Hovedrapport. Regional kraftsystemutredning for Hedmark og Oppland 2014

Transkript

1 Hovedrapport Regional kraftsystemutredning for Hedmark og Oppland 214 Mai 214

2 Sammendrag Kraftsystemutredningen for Hedmark og Oppland omfatter regionalnettet i de to fylkene på spenningsnivåene 132 og 66 kv inklusive transformering til høyspentdistribusjonsnett (22, 11 og 5 kv) med følgende unntak: 132 kv-forbindelsen Minne Skarnes Kongsvinger Eidskog riksgrensen er innlemmet i sentralnettet på grunn av at dette er definert som en mellomriksforbindelse til Sverige. 132 kv-forbindelsen Savalen Ulset Litjfossen er definert innenfor utredningsområde 16 (Sør-Trøndelag) på grunnlag av områdeavgrensningen nevnt i kapittel 2.1 (Kvikne/KVO). Statnetts 3 kv-ledninger Fåberg Nedre Vinstra Harpefoss samt Balbergskaret Rendalen har status som regionalnett. Tabell 1.1 Omfang av regionalnettet i Hedmark og Oppland (transformatorytelse uten generatortransformatorer): 66 kv 132 kv 3 kv Linjer [km] Kabler [km] Transformatorytelse [MVA] ref. primærspenning Strømforbruket i 213 var totalt ca. 7,1 TWh med en maksimaleffekt på ca. 158 MW i januar 214. Produksjonssammensetningen og forholdet mellom magasin- og elvekraftverk medfører at en produksjonskapasitet som omtrent tilsvarer forbruket på årsbasis gir en effektmessig underbalanse i høylastperioden om vinteren med behov for tilskudd fra sentralnettet på i størrelsesorden 15-2 MW. Følgende tabell viser de mest sentrale MW-verdier for de forskjellige lastflytberegningene: Tabell 1.2 Oppsummering av lastflytberegningene Scenarioer Forbruk (MW) Produksjon (MW) Nettap (MW) Effektbalanse (MW) 214 høylast lav prod lavlast høy prod Høylast lav prod Lavlast høy prod Basis (Antatt) Prosjektene i utredningen er hovedsakelig begrunnet ut fra allerede registrert forbruksøkning på grunn av nevnte pågående utbygging i hytteområdene, økning av forsyningssikkerhet for bestående forbruk, kraftutbyggingsprosjekter, utbygging av øvrig infrastruktur (vei og jernbane) samt generell reinvestering av anlegg ved utløp av teknisk (og økonomisk) levetid. Nytt i forhold til tidligere utredninger er mengden ny fornybar produksjon under planlegging og bygging i Hedmark og Oppland. Som scenariet med høy produksjon i 224 viser, så er det et potensial for over 1 MW ny produksjon. Dette vil medføre behov for økning av kapasiteten enkelte steder i nettet. 2

3 Innholdsfortegnelse 1 Innledning Beskrivelse av utredningsprosessen Lovgrunnlag og rammer for utredningsarbeidet Utredningsområdet Organisering av utredningsprosessen Samordning med tilgrensende utredningsområder Samordning mot lokale energiutredninger Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer Foreslåtte tiltak i forrige utredningsrevisjon Forutsetninger i utredningsarbeidet Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont Mål for det framtidige nettsystemet Beredskapsplaner Økonomiske og tekniske forutsetninger Samfunnsøkonomiske beregninger Særegne forhold innen utredningsområdet Beskrivelse av dagens kraftsystem Energisammensetningen i utredningsområdet Beskrivelse av kraftnettet i utredningsområdet Oversikt over elektrisitetsproduksjon Statistikk for elektrisitetsforbruk Driftsforhold av betydning for utnyttelse av dagens kraftsystem Alternativ energi Framtidige overføringsforhold Kraftutbyggingsprosjekter i Hedmark og Oppland Planer for utbygging av alternativ energi Effektprognoser Nettanalyser av framtidig utvikling av kraftsystem Forventede tiltak og investeringsbehov Oppsummering lastflytberegninger Planer for oppgradering av elektriske anlegg og for nyanlegg Referanseliste Vedlegg Referat fra kraftsystemmøtet for Hedmark og Oppland

4 8.2 Referat fra møte i kraftsystemutvalget

5 1 Innledning Foreliggende dokument utgjør et regionalt bidrag i ordningen med fylkesvis kraftsystemutredning (forkortet til KSU og benevnt som kraftsystemplanlegging da NVE innførte ordningen i 1988). Området for denne utredningen har fra 27 i store trekk omfattet begge fylkene Hedmark og Oppland. De siste årene har det vært pålegg om årlig oppdatering. Fra 213 ble dette endret til oppdatering annethvert år med frist 1/6-14 for inneværende periode. I tillegg til denne åpne hovedrapporten med konklusjoner om framtidig nettutvikling for ulike alternativer foreligger en grunnlagsrapport som, på grunn av en del sensitive detaljog systemopplysninger, er nødvendig å underlegge en sikkerhetsmessig distribusjonsbegrensning. 5

6 2 Beskrivelse av utredningsprosessen 2.1 Lovgrunnlag og rammer for utredningsarbeidet Dokumentet er basert på Veileder nr.1/27 Veileder for kraftsystemutredninger utgitt av Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) i januar 27 samt veiledningsstoff på NVEs hjemmesider. Det formelle grunnlaget i energiloven, energilovforskriften og forskrift om energiutredninger fremgår her. I brev fra NVE til Eidsiva energi Nett AS datert er det formulert et vedtak som ble omgjort i nytt brev datert der det ble presisert en justering av den geografiske utstrekningen av utredningsområdet for å bli i tråd med den avgrensningen som er praktisert. Gjeldende vedtak er: 1. Eidsiva energi Nett AS pålegges å koordinere arbeidet med kraftsystemutredninger for regionalnettet i fylkene Hedmark og Oppland, unntatt nordre del av Tynset kommune i Hedmark fylke, avgrenset av områdekonsesjonen til Kvikne-Rennebu Kraftlag A/L, jf. forskrift om energiutredninger Første kraftsystemutredning skal offentliggjøres og oversendes Norges vassdrags- og energidirektorat innen 1. mai 24. Utredningen skal deretter oppdateres hvert år innen 1. mai. Presiseringen av områdeavgrensningen gjennom Tynset kommune ble gjentatt i brev fra NVE til Eidsiva Nett AS datert Som korreksjon til veiledningsdokumentet er det utsendt en e-postmelding fra NVE til KSUansvarlige selskap den med en del korrigeringer av krav til effekt- og energistatistikk. Ytterligere tillegg er formulert i nye e-postmeldinger fra NVE datert , , og Utredningsområdet Figur 2-1 viser kart over de to fylkene der områdekonsesjonsoppdelingen er angitt. Utenfor det formelle utredningsområdet har Røros Elektrisitetsverk en spesiell status på grunn av at forsyningsområdet er avhengig av overføring fra regionalnettet i Nord-Østerdalen i hele tunglastperioden. Dette forbruket er dermed, på grunn av den fysiske kraftflyten i nettet, tatt med som en belastning på nettet i Hedmark, selv om Røros er definert inn under utredningsområde Sør-Trøndelag. I Hedmark er Eidsiva Nett AS (EN) dominerende regionalnettseier og tariffansvarlig anleggskonsesjonær. Fylket er arealmessig delt mellom fire områdekonsesjonærer, inklusive EN. I Oppland er eierforholdene mer komplekse. I Gudbrandsdalen (nord for Lillehammer og Gausdal) og på Hadeland er hovedregel at områdekonsesjonær også er regionalnettseier, mens i Vest-Oppland (nord for Hadeland dvs. Valdres og Gjøvik/Toten) er EN regionalnettseier. Lengst nordvest i Gudbrandsdalen er Opplandskraft formell eier av regionalnettet som forsyner Skjåk Energi fra 132 kv-nettet som er bygd og dimensjonert for overføring av produksjonen fra kraftverkene i Øvre Otta til sentralnettspunktet Vågåmo. Med et samlet landareal på km 2 og en folkemengde pr på knapt 38 er innlandsfylkene relativt tynt befolket (7,6 innbygger pr km 2 ). Oppland og Hedmark er, i henhold til Statnetts og NVEs definisjon, to av de tre fylkene i landet som ikke har kraftkrevende industri. 6

7 2.3 Organisering av utredningsprosessen Utredningsutvalget for regional kraftsystemutredning i Hedmark og Oppland er siden forrige revisjon endret. I tillegg er Eidsivas representasjon utvidet for å styrke utredningsansvaret. Anleggskonsesjonærer som er representert i kraftsystemutvalget er angitt i Tabell 2.1. Tabell 2.1 Representanter i kraftsystemutvalget Selskap Forkortelse Navn A/S Eidefoss EF Leif-Inge Schjølberg Gudbrandsdal Energi AS GE Stein Kotheim Hadeland EnergiNett AS HEN Olav Stensli Eidsiva Vannkraft AS EV Håkon Rustad Statnett SF SN Ingeborg Buchalik Eidsiva Nett AS EN Tone Bleken Rud Tore Løvlien og Anders Dalseg Utredningsutvalget er satt sammen av de største regionalnettseierne, systemansvarlig og utredningsansvarlig. Dette fungerer som ei styringsgruppe ledet av utredningsansvarlig. Utvalget har tidligere vedtatt vedtekter som fastsetter oppgavefordeling og arbeidsform. Virksomhet og kontakt i utvalget knyttet til årets revisjon har hovedsakelig vært skriftlig via elektronisk meldingsutveksling. Regionalt kraftsystemmøte ble avholdt den 24. september 214. Referatet er gjengitt i vedleggskapittel 8.1. I tillegg ble det avholdt et møte i kraftsystemutvalget 11. februar 214. Øvrige kombinasjoner mellom navn på eiere/konsesjonærer (nett- og kraftverkseiere) i utredningsområdet og benyttede kortformbenevnelser som er benyttet i dette utredningsdokumentet er vist i tabellen nedenfor. Tabell 2.2 Oversikt over selskaper nevnt i utredningen Selskap Austri Vind DA Nord-Østerdal Kraftlag SA Bagn kraftverk EB Nett AS Eidsiva Bioenergi AS Elverum Nett AS Hadeland EnergiNett AS Eidsiva Bioenergi AS Jernbaneverket, Bane Energi Kraftverkene i Orkla Oppland Energi Opplandskraft Røros Elektrisitetsverk AS Skagerak Kraft AS Skjåk Energi Stange Energi AS Sør Aurdal Energi BA Valdres Energiverk AS Forkortelse AV NØK BKV EBN EB EEV HEN EB JBV KVO OE OK REV SK SE SEAS SAE VEAS 7

8 Selskap Vang Energiverk KF Vinstra Kraftselskap DA VOKKS Nett AS Østerdalen Kraftproduksjon AS Øvre Otta DA Åbjøra Kraftverk Forkortelse VE VK VOKKS ØK ØO ÅK Figuren nedenfor viser et kart over området med markering av de enkelte konsesjonsområder. 8

9 Figur 2-1 Konsesjonsområder 2.4 Samordning med tilgrensende utredningsområder Sentralnettet Utredningsområdet er tilknyttet sentralnettets 3 kv-spenningsnivå i Vågåmo, Vardal, Hadeland, Minne, Vang, Fåberg og Balbergskaret og på 132 kv-nivå i Skarnes, Kongsvinger og Eidskog. I tillegg er Øvre Vinstra kraftverk direkte tilknyttet sentralnettet, uten regionalnettsforbindelse. 9

10 Som nevnt tidligere er Statnett medlem i utredningsutvalget, både for å ivareta samordningsbehovet mot systemansvarlig/sentralnettsoperatør og som regionalnettseier (3 kv-ledningene Fåberg- Nedre Vinstra/Harpefoss med transformering og Fåberg- Rendalen samt 132 kv-linja Vågåmo-Osbu). I forbindelse med planlegging av nytt aggregat i Rendalen kraftverk med tilhørende generatortransformator og 3 kv bryterfelt er det avdekket behov for å samordne merkespenning for komponentene mot sentralnettets spenningsdimensjonering. Det er gjennomført tiltak i sentralnettet (blant annet reaktorer i Fåberg, Vang, Vågåmo og Frogner) for å begrense normalspenningen til den normerte øvre grensen på 3 kv for dette spenningsnivået Sideordnede nett Utredningsområdet grenser i nord til utredningsområdene Sør-Trøndelag og Møre og Romsdal, i vest mot Sogn og Fjordane (uten elektrisk sammenknytning på regionalnettsnivå) og Buskerud og i sør mot Akershus og Oslo. I øst grenser området til de svenske nettselskapene Fortum Distribution og Malungs Elverk AB. Det er mot Buskerud og Sør-Trøndelag utredningsområdet har den sterkeste nettmessige tilknytningen. Forbindelsen mot Trøndelag representeres ved ledningen mellom KVOnettet og ved at Røros normalt er tilknyttet Hedmark og er avhengig av forbindelsen sørfra i tunglastperioden. I forbindelse med 24-revisjonen av utredningsdokumentet ble samordningen mot Trøndelag ivaretatt ved at spørsmålet om forsterkning av regionalnettet mot Røros ble diskutert mellom de tre berørte nettselskapene TrønderEnergi Nett AS, Røros Elektrisitetsverk AS og EN. Spørsmålet om eventuell spenningsheving fra 66 til 132 kv i området er aktualisert i forbindelse med søknad om konsesjon for utbygging av Tolga kraftverk. Fylkesgrensen Oppland-Buskerud passeres av 132 kv-ledningen Hadeland(-Aslaksrud)- Follum som forsyner Jevnaker transformatorstasjon. I løpet av inneværende utredningsperiode har det vært kontakt mot Istad Nett og Møre og Romsdal i forbindelse med mulig nettilknytning av Verma kraftverk. Dette er omtalt i kapittel Samordning mot lokale energiutredninger I forbindelse med forslag om endring av forskrift av energiutredninger og avvikling av ordningen med lokale energiutredninger, er det ikke gjort noen samordning mot gjeldende lokale energiutredninger i denne revisjonen. 2.6 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer I Regionalt handlingsprogram 21 for Oppland fylkeskommune og Energi- og klimaplan for Hedmark fylke er det formulert som et mål å utnytte lokale bioenergiressurser for landbruket som et bidrag til lokal verdiskapning og oppnå en miljøgevinst ved reduserte klimagassutslipp. For øvrig er det ikke registrert noen momenter i plandokumentene om næringsutvikling og endringer i bosettingsmønster som kan tenkes å påvirke regionalnettsstrukturen. 1

11 2.7 Foreslåtte tiltak i forrige utredningsrevisjon Tabell 2.3 viser en oversikt over prosjekter i forrige utredningsrevisjon med en kort beskrivelse av status. Tabell 2.3 Oversikt over prosjekter i forrige revisjon Nr Prosjekt Konsesjonær Status 1 Hyggjande koblingsstasjon EN Uendret planstatus 2 Fagernes (Skrautvål) transformatorstasjon 3 Raufoss industripark ombygging EN Under bygging. 4 Nedre Vinstra ny transformator 3/66 kv EN SN Mottatt konsesjon. Under prosjektering. Satt i drift. 5 Rødsmoen-Koppang reinvestering EN Under bygging 6 Ny 66 kv-ledning Bjørke-Bekkelaget EN Uendret planstatus 7 Ny transformatorstasjon Gjøvik sentrum med 132 kv-tilknytning 8 Kabling 66 kv-linje Brumunddal EN 9 Kabling 66 kv-linje Kongsvinger EN Uendret planstatus. 1 Kabling 66 kv-linje Hamar EN 11 Kabling linjer i forb. med E6-utbygging EN EN/GE Mottatt konsesjon. Under prosjektering. Konsesjonssøknad avslått pga kostnadsfordeling. Planlegging avsluttet. Mottatt konsesjon på flytting av linje i stedet for kabling. Gjennomført. Ferdigstilt i Gudbrandsdalen og langs Mjøsa så langt E6 er kommet. 12 Elverum transformatorstasjon EN Mottatt konsesjon. Under bygging 13 Nye Einunna kraftverk 66 kv-linje fra Alvdal ØKAS? 14 Reinv. 66 kv Fåberg-Hunderfossen EN Uavklart vedrørende konsesjon på kraftverk Mottatt konsesjon. Under prosjektering/bygging 15 Ny Fåvang transformatorstasjon GE Uendret planstatus Rybakken økning av transformatorkapasitet Nettilknytning nye kraftverk i Otta og Lågen GE EF/GE/EV Uendret planstatus Avventer konsesjonsbehandling knyttet til nytt kraftverk i Otta. Konsesjon mottatt på tilknytning av Rosten kraftverk. 18 Ny transformatorstasjon Stange sør EN Mottatt konsesjon. Under prosjektering 19 Spenningsheving Tynset-Tolga-Os-Røros EN/REV Konsesjonssøkt. 2 Åbjøra-Gjøvik reinvestering EN Uendret planstatus Reinvestering 66 kv-linje Sandvold- Lunde-Engjom Diverse 66 kv-ledninger reinvestering eller riving EN Uendret planstatus kv-nett Fåberg-Mesna EN Uendret planstatus Nedre Tessa økning av transformatorkapasitet Krabyskogen tr.stasjon transformeringskapasitet EN EF EN Mottatt konsesjon. Satt i drift. 26 Eid kraftverk transformator 132/22 kv EN Uendret planstatus Ylja kraftverk økt transformatorkapasitet Nettilknytning nytt aggregat Braskereidfoss kraftverk EN EN/EV Konsesjonssøkt. Mottatt konsesjon. Under prosjektering/bygging. 29 Engjom-Skei 66 kv ledning EN Uendret planstatus. 11

12 Nr Prosjekt Konsesjonær Status 3 Nybergsund Lutufallet EN Uendret planstatus. 31 Transformering 3/132/66 kv i Rendalen 32 Transformatorytelse Kvisler EN Utført. EN Mottatt konsesjon. 33 Transformatorytelse Rendalen (Vik) EN Sammenheng med nr Tolga transformatorstasjon. Flytting EN/EV Konsesjonssøkt. 35 Os tr.stasjon ny transformator EN Konsesjonssøkt kv-ledning Fall Jaren EN Uendret planstatus. 37 Ny jernbaneomformerstasjon Jessnes JBV Uendret planstatus. 38 Transformatorstasjon Søkkunda EN Mottatt konsesjon. 39 Tilknytning vindkraftproduksjon Engerdal EN/AV Konsesjon gitt 3/ Tilknytning vindkraftproduksjon Osa EN/AV Konsesjon gitt 3/ Tilknytning vindkraftproduksjon Odalen EN/E.ON Konsesjon gitt 3/

13 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet 3.1 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont Som angitt i NVEs krav, skal utredningsdokumentet ha en tidshorisont på minimum 2 år med krav om detaljert prosjektbeskrivelse for neste års prosjekter. Utbyggingstiltakene som er beskrevet i kapittel 6.2 er ment å være en komplett oversikt over alle påtenkte prosjekter på alle utredningsstadier. I oppstilling av effektprognoser ( ) og lastflytberegninger (stadium 224) er det benyttet en 1-årshorisont. Et hovedmål med dette dokumentet er å bidra til å få en rasjonell utvikling av regionalnettet i utredningsområdet. Videre skal utredningen oppfylle NVEs krav til kraftsystemutredning for regionalnettet i utredningsområdet, danne et grunnlag for utarbeidelse av anleggskonsesjoner og øvrige investeringer og reinvesteringer, i en viss grad også være et dokument med detaljopplysninger om regionalnettet i utredningsområdet som kan brukes i andre sammenhenger. 3.2 Mål for det framtidige nettsystemet Et overordnet mål ved analyse og planlegging av nettet i området er basert på den generelle målformulering om kostnadseffektiv utforming og drift av kraftsystemet noe som innebærer å minimalisere summen av kostnadsfaktorene investering, nettap, avbrudd, drift og vedlikehold med analysemetoder og datagrunnlag. Videre må det ligge en teknisk/økonomisk vurdering av hvorvidt det også skal vedtas som et mål at kraftsystemet skal tilpasses alternative utviklingsscenarioer innenfor energirelaterte virksomhetsområder. Dette gjelder spesielt: Fornybar energi (vind): Etter at innlandsområdet tidligere er avskrevet som aktuelt for utnyttelse av vind, er dette revurdert de siste par årene. Det er gitt konsesjon til flere vindkraftverk i området, og det er flere under konsesjonsbehandling o Effektinstallasjonen i disse prosjektene er forutsatt begrenset til det som er mulig å overføre i eksisterende nett slik at nettilknytningskostnadene i store trekk begrenses til anlegg for lokal tilknytning og transformering. Det antas derfor at det ikke blir konflikt mellom politisk målformulering om vindkraftutnyttelse og kostnader for nettilknytning. Småkraft: Ut fra kartleggingsoversikter er det noen områder der full utbygging av utbyggingspotensialet kan utløse forsterkningstiltak i regionalnettet. Dette gjelder Vang kommune i Oppland og Stor-Elvdal kommune i Hedmark. Industrikraft: Et viktig industriområde er Raufoss næringspark. Her er en langsiktig plan for rehabilitering og modernisering av både regionalnett og distribusjonsnett under realisering. Her er det ingen konflikt mellom denne nettutviklingen og næringsinteressene. Vannbåren varme (fjernvarme) og energiøkonomisering: Det som er gjennomført av fjernvarmeutbygging i en del sentrale områder har bidratt til en stagnasjon i strømforbruket (spesielt til elektrokjeler). Tidligere avtaler om slik uprioritert overføring er sagt opp med virkning fra sommeren 212, men vil i noen områder bli avløst av tilsvarende ordning med rabattert effektavregning for såkalt fleksibelt forbruk. 13

14 Det er viktig at overføringstariffer for elektrisitet ikke kommer i konkurranseposisjon med fjernvarmeprising. Olje og gassvirksomhet: Lite aktuelt i innlandet. Målet for nettutviklingen er som sagt å bygge og drift på en mest mulig økonomisk måte, og i den sammenheng er det gjennomført en analyse av det fremtidige spenningsnivået i deler av utredningsområdet. Det vil fortsatt være både 66 og 132 kv spenningsnivå i Hedmark og Oppland i lang tid fremover, men ved reinvestering vil det i flere områder bygges forberedt for 132 kv. 3.3 Beredskapsplaner Organisering av pålagt beredskap innen de to fylkene er i henhold til Forskrift om beredskap i kraftforsyningen. Målet som er bakgrunnen for beredskapsarbeidet er å ha kontroll med risiko og sårbarhet og være best mulig forberedt for en del utvalgte hendelser. I dette arbeidet har hvert selskap etablert en beredskapsorganisasjon med en beredskapsleder som skal lede driften av nettet i en beredskapssituasjon. Hvert selskap har utarbeidet en beredskapsplan med delplaner etter behov. Selskapene gjennomfører jevnlige øvelser for utprøving av organisering og planer for å trene personellet og skaffe seg erfaring. Det er også gjennomført øvelser med deltagelse fra flere e-verk og med samarbeid med andre lokale myndigheter/parter. NVE har fra og med 27 oppnevnt en Kraftforsyningens distriktssjef (KDS) for begge fylkene Hedmark og Oppland. Beredskapsapparatet har i de senere årene vært brukt i noen større feilsituasjoner. Bortsett fra i planprosessen for sikring av strømforsyningen under OL i 1994, har dette alltid vært hendelser med utgangspunkt i uvær eller naturkatastrofer. Den største var flommen våren De øvrige hendelsene har vært forårsaket av vind, snø eller torden, eller kombinasjoner av disse værfenomenene. Den siste omfattende hendelsen var i julehelga 211 da ekstremværet «Dagmar» forårsaket mange feil og til dels lange avbrudd i deler av området. Erfaringen fra denne hendelsen var at den interne feilrettingsberedskapen i nettselskapene og øvrige beredskapsplaner og nødstrømsforsyningsystemer fungerte bra. En viktig erfaring var knyttet til problemet knyttet til at det offentlige telenettet sviktet på grunn av manglende strømforsyning over lang tid. 3.4 Økonomiske og tekniske forutsetninger Økonomiske og tekniske forutsetninger For vurdering av forsyningssikkerhet knyttet til N-1-kriteriet: se kapittel Feil! Fant ikke referansekilden.. Tabell 3.1 Tekniske og økonomiske forutsetninger Parameter Verdi Kommentar Utredningsplanleggingskriterium Investeringskostnader Det samfunnsøkonomiske kriteriet. Summen av kostnadene for prosjektering, materiell og arbeidskraft. Minimalisere summen av kostnadene for investering, drift og vedlikehold, nettap og avbrudd. 14

15 Parameter Verdi Kommentar Kalkulasjonsrente 4, %. Standardsats i henhold til Finansdepartementets veileder for samfunnsøkonomiske analyser (NVE ). Eidsiva Nett krever avkastning før skatt på 8 %. Renter i byggetida Er ikke med i kostnadsberegningene Merverdiavgift Skal ikke medtas. Finansdepartementets anbefaling. Drifts- og vedl.kostnader Brukstid nettap 1,5 % av investeringskostn. pr. år 35 timer i regionalnettet; 3 timer i distribusjonsnettet. Pris nettap REN/Sefas planleggingsbok, del III, kap. 2, tabell 2.1. NVEs avbruddskostnader i KILEordningen. Pris avbrudd Lokale avbruddskost- nader nyttes der slike foreligger. Temperaturkorr. effekt Korreksjonsfaktor 1 % pr. C Lastutvikling effekt Gjennomsnittlig ca.,2 %/år Avskrivningstider NVEs avskrivningsregler. Hvis det ikke foreligger mer spesifikke data. Økonomisk levetid Teknisk levetid Pris nyanlegg Dimensjonerende last Grenseverdier liner Overbelastbarhet transformatorer Settes lik antatt teknisk levetid: Luftledninger: 7 år, Jord- og sjøkabler: 5 år, Krafttransformatorer: 5 år. Så lenge anlegget kan opprettholde sin tiltenkte funksjon og personsikkerheten er ivaretatt. REN/Sefas planleggingsbok, del III, kap. 1. Maksimal last fratrukket utkoplbart (uprioritert) forbruk. REN/Sefas planleggingsbok, del III, kap Linetemperatur: Hovedsakelig 5 C Normalt ikke kontinuerlig overlast. Kortvarig (timer) overbelastning opp til 2 %. Tillatt overbelastning vurdert opp mot forsert aldring Prognosering og temperaturkorrigering Områdekonsesjonærenes effektprognoser er i en viss grad basert på energiprognoser fra de lokale energiutredningene der spesifikt årsforbruk pr. innbygger er holdt omtrent konstant i prognoseperioden dersom det ikke er registrert spesiell næringsutvikling. Det meste av næringsutviklingen i utredningsområdet dreier seg om vinterturisme i skiområder som Bjorli, Beitostølen, Vang, Skei, Kvitfjell, Hafjell, Sjusjøen og Trysilfjellet. Det er tatt hensyn til eventuell fjernvarmeutbygging. Som eksempel kan nevnes at det ikke er forventet noen elkraftøkning i Hamar sentrum da forbruksøkningen er forutsatt dekket av fjernvarme. Basis for prognosene er 213-data for temperaturkorrigert målt årsforbruk. Ut fra det faktum at hele utredningsområdet har innlandsklima, er det benyttet kun ett observasjonspunkt for temperaturen, og det er Kise på Neshalvøya i Mjøsa. Dette punktet er dessuten sentralt i den delen av området som har størst befolkningstetthet, og måleverdier foreligger i tillegg som timeverdier, også inkludert vindparameteren. Ut fra en enkel korrelasjonsanalyse er det benyttet en korreksjonsmetode mellom prioritert elforbruk og temperatur som utgjør 1,2 % pr C i temperaturintervallet fra -7 til +1 C der temperaturfølsomheten er størst. Når målt temperatur er +1 C eller under -17 C, korrigeres med,8 % pr C i forhold til ukentlig normaltemperatur. I de to øvrige intervallene endres følsomheten lineært som angitt i figuren nedenfor. 15

16 Korreksjon % / C Temperaturkorrigering av elkraftforbruk 1,4 1,2 1,8,6,4, C Figur 3-1 Temperaturkorrigering Dette gir en korreksjon for 213-forbruket på +,4 % som da blir basis for årsforbruksprognosene. Effektprognosene, som er utgangspunktet for nettutviklingsbehovet, er, der det ikke foreligger separate prognoser, basert på energiprognosenes prosentverdier. Imidlertid er det noen områder der prognosert forbruksøkning er knyttet til forbrukskategorier som har en noe avvikende årsprofil i forhold til øvrig forbruk typisk hytter og høyfjellshoteller som har høysesong senere på vinteren enn normalt tidspunkt for topplast for hele regionen. Her vil normalt prosentvis energiprognose grunnet sammenlagringseffekten ligge høyere enn effektprognosen. Temperaturkorrigeringen for effekt er basert på forskjellen mellom målt middeltemperatur en periode forut for topplasttimen for regionen og valgt returtemperatur for det samme målepunktet. Ideelt sett burde all temperaturkorrigering vært foretatt kun på den temperaturavhengige delen av energiforbruket. Da det er urealistisk å oppnå en slik målemessig separasjon, bortsett fra for sluttbrukermåling på timesnivå av industrielt prosessforbruk, er man avhengig av å benytte ulike metoder for korrelasjonsanalyser mellom totalt energiforbruk og værparametere, spesielt temperaturen, for å korrigere et målt forbruk til en værreferanseverdi. NVE-dokumentet EN-seksjonsnotat nr 7/93 Bruk av temperaturdata i kraftsystemplanleggingen inneholder statistikkresultater for der døgnmiddeltemperaturer for de ulike statistiske returtider er interessant i denne forbindelsen. For nevnte målepunkt Kise er temperaturer angitt i tabellen nedenfor. Tabell 3.2 Referansetemperaturer for Kise Returtemperatur [ C] 2 års returtid 5 års returtid 1 års returtid 5 års returtid Laveste døgnmiddel -19,7-25,1-28,6-36,5 Laveste 3-døgnsmiddel -17,8-23,2-26,8-34,8 Med utgangspunkt i perioden januar med en middeltemperatur på -15 C er dette 2,8 grader mildere enn to års returtid og 8,2 grader mildere enn 5 års returtid. Med en antatt utvikling i retning av et mildere klima synes det tilstrekkelig å benytte 5 års returtemperatur som nettdimensjoneringsgrunnlag. Ved å velge en korreksjonsfaktor lik 1 % pr. C betyr det at målte verdier i topplasttime 9 den 13. januar justeres opp med 7,6 % som basis for effektprognoser. 16

17 3.5 Samfunnsøkonomiske beregninger I presentasjonen av utbyggingsalternativenes økonomiske konsekvenser (investering, driftskostnader, nettap og leveringstap) er verdiene angitt som relative nytteverdier i forhold til nullalternativet det vil si å beholde dagens nett ut utredningsperioden. Plussverdier angir derfor positiv nytteverdi (forbedring). Veiledningsmaterialet som ligger på NVEs sider beskriver fremgangsmåte for samfunnsøkonomiske vurderinger. Her anbefales det at det skal brukes en analysetid på 4 år. 3.6 Særegne forhold innen utredningsområdet Bykommunene med omland samt Hadelandsområdet har en viss befolkningsøkning. Resten av utredningsområdet, med enkelte unntak, er preget av stagnasjon og tilbakegang i befolkningsutviklingen. Da det meste av utredningsområdet er relativt grisgrendt befolket, blir gjennomsnittlig flatebelastning liten. Tabell 3.3 Befolkningstall i utredningsområdet Område Befolkning pr Befolkning pr. km 2 Prognose befolkningsutvikling i %/år Prognose befolkningsutvikling i %/år Hedmark ,4,86 %,6 % Oppland ,9,9 %,58 % Begge fylker ,6 Landet ,7 1,25 %,79 % Temperaturforholdene på vinterstid bærer preg av at fylkene er typisk innlandsområde med lave temperaturer i perioder med klarvær og høy utstråling om vinteren. Imidlertid er tilgangen på fyringsved og øvrig biobrensel god, slik at andelen boliger med ren elektrisk oppvarming er mindre enn landsgjennomsnittet. I tillegg til befolkningsutviklingen er belastningsutviklingen i en del områder, spesielt Trysil, Valdres og Gudbrandsdalen, preget av utviklingen innen turisme der SSBs prognoser viser befolkningsnedgang mens antall nettkunder kan ha en betydelig økning. Eksempelvis har folketallet i Midt-Gudbrandsdalen (GEs forsyningsområde) de senere årene gått noe ned mens antall nettkunder har økt merkbart en utvikling som ser ut til å fortsette i utredningsperioden. Den mest konsentrerte industrivirksomheten befinner seg i Raufoss-/Gjøvikområdet. Det er her lagt spesielt vekt på å gjøre forsyningen sikker, blant annet med spesielt bredt skogryddingsbelte og analyser av forsyningssikkerheten. For øvrig er de to fylkene relativt fattig på industri, men som nevnt i kapittel 3.4.2, er det en del områder som er utbygd for vinterturisme. Dette er i stor grad hytter med høy standard, hoteller og snøproduksjonsanlegg som medfører betydelige nettinvesteringer. Områder med typisk produksjonsoverskudd er Valdres med produksjonsdimensjonert 132 kv-nett mot Gjøvik-/Totenområdet, Skjåk med kraftverkene i Øvre Otta, Vinstra med 3 kv regionalnettsledning til Fåberg og et noe mindre overskudd i Nord-Østerdalen med 3 kv regionalnettsledning til sentralnettspunktet Balbergskaret like ved Fåberg. For øvrig er det i dette nettområdet i Nord-Østerdalen registrert stabilitetsproblemer under spesielle driftsforhold. Dette fenomenet har oppstått i situasjoner med overføring av produksjonsoverskudd fra kraftverkene Rendalen og Savalen gjennom KVO-nettet (132 kv) samtidig 17

18 med høy produksjon i KVO-verkene. Systemansvarlig har derfor beregnet en grenseverdi for overføring fra Savalen til Ulset kraftverk. Sammenlignet med kystområdene er terrenget i innlandet regnet som relativt lett å bygge og drive luftnett i. Framkommeligheten er normalt god, lite rasproblemer og det er naturlig nok ingen problemer med saltbelegg på isolatorer. Imidlertid var det et steinras på 132 kv-ledningen til Ylja kraftverk i 28 som medførte mastehavari og krevde komplisert feilretting i vanskelig terreng. Lokalforsyningen ble her opprettholdt i reparasjonsperioden ved separatproduksjon i kraftverket. I skogtraseer er snølast og trepåfall under kraftig vind et så stort problem at det i de siste årene er brukt betydelige ressurser på skogrydding både i regional- og distribusjonsnettet. Videre representerer hakkespettangrep på de stolpedimensjonene som benyttes i regionalnettet et visst problem i en del områder. Det brukes her også en god del ressurser på nettingkledning av stolper. Generelt er det sjelden at naturgitte forhold gir lengre avbrudd på grunn av feil i regionalnettet. Normalt er både 132 og 66 kv-nettet spolekompensert. Unntaket er kun noen mindre galvanisk separate nettområder. På grunn av økning av kabelnettet på 66 kv i de senere år har kompenseringsbehovet økt tilsvarende Spenningsnivå Generelt oppfattes 132 kv internasjonalt som et mer utbredt og standardisert spenningsnivå enn 66 kv. Ved alle større prosjekter i områder med 66 kv som systemspenning vurderes tekniske og økonomiske muligheter for å gjennomføre en spenningsheving til 132 kv (nevnt under noen av prosjektbeskrivelsene i dette dokumentet). Imidlertid er det noen områder i 66 kv-nettet der kostnadene ved en spenningsheving gjør dette uaktuelt. Dette gjelder spesielt hele strekningen fra Minne i sør og nordover Hedmarken (Stange, Hamar, Løten, Ringsaker) og hele Gudbrandsdalen i tillegg til Raufoss industripark. I øvrige områder (blant annet Solør) vil det være aktuelt å bygge om nettet til 132 kv på sikt. Dette er utredet i en egen rapport for ENs regionalnett. 18

19 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem 4.1 Energisammensetningen i utredningsområdet De to fylkene har et registrert elektrisitetsforbruk på knapt 7 TWh med en topplast på vel 16 MW, som angitt i Figur 4-4. Med referanse til kildeinformasjon i de lokale energiutredningene utgjør ledningsbasert elektrisk energi rundt 7 % av det stasjonære energiforbruket. Tilsvarende andel for bioenergi (dominert av ved- og flisfyring) er anslått til vel 2 %. Resten er forskjellige typer fossile energiformer. Av infrastruktur for andre energibærere enn ledningsbasert elektrisk energi og salgs-/distribusjonsapparat for ved og flytende fossil energi, er det i noen områder bygd ut fjernvarmenett Noen fjernvarmekonsesjonsområder Eidsiva Bioenergi har i dag seks fjernvarmeanlegg i drift: Eidsiva Bioenergi Hamar AS Eidsiva Bioenergi Kongsvinger AS Eidsiva Bioenergi Brumunddal AS Eidsiva Bioenergi Lillehammer AS Trysil Fjernvarme AS (65 %) Lena Fjernvarme AS (51 %) Selskapet har for øvrig flere prosjekter under utvikling i Oppland og Hedmark. De største anleggene planlegges eller er under bygging i Lillehammer (satt i drift) og på Gjøvik. Et større avfallsforbrenningsanlegg på Trehørningen industriområde i Hamar ble tatt i bruk i 211 med produksjon av fjernvarme, damp og strøm. Eidsiva Bioenergi har vedtatt som målformulering å nå en produksjon på 1 TWh bioenergi i løpet av de nærmeste årene. Elverum Fjernvarme AS leverer på årsbasis ca. 28 GWh til området Leiret/Vestad (Elverum sentrum) fra forbrenningssentral beliggende i Industrigata på Vestad. Det er beregnet et fjernvarmepotensial i løpet av en 5-årsperiode i sentrum og i Terningmoen militærleir på totalt 6-7 GWh. Produksjonen er basert på biobrensel (hovedsakelig rivningsvirke, 2 x 4 MW) med oljebrennere (2 x 3 MW) for topplastproduksjon. Otta Biovarme AS startet fjernvarmeleveranse i Otta sentrum i mars 27 (konsesjon fra ) med et rørnett på rundt 1,5 km med en estimert leveranse på rundt 1,5 GWh fra en fjernvarmesentral med en fliskjel på 3 MW samt en 3 MW oljekjel og,5 MW elektrokjel for topplast- og reserveproduksjon. Fullført byggetrinn 2 i 21 økte varmeleveransen til ca. 13 GWh. Noen øvrige områder: Et mindre nær-/fjernvarmenett i Os (1,9 MW og 3,5 GWh kapasitet 5 GWh), Rena Leir, Rena sentrum, Kirkenær (forbrenning av impregneringsvirke og elproduksjon), Eidskog, Skarnes og Gran. Fjernvarmeutbyggingen er i stor grad basert på utnyttelse av lokalt produsert og CO 2 - nøytral bioenergi fra pellets, flis, rivningsvirke og øvrig skogsavfall samt noe avfallsforbrenning. Informasjon om tilgjengelig effekt fra øvrige energikilder for lokale nærvarmeanlegg og oppvarming av enkeltbygg (oljebrennere, vedovner med mer) er ikke tilgjengelig og har dessuten liten relevans i denne sammenheng. 19

20 4.2 Beskrivelse av kraftnettet i utredningsområdet Generelt Regionalnettet i innlandsfylkene er bygd opp ut fra behovet for å overføre et produksjonsoverskudd fra de største kraftverkene i vest og nord i området til belastningstyngdepunktene i byene og på flatbygdene lenger sør. Området ligger geografisk sentralt i Sør-Norge. De vestlige og nordlige deler av området nær vannskillet når opp i stor høyde med betydelig nedbør. Nedbøren fra Jotunheimområdet dreneres gjennom hoveddalførene Gudbrandsdalen og Valdres. I Hedmark danner Glomma hoveddalføret fra vannskillet på Trøndelagssiden. Det er nedbøren i stor høyde sammen med fall inn mot hoveddalførene som gir det største tilskuddet av elektrisk energi i Oppland. I tillegg kommer tilskudd som følge av fall i selve hovedvassdragene (lavtrykksanlegg). Totalt er det i Hedmark og Oppland ved utgangen av 21 (nyeste offisielle data) bygd ut henholdsvis 2,5 og 5,9 TWh vannkraft noe som utgjør om lag 2, og 4,8 % av landets samlede vannkraftproduksjon (Kilde: NVE). Kraftproduksjonen innenfor området sett under ett er normalt noe høyere enn forbruket, mens produksjonen hovedsakelig er lokalisert i de tynnest befolkede områdene slik at det er overføringsbehov øst- og sørover. Imidlertid er reguleringsgraden av produksjonssystemet totalt sett dårligere enn landsgjennomsnittet, slik at området periodevis har et effektoverskudd om sommeren og et relativt betydelig behov for effekttilskudd om vinteren. Hedmark er for øvrig det eneste fylket som har høyere vernet årsproduksjonspotensial enn det som er utbygd. Andel vernet i forhold til totalt nyttbart er for Hedmark og Oppland henholdsvis 88 og 56 % mot 31 % på landsbasis. Oppland sammen med Sogn og Fjordane og Nordland er de fylkene som har størst gjenværende utbyggbart vannkraftpotensial. I takt med de store kraftutbyggingene i Oppland og Nord-Østerdalen, er det bygget tre 3 kv-ledninger med utspring i Nedre Vinstra/Harpefossen, Øvre Vinstra og Rendalen via Lillehammerområdet til Osloområdet to ledninger på vestsiden av Mjøsa og en på østsiden. Videreføringen av 3 kv-ledningen nordover fra Øvre Vinstra via Vågåmo og videre til Aura og Trøndelag utgjør foreløpig den eneste sentralnettsforbindelsen på 3 kv-nivå mellom Sør- og Midt-Norge. 3 kv-nettet gjennom Gudbrandsdalen (både regional- og sentralnett) gir det lokale regionalnettet på 66 kv en solid nettmessig forankring i Fåberg, Nedre Vinstra/ Harpefossen og Vågåmo. Ledningsforbindelser på 3, 132 og 66 kv som krysser grensene til utredningsområdet: 3 kv Vågåmo-Aura (s-nett) 3 kv Vang Minne (s-nett) 3 kv Fåberg Røykås (s-nett) 3 kv Fåberg Vardal Roa/Hadeland Ulven (s-nett) 132 kv Hadeland Follum 132 kv Vågåmo Osbu 132 kv Savalen Ulset-Litjfossen Brattset 132 kv Lutufallet Höljes 132 kv Eidskog Charlottenberg (s-nett) 66 kv Tangen Minne 66 kv Kvisler Nord-Odal Minne 2

21 66 kv Tynset-Tolga-Os-Røros Mellomriksforbindelsen Charlottenberg-Eidskog ble etablert i 1986 for å oppnå tosidig forsyning for Eidskog (og Charlottenberg), samt for å kunne foreta systematisk kraftutveksling ved å utnytte forskjellen i kraftpris mellom Sverige og Norge (flaskehalsinntekter). I den forbindelse ble det utarbeidet trekantavtaler mellom NVE Statkraftverkene (senere SN), Uddeholm (senere Gullspång, Birka og Fortum) og Hedmark Energiverk (senere EN). Med virkning fra ble 132 kv-forbindelsen Minne riksgrensen utleid til sentralnettet. Den andre mellomriksforbindelsen i utredningsområdet er Lutufallet Höljes. Overføringsevnen her er begrenset av 132/66 kv-transformatoren i Lutufallet (5 MVA) samt 66 kv-linjene Lutufallet-Nybergsund (FeAl 12) og Lutufallet-Elverum (FeAl 7). Imidlertid er dette en verdifull reserveinnmating til regionalnettet i Sør-Østerdalen og Trysil. Den har også vært benyttet i feil- og vedlikeholdssituasjoner for å få ut produksjonen på begge sider av grensen Regionale overføringsforhold På bakgrunn av områdets tilknytning til 3 kv-nettet og for å få et mer detaljert bilde av lastforholdene i regionalnettet, er det i denne utredningen valgt å dele utredningsområdet i fem delområder: Vest-Oppland (Hadeland, Valdres og Gjøvik/Toten) Gudbrandsdalen fra Lillehammer og nordover Østerdalen fra Elverum og nordover (ofte delt i Nord- og Sør-Østerdalen) Sør-Hedmark Solør-Odalen/Glåmdalen Hedmarken flatbygdene på østsiden av Mjøsa Vest-Oppland område 1 Regionalnettet i Vest-Oppland er bygd opp som et produksjonsdimensjonert nett med tre parallellgående ledninger fra Valdres til Gjøvik/Toten. Opprinnelsen til dette nettet var utbyggingen av Åbjøra kraftverk og det generelle kraftbehovet i distriktet. 132 kv spenning ble valgt ut fra overføringsbehovet. Enda eldre er det opprinnelige 132 kv-nettet gjennom Hadeland, som nå er revet på strekningen fra Minne til Hadeland transformatorstasjon. 132 kv-nettet er koblet til 3 kv i Vardal og Minne. Hadelandsnettet, med 3 kv-tilknytning i Hadeland transformatorstasjon, har foreløpig ingen elektrisk forbindelse med det øvrige regionalnettet på 132 kv, men er knyttet sammen med Buskerudnettet mot Follum/Ringerike. Nord-vest for Åbjøra er 132 kv-nettet å betrakte som et radialnett uten mulighet for ringdrift. Ved hver kraftstasjon, med unntak av Dokka, er det egne uttak for 22 kv til distribusjonsnettselskapene. I tillegg er det bygd flere transformatorstasjoner for nedtransformering til 22 kv. 132 kv-nettet har således en dobbel funksjon som overføringslinjer for kraftproduksjon i Valdres og som hovedfordelingsnett for distriktet. Som nevnt tidligere er nettet bygd ut fra kraftproduksjonens behov, og transformatorstasjonene langs ledningen har derfor tosidig innmating. Alle kraftstasjoner har transformering til 22 kv og egne avganger for mating til bygdenettet. Når aggregatene er ute av drift, forsynes 22 kv-avgangene via transformator fra 132 kv-nettet. Nettet har normalt større produksjon enn forbruk og kan kjøres uavhengig av hovednettet ved at kraftverkene kan kjøre på egne nett. Ved Kongsengen, Gjøvik, Raufoss og Dokka er det transformatorreserve. Ved de andre stasjonene er en avhengig av reserve i underliggende nett og bruk av mobil reservetransformator. 21

22 «Ryggraden» i dette nettet er dobbeltledningen Åbjøra-Dokka-Gjøvik. Denne inngår i det maskede 132 kv-nettet sammen med ledningen Tonsåsen-Kongsengen, tverrforbindelser mellom disse og forbindelser mot 3 kv-nettet i Vang, Minne og Vardal. Doble samleskinner i Dokka koblingsstasjon gir økt mulighet til å fordele belastningen på ledninger med ulikt tverrsnitt og ulike ledertemperaturgrenser. Forbindelsen Dokka-Fall reduserer problemet med overlast på FeAl 12-ledningen Dokka- Vardal-Gjøvik ved utfall av den parallelle Condorledningen. Tverrforbindelsen gir også en betydelig avlastning av ledningen mellom Dokka og Gjøvik ved utfall av Åbjøra-Begna. Ledningen Dokka-Fall er også nødvendig for å ha overføringskapasitet for energiproduksjon ved Dokkaverkene i sommerhalvåret. Videre gir forbindelsen redusert sårbarhet med bedre muligheter for normalt vedlikehold av ledningene. Spesielt lang reparasjonstid må påregnes dersom det oppstår feil på sjøkabelen over Randsfjorden. Det er avdekket et punkt med en skarp kant i denne traseen som innebærer en potensiell feilkilde. I perioder med ledningsutkoblinger har det vært situasjoner med stabilitetsproblemer og pendlingsutfall i Valdresnettet. Det er derfor tatt i bruk produksjonsfrakobling som systemvern i dette nettet. På Hadeland er det noe lokalproduksjon som med 132 kv-nettet mellom de to 3 kvstasjonene Hadeland og Ringerike erfaringsmessig gir en god driftssikkerhet. Behov/problemer Jaren Jaren transformatorstasjon er ensidig forsynt fra Hadeland på 132 kv med delvis reserve på underliggende nett. Av den grunn er det tidligere utredede prosjektet Jaren-Fall fortsatt aktuelt. Fagernesområdet og Etnedal Analyser viser at det ut fra driftssikkerhetshensyn er behov for ny transformatorstasjon snarest mulig. Begrunnelsen for dette er at det i tunglastperioden er forsyningen i Fagernesområdet svært anstrengt. Ved normal drift og normal driftsdeling i tunglast er transformatoren i Faslefoss overlastet dersom aggregatet står. Ved større feil i Faslefoss, på transformator eller 22 kv-samleskinner under tunglastperioden, klarer en ikke å opprettholde strømforsyningen til Fagernesområdet, dvs. at kravet til N-1 ikke etterkommes. Beregninger og utfallsanalyser viser at det er en underdekning på ca. 3 MW selv når reserveforsyning fra naboverkene SAE og Hallingdal Energi nett tas inn. Forsyningen til Etnedal er også sårbar over en lang 22 kv radial fra Bagn kraftverk. En innmating til kommunen fra nevnte Skrautvål transformatorstasjon vil være en nødvendig innmatingsforsterkning for å redusere spenningsfall og sårbarhet. Det er gitt konsesjon til i å bygge Skrautvål transformatorstasjon, og denne vil være idriftsatt i løpet av 215. Gjøvik by Som et tiltak for å sikre forsyning av Gjøvik by er kontrollanlegget for 132 og 66 kv-delen av Gjøvik transformatorstasjon nylig modernisert og utstyrt med fjernstyring av anlegget. Videre er det gjennomført tiltak for å redusere brannrisikoen i stasjonen. For øvrig er risiko- og sårbarhetsnivået for forsyning av Gjøvik by hovedbegrunnelsen i den gjennomførte nettanalysen for konklusjon med anbefaling av ny transformatorstasjon i Gjøvik sentrum. 22

23 Det er gitt konsesjon til bygging av ny transformatorstasjon i Gjøvik. Denne forventes idriftsatt i løpet av 216. Sør-Aurdal Transformering 132/66 kv i Eid kraftverk. Kraftverket (2x5,3 MVA) er i dag tilknyttet SAEs 22 kv-nett med høye nettap og ustabile driftsforhold for kraftverket. Dette, sammen med ytterligere kraftutbyggingsplaner i området, er hovedmotivet for pågående vurdering av et eventuelt prosjekt med 132 kv-tilknytning av kraftverket. Det største av de konsesjonssøkte utbyggingene (Kvennfossen kraftverk, ca. 4 MW) er imidlertid avslått. Dette avslaget er påklaget og videre vurdering av transformeringsprosjektet er avhengig av utfallet av klagebehandlingen. Ylja kraftverk Vang kommune Transformeringskapasiteten til 22 kv i Ylja kraftverk er 6 MVA. I tunglast vil det bli overlast ved utfall av Eidsfoss kraftverk (som er hydrologisk knyttet til produksjonen i Ylja). Det er forventet en betydelig lastøkning som følge av hytte- og veibygging. Det er søkt konsesjon for ny transformering 132/22 kv i ny Ylja transformatorstasjon. I tillegg er det konsesjonssøkt mange kraftverk i Vang kommune. Dette kan medføre behov for ytterligere transformatorkapasitet i området dersom alle blir realisert. Hyggjande - Beito Ny T-avgrening til Beito transformatorstasjon aktualiserer behov for å etablere en koblingsstasjon ved Hyggjande, og med det kan to eksisterende T-avgreninger i området elimineres. Åbjøraledningsanlegget Den eldste av parallelledningene mellom Åbjøra og Gjøvik er 6 år gammel og har tverrsnitt FeAl12. Parallellinja har condortverrsnitt og er ca. 1 år nyere (på det meste av strekningen). Ledningsanlegget er ikke bygd med gjennomgående jordforbindelse. I kombinasjon med dårlige jordingsforhold medfører dette at det er vanskelig og kostbart å oppfylle krav til maksimale berøringsspenninger ved feilsituasjoner. Videre har ledningene et betydelig overføringstap (et beregnet tap på 26 GWh tilsvarende ca. 12 Mkr i 21 noe mindre i 211). Dette i kombinasjon med anleggets alder er bakgrunnen for et behov for en større nettanalyse for Valdresområdet Gudbrandsdalen område 2 66 kv-nettet er begrenset til Gudbrandsdalen med forankring i 3 kv i Vågåmo, Nedre Vinstra/Harpefossen og Fåberg. 66 kv-nettet er sammenhengende fra Vågåmo via Nedre Vinstra/Harpefossen til Fåberg. I Lillehammer, Gausdal og Øyer er det to sammenhengende 66 kv-ringer ut fra Fåberg. Behov/problemer Transformering 3/66 kv i Nedre Vinstra Reserveforhold ved linjefeil og fleksibilitet er bakgrunn for vurdering av transformatorstrukturen i Vinstra-Harpefossområdet. En ny transformator med spenningsregulering, som erstatning for dagens 15 MVA T4, vil også innebære en delvis reserve for transformator T2 i Vågåmo. Ny transformator ble idriftsatt i 213. Nettilknytning av ny produksjon 23

24 Det er gjennomført en nettanalyse for å finne optimal nettstruktur for tilknytning av planlagte nye kraftverker i Otta og Lågen i Nord-Gudbrandsdalen. Ringebu - Kvitfjell Transformeringskapasiteten i Ringebu og Rybakken er tilnærmet fullt utnyttet. I stedet for økt transformatorkapasitet i Ringebu, vurderes ny transformering i Kvitfjellområdet. I første omgang utvides transformatorkapasiteten. Gausdal - Skei For forsyning av belastningsøkning som følge av byggeaktiviteten i hytteområdet Skei i Gausdal, kan en løsning med ny transformatorstasjon være aktuell. Dette er imidlertid vurdert som lite aktuelt den nærmeste 1-årsperioden Nord-Østerdalen område 3A Området som helhet har med Rendalen kraftverk, som er direkte knyttet til 3 kv-nettet, normalt produksjonsoverskudd. Regionalnettet består av linjeforbindelser som i utgangspunktet er produksjonsdimensjonert. Området nord for Savalen har kun reserveforsyning i lettlastperioder da linja fra Nea over Røros er for svak til å kunne dekke vinterlasten på Østerdalssiden (og knapt nok Røros alene). I tillegg til forbruket innenfor utredningsområdet, er også Røros-belastningen avhengig av forsyning sørfra i tunglastperioder. Behov/problemer Driftsforhold for området fra Tynset og nordover Begrenset transformatorytelse i Nea og svak forbindelse mellom Nea og Røros betyr at det kun er reserve fram til Tynset i lettlast. For øvrig har denne ledningen liten verdi for utredningsområdet. Røros forsynes normalt sørfra (Savalen/Tynset). Begrensningene i overføringskapasiteten nordfra er 66 kv-linje Nea-Reitan med tverrsnitt FeAl 5 og lengde ca. 45 km. Realistisk overføringsevne på denne ledningen er 15-2 MVA. Lastuttaket i Reitan er ca. 6 MW. Dimensjonerende vinterproduksjon i kraftverkene Kuråsfoss og Røstefoss er begrenset til ca. 5 MW på grunn av tapperestriksjoner i isleggingsperioder i Glomma tidlig på vinteren. Registrert topplast i Røros er i overkant av 3 MW. Kapasiteten på 66 kv-linjene nord for Tynset ligger på omtrent det dobbelte av aktuell tunglast, begrunnet i termisk grenselast for faseliner. Tidligere prognosert forbruksvekst ville ha medført spenningsproblemer omkring stadium 21, men de siste årene er det registrert en stagnasjon i forbruksutviklingen. Dessuten er ohmsk ledningstap så høyt at det er et vesentlig innsparingspotensial i tilknytning til det vurderte prosjektet med heving av spenningsnivået nordover fra Tynset se kapittel Når det gjelder tiltak for å oppnå tosidig forsyning til dette området, har det vært vurdert ny 132 kv-forbindelse fram til Tynset som T-avgrening fra ledningen Savalen-Ulset. Imidlertid er statistisk tilgjengelighet for dette nettet så god at det ikke forsvarer så kostbare tiltak som dessuten kun gir en begrenset bedring i leveringssikkerheten. Et annet tiltak ble vurdert i forbindelse med Statnetts tidligere planer om 3 kv-forsterkning mellom Trøndelag og Østlandet med trasealternativ Rendalen-Nea. En transformeringsinnmating som avtapping på denne ledningen i nærheten av Os ville ha gitt en verdifull bedring av leveringssikkerheten og redusert nettapet. Imidlertid ser det ut til at disse planene er skrinlagt etter linjeforsterkningen vestover fra Klæbu. En bedring av forsyningssikkerheten vil kunne oppnås dersom utbyggingen av Tolga kraftverk blir gjennomført. Sollia 66 kv-forsyning og transformeringsbehov 24

25 66 kv-ledningen Nedre Vinstra-Sollia-Alvdal ble bygget i slutten av 5-åra og starten av 6-åra. I normal drift forsynes Sollia via Alvdal fra Savalen. Strekningen Sollia-Nedre Vinstra har hovedsakelig funksjon som reserveforsyning. Hele ledningen består av FeAl 5 og FeAl 7, samt FeAl 58 spesialline over høyfjellet på de mest værharde strekningene. Den er til sammen ca. 84 km med omtrent 36 km mellom Nedre Vinstra og Sollia og ca. 48 km mellom Sollia og Alvdal. Det er her en kombinasjon av beskjeden belastning (Sollia) og lange linjelengder. Dette innebærer at det neppe vil være lønnsomt å reinvestere i begge disse ledningsseksjonene når teknisk levetid er utløpt. Det tas derfor sikte på å rive strekningen Sollia-Nedre Vinstra når driftskostnadene overstiger nytteverdien i form av reduserte KILE-kostnader ved tosidig forsyning. Transformering i Rendalen Det er nødvendig med utskifting av treviklingstransformatoren i Rendalen for å få mulighet for spenningsregulering. Dette tiltaket kan også bli utløst av en mulig vindkraftutbygging i Engerdal som kan medføre et transformeringsbehov 132/3 kv som overstiger merkeytelsen på 1 MVA Sør-Østerdalen område 3B Behov/problemer Forsyningssikkerhet i Trysil/Engerdal I Lutufallet er det installert en 5 MVA transformator for tilkobling av 132 kv-ledningen mot Höljes i Sverige (direkte jordet nullpunkt). Denne representerer en verdifull reserveinnmating. Spørsmålet om å gjennomføre spenningsheving til 132 kv fra Trysil til Lutufallet vurderes løpende blant annet ut fra belastningsutviklingen og endringer i behov for utveksling mot Sverige. Forbindelsen mellom Lutufallet og Elverum er tidligere vurdert revet når teknisk levetid er utløpt. Nå er det konsesjonssøkt et vindkraftverk, Kjølberget, langs linja. Det vil derfor måtte gjøres en vurdering av hva som skal gjøres i området når det blir klart hva som blir bygd ut av ny produksjon i Østerdalen. Reserveforsyning for Koppang og Rena Forbindelsen Koppang-Rødsmoen er gammel og har lite tverrsnitt (FeAl 35/5/7). Uten denne linja vil Koppang kun ha ensidig forsyning fra Rendalen. På grunn av den sterkt begrensede overføringskapasiteten mellom Rødsmoen og Koppang kan problemer med treviklingstransformatoren i Rendalen medføre delvis svikt i forsyningen til Koppang. Den belastningen som er tilknyttet 66 kv-nettet i Rendalen transformatorstasjon har reserve på 22 kv fra Rendalen kraftverk. Også i Rena-området (søndre del av Åmot kommune) er reserveforholdene i 66 kv-nettet dårlig. Både ledningen Elverum-Rena og den nevnte Rødsmoen-Koppang er for svake til å dekke forbruket i tunglast slik at forsyningen er avhengig av 66 kv-ledningen Osa-Løpet-Rena. 25 MVA treviklingstransformator i Osa (132/66/22 kv uten 66 kv spenningsregulering) er også sterkt begrensende for forsyningen av Rena og Koppang samtidig når Løpet kraftverk er ute av drift eller har redusert produksjon. Gjennomførte nettanalyser konkluderer med at det gunstigste alternativet for nettstrukturen i dette 66 kv-nettet er å reinvestere i ledningen Rødsmoen- Koppang og rive Elverum-Rena når levetida er utløpt. Første seksjon av Rødsmoen-Koppang er ferdig reinvestert, nærmere bestemt mellom Rødsmoen og Furuset. Spenningsforhold 25

26 I Elverumsområdet er øvre spenningsnivå på 66 kv begrenset av uheldig omsetningsforhold på 66/22 kv-transformatoren i Løvbergsmoen, Elverum transformatorstasjon og på Rena. Tilsvarende problem på 66/11 kv i Løvbergsmoen, som medførte den største begrensningen i spenningsnivå, ble løst i 25 med rokering med tilsvarende enhet i Greften. Dette har medført mer fleksibel drift og redusert behov for å operere med ugunstig separatdrift. Dette har også vært en betingelse for å oppnå en fornuftig spoleplassering og en gunstig seksjoneringsplan for jordfeilsøking Solør-Odal/Glåmdal område 4 Behov/problemer Reserveforsyning Innen regionen er det tre 66 kv-transformatorstasjoner med kun ensidig mating. Her finnes delvis reserve i 22 kv-nettet, samt en del lokal produksjon. Dette gjelder Våler og Sønsterud ved Åsnes, samt Norsenga ved Kongsvinger. 66 kv-ledningen fra Kongsvinger transformatorstasjon til Norsenga går dessuten gjennom byområder i Kongsvinger med underliggende 22 kv og utgjør av den grunn et visst miljøproblem. Dersom 132/66 kv transformatoren i Åsnes faller ut er det i tunglast umulig å forsyne hele Solør fra Minne uten for store spenningsfall. Det er gjennomført en utredning for å se på nettstrukturen og fremtidig spenningsnivå i området. Rapporten konkluderer med at det er gunstig på sikt å bygge om til 132 kv i hele området med få unntak. Dette er beskrevet i egen rapport. Nord-Odal Driftserfaringer viser relativt høy avbruddshyppighet for Nord-Odal transformatorstasjon til tross for linjeforbindelse både vestover mot Minne og østover mot Kvisler. Dette skyldes at disse to ledningene går gjennom skogområder, og på grunn av retningen er utsatt for trepåfall i perioder med kraftig vind fra nord eller sør (høy samtidighetsfaktor). Videre tilsier alderen (byggeår 195) at det må utarbeides en plan for framtidig forsyning av kommunen når levetida på disse ledningene er nådd. Dette er omtalt i egen rapport som også omtalt foran Hedmarken område 5 Behov/problemer Stange-området Stange forsynes fra «Hedmarkslinja» mellom Minne og Hjellum. Overføringskapasiteten fra Minne er ikke tilstrekkelig for å dekke forbruket i hele kommunen i tunglast. Videre er stasjonene Ilseng og Bekkelaget ensidig forsynt fra avgreninger. Ilseng har lettlastreserve i 11 kv-nettet. Forslag i tidligere utredningsrevisjoner om videreføring av 66 kv luftledning Hommerstad-Bjørke videre til Bekkelaget er opprettholdt uten at det er tatt stilling til utbyggingstidspunkt. Dette er omtalt senere i utredningen. 26

27 MVA Aldersfordeling Aldersfordeling linjer > < 1 66 kv >=132 kv Figur 4-1 Aldersfordeling for linjer [km] Aldersfordeling transformatorytelse ekskl. generatortransformatorer ref. primær reg.nettnettspenning kv 66 kv > < 1 År Figur 4-2 Aldersfordeling for transformatorytelse 27

28 Figur 4-1 Aldersfordeling for linjer [km] viser at en betydelig andel av 66 kv-ledningene har passert 4 år. Denne aldersprofilen aktualiserer bruk av metoder for å finne riktig reinvesteringstidspunkt ut fra tilstandskartlegging og vedlikeholdskostnader. I Figur 4-2 Aldersfordeling for transformatorytelse framgår at det er en relativt liten del av transformatorparken som er over 5 år og som nærmer seg teknisk levetid for denne komponenttypen. Det vil derfor være begrenset behov for reinvestering i nye transformatorer ut fra rene levetidsvurderinger i analyseperioden. Overlast på transformatorer som reduserer levetiden forekommer svært sjelden Lengde kabel og luftledning Tabell 4.1 viser en oversikt over antall km luftledninger og kabler som finnes i nettet. I tallene er også rene produksjonsanlegg inkludert, blant annet de oppførte 4 km med 3 kv kabel. Tabell 4.1 Nettstatistikk kabler og linjer Komponent 66 kv [km] 132 kv [km] 3 kv [km] Luftledning Kabel Transformeringskapasitet mellom spenningsnivåer i regionalnettet og fra regionalnettet mot distribusjonsnettet Tabell 4.2 viser en oversikt over transformeringskapasitet i utredningsområdet. Generatortransformatorer er ikke tatt med i oversikten. Treviklingstransformatorer der den ene viklinga er mot generator eller kun brukes for lokalforsyning til stasjonen, er kun tatt med som toviklingsenhet. Tabell 4.2 Nettstatistikk transformatorer Systemspenning Installert ytelse [MVA] Antall 3/132/66 145/1/45 1 3/66/22 2/15/ /66/11 26/26/ /66/22 132/11/7 3 (den ene i reserve) 132/ ,436 (norsk andel) 132/ / / / /11(5) Spenningsforhold reaktiv effekt Sentralnettet i området har problemer med periodevis høyt spenningsnivå. Det er derfor installert en 3 kv reaktor på 1 MVAr i Fåberg og planlagt tilsvarende enheter i Vang, Vågåmo og Frogner. Statnett har besluttet at spenningsnivået i 3 kv-nettet generelt skal begrenses til normert øvre materiellgrense på 3 kv. I Rendalen har normalnivået ligget på nærmere 31 kv helt siden anlegget ble bygd og omsetningsforhold på transformatorene er tilpasset dette (treviklingstransformator T2 31/132/65 kv er uten 28

29 MW GWh/år reguleringsmulighet). En eventuell senking av 3 kv-nivået vil gi et spenningsnivå i underliggende 132 og 66 kv-nett som både gir høyere nettap (beregnet til ca.,3 MW som årsgjennomsnitt) og gir problemer ved sammenknytning mot nabonett (132 kv KVOnett nordover og 66 kv Koppang-Rødsmoen sørover). Spenningsforskjellen vil forhindre sammenkobling slik at flytting av delingspunkt vil innebære koblingsblunk, med strømstans for kunder i 66 kv-nettet. Den reaktive effekten i regionalnettet søkes regulert slik at summen av reaktiv effektutveksling mot sentralnettet blir null under tunglast. Ideelt sett bør reaktivforbruket produseres nærmest mulig forbruksstedene. Her benyttes kondensatorbatterier og aggregatmagnetisering i lokale kraftstasjoner. Da regionalnettet i stor grad drives parallelt med sentralnettet, er riktig trinning av transformatorene viktig for å unngå transitt av reaktiv effekt mellom sentralnettspunktene spesielt i Vardal, Vang og Minne. På grunn av parallelldriften kan det allikevel være vanskelig å oppnå balanse i hvert enkelt utvekslingspunkt. Nettet ønskes drevet med så høy spenning som mulig. I 132 kv Østnettet er det en begrensning øverst i Valdres på ca. 142 kv med nåværende 22 kv spenningsnivå. På grunn av omsetningsforholdet på en del transformatorer ned til 11/22 kv distribusjonsspenning lenger øst blir maksimal utgangsspenning fra Vang og Minne rundt 135 kv. I 66 kv-nettet er det også en del problemer med uheldig omsetningsforhold (6 kv i midtstilling samt lavt utgangsspenningsnivå i distribusjonsnettet) som begrenser muligheten for å heve dette spenningsnivået over en utgangsspenning fra sentralnettet på kv. 4.3 Oversikt over elektrisitetsproduksjon Det er store variasjoner i produksjon mellom de ulike områdene i Hedmark og Oppland. Figuren under viser nominell effekt, tilgjengelig vintereffekt og årsproduksjon. Produksjonsressurser områdevis 9, 4, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1, 35, 3, 25, 2, 15, 1, 5,, Østerdalen Solør-Odal Hedemarken Gudbrandsda len Vest- Oppland Nom.eff. 386,9 48,5 9,2 811,2 574,9 Vintereff. 292,1 25,8 4,6 621,1 536,4 Årsprod. 178,6 274,3 36,2 3343,4 2128,6, 29

30 Aksetittel Figur 4-3 Produksjon i de forskjellige områdene i Hedmark og Oppland 4.4 Statistikk for elektrisitetsforbruk Målt effektforbruk områdevis Ti T Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti Vest-Oppland Gudbr.dalen Hedemarken Solør-Odal Østerdalen Sum Figur 4-4 Årlig effektregistrering Figuren ovenfor viser utviklingen av maksimaleffekt de siste 1 år. De årlige variasjonene på disse ukorrigerte verdiene samsvarer godt med temperaturvariasjonene der det kun var vintersesongene 21/22 og 29/21 som hadde temperaturer som nærmet seg det som har vært definert som 5 års returtemperatur. Figur 4-5, som framstiller årsforbruket (ukorrigert), viser en tilsynelatende stagnasjon fram til året 21 da værforholdene i begge vintersesongene var preget av lave temperaturer. De historiske verdiene er valgt å framstille ukorrigert. Det er kun ved bruk av siste års verdier som utgangspunkt for prognoser for de neste 1 år at det er valgt å temperaturkorrigere forbruket. 3

31 Aksetittel Målt energiforbruk områdevis Vest-Oppland Gudbr.dalen Hedemarken Solør-Odal Østerdalen Sum Figur 4-5 Energiforbruket fordelt på områder 4.5 Driftsforhold av betydning for utnyttelse av dagens kraftsystem Driftskoblinger Normale delingspunkter i regionalnettet mellom 3 kv utvekslingspunkter er vist i Tabell 4.3. Tabell 4.3 Driftskoblinger Sentralnett-/3 kv-punkter Vågåmo Nedre Vinstra Fåberg Nedre Vinstra Vang Rendalen Vang Minne Regionalnettsdele 66 kv Bolongen Heggerusten 66 kv Ringebu Tretten 66 kv Koppang Rødsmoen 66 kv Finstad Tangen Det har periodevis vært praktisert ringdrifter uten oppdeling for alle de nevnte delingspunkter. Hadelandsnettet drives sammen med Buskerudnettet mot Follum/Ringerike og har kun forbindelse med det øvrige nettet i Oppland via 3 kv sentralnettslinje Vardal-Hadeland Overførings- og transformeringskapasiteter begrensninger i aktuelle feilsituasjoner Innmatings- og overføringskapasitet fra Sentralnettet Transformeringskapasitet fra 3 kv i utvekslingspunktene Hadeland, Vågåmo, Vardal, Vang og Minne representerer sjelden flaskehalser i nettet og anses derfor i hovedsak som tilfredsstillende. Imidlertid har det forekommet korte perioder med overlast på transfor- 31

32 matoren i Vardal. I tillegg til transformeringen i utvekslingspunktene med sentralnettet, har regionalnettet også forbindelser til Sør-Trøndelag via 132 kv-ledningen Savalen-Ulset- Litjfossen-Brattset og via 66 kv-forbindelsen Tynset-Tolga-Os-Røros, samt til Sverige via 132 kv-ledningene Eidskog-Charlottenberg og Lutufallet-Höljes. Transformeringskapasiteten anses generelt som godt tilpasset behovet, uten at detaljerte beregninger av avbruddskostnader er gjennomført. Imidlertid er det i forbindelse med nettanalysen knyttet til kraftutbyggingsprosjektene i Lågen og Øvre Otta (se kapittel ) påpekt at transformeringskapasiteten 3/132 kv i Vågåmo vil kunne bli en begrensning for å unngå produksjonstap. I november 21 oppsto en svært anstrengt driftssituasjon i Eidefossnettet i forbindelse med en planlagt utkobling av 3/66 kv transformator T2 i Vågåmo (17 MVA). Statnett har besluttet anskaffelse av ny transformator for dette spenningsnivået med planlagt idriftsettelse i 213. Se kommentar til Feil! Fant ikke referansekilden.. Det er også avdekket et uønsket sårbarhetsnivå for 66 kv-nettet i Fåberg ved utfall av den største transformatoren (16 MVA T1) i tunglastperioder. Den andre enheten har en kapasitet på kun 75 MVA (fra 1959). Ny transformator forventes idriftsatt i løpet av Generell kapasitet i regionalnettet knyttet til ny produksjonsinnmating i distribusjonsnettet I NVEs kartlegging av potensial for småkraft er det Stor-Elvdal og Vang kommuner samt nord i Gudbrandsdalen at det største potensialet er. Det er i Stor-Elvdal og Vang at det vil være behov for å øke nettkapasiteten dersom alt potensialet blir utnyttet. For øvrig vil utbygging av ny produksjon i Valdres gi høyere marginaltap da regionalnettet er produksjonsdimensjonert. Tabell 4.4 Utbyggingspotensiale for småkraft i Hedmark (Kilde: NVE) Kommunenavn Småkr.pot. [MW] 42 Kongsvinger 43 Hamar 412 Ringsaker 415 Løten 417 Stange, Nord-Odal 1,8 419 Sør-Odal 42 Eidskog 423 Grue 425 Åsnes 3, Våler 427 Elverum, Trysil 429 Åmot 3,54 Status Kapasitet Noe kapasitet Ikke kapasitet Kommentar 43 Stor-Elvdal 31,66 Kapasitetsbegrensninger ved utbygging av fullt potensial 432 Rendalen 11, Engerdal 436 Tolga 32

33 437 Tynset 6,8 438 Alvdal 2, 439 Folldal 5, Os 5,69 4 Hedmark Generelt god kapasitet i regionalnettet i fylket Tabell 4.5 Utbyggingspotensiale for småkraft i Oppland (Kilde: NVE) Kapasitet Noe kapasitet Ikke kapasitet Kommunenavn Småkr.pot. [MW] Status Kommentar 51 Lillehammer 1,43 52 Gjøvik 511 Dovre 19, Lesja 6, Skjåk 35,51 Regionalnettet i Skjåk er produksjonsdimensjonert. Ny innmating gir høyt marginaltap 514 Lom 9, Vågå 2, Nord-Fron 14, Sel 12,5 519 Sør-Fron 6,14 52 Ringebu 5, Øyer 6, Gausdal 528 Østre Toten 529 Vestre Toten 532 Jevnaker, Gran 536 Søndre Land 2, Nordre Land 4,42 54 Sør-Aurdal 5, Etnedal 542 Nord-Aurdal 7, Vestre Slidre 6, Øystre Slidre 3,79 Regionalnettet i Valdres er produksjonsdimensjonert. Ny innmating gir høyt marginaltap. 545 Vang 24,51 Kapasitetsbegrensning ved utbygging av full kapasitet 5 Oppland 176,8 4.6 Alternativ energi I Hedmark og Oppland er vannbåren varme fra fossile eller bioenergikilder alternativer til elektrisk energi produsert i vannkraftverk. Større kraftverk med vind eller gass som energikilder er ikke bygd. Det er registrert ett privateid vindkraftverk på 225 kw i Eidefossområdet. Vindkraftprosjekter som kan være lønnsomme med såkalte «grønne sertifikater» er under vurdering og planlegging. Direkte bruk av naturgass i innlandsfylkene kan bli aktuelt forutsatt at det blir etablert et distribusjonssystem. 33

34 Utvikling av prosesser for produksjon av energi både i fast, flytende og gassform fra biokilder (hovedsakelig lokale skogressurser) følges nøye og er allerede et alternativ til fossile kilder både for å dekke stasjonære og mobile behov. I denne utredningen er anlegg for vannbåren energi (fjernvarmeanlegg) som har et fordelingsnett til kunder konkret omtalt i kapittel 4.1. Disse forsyner hovedsakelig større offentlige bygg, kontorbygg, blokkbebyggelse og lignende. Normalt blir slike fjernvarmeanlegg tilknyttet eksisterende vannbårne nett i byggene og benyttet til husoppvarming og varmtvann. Tidligere skjedde oppvarmingen i disse byggene med elektrokjeler som kunne fyres med olje eller elektrisitet (uprioritert forbruk). Fjernvarmen er et supplement til eller erstatning for olje og uprioritert elektrisk forbruk (i eksisterende bygningsmasse), hvor prisen vil være viktig ved kundens valg av energikilde. Videre finnes eksempler på at fjernvarmeanlegg har medført redusert behov for nettforsterkning for forsyning av ny bygningsmasse. Oversikt over noen fjernvarmeanlegg er ført opp i kapittel. 34

35 5 Framtidige overføringsforhold En vurdering av framtidig kapasitetsbehov i elektrisitetsnettet er todelt: 1) Scenarier: Hva er mulige framtidige utviklingstrekk (politiske beslutninger og næringsutvikling) og hvor sannsynlig er de forskjellige framtidsbildene. 2) Konsekvenser av de enkelte scenarier i punkt 1: Analyser av scenariepåvirkningen på enkeltprosjekter og hvilke betydninger usikkerheten har for nettstrukturen. Kraftsystemutredningen for sentralnettet inneholder en del formuleringer av mulige utviklingstrekk og tilhørende nettkonsekvenser. Ingen av disse berører i vesentlig grad innlandsfylkene Hedmark og Oppland, som ligger i oljeskyggen og relativt langt unna de store utenlandsforbindelsene. Til en viss grad kan enkelte fremtidsbilder påvirke overføringsbehovet mellom Trøndelag og Østlandet der den mest sannsynlige traseen går gjennom Gudbrandsdalen, men gjeldende sentralnettsutredning har ikke dette med som noe konkret prosjekt i analyseperioden. Lokalt i Hedmark og Oppland er det lansert to strategiske satsingsområder som begge er direkte energirelaterte: Utnyttelse av gjenværende ikke utbygd vannkraftpotensial. Utnyttelse av lokale bioenergiressurser fra landbruket. Det er også registrert en betydelig økende interesse for vindkraftutbygging. Begrunnelsen er i stor grad knyttet til økonomiske støtteordninger («grønne sertifikater»). Utenom energisektoren er scenariospekteret i hovedsak begrenset til tanker rundt den generelle konjunkturutviklingen og momenter som påvirker markedsnivået på de andre energiformene noe distriktet har felles med i hvert fall resten av det nordiske elspotmarkedet. Dette gjelder også den generelle klimautviklingen som innebærer økt vannkrafttilsig og reduksjon av energiforbruk til oppvarming. Spesielt kan en redusert snøleggingsperiode få stor betydning for utviklingen av vinteraktivitetsområdene som er bakgrunnen for flere av nettforsterkningsprosjektene som er nevnt i dette dokumentet og de som tidligere er utført. En klimautvikling med mer såkalt ekstremvær (vind og våt snø) vil dessuten kunne medføre høyere nettfeilhyppighet og tilhørende avbruddskostnader. I følge informasjon fra meteorologisk fagkompetanse vil det for innlandsområdet spesielt måtte forventes økt hyppighet av nedbørsperioder med våt og tung snø. Konsekvensen av de to nevnte lokale momentene er, med det som foreligger av konkrete planer, ansett å ha liten innvirkning på de investeringstiltakene som er nevnt i denne utredningen. Generelt vil bioenergi brukt som varmekilde i lokale fjernvarmenett, eventuelt supplert med noe elektrisitetsproduksjon, erstatte elektrokjeler og oljebrennere og dermed avlaste elektrisitetsnettet med uprioritert forbruk i byer og tettbygde områder. Videre vil dette redusere behovet for ny nettkapasitet til utbyggingsområder. Dette ligger til grunn uavhengig av om hvorvidt det blir bygd ut ny fornybar produksjon i Innlandet. Beskrivelse av scenariene som er utgangspunkt for lastflytberegningene beskrives i kapittel

36 5.1 Kraftutbyggingsprosjekter i Hedmark og Oppland Vannkraftverk Tabellene nedenfor angir status for vannkraftprosjekter i Oppland og Hedmark. Oversikten er hentet fra NVEs oversikt over konsesjonssøkte kraftverk. Her er det tatt med avslåtte søknader etter 1/1-11. Tabell 5.1 Vannkraftprosjekter i Oppland (Kilde: nve.no) Prosjektnavn Tiltakshaver Kommune / tilknytningspunkt i r-nettet Effekt [MW] Produksjon [GWh] Status Merknad Ala Skagerak Kraft Vang 4,95 11,5 Søknader AS Gipa Norsk Grønnkraft Vang 2,9 5,7 Søknader AS Ygna Ygna Kraft SUS Øystre Slidre 1,15 4,1 Søknader Føssaberge Clemens Vang 3,3 17,4 Søknader Kraftverk AS Sundheimselvi Nord-Aurdal 9,8 23,4 Søknader Rødøla Småkraft AS Vang,99 4,15 Søknader Ryfoss Clemens Vestre Slidre 5,8 25,12 Søknader Kraftverk AS Rådåe Norsk Grønnkraft Dovre 1,9 5,3 Søknader AS Bjørdøla Småkraft AS Vang,99 3,28 Søknader Rysna Rysna Kraft SUS Vang 3,48 9,22 Søknader Storefoss VEAS Øystre Slidre 2, 6,2 Søknader Nedre Otta OK Sel 94,8 352, Søknader Forventet i drift Q4 219 Graffer Fjellkraft AS Lom 4,5 11,4 Søknader Vismunda Clemens Gjøvik 2,8 7,15 Søknader Kraftverk AS Komperudelva VOKKS Kraft AS Søndre Land 1,9 5, Søknader Mjølkedøla Norsk Grønnkraft Vang 2,6 7,7 Søknader AS Kåja Kåja Kraft DA Nord-Fron/Vinstra 39, 141, Søknader Søkt 213 Vinda Skagerak Kraft Øystre Slidre 16, 5, Melding AS Harpefossen OK Sør-Fron 25, Endring innenfor konsesjon Vinsteren OK Øystre Slidre 2,3 1, Unntatt konsesjonsprosess Forventet i drift 218 Kvernåi Norsk Grønnkraft Lesja 3, 7,1 Gitt konsesjon Påklaget AS Ula Ula Kraft AS Sel 4,7 12,5 Gitt konsesjon Påklaget Hinøgla OK Nord-Fron 3,2 12,5 Gitt konsesjon Påklaget. Forventet i drift 218. Rosten OE Sel 8, 177, Gitt konsesjon Forventet i drift Q2 218 Åkvisla GE Øyer 3,6 11,1 Gitt konsesjon Påklaget Smådøla AS Eidefoss Lom 13,7 43,8 Gitt konsesjon Under bygging. I drift 215 Minikraftverk i Måråi Måråe kraftverk SUS Skjåk,68 1,5 Gitt konsesjon 36

37 Ryddøla Ryddøla Dovre 3,4 9,2 Gitt konsesjon Er i drift kraftverk AS Fossbråten Fossbråten Nord-Aurdal 2,9 7,8 Gitt konsesjon kraftverk SUS Valåi Småkraft AS Lesja 2,9 4,5 Gitt konsesjon Kvitvella Electrisitetsverk i Kvitvellafossen Nørdre Juva Kvitvella Electrisitetsverk AS Nord-Aurdal 1,55 5, Gitt konsesjon Nørdre Juva Skjåk 1,35 4,4 Avslått kraftverk AS Mosåa Fjellkraft AS Øyer 5, 12,7 Avslått Brynsåa Fjellkraft AS Øyer 2,8 6,8 Avslått Frya Småkraft AS Sør-Fron,99 4,47 Avslått Fossåa Sør-Fron 5,45 17,5 Avslått Påklaget Øla Knut Kirknes Nord-Fron 1,5 4,5 Avslått Skåbyggja Clemens Nord-Fron 4,35 1,3 Avslått Påklaget Kraftverk AS Einbugga Fallrettslaget i Dovre 7,3 15,2 Avslått Einbugga Kjøljua VOKKS Kraft AS Nordre Land 2,8 7,3 Avslått Benna Fjellkraft AS Gausdal,99 5,9 Avslått Randsverk Langmorkje Vågå,71 2,13 Avslått Almenning Fagerliåe Fjellkraft AS Sel 5, 14,5 Avslått Skjerungsåa Leif Arne Sel 1,7 6,5 Avslått Storrustløkken Vulu Øvre Otta DA Skjåk 9, 25,4 Avslått Tabell 5.2 Vannkraftprosjekter i Hedmark (Kilde: nve.no) Prosjektnavn Tiltakshaver Kommune / tilknytningspunkt i r-nettet Effekt [MW] Produksjon [GWh] Status Merknad Deia Blåfall AS Åmot/Osa 5,3 12,8 Søknad Riva ØKAS Tynset/Tynset 2, 4,9 Søknad Hovda Blåfall AS Stor-Elvdal/Rødsmoen 3,6 11,4 Søknad Nøra Blåfall AS Os 4,4 13,3 Søknad Hofoss Kongsvinger 2,7 6,76 Søknad Hira Mathiesen-Atna Stor-Elvdal,7 3,6 Søknad AS Rogna Kiær Mykleby Stor-Elvdal 1,9 5,7 Søknad Tolga OK Tolga 43, 199, Søknad Forventet i drift 22 Folla Folldal 3,5 11,5 Søknad Renåa Renåfallet Rendalen 2, 7,8 Søknad fallrettighetslag Storbekken Storbekken kraftverk SUS Alvdal 2, 5,9 Gitt konsesjon Braskereidfoss EVk Våler 18, 17, Gitt konsesjon Sølna ØKAS Alvdal 5,25 15,7 Gitt konsesjon Neta Neta kraftverk AS Stor-Elvdal/Furuset 2, 6,1 Gitt (ikke bygd enda) konsesjon Utvidelse i drift 216 Forventet i drift 218 Styggberget Kiær Mykleby Stor-Elvdal/Furuset (ikke bygd enda) 6,1 16, Gitt konsesjon 37

38 GWh Kolåsmyrfallet Kiær Mykleby Stor-Elvdal/Furuset (ikke bygd enda) 4,6 11,2 Gitt konsesjon Kverninga Kverninga Rendalen 2,51 6,2 Gitt Satt i drift 213. kraftverk konsesjon Nye Einunna ØKAS/OK Folldal 21, 92, Avslått NVE anbefalte avslag på konsesjon i april 212 Søre Bjøråa Stor-Elvdal Stor-Elvdal 4, 9,5 Avslått Påklaget Kommuneskoger KF Neka Gjermund Broen Rendalen,99 8,2 Avslått Påklaget Oppsummert gir dette følgende mulig ny vannkraftproduksjon i Hedmark og Oppland: Tabell 5.3 Potensielt ny vannkraftproduksjon i Hedmark og Oppland Fylke Melding + søknad Gitt konsesjon Installert effekt [MW] Forventet produksjon [GWh] Installert effekt [MW] Forventet produksjon [GWh] Hedmark 69,1 276,8 38, 224,9 Oppland 198,1 689,6 151,9 473, Sum 267,2 966,4 142,1 353, Potensiale for småkraftverk Generelt er det en økende interesse for bygging av private mini- og mikrokraftverk. Noen prosjekter er allerede realisert. Figurene nedenfor viser potensialet for småkraft i Hedmark og Oppland, og er hentet fra NVEs småkraftverksoversikt. Hedmark - Potensiale for småkraftverk 12, 1, kw mellom 3-5 kr 8, kw mellom 3-5 kr 6, kw under 3 kr 16 4, 2,, kw under 3 kr Samlet Plan kw Kongsvinger Hamar Ringsaker Stange Nord-Odal Sør-Odal Eidskog Grue Åsnes Elverum Trysil Åmot Stor-Elvdal Rendalen Tolga Tynset Alvdal Folldal Os Figur 5-1 Småkraftverkspotensial i Hedmark 38

39 GWh Oppland - Potensiale for småkraftverk 16, 14, kw mellom 3-5 kr 12, kw mellom 3-5 kr 21 1, 8, kw under 3 kr 6, 4, 2,, kw under 3 kr Samlet Plan kw Lillehammer Gjøvik Dovre Lesja Skjåk Lom Vågå Nord-Fron Sel Sør-Fron Ringebu Øyer Østre Toten Vestre Toten Jevnaker Gran Søndre Land Nordre Land Sør-Aurdal Etnedal Nord-Aurdal Vestre Slidre Øystre Slidre Vang Figur 5-2 Småkraftverkspotensial i Oppland Prosjekter i vurderings- og planleggingsfasen er gjengitt i Tabell 5.1 og Tabell 5.2. Summert for kraftverk med ytelse mindre enn 1 MW utgjør dette omkring 46 MW i Hedmark og 77 MW i Oppland totalt ca. 385 GWh Vindkraftverk I forbindelse med grønne sertifikater og mål om 13,2 TWh ny fornybar kraftproduksjon i Norge, er det blitt aktuelt med vindkraft i Innlandet. Hvor mye som blir realisert er ennå usikkert. Forventning om fortsatt lave kraftpriser gjør at det er usikkert om utbyggingene blir realisert på tross av grønne sertifikater. Tabell 5.4 Vindkraftprosjekter i Hedmark Prosjekt Tiltakshaver Kommune Effekt [MW] Energi [GWh] Status Kvitvola/Gråhøgda Austri Vind Engerdal 11 4 Gitt konsesjon / påklaget Raskiftet Austri Vind Åmot/Trysil Gitt konsesjon / påklaget Kjølberget Austri Vind Våler 4 1 Konsesjonssøkt Engerfjellet E.ON Nord-Odal Gitt konsesjon / påklaget Songkjølen E.ON Nord-Odal Gitt konsesjon / påklaget Glåmberget E.ON Kongsvinger 9 23 Utredningsprogram fastlagt 39

40 5.2 Planer for utbygging av alternativ energi Området har i følge offisiell statistikk en andel bioenergiforbruk på nærmere 2 % (1,9 TWh) av det stasjonære forbruket. Nasjonal andel er knapt 1 %. Med en andel avvirkning av rundtømmer på over 4 % av det norske kvantumet på vel 8 millioner m 3, gir skogarealet i fylkene et fortsatt uutnyttet bioenergipotensial som er stipulert til rundt 1 TWh det vil si totalt omkring 3 TWh. En betydelig andel av dette potensialet er fortsatt knyttet til fjernvarmeprosjekter fordelt på følgende utbygginger: 2-3 GWh i Hedmark Hamar, Kongsvinger, Trysil, Brumunddal, Rena og Kirkenær. 2 GWh i Oppland Gjøvik, Raufoss, Lillehammer og Lena. Oversikt over eksisterende fjernvarmenett er beskrevet i kapittel 4.1. Under beskrives utvikling av noen av områdene: 1) På Lillehammer pågår det en løpende utvikling av fjernvarmenettet med forventet årlig energileveranse på 45 GWh innenfor et 2-årsperspektiv. På slutten av 213 ble permanent biofyringsanlegg satt i drift med en kapasitet på 12 MW supplert med gassfyring som reserve og spisslasteffekt. 2) Gjøvik: Eidsiva Bioenergi bygger ut fjernvarmenett og varmesentral med planlagt idriftsettelse i slutten av 214. Termisk kapasitet på Gjøvik vil være 12 MW biofyringskapasitet basert på returtreflis kombinert med spisslast basert på bioolje og evt. pellets. 3) Beitostølen: Et flisfyrt anlegg med ytelse på 2 MW og 1 GWh er planlagt. 4) Trysil: Installert kjeleffekt for biobrensel ble utvidet til 12,5 MW ved installasjon av ny fyrkjel som benytter fuktig sagflis i 213. Anlegget er dimensjonert for å levere i overkant av 5 GWh uten vesentlig innslag av fossile brensler og vil ha kapasitet til videre utbygging. 5) Hamar: Utviklingen av fjernvarmenettet på Hamar fortsetter med tilkoblinger mot Nydal i Ringsaker kommune, forlengelse av nettet på Hamar vest, må Midtstranda i Hamar sammen med generell fortetting av kunder i nettet. Etter idriftsetting av Trehørningen forbrenningsanlegg er det en samlet termisk effekt på 72 MW i Hamar. Det er videre spillvarmeeffekt tilgjengelig i nettet fra Norsk Protein og det arbeides med å installere mer akkumulatorkapasitet i nettet. 6) På Kongsvinger er fjernvarmeanleggene på begge sider av Glomma forbundet og det er samlet installert effekt tilsvarende 15 MW termisk energi. Det vil etableres nye rørtraseer og kundeoppkoblinger i den nærmeste tiden og energiforsyning i 214 forventes å være ca 25 GWh. 7) Det installeres i 214 tørrflisanlegg for fyring av første utviklingstrinn av fjernvarme på Flisa i Åsnes kommune i Hedmark. Anlegget forventes å levere ca. 5 GWh innen kort tid. 8) Det er planer i Elverum med økt leveringsvolum som følge av noe fortetting og nettutvidelse med energileveranse i størrelsesorden 4-5 GWh i normalår. Finansieringsmulighetene fra Energifondet, som forvaltes av Enova, har stor betydning for endelig vedtak om bygging og gjennomføring av tiltak innen energisparing og ny miljøvennlig energi. 4

41 MW 5.3 Effektprognoser Med utgangspunkt i prognoser for effektutviklingen for forbruket under de enkelte regionalnettspunkter gir det områdeverdier i kommende 2-årsperiode som vist i Figur 5-3. Den viser en gjennomsnittlig årlig økning på ca.,2 %. 2 Effektprognose Vest-Oppland Gudbr.dalen Hedemarken Solør-Odal Østerdalen 2 Figur 5-3 Prognosert effektforbruk I lastflytscenariet med fortsatt høy aktivitet i vintersportsområdene er det lagt inn en ekstra effektøkning i blant annet Sjusjøen, Trysil og Beito. 5.4 Nettanalyser av framtidig utvikling av kraftsystem På bakgrunn av reelle prosjekter, scenarier og prognoser for produksjon og forbruk er det gjennomført lastflytanalyser. Her vil scenarier og lastflyt beskrives og kommenteres, mens det i kapittel Feil! Fant ikke referansekilden. gis en oversikt over aktuelle og nødvendige prosjekter i regionalnettet for å møte fremtidens utfordringer Scenariebeskrivelse Som tidligere nevnt er det store planer om utbygging av ny fornybar produksjon i Innlandet. Det er ingen kraftkrevende industri, og det generelle forbruket har ligget relativt flatt de senere årene. I tillegg er det utbygging av fjernvarme i de største byene samt at det i Innlandet er en høy andel av husholdningene som benytter vedfyring til oppvarming. Områdene med størst utbygging og vekst i forbruk er de typiske vintersportsstedene, sånn som Trysil, Sjusjøen, Beitostølen, Hafjell og Kvitfjell. Disse faktorene legges til grunn for scenariene: Sannsynlig utvikling - Basis 41

42 o Noe produksjon blir bygd ut o Forventer liten lastøkning generelt, men noe økning i hytteområder o Utgangspunkt for lastflyt er da høylast/vinter Stor kraftutbygging Høy produksjon o De fleste konsesjonsgitte og søkte kraftverk blir bygd ut o Forventer liten lastøkning generelt, men noe økning i hytteområder o Utgangspunkt for lastflyt er lavlast/sommer med full produksjon i alle kraftverk Høykonjunktur positivitet i utbyggingsmarkedet Høy last o Vekst i enkelte områder o Forventer høy forbruksvekst i hytteområder slik som blant annet Sjusjøen, Trysil, Skei, Hafjell, Kvitfjell, Bjorli og Beitostølen o Noe produksjon blir bygd ut o Utgangspunkt for lastflyt er da høylast/vinter Kommentarer til modellering av fremtidig regionalnett: Det er stadium 224 som er utgangspunkt for lastflytanalysene o Her er prosjektene som er angitt i utredningen modellert o Her er økningen på f.eks. Skei lagt inn under Engjom i stedet for at en ny transformatorstasjon er modellert på prosjektene som ligger så langt frem i tid og hvor usikkerheten er større. I nettmodellen er det for kraftverkene tatt utgangspunkt i gjennomsnittlig målt produksjon på hverdager i vinterperioden de siste årene. 42

43 6 Forventede tiltak og investeringsbehov Det gis i dette avsnittet en oversikt over tiltak i regionalnettet som er under realisering, planlegging eller vurdering. I kravene til KSU står det at det skal gjennomføres samfunnsøkonomiske beregninger og vurderinger knyttet til flere alternativer per prosjekt. Dette er søkt oppnådd så langt det lar seg gjøre, men for noen prosjekter er dette ikke gjort på grunn av store usikkerheter eller at prosjektet er i en tidlig vurderingsfase. Det er allikevel valgt å ta med prosjektene i utredningene for oversiktens skyld og for at utredningen også kan brukes som et arbeidsverktøy i nettselskapene. Det vil være behov for å gjøre ytterligere vurderinger og analyser knyttet til flere av prosjektene. Dette vil da stå beskrevet på det enkelte prosjekt. Prosjekter som har mottatt konsesjon er ikke så fyldig omtalt som fremtidige prosjekter hvor konsesjon ikke er omsøkt. 6.1 Oppsummering lastflytberegninger Som beskrevet i kapittel er det gjennomført lastflytanalyse for flere scenarier. Prosjektene som er omtalt i kapittel 6.2 er i all hovedsak lagt inn i lastflytmodellen, men ikke alle. Hvilke som er lagt inn fremgår av tabeller og lastflytskjemaer i dette kapitlet og i vedlegg. Tabellen under gir en oversikt over forbruk og produksjon ved de forskjellige lastflytscenariene. Som det fremgår av tallene kan det muligens bli et større behov for økning i overføringskapasitet og transformatorkapasitet mot sentralnettet dersom det blir en stor utbygging av ny fornybar produksjon. Det er lagt inn en forventning om en moderat lastøkning, noe som ikke vil medføre behov for større regionalnettsanlegg. Det er hvor mye produksjon som blir bygd ut som vil være førende for nødvendig nettutvikling den nærmeste tiårsperioden, og da spesielt frem mot 22. Tabell 6.1 Oppsummering av lastflytberegningene Scenarioer Forbruk (MW) Produksjon (MW) Nettap (MW) Effektbalanse (MW) 214 høylast lav prod lavlast høy prod Høylast lav prod Lavlast høy prod Basis (Antatt) Planer for oppgradering av elektriske anlegg og for nyanlegg Tabell 6.2 er en oversikt over foreslåtte prosjekter der kostnadsanslaget gjelder kun selve investeringen. For prosjekter hvor kostnader mangler, skyldes dette at omfanget er noe usikkert og med det vanskelig å kostnadsfeste eller at prosjektet er i en tidlig utredningsfase og dermed ikke vurdert ferdig. 43

44 Tabell 6.2 Prosjekter i utredningsperioden Nr Prosjekt Kons. Kost. [Mkr] År i drift Merknad, begrunnelse Scenario 1 Hyggjande koblingsstasjon EN > Forbedret nettdrift i Valdresnettet Uavhengig av scenario 2 Skrautvål transformatorstasjon 3 Raufoss industripark ombygging 4 Furuset -Koppang reinvestering 5 Ny 66 kv-ledning Bjørke- Bekkelaget 6 Ny transformatorstasjon Gjøvik sentrum med 132 kvtilknytning 7 Kabling 66 kv-linje Kongsvinger EN Ca Belastningsøkning, leveringssikkerhet (mottatt konsesjon) EN Ca Leveringssikkerhet (mottatt konsesjon) EN > Teknisk tilstand, alder. - EN Avbruddskostnader, nettap Alle EN Avbruddskostnader og nettap (mottatt konsesjon, under klagebehandling) EN 1? Reinvestering av «Byggebeltelinja». Delvis utløst av ombygging av Rv2. 8 Elverum transformatorstasjon EN Teknisk tilstand, kapasitet. Under bygging. 9 Nye Einunna kraftverk 66 kv-linje fra Alvdal 1 Reinv. 66 kv Fåberg- Hunderfossen 11 Ny Fåvang transformatorstasjon 12 Rybakken økning av transformatorkapasitet 13 Nettilknytning av Rosten og Nedre Otta kraftverk ØKAS/ NØK 3? Del av kraftutbyggingsprosjekt (konsesjonssøkt) EN Teknisk tilstand, nettap (mottatt konsesjon, under planlegging) GE Ca > Belastningsøkning, lev.sikkerhet - GE Belastningsøkning, lev.sikkerhet Alle EF Del av kraftutbyggingsprosjekter (konsesjonssøkt) 14 Vinstra transformatorstasjon GE Ifm utbygging av Kåja kraftverk (under konsesjonsbehandling) 15 Strandlykkja transformatorstasjon 16 Spenningsheving Tynset- Tolga-Os-Røros EN Belastningsøkning (mottatt konsesjon) EN/REV Spenningsfall og nettap. Ny produksjon (under konsesjonsbehandling) 17 Åbjøra-Gjøvik reinvestering EN > Nettap, teknisk tilstand - 18 Reinvestering 66 kv-linje Sandvold-Lunde-Engjom EN Teknisk tilstand Alle kv-nett Fåberg-Mesna EN > Miljø, teknisk tilstand - 2 Nedre Tessa økning av transformatorkapasitet 21 Eid kraftverk transformator 132/22 kv 22 Ylja kraftverk økt transformatorkapasitet 23 Nettilknytning nytt aggregat Braskereidfoss kraftverk EF Kraftutbygging (mottatt konsesjon) EN > Kraftutbygging, nettap - EN Driftssikkerhet (konsesjonssøkt) Alle EN/EV Del av kraftutbyggingsprosjekt (mottatt konsesjon, under bygging) 24 Engjom-Skei 66 kv ledning EN > Belastningsøkning på Skei - Alle Alle Alle - Alle - Alle Rosten: Alle Alle Alle Alle Alle Alle 44

45 Nr Prosjekt Kons. Kost. [Mkr] År i drift Merknad, begrunnelse Scenario 25 Nybergsund Lutufallet EN > Fullføring av forsterkning etter tverrsnittsøkning. Spenningsheving til 132 kv. 26 Transformering 3/132/66 kv i Rendalen 27 Transformatorytelse Rendalen (Vik) 28 Tolga transformatorstasjon. Flytting 29 Os tr.stasjon ny transformator EN Driftsmessige problemer pga. manglende spenningsregulering og økt kapasitetsbehov ved vindkraftutbygging i Engerdal (mottatt konsesjon) EN Alder. Sammenheng med pkt. 26. (mottatt konsesjon) EN/EV Knyttet til kraftutbyggingsprosjekt (konsesjonssøkt) EN Knyttet til spenningsheving kv (konsesjonssøkt) kv-ledning Fall Jaren EN > Bedre drift i Valdresnettet - 31 Ny jernbaneomformerstasjon Jessnes JBV/EN? Kapasitetsbehov ifm utbygging av Dovrebanen. 32 Furuset transformatorstasjon EN Småkraftutbygging (mottatt konsesjon) 33 Tilknytning vindkraftproduksjon Engerdal 34 Tilknytning vindkraftproduksjon Osa 35 Tilknytning av Songkjølen vindkraftverk 36 Tilknytning av Engerfjellet vindkraftverk EN/AV Ref. prosjekt 31 (mottatt konsesjon) - Alle Alle Alle Alle - Alle Basis, Høy produksjon EN/AV (mottatt konsesjon) Basis, Høy produksjon EN/E.O N EN/E.O N (mottatt konsesjon) Basis, Høy produksjon (mottatt konsesjon) Basis, Høy produksjon 37 Minne-Engerfjellet EN Reinvestering av 66 kv linje fra Minne mot Nord-Odal ifm utbygging av Engerfjellet vindkraftverk 38 Tilknytning vindkraftproduksjon Våler 39 Forsyning av Bjorli i Lesja kommune 4 Tilknytning av småkraft i Vang kommune 41 Nedtransformering Vang tr.stasjon 42 Spenningsheving Solør og Odal EN/AV Kjølberget (konsesjonssøkt) Alle EF Belastningsøkning Alle EN/VE Behov utløses dersom omsøkte småkraftprosjekter realiseres SN/EN Forsyning av Budor i Løten kommune tilgjengelig kapasitet i underliggende nett begynner å bli redusert EN - - Nettap, leveringssikkerhet - 43 Ringebu transformatorstasjon GE Belastningsøkning, lev.sikkerhet - 44 Forsyning av Dombås og Lora EF > Teknisk tilstand, lev. sikkerhet - 45 Furnesfjorden EN Reinvestere kabler Alle 46 Transformatorkapasitet Jaren transformatorstasjon HEN Kapasitet, reserve, leveringssikkerhet Alle Alle (ny prod. i d- nettet)

46 6.2.1 Hyggjande koblingsstasjon Beito Figur 6-1 Linjekart Valdres Beito transformatorstasjon Beito transformatorstasjon ble satt i drift i desember 211 med 132 kv-tilknytning som T- avgrening mellom Kalvedalen kraftverk og avgreningspunkt Hyggjande. Valget av en T-avgreningsløsning for dette prosjektet i tillegg til to T-avgreninger til i samme område (henholdsvis Hyggjande og Slidre, se Figur 6-2) har aktualisert en fullverdig koblingsstasjon i punktet Hyggjande for å oppnå en vernmessig renere nettstruktur og eventuelt på et senere stadium utvide løsningen ved å erstatte ledningen Hyggjande-Slidre med en dobbeltledning med et tilhørende fjerde linjefelt i koblingsstasjonen. Dette er et driftsmessig forbedringsprosjekt, og det er vanskelig å si noe om innsparinger utover mulig reduksjon i KILE-kostnader som følge av mer stabil drift. Men dette er det vanskelig å kvantifisere. Systemansvarliges krav til nettutbygging (FIKS) sier at T-avgreininger er lite ønskelig da dette blant annet medfører utfordringer knyttet til utkoblinger i forbindelse med drift og vedlikehold. Dette, sammen med vernmessige utfordringer, er hovedbegrunnelsen for at prosjektet er aktuelt. 46

47 Figur 6-2 Forslag til ny nettstruktur 132 kv Øvre Valdres Ny transformatorstasjon ved Fagernes (Skrautvål) Eidsiva Nett AS har mottatt anleggskonsesjon på bygging av ny transformatorstasjon ved Skrautvål i Nord-Aurdal kommune med begrunnelse i forbruksøkning, driftssikkerhet og spenningsutfordringer i området. Transformatorstasjonen tilknyttes 132 kv-nettet gjennom Valdres. Prosjektet er i oppstartsfasen, og ny transformatorstasjon forventes idriftsatt i løpet av 215. En forsinkelse kan medføre kapasitetsutfordringer i underliggende nett i området Raufoss industripark Det er utarbeidet og vedtatt en reinvesteringsplan for høyspentnettet som går ut på å erstatte tidligere sju regionalnettsanlegg (66 kv) med tre transformatorstasjoner og i størst mulig grad standardisere på 11 kv som høyspent distribusjonsnettspenning (heving fra 5 kv) over en 1-årsperiode med et kostnadsestimat på ca. 55 millioner kroner (inklusive ombygginger i distribusjonsnettet). Hovedbegrunnelsen for prosjektet er at den tekniske levetiden for regionalnettsanleggene er definert som utløpt i kombinasjon med at industrivirksomheten har generelt svært høye avbruddskostnader. Konsesjon på 47

48 gjenstående reinvestering er mottatt og investeringsbeslutning er tatt. Prosjektet er i oppstartsfasen for gjennomføring Furuset-Koppang reinvestering Figur kv-ledninger Elverum-Rendalen Fra internrapport EN datert gjengis følgende: Knapt 6 mil av de to linjestrekningene Elverum-Rena og Rena-Rødsmoen-Koppang er bygd i 1954 mens seksjonen på 24 km lengst nord er ti år yngre. Den tekniske tilstanden til de eldste strekningene, spesielt de 28,5 km med FeAl35 fra Rødsmoen og nordover, er i en slik tilstand at det må tas en snarlig beslutning mellom reinvestering og sanering. Det er gjennomført en analyse av alternativene som vist i Tabell 6.3. Tabell 6.3 Alternativer for framtidig nettstruktur 66 kv Sør-Østerdalen Alternativ Nåverdi [Mkr] Internrente [%] 1 Reinvestere Rødsmoen-Koppang og riving av Elverum-Rena 5, 9,2 2 Reinvester Elverum-Rena og riving av Rødsmoen-Koppang 5,7 8,9 3 Reinvestere begge -4, 4,5 På bakgrunn av analyseresultatene synes alternativ 3 med komplett reinvestering lite aktuelt. Hovedårsaken til at alternativ 1 viser noe dårligere lønnsomhet enn alternativ 2 er lengre linjestrekning som må reinvesteres, men forskjellen antas å ligge innenfor usikkerhetsmarginene. Til tross for at alternativ 1 er beregnet å gi et noe dårligere resultat enn alternativ 2, er det valgt å satse på det første alternativet som gir tosidig forsyning av Koppang og en gjennomgående nord-sør-forbindelse, bestående av både 132 og 66 kv. Hovedårsaken til denne konklusjonen er forsyningsmessig sårbarhet med tilhørende driftsmessige ulemper ved ensidig forsyning av Koppang. Videre gir ledningen mulighet for å etablere transformering 66/22 kv ved Furuset der det er en betydelig produksjonsinn- 48

49 mating fra de private kraftverkene Storfallet og Veslefallet (2,6 + 4,8 MW) med planer om ytterligere utbygging. Det anbefalte alternativet går ut på å benytte tverrsnitt FeAl 12, som er minste tverrsnitt for å oppnå tilstrekkelig mekanisk styrke, og bygge om nevnte 28,5 km som er i dårligst forfatning først, og deretter utnytte nevnte aldersforskjell på ti år ved å gjennomføre resten av reinvesteringsprosjektet ti år senere. I hele denne perioden må det, for å ha tosidig forsyning til Rena-området, gjennomføres tiltak for å opprettholde drift av ledningen Rena-Elverum. Linja mellom Rødsmoen og Furuset vil være ferdig reinvestert i løpet av 214. Neste seksjon Furuset-Koppang vil bli reinvestert på et senere tidspunkt kv-linje Bjørke-Bekkelaget Figur 6-4 Prosjekt Bjørke-Bekkelaget Utdrag fra EN-internrapport datert : Begrunnelse for prosjektet er at Bekkelaget transformatorstasjon er ensidig forsynt med T-avgrening fra Hedmarkslinja. Videre har Minne-ledningen for liten kapasitet til å dekke belastningen i Stange i tunglast, og da spesielt Bekkelaget og Ilseng transformatorstasjoner. Dette bekreftes av lastflytberegningene som er gjennomført i forbindelse med utredningen. Det rimeligste alternativet som dekker begge overnevnte behov, er å forlenge ledningen Hommerstad-Bjørke videre fra Bjørke til Bekkelaget. Nettkonfigurasjonen framgår av Figur 6-5, der prosjektet på totalt ca. 6 km er markert som stiplet linje. Alle linjene i kartutsnittet har Condor-tverrsnitt. 49

50 Figur 6-5 Traseforslag Bjørke-Bekkelaget Hele prosjektet har en relativt lav lønnsomhet (-2,3 millioner kroner tilsvarende 3,6 % internrente) selv for det rimeligste alternativet med minimal kabling, dvs. kun de siste 25 meterne frem til Bekkelaget. Hvis det imidlertid som første byggetrinn etableres en luftlinjeforbindelse fra Bjørke frem til krysningspunktet med Hedmarkslinja (ca. 3,3 km til en kostnad på ca. 3,1 millioner kroner) med linjetilkobling her, er det beregnet en nåverdi på 1,7 millioner kroner (tilsvarende internrente på 13,2 %) hovedsakelig på grunn av nettapsgevinsten. Det vil være aktuelt å begynne med bygging av forbindelsen mellom Bjørke og Hedmarkslinja. Deretter kan videre utbygging inn mot Bekkelaget vurderes på sikt Strømforsyning til Gjøvik by Byen er i dag forsynt med 11 kv spenning fra kun en transformatorstasjon som ligger litt utenfor bysentrum (Kallerud). Det ble derfor omsøkt og gitt anleggskonsesjon på ny transformatorstasjon ved CC på Gjøvik. I tillegg omfatter prosjektet også nye kabler fra Gjøvik til Bråstad og over Mjøsa, mellom Bråstad og Nes. Dette vil ha som positiv miljøkonsekvens at 132 kv-linja på Gjøviksida av Mjøsa kan rives. Konsesjonen ble påklaget og oversendt OED for endelig avgjørelse. Klagen ble avvist av departementet i mai 214, og endelig konsesjon er gitt Kabling/flytting av 66 kv-ledninger Kongsvinger Tiltaket er initiert av at Statens vegvesen bygger ut riksveg 2 Kongsvinger Kløfta til firefeltsstandard og er planlagt gjennomført våren 212. Denne delen er gjennomført. Videre er det behov for å se på resterende del av linja mellom Kongsvinger og Norsenga, den såkalte «Byggebeltelinja». Det er behov for å se mer på løsning og fremdrift for dette prosjektet Elverum transformatorstasjon Stasjonen ble bygd på begynnelsen av 5-tallet. Bygget har et akkumulert behov for bygningsmessig vedlikehold. Videre er det en viss næringsmessig utbygging i lokalområdet som krever flere 22 kv-avganger, noe som det ikke er plass til i nåværende bygning. Anleggskonsesjon er mottatt i mai 211, og arbeidet med ny stasjon er igangsatt. 5

51 6.2.9 Nye Einunna kraftverk nettilknytning 66 kv Glommens og Laagens Brukseierforening (GLB) og Østerdalen Kraftproduksjon (ØKAS) har sendt konsesjonssøknad om nytt Einunna kraftverk, bygd som fjellanlegg ved eksisterende stasjon, med ny inntaksdam. Økt generatorinstallasjon overstiger kapasiteten i det lokale 22 kv-nettet som dagens kraftverk er tilknyttet. Prosjektet er forutsatt 66 kv-linje fra Alvdal transformatorstasjon som primær nettilknytning. NVE har innstilt på avslag på konsesjonssøknaden i april 212, men prosjektet opprettholdes i dette dokumentet inntil regjeringens eventuelle endelige avslag foreligger Rehabilitering av 66 kv dobbeltledning Fåberg-Hunderfossen Dette er ei ca. ei mil lang og 5 år gammel betongmastlinje der tilstandsrapporter viser til dels alvorlige skader. Dette har aktualisert en beslutning om hvorvidt de påviste skadene skal utbedres (relativt omfattende reparasjon med utskifting av enkeltmaster) eller det skal vurderes full reinvestering (i eksisterende trase eller ny trase ved siden av eksisterende). Det hører med i vurderingen at det, til tross for tverrsnitt 2xFeAl 15, er et betydelig nettap på denne ledningen (i 211 ca. 7,8 GWh tilsvarende 2,3 Mkr) i og med at det her overføres det meste av produksjonen i Hunderfossen (ca. 5 GWh/år og rundt 1 MW det meste av sommerhalvåret). Disse momentene ga som beregningsresultat at full reinvestering er det gunstigste alternativet. For å redusere produksjonstapet mest mulig tas det sikte på å utvide ledningstraseen slik at ny linje kan bygges med drift på den gamle i byggeperioden. Det er gjennomført en optimaliseringsberegning for å finne det gunstigste linetverrsnittet (AL59). Prosjektet har et par vesentlige utfordringer. Ledningen er bærer av en fiberkabel som ikke kan være ute av drift i lengre tid. Videre er det liten plass til disposisjon den siste strekningen ved innføringen til Fåberg med parallellføring av både 3 kv-ledningen til Balbergskaret/Rendalen/Vang og dobbel 66 kv sørover til Brumunddal. I Figur 6-6 er det antydet en mulig mastekonstruksjon som krever minimal trasebredde. 51

52 Figur 6-6 Snitt mastebilder, innføring til Fåberg Reinvestering av linjen er godkjent av NVE og anleggskonsesjon er mottatt. I forbindelse med planleggingen av gjennomføringen ble et par utfordringer belyst. Det er som nevnt trangt ut fra Fåberg transformatorstasjon, og med Statnetts planer om oppgradering til 42 kv på sikt blir ikke situasjonen bedre. Det er derfor satt i gang en prosess med å se på løsningen på nytt, men konklusjonen er ikke klar til fristen for KSU Ny Fåvang transformatorstasjon (Kvitfjell) For å styrke forsyningen til Kvitfjell planlegges en ny transformatorstasjon ved 66 kv-linja på Segalstad vest for Lågen. Bakgrunnen er både registrert belastningsøkning og leveringssikkerheten ved forsyning fra Ringebu transformatorstasjon. Det er også større utbyggingsplaner i Kvitfjell. Last i Ringebu transformatorstasjon var i 213 og 214 over 27 MW, hvor total kapasitet er 3 MVA. Det planlegges å flytte ledig 1 MVAtransformator fra Rybakken til den nye stasjonen se også kapittel Dette prosjektet ses i sammenheng med økning av transformatorkapasitet i Ringebu transformatorstasjon omtalt i kapittel Dette prosjektet vil bli utredet videre Rybakken transformatorstasjon økning av transformatorkapasitet 1 MVA transformator T1 fra 1979 er fullastet under topplast. Ny 2 MVA transformator er planlagt i 215. Alternativet er å sette inn en transformator til på 1 MVA, men dette vil medføre behov for ekstra bryterfelt, bygningsmessige endringer og flere komponenter som kan feile. Dette vil ikke veie opp for lavere tap i en mindre transformator. I tillegg vil det blant annet bli mer fleksibilitet i transformatorstasjonen med hensyn til utkobling for drift og vedlikehold i lettlast. 52

53 Konsesjonssøknad er under utarbeidelse og vil bli sendt inn i løpet av nær fremtid Nettilknytning av nye kraftverk i Otta og Lågen Som nevnt i kapittel vurderes flere kraftutbyggingsprosjekter i Otta- og Lågenvassdraget mellom 3 kv-punktene Vågåmo og Nedre Vinstra se Figur 6-7. Figur Gudbrandsdalsnettet Nettilknytningen vil sannsynligvis bli slik at de to største kraftverkene blir tilknyttet Vågåmo over ny 132 kv-ledning. Forrige figur (kopi fra konsesjonssøknad) viser alternative tilknytninger til Vågåmo transformatorstasjon. Produksjonen fra Nedre Otta og Rosten vil sammen med 53

54 produksjonsoverskuddet i Øvre Otta medføre et transformeringsbehov 132/3 kv i Vågåmo, som i perioder med tilsig som gir full produksjon overstiger kapasiteten på transformator T1 (3 MVA). Konsesjonen for Rosten kraftverk med 132 kv produksjonsradial (med framføring over Tordkampen) ble anbefalt av NVE i april 212. Konsesjon ble mottatt i januar 214, men trasevalget for linja er påklaget. Konsesjonssøknaden for Nedre Otta kraftverk ligger til behandling hos NVE Vinstra transformatorstasjon I forbindelse med konsesjonssøknad for Kåja kraftverk er det sendt inn søknad om ny Vinstra transformatorstasjon. Planene her er å flytte transformatorstasjonen over på den andre siden av Gudbrandsdalslågen i forhold til dagens plassering, i tilknytning til Kåja kraftverk. Installert ytelse blir som tidligere og det blir, som følge av flytting av transformatorstasjonen, også mindre omlegginger av 66 kv-nettet. Gjennomføringen av dette prosjektet henger sammen med byggingen av Kåja kraftverk, og dette er bestemmende for fremdrift. Ved større forsinkelser kan det medføre risiko knyttet til frist for grønne sertifikater for kraftverket. Konsesjonssøknadens høringsfrist er utløpt, og søknaden er under behandling Strandlykkja transformatorstasjon Som følge av utbygging av vei, jernbane og hytter sør i Stange kommune søkte EN om konsesjon for å bygge ny transformatorstasjon på Strandlykkja i desember 213. Konsesjon ble gitt i april 214, med planer om idriftsettelse 1. halvår 215. Dersom utbyggingen blir forsinket vil dette få følger for testing og idriftsettelse av nytt dobbeltspor på Dovrebanen, noe som er lite ønskelig. Dette vil derfor være et prioritert prosjekt for gjennomføring Spenningsheving Tynset-Tolga-Os-Røros Tidligere nettanalyser viser at spenningsfall og nettap mellom Tynset og Røros vil bli et økende problem med økende belastning. Dette er behandlet i analyserapport fra Trønder- Energi, Forsyningsforholdene i r-nettet gjennom Østerdalen til Røros-området datert , som konkluderer med at teknisk-økonomisk optimal systemløsning innebærer installasjon av kondensatorbatterier (gjennomført i 25) og spenningsheving fra 66 kv til 132 kv på strekningen Tynset-Tolga snarest mulig. Etter analysetidspunktet i 22 er det registrert en stagnasjon og til dels nedgang i forbruksutviklingen blant annet på grunn av at det er satt i drift fjernvarmeanlegg både i Os (1,9 MW/3,5 GWh) og på Røros (4 varmesentraler totalt 5,6 MW og 12 GWh). Dessuten ble det satt i drift ny produksjon på Røros i 28 (Ormhaugfossen, 1,2 MW/ 7,3 GWh med en fordeling mellom sommer- og vinterproduksjon på hhv. 3 og 4 GWh). En ytterligere bedring av driftssikkerhet og spenningsstabilitet vil oppnås dersom Tolga kraftverk blir utbygd. Der er det søkt om tilknytning på 132 kv. Konsesjonssøknaden for kraftverket er under behandling hos NVE, og det er planlagt sluttbefaring i juni 214. Dersom spenningsheving til Tolga blir realisert, er det et aktuelt alternativ å videreføre oppgraderingen på hele strekningen fram til Røros. En planlagt rehabilitering av 66 kv- 54

55 anlegget i Røros transformatorstasjon er uansett tenkt gjennomført med 132 kvkomponenter. På strekningen Tynset Tolga er tiltaket med spenningsheving grovkalkulert til ca. 4,5 Mkr (ca. 2 kr/km). Ny Tolga transformatorstasjon er beregnet å koste ca. 32 Mkr. Spenningsheving til 132 kv er konsesjonssøkt for strekningen Tynset-Røros og ligger til behandling hos NVE. Fremdriften på prosjektet bestemmes i utgangspunktet av en beslutning knyttet til Tolga kraftverk. Figur 6-8 Spenningsheving Tynset-Tolga-Os kv-nettet i Valdres ( Åbjøra -ledningene) Som nevnt i kapittel er det flere årsaker til at det er behov for en plan for full reinvestering av dette anlegget. Det har tidligere vært forespørsler om feltreduserende tiltak på en strekning gjennom et boligområde i Gjøvik. En analyse av dette ga som resultat at det er mulig å oppnå en betydelig feltreduksjon ved å bygge om dobbeltledningen fra planoppheng til en juletre -mast med større bakkeavstand kombinert med en optimal faserekkefølge i masta. Det har tidligere vært vurdert å etablere 132 kv-forbindelse mellom Fall og Jaren både for å gi Jaren tosidig forsyning og gi en tapsmessig gevinst ved sammenknytning mellom et område med produksjonsoverskudd og et med lite produksjon (se kapittel 6.2.3). I et reinvesteringsprosjekt er det naturlig å vurdere denne forbindelsen. Et annet alternativ for å oppnå overføringskapasitet for produksjonsoverskuddet i Valdres kunne teoretisk være å knytte området elektrisk til 3/42 kv-nettet i Hallingdal. Grunnen til at dette synes lite aktuelt, er at transformatorstasjonene for å dekke forbruket i området er basert på 132 kv. Den eneste forenklingen kunne i så fall være at dagens 55

56 dobbeltledning erstattes av ny enkeltledning (med gjennomgående jordline) noe som åpenbart ikke kan forsvare en ny utbygging mot Hallingdal. Det vil være nødvendig å gjennomføre en full nettanalyse av hele Valdresnettet for å se på hvilke løsninger som er mest aktuelle. Videre er realisering av ny kraftutbygging styrende for fremdrift Reinvestering Sandvold-Lunde-Engjom i Gausdal Ledningsanlegget er en ca. 75 år gammel og 19 km lang betongmastlinje, enkeltkurs med 5 mm 2 Cu som strømførende line. Spesielt seksjonen Lunde-Engjom har vært en del utsatt for overslag mellom toppline og faseliner i perioder med ising. For øvrig er det en del betongskader på mastene. I forbindelse med vurdering av spenningsnivå i ENs regionalnett ble det konkludert med at 66 kv vil fortsatt være spenningsnivået i dette området. Nettets topologi tilsier at samme trase vil være hensiktsmessig. Det er derimot to ulike tverrsnitt på hver side av den aktuelle strekningen, FeAl 24 fra Fåberg til Sandvold og FeAl 12 fra Engjom til Roppa. Disse tverrsnittene er vurdert som alternativer, og tapene reduseres med å velge det største tverrsnittet. I tillegg er det planer om utvidelser på Skei og Segalstad Bru, slik at forbruket kommer til å øke i dette området i årene fremover. Da denne linja også er en del av forbindelsen over mot GE og Rybakken bør det ikke velges et tverrsnitt som kan vise seg å bli en flaskehals på sikt. Lastflytberegninger viser en betydelig tapsgevinst ved å benytte FeAl 253, og spesielt på strekningen Sandvold-Lunde. I tillegg er det hensiktsmessig å benytte et tverrsnitt som nå benyttes flere andre steder, da dette gjør lagerhold og beredskapsmessige forhold enklere. Arbeid med konsesjonssøknad er ikke igangsatt Fåberg-Mesna Kabelforbindelsen i Lillehammer mellom Fåberg og Mesna (del av byringen, 3x1x1 TXSE) har en parallellforbindelse gjennom den nordligste delen av dobbeltledningen gjennom Ringsaker mot Brumunddal og Børstad. Normalt drives denne ledningen uten forbindelse mot Mesna, men det er etablert en dobbeltledning på 6 m fra stasjonen og opp til linja som T-avgrening. De akutte problemene med betongskader og svekkelse av innfesting av isolatorer på traversene er utbedret med forskjellige vedlikeholdstiltak. Dersom dobbeltledningen (2xFeAl 24) i framtida rives uten å gjennomføre andre nettforsterkningstiltak, vil det medføre en betydelig reduksjon av overføringskapasiteten fra Fåberg og sørover gjennom Ringsaker med tilhørende svekkelse av forsyningssikkerheten for den mest folkerike kommunen i Hedmark. De mest nærliggende alternativene til å opprettholde en tilstrekkelig overføringskapasitet på strekningen Fåberg-Mesna er dermed å reinvestere i luftledning i samme trase eller dublere eksisterende kabelforbindelse på ca. 4,5 km. Tidspunktet for iverksettelse av tiltak vil være avhengig av hvordan tilstanden på betongmastene utvikler seg. 56

57 Da tilstanden på forbindelsen anses å være tilfredsstillende per i dag, så er det ikke gjort noen ytterligere vurderinger og analyser i denne utredningen. Prosjektet er fortsatt tatt med for oversiktens skyld Nedre Tessa utvidelse av transformatorkapasitet I forbindelse med kraftutbyggingsprosjektet Smådøla blir det behov for å skifte ut en 5 MVA transformator med en 2 MVA enhet. Konsesjon er mottatt og prosjektet vil bli gjennomført i løpet av Eid kraftverk ny transformering 132/22 kv Kraftverket med installert ytelse 2 x 5,3 MVA er tilknyttet 22 kv-nettet til Sør Aurdal Energi. Sammen med tre mindre kraftverk i området gir dette et betydelig produksjonsoverskudd det meste av året som flyter inn i regionalnettet i Bagn kraftverk og Begna transformatorstasjon med relativt høye nettap i 22 kv-nettet som resultat. I tillegg til de eksisterende kraftverkene er det søkt om konsesjon på et nytt elvekraftverk i Begna nedstrøms Eid, Kvennfossen på 3,7 MW/21 GWh. Konsesjon er avslått, men anket. Ytterligere et prosjekt i samme vassdrag er under utredning. Nettapsinnsparing og bedre driftsstabilitet for kraftverket er hovedmotivet for å vurdere en 132 kv-transformering i stasjonen med T-avgrening fra 132 kv-ledningen Bagn-Begna (ca. 2,4 km). Aktuell transformatorytelse er 2 MVA. Prosjektet er knyttet til utfallet av ankesaken. Det er av den grunn ikke gjort ytterligere vurderinger i denne utredningsperioden Ylja kraftverk økt transformatorkapasitet Aktuell transformator fra maskinspenning til 22 kv i Ylja kraftverk for forsyning av distribusjonsnettet til Vang Energiverk er en enhet på kun 6 MVA plassert inne i fjellanlegget for kraftverket. Vang Energiverk har opplyst at forsyning av belastningen i området under tunglast er avhengig av at produksjonen i 22 kv-nettet (Eidsfoss kraftstasjon) er tilgjengelig. Det er i tillegg satt i gang med utbygging av E16 som medfører økt effektbehov i området. Det er derfor sendt inn konsesjonssøknad på ny transformatorstasjon ved Ylja kraftverk. Idriftsettelse forventes i løpet av 216. En forsinkelse i gjennomføringen vil få følger for forsyningen i området da det forventes en relativt sett stor belastningsøkning som følge av hytteutbygging og utbyggingen av E16 med tunneler som er effektkrevende Nettilknytning av nytt aggregat i Braskereidfoss kraftverk Konsesjon på nytt aggregat ble gitt i 213 til Eidsiva Vannkraft, og samtidig mottok EN anleggskonsesjon på ny Våler transformatorstasjon i tilknytning til Braskereidfoss kraftverk. Denne erstatter eksisterende transformatorstasjon. Transformatorstasjonen knyttes til 132 kv-linja Heradsbygd-Åsnes, og eksisterende 66 kv-linje mellom Åsnes og Våler rives. 57

58 Engjom-Skei Linja fra Engjom til Skei er opprinnelig ei 66 kv-linje som ble bygd i tilknytning til Kamfoss kraftverk. Den driftes i dag på 22 kv, og er hovedforsyningen til Skei. I tidligere versjoner av utredningen har dette prosjektet vært med da det har vært vurdert å bygge transformatorstasjon på Skei grunnet den store belastningen knyttet til vinterturismen. Foreløpig er det konkludert med fortsatt drift på 22 kv, men ved en reinvestering av linja vil det vurderes på nytt hvorvidt den skal dimensjoneres for 66 kv eller ikke. Videre utredninger er utsatt i påvente av ny kommunedelplan for området Skei-Austlid. Denne vil legge føringer for hvor stor belastning det kan forventes i dette området, og dermed vurderingene i forhold til behov for ny transformatorstasjon på Skei Nybergsund Lutufallet 66 kv-ledningen Trysil Nybergsund Lutufallet ble forsterket med økt ledertverrsnitt (FeAl 12) på 198-tallet. Prosjektet ble av flere årsaker ikke helt fullført på strekningen Nybergsund Lutufallet. Her ble nye vinkel- og forankringsmaster dimensjonert for det nye tverrsnittet og skiftet ut, men de ordinære bæremastene er det ikke gjort noe med. For at ledningsanlegget skal tilfredsstille gjeldende dimensjoneringsnormer og dermed oppnå ønsket driftstilgjengelighet, tas det sikte på å gjennomføre utskifting av også disse mastene og utvide trasebredden tilpasset eventuell framtidig spenningsheving til 132 kv. Spenningshevingen til 132 kv er utredet i egen rapport om spenningsnivået i ENs regionalnett. Fremdrift på ombyggingen i dette området vil til dels bestemmes av avklaringene rundt utbygging av ny fornybar produksjon. I neste utredningsperiode vil det derfor kunne tas stilling til dette prosjektet og videre fremdrift Transformering 3/132/66 kv i Rendalen kraftverk Som nevnt i kapitlene og representerer nåværende treviklingstransformator T2 i Rendalen (4 år gammel, 145/1/45 MVA) et driftsmessig problem med manglende spenningsregulering som, etter senking av det generelle spenningsnivået i 3 kv-nettet, gir et lavere nivå på de to andre spenningsnivåene enn i naboområdene som det i mange situasjoner er behov for å koble sammen med nettet tilknyttet Rendalen. En annen begrunnelse er knyttet til økt behov for transformeringskapasitet for å ta imot eventuell produksjon fra Kvitvola vindkraftverk i Engerdal. EN har mottatt konsesjon på ny transformator, men løsningen vil bli vurdert når det blir mer klart hva som blir bygd ut av ny produksjon i området Transformatorytelse i Rendalen transformatorstasjon (Vik) Rendalen transformatorstasjon er lokalisert et par hundre meter fra utendørsanlegget i Rendalen kraftverk. Forbindelsen mellom disse to anleggene er en 66 kv kabel i tillegg til en reserveforbindelse på 22 kv (fra en 1 MVA transformator fra maskinspenning i kraftverket). Tilsvarende begrunnelse som i foregående avsnitt er utgangspunkt for planene om ny transformator til Rendalen transformatorstasjon. Her vurderes en løsning som er koordinert med problemet som er nevnt i avsnitt En mulighet er å anskaffe en treviklingstransformator 132/66/22 kv slik at nevnte T2 i Rendalen kraftverk kan erstattes 58

59 med en ren 3/132 kv-enhet. Dette er den konsesjonsgitte løsningen, men vil som nevnt bli vurdert når det blir mer klart hva som blir bygd ut av ny produksjon i området Tolga transformatorstasjon og nettilknytning av Tolga kraftverk Konsesjonssøknad for Tolga kraftverk er under behandling. For å ha et definert spenningsnivå for tilknytning av kraftverket vil spenningshevingsprosjektet nevnt i kapittel bli knyttet til kraftverksprosjektet. Det er søkt om tilknytning på 132 kv. Aktuell installasjon er rundt 4 MW (avhengig av hvilket utbyggingsalternativ som blir valgt) fordelt på to aggregater. Det foreligger to alternativer for plassering av kraftverket der begge forutsetter nettilknytning ved ny transformatorstasjon på nordsida av Glåma (markering «Trafostasjon 3A+3B»). Nåværende plassering av transformatorstasjonen er et spenn på sørsida av elvekryssinga. Alternativ 3 med kraftstasjonen på nord-vestsida av Glåma vil bli prioritert i konsesjonssøknaden. I dette alternativet må det bygges en ca. 4 km lang produksjonsradial parallelt med en eksisterende 22 kv-ledning. I det andre alternativet er det naturlig å benytte samme trase den første strekningen ut fra transformatorstasjonen (med kabling av enten 22 eller 132 kv forbindelsen de første ca. 7 m forbi bebyggelse). Det er fastsatt sluttbefaring på Tolga i begynnelsen av juni 214. Figur 6-9 Tolga kraftverk og tilknytning til 132 kv ved ny Tolga transformatorstasjon 59

60 Os transformatorstasjon Med referanse til foregående avsnitt og kapittel vil en spenningsheving til 132 kv på den gjennomgående regionalnettsledningen kreve ny transformator i Os transformatorstasjon kv-ledning Fall-Jaren I forbindelse med kraftutbyggingen i området Dokka-Torpa på slutten av 198-tallet ble det gjennomført omfattende nettanalyser for å finne optimal nettutbygging som følge av økning av produksjonsoverskuddet. Den gjennomførte ledningsutbyggingen Torpa-Dokka- Fall var planlagt videreført sørover til Jaren, men ble av forskjellige årsaker ikke gjennomført. Etter dette tidspunktet har behovet for å sikre forsyningen til Jaren transformatorstasjon økt med belastningsutviklingen og generell avhengighet av pålitelig strømforsyning. Som vist på neste kartskisse er Jaren ensidig forsynt fra Hadeland transformatorstasjon. Reserven (kun under lettlastperioder om sommeren) består av en viss kapasitet nordfra på 22 kv fra VOKKS-området på begge sider av Randsfjorden, 22 kv-overføring under Randsfjorden fra Toverud kraftverk (nesten 1 år gammel kabel) samt tilrettelagt mulighet for å sette 22 kv-spenning på 132 kv-ledningen fra Hadeland. I tillegg til å dekke behovet for tosidig forsyning av Jaren vil en 132 kv-forbindelse Fall- Jaren (luftlinjeavstand 3 mil) øke overføringskapasiteten fra produksjonsoverskuddsområdet i Valdres/Land. En enkel beregning viser et tapsinnsparingspotensial på i størrelsesorden en halv MW om vinteren og omtrent halvparten om sommeren. Forbindelsen vil ha spesielt stor verdi som kapasitetsøkning når det blir aktuelt med reinvestering av dobbeltledningen Dokka Vardal Gjøvik (anslagsvis om 1-12 år). Ved å se på scenariet med utbygging av mye ny fornybar produksjon mot 224 (høy produksjon), vil det i lettlast perioder med mye produksjon være en tapsgevinst på hele 6 MW. Det er derfor riktig å vurdere dette prosjektet videre parallelt med at det gjøres en analyse av hele Valdresnettet, som tidligere nevnt i kapittel Til Torpa Til Vardal/Gjøvik Til Bagn/Åbjøra Til Begna Figur kv-ledning Fall-Jaren 6