Oslo Akershus og Østfold. Kraftsystemutredning Hovedrapport

Transkript

1 Oslo Akershus og Østfold Kraftsystemutredning Hovedrapport

2 Forord Kraftsystemutredningen dekker det regionale kraftnettet i fylkene Oslo, Akershus og Østfold. Nettet mates fra det riksdekkende sentralnettet og lokale produksjonsanlegg og overfører strøm til ulike distribusjonsnett. Strømnettet dimensjoneres ut fra det høyeste forbruket som kan oppstå hvert tiende år. For å følge utviklingen fra år til år temperaturkorrigeres den målte maksimaleffekten mot en dimensjonerende utetemperatur. Basert på befolkningsutvikling, større utbygginger ol lages prognoser for maksimaleffekten de neste 20 årene. Samarbeid om utvikling av regionalnettet skjer ved direkte kontakt med de ulike anleggseierne og ved innspill på fellesmøter i ifbm utredningsarbeidet. I Oslo, Akershus og Østfold var det ved inngangen på 2016 et samlet innbyggertall på 1,55 millioner mennesker. Området er den del av Norge hvor befolkningen øker raskest. I 2015 økte befolkningen med nesten mennesker, hvor av i Oslo. I følge SSBs prognoser kan befolkningen øke med over mennesker innen Dette skyldes både flyttestrøm fra andre deler av Norge og stor innvandring fra andre land. Det meste av strømmen i timene med høyest forbruk leveres fra sentralnettet. Det som produseres innen utredningsområdet kommer i hovedsak fra produksjonsanlegg i Glomma. Ved maksimalt forbruk, er egendekningen kun syv prosent. Dette skyldes at produksjonsanleggene, som er basert på uregulert tilsig, har sin maksimale produksjon ved snøsmeltingen på våren. Oppvarming er i stor grad basert på elektrisitet. De siste årene har innslag av fjernvarme økt betraktelig og i 2015 ble det i Oslo produsert i overkant av 1,7 TWh. Andelen fjernvarme vil i fremtiden øke. Energien vil i stor grad komme fra bioenergi og avfall. Spesielt i Oslo er satsingen stor med en levering som er mer enn doblet de siste 10 årene. OSLO 28. MAI 2016 side 2

3 1 INNLEDNING BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN PROSESSEN FRA PLAN TIL VEDTAK FYLKER, KOMMUNER OG BEFOLKNING I UTREDNINGSOMRÅDET DELTAGERE I UTREDNINGSPROSESSEN SAMORDNING MOT TILGRENSENDE OMRÅDER SAMORDNING MOT KOMMUNALE OG FYLKESKOMMUNALE PLANER FORUTSETNINGER I UTREDNINGSOMRÅDET UTREDNINGENS AMBISJONSNIVÅ OG TIDSHORISONT MÅL OG KRAV FOR DET FREMTIDIGE KRAFTSYSTEM ØKONOMISKE FORUTSETNINGER TEKNISKE FORUTSETNINGER TEKNISKE OG ØKONOMISKE KRAV NÅR EKSTERNE ØNSKER KABLING AV EKSISTERENDE KRAFTLEDNINGER SÆREGNE FORHOLD I OSLO OG AKERSHUS SÆREGNE FORHOLD I ØSTFOLD BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM DRIFTSFORHOLD AV BETYDNING FOR UTNYTTELSEN AV DAGENS KRAFTSYSTEM ASKER OG BÆRUM FOLLO OSLO ROMERIKE ØSTFOLD OVERFØRINGSTARIFFER I OSLO, AKERSHUS OG ØSTFOLD LEVERINGSKVALITET LEVERINGSPÅLITELIGHET FREMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD UTVIKLING AV EFFEKTFORBRUK, EFFEKTPRODUKSJON OG EFFEKTBALANSE UTVIKLING AV ENERGIFORBRUK, ENERGIPRODUKSJON OG ENERGIBALANSE PROGNOSER FOR NY EFFEKT OG ENERGI NY ENERGI OG EFFEKT UTVIKLING AV KRAFTSYSTEMET LANGSIKTIG MÅL FOR UTVIKLING AV REGIONALNETTET SCENARIOER FOR UTVIKLING AV NY PRODUKSJON OG EFFEKTFORBRUK I OSLO, AKERSHUS OG ØSTFOLD REINVESTERINGER I OSLO, AKERSHUS OG ØSTFOLD INVESTERINGSPLANER UTVIKLING AV KRAFTSYSTEMET I ASKER & BÆRUM UTVIKLING AV KRAFTSYSTEMET I FOLLO UTVIKLING AV KRAFTSYSTEMET I OSLO UTVIKLING AV KRAFTSYSTEMET PÅ ROMERIKE UTVIKLING AV KRAFTSYSTEMET I ØSTFOLD side 3

4 1 INNLEDNING Hafslund Nett (HN) har gjennomført kraftsystemutredning for regionalnettet i Oslo, Akershus og Østfold. HN eier og drifter nesten alt kV regionalnett i utredningsområdet. Unntatt, er noen koblingsanlegg og enkeltstående komponenter i industribedrifter i Østfold og mot Jernbaneverket samt koblingsanlegg ved kraftstasjoner i Glomma. HN eier det kundenære nettet (distribusjonsnettet) i 32 av 40 kommuner i utredningsområdet. I fire kommuner i Østfold eier de lokale distribusjonsnettseierne selv 11-22kV koblingsanlegg i transformatorstasjonene. I Resten av området står HN som eier av denne delen av anlegget. Utredningen er utarbeidet iht. energilovens forskrift 3-3. For utvikling av regionalnettet vil kraftsystemutredningen være det styrende dokumentet. Utredningen er ment å dekke informasjonsbehovet mot planansvarlige for tilgrensende utredningsområder. Den regionale kraftsystemutredningen for planområdet omfatter strømnettet fra og med innmating fra sentralnettet med spenning kV, innmating fra kraftstasjoner i regionalnettet og frem til levering på11-22kv mot distribusjonsnett. Tidshorisont for planen er 20 år. Oslo, Akershus og Østfold er det området i Norge med størst befolkningstetthet. Det finnes 11 byer i området; Oslo, Fredrikstad, Sarpsborg, Moss, Halden, Askim, Sandvika, Lillestrøm, Ski, Mysen og Drøbak. I tillegg er det flere by lignende områder som, Asker, Kolbotn, Ås, Son, Ørje ol. Til sammen bor det 1,55 millioner mennesker i de tre fylkene, dvs. nesten hver tredje person i Norge. Figuren viser nøkkeltall for regionalnettet i Oslo, Akershus og Østfold Befolkningen i Oslo, Akershus og Østfold har økt med siden år Halvparten av økningen skjer i Oslo. Økningen skyldes både tilflytting fra andre deler av landet og en stor innvandring fra andre land. Veksten forventes å fortsette. Størst prosentvis vekst, innen utredningsområdet, forventes på Romerike, i Follo og i deler av Oslo. Bortsett fra i byene forventes en lavere vekst i Østfold enn i Oslo og Akershus. Iht. NVEs regulering gir strømbrudd inntektstap for nettselskapene. Størrelsen på inntektstapet er bestemt ut fra hvilke type kunder som blir rammet. Dette gjør at nettselskapene har gode insentiver for å bygge ut og drifte nettet med tilfredsstillende leveringskvalitet. side 4

5 Leveringskvaliteten i ulike områder kan bli differensiert med hensyn til hvilke type kunder som er knyttet til de ulike nettområdene. Regionalnettet er opprinnelig bygget av flere ulike selskaper og til ulik tid. Oslo-nettet, som ble påbegynt i 1892, er det eldste. Akershus-nettet er det nyeste. Østfold-nettet er i gjennomsnitt nyere en Oslo-nettet, men har enkeltkomponenter som er eldre enn i de andre nettene. Dette nettet har i flere områder mindre reserver, dvs. omkoblingsmuligheter, enn i de andre nettene. Det er kun i Østfold at industrien har betydning for utvikling av regionalnettet. I byer og tettsteder er «handel og tjenester» en vesentlig del av forbruket. Oslo, Akershus og Østfold er et klart underskuddsområde med hensyn til elektrisk effekt og energi. Kun syv prosent av effekten i den timen som har høyest belastning, dekkes av produksjon som ligger innenfor utredningsområdet. Resten må hentes fra sentralnettet. Dette gjøres via 13 sentralnettstasjoner hvor kraften transformeres til regionalnettets ulike spenningsnivåer og via 169 transformatorstasjoner mot distribusjonsnett og industri og seks omformerstasjoner mot Jernbaneverket. Fra transformatorstasjoner i regionalnettet transformeres kraften ned til distribusjonsnettet. Om lag fire femtedel av distribusjonsnettet er eid av HN. De de andre eierne av distribusjonsnett er Rakkestad Energi, Trøgstad Elverk, Høland og Setskog Elverk, Follo Nett og Fredrikstad Nett. Det er maksimaleffekten, dvs. den energien som leveres i en time på den dagen i året med størst forbruk, som er dimensjonerende for nettet. Energiforbruket har med andre ord liten betydning for investeringer i strømnettet. I 2011 startet Statnett, i samarbeid med HN, opp et prosjekt som er kalt «Nettplan Stor Oslo», for å lage planer for utviklingen av sentralnettet frem til SSBs prognoser viser at befolkningen kan øke opptil en million innbyggere i perioden frem til En underrapport i Nettplan Stor-Oslo, som var ferdig sommeren 2011, så på utvikling av effekt og energibehov som følge av befolkningsøkningen og teknologisk utvikling i samme periode. En klar konklusjon er at effekt og energiforbruket ikke vil øke proporsjonalt med befolkningsøkningen. Dette skyldes først og fremst at nye byggeforskrifter gir lavere energiforbruk pr. m 2 ved nybygging og ved rehabilitering. I prognosene tas det også hensyn til effektøkning ved større utbredelse av elbiler, større transportbehov ved tog, trikk og T-bane samt større utbredelse av fjernvarme. Prognosen er laget med tre ulike scenarier for befolkningsutvikling og endring av forbruksmønster. Basis scenariet viser et økt effektbehov de neste årene med en utflating i midten av denne utredningsperioden for hele utredningsområdet sett under et. Effektbehovet vil imidlertid variere side 5

6 fra området til området. Transformatorstasjoner som mater mot områder med stor befolkningsvekst vil trolig oppleve en stor etterspørsel etter effekt, mens andre områder trolig vil oppleve en effektnedgang. Prognosene for effektutviklingen under de enkelte transformatorstasjonene er basert på en antatt prosentvis vekst for de ulike geografiske områdene, innspill fra bedrifter og større utbygginger. Prognosen for de neste fem til ti år sammen med lastflytberegninger, viser at det er nødvendig å øke transformatorkapasiteten fra sentralnettet mot flere av regionalnettene. Tilsvarende gjelder fra regionalnettet mot distribusjonsnettet. Det er også behov for forsterkning og reinvestering av regionalnetts linjer og kabler i flere områder. Mest aktuelt er kabelnettet i Oslo, samt linjenettet mot Gardermoen, søndre Follo og Mosseområdet. I nettet rundt Sarpsborg og Fredrikstad har det vært nedgang i forbruket til industribedrifter. Dette har «frigjort» elektrisk effekt i topplasttimen og gjør at tidligere planer for utvikling av nettet kan utsettes. I Halden har Norske Skog planer om økning i produksjonskapasiteten og med det behov for mer effekt. Dette tas direkte ut fra Statnetts innføringsstasjon i Halden. Det har de siste årene kommet flere henvendelser om store effektuttak til datasentre, dvs. effektkrevende serverparker. Disse har behov for effekt i størrelsesorden noen MW til over 100MW. Eksisterende regionalnettet har få steder ledig kapasitet til slike effektuttak. Dette sammen med krav om full reserve gjør at prosjektene vil utløse behov for nye kraftledninger, kabler og transformatorstasjoner i regionalnettet. I enkelte tilfeller kan det også utløse tiltak i sentralnettet. Figuren viser energi og effektbehov ved ulike tekniske byggeforskrifter. Kilde Hafslund og Statnett Figuren viser effektprognose for Oslo og Akershus med tre scenarier Tilsvarende gjelder tilkobling av ny produksjon. Det pågår utredning for flere vindkraftparker i Østfold. Det planlegges også for økning av produksjonskapasiteten i noen av de store elvekraftverkene i Glomma. Begge typer tiltak kan utløse behov for forsterkninger eller behov for nye regionalnettsanlegg. For å bedre leveringskvaliteten, blir det fortløpende investert i relevern, overvåkings- og styringssystemer. Det blir videre installert jordspoler på transformatorstasjonenes nedspenningsside. Det siste gjøres for å redusere antallet kortvarige avbrudd i distribusjonsnettet og for å øke personsikkerhet rundt anlegg ved jordfeil. side 6

7 Tilsvarende investeres det i kondensatorbatterier for å bedre spenningskvaliteten og for å redusere de elektriske tapene i nettet. For å unngå kortvarige spenningsforstyrrelser i nettet installeres effektbrytere med synkronisert innkobling. side 7

8 2 BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN 2.1 Prosessen fra plan til vedtak HN eier og har anleggskonsesjon for nesten alle anlegg i regionalnettet i Oslo, Akershus og Østfold. Kunder til regionalnettet er distribusjonsnett, kraftstasjoner, industri, elektrokjeler og omformerstasjoner til Jernbaneverket. Det er sluttkunder tilknyttet distribusjonsnettene er knyttet til HNs distribusjonsnett, mens Fredrikstad Nett og Follo Nett har hhv og kunder. Trøgstad Elverk, Rakkestad Energi og Høland og Setskog Elverk har til sammen under kunder i sine distribusjonsnett. Kraftsystemutredningen omfatter tiltak for nettanlegg i regionalnettet. I vurderingene inngår behov for kapasitetsøkning, moderniseringer og fornyelser. Kapasitetsøkning baseres bl.a. på registrert og prognosert effektutvikling. Utover kjente utbyggingsprosjekter, brukes statistisk sentralbyrås (SSB) prognoser for befolkningsutvikling som viktig informasjon. Tidlig i planprosessen undersøkes det hvordan ulike alternativer kan løses teknisk for å øke kapasiteten, bedre spenningsforhold og ivareta god leveringssikkerhet. En anslår kostnader ved ulike tiltak, sjekker at de er tilpasset en langsiktig strategi og at de er fleksible overfor endringer i forutsetningene. Forholdet til sentralnettet, tilgrensede regionalnett, produksjon og Figuren vise utredningsområdet for regionalnettet og hvilke selskaper som leverer strøm til sluttkundene i Oslo, Akershus og Østfold distribusjonsnett ivaretas normalt ved direkte kontakt med utredningsansvarlige og kontaktpersoner i de ulike selskapene. På grunnlag av dette foretas en detaljert vurdering av ulike alternativer mht. kostnader og konsekvenser. Det foretas en overordnet kostnads- og nyttevurderinger ut fra samfunnsøkonomiske og bedriftsøkonomiske kriterier. side 8

9 Som hovedregel velges det alternativ som gir høyest bedriftsøkonomisk lønnsomhet. 2.2 Fylker, kommuner og befolkning i utredningsområdet I utredningsområdet inngår de tre fylkene Oslo, Akershus og Østfold fylker med til sammen 40 kommuner og med en befolkning på 1.55 millioner mennesker. HN har sluttkundene i Oslo, Asker & Bærum og alle kommunene på Romerike. Unntatt er Høland i Aurskog-Høland kommune som er drevet av Høland og Setskog Elverk. I Follo har HN kundene i fire av syv kommuner, og Follo Nett1 leverer til de øvrige tre kommunene. I Østfold er det flere lokale nettselskaper, dvs. Fredrikstad Nett, Rakkestad Elverk og Trøgstad Elverk. Fylke Befolkning Økning siste 10 år Areal km 2 Kommuner Akershus 22 kommuner Oslo Oslo Østfold 18 kommuner Sum kommuner Kommuner, befolkning og areal i Oslo, Akershus og Østfold pr. 1. januar 2016 (ref. SSB) Asker, Aurskog-Høland, Bærum, Eidsvoll, Enebakk, Fet, Frogn, Gjerdrum, Hurdal, Lørenskog, Nannestad, Nes, Nesodden, Nittedal, Oppegård, Rælingen, Skedsmo, Ski, Sørum, Ullensaker, Vestby, Ås Aremark, Askim, Eidsberg, Halden, Hobøl, Hvaler, Fredrikstad, Moss, Marker, Sarpsborg, Skiptvet, Spydeberg, Trøgstad, Rakkestad, Rygge, Rømskog, Råde, Våler Detaljert oversikt over befolkningsutvikling i perioden 1990 til 2016 og befolknings-framskriving frem til 2040 for hver enkelt kommune er vist i vedlegg B-d i grunnlagsrapporten. 2.3 Deltagere i utredningsprosessen Fordi HN er konsesjonær for nesten alt regionalnett i utredningsområdet, har det vært naturlig å organisere arbeidet som et internt prosjekt i HN. Selskap Spenning [kv] Sted / anlegg Statnett 50 / 66/ 132/ 300/ / 300kV ledningsanlegg i sentralnettet, 300kV anleggene i Sogn, Smestad, Ulven og Furuset og Tegneby.420/ 300/132/66/50kV anlegg i Røykås, Frogner, Follo, Hasle, Minne, Halden, Hamang, Bærum Norsk Skog (Saugbrugs) 50 Overføringsanlegg fra Statnetts anlegg Halden og transformatorstasjoner inne på Norske Skogs fabrikkområde. Jernbaneverket 50/66 Omformerstasjonene Navestad og Smørebekk i Østfold, Holmlia og Alnabru i Oslo og Lillestrøm og Jessheim på Romerike Peterson Greåker 50 Greåker (koblingsanlegg) Denofa 50 Fredrikstad (koblingsanlegg) Hafslund Produksjon 50/132 Kraftverkene Sarpsborg, Vamma, FKF samt koblingsanlegg E-CO-vannkraft 66/132 Kraftverket Solbergfoss + koblingsanlegg Glomma kraftproduksjon 66 Kraftverkene Rånåsfoss, Bingsfoss og Funnefoss+ koblingsanlegg Borregaard 50 Fem krafttransformatorer i Borregård I og II Sarpsfoss Ltd 50 Kraftverk i Sarpsborg Statkraft 50 Enfase kraftlinje for fremføring av strøm til omformerstasjon i Asker Eidsiva energinett 132 En 132kV linje gjennom Hurdal, Hurdal transformatorstasjon er knyttet til denne linjen Hafslund Nett 33/ 50/ 66/132/ 300 Fire 300kV kabler gjennom Oslo. Det meste av regionalnettet i Oslo, Akershus og Østfold Innføringsstasjonene i Oslo Smestad, Sogn Ulven og Furuset ble solgt fra Hafslund til Statnett ved årsskifte Salget omfattet 300kV anlegg og 300kV transformatorer. I 2011 gjennomførte Borregaard og HN en gjensidig overdragelse av anleggsdeler for å få et felles grensesjikt. Ved årsskiftet ble Fortum fusjonert inn i HN Anleggskonsesjonærer for elektriske anlegg i sentral- og regionalnett i Oslo, Akershus og Østfold side 9

10 På kraftsystemmøtet 28. november 2014, ble medlemmer til kraftsystemutvalget valgt. Utvalget består av konsesjonærer fra distribusjonsnett, industri og sentralnettet. Selskap Hovedmedlem Vararepresentant Trøgstad, Rakkestad, Høland og Setskog Jens Christer Hansen Fredrikstad Nett og Follo Nett Bjørn Birkeland Anders Lie Hafslund Nett - distribusjonsnett Frode Myckleby Lars Nordevall Borregaard og Norsk Skog Saugbrugs Arne Grindheim (Borregård) Jostein Lunde Statnett SF Hafslund Nett - regionalnett Ingeborg Buchalik Vidar Solheim og Hugo Thøgersen Kraftsystemutvalget for Oslo, Akershus og Østfold ble valgt på kraftsystemmøtet i Fordi HN eier det meste av regional- og distribusjonsnettet, har Kraftsystemutvalget liten praktisk betydning for utredningsområdet. Det meste av samarbeidet foregår direkte mellom selskapene og gjelder enkeltsaker og prosjekter mellom berørte parter. Kraftsystemutvalget har en samordnende og rådgivende funksjon overfor de enkelte konsesjonærer og bidra i saker vedrørende nettutbygging som berører flere konsesjonærer. Utvalget kan også initiere utredninger om nettspørsmål, samt avgi uttalelser i prinsipielle nettspørsmål. 2.4 Samordning mot tilgrensende områder Anleggskonsesjonærer Samordning mot anleggskonsesjonærer blir normalt ivaretatt ved et tosidig samarbeid. Mot utredningsområdet er det tre tilgrensende netteiere, Energiselskapet Buskerud Nett (EB- Nett), Eidsiva Nett og Statnett. Hurdal transformatorstasjon forsynes fra Eidsivas nett som ellers ikke tilknyttet nettet i utredningsområdet. EB-nett har to kraftlinjer inn mot utredningsområdet som halve Asker kommune normalt er forsynt fra. Statnett, med sine 13 stasjoner, er av helt avgjørende betydning for strømforsyningen i Oslo, Akershus og Østfold. I 2011 startet Statnett opp et ett nytt prosjekt «Nettplan Stor Oslo, hvor HN deltar, for å se på utvikling av sentralnettet frem til Av mer kortsiktig arbeid har det de siste årene vært spesiell fokus på ombygging av Hasle i Østfold, ombygging av Hamang i Bærum, samt økt transformeringskapasitet i flere stasjoner. Det har vært omfattende samarbeid med Jernbaneverket ifbm etablering av en midlertidige 40 MVA transformatorstasjon og kabelanlegg for driving av en ny jernbanetunell fra Oslo til Ski (Follobanen). I tillegg har det vært jobbet med å utvide og forsterke eksisterende omformerstasjoner og å finne aktuelle plasseringer for nye anlegg. I Vamma har det vært utredet ulike muligheter for å tillpasse koblingsanlegg, linjer og kabler til byggearbeider i forbindelse med utbygging av et nytt kraftverket. For å rydde opp i eierforhold i regionalnettet, gjennomførte Borregaard og HN i 2011 en gjensidig overdragelse av anleggsdeler. HN overtok 50kV koblingsanlegg i Borregaard 2, mens Borregaard overtok to krafttransformatorer i Borregaard 1. Med dette går skille mellom HNs og Borregaards anlegg ved tilkobling på 50kV siden av transformatorene i begge Borregaard stasjonene. side 10

11 Områdekonsesjonærer Også mot områdets seks områdekonsesjonærer, eiere av det kundenære nettet, blir samordning normalt ivaretatt ved et tosidig samarbeid. For å sikre forsyningen til Hvaler har Fredrikstad Nett og HN samarbeidet om utredning av ny regionalnettsforsyning. I Follo har Follo Nett og HN sett på forsterkning av transformatorkapasiteten i flere stasjoner. I Rakkestad har Rakkestad Energi og HN i felleskap etablert forbindelse mellom 11 og 22kV nettet og gjennomført ombygging av 50kV anlegget i Mellegaard. Områdekonsesjonærene deltar ellers i utredningsprosessen ved at de samler inn måledata, utarbeider prognoser på effekt og energi og bidrar med detaljinformasjon og utredning av egne anlegg. 2.5 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer Kommunale- og fylkeskommunale planer, dvs. regulerings- og arealplaner, verneplaner og beredskapsplaner benyttes av netteiere i distribusjonsnettene og i en viss grad ved utarbeiding av foreliggende kraftsystemutredningen. Ikke minst som supplement til SSBs befolkningsprognoser for befolknings- og effektutvikling og kommunenes anslag for næringsutvikling. Det har vært omfattende kommunikasjon med Fredrikstad og Hvaler kommuner rundt en ny kraftledning for forsyning av Hvaler. side 11

12 3 FORUTSETNINGER I UTREDNINGSOMRÅDET 3.1 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont Tidshorisont Utredningen har en tidshorisont på 20 år. Hovedvekt er lagt på den første delen av utredningsperioden. Ambisjonsnivå Utredningens overordnede mål er å vise sammenhengen mellom effektutvikling, målsettinger og forutsetninger som legges til grunn for utviklingen av regionalnettet og nødvendige prosjekter med tilhørende investeringsbehov. Utredningen omfatter anlegg fra nedtransformering fra sentralnettet til regionalnettet og til nedtransformering mot distribusjonsnettet. Fordi 11-22kV anlegg i transformatorstasjonene funksjonelt og organisatorisk er en del av regionalnettet, er også denne type anlegg omtalt i utredningen. I tillegg kommer produksjonsanlegg med levering på flere ulike spenningsnivåer. Revisjon Figuren viser kommunene i utredningsområdet. Områder hvor HN ikke har områdekonsesjon er vist med hvitt Utredningsarbeidet er en kontinuerlig prosess der endrede forutsetninger, mht. lastutvikling og fornyelsesbehov, kan påvirke tidspunkt for og omfang av tiltak. Utredningen oppdateres hvert annet år. side 12

13 Disposisjon Utredningen er basert på NVEs forslag til disposisjon og innhold for kraftsystemutredninger. 3.2 Mål og krav for det fremtidige kraftsystem Overordnet mål Overordnet mål for regionalnettet i Oslo, Akershus og Østfold er å videreføre en kostnadseffektiv utbygging av anleggene. Utredningen konkretiserer de prosjektene det kan bli aktuelt å søkes konsesjon for i utredningsperioden. I tillegg kommer tiltak der HN har områdekonsesjon, dvs. ombygging stasjonsanlegg og nye kabelanlegg i Oslo. På lang sikt er målet at hele regionalnettet være bygget om fra dagens fire spenningsnivåer 33, 50, 66 og 132kV til 132kV. Innen 2020 skal dagens 33kV nettet være bygget om til 132kV. Det er videre et mål å se distribusjons- og regionalnettet i sammenheng. Dvs. å velge de tiltakene som er mest kostnadseffektive. Med det kan tiltak i distribusjonsnettet erstatte tiltak i regionalnettet og omvendt. Leveringskvalitet For kundene er leveringskvalitet i første rekke knyttet til leveringspålitelighet og spenningskvalitet. Stasjonær spenning Spenningsforholdene i utredningsområdet har de siste årene vært gjennomgående gode. Dette skyldes gjennomførte forsterkninger og reaktiv kompensering i nettet. Det er gunstig for utredningsområdet at det, med få unntak, er korte geografiske avstander mellom transformatorstasjonene. Det er en målsetning å opprettholde den gode spenningskvaliteten ved å forsterke nettet og ved å øke tilgangen til reaktiv effekt. Kortvarige over- og underspenninger Feil i nettet, kobling av brytere og atmosfæriske overspenninger kan medføre kortvarige overspenninger og spenningsdipper. Det er en målsetning å redusere disse til et minimum ved tiltak i eget nett og ved aktivt samarbeid med kunder som «forurenser» spenningen. Viktige tiltak her er å installere jordspoler mot 11-22kV luftlinjer og å bruke synkroniserende brytere ved innkobling av kondensatorbatterier. I tillegg stilles det krav til kunder som kan generere uharmonisk støy. Dvs. frekvensomformere, likeretteranlegg, omformerstasjoner, serverparker ol. Leveringspålitelighet Utredningsområdet sett under ett, har en god leveringspålitelighet. De indre deler av Oslo by har en større avhengighet av sikker strømforsyning enn resten av utredningsområdet. Det er et mål at leveringspåliteligheten i Oslo skal være meget høy. side 13

14 I hele området er det et mål å redusere ILE (Ikke Levert Energi). Ett virkemiddel er i større grad benytte AUS, dvs. Arbeid Under Spenning, ved arbeid i nettet. Ved dette oppnår en å minimalisere planlagte utkoplinger ved arbeider i transformatorstasjoner og ved ledningsanlegg. Leveringskvaliteten vil i fremtiden bli noe ulik fra område til område. Dette er iht. myndighetenes (NVE) insentiver ved KILE- ordningen. Dette innebærer at bylignende områder med mye næring vil oppleve bedre leveringskvalitet enn landlige bo-områder. Tiltak For å få bedre kunnskap om den elektriske kvaliteten i nettet, har HN installert systemer for overvåking av spenningskvaliteten. For å sikre en god leveringskvalitet i nettet, er det utarbeidet retningslinjer som regulerer tilknytning av ulineære laster og produksjonsenheter. Nettkostnader og nettets leveringspålitelighet må sees i sammenheng. HN vil i samarbeid med brukerne av nettet og NVE arbeide videre med å avklare hva som er riktig nivå for leveringspålitelighet i forskjellige deler av nettet og for ulike kundegrupper og geografiske områder. Beredskap Beredskapen skal opprettholdes med tilstrekkelig kapasitet til å takle feilsituasjoner innen rimelig tid. Områder hvor det er tilknyttet sykehus og andre samfunnskritiske kunder, skal prioriteres. Det er gjennomført ROS-analyse (Risiko Og Sårbarhetsanalyse) og utarbeidet beredskapsplaner for utredningsområdet. Disse oppdateres og videreutvikles årlig. Det holdes 2-6 beredskapsøvelser i nettet pr. år hvor minst en omfatter en transformatorstasjon. HNs driftssentral overvåker og styrer brytere og komponenter i regionalnettet i hele utredningsområdet. Ved feilsituasjoner blir gjenoppretting ledet fra driftssentralen. Miljø Det ventes økt fokusering på miljø fra publikum, kunder og myndigheter. Dette gjelder estetikk, støy, utslipp i jordsmonn og emisjon av elektromagnetiske felter. Myndighetenes krav gjennom lover og forskrifter vil utgjøre et minimumskrav. Problemstillinger rundt elektromagnetiske felter er beskrevet i NOU-1995:20. Vedrørende eventuell helsefare ved elektromagnetiske felt fra elektriske anlegg, forholder en seg til Statens strålevern sine anbefalinger. Dvs. at det utredes alternative løsninger dersom et bygg eksponeres for magnetfelter over 0,4µT gjennomsnittlig over året. Ved reinvestering av eksisterende ledningsanlegg, vil en søke å konfigurere anlegget slik at magnetfeltene blir redusert til et minimum. Frem til 1980-tallet var oljetrykkskabler enerådende for høyere spenninger. I 2004 var det 250 km av denne typen kabler i Oslo. Før 2020 vil samlet lengde være redusert til under 30 km. På det meste lakk det over liter olje fra kablene. Fra midten av 1980 tallet er det kun lagt plastisolerte kabler i HNs nett. side 14

15 Støy fra transformatorer er et tilbakevendende tema. Dette skyldes ikke minst at det bygges boliger stadig nærmere transformatorstasjonene. Som en følge av dette har HN de siste årene valgt å bestille «støysvake» transformatorer. Vedlikehold HN vil fortsette overgangen fra et periodisert og mot et tilstands- og risikobasert vedlikehold. Overgangen muliggjøres gjennom utvikling av nye diagnoseteknikker. Målet er å forbedre påliteligheten samtidig som vedlikeholdskostnadene reduseres. For kraftlinjer brukes helikopter og droner med høyoppløselig kamera som erstatning for tradisjonell toppkontrol. Tilsvarende teknikk brukes for kontroll av tilveksten i ledningsbeltet. Koordinering mot overliggende, underliggende og tilgrensende nett Innen utredningsområdets geografiske utstrekning har Statnett mange 300 og 400kV kraftlinjer, kabler og stasjoner. Utvikling av regionalnettet blir koordinert mot sentralnettet. Der det er samfunnsøkonomisk mer riktig å foreta forsterkning i sentralnettet enn i regionalnettet og omvendt, vil dette bli omtalt i utredningen. Spesielt gjelder det ny transformeringskapasitet eller nye transformeringspunkter fra 300 og 420kV nettet. Tilsvarende gjelder de to tilgrensende regionalnettene, EB nett (Energiselskapet Buskerud Nett) som har kraftlinjer mot Asker, og Eidsiva som eier kraftlinjen som Hurdal tr.st er knyttet til. I sterkere grad enn tidligere vil utbyggingen i regional- og distribusjonsnett samordnes. Dette for å gjøre nettet mer fleksibelt, for å utnytte ledig transformatorkapasitet og for å redusere sårbarheten i nettet. Spesiell fokus vil det være i de områdene hvor det er samme eier av regionalnettet og distribusjonsnettet. Der det er andre distribusjonsnettseiere, vil regionalnettseier kunne betale tiltak i distribusjonsnettet der dette gir klare fordeler i regionalnettet. Ved planlegging av regionalnettet må det tas hensyn til usikkerheter i forutsetningene. Løsningene må derfor være fleksible, samtidig som de må være tilpasset en langsiktig strategi for det fremtidige kraftsystemet. Selv om den langsiktige strategien kan gi kortsiktige merkostnader, skal løsninger i den langsiktige strategien velges. Eksempel på dette er overgang fra 33 og 50 til 132kV nett og anlegg i Oslo. Strategi for overgang til 132kV Den langsiktige strategien for Oslo, Akershus og Østfold er et regionalnett basert på 132kV spenningsnivå. Raskest vil overgangen være i sentrum av Oslo hvor hele 33kV nettet og deler av 50kV nettet skal bygges om til 132kV innen For å forberede for overgangen til 132kV, skal alle nye kabelanlegg i regionalnettet isoleres for 132kV. Merkostnaden ved å isolere et kabelanlegg for 132kV, der det kunne vært isolert for 50kV, er i størrelse 3-7 prosent. Dersom et kabelanlegg må skiftes ut før det er gått år, vil det være bedriftsøkonomisk lønnsomt å etablere kabelanlegget for 132kV allerede i dag. I strategien ligger også miljø- og omdømmevurderinger ved i fremtiden å unngå å måtte grave ned nye kabler. side 15

16 Bl.a. av beredskapshensyn, skal normalt benyttes kabler med tverrsnitt 1600 mm 2 milliken (sektorleder) og med isolasjonstykkelse 17 mm. I et kabelanlegg utgjør kabelen normalt kun en fjerdedel av totalkostnadene, mens grøfte- og montasjekostnadene utgjør tre fjerdedeler. Ved samme kabeltverrsnitt vil kunne overføre i nesten tre ganger mer effekt ved overgang fra 50 til 132kV driftsspenning. Strategien legger derfor til rette for et fremtidige behov for kapasitetsøkning. For kraftlinjer, transformatorer og koblingsanlegg vil det for hvert enkelt prosjekt bli vurdert å bygge eller å forberede anlegget for 132kV. Dette fordi senere oppgradering av denne type anlegg er enklere og fordi komponenter, som for eksempel transformatorer, kan gjenbrukes andre steder i nettet. 3.3 Økonomiske forutsetninger For de fleste investeringer i regionalnettet må det foreligge anleggskonsesjon. I tillegg til tekniske og miljømessige forhold blir samfunnsøkonomiske forhold til lagt vekt på i NVEs behandlingen av en søknad. Internt i HN skal investeringsbeslutninger over 10 mill. godkjennes av styret både før en konsesjonssøknad sendes og før investeringen foretas. Det foretas bedriftsøkonomiske vurderinger der investeringskostnader vurderes opp mot leveringspålitelighet, omdømme, fremtidig inntjening og mindre vedlikehold. Bedriftsøkonomisk inntjening av investeringer er knyttet til anleggsbidrag, KILE-risiko og inntektsramme fastsatt av NVE. Anleggsbidrag Det kreves anleggsbidrag for å dempe kostnadsutslag som følge av enkeltkunders virksomhet eller krav som det er urimelig at fellesskapet skal bære. Kunder som initierer investeringen, skal bære sin relative andel av den kapasitetsøkningen som foretas i nettet. Investeringskostnader og beslutninger Anleggs- og komponentkostnader er først og fremst avhengig av spenningsvalg og kapasitetskrav. Kostnadene påvirkes også av terrengmessige, klimatiske og markedsmessige forhold, samt av konsesjonskrav, forskrifter og normer for dimensjonering av anlegg. I hht NVEs retningslinjer søkes det normalt for kraftledninger når nye forbindelser skal etableres. NVE kan gi pålegg om å utrede kabelalternativer. Grunnen til at kabler normalt ikke søkes som det primære alternativet er at kostnaden for slike anlegg er 3-7 ganger høyere enn for luftledningsanlegg. I tillegg kommer lange reparasjonstider ved feil. Investeringskostnadene i utredningen er oppgitt i 2016 kroner. Kostnadene er basert på priser erfart fra inngåtte kontrakter de siste årene. Dette gjelder bl.a. innkjøp av transformatorer, kabelprosjekter og koblingsanlegg i perioden Da det ikke er foretatt detaljprosjektering, er prisanslagene usikre. Endelig teknisk løsning er ikke avklart og det er usikkerheter med hensyn til kostnadsutvikling for både materiell og arbeid. Rekkefølgen og side 16

17 nødvendigheten av tiltakene i utredningen vil bli revurdert hvert år. Den endelige investeringsbeslutningen vil være basert på faktisk lastutvikling og eventuelt nye tilstandsopplysninger. Detaljert teknisk løsning og kostnader fremkommer normalt ved detaljplanlegging 1-3 år før tiltaket skal realiseres. Det er kun ved tiltak som krever konsesjon hvor dette er klart tidligere, for eksempel ved nye kraftlinjer og kabler utenfor Oslo. Når det besluttes å investere i økt transformatorkapasitet i en stasjon er dette basert på en vurdering av lasten i stasjonen i forhold til installert transformatorytelse og underliggende reserver. Belastningen på alle transformatorer mellom regional- og distribusjonsnettet blir kontinuerlig overvåket ved HN driftssentral. Timesmålte belastningsverdier lagres fortløpende i en egen database slik at belastningskurver kan tas ut i ettertid. Faktisk belastning sammenholdes med registrert tredøgnsmiddeltemperatur og prognosert lastutvikling etter hver høylastperiode. Når det ikke lenger er mulig å forsyne stasjonen ved utfall av en transformator vha gjenværende transformatorer eller vha. støtte fra andre stasjoner via distribusjonsnettet, tas det en beslutning om enten å bedre reserven i distribusjonsnettet eller å investere i mer transformatorkapasitet. Ved utetemperatur under null grader kan en som en hovedregel belaste en transformator med % av nominell ytelse. Økonomisk levetid Det skilles mellom teknisk- og økonomisk levetid. Den økonomiske levetiden er tiden fra investering foretas til anlegget er nedskrevet, dvs. den tiden anlegget i utgangspunktet var antatt å være til nytte. Den tekniske levetiden kan være betydelig lenger enn den økonomiske. I praksis vil det være stor usikkerhet og variasjon knyttet til teknisk levetid for ulike komponenter. Anleggenes alder kan sammen med tilstandsanalyser gi en indikasjon på restlevetid. Høy utnyttelse av anlegg kan redusere levetiden. Ved avskrivninger benyttes lineær avskrivning. Ved bedriftsøkonomiske analyser vurderes restlevetider for eksisterende anlegg og forventede levetider for planlagte anlegg ut fra erfaringer, tilstandsanalyser samt utvikling av drifts- og vedlikeholdskostnader. Komponent /anlegg Økonomisk levetid NVE Bedriftsøkonomiske (Hafslund) Bygning Kraftlinje Kabelanlegg Transformator Koblingsanlegg, kompenseringsanlegg Driftskontrollanlegg /vern/nødstrøm (hjelpeanlegg) Kontrollanlegg tr.stasjoner Økonomisk levetid for komponenter i kraftsystemet Drifts og vedlikeholdskostnader Kostnadene påvirkes av vedlikeholdsrutiner, klimatiske forhold, belastning, bruk, alder, materialtype og utførelse. Ved sammenligning av utbyggingsalternativer er det valgt i regionalnettet å benytte drifts- og vedlikeholdskostnader på 1,5 prosent av anleggskostnadene. Da det foretas kontinuerlig omlegging av vedlikeholdsrutinene fra tidsstyrt til tilstandsbasert vedlikehold, kan historiske kostnader sjelden brukes. side 17

18 Ved sammenlikning av ulike utbyggingsalternativer, ved detaljbearbeidingen av prosjekter og før det fattes vedtak om investeringen, sees det nøyere på kostnadene for det enkelte anlegg. Både elektro- og byggetekniske kostnader er inkludert i beregningene. Kostnader ved feil Avbruddskostnader er summen av kundens økonomiske tap, de såkalt KILE- kostnadene (Kvalitetsjusterte Inntektsrammer ved ikke Levert Energi) og reparasjonskostnader. I beregningene legges begge kostnadselementene inn. Kilde: Forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomhet og tariffer. side 18

19 Pga. gode omkoblingsmuligheter, fører planlagte utkoblinger i regionalnettet vanligvis ikke til avbrudd for kundene i Oslo, Akershus og store deler av Østfold. Ved hjelp av utvidet bruk av AUS (Arbeid Under Spenning) og endringer av nettstrukturen er det et mål at planlagte jobber i minst mulig grad skal føre til avbrudd. Frem til utgangen av 2008 differensierte avbruddskostnadene kun for ulike type sluttbrukere som var berørt og med avbruddstype. Fra 1. januar 2009 vedtok NVE å utvide KILE- ordningen slik at også kortvarige avbrudd ble inkludert, dvs. også avbrudd under 3 minutter. Kostnadene for et avbrudd, etter ordningen fra 2008, varierer i forhold til om det er planlagt, hvilke kunder som er berørt, tidspunktet det foregår og lengden på avbruddet. Utover kostnader representert ved KILE og reparasjoner, vektlegges kunders samlede eksponering for feil, medieomtale, liv og helse og lignende når utbedringer av nettet skal foretas. Spesielt gjelder det der strakstiltak iverksettes. For mer detaljert informasjon om Inntektsrammer og KILE-ordningen, vises det til og Samfunnsøkonomiske beregninger Det utføres samfunnsøkonomiske vurderinger av større investeringer i utredningsperioden. Analysene er vist i vedlegg E-c grunnlagsrapporten. Det er i hver analyse gitt en beskrivelse av tiltaket, begrunnelse for tiltaket, lastutvikling i det aktuelle området og beskrivelse av begrensninger i dagens nett. I de økonomiske beregningene er det forutsatt: Kalkulasjonsrente 4 % Analyseperiode 40 år Teknisk levetid er normalt 50 år for kabler, 60 år for stasjoner og 80 år for linjer. Tapskostnader 400 kr/mwh Investeringskostnader er basert på egne erfaringer med tilsvarende anlegg. Driftskostnader er basert på egne erfaringer med tilsvarende anlegg. Konsumprisindeksen (KPI) er referert 100kr i KPI brukes til å prisjustere KILE satsene til det året tiltaket er kalkulert. Feilsannsynlighet, avbruddsvarighet og reparasjonstider RENs planleggingsbok og Statnettsårbok brukes for å finne sannsynlighet for ulike hendelser. Risiko består av sannsynlighet x konsekvens og det er konsekvensdelen som er mest utfordrende å si noe om. Det aller meste av regionalnettet er bygget med N-1 (etter omkobling). Det er kun unntaksvis at en er nødt til reparere en komponent for å gjenopprette forsyningen. Utfall der det er redundans: Ved utfall av en transf, linje eller kabel regnes 30 minutter for å klarere feilen og å fjernstyre inn den «friske» delen av systemet. I de tilfellene det ikke er nok kapasitet i transf, kabler eller linjer, men reserver i distribusjonsnettet regnes 45 minutter før første (manuelle) omkobling mot en annen tr.st. Deretter regnes 30 minutter for hver kobling. Antall forbindelser som må kobles er avhengig av effektbehov og «reservekapasitet» i de ulike 11-22kV forbindelsene. Utfall der det ikke er redundans: Ved ensidig forsyning på linje, antas det 2 dager, for å sette opp provisorisk mast (H-mast vha. trestolper), for å gjenopprette forsyningen. Når det gjelder kabler er det avhengig av hvor mange faser som blir ødelagt. Er alle tre fasene skadet og det må etableres to skjøter pr. fase, oppgir beredskapsleverandør 1-2 uker for å reparere kabelen. Ved brann, eksplosjon eller sabotasje av en hel transformatorstasjon oppgir HN fire dager for å gjenopprettet strømforsyningen. På den tiden brukes en rekke virkemidler, som provisoriske 11-22kV forbindelse. Bruk av krafttransformatorer med direkte tilkobling på kV siden og tilsvarende løsninger på 11-22kV siden. Ved konkrete tiltak vurderes konsekvensen ut fra geografiske og beredskapsmessigforhold. side 19

20 3.4 Tekniske forutsetninger Gjeldende forskrifter, normer og anbefalinger innen bransjen følges for å oppnå tilfredsstillende personsikkerhet, leveringssikkerhet og kvalitet. I det etterfølgende gjennomgås en del tekniske forutsetninger som er benyttet ved kraftsystemutredningen. Dimensjoneringskriterium Regionalnettet bygges slik at en hovedkomponent kan svikte uten at dette får alvorlige konsekvenser for strømforsyningen til sluttkundene, det såkalte N-1 kriteriet. Strømforsyningen skal kunne gjenopprettes etter at uprioritert forsyning, for eksempel elektrokjeler, er koblet ut, og etter omkoblinger i regionalnettet. Som reserve inngår også forbindelser i distribusjonsnettet der disse raskt kan tas i bruk, og der disse har stor overføringskapasitet. Regionalnettet er i dag bygget etter dette kriteriet i hele Oslo, Akershus og de sentrale deler av Østfold. Det gjøres de neste årene betydelige investeringer for å øke leveringssikkerheten i sentrum av Oslo. Dette fordi kostnadene og konsekvensene for kundene og for samfunnet er svært store ved leveringsavbrudd. I Oslo rettes investeringene spesielt inn mot å erstatte 33kV nettet som i dag leverer strøm til sentrum av Oslo. Dette består bl.a. av gamle oljetrykkskabler hvor teknisk levetid er i ferd med å gå ut. En ønsker å unngå nye investeringer i dette nettet og vil heller gå over til et nytt nett basert på 132kV. Inntil dette er gjennomført, etableres ekstra reserver ved å bygge sterke 11kV forbindelser mellom dagens 33kV og 132kV transformatorstasjoner. Ved tiltaket tåles utfall av to av fire transformatorer eller to av fire kabler i 33kV transformatorstasjonene. Summen av flere sterke 11kV forbindelser vil i tillegg gi reserve for havari av 300/33kV transformatorer i innføringsstasjonene. Tiltaket gir også økt reserve ved feil i de nye 132kV transformatorstasjonene. Dimensjonerende effektbelastning Dimensjonerende effektbelastning er definert som forbruk som forventes ved laveste tre døgns middeltemperatur som statistisk inntreffer i ett av 10 år. Forbruk som kan kobles ut, for eksempel elektrokjeler, holdes utenfor. Den store andelen av elektrisk oppvarming i alminnelig forsyning gjør at belastningstoppene vanligvis inntreffer etter en kuldeperiode av noen dagers varighet. Områder Målepkt Dimensjonerende temperatur referert til 3 døgn middel returtid 2 år ( C) returtid 10 år ( C) Oslo, Asker og Bærum ( Blindern ) Romerike (Gardermoen ) Østfold, Follo ( Rygge ) Statistisk forekommende temperaturer i utredningsområdet (Kilde DNMI) Det elektriske effektforbruket er følsomt for temperatur, pris, forbruk og tilgang til andre energibærere for oppvarming. Følsomhet for temperatur varierer fra område til område avhengig av forbrukets sammensetning. De siste årenes store utbredelse av luft til luft varmepumper har gitt en usikkerhet om effektforbruket ved lave temperaturer. Trolig vil den effekten som ikke kan leveres ved synkende virkningsgrad bli erstattet av økende strømforbruk. Tre døgns middeltemperatur ved effekttoppen i nettet registreres hvert år og maksimaleffekten temperaturkorrigeres til dimensjonerende tre døgns middeltemperatur. Det antas en lineær sammenheng mellom effekt og temperatur i området mellom målt- og dimensjonerende temperatur. I denne utredningen er det brukt 1,5 prosent pr. grad. Industrilast temperaturkorrigeres side 20

21 ikke. Beregninger er foretatt for alle leveringspunkter mellom regionalnettet og distribusjonsnettet. Se vedlegg B-a i grunnlagsrapporten. Prognose for effekt og energi Prognoser er basert på svært mange usikkerheter. Det kan nevnes befolkningsøkning, pris i forhold til andre energibærere, informasjons- og sparekampanjer, konjunkturer, politiske beslutninger og lignende. I denne utredningen er prognosen basert på: SSBs fremskrivning av befolkning på kommune nivå Informasjon fra kommuner Informasjon fra distribusjonsnett dvs. fra Fredrikstad Nett, Rakkestad Energi, Follo Nett, Trøgstad Elverk og Høland og Setskog Elverk Informasjon som kommer fra arbeidet med lokale energiutredninger Informasjon om større konkrete utbygginger og prosjekter Der ikke annen informasjon er gitt, er det antatt en organisk vekst basert på historisk økning av belastningen, befolkningsøkning, samt politiske signaler og mål om lavere effekt- og energivekst i årene fremover. Reaktiv effekt Installering av reaktiv effekt gjøres for å oppnå tilfredsstillende spenningsforhold og for å redusere elektriske tap i transformatorer, kabler og linjer. Reaktiv kompensering primært bli plassert nærmest mulig forbruket. Dette gjøres ved å gi insentiver gjennom nett-tariffen og ved å installere kondensatorbatterier i 11-22kV anlegg i transformatorstasjonene. Bortsett fra på Romerike og Oslo, er det i dag tilstrekkelig reaktiv ytelse til at det ikke er behov for uttak fra sentralnettet. Overføringskapasitet på kraftlinjer Kraftlinjer har gjennom årene blitt konstruert med ulike verdier for tillatt ledertemperatur. Tillatt ledertemperatur har variert fra 40 til 110 grader. Ved dimensjonerende ledertemperatur skal pilhøyden, dvs. forskriftsbestemt avstanden fra faseleder og til bakken, opprettholdes. Verdier for overføringsevne på kraftlinjer gis ved ulike omgivelsestemperaturer, for eksempel minus 10, 0, 20 grader og ved en definert vindhastighet. Som termisk grenselast på kraftlinjer er det, for de aller fleste kraftlinjene, valgt å legge til grunn en omgivelsestemperatur på minus 10 grader og 1 m/s vindhastighet. Dette fordi dimensjonerende last normalt vil opptre ved lufttemperaturer lavere enn minus 10 grader. De fleste av kraftlinjer i Oslo, Akershus og Østfold er dimensjonert for 50 grader ledertemperatur. Ved å øke ledertemperatur til 80 grader kan overføringsevnen økes md 20-30% på eksisterende anlegg. Pilhøyden må beregnes ved den nye ledertemperaturen. Der pilhøyden ikke tilfredsstiller forskriftene, kan faselederne «strammet opp» eller master kan hevet slik at minimums avstand til bakken opprettholdes. side 21

22 Overføringskapasitet på kabler Tillatt maksimalstrøm vil være avhengig av forlegningsmåte, dvs. trekant eller flat forlegning, forlegning i jord, i kanal eller i rør, måten kabelens skjerm jordes på, nærføring med andre kabler,med fjernvarmerør, samt hvilke omgivelsestemperaturer dvs. 0, 5, 15 grader osv. som legges til grunn. For beregning av termisk grenselast har HN valgt å legge til grunn overføringskapasitet ved omgivelsestemperatur 5 grader. Dette fordi dimensjonerende last vil opptre ved jordtemperaturer lik eller lavere enn 5 grader. Tillatt overføringsgrense beregnes for hvert enkelt kabelanlegg. Beregning av kablers overføringsevne er basert på tillatt ledertemperatur på 85 grader på oljekabler og 90 grader for plastisolerte kabler (PEX). En kabelforbindelse mellom to transformatorstasjoner er ofte sammensatt av flere serielle eller parallelle delforbindelser. Det kan skyldes at et kabelstrekk er skiftet ut ved havari, ved omlegginger av traser eller ved at flere opprinnelige kabelanlegg er skjøtet sammen. I driften av kabelnettet er HN forsiktig med å overskride de beregnede og maksimale strømverdiene selv over kort tid. Dette gjelder spesielt for eldre kabler. I nye kabler i regionalnettet blir det lagt inn optiskfiber i skjermen. Dette gir i fremtiden mulighet for å måle temperatureturen over hele kabelens lengde mens kabelen er i drift. Utnyttelse av krafttransformatorer Transformatorer kan belastes kontinuerlig med mer enn merkeytelsen. Dette forutsetter lave lufttemperaturer eller forsert kjøling. For transformatorer som er nyere enn år regnes som en tommelfingerregel at enheter kan overlastes med en prosent kontinuerlig for hver grad under 30 grader, inntil 30 prosent over merkelast. Kortvarig kan enhetene belastes enda høyere, men begrenses ofte av kapasiteten til serielle strømførende komponenter som lastkobler, gjennomføringer og strømtransformatorer. Ved kjøp av transformatorer til Oslo, de siste år, har en fra leverandørene fått oppgaver over transformatorers kortvarige (15 min. 1, 2 og 4 timer) overlastbarhet med forhåndslast lik merkelast, og varig belastning ved ulike lufttemperaturer. Kravet om 15 minimums verdier for overlastbarhet har vært krevd de siste årene. For eldre transformatorer må dette avklares med leverandøren i hvert enkelt tilfelle. Levetid for krafttransformatorer Det er vanskelig å avgjøre når den tekniske levetiden for en transformator går ut. Papiret (isolasjonen) i en transformator vil, når det er nytt, ha en depolariseringsverdi (DP) på Når papiret har fått redusert sin DP-verdier til 200, regnes papiret for å være ødelagt. Det finnes i dag ikke metoder for å fastslå DP på enheter i drift. Det kan kun fastslå aldringstakten vha. regelmessige olje- og gassanalyser. Basert på prøver av papiret på eldre kondemnerte transformatorer, antas DP-verdier for transformatorer eldre enn 50 år å være lav. Dette betyr at disse blir vurdert til å ha redusert kortslutningssikkerhet og dermed redusert pålitelighet. I perioden gikk produsentene av transformatorer over til å bruke orientert blikk. Dette reduserte de elektriske tomgangstapene vesentlig. De kapitaliserte kostnadene ved økte tap i en gammal transformator kan dekke opptil 50 % av investeringskostnadene ved å kjøpe en ny enhet. side 22

23 Basert på, økonomiske- og tekniske forhold, er det laget en strategi for at transformatorer produsert før 1965 år ikke skal settes inn på nye steder i nettet, men skrotes. 3.5 Tekniske og økonomiske krav når eksterne ønsker kabling av eksisterende kraftledninger Bestående kraftlinjer vil bli beholdt så lenge det er behov for anlegget eller inntil; Omlegging eller utvidelse av veier eller annen byggevirksomhet gjør omlegging til jordkabel nødvendig. HN krever da full kompensasjon for utgiftene ved kabling Grunneiere eller utbyggere ønsker omlegging til jordkabelanlegg. HN krever full kompensasjon for utgiftene ved kabling. Av tekniske grunner stiller HN krav til minimumslengde ved kabling av eksisterende kraftlinjer. Kravet er at dersom det fra tiltaksområdet er; mindre enn 1500 meter frem til nærmeste transformatorstasjon, skal det kables helt inn til transformatorstasjonen. Det skal minimum kables 500 meter. mer enn 1500 meter frem til transformatorstasjon, skal det kables minst 1000 meter. Når et eksisterende kabelanlegg ønskes forlenges, dvs. erstatte deler av en kraftledning, kreves det at minimum 500 meter kables. Ved kabling av luftledninger skal eksisterende rettigheter til ny trase sikres. Iht. HNs langsiktige strategi om overgang til 132kV, skal kabler alltid isoleres for 132kV. Dette gjelder også i områder der nettet i dag driftes med 50kV eller 66kV. Kraftledningens overføringsevne ved -20 grader temperatur, 1 m/s vindhastighet og 80 grader ledertemperatur skal opprettholdes i hele kabelanleggets lengde. Kabelanlegget skal ha denne overføringskapasiteten beregnet ved 5 grader jordtemperatur og termisk jordresistivitet 1,3 oc m/w. Dersom ikke annet er avtalt skal ledertverrsnitt på 1600mm 2 - milliken benyttes. Kabling gjør at kortslutningsnivået i nettet øker. Dette kan medføre at en eller flere stasjoner må forsterkes eller bygges om. Kabling vil også øke jordfeilstrømmene i nettet, noe som kan medføre at det må installeres nye jordslutningspoler. Kostnader ved denne type tiltak må dekkes av den som har initiert kablingen. HN skal godkjenne løsningen ved tiltaket og kan stille ytterligere tekniske krav dersom stedlige forhold tilsier det. HN dekker eventuelle tilleggskostnader for å øke overføringskapasiteten. side 23