksjon K4401 Berg (TXSP 3x25 AL m). Transformatorkapasiteten (5 MVA) kan være begrensende for ytterligere småkraftverk under Snillfjord trafostasjon. Alternative løsninger bør vurderes. (2) En reduksjon av de marginale tapene på om lag 60 % oppnås for Kvernstad kraft som følge av tiltaket. Generelt er det funnet at de samlede tapene i 22 kv-nettet under Snillfjord og Malnes trafostasjon reduseres med 8,5 % i en lettlastsituasjon etter gjennomføring av tiltaket. Tabell Tap og marginaltap for Kvenstad Kraft under Malnes og Snillfjord Marginaltap Tap i 22 kv-nettet i LLHP Kvernstad tilknyttet [kw] % av prod. Malnes Trafostasjon 22 % 244,2 9,0 Snillfjord Trafostasjon 9 % 150,0 5,6 (3) Den reaktive kompensering (undermagnetisert) som må øves av Kvernstad kraft reduseres med om lag fra -1,1 MVAr til ca. -0,2 MVAr for samme setspenning for spenningsregulator (1,045 pu.) som under Malnes trafostasjon. Det medfører at reaktiv belastning i normaldrift reduseres og at sannsynligheten for at spenningsvariasjoner i overliggende nett medfører utkoblinger vurderes liten. En Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

46 endelig vurdering kan kun gjøres dersom regionalnettet i området er representert i analysegrunnlaget. 5.2 Del 2 Ny småkraft under Hemne trafostasjon Kapasitet i nettet og tapskostnader Det er ikke avdekket nødvendige forsterkningstiltak under avgang Hemne 1 som følge av forventet småkraftutbygging. Under avgang Hemne 2 foreligger planer for om lag 17,6 MW ny småkraft. Kapasitetsmessig vil dagens nett kunne håndtere ca. 10 MW ny småkraft. En nøyaktig grense kan ikke fastslås da plassering i nettet og den reaktive kompensering som må ytes for generatorene vil påvirke belastningen av linjer og kabler. Avgangen Hemne 2 er delt inn i 10 snitt der det kan oppstå overlast på eksisterende linjer med nye småkraftverk tilkoblet nettet. Det er videre sett på tre alternative forsterkningsløsninger: Alternativ 1 Forsterkning av eksisterende linjer og kabler. Alternativ 2 Ny transformatorstasjon nær Vinjeøra. Alternativ 3 Ny 24 kv linje parallelt med eksisterende 145 kv til planlagte Fjelna I Figur er stipulerte investeringskostnader for alternativ 1, 2 og 3 gjengitt som funksjon av ny installert småkraft for behov utløst i Snitt 5-10, samt hovedtiltak (ny trafostasjon/linje). Investeringskostnader i Snitt 1-4 er sensitive for hvilke småkraftverk som faktisk blir etablert. I alternativ 1 og 2 er disse stipulert til kkr. I alternativ 3 fjernes behovet i Snitt 3-4, med Fjelna kraft på egen avgang, og investeringskostnad i Snitt 1-4 er da anslått til kkr. Investeringskostnad i Snitt 1-4 er lagt til ved 17 MW ny småkraft i Figur. Totale investeringskostnader for alternativ 1, 2 og 3 stipulert til henholdsvis 31 mill. kr, 25 mill. kr og 34 mill.kr ved full utbygging. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

47 Investeringskostnad [kkr] Nettanalyse II for Hemne Kraftlag Alternativ 1 Full utbygging Alternativ 1 Ingen ny småkraft under Hemne 1 Alternativ 2 Full utbygging Alternativ 3 Full utbygging Installert effekt ny småkraft [MW] Figur Investeringskostnad for alternativ 1, 2 og 3 som funksjon av ny småkraft (Snitt 1-4 lagt til ved 17 MW ny småkraft) Ved å ta hensyn til tapskostnadene i nettet, som illustrert i Figur, fremkommer at totalkostnaden ved å forsterke eksisterende linjer og kabler (alternativ 1), eller etablering av egen produksjonsradial til Fjelna kraft (alternativ 3), er om lag 50 % større enn å etablere en ny trafostasjon (alternativ 2) ved full utbygging. Med redusert utbygging (8,6 MW) under Hemne 2 er tapskostnadene alene funnet til 18,3 mill. kr beregnet med energipris på 0,3 kr/kwh og tapsbrukstid på timer over en periode på 30 år. Dette er konservativt beregnet. Usikkerheten tatt i betraktning er det ikke usannsynlig at reduserte tapskostnader selv kan forsvare investeringskostnaden for ny trafostasjon også med redusert småkraftutbygging. Med redusert utbygging (11 MW) under Hemne 2 fremstår de vurderte alternativene tilnærmet identiske. For alternativ 2 og 3 utgjør investeringskostnader i snitt 5-10, samt henholdsvis ny linje og trafostasjon, sammen med kapitaliserte tap en økning på henholdsvis knapt 10 % og 5 % i forhold til alternativ 1. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

48 Mill. kr Mill. kr Nettanalyse II for Hemne Kraftlag 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 - Kapitaliserte tapskost. Forsterkningsbehov Alternativ 1: Snitt 5-10 Alternativ 2: Ny trafostasjon Alternativ 3: Ny linje & Snitt 5-10 Figur Stipulert totalkostnad eksklusive Snitt 1-4 for alternativ 1, 2 og 3. Kapitaliserte tapskostnader over 30 år basert på energipris 0,3 kr/kwh og brukstid tap 2400 timer. 70,00 60,00 Kapitaliserte tapskost. 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 Forsterkningsbehov Alternativ 1: Snitt 5-10 Alternativ 2: Ny trafostasjon Alternativ 3: Ny linje & Snitt 5-10 Forsterkningsbehov Snitt Alt. 1 Full utbygging Alt. 2 Full utbygging Alt.3 Full utbygging Figur Stipulert totalkostnad inklusive Snitt 1-4 for alternativ 1, 2 og 3. Kapitaliserte tapskostnader over 30 år basert på energipris 0,3 kr/kwh og brukstid tap 2400 timer. Investeringskostnadene og tekniske data er basert på Planleggingsboken (2010) [8] og supplert med erfaringsverdier. Usikkerheten ved benyttede kostnadsdata ansees relativt stor. Innefor rammene av dette prosjektet, der nødvendige nettforsterkninger skal identifiseres og hensiktsmessig løsning skal vurderes, er resultatene imidlertid tilstrekkelige til å indikere hensiktsmessig strategi dersom en stor del av småkraftplanene realiseres. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

49 5.2.2 Spenning og leveringskvalitet For planlagte nye småkraftverk under avgang Hemne 1 er det ikke funnet utfordringer knyttet til spenningsstigning og langsom spenningsvariasjon. Som minstekrav til reaktiv kompensering bør de generelle anbefalingene i [2] legges til grunn. Dette innebærer cos φ < 0,9 kapasitivt og cos φ < 0,95 induktivt. Under Hemne 2 er det funnet at spenningskravene vanskelig lar seg overholde for planlagte Ljøsåa kraftverk. Spesielt er det sett på spenningsstigningen i lettlast med full produksjon hvor krav til maksimal spenning på 108 % referert til 22 kv ikke tilfredsstilles med cos φ = 0,85 induktivt (undermagnetisert). Tiltak som foreslått i bør vurderes. For øvrige kraftverk er konklusjonen som for Hemne 1, at krav tilsvarende cos φ < 0,9 kapasitivt og cos φ < 0,95 induktivt bør fremmes. Dette gjelder under forutsetning av at identifiserte forsterkningstiltak gjennomføres. Med redusert utbygging under Hemne 2 (< 10 MW) er det funnet at dagens nett vil medføre betydelig spenningsstigning ved høy produksjon. For produksjonsenheter som skal tilknyttes i ytterkant av 22 kv-nettet bør det utføres mer detaljerte tilleggsanalyser, men en cos φ i området 0,85-0,90 induktivt kan være tilstrekkelig for å dempe spenningsstigningen Anbefalt løsning for å håndtere ny småkraft under Hemne 2 Alternativ 2, ny transformatorstasjon, fremstår som det klart beste alternativ for ny småkraft på totalt over 16 MW. Med redusert mengde ny småkraft fremstår alternativ 1, 2 og 3 tilnærmet likeverdige med hensyn på behov for investeringer og kapitaliserte tap. Driftsmessig oppnås med alternativ 2 reduserte langsomme spenningsvariasjoner og bedre mulighet for å justere setspenning på 22 kv-siden av transformatoren for å redusere den maksimale spenningen i perioder med høy produksjon. Tiltaket innebærer et nytt innmatingspunkt som kan gi reduserte avbruddskostnader og forenklet drift av nettet ved fornying. Det anbefales å gå videre med alternativ Forslag til videre arbeid - Optimalt delingspunkt mellom Hemne trafostasjon og ny trafostasjon bør lokaliseres og prosjekteres - Kapasitet for eksisterende effekt- og lastbrytere bør vurderes i forhold til fremtidig nettkonfigurasjon. - Det bør undersøkes nærmere hvilke tiltak som bør gjennomføres i forbindelse med planlagte Ljøsåa kraftverk for å bedre spenningsforholdene. - Det bør uvurderes maksimalt spenningssprang for nye produksjonsenheter og eventuelt utføres stabilitetsanalyser for nye småkraftverk. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

50 6 REFERANSER [1] Operating experiences and voltage control issues in distribution network with large scale integration of both wind and small-scale hydro power generation T. Toftevaag, T. Solvang v/sintef Energiforskning CIGRE 2010 [2] TR A Tekniske retningslinjer for tilknytning av produksjonsenheter, med maksimum aktiv effektproduksjon mindre enn 10 MW SINTEF, November [3] FIKS Funksjonskrav i kraftsystemet Statnett, 2008 [4] Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet, sist rettet i Lenke: [5] Lokal energiutredning 2007, Hemne Kommune Hemne Kraftlag BA [6] Lokal energiutredning 2007, Snillfjord Kommune Hemne Kraftlag BA [7] Regional kraftsystemutredning for Sør-Trøndelag, offentlig A. Sylte v/ Trondheim Energi Nett, T. Szabor v/trønderenergi Nett 2009 [8] Planleggingsbok for kraftnett, Sintef REN. [9] Telefon - Oddbjørn Vuttudal, :30 [10] Referat fra møte med TrønderEnergi Nett, [11] Melding om bygging av ny 24 kv linje Stormyr Hemne trafostasjon... Fra Hemne Kraftlag ; Til Hemne Kommune Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

51 7 VEDLEGG 7.1 Kostnadstabell Det benyttede kostnadsgrunnlag gjengitt i Tabell er referert til Planleggingsboken (2010) og derunder gjeldende forutsetninger der ikke annet er spesifisert. Alle priser er eksklusive avgifter og renter i byggetiden. Det er forutsatt at jordkabler forlegges i grøft med kostnadsnivå landsbygd. For kraftkabel er kostnadsgrunnlaget erfaringsmessig justert opp 20 % i forhold til Planleggingsboken. Tabell Kostnadsgrunnlag Objekt Type Kostnad Kraftkabel (justert) 24 kv TSLE 3x1x50 Al (justert) 24 kv TSLE 3x1x95 Al (justert) 24 kv TSLE 3x1x150 Al (justert) 24 kv TSLE 3x1x240 Al (antatt) 24 kv TSLE 3x1x400 Al (antatt) 24 kv TSLE 3x1x630 Al (antatt) 24 kv TSLE 3x1x800 Al (antatt) 24 kv TSLE 3x1x1000 Al (antatt) 24 kv TSLE 3x1x1200 Al (antatt) 24 kv TSLE 3x1x1600 Al (antatt) 24 kv TSLE 3x1x2000 Al (antatt) 24 kv Sjøkabel Kraftlinje Transformator Transformatorstasjon 557 kkr/km eks. rør 611 kkr/km eks. rør 648 kkr/km eks. rør 726 kkr/km eks. rør 804 kkr/km eks. rør 852 kkr/km eks. rør 960 kkr/km eks. rør kkr/km eks. rør kkr/km eks. rør kkr/km eks. rør kkr/km eks. rør kkr/km inkl. endeavslutn. Forutsatt middels vanskelig terreng 24 kv FeAl 25 6/1 456 kkr/km 24 kv FeAl 50 6/1 536 kkr/km 24 kv FeAl 70 6/1 582 kkr/km 24 kv FeAl 95 22/7 711 kkr/km (antatt) 24 kv FeAl /7 750 kkr/km (antatt) 24 kv FeAl /7 820 kkr/km (antatt) 24 kv FeAl /7 890 kkr/km (antatt) 24 kv FeAl /7 960 kkr/km Dobbel (2x) ledning 40 % tilleggskostnad 132 kv kkr / km 22 / 132 kv S n = 10 MVA kkr/stk 8 22 / 132 kv S n = 25 MVA kkr/stk 22 / 132 kv S n = 30 MVA kkr/stk Byggekostnad, montasje kkr/stk 9 8 Monteringskostnader, apparatanlegg osv. kommer i tillegg 9 Liten stasjon (<9 avganger) 22/132 kv Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

52 Brutto investeringskostnad [kkr/km] Brutto investeringskostnad [kkr/km] Nettanalyse II for Hemne Kraftlag Jordervervelse og div. Enbrytersystem 22 kv Enbrytersystem 132 kv Uforutsett kkr/stk 470 kkr/felt 2750 kkr/felt 20 % av øvrige kostnader Kostnadsekstrapolering jordkabel For jordkabler med dimensjoner som ikke er omhandlet i tilgjengelig kostnadsgrunnlag er det benyttet ekstrapolerte kostnadsverdier jamfør Figur for TSLE/TXSE 3x1x630 Al og større. Disse verdiene er merket antatt i Tabell Kostnadsgrunnlag Materiell, arbeid etc. Lederareal Grøftekostnad Investeringskostnad 0 TSLE/TXSE 3x1x Figur Kostnadsutvikling 24 kv enleder kraftkabel. Antatt for TSLE/TXSE 3x1x400 Al -> Kostnadsekstrapolering luftlinje For luftlinjer med dimensjoner som ikke er omhandlet i tilgjengelig kostnadsgrunnlag er det benyttet ekstrapolerte kostnadsverdier jamfør Figur for FeAl 120 og større. Disse verdiene er merket antatt i Tabell Kostnadsgrunnlag FeAl 25 FeAl 50 FeAl 70 FeAl 95 FeAl 120 FeAl 150 FeAl 185 FeAl 240 Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

53 Figur Kostnadsutvikling 24 kv kraftlinje. Antatt for FeAl 120 -> Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

54 7.2 Teknisk-økonomiske forutsetninger Tabell Teknisk-økonomiske forutsetninger, beregningsgrunnlag Økonomisk levetid: Luftlinje 30 År Jordkabel 40 År Transformator 50 År Energipris Variert (0,30) kkr/kwh (NVE) Brukstid tap Forbruk timer Prod.radialer Variert timer, der brukstid tap for alminnelig forbruk ikke er funnet dekkende Kalkulasjonsrente 4,5 % (NVE) Forbruksvekst 0,0 % årlig økning Drift og vedlikehold 1,5 % av anslått investeringskostnad (NVE) 7.3 Kraftverksdata Kjente parametre merket med Fet type. Snillfjord: Navn og tilknytningspunkt Nedre Skorild Kr.v (Under planlegging) Generatordata Transformator Tilknytningslinje/- kabel S n = 2,35 MVA S n = 2,35 MVA 200 m TSLF 3x1x95 AL P maks = 2,0 MW U p / U s = Cos(φ) = 0,85 22/0,69 kv U g = 0,690 kv e k = 6 % Synkronmaskin e k /e r = 10 Øvre Skorild Kr.v (Under planlegging) S n = 2,35 MVA P maks = 2,0 MW Cos(φ) = 0,85 U g = 0,690 kv Synkronmaskin S n = 2,35 MVA U p / U s = 22/0,69 kv e k = 6 % e k /e r = m TSLF 3x1x95 AL Fagerdalen Kr.V (Under planlegging) S n = 2,6 MVA P maks = 2,2 MW Cos(φ) = 0,85 U g = 0,690 kv Synkronmaskin S n = 2,6 MVA U p / U s = 22/0,69 kv e k = 6 % e k /e r = m TSLF 3x1x95 AL Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

55 Hemne 1: Navn og tilknytningspunkt Hollasæter kraft (Under planlegging) Generatordata Transformator Tilknytningslinje/- kabel S n = 1,06 MVA S n = 1,1 MVA 170 m FeAl 25 P maks = 0,9 MW U p / U s = 20 m TSLF 3x1x50 AL Cos(φ) = 0,85 22/0,69 kv U g = 0,690 kv e k = 6 % Synkronmaskin e k /e r = 10 Venna Kr.V (Konsesjon innvilget) S n = 3,1 MVA P maks = 2,8 MW Cos(φ) = 0,85 U g = 0,690 kv Synkronmaskin S n = 3,1 MVA U p / U s = 22/0,69 kv e k = 6 % e k /e r = m TSLE 3x1x95 Al Vuttudal (micro) (Eksisterende) S n = P maks = 0,066 MW Cos(φ) = U g = 0,4 kv 3 x asynkr.maskin S n = 0,1 MVA U p / U s = 22/0,4 kv e k = 6 % e k /e r = 10 Ukjent. Antatt lagt korrekt inn i mottatt nettmodell. Hemne 2: Navn og tilknytningspunkt Fjelna Kraft (Kons.søkn. under behandling) Generatordata Transformator Tilknytningslinje/- kabel S n = 8,35 MVA S n = 8,35 MVA 40 m TSLF 3x1x150 Al P maks = 7,1 MW U p / U s = Cos(φ) = 0,85 22/3,3 kv U g = 3,3 kv e k = 6 % Synkronmaskin e k /e r = 10 Storfossen Kr.V (Konsesjon innvilget) S n = 1,3 MVA P maks = 1,1 MW Cos(φ) = 0,85 U g = 0,690 kv Synkronmaskin S n = 1,3 MVA U p / U s = 22/0,69 kv e k = 6 % e k /e r = m TSLF 3x1x95 Al Kårholt Kr.V (Under planlegging) S n = 2,8 MVA P maks = 2,4 MW Cos(φ) = 0,85 U g = 0,690 kv Synkronmaskin S n = 2,8 MVA U p / U s = 22/0,69 kv e k = 6 % e k /e r = m TSLF 3x1x95 Al Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

56 Staursetelva Kr.V (Under planlegging) S n = 2,95 MVA P maks = 2,5 MW Cos(φ) = 0,85 U g = 0,690 kv Synkronmaskin S n = 2,95 MVA U p / U s = 22/0,69 kv e k = 6 % e k /e r = m TSLF 3x1x95 Al Lenes Kraft (Under planlegging) S n = 1,75 MVA P maks = 1.5 MW Cos(φ) = 0,85 U g = 0,690 kv Synkronmaskin S n = 1,75 MVA U p / U s = 22/0,69 kv e k = 6 % e k /e r = m TSLF 3x1x95 Al Ljøsåa Kr.V (Under planlegging) S n = 3,55 MVA P maks = 3,0 MW Cos(φ) = 0,85 U g = 0,690 kv Synkronmaskin S n = 3,55 MVA U p / U s = 22/0,69 kv e k = 6 % e k /e r = m TSLF 3x1x95 Al Eidsfossen Kr.V (I drift) S n = 0,5 MVA P maks = 0,4 MW Cos(φ) = 0,8 U g = 0,23 kv Synkronmaskin S n = 0,5 MVA U p / U s = 22/0,24 kv e k = 5,06 % e k /e r = 4,96 15 m FeAl 25 6/1 Haukvik Kraft (I drift) S n = 2,87 MVA P maks = 2,87 MW Cos(φ) = 0,84 U g = 0,23 kv Synkronmaskin (HPM) S n = 2,95 MVA U p / U s = 22/6,6 kv e k = 6,99 % e k /e r = 11,05 Ukjent. Antatt lagt korrekt inn i mottatt nettmodell. NB! Datablad for to ulike generatorer (TES og HPM) er mottatt. Malnes: Navn og tilknytningspunkt Generatordata Transformator Tilknytningslinje/- kabel Kvernstad kraft S n = 3,31 MVA S n = 3,6 MVA P maks = 2,7 MW U p / U s (datablad) =22/1 kv Cos(φ) = 0,80 ind. e k = 6,94 % 0,93 kap. e k /e r = 8,83 U g = 1,0 kv Synkronmaskin Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

57 7.4 Del 1 Beregnede investeringskostnader Tekniske data 1. Produksjonskapasitet 2,70 MW Kvernstad Kraft 2. Forventet reaktiv - 0,6 MVAr Ved maks produksjon, kompensering tilsvarer cos(φ)=0,98 ind. 3. Bakenforliggende last 61,5 kw/152 kw ved cos(φ)=0,97 Til reduksjon i laststrøm for linjene. Høy/lavlast, anslag basert på vedlegg 7.6. Maks laststrøm 70,9 A Basert på 1,2 og 3 og 22 kv-driftsspenning Ny linje m FeAl 50 6/1 Se vedlegg Ny kabel Kvernstad 140 m TSLF 3x1x95 Se vedlegg Ny kabel Mjønesaunet 880 m TSLF 3x1x Optimalt linjetverrsnitt ny linje Brukstiden for tap avhenger av forventet belastning av aktuell komponent. Sammen med usikkerheten omkring forventet fremtidig energipris gis her en vurdering av optimal løsning. Økonomiske forutsetninger gitt i vedlegg 7.2. Ny linje vil forsyne et mindre område med forbruk, anslått til å variere mellom ca. 25 og 150 kw over året, samt et småkraftverk. Kvernstad Kraft, med produksjonskapasitet på kw og forventet produksjon på om lag 12 GWh per år, vil påvirke belastningen av linjen i betydelig større grad enn forbruket. Årlig produksjon sammenstilt med installert produksjonskapasitet gir en brukstid for småkraftverket på om lag timer. Ofte benyttes en brukstid for forbruk på om lag timer. Det er ikke tatt hensyn til generell lastutviklingen i området ettersom småkraftverkenes produksjon er betydelig større enn samlet forbruk. Det er ikke kjent eventuelt ytterligere produksjon tilknyttet aktuell linje. Belastningen av linjen vil også påvirkes av den reaktive kompensering øvet av kraftverket for å dempe spenningsstigningen ved høy produksjon. I disse beregningene er det på bakgrunn av stikkprøver valgt å forutsette en gjennomsnittelig reaktiv belastning av kraftverket tilsvarende 600 kvar. Begrepet totalkostnad er benyttet ved teknisk-økonomisk vurdering av ulike forsterkningstiltak. Totalkostnaden består av stipulert investeringskostnad for tiltaket og nåverdien av tilhørende drifts- /vedlikeholdskostnader og tap. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

58 Totalkostnad [kkr/km] Totalkostnad [kkr/km] Nettanalyse II for Hemne Kraftlag 950,00 900,00 850,00 800,00 750,00 700,00 650,00 FeAl 25 FeAl 50 FeAl 70 FeAl 95 Brukstid tap [timer/år] Figur Totalkostnad [kkr/km] for energipris 0,3 kr/kwh i analyseperioden Forutsatt en energipris på 0,3 kr/kwh er optimal løsning FeAl 50 for brukstid > ca timer. For lavere brukstid vil optimal løsning være FeAl 25, se Figur. En oppjustering av forventede investeringskostnader vil flytte skjæringspunktet mot høyre i figurene, slik at optimalt tverrsnitt reduseres. En forventet økning av fremtidig energipris vil imidlertid flytte skjæringspunktet mot venstre i figurene, slik at optimalt tverrsnitt økes. For en energipris satt til 0,35 kr/kwh flyttes skjæringspunktet til en brukstid på om lag timer, Figur ,00 950,00 900,00 850,00 800,00 750,00 700,00 FeAl 25 FeAl 50 FeAl 70 FeAl 95 Brukstid tap [timer/år] Figur Totalkostnad [kkr/km] for energipris 0,35 kr/kwh i analyseperioden I Figur er det gjengitt beregninger for totalkostnad over økonomisk levetid (per km) forutsatt en brukstid for tap på timer. Skjæringspunktet mellom FeAl 25 og FeAl 50 ligger knapt over en gjennomsnittelig flat energipris på knapt over 0,35 kr/kwh. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

59 Totalkostnad [kkr/km] Nettanalyse II for Hemne Kraftlag FeAl 25 FeAl 50 FeAl 70 FeAl ,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6 Energipris i analyseperioden [kr/kwh] Figur Totalkostnad [kkr/km] for tapsbrukstid timer. En brukstid for tap på timer betraktes konservativt i forhold til belastning av linja, knyttet til forventet drift av Kvernstad kraft som med gjeldende produksjonsrestriksjoner (2,4 MW) i 2009 leverte om lag 10,2 GWh. Dette tilsvarer en brukstid på ca timer. I konsesjonssøknad for anlegget presenteres en årlig produksjon i overkant av 16 GWh, tilsvarende nærmere timer gitt full produksjon. NVE oppgir en typisk brukstid for småkraft tilsvarende timer. Forbruket i området utgjør i størrelsesorden 2-6 % (lav- og høylast) av produksjonskapasiteten for Kvernstad Kraft, slik at variasjon i energipris og drift av kraftverket i større grad kan forutsettes å påvirke betingelsene for optimalt valg. Forventet forbruksutvikling er ukjent, men en sensitivitetsanalyse med utvikling av minstelast variert fra -1% til + 2 % årlig er utført. Som vist i Figur for en gitt energipris, tapsbrukstid og linje er endringen i kapitaliserte tap marginal. Årlig endring i forbruk (lavlast) på ± 1 % gir en endring i tapsbrukstid på i størrelsesorden 20 timer og kan derav betraktes neglisjerbart. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

60 Kapitaliserte tap [kkr/km] Nettanalyse II for Hemne Kraftlag % 0% 1% 2% Forbruksutvikling [%-endring p.a.] Figur Kapitaliserte tapskostnader(nåverdi)over 30 år med variert forbruksutvikling i analyseperioden for FeAl 25 med brukstid 3000 timer og energipris 0,3 kr/kwh. På bakgrunn av disse betraktninger anbefales å benytte FeAl 50 ved etablering av ny luftlinje mellom 1510 Kvernstad og 1450 Mjønesaunet. Dette er da lagt vekt på høy brukstid for tap i tråd med forventet produksjon i småkraftverk, samt en forventet energipris > 0,3 kr/kwh. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

61 Totalkostnad [kkr/km] Totalkostnad [kkr/km] Nettanalyse II for Hemne Kraftlag Optimalt linjetverrsnitt nye kabler Beregningene er utført under tilsvarende forutsetninger og antagelser som for ny linje, med investeringskostnader som gjengitt i vedlegg ,00 920,00 900,00 880,00 860,00 840,00 820,00 TSLE 3x1x50 AL TSLE 3x1x95 AL TSLE 3x1x150 AL TSLE 3x1x240 AL 800,00 Brukstid tap [timer/år] Figur Totalkostnad [kkr/km] for energipris 0,3 kr/kwh i analyseperioden Optimal løsning er funnet til kabel tilsvarende TSLE 3x1x95 AL, med god margin til øvrige kabelalternativer. For forventet brukstid tap større enn om lag timer er løsningen optimal for alle vurderte prisscenarioer, se Figur og Figur. Med forventet energipris lavere enn 0,35 kr/kwh og lav produksjon i kraftverket (ansett mindre sannsynlig) fremstår TSLE 3x1x50 AL som en bedre løsning sett i forhold til totalkostnad. Denne løsningen vil imidlertid introdusere en potensiell laskehals i nettet i forhold til eksisterende kabel, K5623 Mjønesaunet (TSLE 3x1x95 AL). I forhold til anbefalt luftlinje (FeAl 50) vil en slik kabel ha en overføringskapasitet om lag 34 % lavere og kan utgjøre en fremtidig flaskehals sett i forhold til maksimal overføringskapasitet TSLE 3x1x50 AL TSLE 3x1x95 AL TSLE 3x1x150 AL TSLE 3x1x240 AL 800 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6 Energipris i analyseperioden [kr/kwh] Figur Totalkostnad [kkr/km] for tapsbrukstid timer. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

62 Totalkostnad [kkr/km Totalkostnad [kkr/km] Nettanalyse II for Hemne Kraftlag 7.5 Del 2 Beregnede investeringskostnader Begrepet totalkostnad er benyttet ved teknisk-økonomisk vurdering av ulike forsterkningstiltak. Totalkostnaden består av stipulert investeringskostnad for tiltaket og nåverdien av tilhørende drifts- /vedlikeholdskostnader og tap Alternativ 1 og 2 Snitt 1 Borstad - Bjørnsli Snitt 1 omfatter en enkelt linjeseksjon, L2310, bestående av ca. 1,3 km Fe 018 (1963) med en kapasitet på 36 A. Ljøsåa er eneste kraftverk som vurderes tilknyttet seksjonen med installert ytelse på 3,3 MW. Bakenforliggende last utgjør ca. 12 kw i lettlast. Med forutsatt maksimal laststrøm på 87,2 A er optimal forsterkningsløsning vurdert til FeAl 50. Det legges da vekt på en tapsbrukstid større enn timer i henhold til Figur. Dersom en betydelig fremtidig økning i energipris legges til grunn, se Figur, eventuelt en tapsbrukstid større enn timer, kan optimal løsning nærme seg FeAl 70. Nettet fra Ljøsåa mot Rørobekken og videre mot Snitt 5 fremstår forøvrig svakt, bestående av primært FeAl 16 (15-16 km) og en seksjon Fe 085 (0,7 km). Sammen med 3 km kabel mellom kraftstasjon og tilknytningspunkt for Ljøsåa kan det på grunn av spenningskravene være nødvendig med ytterligere tiltak ,00 950,00 900,00 850,00 800,00 750,00 700,00 FeAl 25 FeAl 50 FeAl 70 FeAl 95 Brukstid tap [timer/år] Figur Snitt 1 Totalkostnad [kkr/km] for energipris 0,3 kr/kwh i analyseperioden ,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6 Energipris i analyseperioden [kr/kwh] FeAl 25 FeAl 50 FeAl 70 FeAl 95 Figur Snitt 1 Totalkostnad [kkr/km] for tapsbrukstid timer. Investeringskostnad for ny FeAl 50 er stipulert til ca. 700 kkr. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

63 Totalkostnad [kkr/km] Totalkostnad [kkr/km] Nettanalyse II for Hemne Kraftlag Alternativ 1 og 2 Snitt 2 - Kårøydalen Snitt 2 omfatter en linjeseksjon, L2401, bestående av to spenn Fe 018 (1963), totalt 1402 m, som utgjør flaskehalser for produksjonen i Kårøydalen. Disse utgjør en betydelig impedans i nettet med overføringskapasitet på ca. 36 A, tilsvarende knapt 1,4 MVA. Dersom kun Storfossen (1,1 MW) etableres vil det ikke utløses forsterkningsbehov på bakgrunn av overføringskapasitet, men eventuell ytterligere småkraftetablering vil utelukkes. Med kun Kårholt kraftverk eller med begge kraftverk etablert må det utføres utbedringer. Det foreligger planer for ytterligere to kraftverk med samme tilknytningspunkt som Storfossen (Fjellbekken og Kårøydalen). Disse er vurdert mindre aktuelle og er derfor ikke inkludert i beregningsgrunnlaget. Det indikerer imidlertid potensial for ytterligere fremtidig utbygging i området, slik at valg av forsterkningsløsning ikke bør utelukke dette. Med kun Kårholten etablert viser en teknisk-økonomisk vurdering at FeAl 25 eller FeAl 50 er optimale forsterkningsalternativ. Krysningspunkt for energipris 0,3 og 0,35 øre/kwh er henholdsvis ca og timer ,00 950,00 900,00 850,00 800,00 750,00 700,00 650,00 600,00 FeAl 25 FeAl 50 FeAl 70 FeAl 95 Brukstid tap [timer/år] Figur Snitt 2 Totalkostnad [kkr/km] for energipris 0,3 kr/kwh i analyseperioden. Kun Kårholten ,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6 Energipris i analyseperioden [kr/kwh] FeAl 25 FeAl 50 FeAl 70 FeAl 95 Figur Snitt 2 Totalkostnad [kkr/km] for tapsbrukstid timer. Kun Kårholten Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

64 Totalkostnad [kkr/km Nettanalyse II for Hemne Kraftlag Når også Storfossen etableres vil optimal løsning være FeAl 50 eller FeAl 70. Krysningspunkt for energipris 0,3 og 0,35 kr/kwh finnes for brukstid på henholdsvis og timer. For en brukstid på timer vil FeAl 70 være optimal løsning for energipris på ca. 0,37 kr/kwh FeAl 25 FeAl 50 FeAl 70 FeAl ,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6 Energipris i analyseperioden [kr/kwh] Figur Snitt 2 Totalkostnad [kkr/km] for tapsbrukstid timer. Kårholten og Storfossen Ingen av de nevnte løsninger vil utelukke ny småkraft i tillegg til Storfossen og Kårholt. Ytterligere produksjon vil imidlertid forskyve optimal forsterkningsløsning mot større lederareal. Beregningene er forutsatt en maksimal laststrøm på henholdsvis 69,8 A og 102 A. For full utbygging i tilknytning til Snitt 2 er det er det videre tatt utgangspunkt i at de to linjeseksjoner av type Fe 018 erstattes med m FeAl 50. Investeringskostnad er stipulert til ca. 750 kkr. Med redusert småkraftutbygging, her tilsvarende kun Kårholt, vil optimal løsning være FeAl 25. Dette innebærer en noe redusert investeringskostnad, stipulert til ca. 640 kkr. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

65 Totalkostnad [kkr/km Nettanalyse II for Hemne Kraftlag Alternativ 1 og 2 Snitt 3 Vinje - Vinjeøra Snitt 3 omfatter to linjeseksjoner, L og L2403, hver bestående av to spenn FeAl 50 (1988) på totalt 529 m, som kan utgjøre fremtidige flaskehalser. Linjene har en overføringskapasitet på 362 A, tilsvarende ca. 13,8 MVA. Planlagt og eksisterende småkraft utgjør ca. 12,5 MW. Det er da ikke tatt hensyn til en evt. fremtidig utvidelse av Haukvik kraft. Lasten i området vil i lettlast utgjøre knapt 0,22 MW. Det må forutsettes en viss reaktiv kompensering av spenningsstigningen i nettet. Dette vil føre til en økt belastning av linjene sammenliknet med ukompensert drift. Fare for overlast fremtrer imidlertid først ved en eventuell utvidelse av produksjonskapasiteten i Haukvik Kraft sitt anlegg. Gitt at Haukvik kraft utvider produksjonskapasiteten med 1 MW er hensiktsmessig forsterkningsløsning funnet til FeAl 240. Investeringskostnad for ny FeAl 240 er stipulert til 510 kkr ,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6 Energipris i analyseperioden [kr/kwh] FeAl 120 FeAl 150 FeAl185 FeAl240 2xFeAl 120 2xFeAl 150 Figur Snitt 3 - Totalkostnad [kkr/km] for tapsbrukstid timer Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

66 Totalkostnad [kkr/km] Nettanalyse II for Hemne Kraftlag Alternativ 1 og 2 Snitt 4 Vinjefjorden Snitt 4 består kun av en enkelt linjeseksjon, L2400 Vinjefjorden, bestående av om lag 1,5 km FeAl 50 (1988). Her samles produksjonen fra Kårøydalen (Snitt 2) og Vinje/Vinjeøra (Snitt 3). Bakenforliggende planlagt og eksisterende småkraft utgjør henholdsvis 13,1 MW og 2,87 MW, totalt ca. 16 MW. Mindre aktuelle småkraftplaner, samt utvidelse av Haukvik kraft angir et ytterligere potensial på 3,2 MW. Bakenforliggende last utgjør i lettlast ca.0,31 MW. Med full utbygging i aktuelt område vil maksimal laststrøm kunne nå opp mot 460 A, hvilket gir minste aktuelle forsterkningsalternativ linje med kapasitet tilsvarende FeAl 120. Tapsoptimalt vil det imidlertid være hensiktsmessig å velge større ledertverrsnitt. Forutsatt en brukstid for tap på timer ligger skjæringspunkt med nest beste alternativ ved en energipris mellom 0,45 kr/kwh og 0,5 kr/kwh ,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6 Energipris i analyseperioden [kr/kwh] FeAl 150 FeAl185 FeAl240 2xFeAl 120 2xFeAl 150 Figur Snitt 4 Totalkostnad [kkr/km] for tapsbrukstid timer. Med redusert utbygging tilsvarende 2,4 MW (Kårholt) reduseres forventet maksimal laststrøm til om lag 390 A. Optimal forsterkningsløsning vil imidlertid være identisk. Ytterligere reduksjon på 1,1 MW (Storfossen) gir en maksimal forventet laststrøm på ca. 355 A, noe lavere enn eksisterende kapasitet. Investeringskostnad for ny FeAl 240 er stipulert til kkr. Dette vil også være foretrukket alternativ dersom for eksempel Kårholten eller Staursetelva ikke etableres. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

67 Totalkostnad [kkr/km] Totalkostnad [kkr/km] Nettanalyse II for Hemne Kraftlag Alternativ 1 Snitt 5 Leite / Eidsfossen Snitt 5 omfatter to linjeseksjoner, L2214 og L2208, hver bestående av to spenn av typen FeAl 50 (1989). Total lengde er ca. 2,4 km. Forbindelsen strekker seg fra Vinjefjorden til Eidsfossen og knytter produksjonen i Borstad/Bjørnsli (Snitt 1), Kårøydalen (Snitt 2) og Vinje/Vinjeøra (Snitt 3) via Vinjefjorden (Snitt 4) mot Hemne trafostasjon. Bakenforliggende planlagt og eksisterende småkraft utgjør henholdsvis 16,1 og 2,87 MW, totalt ca. 19 MW. Mindre aktuelle småkraftplaner, samt utvidelse av Haukvik kraft angir et ytterligere potensial på 3,5 MW. Bakenforliggende last utgjør i lettlast i overkant av 0,31 MW. Med full utbygging og en forventet maksimal laststrøm på ca. 545 A er optimal forsterkningsløsning funnet til å være FeAl 240. Figur indikerer et krysningspunkt ved en energipris på ca. 0,35 kr/kwh for brukstid på timer. Stipulert investeringskostnad for tiltaket er beregnet til kkr ,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6 Energipris i analyseperioden [kr/kwh] FeAl185 FeAl240 2xFeAl 120 2xFeAl 150 Figur Snitt 5 Totalkostnad [kkr/km] for tapsbrukstid timer. Med redusert småkraftutbygging med 5,4 MW (Kårholt og Ljøsåa) reduseres maksimal laststrøm til om lag 387 A. Dette forskyver optimal løsning til lavere ledertverrsnitt og som vist i Figur er optimal løsning funnet entydig til FeAl 240. Med ytterligere reduksjon er eksisterende kapasitet tilstrekkelig ,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6 Energipris i analyseperioden [kr/kwh FeAl185 FeAl240 2xFeAl 120 2xFeAl 150 Figur Snitt 5 Totalkostnad [kkr/km] for tapsbrukstid timer. Redusert utbygging. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

68 7.5.6 Alternativ 1 Snitt 6 Eidsfoss - Lenes Snitt 6 omfatter tre linjeseksjoner, L2208, L2205 og L2203, bestående av henholdsvis ett (1989), to og tre (1979) spenn av typen FeAl 50. Total lengde er ca. 4,15 km. Forbindelsen strekker seg fra Eidsfossen til Lenes. Ut over bakenforliggende småkraft for Snitt 5 tilkommer eksisterende Eidsfossen Kraftverk med produksjonskapasitet på 0,4 MW, totalt inntil ca. 19,4 MW. Bakenforliggende last utgjør i overkant av 0,5 MW i lettlast. Det er videre tatt utgangspunkt i samme forsterkningsløsning som under Snitt 5. Stipulert investeringskostnad for ny FeAl 240 er beregnet til kkr. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

69 Totalkostnad [kkr/km] Nettanalyse II for Hemne Kraftlag Alternativ 1 Snitt 7 Lenes - Stølan Snitt 7 omfatter tre linjeseksjoner, L2203, L2202 og L2201, samt en kabelseksjon, K2200. Linjeseksjonene består av 8 spenn av type FeAl 50, totalt ca. 4,5 km, med byggeår Kabelseksjonen er ett strekk på 367 m av type TSLE 3x1x95 AL, lagt i Totalt kan Snitt 7 forbinde om lag 19,4 MW småkraft med de planer som foreligger. Bakenforliggende last utgjør i overkant av 0,6 MW i lettlast. Maksimal laststrøm kan avhengig av reaktiv belastning være i størrelsesorden 590 A. Eksisterende FeAl 50- linjer har en kapasitet på 362 A, mens TSLE 3x1x95 AL-kabelen kun har en kapasitet på 295 A (uten evt. korreksjonsfaktorer). For mer enn ca. 11 MW ny småkraft er en forsterkningsløsning basert på FeAl 240 funnet hensiktsmessig. Krysningspunkt i forhold til dobbel FeAl 150-linje ligger ved brukstid tap på ca timer alt for energipris på 0,3 kr/kwh, men med flere småkraftverk kan en viss sammenlagringseffekt forventes. Dette reduserer forventet brukstid tap i forhold til en linje tilknyttet et enkelt kraftverk , , , , , , , , , ,00 FeAl185 FeAl240 2xFeAl 120 2xFeAl 150 Brukstid tap [timer/år] Figur Snitt 7 Totalkostnad [kkr/km] for energipris 0,3 kr/kwh i analyseperioden. I Figur er totalkostnad beregnet med 11,1 MW ny småkraft for brukstid timer og variert energipris. En sensitivitetsanalyse viser at løsningen er optimal for energipris på inntil 0,45 kr/kwh med tapsbrukstid på timer. Stipulert investeringskostnad for utskiftning av eksisterende FeAl 50-linjer til FeAl 240 er beregnet til ca kkr. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

70 Totalkostnad [kkr/km] Totalkostnad [kkr/km] Nettanalyse II for Hemne Kraftlag ,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6 Energipris i analyseperioden [kr/kwh] FeAl 120 FeAl 150 FeAl185 FeAl240 2xFeAl 120 2xFeAl 150 Figur Snitt 7 Totalkostnad [kkr/km] for tapsbrukstid timer. Redusert utbygging. Eksisterende kabel utgjør en større flaskehals enn FeAl 50 linjene i Snitt 7, med kun ca. 80 % av strømføringsevnen. Med full utbygging er ny kabel tilsvarende TSLE 3x1x1000 Al benyttet løsning og er som vist i Figur optimal løsning for energipris over 0,35 kr/kwh for tapsbrukstid ned mot timer ,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6 Energipris i analyseperioden [kr/kwh] TSLE/TXSE 3x1x 630 TSLE/TXSE 3x1x 800 TSLE/TXSE 3x1x 1000 TSLE/TXSE 3x1x 1200 Figur Snitt 7 Totalkostnad [kkr/km] for kabler for tapsbrukstid timer. Usikkerheten for valgt alternativ ansees imidlertid stor og for lavere tapsbrukstid eller redusert småkraftutbygging vil optimal forsterkningsløsning forskyves mot lavere lederareal. På bakgrunn av at forventet levetid for kabler er betydelig større enn for linjer er det utført en sensitivitetsanalyse på benyttet analyseperiode. Valgt løsning er optimal for energipris over 0,3 kr/kwh med totalkostnader beregnet over 40 år. Videre kan forbruksutviklingen i området påvirke optimalt forsterkningsalternativ. En sensitivitetsanalyse med ulike lastutviklingsscenario, gjengitt i Figur og Figur viser imidlertid at konsekvensen av 1-2 % årlig lastøkning innebærer en endring av kapitaliserte tap på 1,75 3,8 % sammenlignet med ingen endring i analyseperioden Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

71 Totalkostnad [kkr/km] Endring nåverdi av tap [%] Nåverdi av tap [kkr/km] Nettanalyse II for Hemne Kraftlag % 0% 1% 2% Forbruksutvikling [%-vis forbruksendring per år] Figur Nåverdi av tap med variert forbruksutvikling over 30 år.. 2,00% 0,00% -2,00% -1% 0% 1% 2% -4,00% -6,00% Forbruksutvikling [%-vis forbruksendring per år] Figur Endring nåverdi av tap med variert forbruksutvikling over 30 år i forhold til stillstand. Stipulert investeringskostnad for utskiftning til TSLE/TXSE 3x1x1000 Al er beregnet til 400 kkr. For samlet ny installert produksjon lavere enn ca. 12,5 MW er det funnet at TSLE/TSXE 3x1x630 Al vil være optimal forsterkningsløsning. Stipulert investeringskostnad for utskiftning til TSLE/TSXE 3x1x630 Al er beregnet til 310 kkr ,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6 Energipris i analyseperioden [kr/kwh] TSLE/TXSE 3x1x 240 TSLE/TXSE 3x1x 400 TSLE/TXSE 3x1x 630 TSLE/TXSE 3x1x 800 TSLE/TXSE 3x1x 1000 TSLE/TXSE 3x1x 1200 Figur Snitt 7 Totalkostnad [kkr/km] for kabler for tapsbrukstid timer. Redusert utbygging. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

72 Totalkostnad [kkr/km] Nettanalyse II for Hemne Kraftlag Alternativ 1 Snitt 8 Stølan - Bjørkelistranda Snitt 7 omfatter fem linjeseksjoner, L2014, L2011, L2005, L2004 og L2002, samt to kabelseksjoner, K2016 og K2001. Linjeseksjonene består av totalt 14 spenn av type FeAl 95, totalt ca. 4,9 km, med byggeår Kabelseksjonene er to strekk på 190 og 200 m av henholdsvis type TSLE 3x1x240 AL (1996) og TXSE 3x1x240 AL (1992). Totalt kan Snitt 7 forbinde om lag 19,4 MW småkraft med de planer som foreligger. Bakenforliggende last utgjør i overkant av 1,2 MW i lettlast. Maksimal laststrøm forventes i verste fall nå opp mot 570 A. Eksisterende FeAl 95-linjer har en kapasitet på 544 A tilsvarende ca. 105 % belastning i verste tilfelle. Det legges til grunn at eksisterende kapasitet er tilstrekkelig gitt at ikke ytterligere kraftverk etableres. En oppgradering av linjene kan utløse ytterligere investeringskostnader i størrelsesorden kkr. For eksisterende kabler, med kapasitet på 465 A (uten evt. korreksjonsfaktorer), kan det imidlertid måtte utføres tiltak. For full utbygging er optimal løsning funnet tilsvarende TSLE 3x1x1000 Al for energipris tilsvarende 0,35 kr/kwh og tapsbrukstid på timer. For lavere energipris kan det i Figur observeres svært lite avvik i totalkostnad for valgt løsning kontra mindre kabler ,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6 Energipris i analyseperioden [kr/kwh] TSLE/TXSE 3x1x 630 TSLE/TXSE 3x1x 800 TSLE/TXSE 3x1x 1000 TSLE/TXSE 3x1x 1200 Figur Totalkostnad [kkr/km] inkl. kapitaliserte tap for full utbygging. Brukstid timer Stipulert investeringskostnad for utskiftning til TSLE/TXSE 3x1x1000 Al er beregnet til ca. 420 kkr. For ny småkraftproduksjon begrenset til 11,1 MW er det ikke funnet behov for nettforsterkninger i snitt 8. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

73 7.5.9 Alternativ 1 Snitt 9 Bjørkelistranda - Hemne Trafostasjon Snitt 9 omfatter to kabelseksjoner, K2020 og SK2000. SK2000 er kryssingen av Hemnefjorden og omfatter ett sjøkabelstrekk på ca. 2,2 km (DKRA 3x185 Al 1971) og to jordkabelstrekk, (TXSE/TSLE 3x1x240 AL 1992/2003) på henholdsvis 15 m og 100 m. K2020 er kabelinnføringen til transformatoren og består av 65 m (TSLE 3x1x240 AL 2003). Jordkablene (TSLE/TXSE) har en strømføringsevne på 465 A, mens den papirisolerte sjøkabelen har ca. 343 A, tilsvarende en overføringskapasitet på henholdsvis om lag 13 MVA og 17,6 MVA. Kapasitetsutvidelse for eksisterende sjøkabel forutsettes å utløses ved etablering av mer enn 9,6 MW ny småkraft. Stipulert investeringskostnad ved etablering er beregnet til kkr. For eksisterende jordkabler gjelder samme forutsetninger som under Snitt 8. Stipulert investeringskostnad for utskiftning til TSLE/TXSE 3x1x1000 Al er beregnet til ca. 200 kkr eks. renter og avgifter i byggetiden. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

74 Alternativ 1 Snitt 10 Hemne Trafostasjon Overføringskapasiteten mot overliggende nett er i dag begrenset til transformatorens kapasitet på 15 MVA, tilsvarer en laststrøm på ca. 390 A. Dimensjonerende tilstand vil med betydelig småkraftutbygging oppnå i lettlast med høy produksjon. Basert på dagens minstelast (ca. 4,5 MVA) og eksisterende produksjonskapasitet (ca. 5 MVA) viser beregningene at terskel for økt transformatorkapasitet nås ved samlet småkraftproduksjon større enn ca. 13 MW. En eksakt grense avhenger av produksjonsenhetenes beliggenhet og den reaktive kompensering som øves. I [10] er det påpekt at ytelsen for eksisterende transformator kan økes med om lag 30 %, 4-5 MVA, med forsert kjøling. Et slikt tiltak innebærer et investeringsbehov i størrelsesorden 300 kkr, inkludert usikkerhet. Figur Hemne trafostasjon med 15 MW ny småkraft Tabell Snitt 10 Stipulert investeringskostnad ved kapasitetsutvidelse Hemne trafostasjon Enhet Enhetspris [kkr] Totalt [kkr] Ny trafo (10MVA) Bygg/montasje, etc Bryter 22 kv Bryter 132 kv Uforutsett (20 %) 20 % Sum 9504 Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

75 Alternativ 2 Ny transformatorstasjon i Vinjeøra Ny transformator i Vinjeøra gir et nytt delingspunkt i nettet. Det er tatt utgangspunkt i tilknytning til eksisterende lastskillebryter (17601 Vinjefjorden). Det er vurdert to nye transformatorer på 25 MVA og 30 MVA. Basert på en teknisk-økonomisk vurdering med erfaringsverdier og forventet gjennomsnittslast < 17 MVA er det tatt utgangspunkt i 25 MVA kapasitet. kr ,00 kr ,00 kr ,00 kr ,00 kr ,00 kr ,00 kr ,00 kr0, Gjennomsnittsbelastning over analyseperiode [MVA] Totalkostnad A1-30 MVA Totalkostnad A2-25 MVA Figur Vurdering av optimal trafokapasitet med hensyn på totalkostnad inkludert årlig drift/vedlikehold og kapitaliserte tap. Stipulert investeringskostnad er gitt i Tabell. Det er forutsatt at transformatorstasjonen kan plasseres slik at kostnad for 22 kv-kabler er neglisjerbart. Tabell Stipulert investeringskostnad ny trafostasjon i Vinjeøra Enheter Enhetspris Totalt [kkr] Ny trafo (25 MVA) 1 stk Bygg/montasje 1 stk kv brytere 4 stk kv bryter 3 stk Div ny stasjon 1 stk kv-linje 0,5 km Uforutsett (20 %) 20 % Sum For Snitt 1-4 vil behov for investeringer være samme som alternativ 1. Det kostnadsdrivende tiltak vil være etableringen av ny trafostasjon. Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

76 Totalkostnad [kkr/km] Nettanalyse II for Hemne Kraftlag Alternativ 3 Ny forbindelse Hemne TS Fjelna kraftverk I henhold til melding [11], vedrørende bygging av ny linje fra Hemne TS til Stormyr ved Vinjeøra, utgjør lengden på ny linje ca. 15 km. Avstand fra tidligere planlagt koblingsstasjon ved Stormyra til tilknytningspunkt for Fjelna kraftverk er anslått til om lag 1 km. Tiltaket innebærer etablering av en ny avgang i eksisterende trafostasjon. Det må etableres ett nytt bryterfelt (24 kv) og det forventes at noe kostnad utløses i forbindelse med tilpasning av eksisterende stasjon. Bryterfelt for nye småkraftanlegg er ikke inkludert i øvrige alternativer. Bryterutrustning i fjern ende av forbindelsen, som følger etableringen av Fjelna kraft, er derfor ikke inkludert i stipulert investeringskostnad. Det forutsettes at ny forbindelse ikke forventes benyttet som reserve for avgang Hemne 2. Dette vil i så tilfelle utløse ytterligere investeringskostnader i forbindelse med koblingsanlegg ved Stormyra/Vinjeøra eller Fjelna kraft. Under forutsatt installert ytelse for Fjelna kraftverk er det i henhold til Figur funnet mest hensiktsmessig å benytte FeAl 70 eller tilsvarende. Dersom forbindelsen skal ha fullgod reserve mot avgang Hemne 2, gitt at all ny småkraft skal etableres kan det være nødvendig å vurdere større tverrsnitt , , ,00 FeAl 50 FeAl 70 FeAl 95 FeAl 120 Brukstid tap [timer/år] Figur Alternativ 3 Totalkostnad [kkr/km] for energipris 0,3 kr/kwh i analyseperioden. Stipulert investeringskostnad er gitt i Tabell. Resterende ny småkraft utgjør ca. 10,5 MW og innebærer at tiltak også er nødvendig i Snitt 1, 2, 7, 9 og 10. Med Fjelna på egen avgang er det ikke behov for tiltak i Snitt 3 og 4. Tabell Stipulert investeringskostnad ny trafostasjon i Vinjeøra Enheter Enhetspris Totalt [kkr] Ny linje (FeAl 70) 16 km Tiltak i eks. trafostasj. 1 stk kv brytere 1 stk Uforutsett (20 %) 20 % Sum Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

77 7.6 Belastningsdata Oppgitt fra TEKØK Lastoversikt (MW) Minlast beregnet for helg/sommer kl 05, døgnmiddel=10 Makslast beregnet for ukedag/vinter kl. 10, døgnmiddel=-10 Modell Min Maks Hemne Trafostasjon Avgang H1 K Avgang H2 K Avgang H3 K Malnes Trafostasjon Avgang FEB1300 SU 1E Sunde/Vaslag Avgang FEB1400 H 1E Hemnskjel Avgang FEB1500 Å 1E Åstfjorden Snillfjord Trafostasjon Avgang FEB0100 S1E Berg/Snildal Avgang FEB0140 Hemne Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

78 7.7 Benyttet impedansbibliotek TekØk Anleggsdelty pe Katalogvalg Beskrivelse Type I-maks (A) R_Fas e X- Fase Yc Elnumm er ohm/k m ohm/k m mjuf/k m Line ACS AXUS 3x50 AL Line Al_3x1x050 Al 298 0,36 0,38 0, Line Axlights-H-O 3x25 AL Line Al_3x1x025 Al 192 0,72 0,4 0, Line EXCEL 3x10/10 mm2 Cu Line Cu_3x1x010 Cu 88 1,78 0,45 0, Line Fe 018 Fe 3x1x018_07 Fe 36 7,1 0,7 0, Line Fe 035 Fe 3x1x030_12 Fe 60 4,3 0,7 0, Line Fe 050 Fe 3x1x050_12 Fe 100 2,6 0,7 0, Line Fe /- Fe 3x1x070_12 Fe 100 1,9 0,7 0, Line Fe 085 Fe 3x1x085_12 Fe 100 1,4 0,7 0, Line Feral 016 6/1 FeAl_3x1x016_06/1 FeAl 171 1,13 0,41 0, FeAl_3x1x016_08/1_ sp FeAl 165 1,08 0,4 0, Line Feral 016 8/1 Line Feral 025 6/1 FeAl_3x1x025_06/1 FeAl 233 0,72 0,4 0, Line Feral 025 6/1 ACS FeAl_3x1x025_06/1 FeAl 233 0,72 0,4 0, Line Feral 025 6/1 Enfase FeAl_3x1x025_06/1 FeAl 233 0,72 0,4 0, FeAl_3x1x025_08/1_ sp FeAl 213 0,65 0,4 0, Line Feral 025 8/1 Line Feral /7 FeAl_3x1x035_06/1 FeAl 287 0,51 0,38 0, Line Feral 035 6/1 FeAl_3x1x035_06/1 FeAl 287 0,51 0,38 0, Line Feral 035 8/1 FeAl_3x1x035_06/1 FeAl 287 0,51 0,38 0, Feral /7 Helinnfettet FeAl_3x1x050_06/1 FeAl 362 0,36 0,37 0, Line Line Feral 050 6/1 FeAl_3x1x050_06/1 FeAl 362 0,36 0,37 0, Line Feral 050 6/1 ACS FeAl_3x1x050_06/1 FeAl 362 0,36 0,37 0, Line Feral 050 6/1 Helfettet FeAl_3x1x050_06/1 FeAl 362 0,36 0,37 0, Feral /19. Helinnfettet FeAl_3x1x050_06/1 FeAl 362 0,36 0,37 0, Line Line Feral /7 Feal_3x1x070 FeAl 454 0,26 0,36 0, Line Feral 070 6/1 Feal_3x1x070 FeAl 454 0,26 0,36 0, Line Feral /7 FeAl_3x1x095_26/7 FeAl 544 0,19 0,35 0, Line Feral /7 FeAl_3x1x185_26/7 FeAl 832 0,1 0,33 0, TSLE 1L 185 0,641 0,2293 0, Jordkabel 3xTSLF 1x50 AL TSLE 1L 3x1x050_Al Jordkabel AXCE 3x050 AL Kabel 1x3x050_Al Al 175 0,64 0,12 0, Jordkabel AXXJ 3x050 AL Kabel 1x3x050_Al Al 175 0,64 0,12 0, Jordkabel DKBA 3x025 AL DKBA 1x3x025 Al DKBA 94 1,2 0,135 0, Jordkabel DKBA 3x025 Cu DKBA 1x3x025 Cu DKBA 115 0,727 0,135 0, Jordkabel DKBA 3x050 Al DKBA 1x3x050 Al DKBA 130 0,641 0,119 0, Sjøkabel HKBA 3x025 Cu DKBA 1x3x025 Cu DKBA 115 0,727 0,135 0, Sjøkabel HKBA 3x035 Cu DKBA 1x3x035 Cu DKBA 135 0,524 0,1257 0, Jordkabel TSLE 3x1x025 AL TSLE 1L 3x1x025_Al Jordkabel TSLE 3x1x050 AL TSLE 1L 3x1x050_Al Jordkabel TSLE 3x1x095 AL TSLE 1L 3x1x095_Al Jordkabel TSLE 3x1x240 AL TSLE 1L 3x1x240_Al Jordkabel TSLE-O 3x1x95 AL TSLE 1L 3x1x095_Al TSLE 1L 125 1,2 0,2482 0, TSLE 1L 185 0,641 0,2293 0, TSLE 1L 295 0,32 0,2105 0, TSLE 1L 465 0,125 0,1854 0, TSLE 1L 295 0,32 0,2105 0, TSLE 1L 600 0,0788 0,1728 0, Jordkabel TSSP 3x1x400 AL TSLE 1L 3x1x400_Al Jordkabel TXSE 3x025 AL TSLE 1x3x025_Al TSLE 110 1,2 0,15 0, Jordkabel TXSE 3x050 AL TXSE_1x3x050 TXSE 170 0,641 0,12 0, Jordkabel TXSE 3x095 AL TXSE_1x3x095 TXSE 240 0,32 0,11 0, Jordkabel TXSE 3x1x025 AL TXSP_3x1x025 Al TXSP 145 1,2 0,25 0, Jordkabel TXSE 3x1x050 AL TXSP_3x1x050 Al TXSP 200 0,641 0,23 0, Jordkabel TXSE 3x1x095 AL TXSP_3x1x095 Al TXSP 295 0,32 0,21 0, Jordkabel TXSE 3x1x150 AL TXSP_3x1x150 Al TXSP 370 0,206 0,2 0, Jordkabel TXSE 3x1x240 AL TXSP_3x1x240 Al TXSP 465 0,125 0,18 0, Jordkabel TXSE 3x1x50 AL TXSP_3x1x050 Al TXSP 200 0,641 0,23 0, Jordkabel TXSE 4x1x050 AL TXSP_3x1x050 Al TXSP 200 0,641 0,23 0, Jordkabel TXSP 3x025 AL TXSP_1x3x025 Al TXSP 115 1,2 0,15 0, Jordkabel TXSP 3x050 AL TXSP_1x3x050 Al TXSP 170 0,641 0,13 0, Jordkabel TXSP 3x095 AL TXSP_1x3x095 Al TXSP 240 0,32 0,12 0, Jordkabel TXSP 3x150 AL TXSP_1x3x150 Al TXSP 310 0,206 0,12 0, Jordkabel TXSP 3x1x025 AL TXSP_3x1x025 Al TXSP 145 1,2 0,25 0, Jordkabel TXSP 3x1x240 AL TXSP_3x1x240 Al TXSP 465 0,125 0,18 0, Jordkabel TXSP 3x1x400 AL TXSP_3x1x400 Al TXSP 590 0,078 0,17 0, Jordkabel TXSP 4x1x050 AL TXSP_3x1x050 Al TXSP 200 0,641 0,23 0, Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

79 Nettanalyse for Hemne Kraftlag 7.8 Del 1 Skisse ny nettstruktur Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

80 Nettanalyse for Hemne Kraftlag 7.9 Tilknytning av småkraftverk Oversikt over eksisterende og planlagte kraftstasjoner i Hemne Kraftlag sitt forsyningsområde. Tilkoblingspkt - Kraftverk Nr Navn Eier Status Driftsatt MW Regulering Plassering i nettet Linje / Kabel Lengde 1 Eidsfossen Trønderenergi Idrift ,4 Syncron Koblet til L2215 Feral 25/61 15 m 2 Haukvik Kraft Haukvik Kraft AS Idrift ,873 Syncron Koblet til K Hagaelva kraft Hagaelva Energi AS Idrift ,845 Asyncron Koblet til 0250 N Hagan 4 Kvernstad Kraft Kvernstad Kraft AS Idrift ,8 Syncron Koblet til 1510 N Kvernstad 5 Vuttudal Kraft Rune Vitsø Idrift ,022 Asyncron Koblet til 0120 MT Vuttudal 6 Vuttudal Kraft John Geir Stølan Idrift ,022 Asyncron Koblet til 0120 MT Vuttudal 7 Vuttudal Kraft Johan Vuttudal Idrift ,022 Asyncron Koblet til 0120 MT Vuttudal 8 Venna Kraft Venna Kraft AS Konsesjon innvilget 2,8 Syncron Kobles til FLB 0270 Ven TSLF 3x1x95 AL 120 M 9 Øvre Skårild Kraft Fjellkraft AS Under planlegging 2 Syncron Kobles til FLB0210 Skårild TSLF 3x1x95 AL 350 M 10 Nedre Skårild Kraft Fjellkraft AS Under planlegging 2 Syncron Kobles til 0110 MT Skårild TSLF 3x1x95 AL 200 M 11 Hollasæter Kraft Under planlegging 0,9 Syncron Kobles midt mellom 0220 MT Lauvåsen og 0210 MT Hollasæter FerAl 3x25 6/1 170 M + TSLF 3x1x50 AL 20 M 12 Lenes Kraft Under planlegging 1,5 Syncron Kobles til 0560 MT Lenes TSLF 3x1x95 AL 100 M 13 Rørobekken Under planlegging 0,3 Asyncron Kobles 1500 m inn på L FerAl 3x25 6/1 490 M + TSLF 3x1x50 AL 20 M 14 Kårbekken Kårøyan Kraft AS Under planlegging 0,2 Asyncron Kobles til 0684 MT Pallåsen TSLF 3x1x95 AL 15 Storfossen Kårøyan Kraft AS Konsesjon innvilget 1,1 Syncron Kobles til 0684 MT Pallåsen 3 anlegg kobles til samme kabel 16 Fjellbekken Kårøyan Kraft AS Kons søknad under 2 Syncron Kobles til 0684 MT Pallåsen behandling 17 Kårholt(Anders Nilsen) Under planlegging 2,4 Syncron Kobles til 0680 MT Kårholt TSLF 3x1x95 AL 130 M 18 Fjelna Kraft Kons søknad under 7,1 Syncron Kobles til enden på L TSLF 3x1x95 AL 40 M behandling 19 Staursetelva Kraft Under planlegging 2,5 Syncron Kobles til 0782 MT Hofsetøyan TSLF 3x1x95 AL 100 M 20 Ljøsåa kraftverk Under planlegging 3 Syncron Kobles til 0880 Bjørnsli TSLF 3x1x95 AL 3000 M 21 Fagerdalen kraft Fjellkraft AS Under planlegging 2,2 Syncron Kobles 1600 m inn på L4407 Berg-Slørdal TSLF 3x1x95 AL 450 M O. Vuttudal 1600 M Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

81 Nettanalyse for Hemne Kraftlag 7.10 Del 2 Oversikt flaskehalser og forsterkningsløsninger Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon:

82 Nettanalyse for Hemne Kraftlag Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: