Felles nettløsninger vindkraftverk Nord- Fosen/Namdalseid

Transkript

1 FAGRAPPORT: Felles nettløsninger vindkraftverk Nord- Fosen/Namdalseid Nettilknytning av Innvordfjellet og Breivikfjellet Alternative nettløsninger Analyser og vurderinger Kostnader Sanering og muligheter. Oppdragsgiver: Zephyr AS og SAE Vind v/ask rådgivning. Rev rapport: 3. sept (ENDELIG UTGAVE) Prosjektansvarlig: Kjetil Andersen Utført av: Kjetil Andersen & Kjetil Riseth Hegglid

2 Sammendrag/konklusjon Det er i denne rapport vurdert forskjellige nettløsninger for følgende vindparker på Nord-fosen: Navn Installert ytelse (maks) Kommune Breivikfjellet 60 MW Namdalseid/Namsos Innvordfjellet 115 MW Flatanger/Namdalseid Totalt 175 MW - Aktuelle nettløsninger som er vurdert i denne fagrapport er som følger: Alt 1. Nettløsninger uavhengig av ny 420 kv ledning Namsos/Skage Roan Alt kv løsning mot Skage via Bratli. Maks produksjon fra vindparker (175 MW). Det legges til grunn østlig trase fra Innvordfjellet mot Breivikfjellet (rimeligste løsning *) ). 132/22 kv trafo i Innvordfjellet for forsyning mot Lauvsnes. Etablering av Spillum trafostasjon og utvidelse av Bratli trafostasjon til 132 kv spenningsnivå. Alt kv løsning mot Spillum/Skage med sjøkabel over Namsenfjorden (Otterdalsbukta- Spillum). (. Maks produksjon fra vindparker (175 MW). 132/22 kv trafo i Innvordfjellet for forsyning mot Lauvsnes. Etablering av Spillum trafostasjon. Løsningen føres ikke innom Bratli Alt 2. Nettløsninger avhengig av ny 420 kv ledning Namsos/Skage Roan Alt 2.1 Innvordfjellet og Breivikfjellet vindkraftverk med full produksjon på 132 kv løsning mot Straum/Roan. Ombygging/omisolering av eksisterende 66 kv ledning Bratli Straum til 132 kv spenning. Bratli trafostasjon utvides med 132 kv spenningsnivå. Totalt 175 MW produksjon. Alt 2.2 Breivikfjellet på 132 kv løsning mot Straum/Roan. Innvordfjellet, 90 MW, mot Daltrøa på 66 kv spenning. Etablering av Solheim koblingsstasjon og Bratli trafostasjon utvides med 132 kv spenningsnivå. Totalt 150 MW produksjon. Alt 2.3 Breivikfjellet på 66 kv løsning mot Straum/Roan. Innvordfjellet, 90 MW, mot Daltrøa på 66 kv spenning. Etablering av Solheim koblingsstasjon. Totalt 150 MW produksjon. Forskjellen mellom systemløsninger i Alt 1 og Alt 2 er kun at Alt 1 kan gjennomføres før en eventuell ny 420 kv ledning Namsos/Skage-Roan er på plass. Imidlertid forutsetter dette at det er ledig overordnet kapasitet i Namsos/Skage til 175 MW vindkraftproduksjon. Systemløsningene i Alt. 2 må av kapasitetshensyn i regionalnettet vente til en eventuell ny 420 kv ledning til Roan er bygget og satt i drift. Fagrapporten danner grunnlaget for hva som skal konsesjonssøkes og konsekvensutredes av nett for de to planlagte vindparkene på Nordre Fosen. I rapporten er det inkludert lastflytanalyser, spenningsanalyser, kostnadsoverslag og teknisk/økonomisk evaluering av de aktuelle nettløsningene. Det legges opp til løsninger som muliggjør sanering av eksisterende ledningsnett til NTE. Videre vil noen av løsningene kreve avklaringer mot TEN. Resultatene av de økonomiske evalueringene er som følger: Side 1

3 Økonomisk sammenstilling av vurderte nettløsninger 350,000,000 Kostnader (tap + investering) 300,000, ,000, ,000, ,000,000 Tap [kr] Nettinvesteringer inkl. sentralnett Nettinvesteringer eks. sentralnett 100,000,000 50,000,000 0 Alt MW Alt MW Alt MW Alt MW Alt MW Figur 1. Kostnader (tap og investering). Tapskostnader regnet frem til sentralnettspunkt. Nettinvesteringer er synliggjort med og uten kostnader for tilnytning i sentralnettspunktene (Namsos Skage og Roan). Mrk. at kostnadene for sentralnettspunktene er kalkulert som den andel som ligger på de nevnte vindparker. Sannsynligvis vil Statnett kjøre med standard tilkoblingsløsninger (trafoytelser) uavhengig av om det er 100 MW eller 200 MW som mates inn i punktet. Således er det en forbundet en viss risiko med disse kostnadene også Kostnader i [kr/kwh] Kostnader [kr/kwh] inkl Sentralnett Kostnader [kr/kwh] eks Sentralnett Alt MW Alt MW Alt MW Alt MW Alt MW Figur 2. Totale kostnader (samfunnsmessige) pr produsert kwh i vindparkene. Det er lagt til grunn 3000 brukstimer for begge vindparkene. Dette er sannsynligvis noe høyt. Pt tilsier driftserfaringer fra Norge en noe lavere brukstid enn 3000 timer, men utviklingen går i retningen av noe økende brukstid Side 2

4 Konklusjon: Alt 1.1, Alt 1.2 og Alt 2.1 er sammenlignbar med hverandre (produksjon 175 MW). Løsningene forutsetter bygging av nytt 132 kv regionalnett, og at produksjonen mates mot Skage eller Straum. Basert på totale samfunnsøkonomiske kostnader kommer Alt.2.1 (mot Straum)best ut med ca. 2 øre/kwh rimeligere totalkostnad enn Alt. 1.1 (0,58 kr/kwh mot 0,60 kr/kwh). Dog bør det bemerkes at i Alt 1.1 ligger det inne kostnader for etablering av Spillum trafostasjon (ca. 20 mill kr) og sanering av eks. 66 kv ledning Bratli- Namsos (Spillum). I og med at Alt 1.1 gir store samfunnmessige tileggsgevinster i å kunne etablere en ny og viktig trafostasjon på Spillum, samt at eks. 66 kv ledning Bratli-Spillum kan saneres, konkluderes det med at Alt 1.1 gir utelukkende beste systemløsning. Dersom man kun tar ut kostnaden for Spillum trafostasjon vil totalkostnaden for Alt 1.1 bli redusert til ca. 0,54 kr/kwh. Alt1.2 med 132 kv sjøkabel mellom Otterdalsbukta og Spillum gir en totalkostnad på 0,76 kr/kwh. Men denne løsningen forutsetter at eks. 66 kv ledning Bratli-Namsos (Spillum) beholdes, i hvert fall frem til teknisk levetid er ute. På sikt kan det bygges ny 132 kv ledning mellom Brevikfjellet vindkraftverk og Bratli, som da vil muliggjøre sanering av 66 kv ledning Bratli-Namsos(Spillum). Alt 2.2 og 2.3 er også sammenlignbare med hverandre, Løsningen forutsetter en redusert produksjon (90 MW) fra Innvordfjellet mot Daltrøa. Forskjellen mellom Alt. 2.2 og 2.3 er da kun hvordan man håndterer produksjonen fra Breivikfjellet mot Straum, enten på eks. 66 kv system eller ved spenningsoppgradering til 132 kv. Konklusjonen er at det vil bli rimeligere å benytte eks. 66 kv ledning Bratli-Straum (Alt. 2.3), dersom det kun er 60 MW produksjon i Breivikfjellet. Differansen i overføringstap mellom en 66 kv løsning og en 132 kv løsning er ca. 22 mill kr. Men det vil koste anslagsvis ca mill kr å bygge om eks. 66 kv ledning Bratli- Straum til 132 kv. Dersom man sammenligner alle løsningene opp mot hverandre, i rene samfunnsøkonomiske kostnader pr. kwh vindkraftproduksjon, kommer følgende løsninger best ut: Alt 1.1: Alt 2.1 Alt.2.3 0,60 kr/kwh 0,58 kr/kwh 0,59 kr/kwh. Konklusjon: Alt 1.1 innehar også store kostnader for bygging av bl.a Spillum trafostasjon og sanering av 66 kv Bratli-Namsos. Det er derfor på det rene at Alt. 1.1 gir beste og rimeligste løsning for tilknytning av vindkraftproduksjon på Nord-Fosen. Forøvrig legg merke til at løsningene gir ulik miljømessig belastning i form av netto tilskudd av luftledninger, se fig Netto tilskudd av luftledninger [km] Alt MW Alt MW Alt MW Alt MW Alt MW Figur 3 Oversikt over netto tilskudd av luftledninger. Lengde nye luftledninger fratrukket lengde sanerte luftledninger. Side 3

5 Kommentar: NTE vurderer å sanere eksisterende 66 kv ledning Daltrøa Jøa på grunn av at lastbehovet på Jøa er lite (ca 1-2 MW), samt at ledningen har behov for vedlikeholdsmessig oppgradering. NTE vurderer andre løsninger for forsyning av Jøa (muligens en 22 kv sjøkabel). Det holdes for rimelig sannsynlig at NTE vil sanere denne ledningen på lengre sikt. Således medfører Innvordfjellet at 66 kv ledning på østsiden av Lokkeren mot Daltrøa beholdes, men forsterkes. Imidlertid vil dette medføre at behovet for Solheim koblingsstasjon ikke lenger er til stede og totalkostnadene for alternativ 2.3 reduseres med 5,4 millioner kroner. En sanering av 66 kv ledning til Jøa fordrer også at Hundhammerfjellet vindkraftverk ikke mater produksjonen over Foldakabelen. Pt er en slik løsning for usikker og er derfor ikke medregnet i denne fagrapport Forholdet til Innvordfjellet vindkraftverk og ulike traseløsninger sørover mot Brevikfjellet. *) I fagrapport/tileggsutredning Alternative traseløsninger fra Innvordfjellet via Sitter av 18. juni 2010, utredet av Jøsok Prosjekt, er det vurdert ulike traseløsninger mellom Innvordfjellet og Breivikfjellet/Bratli. Følgende løsninger er vurdert: Alt 1 Østlig trase (grønn strek) Alt 2A Vestlig trase. Øst for Knottvatnet Alt 2B Vestlig trase. Vest for Knottvatnet. Alt 3 Vestlig trase via Sitter/Sittermoen Alt 3B Vestlig trase Via Sitter/Sittermoen og flytting av trafo i Innvordfjellet ca. 1,5 km vestover mot Sitter. (se fig. 4) Side 4

6 Fig. 4 Oversikt over systemløsninger (Alt 1,2 og 3) fra Innvordfjellet uten å gå innom Lauvsnes. Side 5

7 Fagrapporten/tileggsutredningen konkluderte med at en østlig trase er rimeligste løsning, og at de totale samfunnsøkonomiske kostnadene vil øke med følgende, avhengig av traséløsning: Totale merkostnader nettløsning(er) Innvordfjellet. Trase Differanse samfunnsøkonomiske kostnader Alt 1 - Alt 2A + 4,3 mill kr Alt 2B + 5,1 mill kr Alt ,8 mill kr Alt 3B +10,0 mill kr Overnevne systemløsninger forutsetter en samordning av Lauvsnes trafostasjon og Innvordfjellet vindkraftverk med tanke på lokal forsyning. Dvs at NTE forsyner Lauvsnes via egen 132/22 kv trafo fra Innvordfjellet og at Lauvsnes blir bygget om til en 22 kv koblingsstasjon. Dersom Lauvsnes skal opprettholdes som et transformeringspunkt så konkluderer fagrapporten med at dette høyst sannsynlig hører sammen med en systemløsning etter alternativ 2B eller alternativ 3. NTE uttak i Innvordfjellet hører da naturlig sammen med Alt 1 og 2A. Vurderingen konkluderte med følgende: Alt 1 Trafo i Innvordfjellet. [kr] Alt 2A Trafo i Innvordfjellet. [kr] Alt 2B Trafo på Lauvsnes [kr] Alt 3 Trafo på Lauvsnes [kr] DIFFERANSE KONKLUSJON: Rimeligste løsning er å ha NTE trafo i Innvordfjellet og legge til grunn østlig trase (Alt 1) mot Bratli. Alternativ 1 er ca. 4,2 mill kr rimeligere enn Alt 2A. Dersom NTE skal opprettholde Lauvsnes som transformeringspunkt kreves en mer vestlig 132 kv trase fra Innvordfjellet. Avhengig av om den legges øst for Dummelfjellet/Ramsfjellet (2B) eller om den legges via Sitter (3), så vil merkostnaden utgjøre henholdsvis ca. 16,8 mil kr eller 24,5 mill kr i forhold til Alt 1. Den totale merkostnaden ved en vestlig trase Innom Lauvsnes utgjøres og domineres av følgende: 1. Vesentlig lengre 132 kv trase som medfører økte byggekostnader og økte tapskostnader. 2. Trase over Sitter/Sittermoen utløser en kostnadsdrivende 132 kv jordkabel. 3. Ny 132/22 kv trafo på Lauvsnes i stedet for Innvordfjellet medfører ett ekstra 132 kv felt. (4 felt kontra 3 felt) 4. Kostnadsdrivende 132 kv kabelarrangement inn/ut av Lauvsnes. Kommentar til kostnadsvurderingene: Vurderingen tar også for seg grove kostnader i NTE sitt distribusjonsnett. Det er ikke gjennomført detaljvurderinger rundt NTE sitt 22 kv nett og stasjoner, så her antas usikkerheten å være + 20 % / -10 %. Dog vurderes likevel konklusjonen som å være entydig. En østlig trase med nye NTE trafo i Innvordfjellet vil sannsynligvis være ca mill kr rimeligere enn en løsning med en vestlig trase og ny NTE trafo på Lauvsnes. Dersom traseen i tilegg legges via Sitter vil denne merkostnaden øke til ca mill kr. For øvrig henvises det til fagrapport av 18 juni 2010 Alternativ trase fra Innvordfjellet via Sitter, for mer utfyllende detaljer. Denne fagrapport er utført av Siv Ing Kjetil Andersen og Siv Ing. Kjetil R. Hegglid. Side 6

8 INNHOLDSFORTEGNELSE 1.0 INNLEDNING SYSTEMGRUNNLAGET FORHOLDET TIL DAGENS KRAFTSYSTEMPLAN FORUTSETNINGER ØKONOMISK FORUTSETNINGER TEKNISKE FORUTSETNINGER I SENTRALNETTSPUNKT MØTER OG BEFARING NETTMESSIGE FORUTSETNINGER FOR LØSNINGER PÅ NORD-FOSEN TAPSOPTIMAL DIMENSJONERING AV LEDNINGER PÅ FOSEN LASTFLYTANALYSER NETTLØSNINGER UAVHENGIGE NY 420 KV LEDNING NAMSOS/SKAGE - ROAN ALTERNATIV Beskrivelse av tiltak Saneringsmuligheter Totale kostnader ALTERNATIV Beskrivelse av tiltak Saneringsmuligheter Totale kostnader NETTLØSNINGER AVHENGIGE NY 420 KV LEDNING NAMSOS/SKAGE ROAN OMISOLERING AV EKSISTERENDE 66 KV LEDNING BRATLI STRAUM TIL 132 KV SPENNINGSNIVÅ ALTERNATIV Beskrivelse av tiltak Saneringsmuligheter Totale kostnader ALTERNATIV Beskrivelse av tiltak Saneringsmuligheter Totale kostnader ALTERNATIV Beskrivelse av tiltak Saneringsmuligheter Totale kostnader OVERSIKT OVER NYE LEDNINGER OG STASJONER NETTLØSNINGER UAVHENGIG AV 420 KV LEDNING NAMSOS/SKAGE ROAN NETTLØSNINGER AVHENGIG AV 420 KV LEDNING NAMSOS/SKAGE ROAN SPESIFIKASJONER FOR NYE LUFTLEDNINGER TEKNISKE SPESIFIKASJONER FOR NYE 132 KV OG 66 KV SJØKABLER TEKNISKE SPESIFIKASJONER FOR NYE 132 KV JORDKABEL TILTAK I TRAFOSTASJONER/BESKRIVELSER LASTFLYTANALYSER...33 Side 7

9 8.0 ØKONOMISK SAMMENLIGNING AV VURDERTE ALTERNATIV ALT 2.3 OG FORDELING AV SAMFUNNSØKONOMISKE KOSTNADER TIDLIGERE VURDERTE LØSNINGER SOM ER FORKASTET OVERSIKT ALTERNATIVER OG HVA SOM KREVER SAMARBEID/AVKLARING MED NTE OG/ELLER TEN...38 Vedlegg 1. Oversiktskart: - Alt 1.1 uavhengig av ny 420 kv ledning Tegn B-15746, 1: Alt 1.2 uavhengig av ny 420 kv ledning Tegn B-15748, 1: Alt 2.1 avhengig av ny 420 kv ledning Tegn B-15749, 1: Alt 2.2 avhengig av ny 420 kv ledning Tegn B-15750, 1: Alt 2.3 avhengig av ny 420 kv ledning Tegn B-15751, 1: Kostnadsoversikt vurderte løsninger. Side 8

10 1.0 INNLEDNING På Fosen i Trøndelag er det pt gitt konsesjon til å bygge ut ca MW vindkraft, i tillegg til at det er meldt og konsesjonssøkt ca MW vindkraft. Regionalnettet på Fosen består i dag kun av 66 kv, og det er ikke kapasitet i dette nettet (sør for Namsos) til å ta i mot så mye ny produksjon som det er snakk om her. Jøsok Prosjekt (JP) er engasjert for å utarbeide nettløsninger for tilknytning av to av de meldte/omsøkte prosjektene på Nord-Fosen. Tabell 1 viser en oversikt over disse. Tabell 1. Oversikt over vindparker som omhandles i denne fagrapport. Navn Maks installert ytelse Kommune Breivikfjellet 60 MW Namdalseid/Namsos Innvordfjellet 115 MW Flatanger/Namdalseid Totalt 175 MW - Nettrapporten og analysene tar for seg følgende: 1. Utredning av mulige nettløsninger 2. Tekniske og økonomiske vurderinger 3. Grunnlag til melding 4. Mulige løsninger for fremtidig sanering av eks. 66 kv regionalnettsforbindelser x) x) Merk at forslagene er ment som et utgangspunkt, og at det er NTE og/eller TEN som selv må vurdere om dette er løsninger som er driftsteknisk akseptable. Mulige løsninger som skisseres i denne rapport, er dermed tatt med for å påpeke at dersom det etableres ett nytt 132 kv produksjonsnett i regionen, så er det mulig i fremtiden å sanere eks. ledningsforbindelser. 2.0 SYSTEMGRUNNLAGET FORHOLDET TIL DAGENS KRAFTSYSTEMPLAN I dag er det kun regionalnett med spenningsnivå 66 kv på Fosen. Nærmeste sentralnettspunkt er Namsos/Skage trafostasjon i Namsos kommune. Her er det 300 kv forbindelser mot Ogndal i sør og Tunnsjødal i nord. Slik situasjonen er i dag, er det begrenset hvor mye man kan mate inn i det eksisterende 66 kv nettet på Fosen. Grunnet alle planene om vindkraftutbygging på Fosen ble det av Statnett konsesjonssøkt en ny 420 kv ledning fra Skage/Namsos til Roan i 2007 med tilleggssøknad i januar Videre ble det søkt om forlengelse av 420 kv ledningen mellom Roan og Åfjord i mai NVE ga i juni 2010 Statnett konsesjon for å bygge denne 420 kv ledningen fra Skage/Namsos til Åfjord via Roan. I juni 2010 sendte Statnett også inn søknad om konsesjon til å øke spenningsnivået på dagens 300 kv ledning Namsos Klæbu til 420 kv spenning. I den forbindelse ønsker Statnett å sette av plass til ny 420/132 kv anlegg i Namsos/Skage. Det må utredes aktuelle nettløsninger, som samlet tar sikte på å overføre produksjonen fra de to vindparkene til Straum/Roan eller Skage/Namsos. Det tas sikte på å redusere antall nye ledningsforbindelser, og dermed må det etableres noen felles stålkursmaster med dobbelt ledningssett for å kunne overføre den planlagte produksjonen. Nettplaner som påvirker det eks. regionalnettet må avklares med netteier i området, (TrønderEnergi Nett AS - TEN eller Nord Trøndelag Elektrisitetsverk - NTE.) Ved valg av løsning må det legges til grunn driftstekniske krav fra TEN, NTE, og/eller Statnett. Dette i kombinasjon med samfunnsøkonomi, legger til grunn en fremtidig nettløsning for de to aktuelle vindparkene på Nord-Fosen. Som grunnlag til dette må det da etableres nettmodeller og kjøres lastflytanalyser som kan fremskaffe tiltakenes anleggskostnader, driftskostnader, nettap og økonomi. Side 9

11 3.0 FORUTSETNINGER 3.1 Økonomisk forutsetninger I denne rapport er det lagt til grunn følgende økonomiske forutsetninger: Kalkulasjonsrente: 4,5 % Analysetid: 30 år. Systempris/tapspris: 0,35 kr/kwh Driftskostnader: 1 % av investering pr. år, kapitalisert ca 16,3 % Brukstid mhp tap: 60 % av brukstiden til vindparker (ca timer) Prisnivå: År 2010 Kostnadsoverslag: Budsjettpriser. Usikkerhet +/- 20 % 3.2 Tekniske forutsetninger i sentralnettspunkt. Nye 420 kv felt i sentralnettstasjoner utføres med doble samleskinner og duplex bryteranlegg. 132 kv i Namsos/Skage utføres uten samleskinne og med enkelt bryterfelt mellom trafo og linje. 132 kv i Roan utføres med enkel samleskinne. 3.3 Møter og befaring Som grunnlag til denne fagrapport er det avholdt møter med både TrønderEnergi Nett AS og NTE NETT AS. For begge møtene er det utarbeidet møtereferat. For å vurdere ulike traséløsninger, ble det i løpet av juni-aug 2009, avholdt trasébefaringer til fots og ved bruk av helikopter. Befaring ble gjennomført av Kai Nybakk og Kjetil Andersen. Videre er det også avholdt arbeidsmøter med Statnett, der ulike systemløsninger ble presentert og diskutert. 3.4 Nettmessige forutsetninger for løsninger på Nord-Fosen Alt 1. Nettløsninger uavhengig av ny 420 kv ledning Namsos/Skage Roan 1. Hundehammerfjellet mater ca. 30 MW over Foldakabel mot Daltrøa. 2. Det forutsettes at Ytre Vikna vindkraftverk ikke mates mot Daltrøa. 3. Transformator på Skage 300/66/22 kv trafo (160 /160/75 MVA) har pt ledig ca. 100 MW innmating på eks. 66 kv vikling (160 MVA vikling). Opplyst av Statnett i brev av Videre stadfester Statnett at de har planer å flytte dagens 300/66/22 kv trafo til Fåberg og kjøpe ny 420/66/22 (utløst av 420 kv spenning på Namsos/Skage). 4. Maks 80 MVA inn mot Daltrøa ved eks. Foldakabel. (Opplyst av NTE) På lengre sikt, og under forutsetning at Foldakabelen har nådd sin tekniske levetid og denne ikke blir reinvestert, kan kapasiteten inn i Daltrøa økes med ca 30 MW til totalt 110 MVA. 5. Bessakerfjellet opptar all ledig kapasitet i eks 66 kv nett Bratli-Namsos. Mater i dag ca. 51 MW inn i Bratli. 6. Det er ikke regnet på kostnader for forsterking/temp oppgradering av eks 66 kv ledning(er) Daltrøa Namsos Namsos/Skage. Kostnader antas høye og signaler fra NTE var at det på sikt var ønskelig å få vekk disse ledningene pga. rasfare. 7. Det forutsettes kapasitet i overliggende sentralnett (Statnett opplyser at det er plass til inntil 800 MW ny kraftproduksjon i Namsos området inn på eks. 300 kv sentralnett under forutsetning av at ny 420 kv ledning Ørskog-Fardal er satt i drift.) Side 10

12 8. Statnett opplyser at i løpet av år 2013 vil det være etablert 420 kv spenning i Namsos/Skage. Det forutsettes derfor at nye trafoer, uløst av vindkraft på Fosen, må være 420 kv (eller sekundært, minst være omkoblbar fra 300 kv til 420 kv på primærsiden). Kommentar: NTE har synliggjort noen kapasiteter for Innvordfjellet mot Daltrøa. NTE tar forbehold på analysene vedrørende kapasiteten da det ikke er gjennomført dynamiske analyser. Alt 2. Nettløsninger avhengig av ny 420 kv ledning Namsos/Skage Roan 1. Bessakerfjellet vindpark mates inn i Roan, og nettet til NTE blir avlastet med ca. 51 MW. 2. TEN bygger ny 132 kv ledning mellom Straum og Roan (Feal 300) 3. Roan sentralnettspunkt (trafostasjon) blir etablert. 4. Eksisterende 66 kv ledning Straum Bratli kan kobles ut og eventuelt omisoleres til 132 kv. 5. Omisolert 132 kv ledning mellom Straum og Bratli/Namdalseid må tilknyttes i Straum for å opprettholde tosidig forsyning til Straum. 6. At Bessakerfjellet mates mot Roan, frigjør ca. 40 MVA i Daltrøa. 7. Det forutsettes kapasitet i overliggende sentralnett. Kommentar: NTE har synliggjort noen kapasiteter for Innvordfjellet mot Daltrøa. De tar forbehold på analysene vedrørende kapasiteten da det ikke er gjennomført dynamiske analyser. 3.5 Tapsoptimal dimensjonering av ledninger på Fosen Med dette begrepet menes at det i utgangspunktet bør velges line- og kabeldimensjoner som gir laveste totalkostnad av kapitalkostnad, driftskostnad, tapskostnad og avbruddskostnad. Når systemløsningen er den samme og ledningene dimensjoneres for de samme klimalaster, ser vi bort fra avbruddskostnadene. Driftskostnadene varierer heller ikke nevneverdig med linedimensjonene og i denne sammenhengen kan derfor driftskostnadene neglisjeres. Det forutsettes ved etablering av felles nett for vindparkene på Fosen, at det benyttes liner av typen legert aluminium. Disse linene har bedre lederegenskaper og er noe lettere enn Feal med tilsvarende linediameter. 3.6 Lastflytanalyser Som grunnlag til denne rapport er det gjennomført lastflytanalyser og spenningsanalyser av de vurderte nettløsningene. Det er forutsatt full produksjon fra samtlige vindemølleparker der hvor dette er mulig. Det kan imidlertid være at en av/flere vindparker må redusere den installerte effekten for ikke å overbelaste eksisterende nett. Dataprogrammet EDSA er benyttet til å etablere lastflytmodellene, og til å analysere nettet. Det er gjennomført spenningsanalsyer og lastflytanalyser. Dynamiske analyser er ikke gjennomført. Side 11

13 4.0 NETTLØSNINGER UAVHENGIGE NY 420 KV LEDNING NAMSOS/SKAGE - ROAN Det er utredet nettløsninger som skal ta høyde for å overføre produksjonen fra de aktuelle vindparkene, vist i tabell 1, til eksisterende nett i Namsos/Skage. Løsningen kan gjennomføres uten/før ny 420 kv ledning Namsos-Roan er på plass. Følgende nettløsninger er vurdert: Alt kv løsning mot Skage. Etablering av Spillum trafostasjon og utvidelse av Bratli trafostasjon til 132 kv spenningsnivå. Maks produksjon fra vindparker (175 MW). Alt kv løsning mot Skage med sjøkabel over Namsenfjorden (Otterdalsbukta-Spillum). Etablering av Spillum trafostasjon. Maks produksjon fra vindparker (175 MW). 4.1 Alternativ Beskrivelse av tiltak Løsningen innebærer at man knytter vindparkene Innvordfjellet og Breivikfjellet til 420 kv trafostasjon i Namsos/Skage med et felles 132 kv produksjonsnett. Løsningen innebærer ca 3,5 km 132 kv dobbelkurs og ca 67,5 km 132 kv enkelkurs luftledninger. Totalt 175 MW produksjon fra vindparkene. Det etableres to stk 132/66 kv trafostasjoner. Den ene etableres ved å utvide Bratli trafostasjon til også å inneha 132 kv spenningsnivå. Den andre trafostasjonen etableres ved Spillum, sør for Namsen. Se figur 1 for enlinjeskjema alternativ 1.1 og vedlegg 1 for oversiktskart. Figur 1. Samordnet nett på Fosen, alternativ 1.1. Totalt 175 MW produksjon Den nye 132 kv ledningen fra Innvordfjellet vindpark dimensjoneres for å overføre 115 MW, noe som tilsvarer en linedimensjon på 444-Al59. Denne ledningen vil bli ca 25,4 km lang og føres frem til trafostasjonen i Breivikfjellet vindpark. Ledningen bygges på H-master av trestolper. Fra Breivikfjellet vindpark etableres en ny 132 kv ledning som skal gå til Bratli trafostasjon. Ledningen skal overføre ca 175 MW og vil få en linedimensjon på 685-Al59. Fra trafostasjonen i Breivikfjellet går ledningen ca 2 km sørvestover til den treffer traseen til eksisterende 66 kv ledning Bratli Lauvsnes og følger denne mot Bratli. De siste 3,5 km inn mot Bratli, etter at ledningen er kommet over Løgnin, vil ledningen gå som dobbelkurs. Dobbelkursledningen vil gå på oppsiden (østsiden) av eksisterende 66 kv ledning. Side 12

14 Ved Bratli utvides eksisterende 66/22 kv trafostasjon med 132 kv spenningsnivå. Dette innebærer nytt 132 kv koblingsanlegg, innstrekkstativ for innkommende 132 kv ledninger og ny 132/66 kv trafo. Det er behov for 3 stk 132 kv koblingsfelt, to til innkommende ledninger og ett til trafoen. Det er ikke behov for nytt 66 kv koblingsfelt til ny 132/66 kv trafo. Da 66 kv ledningen Bratli Lauvsnes (kan) saneres, vil det bli ett ledig 66 kv felt. Dette kan benyttes til å betjene 132/66 kv trafoen. Utvidelse av stasjonen er planlagt gjennomført på nordøstsiden av eksisterende trafostasjon. Tilkobling til Bratli utføres via en ny 66 kv jordkabel. Fra Bratli trafostasjon etableres en ny 132 kv ledning som skal føres til ny 132/66 kv trafostasjon ved Spillum. Denne ledningen vil bli utført med linedimensjon 685-Al59. De første 3,5 km vil gå som dobbelkurs med 132 kv ledningen fra Breivikfjellet vindpark. På dobbelkursforbindelsen henges linene opp på gittermaster av stål. Der hvor forbindelsen opp til Spillum går som enkelkurs bygges ledningen på H-master av trestolper forsterket med kryssavstivninger eller riegler, lengde ca 22,2 km. Ved Spillum sør for Namsen (på oppsiden av skytebanen på Spillum) kan det etableres en ny 132/66/22 kv trafostasjon like under/ved eks. 66 kv luftledning. Stasjonen utføres med 132 kv, 66 kv og 22 kv koblingsanlegg. Videre må man ha innstrekkstativ for nye 132 kv ledninger, 132 kv samleskinne, nytt kontrollbygg, kontrollanlegg etc. Man behøver 3 stk 132 kv koblingsfelt, 1 stk 66 kv avgangsfelt og nødvendige 22 kv avgangsfelt mot Spillum. Man kan knytte nye Spillum trafostasjon sammen med Namsos trafostasjon ved å legge en 66 kv jordkabel frem til eks. 66 kv ledning (kabelendemast) ved Spillum. Stasjonen er med på å sikre forsyningen til Industrien på Spillum, samt at denne stasjonen er nødvendig for å få sanert eks. 66 kv ledning mellom Spillum og Bratli. (En etablering av Spillum trafostasjon forutsetter et nært samarbeid med NTE) Fra Spillum trafostasjon etableres en ny 132 kv ledning frem til Namsos/Skage sentralnettstasjon. Ledningen vil bli utført med en linedimensjon på 685-Al59. Totalt vil ledningen bli ca 12,9 km lang og bygges på H-master av trestolper forsterket med kryssavstivning eller riegler. Fra Innvordfjellet, ned Brennaskaret og frem til Sittermoen etableres en ny stiv 22 kv forbindelse med ett linetverrsnitt på Feal 240. På denne måten har man mulighet for å sanere 66 kv ledningen Bratli Lauvsnes. Tabell 2. Oversikt over investeringer/tiltak alt 1.1 Beskrivelse Nytt 132 kv nett Ca 67,5 km 132 kv enkelkurs, ca 3,5 km 132 kv dobbelkurs luftledning 22 kv ledning fra Innvordfjellet til Sittermoen (ca. 3.1 km) Nytt 22kV nett Ca 1,6 km jordkabel fra intern trafostasjon til kabelendemast Ca 1,5 km luftledning Feal 240 fra kabelendemast til Sittermoen 132/66 kv trafo, ca. 60 MVA 3 stk 132 kv bryterfelt(utendørsanlegg) Utvidelse Bratli Innstrekkstativ og samleskinner Diverse 66 kv kabelanlegg. 132/66/22 kv trafo, ca. 70/50/30 MVA 3 stk 132 kv bryterfelt(utendørsanlegg) 1 stk 66 kv bryterfelt (Mot Namsos) Spillum Innstrekkstativ og samleskinner Diverse 66 kv kabelanlegg. Stasjonsbygg, kontrollanlegg og 22 kv avganger mot Spillum 420/132 kv trafo, 200 MVA (ca) 1 stk 420 kv bryterfelt duplex (utendørsanlegg) Namsos/Skage x) 1 stk 132 kv bryterfelt (utendørsanlegg) Innstrekkstativ og samleskinner. Utvidelse av eksisterende kontrollanlegg x) Ytelser og utforming må avklares mot Statnett Saneringsmuligheter Ved å utvide Bratli trafostasjon til å inneha 132 kv spenningsnivå, samt etablere nye Spillum trafostasjon, har man mulighet for å sanere eksisterende 66 kv ledningen mellom Bratli og Spillum (Namsos). Denne 66 kv ledningen går delvis i områder med bebyggelse, og det vil være fornuftig å sanere denne ledningen, både på grunn av feltproblematikk og av estetiske hensyn. Totalt medfører Alt 1.1 at man vil kunne sanere totalt ca 20,3 km av 66 kv ledningen Bratli Namsos. Ved å etablere en ny stiv 22 kv forbindelse (Feral nr. 240/22 kv kabel) fra Innvordfjellet vindpark og frem til Sittermoen, har man mulighet til å sanere 66 kv ledningen Bratli Lauvsnes. Totalt vil man kunne sanere ca 31,8 km ledning (hele ledningen Bratli Lauvsnes). Deler av traséen kan benyttes til ny 132 kv ledning. Side 13

15 Kostnader ved å bygge ut Bratli stasjon med 132 kv, etablere Spillum trafostasjon med 132/66/22 kv trafo samt bygge ny 22 kv ledning til Sittermoen, er kostnader som kun er nødvendig for å kunne sanere eks. nett Bratli Namsos og Bratli Lauvsnes. Tiltakene må imidlertid tas opp med NTE. Totalt legger systemløsning i Alt 1.1 opp til å kunne sanere 52,1 km luftledning Totale kostnader I kostnadsoverslaget er det inkludert byggekostnader for nye kraftledninger, kabler, trafostasjoner samt riving av eksisterende 66 kv forbindelser hvor dette er mulig. Byggekostnadene er basert på dagens prisnivå, og tar utgangspunkt i erfaringspriser i kombinasjon med SEFAS kostnadskatalog. Kostnadsoverslaget er komplette inkl. montasje, bygging, planlegging og administrasjon. For de interne trafostasjonene i vindparkene er det kun tatt med kostnader for 66 kv eller 132 kv koblingsfelt. Kostnader for de underliggende nettanlegg i vindparkene (trafostasjon, bygg, trafo mm) er ikke tatt med i kostnadsoversikten. For utvidelse eller nyetablering av trafostasjoner og koblingsstasjoner, er samtlige kostnader tatt med. Herunder ligger kostnader for innstrekkstativ, koblingsfelt (66 kv og 132 kv), bygninger, trafoer, styringssystemer, vern etc. Kostnadsoverslaget for alternativ 1.1 er vist i tabell 3. Tabell 3. Kostnadsoverslag alternativ 1.1 Post Kostnad [kkr] 1.0 Nett (sum) kv 444-Al kv 685-Al kv dobbelkurs 2 x 685-Al Tillegg for fjordspenn over Løgnin Riving av eksisterende 66 kv ledninger Trafostasjoner (sum) Breivikfjellet vindpark Innvordfjellet vindpark Kostnader for å sanere nett (sum) Ny 132/66 kv Spillum trafostasjon Utvidelse av Bratli trafostasjon til 132 kv spg nivå kv forbindelse Innvordfjellet Sittermoen Kostnader sentralnettspunkt (sum) Tiltak i Namsos/Skage Sum investeringskostnader Side 14

16 4.2 Alternativ Beskrivelse av tiltak Løsningen innebærer at man knytter vindparkene Innvordfjellet og Breivikfjellet til 420 kv trafostasjon i Namsos/Skage med et felles 132 kv produksjonsnett. Løsningen innebærer ca 4,6 km 132 kv dobbelkurs og ca 41,5 km 132 kv enkelkurs luftledninger. I tillegg medfører løsningen ca 12,6 km 132 kv sjøkabel og ca 0,9 km 132 kv jordkabel. Totalt 175 MW produksjon fra vindparkene. Det etableres 1 stk 132/66 kv trafostasjon. Denne trafostasjonen etableres ved Spillum, sør for Namsen. Se figur 1 for enlinjeskjema alternativ 1.2 og vedlegg 1 for oversiktskart. Figur 2. Samordnet nett på Fosen, alternativ 1.2. Totalt 175 MW produksjon Den nye 132 kv ledningen fra Innvordfjellet vindpark dimensjoneres for å overføre 115 MW, noe som tilsvarer en linedimensjon på 444-Al59. Denne ledningen vil bli ca 22,0 km lang og føres frem til like øst for Aunet. Ledningen bygges på H-master av trestolper. Videre føres ledningen mot trafostasjon i Breivikfjellet som 132 kv dobbelkurs sammen med forbindelsen Breivikfjellet Oterdalsbukta. Dobbelkursforbindelsen blir ca 4,6 km lang og bygges som gittermaster av stål. Fra Breivikfjellet etableres en ny 132 kv ledning som skal føres mot Oterdalsbukta. Ledningen skal overføre ca 175 MW noe som tilsvarer en linedimensjon på 685-Al59. Den første seksjonen føres som dobbelkurs felles med ledningen Innvordfjellet Breivikfjellet, ca 4,6 km. Videre mot Oterdalsbukta føres ledningen som enkelkurs bygget på H-master av trestolper, ca 6,6 km. Mellom Oterdalsbukta og landtak på Spillum-siden legges en ny 132 kv sjøkabel. Sjøkabelen vil bli ca 12,6 km lang og få et tverrsnitt på 800 mm² Cu. Fra landtaket og inn til ny Spillum trafostasjon legges en ca 0,9 km lang jordkabel med tverrsnitt mm² Al. Ved Spillum sør for Namsen (på oppsiden av skytebanen på Spillum) kan det etableres en ny 132/66/22 kv trafostasjon like under/ved eks. 66 kv luftledning. Stasjonen utføres med 132 kv, 66 kv og 22 kv koblingsanlegg. Videre må man ha innstrekkstativ for nye 132 kv ledninger, 132 kv samleskinne, nytt kontrollbygg, kontrollanlegg etc. Man behøver 3 stk 132 kv koblingsfelt, 1 stk 66 kv avgangsfelt og nødvendige 22 kv avgangsfelt mot Spillum. Man kan knytte nye Spillum trafostasjon sammen med Namsos trafostasjon ved å legge en 66 kv jordkabel frem til eks. 66 kv ledning (kabelendemast) ved Spillum. Stasjonen er med på å sikre forsyningen til Industrien på Spillum, samt at denne stasjonen er nødvendig for å få sanert eks. 66 kv ledning mellom Spillum og Bratli. (En etablering av Spillum trafostasjon forutsetter et nært samarbeid med NTE) Side 15

17 Fra Spillum trafostasjon etableres en ny 132 kv ledning frem til Namsos/Skage sentralnettstasjon. Ledningen vil bli utført med en linedimensjon på 685-Al59. Totalt vil ledningen bli ca 12,9 km lang og bygges på H-master av trestolper forsterket med kryssavstivning eller riegler. Fra Innvordfjellet, ned Brennaskaret og frem til Sittermoen etableres en ny stiv 22 kv forbindelse med ett linetverrsnitt på Feal 240. På denne måten har man mulighet for å sanere 66 kv ledningen Bratli Lauvsnes. Tabell 4. Oversikt over investeringer/tiltak alt 1.2 Beskrivelse Ca 41,5 km enkelkurs, ca 4,6 km dobbelkurs luftledning Nytt 132 kv nett Ca 12,6 km sjøkabel, ca 0,9 km jordkabel 22 kv ledning fra Innvordfjellet til Sittermoen (ca. 3.1 km) Mytt 22 kv nett Ca 1,6 km jordkabel fra intern trafostasjon til kabelendemast Ca 1,5 km luftledning Feal 240 fra kabelendemast til Sittermoen 132/66/22 kv trafo, ca. 70/50/30 MVA 3 stk 132 kv bryterfelt(utendørsanlegg) 1 stk 66 kv bryterfelt (Mot Namsos) Spillum Innstrekkstativ og samleskinner Diverse 66 kv kabelanlegg. Stasjonsbygg, kontrollanlegg og 22 kv avganger mot Spillum 420/132 kv trafo, 200 MVA (ca) 1 stk 420 kv bryterfelt duplex (utendørsanlegg) Namsos/Skage x) 1 stk 132 kv bryterfelt (utendørsanlegg) Innstrekkstativ og samleskinner. Utvidelse av eksisterende kontrollanlegg x) Ytelser og utforming må avklares mot Statnett Saneringsmuligheter Ved å etablere en ny stiv 22 kv forbindelse (Feral nr. 240/22 kv kabel) fra Innvordfjellet vindpark og frem til Sittermoen, har man mulighet til å sanere 66 kv ledningen Bratli Lauvsnes. Totalt vil man kunne sanere ca 31,8 km ledning (hele ledningen Bratli Lauvsnes). Deler av traseen kan benyttes til ny 132 kv ledning. På sikt kan det også bygges ny 132 kv ledning fra Breivikfjellet til Bratli. Dette i kombinasjon med en utvidelse av Bratli til 132 kv spenning, muliggjør at eks. 66 kv ledning Spillum-Bratli kan saneres. Systemløsning i Alt 1.2 gir ikke denne muligheten nå, men kan eventuelt tas opp igjen når behovet for reinvestering i eks. 66 kv ledning Spillum-Bratli oppstår. (Anslagsvis år) Totalt legger systemløsning i Alt 1.2 opp til å kunne sanere 31,8 km luftledning. På lengre sikt kan dette utvides med ytterligere 20,3 km under forutsetning at det bygges ca km 132 kv luftledning fra Breivikfjellet vindkraftverk til Bratli Totale kostnader I kostnadsoverslaget er det inkludert byggekostnader for nye kraftledninger, kabler, trafostasjoner samt riving av eksisterende 66 kv forbindelser hvor dette er mulig. Byggekostnadene er basert på dagens prisnivå, og tar utgangspunkt i erfaringspriser i kombinasjon med SEFAS kostnadskatalog. Kostnadsoverslaget er komplette inkl. montasje, bygging, planlegging og administrasjon. For de interne trafostasjonene i vindparkene er det kun tatt med kostnader for 66 kv eller 132 kv koblingsfelt. Kostnader for de underliggende nettanlegg (inkl trafo) er ikke tatt med i kostnadsoversikten. For utvidelse eller nyetablering av trafostasjoner og koblingsstasjoner, er alle kostnader tatt med. Herunder ligger kostnader for innstrekkstativ, koblingsfelt (66 kv og 132 kv), bygninger, trafoer, styringssystemer etc. Kostnadsoverslaget for alternativ 1.2 er vist i tabell 5. Side 16

18 Tabell 5. Kostnadsoverslag alternativ 1.2 Post Kostnad [kkr] 1.0 Nett (sum) kv 444-Al kv 685-Al kv dobbelkurs 685/444-Al kv sjøkabel 800 mm² Cu, inkl landtak Utlegging og transportering av sjøkabel kv jordkabel mm² Al, komplett inkl montasje Riving av eksisterende 66 kv ledninger Trafostasjoner (sum) Breivikfjellet vindpark Innvordfjellet vindpark Kostnader for å sanere nett (sum) Ny 132/66 kv Spillum trafostasjon kv forbindelse Innvordfjellet Sittermoen Kostnader sentralnettspunkt (sum) Tiltak i Namsos/Skage Sum investeringskostnader Side 17

19 5.0 NETTLØSNINGER AVHENGIGE NY 420 KV LEDNING NAMSOS/SKAGE ROAN Det er også utredet nettløsninger som forutsetter at en ny 420 kv ledning til Roan er på plass. I dette ligger det følgende forutsetninger: 1. Medfører at Bessakerfjellet ikke opptar kapasitet i eksisterende 66 kv ledning Straum-Bratli, da den vil bli matet mot Roan og ikke Bratli 2. Eks. 66 kv ledning Straum-Bratli kan benyttes slik den er i dag, eventuelt kan den omisoleres til 132 kv 3. Omisolert 132 kv ledning Bratli Straum må fortsatt være tilknyttet Straum for å opprettholde tosidig forsyning til Straum trafostasjon 4. Medfører mer ledig kapasitet mot NTE (mot Bratli eller Daltrøa) 5. TEN bygger ny 132 kv ledning Straum-Roan Ulike nettløsninger gir også ulike produksjon i vindparkene. Følgende nettløsninger som er avhengig av 420 kv ledning Namsos/Skage Roan er vurdert: Alt kv løsning mot Straum/Roan. Full produksjon fra vindparker (175 MW). Ombygging/omisolering av eksisterende 66 kv ledning Bratli Straum til 132 kv spenning. Bratli trafostasjon utvides med 132 kv spenningsnivå. Alt 2.2 Breivikfjellet (60 MW), mot Straum/Roan på 132 kv spenning. Innvordfjellet, 90 MW, mot Daltrøa på 66 kv spenning. Totalt 150 MW produksjon. Bratli trafostasjon utvides med 132 kv spenningsnivå. Etablering av Solheim koblingsstasjon for opprettholdelse av 66 kv mot Jøa. Alt 2.3 Breivikfjellet, 60 MW, mot Straum/Roan på 66 kv spenning (eks. system). Innvordfjellet, 90 MW, mot Daltrøa på 66 kv spenning. Totalt 150 MW produksjon. Etablering av Solheim koblingsstasjon for opprettholdelse av 66 kv mot Jøa. 5.1 Omisolering av eksisterende 66 kv ledning Bratli Straum til 132 kv spenningsnivå For noen alternativer er det forutsatt at overføring av produksjon fra vindparkene skjer helt eller delvis på dagens 66 kv ledning Bratli Straum, men at ledningen da omisoleres/ombygges til 132 kv spenningsnivå. Avhengig av hvilken seksjon (NTE eller TEN) som blir berørt kan omisoleringen/ombyggingen gjøres på følgende måte: Seksjon med H-master (NTE): Skifte travers og henge opp linene i 132 kv V-kjeder. Faseavstand ca. 4.5 meter Seksjon med gittermaster(ten) Traversene tas ned og fjernes. Eksisterende liner henges opp i nye 132 kv post og strekk isolatorer. Det forutsettes imidlertid at dette arbeidet først kan gjennomføres mens hele ledningen er spenningsløs. Arbeidet må planlegges og koordineres med NTE/TEN. For at omisoleringen skal kunne gjennomføres uten konsekvenser for TEN/NTE sine kunder må ny 420 kv ledning fra Namsos til Roan først være på plass. Side 18

20 5.2 Alternativ Beskrivelse av tiltak Løsningen innebærer at man knytter vindparkene Innvordfjellet og Breivikfjellet til ny 420 kv trafostasjon i Roan kommune via Straum trafostasjon. Nettløsningen innebærer at man etablerer ca 35,3 km nye 132 kv enkelkursledninger og ca 3,5 km nye 132 kv dobbelkursledninger. Bratli trafostasjon utvides med 132 kv spenningsnivå men ny 132/66 kv transformator, og dagens 66 kv ledning Bratli Straum spenningsoppgraderes (avsnitt 5.1) til 132 kv systemspenning, totalt ca 47,5 km. Se figur 3 for enlinjeskjema alternativ 2.1 og vedlegg 1 for oversiktskart. Figur 3. Samordnet nett på Fosen, alternativ 2.1. Totalt 175 MW produksjon. Den nye 132 kv ledningen fra Innvordfjellet vindpark dimensjoneres for å overføre 115 MW, noe som tilsvarer en linedimensjon på 444-Al59. Denne ledningen vil bli ca 28,3 km lang, bygges på H-master av trestolper og føres frem til den interne trafostasjonen i Breivikfjellet vindpark. Fra Breivikfjellet vindpark etableres en ny 132 kv ledning som skal gå til Bratli trafostasjon. Ledningen skal overføre ca 175 MW og vil få en linedimensjon på 685-Al59. Ledningen bygges på H-master av trestolper forsterket med kryssavstivninger/riegler. Fra trafostasjonen i Breivikfjellet går ledningen ca 2 km sørvestover til den treffer traseen til eksisterende 66 kv ledning Bratli Lauvsnes og følger denne mot Bratli. De siste 3,5 km inn mot Bratli, seksjon Andskarsklumpen Bratli, vil ledningen fra Breivikfjellet bli bygget som en 132 kv dobbelkurs stålmast som erstatning til dagens 66 kv dobbelkurs på den samme strekningen (fellesmast mot Lauvsnes og Namsos). Det holdes for rimelig sannsynlig at det ikke vil bli gitt konsesjon for en ny 132 kv ledning i parallell med eksisterende 66 kv dobbelkurs (med kun ett trådsett mot Namsos). På denne strekningen vil masten bli isolert for 132 kv, men ledningen mot Namsos vil likevel bli driftet på 66 kv systemspenning. Ledningssettet mot Breivikfjellet spenningssettes imidlertid for 132 kv systemspenning. Ved Bratli utvides eksisterende 66/22 kv trafostasjon med 132 kv spenningsnivå. Dette innebærer nytt 132 kv koblingsanlegg, innstrekkstativ for innkommende 132 kv ledninger og ny 132/66 kv trafo. Det er behov for 3 stk 132 kv koblingsfelt, to til innkommende ledninger og ett til trafoen. Det er ikke behov for nytt 66 kv koblingsfelt til ny 132/66 kv trafo. Da 66 kv ledningen Bratli Lauvsnes (kan) saneres, vil det bli ett ledig 66 kv felt. Dette kan benyttes til å betjene 132/66 kv trafoen. Utvidelse av stasjonen er planlagt gjennomført på Side 19

21 nordøstsiden av eksisterende trafostasjon. Tilkobling fra sekundærsiden av trafoen til eksisterende 66 kv bryteranlegg utføres via en ny 66 kv jordkabel. Videre føres produksjonen fra vindparkene mot Straum trafostasjon. Dagens 66 kv ledning mellom Straum og ny trafostasjon i Namdalseid omisoleres til 132 kv spenning. Ledningen består i dag av 454-Al59 og vil ha en termisk kapasitet på ca 240 MVA på 132 kv spenningsnivå. Det vil si at denne ledningen vil kunne ta i mot produksjonen fra de 2 aktuelle vindparkene. Det vil totalt være nødvendig å omisolere ca 47,5 km luftledning. Det er også nødvendig med tiltak i Straum trafostasjon, selv om denne allerede er planlagt utvidet med 132 kv spenningsnivå. Her vil det være nødvendig med minimum 1 stk 132 kv koblingsfelt for innkommende 132 kv ledning fra Namdalseid som vil overføre produksjonen fra de aktuelle vindparkene. Det er også planlagt å etablere en ny 132 kv ledning fra Straum trafostasjon til Roan sentralnettstasjon. Denne er fra TEN sin side planlagt bygget med en linedimensjon på Feal 300. En slik ledning vil ha en overføringskapasitet på ca MVA, og vil ha nok overføringskapasitet til å ta i mot produksjonen fra de to aktuelle vindparkene. Det forutsettes i denne rapporten at Feal 300 er nok for å ta i mot produksjonen fra de to aktuelle vindkraftverkene omhandlet i denne rapporten, samt annen øvrig produksjon. Imidlertid må linetverrsnitt på ny 132 kv ledning Straum Roan avklares mot TEN. Fra Innvordfjellet, ned Brennaskaret og frem til Sittermoen etableres det en ny stiv 22 kv forbindelse med ett linetverrsnitt på Feal 240. På denne måten har man mulighet for å sanere 66 kv ledningen Bratli Lauvsnes. Tabell 6. Oversikt over investeringer/tiltak Alt 2.1 Beskrivelse Ca 83,8 km enkelkurs inkl omisolering av eks. 66 kv (47,5km) Nytt 132 kv nett + ca 3,5 km dobbelkursledninger 22 kv ledning fra Innvordfjellet til Sittermoen (ca. 3.1 km) Nytt 22 kv nett Ca 1,6 km jordkabel fra intern trafostasjon til kabelendemast Ca 1,5 km luftledning Feal 240 fra kabelendemast til Sittermoen 132/66 kv trafo, ca. 60 MVA 3 stk 132 kv bryterfelt(utendørsanlegg) Utvidelse Bratli Innstrekkstativ og samleskinner Diverse 66 kv kabelanlegg. Straum x) Nytt 132 kv felt + diverse stativer. 420/132 kv trafo, 200 MVA (ca) 1 stk 420 kv bryterfelt duplex (utendørsanlegg) Roan xx) 1 stk 132 kv bryterfelt (utendørsanlegg) Innstrekkstativ, samleskinner, og fundamenter. Kontrollanlegg x) Utforming må avklares mot TEN Nett AS xx) Ytelser og utforming må avklares mot Statnett. Andel av fellesanlegg Saneringsmuligheter Ved å etablere en ny stiv 22 kv forbindelse fra Innvordfjellet vindpark og frem til Sittermoen, har man mulighet til å sanere 66 kv ledningen Bratli Lauvsnes. Totalt vil man kunne sanere ca 31,8 km ledning (hele ledningen Bratli Lauvsnes). Utover dette er det få saneringsmuligheter. Sanering av ledninger må imidlertid avklares mot eier. (NTE/TEN) Totale kostnader I kostnadsoverslaget er det inkludert byggekostnader for nye kraftledninger, kabler, trafostasjoner samt riving av eksisterende 66 kv forbindelser hvor dette er mulig. Byggekostnadene er basert på dagens prisnivå, og tar utgangspunkt i erfaringspriser i kombinasjon med SEFAS kostnadskatalog. Kostnadsoverslaget er komplette inkl. montasje, bygging, planlegging og administrasjon. For de interne trafostasjonene i vindparkene er det kun tatt med kostnader 132 kv koblingsfelt. Kostnader for de underliggende nettanlegg i vindparkene (trafostasjon, bygg, trafo mm) er ikke tatt med i kostnadsoversikten. Side 20

22 For utvidelse eller nyetablering av trafostasjoner og koblingsstasjoner, er samtlige kostnader tatt med. Herunder ligger kostnader for innstrekkstativ, koblingsfelt (66 kv og 132 kv), bygninger, trafoer, styringssystemer, vern etc. I kostnadsoverslaget er det ikke tatt med kostnader for en eventuell økning av tverrsnitt på 132 kv ledningen Straum Bratli. Om det blir avgjort at tverrsnittet på ledningen skal økes, vil kostnaden for dette komme i tillegg. Kostnadsoverslaget for alternativ 2.1 er vist i tabell 7. For utvidelse av Roan trafostasjon må løsning avklares mot Statnett. Imidlertid er det medtatt i overslaget en effektmessig andel av bygging av Roan trafostasjon. Tabell 7. Kostnadsoverslag alternativ 2.1 Post Kostnad [kkr] 1.0 Nett (sum) kv 444-Al kv 685-Al Tillegg for 132 kv dobbelkurs Bratli Andskarsklumpen Tillegg for fjordspenn over Løgnin Omisolering av 66 kv ledning Bratli Straum til 132 kv Riving av eksisterende 66 kv ledninger Trafostasjoner (sum) Breivikfjellet vindpark Innvordfjellet vindpark Utvidelse av Bratli trafostasjon med 132 kv spg nivå Tiltak i Straum trafostasjon Kostnader for å sanere nett (sum) kv forbindelse Innvordfjellet Sittermoen Kostnader sentralnettspunkt (sum) x) Tiltak i Roan Sum investeringskostnader x) Effektmessig andel for bygging av Roan trafostasjon. Grov regnet. Side 21

23 5.3 Alternativ Beskrivelse av tiltak Løsningen innebærer at man knytter Innvordfjellet vindpark til sentralnett ved Namsos/Skage via Daltrøa, og Breivikfjellet vindpark til ny 420 kv trafostasjon i Roan via Straum trafostasjon. Nettløsningen innebærer ca 29,5 km nye 66 kv ledninger og ca 4,3 km 66 kv sjøkabel. Videre medfører løsningen nyetablering av ca 7,0 km nye 132 kv enkelkursledninger og ca 3,5 km 132 kv dobbelkursledninger. Bratli trafostasjon utvides med 132 kv spenningsnivå men ny 132/66 kv transformator, og dagens 66 kv ledning Bratli Straum spenningsoppgraderes (avsnitt 5.1) til 132 kv systemspenning, totalt ca 47,5 km. Se figur 4 for enlinjeskjema alternativ 2.2 og vedlegg 1 for oversiktskart. Figur 4. Samordnet nett på Fosen, alternativ 2.2. Totalt 150 MW produksjon. Fra Breivikfjellet vindpark etableres en ny 132 kv ledning som skal gå til Bratli trafostasjon. Ledningen skal overføre ca 60 MW og vil få en linedimensjon på 263-Al59. Fra trafostasjonen i Breivikfjellet går ledningen ca 2 km sørvestover til den treffer traseen til eksisterende 66 kv ledning Bratli Lauvsnes og følger denne mot Bratli. De siste 3,5 km inn mot Bratli, seksjon Andskarsklumpen Bratli, vil ledningen fra Breivikfjellet bli bygget som en 132 kv dobbelkurs stålmast som erstatning til dagens 66 kv dobbelkurs på den samme strekningen (fellesmast mot Lauvsnes og Namsos). Det holdes for rimelig sannsynlig at det ikke vil bli gitt konsesjon for en ny 132 kv ledning i parallell med eksisterende 66 kv dobbelkurs (med kun ett trådsett mot Namsos). På denne strekningen vil masten bli isolert for 132 kv, men ledningen mot Namsos vil likevel bli driftet på 66 kv systemspenning. Ledningssettet mot Breivikfjellet spenningssettes imidlertid for 132 kv systemspenning. Ved Bratli utvides eksisterende 66/22 kv trafostasjon med 132 kv spenningsnivå. Dette innebærer nytt 132 kv koblingsanlegg, innstrekkstativ for innkommende 132 kv ledninger og ny 132/66 kv trafo. Det er behov for 3 stk 132 kv koblingsfelt, to til innkommende ledninger og ett til trafoen. Det er ikke behov for nytt 66 kv koblingsfelt til ny 132/66 kv trafo. Da 66 kv ledningen Bratli Lauvsnes (kan) saneres, vil det bli ett ledig 66 kv felt. Dette kan benyttes til å betjene 132/66 kv trafoen. Utvidelse av stasjonen er planlagt gjennomført på nordøstsiden av eksisterende trafostasjon. Tilkobling fra sekundærsiden av trafoen til eksisterende 66 kv bryteranlegg utføres via en ny 66 kv jordkabel. Videre føres produksjonen fra vindparken mot Straum trafostasjon. Dagens 66 kv ledning mellom Straum og ny trafostasjon i Namdalseid omisoleres til 132 kv spenning. Ledningen består i dag av 454-Al59 og vil ha en termisk kapasitet på ca 240 MVA på 132 kv spenningsnivå. Det vil si at denne ledningen har mer enn nok overføringskapasitet til å ta i mot produksjonen fra Breivikfjellet vindpark. Det vil totalt være nødvendig å omisolere ca 47,5 km luftledning. Side 22