Elektrifisering av Norsk sokkel. Transmisjonssystem fra land og distribusjon til plattformer

Størrelse: px
Begynne med side:

Download "Elektrifisering av Norsk sokkel. Transmisjonssystem fra land og distribusjon til plattformer"

Transkript

1 Elektrifisering av Norsk sokkel Transmisjonssystem fra land og distribusjon til plattformer 02 Sluttrapport 01 Rapportutkast Dato Sign. Dato Sign. Dato Sign. Dato Sign. Dato Sign. Dato Sign. Dato Sign. BB HR IBK Dato Sign. BB/HR HR/BB IBK Rev. Nr. Beskrivelse Utarbeidet Kontrollert Verifisert Kunde Dokument No.: UPS R01 Dokument Tittel: Elektrifisering av Norsk sokkel Transmisjonssystem fra land og distribusjon til plattformer Kunde referanse: UPS Prosjekt No. Rev. Sider

2 Innholdsfortegnelse ELEKTRIFISERING AV NORSK SOKKEL... 1 TRANSMISJONSSYSTEM FRA LAND OG DISTRIBUSJON TIL PLATTFORMER INNLEDNING ARBEIDSBESKRIVELSE SAMMENDRAG GRUNNLAGSDATA FOR PRODUKSJONSINNRETNINGENE Effektprognoser for produksjonsinnretninger Innretninger som er medtatt i utredningen OVERORDNET TOPOLOGI FOR TRANSMISJON OG DISTRIBUSJON Inndeling av sokkelen Faktorer som påvirker topologivalg Teknisk avstand og effekt kapabilitetsområde for AC transmisjon Topologi for Sørlige Nordsjø Topologi for Mitre Nordsjø Topologi for Oseberg / Tampen området Topologi for Norskehavet Enlinjeskjema BÆREPLATTFORMER Forutsetninger Konsepter DYNAMISK INNFØRING AV KABEL PÅ FLYTENDE ENHETER REDUNDANS I KABEL TRANSMISJON OG DISTRIBUSJON TILGJENGELIGHET OVERFØRINGSTAP GRENSESNITT MOT LANDNETTET GRUNNLAG FOR KOSTNADSESTIMERING Kabelparametere Omformeranlegg for HVDC Kompensasjonsreaktorer, krafttransformatorer og fordelingsanlegg Valutakurser Sikkerhetsmarginer OPPSUMMERING AV KOSTNADSDATA UPS R av 45

3 14. OPTIMALISERINGS MULIGHETER KAPASITET I MARKEDET TIDSPLAN REFERANSER APPENDIKS A KOSTNADSBEREGNINGER APPENDIKS B TOPOLOGIKART FOR NORSK SOKKEL APPENDIKS C ENLINJESKJEMA FOR NORSK SOKKEL APPENDIKS D RAPPORT FRA GLOBAL MARITIME VEDR. BÆREPLATTFORMER UPS R av 45

4 1. Innledning Denne rapporten sammenfatter et oppdrag Unitech Power Systems A/S har utført for NVE (Norges Vassdrags og Energidirektorat). Arbeidet inngår i en utredning av elektrifisering av norsk sokkel på vegne av Olje og Energidepartementet. Mandatet til denne rapporten gjelder krafttransmisjon fra uttakspunkter i det Norske forsyningsnettet frem til knutepunkter på sokkelen og videre kraftdistribusjon frem til den enkelte mottakerplattform. Hovedelementer i arbeidet er å vurdere hensiktsmessige konseptløsninger, overordnet topologi og tilhørende kostnadsestimater. Oppdraget er utført i samarbeid med Raconsult AS og Global Maritime A/S. Raconsult har assistert arbeidet med krafttransmisjon og distribusjon mens Global Maritime har vurdert løsninger og kostnadsestimater for separate plattformer for plassering av installasjoner i knutepunkt mellom krafttransmisjon fra land og distribusjon videre til den enkelte mottakerplattform. Nødvendige tiltak på den enkelte mottakerplattform som følge av elektrifiseringen er vurdert i en separat studie utført av Novatech AS på vegne av Oljedirektoratet. Dette er dermed ikke direkte behandlet i denne rapporten. Imidlertid er Unitech Power Systems også underleverandør til Novatech for å utrede tiltak på plattformene. Arbeidet med begge studier er således tett koordinert. Studien er prinsipielt delt inn i to hovedcase: a) Delelektrifisering som innbærer å erstatte kraftproduksjonen fra gassturbindrevne kraftstasjoner offshore med strøm fra land. b) Helelektrifisering som i tillegg til punkt a) over også inkluderer elektrifisering av gassturbindrevne kompressorer og pumper på produksjonsinnretningene. 2. Arbeidsbeskrivelse Arbeidsomfang for rapporten er oppsummert under. 1. Vurdere topologi og teknisk løsning, og kostnadsestimere kabelnett og tilhørende utstyr, for strømtilførsel fra land til offshore installasjoner i områder av Nordsjøen og Norskehavet. 2. Studien skal inkludere tekniske løsninger og kostnadsestimat for følgende fysiske anlegg: -Transmisjon fra land til definerte områder offshore. -Distribusjon innenfor de definerte områdene. 3. Topologi, teknisk løsning og tilhørende kostnadsestimater skal utvikles for to hovedcase: a) Delelektrifisering som innebærer erstatning av kraftproduksjon fra generatoranlegg på produksjonsinnretningene med kraft fra land. b) Helelektrifisering som i tillegg til delpunkt a) over også inkluderer elektrifisering av turbindrevne kompressorer og pumper UPS R av 45

5 4. Studien skal inkludere en vurdering av leveringskapasitet hos utstyrsleverandører. 5. Oversikt over feltene med tekniske data for de aktuelle installasjonene inkludert lastdata og levetid utarbeides av Novatech. 6. Grensen for kostnadsestimering går ved kabelterminering i land og på plattform. Kostnader for å legge og terminere kabel ( Hang-off ) til/på plattform er inkludert. 7. Ved behov for nye, dedikerte strukturer offshore for plassering av elektrisk utstyr som følge av elektrifiseringstiltaket (overgang fra radiell forsyning fra land til distribusjonsnettet på området), skal teknisk løsning og kostnadsestimering inkluderes. 8. Vurdering av kabelteknisk løsning skal gjøres med bakgrunn i vanndyp, konsept for kabelinnføring fra sjøbunn til plattform, spenningsnivå og utvikling angående skjøter for sjøkabel. Der hvor avstanden til land er mindre enn 200 km og effektbehov på mindre enn 200 MW skal overføring med vekselspenning (AC) vurderes. 9. Grensesnittet for transmisjon fra land går ved høyspennings overføring fra transformator eller HVDC stasjon på land. Teknisk løsning og kostnadsestimat for fullstendig HVDC-/likeretteranlegg med apparatanlegg skal inkluderes. 10. Tekniske spesifikasjoner i uttakspunktet fra landnettet skal beskrives, herunder nevnes største overføringsytelse og minste kortslutningsytelse. 11. I denne evalueringen forutsettes det at HVDC forbindelser vurderes med to kabler eller koaksial kabel teknologi med tur og returleder integrert. Drift med halv effekt og sjø retur er ikke en aktuell løsning. 12. Det skal ved vekselstrømsforbindelser også gjøres en vurdering av nytten av å legge fire enfase kabler (en kabel som reserve). 13. For distribusjonskabler til mottakerplattformer skal det spesifiseres hva som er maks last for hver radial og nødvendig overføringsevne i hvert snitt. 14. Valg av driftsspenningsnivå og tilhørende spenningsklasse for utstyr skal generelt etableres. Det er ikke lagt opp til å utføre nettanalyser for utredningen, og disse valgene er derfor basert på forenklede betraktninger og relevant erfaring fra andre prosjekter og studier UPS R av 45

6 3. Sammendrag Denne rapporten sammenfatter et oppdrag Unitech Power Systems A/S har utført for NVE (Norges Vassdrags og Energidirektorat). Arbeidet er en del av en utredning av elektrifisering av norsk sokkel på vegne av Olje og Energidepartementet. Mandatet til denne rapporten gjelder krafttransmisjon fra uttakspunkter i det Norske forsyningsnettet frem til knutepunkter på sokkelen og videre kraftdistribusjon frem til den enkelte mottakerplattform. Hovedelementer i arbeidet er å vurdere hensiktsmessige konseptløsninger, overordnet topologi og tilhørende kostnadsestimater. Nødvendige tiltak på den enkelte mottakerplattform som følge av elektrifiseringen er vurdert i en separat studie utført av Novatech AS på vegne av Oljedirektoratet. Dette er dermed ikke behandlet i denne rapporten. Studien er prinsipielt delt inn i to hovedcase: a) Delelektrifisering som innbærer å erstatte kraftproduksjonen fra gassturbindrevne kraftstasjoner offshore med strøm fra land. b) Helelektrifisering som i tillegg til punkt a) over også inkluderer elektrifisering av gassturbindrevne kompressorer og pumper på produksjonsinnretningene. Totalt innebærer delelektrifisering transmisjon og distribusjon dimensjonert for 769 MW mens helelektrifisering tilsvarende utgjør 1584 MW. Effektprognoser for den enkelte produksjonsinnretning for hel og delelektrifisering er utarbeidet av Novatech som en del av utredningen om tiltak på den enkelte innretning. Effektprognosene er generelt basert på prognoser for høyeste årlige energiforbruk etter Utredningen inkluderer alle produksjonsinnretninger på sokkelen med unntak av FPSO (Floating Production Storage Offloading) enheter og enheter med kort gjenværende produksjonstid, dvs. nedstengning i 2015 eller tidligere. Norsk sokkel er i studien delt inn i 4 områder: 1. Sørlige Nordsjø 2. Mitre Nordsjø 3. Oseberg / Tampen 4. Norskehavet Hvert område er utviklet for del og helelektrifisering. Oseberg / Tampen er i tillegg delt inn i topologier for 50 Hz innretninger og 60 Hz innretninger. Det er generelt lagt opp til å plassere store offshore HVDC stasjoner på egne bæreplattformer UPS R av 45

7 Hovedfordeler med dette valget er: a) Kostnadsbildet er mer forutsigbart sammenlignet med fjerningsprosjekter på eksisterende strukturer offshore som ellers er alternativet b) Installasjon og testing av stasjonene inklusive alle nødvendige hjelpesystemer kan gjøres ved verft i stedet for krevende offshore operasjoner c) Disse dedikerte strukturene kan konstrueres mer optimalt for formålet sammenlignet med å bruke eksisterende strukturer. Det er i studien generelt forutsatt bruk av etablert teknologi med ett unntak. Løsninger for dynamisk kabelinnføring på flytende mottaksenheter for kabler med aktuell spenningsklasse er gjenstand for kvalifisering. Det blir konstruert en løsning for dette på et pågående utbyggingsprosjekt på norsk sokkel, men det må forutsettes flere kvalifiseringer for anvendelse i denne sammenhengen på grunn av varierende installasjonsbetingelser. Mulighetene for å oppnå disse kvalifiseringene vurderes som gode. Totale kostnader (referert 2007 nivå) for delelektrifisering er anslått til 17.7 mrd. NOK mens helelektrifisering tilsvarende er anslått til 22.9 mrd. NOK. Det må presiseres at kostnadsestimatene er uklassifiserte og forbundet med relativt store usikkerheter. Kostnader inkluderer generelt sikkerhetsmarginer så langt de kan forutsettes på dette utredningsnivået. Byggherre kostnader for det totale prosjektet er imidlertid ikke inkludert eller vurdert. Dette vil omfatte prosjektressurser til de ulike utrednings og prosjektstadier helt fra idestudier og frem til idriftsettelse av anleggene. Generelt ligger kostnad per MW elektrifisert (merk at MW her reflekterer dimensjoneringen av systemene og ikke midlere forbruk), lavere for helelektrifisering enn ved delelektrifisering. Dette reflekterer at økt dimensjonering av transmisjon og distribusjon ikke gir kostnader som er proporsjonale med ytelsen. Dette er som forventet. Imidlertid vil tilleggskostnader og produksjonstap under nødvendig modifisering av prosessanlegg ved helelektrifisering for mottakerplattformene være meget vesentlige, og disse er ikke inkludert i denne rapporten. Kostnad pr. MW ligger lavest for Oseberg / Tampen området, og særlig topologien for 60 Hz. Også totalt for 50 og 60 Hz kommer Oseberg / Tampen best ut, men da med mindre differanse til Norskehavet og Sørlige Nordsjø. Kostnadene pr. MW for transmisjon og distribusjon som denne rapporten behandler er fortrinnsvis avhengige av hvor store effektpotensialer som er samlet innenfor samme geografiske område og hvorvidt området er homogent eller inhomogent mhp. 50 og 60 Hz innretninger. Mitre Nordsjø kommer ugunstig ut pga. lave effekter, relativt stor avstand fra land og inhomogent område. Generelt er sjøkabel den største kostnadsbæreren. Andre signifikante kostnadsbærere er bæreplattformer og HVDC stasjoner. Det er utført en begrenset vurdering av kapasitet i markedet. Når det gjelder sjøkabler for AC og DC, som er dominerende i dette bildet, så er det innhentet grove måltall for dagens UPS R av 45

8 produksjons og leggekapasitet fra aktører med fabrikasjon i Norden, og som har dominert dette markedet så langt. Basert på dette vil det ta i størrelsesorden 4-5 år å produsere den aktuelle kabelmengde for del elektrifisering og 5-6 år ved hel elektrifisering, avhengig av ordretilgang. Når det gjelder legging, så er det relativt stor usikkerhet i underlaget. En grov vurdering tilsier i størrelsesorden 4-6 sesonger med leggekampanjer avhengig av del eller helelektrifisering. Det signaliseres generelt en prioritering av dette markedet og også mulighet for utvidelse av kapasiteten ved konkrete prosjekter. Det er ikke vurdert muligheter ved mer fjerntliggende produksjonsanlegg og hvilke konsekvenser dette eventuelt vil ha for kostnader. Leveringstid for enkelte høyspenningskomponenter er for tiden betydelig. For krafttransformatorer er det per i dag leveringstider på 2-3 år hos en rekke fabrikanter. Kapasitet i form av kvalifiserte fagfolk for produkt og systemprosjektering, fabrikasjon og installasjon er ikke vurdert i studien, men det er generelt et anstrengt marked UPS R av 45

9 4. Grunnlagsdata for produksjonsinnretningene 4.1 Effektprognoser for produksjonsinnretninger Effektprognoser for den enkelte produksjonsinnretning for hel og delelektrifisering er utarbeidet av Novatech som en del av utredningen om tiltak på den enkelte innretning. Effektprognosene er generelt basert på prognoser for høyeste årlige energiforbruk etter For å komme frem til dimensjonerende effekter for elektrisk transmisjon og distribusjon korrigeres disse tallene for samtidighet for derved å ta tilstrekkelig høyde for toppbelastning sammenlignet med gjennomsnittsforbruk. Dette gjøres ved å legge inn marginer på 40 % for delelektrifisering for hver enkelt innretning. I de tilfeller hvor dette gir høyere effekt enn det som dagens kraftstasjon er dimensjonert for, er dimensjoneringen satt lik kraftstasjonen sin kapasitet. Når det gjelder tilleggseffekt for elektrifisering av gassturbindrevne kompressorer og pumper på innretningene, så er tilsvarende margin satt til 20 %. Oversikten over kompressorer og pumper som elektrifiseres på den enkelte innretning fremgår av enlinjeskjema, vedlegg Innretninger som er medtatt i utredningen Dette fremgår fra topologidiagrammet i vedlegg 19 og er basert på grunnlaget mottatt fra Novatech. FPSO enheter er ikke inkludert. Elektriske kraftkabler til FPSO enheter innebærer en sleperingsoverføring. En vesentlig begrensning ved kraftoverføring til FPSO er spenningsnivået som disse oljefylte slepering utrustningene konstrueres for. Dette ligger i dag i det vi kaller mellomspenningsnivået. Dette er altfor lav spenning for kraftoverføring av større effekter over flere mil distanse. Dagens teknologi tillater overføring som kan vurderes i forhold til en enkelt FPSO sitt behov ( i det nedre området), men kun over korte avstander. Videre er innretninger med kort restlevetid ikke medtatt, dvs. nedstengning i 2015 eller tidligere. 5. Overordnet topologi for transmisjon og distribusjon. 5.1 Inndeling av sokkelen Topologi som ligger til grunn for transmisjon og distribusjon er vist i vedlegg seksjon 19. Dette er basert på en inndeling av sokkelen i 4 områder: 1. Sørlige Nordsjø 2. Mitre Nordsjø 3. Oseberg / Tampen 4. Norskehavet UPS R av 45

10 I denne studien er det ikke mulighet for å gjøre sammenligning av kostnader og tekniske egenskaper ved ulike mulige topologivalg. Dette vil i praksis være nødvendig for å danne beslutningsgrunnlag for investeringer. Studien representerer dermed et første utgangspunkt hvor det foreligger optimaliseringspotensialer som diskutert i kapittel Faktorer som påvirker topologivalg Generelt er det en del overordnede faktorer som påvirker topologivalg: 1. Ved 60 Hz anlegg vil det være behov for omformere og her velges generelt HVDC transmisjon som tilrettelegger for dette. Alternativ med ombygning av kraftstasjoner ved å fjerne gassturbin og etterinstallere elektrisk motor og gir utrustning slik at man får motor generatorsett med 50 Hz inn og 60 Hz ut er vurdert, men ikke funnet hensiktsmessig. En slik type ombygning offshore uten mulighet for fabrikk sammenstilling og tester ansees som komplisert og ikke utprøvd. En elektrisk motor vil medføre en betydelig større punktlast og andre dimensjoner sammenlignet med gassturbin og tiltaket vil overføre kostnader fra forsyningsstruktur til plattform. 2. I forbindelse med HVDC transmisjon er det lagt opp til å bruke separate bære plattformer for omformeranlegg (vekselretterstasjon), transformatorer og fordelingsanlegg. Det er gjort separate analyser for valg av konsepter for slike bærestrukturer avhengig av utstyrsvekter og vanndybde. Se vedlegg i seksjon 21. Hovedfordeler med dette valget er: a) Kostnadsbildet er mer forutsigbart sammenlignet med fjerningsprosjekter på eksisterende strukturer offshore som ellers er alternativet b) Installasjon og testing av stasjonene inklusive alle nødvendige hjelpesystemer kan gjøres ved verft i stedet for krevende offshore operasjoner c) Disse dedikerte strukturene kan konstrueres mer optimalt for formålet sammenlignet med å bruke eksisterende strukturer. 3. For 50 Hz anlegg er det anvendt 50 Hz AC transmisjon fra land hvor dette er mulig med hensyn til avstand og kapasitet. Dette blir en balanse mellom: a) Hensynet til at HVDC transmisjon krever separate bæreenheter offshore (eller fjerningsprosjekter og installasjon på eksisterende strukturer) på den ene side b) Kostnadsdifferanse mellom AC og DC transmisjon for samme effekt og distanseområde på den annen side. Utviklingen av plattform konsepter og tilhørende kostnader har av hensyn til tidsvinduet for utredningen gått i parallell. Dette gjør at det vil være optimaliseringsmuligheter som er diskutert i kapittel UPS R av 45

11 4. Det tekniske avstand effekt kapabilitetsområdet er ikke analysert for denne utredningen, men det er utført (av Unitech Power Systems) en rekke prosjekter og utredninger på dette området tidligere, og dette danner grunnlaget for topologivurderingene. Se kapittel Teknisk avstand og effekt kapabilitetsområde for AC transmisjon Følgende referanser for prosjekter og studier hvor transmisjonstekniske forhold ved AC kabler i det aktuelle effekt og distanseområde kan refereres som relevant grunnlag for denne utredningen: Ormen Lange, subsea fremtidig trykkstøtte: 120 km, 60 MW. Det er frekvensomformerdrift for hovedmotorer. Dette transmisjonssystemet ble opprinnelig planlagt av Unitech Power Systems, inklusive nettanalyser og simuleringer. Det er senere utført verifikasjonsanalyse av tredje part (Alsthom) med i hovedsak samme konklusjoner som design studien. Prosjektet er nå i kvalifiseringsfase for subsea utstyret. Yme: 140 km, 25 MW med reserve opp til ca. 40 MW. Direktestart av 3.5 MW motorer. Unitech Power Systems har utført planarbeid inklusive relativt detaljerte beregninger og simuleringer. Prosjektet er ikke besluttet videreført. Gjøa, 110 km, 40 MW. Direktestart av motorer på 2.5 MW. Prosjektet er i gjennomføringsfase. Unitech Power Systems utfører planarbeid og nettberegninger / simuleringer. Prinsipp studie utført for Shell i 2004/2005. Her ble det utført prinsipielle transmisjonsanalyser for en rekke distanse og effektkoordinater med det formål å etablere prinsipielle kapabilitets kart for AC transmisjon av den typen som er aktuell her. Her er det spenningsstabilitet og termisk grenselast som primært er vurdert. Generelt begrenses transmisjonskapasitet for lange kabler av flere forhold, men følgende er å anse som mest vesentlig: a) Reaktiv effektproduksjon i kabelen binder opp kabelens termiske kapasitet og begrenser transmisjonskapasiteten. Dersom det ikke kompenseres i last enden, vil reaktiv overskuddseffekt transporteres mot forsynings enden og medføre ujevn belastning av kabelen. (Mest mot land, minst om lag midt på og noe mer mot last enden avhengig av lastens effektfaktor) b) Spenningsstabilitet. Stasjonære spenningsvariasjoner må ligge innenfor et nivå som kan kompenseres av UPS R av 45

12 transformator trinnkoblere. Prinsippet for prosjektene referert over er at transformator i forsyningsenden regulerer spenningen på primærsiden av transformatoren på mottakerplattform mens transformator på mottakerplattform kompenserer spenningen på mellomspenningsnivået. Det samme prinsippet er generelt forutsatt for denne studien. c) Resonansfrekvenser for transmisjonen må ligge med rimelige marginer i forhold til grunnfrekvens (50 Hz) Disse forhold er vurdert kvalitativt i valg av topologier på bakgrunn av erfaringer samlet blant annet i de refererte prosjekter og studier nevnt over. Det er ikke mulig å utføre nettstudier og simuleringer innenfor de tids og budsjettrammer som ligger til grunn for denne studien. Når det gjelder spenningsvariasjoner ved start av store motorer, så er grenseverdier for plattformsystemene per i dag nedfelt i IEC del 1. Her tillates -20 % transient spenningsendring. Man må likevel ta hensyn til at disse grensene er basert på en kortere recovery tid med lokal kraftstasjon enn ved kraft fra land hvor recovery tiden langt på vei er sammenfallende med starttiden. Videre er også flertallet av innretningene bygd under IEC seriens normkrav og FEA-M 92 hvor det opereres med -15%. (før IEC61892). Majoriteten av asynkronmotorer med direktestart på innretningene ligger i ytelsesområdet opp til ca. 5 MW. Videre er det noen større motorer med direktestart i området 5-9 MW, men disse ligger hovedsakelig på 60 Hz innretninger. Med referanse til prosjektene over foreligger det nettanalyser for distanser opp til 140 km med direktestart av motorer på 3.5 MW. Det ble også tilsvarende kvalifisert motorer på 4 MW i en tidligere fase av Yme prosjektet. Direktestart av de aktuelle asynkronmotorene krever generelt at inntakstransformator på den enkelte mottakerinnretning er tilstrekkelig dimensjonert, det vil si lav nok seriereaktans for dette formålet. Dersom man sammenligner 170 km med AC kabel med 0.12 ohm / km seriereaktans med en inntakstransformator på 50 MVA med 12 % reaktans og referer dette til 132 kv, så er fortsatt seriereaktansen for kabelen ikke mer enn i størrelsesorden halvparten av transformatorens. Ved lange AC kabler så kompenseres det ekstra på transformatorytelser for å ivareta dynamiske spenningsendringer. Dette er forsøkt ivaretatt i de aktuelle topologier. Dette overfører ekstra vekt og størrelse til mottakerplattformen, men ikke tilnærmelsesvis så mye som ved plassering av HVDC stasjoner på plattformen, hvor det fortsatt kreves en inntakstransformator i tillegg til omformeranlegget. Inntakstransformatoren kan enten kompenseres direkte på ytelse eller ved design for lavere reaktans enn % som er vanlig for enheter i denne størrelsen. Begge deler medfører større dimensjoner og vekt. Den siste strategien har betydning for transformatorens evne til å tåle store kortslutningsstrømmer. For mottakerinnretningene må det tas høyde for et større reservekraftbehov enn eksisterende nødaggregater sin kapasitet. Dette søkes prinsipielt, og hvor det er mulig, løst ved at ett av hovedaggregatene fortsatt er operasjonelt og kan fases inn mot landforsyningen også i forbindelse med start av store motorer UPS R av 45

13 De lengste AC transmisjonene er for Norskehavet og Oseberg / Tampen 50 Hz topologiene. Begge deler forutsettes kompensert med reaktorer, på Frøya for Norskehavet og ved Troll C for Oseberg / Tampen 50 Hz. Det kan ikke utelukkes at det på tross av dette kan være problemer med start av enkeltmotorer, men ikke i et omfang som på dette nivået i studien isolert sett tilsier flere bæreenheter og endringer av selve hovedtopologien. Da vil disse problemene søkes løst på den enkelte plattform. 5.4 Topologi for Sørlige Nordsjø Området har utelukkende 60 Hz installasjoner og ligger relativt langt fra fastlandet. Området har tidligere vært utredet for elektrifisering av BP i forbindelse med Norway Power Project, NPP. Løsningen som er valgt her er prinsipielt den samme som for NPP bortsett fra at det er valgt en egen bæreplattform for lokalisering av omformerstasjon, transformatorer og fordelingsanlegg. Det er HVDC transmisjon fra Lista frem til denne bæreplattformen. For Sørlige Nordsjø er vanndybde ca. 70 meter og det er valgt bunnfast innretning som lokaliseres ved Ekofisk J. Ytelsen med delelektrifisering er 142 MW. Fra land blir effekten da i størrelsesorden 150 MW. Dette tilsier en strøm på 500 A med bipolar konfigurasjon. For hel elektrifisering er det tilsvarende 290 MW som gir 1000A i bipolar konfigurasjon. Fra omformerplattformen er det radiell distribusjon frem til den enkelte mottakerplattform. Distribusjonsspenningen forutsettes å være i et område som tillater 72.5 kv isolasjonsklasse for AC kabel. 5.5 Topologi for Mitre Nordsjø Her er strukturen forskjellig avhengig av hel eller delelektrifisering. Området er inhomogent med forbrukere med både 50 og 60 Hz. Her vil en splittet vekselretter være et mulig alternativ. Totalytelsen for delelektrifisering er i samme størrelsesorden som hver av Statoils transmisjoner mellom Kollsnes og Troll A. Transmisjonslengden er omtrent dobbelt så lang, så spenningen velges i størrelsesorden 120 til 150 kv. Uttakspunkt fra landnettet er Kårstø. Fordelene med denne løsning vil være at ca. halvparten av nødvendig strømretterytelse flyttes til billigere anlegg på land, og resten installeres på mottakerstasjonen offshore og ikke nede på Sleipnerfeltet. Videre avtar transmisjonstap og problemer med AC spenningskontroll. Med denne løsningen vil også Ringhorne uten videre kunne inkluderes. ABB sitt multiterminal konsept anvendes dermed her og offshore stasjonen lokaliseres ved Grane. Det må påpekes at det ikke er mulig med koblingsutstyr på DC for disse ytelsene og spenninger som muliggjør selektiv utkobling av 50 eller 60 Hz utgang ved feil. Det vil kreve nedstengning av HVDC likerettestasjon på land. Vanndybde ved Grane er ca. 130 meter og det er her foreslått en bunnfast bæreplattform for omformerstasjonen. I tilfellet med helelektrifisering er kraftbehovet i området ca. 160 MW hvorav 100 MW ligger på Sleipner med 60 Hz pga. mange turbindrevne kompressorer der. Her er det lagt opp til en UPS R av 45

14 egen HVDC transmisjon fra Kårstø til en bæreplattform ved Sleipner. Vanndybde her er ca. 80 meter og det er forutsatt bunnfast bæreplattform. I dette tilfellet er det lagt opp til en egen 60 MW AC transmisjon til Grane med viderefordeling til Ringhorne. Effektbehovet på Ringhorne (60 Hz) er forutsatt mulig å dekke med en back to back type omformer lokalisert på Ringhorne. 5.6 Topologi for Oseberg / Tampen området Dette representerer det tyngste området på sokkelen med hensyn på effektmengde. Totalt for delelektrifisering er det 405 MW mens det ved hel elektrifisering utgjør over 800 MW. Også dette området er inhomogent med både 50 Hz og 60 Hz installasjoner. Her er området delt inn i en topologi med 50 Hz AC forsyning fra land og en med HVDC forsyning som dekker 60 Hz installasjoner. For 50 Hz AC forsyning legges det opp en AC transmisjon fra Mongstad til en egen bæreplattform ved Troll C. På denne bæreplattformen lokaliseres kompensasjonsreaktorer og fordelingsanlegg. Dette utgjør en utstyrsvekt på ca. 350 tonn og dimensjoner som vanskeliggjør plassering om bord på Troll C. Vanndybde ved Troll C er ca. 320 meter og det legges opp til en halvt nedsenkbar flytende plattform løsning. Fra bæreplattformen legges det opp AC distribusjon videre sørover til Oseberg Øst og Sør samt nordover til Kvitebjørn og Visund. Det forutsettes distribusjonsspenning som krever 145 kv isolasjonsklasse for kabel. Denne strukturen er felles for del og helelektrifisering, men dimensjoneringen er naturligvis forskjellig. For 60 Hz installasjoner i dette området er det lagt opp til eget uttak fra Mongstad med HVDC transmisjon. Bæreplattform for offshore omformer og distribusjonsanlegg er lagt til Gullfaks området. Dette skyldes at hovedtyngden av effektforbruket for området ligger her. Vanndybde ved Gullfaks området er ca. 140 meter og her er flere løsninger for bæreplattform vurdert, se vedlegg i seksjon 21. Basert på Global Maritime sin rapport synes en Spar Plattform løsning, Sevan Marine sitt konsept, å være aktuelt. Topologien innebærer distribusjonskabel sørover mot Oseberg området. Her legges distribusjonen inn på Oseberg Feltsenter først og deretter nordover igjen mot Oseberg C. Dette skyldes at levetid (forventet nedstengningstidspunkt) for Oseberg Feltsenter er vesentlig lengre enn for Oseberg C. DC transmisjon for delelektrifisering er beregnet for 303 MW mens det for helelektrifisering er tilsvarende over 600 MW. Behovet for delelektrifisering dekkes av en bipolar transmisjon med 2x1x1000 mm 2 kabler, mens det for helelektrifisering er forutsatt nødvendig med 2 parallelle bipolare transmisjonssystem med 2x(2x1x1000mm 2 ) kabler. Generelt er overføringsspenninger fra omformerplattform til mottaker plattformer slik at det forutsettes 145 kv isolasjonsklasse for kabel og annet utstyr UPS R av 45

15 5.7 Topologi for Norskehavet Norskehavet er nyere 50 Hz installasjoner med unntak av Draugen som er 60 Hz. Her er det lagt opp til AC transmisjon fra Tjeldbergodden området og frem til øya Frøya som ligger ca. 40 km fra fastlandet i retning mot de nordlige installasjonene. På Frøya lokaliseres back to back omformer for 60 Hz forsyning til Draugen. Videre plasseres kompenseringsreaktorer på og fordelingstransformatorer på Frøya. Transformatorene må dimensjoneres romslig av hensyn til lang transmisjonsavstand nordover til Kristin området. Effektbehovet er ca. 160 MW for del elektrifisering hvorav 116 MW er i det nordlige området. I tilfellet med helelektrifisering så er effektbehovet totalt ca. 280 MW hvorav 211 MW er i det nordlige området. For AC krever dette to transmisjoner, og det er lagt opp egen kabel til Heidrunn som har et kraftbehov ved helelektrifisering på 116 MW. (Altså det samme behovet som hele nordområdet har til sammen ved delelektrifisering). Denne kabelen kan entes legges fra Frøya eller at det etableres et uttakspunkt lengre nord dersom dette er hensiktsmessig for oppdekning av kraft fra landnettet. Distansen blir omtrent den samme pga. at man ved å gå lengre nord med uttaket også må gå lengre øst før landfall. Overføringsspenninger velges slik at 145 kv isolasjonsklasse for kabler og annet utstyr kan anvendes. 5.8 Enlinjeskjema Det er etablert prinsipielle enlinjeskjema for hvert område på sokkelen og for tilfellene med hel og delelektrifisering. I tillegg er området for Oseberg / Tampen inndelt i 50 Hz AC skjema og 60 Hz skjema. Totalt er det etablert 10 slike enlinjeskjema. Her fremgår det mer detaljert hvilket utstyr som er forutsatt plassert hvor. Dette er også brukt som et verktøy for å sikre koordineringen mot delstudie som utføres av Novatech for tiltak på den enkelte produksjonsinnretning. Skjemaene dekker det elektriske opplegget fra uttakspunkt fra landnettet frem til mellomspenningsnivå på den enkelte produksjonsinnretning. Skjemaene er inkludert i vedlegg i seksjon Bæreplattformer Konsepter for bæreplattformene er vurdert i egen rapport utarbeidet av Global Maritime A/S, se vedlegg i seksjon Forutsetninger Nøkkelforutseninger for dette arbeidet er oppsummert som følger: Det forutsettes en levetid på minst 30 år for omformerplattformene. Dette er valgt dels av hensyn til gjenbruksmulighet. Det må forutsettes at miljøbelastninger (vind, bølger, etc.) ikke medfører redusert tilgjengelighet sammenlignet med eksisterende produksjonsinnretninger på sokkelen UPS R av 45

16 Det må forutsettes relativt strenge krav til bevegelser og akselerasjon (flytende enheter) av hensyn til blant annet kabelinnføring og terminering. Enhetene er normalt ubemannet. Bunnfaste enheter forutsettes lokalisert inntil eksisterende innretninger med gangbro og behøver ikke helikopterfasiliteter. For flytende enheter forutsettes det noe større avstand og helikopterfasiliteter samt begrenset hotellfasilitet. Vedlikeholdskampanjer forutsetter shuttling. Det forutsettes ikke fremdriftssystem. Prinsipielt er følgende system nødvendige: -helikopterfasilitet (flytere) - permanent gangbro (bunnfaste enheter) - begrenset innkvartering (flytere) - marinesystemer -kjølevann system -ventilasjons systemer - Reservekraft (ca. 1 MW) med drivstoffsystem -avbruddsfri kraft (UPS) - brannvanns system (det er en relativt stor oljemengde pga. transformatorer og reaktorer) -kontroll og sikkerhets systemer Det vil være mulig å plassere tunge komponenter (utgangstransformatorer og kompensasjonsreaktorer) på et lavere nivå i innretningen. Dette vil anslagsvis kunne utgjøre 50 % av utstyrsvekten. Omformere må plasseres på øvre nivå i egne elektrorom. Global Maritime baserer konseptarbeidet på netto utstyrsvekter fra Unitech Power Systems for elektriske anlegg og legger til for øvrige systemer som er nødvendige. Modulvekter estimeres på bakgrunn av utstyrsvekter og sammenlignbare installasjoner. 6.2 Konsepter For Sørlige Nordsjø og Mitre Nordsjø med vanndybder i området meter er bunnfaste enheter (fagverkstårn) forutsatt. På Oseberg / Tampen ved Troll området er vanndybde over 300 meter og her er det vurdert: a) Halvt nedsenkbar flyteplattform b) Spar type flytende plattform (Sevan Marine konsept) c) Smart Bøye konsept. Smart Bøye konseptet er vesentlig billigere sammenlignet med de andre alternativene, men innehar usikkerheter som ikke muliggjør en anbefaling av dette alternativet på dette stadiet UPS R av 45

17 De andre løsningene er vurdert som gjennomførbare og denne grovanalysen avdekker ikke vesentlige kostnadsforskjeller. For bæreenhet ved Gullfaks området med ca. 140 meters dybde er det vurdert: a) Bunnfast b) Halvt nedsenkbar flyteplattform c) Spar type flytende plattform (Sevan Marine konsept) Her kommer Spar konseptet mest gunstig ut og er inkludert i kostnadsoppsummeringen. Oppsummerte data for bæreenheter, inklusive estimerte totalkostnader er vist I tabell 6-1 under. For øvrig henvises det til separat rapport i vedlegg i seksjon 21. Tabell 6-1- Nøkkeldata for bæreplattform konsepter 7. Dynamisk innføring av kabel på flytende enheter Ved bunnfaste bæreplattformer (fagverkstårn) er sjøkabel ført inn via J rør og terminert på dekk. Dette er å betrakte som etablert teknologi. For flytende bæreplattformer vil kabelinnføringen være dynamisk og utsatt for bevegelser. Innføring via fleksibel navlestreng er vurdert i Global Maritime sin rapport, se vedlegg i seksjon 21. For sjøkabler over 36 kv brukes blykappe dels som fuktsperre og denne har svakheter ved utmatting på grunn av bevegelser. For Gjøa prosjektet har Statoil i samarbeid med ABB utviklet en løsning hvor blant annet denne kappen er modifisert på den siste delen av kabelen inn mot plattformen. Gjøa prosjektet er så vidt man i arbeidet med denne rapporten har identifisert det første prosjektet som prøver ut dette. Det må forutsettes at kvalifiseringen for Gjøa er av en viss generell verdi, men man må også ta hensyn til at krefter, bevegelser og vanndybder er innretnings spesifikt. I denne rapporten er det gått ut ifra flytende bærestrukturer for Oseberg / Tampen området, men med unntak av Norskehavet (som ikke er vurdert) er det også mulig å finne relativt konkurransedyktige løsninger med bunnfaste enheter. For kabelinnføring til eksisterende flytende produksjonsinnretninger er det nødvendig med innretnings spesifikke teknologikvalifiseringer for å føre inn sjøkabler over 36 kv UPS R av 45

18 spenningsklasse (som vil være nødvendig ved elektrifisering). Det forutsettes imidlertid et relativt optimistisk utgangspunkt for dette UPS R av 45

19 8. Redundans i kabel transmisjon og distribusjon Når det gjelder likestrømskabler så er det for de minste ytelsene i Norskehavet forutsatt bruk av monopolar løsning med bruk av konsentrisk kabel med tur returleder i samme kabel. For større HVDC ytelser er det forutsatt 2 enleder kabler med unntak av det største tilfellet for Oseberg / Tampen hel elektrifisering hvor det er lagt til grunn 2 transmisjoner med 2 enleder kabler for hver. Sistnevnte løsning innebærer mulighet for redusert drift ved feil på den ene transmisjonen. Når det gjelder AC kabler er det forutsatt konvensjonell løsning med 3 enledere under felles kappe og armering. Løsning med 4 separate enleder kabler (for å ha 4. leder redundant) som behandlet i den forrige utredningen om elektrifisering av sokkelen er ikke vurdert som hensiktsmessig. Avstanden mellom enledere vil øke seriereaktansen slik at transmisjon over lengre avstand er uaktuelt. Dette tilsier at man for å oppnå redundans i praksis må legge ekstra kabler og da lokalisert slik at potensialer for felles skade ved trål, anker eller lignende begrenses. Kostnadene med dette vil imidlertid være meget høye. Dette er ikke vurdert i denne studien. 9. Tilgjengelighet Totalt sett er det en rekke faktorer som vil påvirke kraftforsyningens tilgjengelighet ved eventuell elektrifisering med kraft fra land. Det er ikke utført noen kvantitative analyser av dette i denne studien. En grovinndeling av faktorer med betydning betraktes å være: 1. Tilgjengelighet i uttakspunktet fra landnettet. Tilgjengelighet ligger generelt for de aktuelle uttakspunkter på et høyt nivå og forutsettes ikke å gi signifikante bidrag til nedetid. Kortvarige spenningsdipper på grunn av forbigående forstyrrelser i landnettet (lynaktivitet, vind, etc.) vil potensielt kunne påvirke produksjon på offshoreplattformer ettersom disse systemene er konstruert uten at man behøver å ta hensyn til denne typen problemstillinger. 2. Sjøkabler for transmisjon og distribusjon Basert på generell erfaring fra tidligere studier er dette den mest vesentlige faktor for tilgjengeligheten. Feilraten er lav, men potensielt lange reparasjonstider gjør likevel at kabel vil dominere. 3. Omformeranlegg (HVDC) Forventet tilgjengelighet basert på erfaringer med eksisterende installasjoner tilsier ikke at stasjonene vil gi et kritisk bidrag til nedetid. Det vil imidlertid kreves en samordning av vedlikeholdskampanjer for omformerstasjonene med produksjonen på offshoreinnretningene. 4. Distribusjonskomponenter Generelt er det lave feilrater for høyspenningsutstyr av aktuelle typer. Basert på sammenlignbare studier er det krafttransformatorer som gir størst bidrag til nedetid. Dette har sammenheng med reparasjonstider UPS R av 45

20 En typisk offshore kraftstasjon har tilgjengelighet i størrelsesorden %. For Norway Power Prosjektet (2002) var det en målsetting å oppnå tilsvarende eller bedre regularitet. Generelt bør samme målsetting gjøres gjeldende ved eventuelt elektrifisering av sokkelen i større omfang. 10. Overføringstap Det er ikke utført beregninger for overføringstap i denne studien, og videre utvikling av de aktuelle topologiene vil kreve slike nettberegninger i relativt stort omfang. Vurdering av overføringstap her blir derfor kvalitative og ikke kvantitative. For HVDC overføring vil tapene være avhengig av overført effektmengde. Ved full utnyttelse av en HVDC transmisjon er tap i HVDC stasjonene ca. 2-3 % i hver ende mens kabel naturligvis er avhengig av dimensjonering og distanse. Her kan 3-7 % være rimelig. Dette gir totale tap i størrelsesorden 10 % for en transmisjon. Disse tallene vil imidlertid variere fra overføring til overføring. For AC transmisjon og distribusjon vil tapene variere mindre med belastningen. Dette skyldes tap som følge av reaktiv effektproduksjon i kabelen. Ved større lengder binder dette opp en vesentlig del av overføringskapasiteten, spesielt i den delen av kabelen som går mot forsyningsenden. (mot land). Overføringstap vil her typisk ligge i området 5 til 12 % avhengig av blant annet lengde og kabeldimensjonering. 11. Grensesnitt mot landnettet Nøkkeldata for grensesnitt mot landnettet er oppsummert i Tabell 9-1 under. Når det gjelder krav til minste kortsluttytelse i matenett, så er dette på dette stadiet relativt usikre tall. Det er gjort grove vurderinger på krav til kortslutningsytelse i mottakerpunktene ved AC transmisjon og dette er lagt til grunn for vurdering av kortslutningsytelse i matenettet. Prinsipielt vil AC transmisjon stille større krav til kortsluttytelse i matenett enn HVDC transmisjon, og dette er reflektert i tabell 11-1 under. Strømrettere stiller ikke vesentlig større krav til tilknytningspunktet enn merkeytelsen. Ved en feil vil kontrollelektronikken måtte ta ut strømretteren meget hurtig. Strømretteren presenterer ingen subtransient reaktans for nettet. Imidlertid skal det kunne kobles inn transformatorer og det må tas høyde for hurtige lastendringer UPS R av 45

21 Tabell Nøkkeldata for grensesnitt mot landnettet Område / Uttaks case punkt Sørlige Nordsjø, del elektrifisering Sørlige Nordsjø.- hel elektrifisering Mitre Nordsjø del elektrifisering Mitre Nordsjø hel elektrifisering Oseberg/ Tampen 50 Hz del elektrifisering Oseberg / Tampen 50 Hz hel elektrifisering Oseberg/ Tampen 60 Hz del elektrifisering Oseberg / Tampen 60 Hz hel elektrifisering Norskehavet del elektrifisering Norskehavet hel elektrifisering Dimensjon erende elektrisk effekt (MW) Transmisj on HVAC / HVDC Minste kortslutningsytel se I uttakspunkt Kommentar 142 HVDC Lista 1300 MVA Dette var forutsetningen for Norway Power Project 290 HVDC Lista 1300 MVA HVDC stiller mindre krav til kortslutningsytelse enn HVAC 64 HVDC Kårstø 1000 MVA Kårstø 300 kv ligger i dag på min. kortslutningsytelse på ca MVA 162 MW HVDC og HVAC 102 MW HVAC Mongs tad 201 MW HVAC Mongs tad 303 MW HVDC Mongs tad 648 MW HVDC Mongs tad 158 MW HVAC Tjeldb ergodd en 283 MW HVAC Tjeldb ergodd en Kårstø 2000 MVA Beregner grovt ca. 250 MVA min. tilgjengelig kortsluttytelse inn på Grane 2000 MVA Krever minst 250 MVA tilgjengelig kortslutningsytelse inn på mellomspenning for ytterpunktene Visund og Oseberg Sør. Krever 300 kv på Mongstad, dagens 132 kv nett uten gasskraft på Mongstad ligger på ca. 700 MVA minimum MVA Større effektmengde, men prinsipielt samme krav til kortslutningsytelser 1500 MVA HVDC stiller mindre krav til kortslutningsytelse enn HVAC 1500 MVA HVDC stiller mindre krav til kortslutningsytelse enn HVAC 2300 MVA Krever 400 kv tilknytning i området (Aukra har ca MVA min. Sk i dag) 2300 MVA Krever 400 kv tilknytning i området. (Aukra har ca MVA min. Sk i dag) UPS R av 45

22 12. Grunnlag for kostnadsestimering 12.1 Kabelparametere Kabelparametere ble innhentet fra 2 leverandører som dominerer dette markedet og med produksjonsanlegg i Norden. Kostnader er innhentet som uforpliktende budsjettestimat. En leverandør oppga kostnaden for ferdig lagt og beskyttet (trenchet/waterjet) kabel som del av en komplett HVDC-Light pakke, spesifisert for denne utredningen. Her brukes det en egenutviklet og sterkt patenterte ekstruderte PEX kabel for likestrøm. Leverandør 2 tilbyr papir og oljeisolerte kabler (massekabler) for likestrøm. Foruten budsjettestimat for fem ulike DC kabler er det innhentet prisestimat for et representativt utvalg PEX kabler for AC anvendelser. Av hensyn til de eksisterende installasjonene og også hittil manglende referanse for høyere spenninger, anbefales ikke å bruke høyere spenning enn 150 kv DC eller 132 kv AC (145 kv isolasjonsklasse) offshore. Dette begrenser bruk av monopolare strømrettersystem sammen med konsentrisk DC kabel (som er brukt på Valhall) til opp mot 150 MW. Fordelen ved dette systemet er at en trenger bare en kabellengde, og blir i denne studien brukt under ovennevnte betingelser. Et bipolart HVDC system krever legging av to kabellengder, rett nok med tynnere og lettere kabel. Dette tas det hensyn til ved beregning av leggekostnader. Sammenligning mellom mottatte tilbud/estimat for likestrømkabler viser meget stor forskjell. Ut fra samme parametere viser ett estimat med DC massekabel, uten legging og trenching knappe 30 % mer enn alternativt estimat for DC PEX kabel, som er oppgitt inklusiv legging og trenching. Dette er ikke avklart. Det er ikke identifisert årsaker til så stor kostnadsforskjell. Det er korrekt at PEX isolasjon er billigere og lettere å legge på kopperlederen enn papiroljebasert isolasjon, og derfor har PEX isolert kabel blitt dominerende på land. En sjøkabel derimot, trenger foruten lederkjernen, også blykappe og armering. Ut fra ellers like betingelser burde prisforskjellen mellom enleder PEX og tilsvarende enleder masse sjøkabel være mindre. Det er mottatt god informasjon fra det hittil eneste installerte HVDC system på norsk sokkel om kostnad for legging, trenching og steindumping av til sammen 268 km enleder kabel. En har i denne studien valg å bruke oppgitte priser for DC massekabler sammen med leggekostnadene oppgitt fra det aktuelle prosjektet på norsk sokkel. Dette innebærer ikke noen teknisk vurdering av anvendelse av PEX kabel for DC transmisjon, men er valgt for å kompensere for usikkerhet i estimatene og for å inkludere tilstrekkelig konservatisme på dette stadiet i utredningen. Innvirkningen av denne forutsetningen på totale kostnadsestimat (alle poster inkludert) er imidlertid begrenset til i størrelsesorden 5 %. Ut fra de mottatte dataene fra installert sjøkabel på norsk sektor er midlere legge og grøfte samt steindumpe kostnad pr meter beregnet. Dette arbeidet er relativt uavhengig av kabeldimensjonen, men leggefartøy må oftere til land jo større dimensjon det er på kabelen, og kabelen blir stivere og tyngre å håndtere med økende dimensjon. Derfor er det i forhold til Troll dimensjonen brukt en dimensjonsfaktor som går fra 0,8 for den minste aktuelle kabelen til 1,4 for den største UPS R av 45

23 Når det gjelder innføring og terminering av sjøkabler så er bæreplattformer for omformer og distribusjonsanlegg tilpasset dette formålet og kostnader for dette medtatt i estimater for bæreplattformer. For bunnfaste strukturer legges det opp J-rør for kabelinnføring mens det for flytere er fleksibel innføring. For mottakerplattformer vil det være en mer oppdelt situasjon: 1. For bunnfaste plattformer vil ledige J-rør benyttes hvor dette er mulig. Operatørene påpeker imidlertid at å bruke slike ledige J-rør er i sterk konkurranse med andre prosjektplaner som selskapene har. Det foreligger ikke en fullstendig oversikt over ledige J-rør og bildet er også komplisert ved at selskapene forutsetter en kostnad ved å beslaglegge disse rørene. Grovt sett er følgende kartlagt: - Sørlige Nordsjø: Ikke ledige J rør. (2002 Utredning, Fabricom, Offshore Platform Electrification) - Mitre Nordsjø: Foreligger ikke oversikt - Oseberg / Tampen: Ledige J-rør på Gullfaks plattformer, Brage, Oseberg A, Oseberg C, Oseberg Øst. - Norskehavet: Ledige J-rør på Draugen Installasjon av nye J-rør for innføring av kabel antydes av operatørselskapene å ligge i størrelsesorden 100 MNOK. Alternative innføringsmetoder ved festing til strukturer kan vurderes som rimeligere løsninger. 2. For flytere er det nødvendig med dynamisk kabelinnføring. Her må det utføres innretnings spesifikke studier for å konkludere, men prinsipielt er det i tidligere studier vurdert å enten klamre kabel fast på utsiden av risere hvor det ikke er ledige muligheter for innføring gjennom risere. Dette krever innretnings spesifikke design. Basert på dette er det beregnet en midlere innførings og termineringskostnad på 45 MNOK per kabel, oppsummert for hvert område. Tatt i betraktning av at kostnadsnivået er dominert av selve kablene bør denne forutsetningen være rimelig på dette utredningsnivået Omformeranlegg for HVDC Det er som kjent til nå kun en leverandør av den aktuelle teknologien. De har levert et budsjettestimat for en 250 MW og ± 150 kv løsning. Høyeste ytelse med referanse fra drift ligger ved 300 MW. Ved større ytelser er det her forutsatt parallelle enheter. Dette er vurdert ut i fra både manglende referanser og driftsmessige årsaker. Det mottatte estimat synes noe lavt sammenliknet med publiserte kontraktssummer for Valhall, men ikke urimelig. Valhall og mottatt estimat er brukt til å fastlegge lineær korrelasjon mellom effekt og pris i det aktuelle effektområdet Kompensasjonsreaktorer, krafttransformatorer og fordelingsanlegg Her er det mottatt priser fra 3 ulike leverandører med unntak av kompenasjonsreaktorer hvor det kun Sistnevnte produserer reaktorer. Kompensasjonsreaktorer for driftsspenninger opp til 132 kv og 145 kv isolasjonsklasse er i praksis oljefylte enfase enheter med relativt store dimensjoner og vekter. Når det gjelder fordelingsanlegg forutsettes det gass isolert utførelse UPS R av 45

24 (Gas Insulated Swicthgear, GIS) og enkle samleskinnesystem. Løsninger med doble samleskinner og doble skillebrytere for hver effektbryter kan vurderes uten at dette har signifikant påvirkning på totalkostnader ettersom GIS er en relativt liten kostnadsbærer sammenlignet med spesielt kabel Valutakurser 1 SEK = 0,835 NOK, 1 EUR = 7,70 NOK, 1 USD = 6,05 NOK Sikkerhetsmarginer Generelt er kostnadsestimater på dette utredningsnivået uklassifisert og forbundet med relativt store usikkerheter. I estimatene for bærestrukturer er det inkludert en direkte sikkerhetsmargin (påslag) på 35 %. Dette skyldes at man på dette utredningsnivået ikke forventer å ha full oversikt over alle kostnadsbærere for dedikerte bæreinnretninger av denne typen og at det ikke er referanser for tilsvarende løsninger fra før. Kabel er den største kostnadsbæreren. Her er utredningen basert på innhentede priser (2007 nivå) fra leverandører av aktuelle kabeltyper. Leggekostnader er vurdert og beregnet ut fra referanseprosjekter. Estimatene forutsettes å være tilstrekkelig konservative til at det ikke gis noe grunnlag for å legge ytterligere sikkerhetsmarginer direkte på kabelkostnader. Beregnede kostnader for HVDC anlegg betraktes på samme måte. Generelt inkluderer estimatene kostnader for produkter, komponenter og delsystem fra prosjektering og frem til og med installasjon. Byggherre kostnader for det totale prosjektet er imidlertid ikke inkludert eller vurdert. Dette vil omfatte prosjektressurser til de ulike utrednings og prosjektstadier helt fra idestudier og frem til idriftsettelse av anleggene. Kostnader knyttet til produksjonstap for innretningene er ikke vurdert i denne rapporten UPS R av 45

Elektrifisering av petroleumsinstallasjoner Bedriftsøkonomisk forsvarlig og nødvendig for klimaet

Elektrifisering av petroleumsinstallasjoner Bedriftsøkonomisk forsvarlig og nødvendig for klimaet Elektrifisering av petroleumsinstallasjoner Bedriftsøkonomisk forsvarlig og nødvendig for klimaet Prosjekter ABB er en pionér i overførings- og styringssystemer for kraft. Selskapet er involvert i alle

Detaljer

21.08.2009. Vurdering av samordnet kraftforsyning

21.08.2009. Vurdering av samordnet kraftforsyning 1 Vurdering av samordnet kraftforsyning og reduksjon av klimagassutslipp Tampenområdet 2 Bakgrunn og gjennomføringg Oppdrag for OD i 2009 Gjennomført av add novatech i samarbeid med Unitech Power Systems

Detaljer

Troll Power AS. Presentasjon: Yngve Aabø, Børre Johansen, Troll Power AS. daglig leder Troll Power. avdelingsleder Troll Power Trondheim

Troll Power AS. Presentasjon: Yngve Aabø, Børre Johansen, Troll Power AS. daglig leder Troll Power. avdelingsleder Troll Power Trondheim Troll Power AS Presentasjon: Yngve Aabø, daglig leder Troll Power Børre Johansen, avdelingsleder Troll Power Trondheim Troll Power AS 20 ansatte Sivil/ing. Bergen og Trondheim Et av Norges største uavhengige

Detaljer

BKK Nett AS. BKK Vestlandets eget kraftselskap. Plenumsmøte 01-02 April 2008 Gardermoen

BKK Nett AS. BKK Vestlandets eget kraftselskap. Plenumsmøte 01-02 April 2008 Gardermoen BKK Nett AS BKK Vestlandets eget kraftselskap Plenumsmøte 01-02 April 2008 Gardermoen Hva er Gjøa? Gjøa feltutbygging består av en stor, flytende plattform hvor olje og gass skal skilles og behandles.

Detaljer

Vurdering av vindkraft offshore til reduksjon av klimagassutslipp

Vurdering av vindkraft offshore til reduksjon av klimagassutslipp Vurdering av vindkraft offshore til reduksjon av klimagassutslipp en mulighetsstudie v/mette Kristine Kanestrøm, Lyse Produksjon Klimakur 2020 Seminar OD 20/8-2009 Beskrivelse av oppdraget for OD Produktet

Detaljer

Konsesjonssøknad for Tellenes. Vedlegg: Nett og nettilknytninger

Konsesjonssøknad for Tellenes. Vedlegg: Nett og nettilknytninger Konsesjonssøknad for Tellenes Vedlegg: Nett og nettilknytninger Vedlegget inneholder: 1 Teknisk underlag fra Sweco Grøner 2 Brev fra Sira Kvina kraftselskap 3 E-post fra Titania A.S. 4 Utdrag fra Kraftsystemutredning

Detaljer

02.04.2014. Kraft fra land til Utsirahøyden. En alternativ beregning utført for Energi Norge

02.04.2014. Kraft fra land til Utsirahøyden. En alternativ beregning utført for Energi Norge Kraft fra land til Utsirahøyden En alternativ beregning utført for Energi Norge 1 add novatech as Energi- og miljørådgivningsselskap Etablert i 1986; en del av add energy fra 2008 Leverer miljøstudier

Detaljer

Vinda Kraftverk Elektriske anlegg og overføringsledninger

Vinda Kraftverk Elektriske anlegg og overføringsledninger Skagerak Kraft AS Elektriske anlegg og overføringsledninger 2013-10-14 Oppdragsnr.: 5133526 J03 08.11.2013 Endelig rapport LFo/JSOLL SON LFo J02 15.10.2013 Endelig rapport LFo/JSOLL SON LFo A01 15.08.2013

Detaljer

Skagerrak 4. IEEE PES Oslo, 12. november 2015

Skagerrak 4. IEEE PES Oslo, 12. november 2015 Skagerrak 4 IEEE PES Oslo, 12. november 2015 Hvorfor Skagerrak 4 Forsyningssikkerhet større utvekslingskapasitet mellom Norge og Danmark Klima Legge til rette for utvikling av fornybar kraft i Danmark

Detaljer

Veiledning for rapportering av tekniske data for nettanlegg til NVE. Innsamling av data for årene 2010-2014

Veiledning for rapportering av tekniske data for nettanlegg til NVE. Innsamling av data for årene 2010-2014 Veiledning for rapportering av tekniske data for nettanlegg til NVE Innsamling av data for årene 2010-2014 Seksjon for økonomisk regulering Norges- vassdrag og energidirektorat 1. Informasjon om rapportering

Detaljer

Av Magne L. Kolstad, Atle R. Årdal, SINTEF Energi, Kamran Sharifabadi, Statoil og Tore M. Undeland, NTNU

Av Magne L. Kolstad, Atle R. Årdal, SINTEF Energi, Kamran Sharifabadi, Statoil og Tore M. Undeland, NTNU Av Magne L. Kolstad, Atle R. Årdal, SINTEF Energi, Kamran Sharifabadi, Statoil og Tore M. Undeland, NTNU Sammendrag Et hypotetisk kraftsystem i Nordsjøen bestående av fem olje og gass plattformer og en

Detaljer

SCD kurs. Leksjon 3 SCD konseptet

SCD kurs. Leksjon 3 SCD konseptet SCD kurs Leksjon 3 SCD konseptet SCD konseptet Bakgrunn Fordelene ved SCD er Applikasjoner hvor SCD brukes Bakgrunn Opprinnelse Norsk Hydro slutten av 80 tallet Gap mellom P&ID er og programmeringsunderlag

Detaljer

UTREDNING FASE 1 LANDSTRØM TIL SKIP AKER SOLUTIONS MOSS

UTREDNING FASE 1 LANDSTRØM TIL SKIP AKER SOLUTIONS MOSS UTREDNING FASE 1 LANDSTRØM TIL SKIP AKER SOLUTIONS MOSS Side: 1 KUNDE Aker Solutions AS KUNDE REF. Erik Opperud TTEL Utredning av mulighet for etablering av landstrøm til skip ved Aker Solutions terminal

Detaljer

Monstermaster kabel Forsyningssikkerhet og teknologi i systemteknisk perspektiv av Professor em. Arne T. Holen Institutt for elkraftteknikk, NTNU

Monstermaster kabel Forsyningssikkerhet og teknologi i systemteknisk perspektiv av Professor em. Arne T. Holen Institutt for elkraftteknikk, NTNU Monstermaster kabel Forsyningssikkerhet og teknologi i systemteknisk perspektiv av Professor em. Arne T. Holen Institutt for elkraftteknikk, NTNU NEK Elsikkerhetskonferansen, 8-9 nov, 2011 Innhold Tilbakeblikk:

Detaljer

Distribuert produksjon utfordrer spenningskvalitet, lokal stabilitet og reléplaner

Distribuert produksjon utfordrer spenningskvalitet, lokal stabilitet og reléplaner Distribuert produksjon utfordrer spenningskvalitet, lokal stabilitet og reléplaner Brukermøte spenningskvalitet Kielfergen 13. 25. September 2009 Tarjei Solvang, SINTEF Energiforskning AS tarjei.solvang@sintef.no

Detaljer

Av David Karlsen, NTNU, Erling Tønne og Jan A. Foosnæs, NTE Nett AS/NTNU

Av David Karlsen, NTNU, Erling Tønne og Jan A. Foosnæs, NTE Nett AS/NTNU Av David Karlsen, NTNU, Erling Tønne og Jan A. Foosnæs, NTE Nett AS/NTNU Sammendrag I dag er det lite kunnskap om hva som skjer i distribusjonsnettet, men AMS kan gi et bedre beregningsgrunnlag. I dag

Detaljer

Produksjonsteknisk Konferanse 2010, Gardermoen Kravene til Statnett i FIKS

Produksjonsteknisk Konferanse 2010, Gardermoen Kravene til Statnett i FIKS Statnett er av NVE gitt ansvar for hele kraftsystemet, dvs. at produksjon,overføring og forbruk fungerer og spiller godt sammen Ansvar og myndighet er definert i Forskrifter om Systemansvar - FOS FIKS:

Detaljer

Kraftkrise i Hordaland

Kraftkrise i Hordaland Classification: Statoil internal Status: Draft Kraftkrise i Hordaland - er oljeindustrien problemet eller løsningen? Energiforum, 15. november 2006 Kraftkrise i Hordaland - er oljeindustrien problemet

Detaljer

Forskrift om leveringskvalitet

Forskrift om leveringskvalitet Forskrift om leveringskvalitet Brukermøte spenningskvalitet 2008 17. og 18. september Karstein Brekke senioringeniør, Nettseksjonen E-post: kab@nve.no Telefon: 22959457 Norges vassdrags- og energidirektorat

Detaljer

Client: UNITECH POWER SYSTEMS AS Date: 23.11.2007 Page: 2 of 22 Title: Elektrifisering av norsk sokkel - rigg konsept Rev.: 2 Made: SES REVISJONS ARK

Client: UNITECH POWER SYSTEMS AS Date: 23.11.2007 Page: 2 of 22 Title: Elektrifisering av norsk sokkel - rigg konsept Rev.: 2 Made: SES REVISJONS ARK Client: UNITECH POWER SYSTEMS AS Date: 23.11.2007 Page: 2 of 22 REVISJONS ARK Rev. Årsak Side(r) 1 For kommentar - 2 For kommentar. Oppdatert topologikart. Vedlegg A. Smart Bøye teknisk informasjon erstattet

Detaljer

Elkraft fra land til norsk sokkel. Innhold:

Elkraft fra land til norsk sokkel. Innhold: Elkraft fra land til norsk sokkel Tiltakskost og miljøeffekt Januar 2003 Innhold: 1. Sammendrag...3 2. Innledning...5 2.1. Bakgrunn for og hensikt med rapporten...5 2.2. Mandat...5 2.3. Arbeidsgruppen

Detaljer

Erfaringer fra konstruksjonsutfordringer. Yme MOPU konstruksjon Ptil Konstruksjonsdagen 27.08.2014 Petter Vabø TA Struktur

Erfaringer fra konstruksjonsutfordringer. Yme MOPU konstruksjon Ptil Konstruksjonsdagen 27.08.2014 Petter Vabø TA Struktur Erfaringer fra konstruksjonsutfordringer Yme MOPU konstruksjon Ptil Konstruksjonsdagen 27.08.2014 Petter Vabø TA Struktur Beskrivelse av Yme MOPUStor Produksjonsinnretning konstruert som flyttbar og oppjekkbar

Detaljer

Sokkelåret 2010. Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 13. januar 2011

Sokkelåret 2010. Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 13. januar 2011 Sokkelåret 2010 Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 13. januar 2011 Innhold Leting Utbygging Produksjon Ressursregnskap Investeringer CO 2 -lagring på norsk sokkel Framtidsutsikter 2 Oljeprisutviklingen

Detaljer

Norsk Petroleums Produksjon Produksjonsoversikt Norge

Norsk Petroleums Produksjon Produksjonsoversikt Norge Norsk Petroleums Produksjon Produksjonsoversikt Norge Rapport nr. 11-2013 Innhold: 1. Produksjon Norge 2. Prognose for produksjon i Norge 3. Petroleumsressurser 4. Produksjon pr. selskap 5. Produksjonsbarometer

Detaljer

Banestrømforsyning/Prosjektering/Kondensatorbatteri

Banestrømforsyning/Prosjektering/Kondensatorbatteri Banestrømforsyning/Prosjektering/Kondensatorbatteri Fra Teknisk regelverk utgitt 1. februar 2016 < Banestrømforsyning Prosjektering Innhold 1 Hensikt og omfang 2 Generelt 3 Utforming 4 15 kv, 16 2/3 Hz

Detaljer

CO2-reduksjoner og virkemidler på norsk

CO2-reduksjoner og virkemidler på norsk CO2-reduksjoner og virkemidler på norsk kontinental t sokkel Oljedirektoratet, seminar Klimakur 20.8.2009 Lars Arne Ryssdal, dir næring og miljø Oljeindustriens Landsforening 2 Mandatet vårt - klimaforlikets

Detaljer

Bremangerlandet vindpark

Bremangerlandet vindpark Bremangerlandet Vindpark AS Bremangerlandet vindpark Teknisk forprosjekt Intern kabling og transformatorstasjon 2011-07-19 Rev. Dato: Beskrivelse Utarbeidet Fagkontroll Godkjent J04 2011-08-12 Oppdatert

Detaljer

NK 64. UPS Vern og Selektivitet, FEBDOK

NK 64. UPS Vern og Selektivitet, FEBDOK NK 64 UPS Vern og Selektivitet, FEBDOK UPS vs. NEK 400 UPS benyttes for å opprettholde strømforsyning ved feil oppstrøms UPS Bruk av UPS medfører IKKE at vern nedstrøms ikke skal tilfredsstille utkoblingskravene

Detaljer

..og kraftelektronikk

..og kraftelektronikk Offshore vind.. offshore kraftnett..og kraftelektronikk Magnar Hernes SINTEF Energiforskning SINTEF Energiforskning AS 1 .du finner det over alt Fra mikrowatt til gigawatt SINTEF Energiforskning AS 2 Kraftelektronikk

Detaljer

Konstruksjons seminar 2008

Konstruksjons seminar 2008 Status: Draft Konstruksjons seminar 2008 Ny NORSOK N-001 og veien videre med NORSOK- og standardene. Narve Oma, Statoil Hydro 27. august 2008 2 NORSOK N- 001 Formål og bruksområde Standarden er et overordnet

Detaljer

Vern mot dårlig kvalitet

Vern mot dårlig kvalitet Vern mot dårlig kvalitet Tiltak i nett og hos kunde Helge Seljeseth helge.seljeseth@sintef.no www.energy.sintef.no 1 Maaaaaaange mulige tiltak Nettforsterkninger Øke tverrsnitt Større transformatorer Oppgradere

Detaljer

MULTIKABEL. Multikabel fremtidens kabel. Kombinert løsning med kraft og fiber i en og samme kabel

MULTIKABEL. Multikabel fremtidens kabel. Kombinert løsning med kraft og fiber i en og samme kabel MULTIKABEL Multikabel fremtidens kabel Kombinert løsning med kraft og fiber i en og samme kabel Multikabel - fremtidens kabel Kombinert løsning med kraft og fiber i en og samme kabel Hvorfor en kombinert

Detaljer

Jernbaneverket BANESTRØMFORSYNING Kap.: 10 Hovedkontoret Regler for bygging Utgitt: 01.01.00

Jernbaneverket BANESTRØMFORSYNING Kap.: 10 Hovedkontoret Regler for bygging Utgitt: 01.01.00 Mate- og returkabel Side: 1 av 7 1 HENSIKT OG OMFANG... 2 2 GENERELT... 3 3 PRODUKSJON AV KABEL... 4 3.1 Generelt... 4 3.2 Prøver i fabrikk... 4 4 LEGGING AV KABEL... 5 4.1 Ingeniørarbeider... 5 4.2 Forlegning...5

Detaljer

NOTAT Rafossen Kraftverk

NOTAT Rafossen Kraftverk NOTAT Notat nr.: 1 Dato Til: Navn Per Øivind Grimsby Kopi til: Borgund Kåre Theodorsen, Agnar Firma Fork. Anmerkning Sira Kvina Kraftselskap Fra: Fitje Erlend Nettilknytning av Rafoss kraftverk Rafoss

Detaljer

Rev.: 3 Kondensatorbatteri Side: 1 av 14

Rev.: 3 Kondensatorbatteri Side: 1 av 14 Utgitt: 01.01.07 Rev.: 3 Kondensatorbatteri Side: 1 av 14 1 HENSIKT OG OMFANG... 2 2 GENERELT... 3 3 UTFORMING... 4 4 16 KV, 16 2/3 HZ ELEKTRISK ANLEGG... 6 4.1 Generelle krav... 6 4.2 Effektbryter...

Detaljer

Tolkning av måledata betinger kunnskap om egenskaper ved elektriske apparater. en kort innføring i disse for enkelte utbredte apparater

Tolkning av måledata betinger kunnskap om egenskaper ved elektriske apparater. en kort innføring i disse for enkelte utbredte apparater Tolkning av måledata betinger kunnskap om egenskaper ved elektriske apparater en kort innføring i disse for enkelte utbredte apparater Helge Seljeseth helge.seljeseth@sintef.no www.energy.sintef.no 1 Typer

Detaljer

Nottveit - Vedlegg 6 - STB Side 1 INNHOLDSFORTEGNELSE

Nottveit - Vedlegg 6 - STB Side 1 INNHOLDSFORTEGNELSE Nottveit - Vedlegg 6 - STB Side 1 INNHOLDSFORTEGNELSE 1. INNLEDNING... 2 2. ADKOMSTVEIER... 2 3. KRAFTSTASJONEN... 2 1.1. FUNDAMENT... 2 1.2. OVERBYGG... 2 4. ELEKTRO-MEKANISK UTRUSTNING... 2 1.3. MASKINTEKNISK

Detaljer

SDØE-resultater 1 kvartal 2012 - presentasjon

SDØE-resultater 1 kvartal 2012 - presentasjon SDØE-resultater 1 kvartal 2012 - presentasjon Kjell Pedersen, administrerende direktør Marion Svihus, økonomidirektør Jan Rosnes, direktør gassfelt og nye utbygginger Sveinung Sletten, kommunikasjonssjef

Detaljer

Rammevilkår for en ny næring

Rammevilkår for en ny næring Rammevilkår for en ny næring Mette Kristine Kanestrøm Avdelingsleder Offshore Vind Lyse Produksjon AS Styremedlem ARENA NOW Vindseminar Bergen 8.mars 2010 Innhold Lyse Produksjons satsning på offshore

Detaljer

DET KONGELIGE OLIE- OG ENERGIDEPARTEMENT ' "" Deres ref Vår ref Dato 14/1448-

DET KONGELIGE OLIE- OG ENERGIDEPARTEMENT '  Deres ref Vår ref Dato 14/1448- 5 0 IX I. J DET KONGELIGE OLIE- OG ENERGIDEPARTEMENT ' "" BKK Nett AS Postboks 7050 5020 BERGEN Deres ref Vår ref Dato 1 6 APR 2015 Klage på NVEs vedtak om vilkår for tilknytning og anleggsbidrag - nettilknytning

Detaljer

Høy spenning i lavspenningsanlegg

Høy spenning i lavspenningsanlegg Høy spenning i lavspenningsanlegg Jording etter FEF 06 og NEK 440:2011 Kåre Espeland Prosjektleder REN AS NEK 440 NEK 440:2011 tråde i kraft som norsk norm 2011-09-01. NEK 440 er en norsk implementering

Detaljer

Foreløpig arbeid kvalitetskriterier i Regionalnettet. Odd Henning Abrahamsen

Foreløpig arbeid kvalitetskriterier i Regionalnettet. Odd Henning Abrahamsen Foreløpig arbeid kvalitetskriterier i Regionalnettet Odd Henning Abrahamsen Kvalitetskriterier i regionalnettet Kort om Lyse Elnett Identifisere behovet for investeringer Bli enige om ønsket kvalitet på

Detaljer

Offshore vindkraft og elektrifisering: Nordlege Nordsjø som pilotområde? Førde, 15.10.2010

Offshore vindkraft og elektrifisering: Nordlege Nordsjø som pilotområde? Førde, 15.10.2010 Offshore vindkraft og elektrifisering: Nordlege Nordsjø som pilotområde? Førde, 15.10.2010 Vindkraftforum Sogn og Fjordane: Overordna mål Sikre utbygging og drift av vindkraft på brei front i fylket særleg

Detaljer

Anleggskonsesjon. Norsk Hydro ASA. I medhold av energiloven - lov av 29. juni 1990 nr. 50. Meddelt: Organisasjonsnummer: 914778271.

Anleggskonsesjon. Norsk Hydro ASA. I medhold av energiloven - lov av 29. juni 1990 nr. 50. Meddelt: Organisasjonsnummer: 914778271. Anleggskonsesjon I medhold av energiloven - lov av 29. juni 1990 nr. 50 Meddelt: Norsk Hydro ASA Organisasjonsnummer: 914778271 Dato: Varighet: 23.11.2029 Ref: Kommuner: Åfjord Fylke: Sør-Trøndelag Side

Detaljer

Plenumsmøte Kraftsystemutredninger 2006 RICA Seilet Hotell 1. november. Nettanalyser ved tilknytning av vindmølleparker

Plenumsmøte Kraftsystemutredninger 2006 RICA Seilet Hotell 1. november. Nettanalyser ved tilknytning av vindmølleparker Plenumsmøte Kraftsystemutredninger 2006 RICA Seilet Hotell 1. november Nettanalyser ved tilknytning av vindmølleparker Agenda -Nettanalyser fra planstadiet til idriftsettelse av en vindpark -Hensikten

Detaljer

(12) PATENT (19) NO (11) 333443 (13) B1. (51) Int Cl. NORGE. Patentstyret

(12) PATENT (19) NO (11) 333443 (13) B1. (51) Int Cl. NORGE. Patentstyret (12) PATENT (19) NO (11) 333443 (13) B1 NORGE (1) Int Cl. H02J 3/00 (06.01) H02J 3/34 (06.01) H02J 3/22 (06.01) Patentstyret (21) Søknadsnr 111448 (86) Int.inng.dag og søknadsnr (22) Inng.dag 11..26 (8)

Detaljer

Oversikt over felt og viktige nullutslippstiltak per 13.09.02 Vedlegg

Oversikt over felt og viktige nullutslippstiltak per 13.09.02 Vedlegg Oversikt over felt og viktige nullutslippstiltak per 13.09.02 Vedlegg Felt Operatør Type PUD Prod.start Nullutslippstiltak Kommentar Albuskjell Olje/gass 25.04.75 26.05.79 Nedstengt 26.08.98 Balder og

Detaljer

Uttalelse til søknad og konsekvensutredning - Etablering av overføringsanlegg for kraft fra land til Johan Sverdrup-feltet - Statoil ASA

Uttalelse til søknad og konsekvensutredning - Etablering av overføringsanlegg for kraft fra land til Johan Sverdrup-feltet - Statoil ASA Norges vassdrags- og energidirektorat Boks 5091 Majorstua 0301 OSLO Oslo, 9.januar 2015 Deres ref.: 201201635-46 Vår ref. (bes oppgitt ved svar): 2014/1976 Saksbehandler: Anne-G. Kolstad Uttalelse til

Detaljer

(tel. +4799717806) Antall sider: 5 Antall vedleggssider: 10. Kandidaten må selv kontrollere at oppgavesettet er fullstendig

(tel. +4799717806) Antall sider: 5 Antall vedleggssider: 10. Kandidaten må selv kontrollere at oppgavesettet er fullstendig Eksamensoppgave. Fag: Kraftelektronikk og relévern. Lærer: Even Arntsen (tel. +4799717806) Gruppe: HiG,KaU og HiØ Dato: 2013.12.19 Tid: 4 timer Antall sider: 5 Antall vedleggssider: 10 Hjelpemidler: Egne

Detaljer

Nodeprising fremtidens energimarked?

Nodeprising fremtidens energimarked? Nodeprising fremtidens energimarked? Klikk for å redigere undertittelstil i malen Andre nivå Tredje nivå Energidagene 2011 Finn Erik Ljåstad Pettersen Seksjon for analyse Motivasjon Overføringskapasitet

Detaljer

V E R D I V U R D E R I N G A V S T A T E N S D I R E K T E Ø K O N O M I S K E E N G A S J E M E N T ( S D Ø E ), 2014

V E R D I V U R D E R I N G A V S T A T E N S D I R E K T E Ø K O N O M I S K E E N G A S J E M E N T ( S D Ø E ), 2014 V E R D I V U R D E R I N G A V S T A T E N S D I R E K T E Ø K O N O M I S K E E N G A S J E M E N T ( S D Ø E ), 2014 Figurer i offentlig rapport, 20. juni, 2014 Denne rapporten er laget på oppdrag for

Detaljer

Møte med Bergens Næringsråd. Øystein Michelsen Konserndirektør, Utvikling & Produksjon Norge

Møte med Bergens Næringsråd. Øystein Michelsen Konserndirektør, Utvikling & Produksjon Norge Møte med Bergens Næringsråd Øystein Michelsen Konserndirektør, Utvikling & Produksjon Norge 2011 Et uforglemmelig år Fantastiske leteresultater Johan Sverdrup og Skrugard Statoil med 16 av 22 funn på norsk

Detaljer

Jernbaneverket Energi Omformerprosjekter 2016-2018

Jernbaneverket Energi Omformerprosjekter 2016-2018 Jernbaneverket Energi Omformerprosjekter 2016-2018 Utvikling av banestrømforsyningen framover Jan Andreassen 2016-02-05 Agenda 1. JBV Energi 2. Planer 3. Prosjekter Organisering av Jernbaneverket Energiforsyning

Detaljer

Kraftelektronikk (Elkraft 2 høst), øvingssett 3, høst 2005

Kraftelektronikk (Elkraft 2 høst), øvingssett 3, høst 2005 Kraftelektronikk (Elkraft 2 høst), øvingssett 3, høst 2005 OleMorten Midtgård HiA 2005 Ingen innlevering. Det gis veiledning uke 43, 44, 45 og ved behov. Oppgave 1 Gjør oppgavene fra notatet Introduction

Detaljer

Nettutbygging eneste alternativ for fremtiden?

Nettutbygging eneste alternativ for fremtiden? Nettutbygging eneste alternativ for fremtiden? Gunnar G. Løvås, konserndirektør Nettutvikling, Statnett Presentasjon i Polyteknisk forening 30. september 2010 2010 09 17-2 Vi trenger både nett og alternativene

Detaljer

Vedlikeholds- og Modifikasjonskontrakter i Nordsjøen

Vedlikeholds- og Modifikasjonskontrakter i Nordsjøen Vedlikeholds- og Modifikasjonskontrakter i Nordsjøen Leverandørens muligheter og utfordringer i en V&M-kontrakt Daglig leder REINERTSEN AS avd. Bergen Arve Tjønn Rinde ERR as / TRR as (50/50%) ENGINEERING

Detaljer

Ressurser og forventninger i nordlige Nordsjø. Tomas Mørch, Direktør for funn og felt Nordsjøen Nord

Ressurser og forventninger i nordlige Nordsjø. Tomas Mørch, Direktør for funn og felt Nordsjøen Nord Ressurser og forventninger i nordlige Nordsjø Tomas Mørch, Direktør for funn og felt Nordsjøen Nord Ressurser og forventninger i nordlige Nordsjø ODs rolle og målsetting Ressurssituasjonen på norsk sokkel

Detaljer

Regjeringens samråd den 26. januar 2007 om CO2-håndtering på Kårstø Innspill fra Aker Kværner

Regjeringens samråd den 26. januar 2007 om CO2-håndtering på Kårstø Innspill fra Aker Kværner Regjeringens samråd den 26. januar 2007 om CO2-håndtering på Kårstø Innspill fra Aker Kværner Takk for at vi fikk anledning til å gi Aker Kværners synspunkter i paneldebatten den 26. januar. Vårt innlegg

Detaljer

RETNINGSLINJER FOR BEHANDLING AV ANLEGGSBIDRAG OG BUNNFRADRAG. Stikkord for innhold:

RETNINGSLINJER FOR BEHANDLING AV ANLEGGSBIDRAG OG BUNNFRADRAG. Stikkord for innhold: RETNINGSLINJER FOR BEHANDLING AV ANLEGGSBIDRAG OG BUNNFRADRAG Stikkord for innhold: Retningslinjer for behandling av anleggsbidrag og bunnfradrag er et dokument som skal være underlaget for likebehandling

Detaljer

Offshore vindkraft for Petroleumsvirksomheten. Siragrunnen - et viktig steg ut i havet

Offshore vindkraft for Petroleumsvirksomheten. Siragrunnen - et viktig steg ut i havet Offshore vindkraft for Petroleumsvirksomheten Siragrunnen - et viktig steg ut i havet Vårt utgangspunkt for Siragrunnen vindpark Skal realiseres uten offentlige tilskudd Skal realiseres innenfor det eksisterende

Detaljer

* SIGNAL- OG * TELEANLEGG

* SIGNAL- OG * TELEANLEGG * SIGNAL- OG * TELEANLEGG 1 FORORD Denne rapport inneholder kostnadsoverslag for elektrotekniske install asjoner for Nord-Norgebanen til standard for 200 km/te Rapporten er utarbeidet av NSB Ingeniørtjenesten.

Detaljer

Elbil og annen elektrifisering av transport

Elbil og annen elektrifisering av transport Elbil og annen elektrifisering av transport Undertegnede har sitt daglige fokus på den norske ladeinfrastrukturen i Salto Ladestasjoner AS, og er formann i NK 69 Egil Falch Piene Spørsmålstilling 1. Hvordan

Detaljer

EnergiRike Konferansen Haugesund 7 august 2007. Foredragsholder. Are Tomasgard, Spesialrådgiver Fagforbundet Industri Energi

EnergiRike Konferansen Haugesund 7 august 2007. Foredragsholder. Are Tomasgard, Spesialrådgiver Fagforbundet Industri Energi EnergiRike Konferansen Haugesund 7 august 2007 Foredragsholder Are Tomasgard, Spesialrådgiver Fagforbundet Industri Energi Bakgrunn: Kraftsituasjonen i Norge Underskuddsituasjon i normale nedbørsår Væravhengig

Detaljer

Grane Søknad om tillatelse til å grave i marine områder og operere i områder med forurensede sedimenter

Grane Søknad om tillatelse til å grave i marine områder og operere i områder med forurensede sedimenter 1 av 13 Miljødirektoratet v/ Mihaela Ersvik Postboks 5672 Sluppen 7485 Trondheim Grane Søknad om tillatelse til å grave i marine områder og operere i områder med forurensede sedimenter I henhold til Forurensningsforskriften

Detaljer

Framtidens byer. Forbrukerfleksibilitet i Den smarte morgendagen. Rolf Erlend Grundt, Agder Energi Nett 7. februar 2012

Framtidens byer. Forbrukerfleksibilitet i Den smarte morgendagen. Rolf Erlend Grundt, Agder Energi Nett 7. februar 2012 Framtidens byer Forbrukerfleksibilitet i Den smarte morgendagen Rolf Erlend Grundt, Agder Energi Nett 7. februar 2012 Igjennom følgende Sett fra et nettselskaps ståsted 1. Hva bestemmer kapasiteten på

Detaljer

Rapport. Områder med redusert driftssikkerhet i Sentralnettet

Rapport. Områder med redusert driftssikkerhet i Sentralnettet Rapport Områder med redusert driftssikkerhet i Sentralnettet Sammendrag Statnett har besluttet ny Driftspolicy og har signalisert eksternt at driftsikkerheten er uakseptabel i områder av landet der en

Detaljer

Bodøseminaret 15.12.2004. Petoro AS sin rolle på sokkelen/i Norskehavet

Bodøseminaret 15.12.2004. Petoro AS sin rolle på sokkelen/i Norskehavet Bodøseminaret 15.12.2004 Petoro AS sin rolle på sokkelen/i Norskehavet 5 5 12 Petoro på norsk sokkel 74 16 18 20 22 24 26 28 30 32 Barentshavet 72 7120 7122 70 14 12 Harstad 90 utvinningstillatelser 18

Detaljer

Norsk sokkel ved et tidsskille klarere behov for en utfordrer. Kjell Pedersen, administrerende direktør i Petoro AS

Norsk sokkel ved et tidsskille klarere behov for en utfordrer. Kjell Pedersen, administrerende direktør i Petoro AS Norsk sokkel ved et tidsskille klarere behov for en utfordrer Tidsskille for aktører på norsk sokkel 1960 s 1970 s 1980 s 1990 s 2000 s Mer marked Mer myndigheter Utlendingene ruler sokkelen Mange internasjonale

Detaljer

Livbåtsaken Koordinere/ sørge for/ tilrettelgge for:

Livbåtsaken Koordinere/ sørge for/ tilrettelgge for: 21.6.2005 mislykket dropptest på VFB VFB og Kristin har Umoe Schat-Harding s FF1000S (sliske) 26-29.7.2005 tre sliskelivbåter testes på Kristin med 50%last => nedbøyning av tak på ca 5, 9 og 12cm. Båtene

Detaljer

Lysbuevern og andre tiltak

Lysbuevern og andre tiltak Lysbuevern og andre tiltak (i lys av IFEAs retningslinjer) Lysbuevern? Unitech Power Systems AS Lysbue er kortslutning av verste sort som kan medføre Skade av personell (HMS) Ødelagt utstyr og tavlerom

Detaljer

Sikker og kostnadseffektiv livbåtløsning Draupner

Sikker og kostnadseffektiv livbåtløsning Draupner www.gassco.no Sikker og kostnadseffektiv livbåtløsning Draupner v/ Kristin Kinn Kaste, Direktør Transportnett, Gassco AS HMS konferansen 2015 Det integrerte transportsystemet for norsk gass Tilknyttet

Detaljer

Klage på tariffering av uttak til eiendommen Harastølen - enkeltvedtak

Klage på tariffering av uttak til eiendommen Harastølen - enkeltvedtak Luster Energiverk AS 6868 Gaupne Vår dato: 15.08.2005 Vår ref.: NVE 200500212-7 emp/chs Arkiv: 912-653.3 Saksbehandler: Deres dato: 10.01.2005 Christina Sepúlveda Deres ref.: 22 95 98 66 Klage på tariffering

Detaljer

EBL Nettkonferansen 2007 Elisabeth V. Vardheim, avdelingsleder Konsesjonsavdelingen Divisjon Utvikling og Investering

EBL Nettkonferansen 2007 Elisabeth V. Vardheim, avdelingsleder Konsesjonsavdelingen Divisjon Utvikling og Investering Endret filosofi rundt kabling hvilke konsekvenser tekniske og økonomiske kan dette få? EBL Nettkonferansen 2007 Elisabeth V. Vardheim, avdelingsleder Konsesjonsavdelingen Divisjon Utvikling og Investering

Detaljer

SVOVELDIREKTIVETS KONSEKVENSER FOR NORSK NÆRINGSLIV OG NORSKE FORBRUKERE

SVOVELDIREKTIVETS KONSEKVENSER FOR NORSK NÆRINGSLIV OG NORSKE FORBRUKERE NHO Transport & logistikk, 20. oktober 2014 SVOVELDIREKTIVETS KONSEKVENSER FOR NORSK NÆRINGSLIV OG NORSKE FORBRUKERE Eivind Magnus, Partner, SVOVELDIREKTIVET Svoveldirektivet vedtatt av EU i 2012 innebærer

Detaljer

Tilpasninger og særlige forhold. Vedlegg 4 NAVN PÅ DG

Tilpasninger og særlige forhold. Vedlegg 4 NAVN PÅ DG Tilpasninger og særlige forhold til tilknytnings- og nettleieavtale for innmatingskunder i distribusjonsnettet Vedlegg 4 NAVN PÅ DG ÅPENT Tilknytnings- og nettleieavtale for innmatingskunder Utført av:

Detaljer

Petroleumsaktiviteten på norsk sokkel Hvor står vi i dag hvor kan vi være i morgen Veien videre slik KonKraft ser det. Ann Kristin Sjøtveit

Petroleumsaktiviteten på norsk sokkel Hvor står vi i dag hvor kan vi være i morgen Veien videre slik KonKraft ser det. Ann Kristin Sjøtveit Petroleumsaktiviteten på norsk sokkel Hvor står vi i dag hvor kan vi være i morgen Veien videre slik KonKraft ser det Ann Kristin Sjøtveit Nasjonal Strategi for petroleumsvirksomheten Arbeid initiert høsten

Detaljer

Produksjonsteknisk konferanse 2014 Nytt Lysebotn kraftverk. 5. mars 2014 Bjørn Roger Otterdal, Prosjektdirektør Lyse Produksjon AS

Produksjonsteknisk konferanse 2014 Nytt Lysebotn kraftverk. 5. mars 2014 Bjørn Roger Otterdal, Prosjektdirektør Lyse Produksjon AS Produksjonsteknisk konferanse 2014 Nytt Lysebotn kraftverk 5. mars 2014 Bjørn Roger Otterdal, Prosjektdirektør Lyse Produksjon AS Lyse sine forretningsområder: Energi Infrastruktur Tele/IT/Teknologi TELE/IT/TEKNOLOGI

Detaljer

Misnøye med leveringskvalitet samt klage på anleggsbidrag - NVEs vedtak

Misnøye med leveringskvalitet samt klage på anleggsbidrag - NVEs vedtak t E Norges vassdrags- og energidirektorat N V Haugaland Kraft AS Postboks 2015 5504 HAUGESUND Vår dato: 08. 05. 2009 Vår ref.: emp/bfl Arkiv: 623 Saksbehandler: Deres dato: Bjørnar Fladen Deres ref.: 22

Detaljer

Rev.: 3 Sonegrensebryter Side: 1 av 11

Rev.: 3 Sonegrensebryter Side: 1 av 11 Sonegrensebryter Side: 1 av 11 1 HENSIKT OG OMFANG... 2 2 PLASSERING... 3 3 UTFORMING... 4 4 TEKNISKE KRAV... 5 5 FUNKSJONSKRAV... 6 6 JORDING... 7 7 MERKING... 8 8 BYGNING OG INSTALLASJONER... 9 8.1 Bygning...

Detaljer

Konsesjonssøknad for nye likestrømskabler og ny vekselstrømskabel til Troll A Juni 2010

Konsesjonssøknad for nye likestrømskabler og ny vekselstrømskabel til Troll A Juni 2010 Konsesjonssøknad for nye likestrømskabler og ny vekselstrømskabel til Troll A Juni 2010 Side 1 av 40 Innhold 1 Sammendrag... 6 2 Innledning... 6 3 Generelle opplysninger... 6 3.1 Søker... 6 3.2 Søknaden

Detaljer

INNHOLDSFORTEGNELSE 5 TEGNINGER... 6

INNHOLDSFORTEGNELSE 5 TEGNINGER... 6 Spesifikasjon 013-02 FELLESFØRING FIBEROPTISK KABEL I DISTRIBUSJONSNETTET Dok. ansvarlig: Dok. godkjenner: Jørn Berntzen Jens Tore Holene Gyldig fra: 2009-03-01 Distribusjon: Åpen Side 1 av 7 INNHOLDSFORTEGNELSE

Detaljer

[Fyll inn namn på DG] Tilpasninger og særlige forhold. Vedlegg 4

[Fyll inn namn på DG] Tilpasninger og særlige forhold. Vedlegg 4 [Fyll inn namn på DG] Tilpasninger og særlige forhold Vedlegg 4 til tilknytnings- og nettleieavtale for innmatingskunder i distribusjonsnettet Tilknytnings- og nettleieavtale for innmatingskunder i distribusjonsnett.

Detaljer

Forsyningssikkerhet i Nord-Norge i et langsiktig perspektiv

Forsyningssikkerhet i Nord-Norge i et langsiktig perspektiv Forsyningssikkerhet i Nord-Norge i et langsiktig perspektiv Kirkenes 29. 30.09.2008 Bjørn Hugo Jenssen Områdeansvarlig Nord-Norge, Divisjon utvikling og Investering Viktige ledningssnitt som overvåkes

Detaljer

Et sammendrag av KonKraft-rapport 5. Petroleumsnæringen og. klimaspørsmål

Et sammendrag av KonKraft-rapport 5. Petroleumsnæringen og. klimaspørsmål Et sammendrag av KonKraft-rapport 5 Petroleumsnæringen og klimaspørsmål Petroleumsnæringen og klimaspørsmål Det er bred vitenskapelig enighet om at menneskeskapte klimagassutslipp fører til klimaendringer

Detaljer

Mulighetsstudie, Vurdering av vindkraft offshore til reduksjon av klimagassutslipp

Mulighetsstudie, Vurdering av vindkraft offshore til reduksjon av klimagassutslipp Document number: TBA Revision number: 1 Date: 19.06.2009 Prepared by: Mette Kristine Kanestrøm Date: 19.06.2009 Verified by: Pia P. Weider Date: 19.06.2009 Approved by: Stig Svalheim Date: 19.06.2009 Mulighetsstudie,

Detaljer

Effektkrevende elektrisk utstyr, utfordring for nettet

Effektkrevende elektrisk utstyr, utfordring for nettet Effektkrevende elektrisk utstyr, utfordring for nettet Informasjonsmøte installatører 29.1.2015 Rolf Erlend Grundt, AEN Tema 1. Tendenser mot mer effektkrevende utsyr og utfordringer 2. Hva er utfordrende

Detaljer

Integrerte operasjoner Noen utfordringer i et myndighetsperspektiv

Integrerte operasjoner Noen utfordringer i et myndighetsperspektiv Integrerte operasjoner Noen utfordringer i et myndighetsperspektiv Innhold Integrerte operasjoner Perspektivet IKT sikkerhet Hvordan ta høyde for det usannsynlige HMS i et IO perspektiv Hvordan kan IO

Detaljer

Aktivitetsbilder for petroleumsvirksomhet i det nordøstlige Norskehavet

Aktivitetsbilder for petroleumsvirksomhet i det nordøstlige Norskehavet Aktivitetsbilder for petroleumsvirksomhet i det nordøstlige Norskehavet Kunnskapsinnhenting for det nordøstlige Norskehavet Utarbeidet på oppdrag fra Olje- og energidepartementet Innledning ved Olje- og

Detaljer

KONTAKTLEDNINGSANLEGG

KONTAKTLEDNINGSANLEGG KONTAKTLEDNINGSANLEGG av Bjørn Ivar Olsen, ETE bygger på tidligere forelesning av Frode Nilsen, (versjon: TI02a), senere revidert av Hege Sveaas Fadum og Thorleif Pedersen. 1 av 46 INNHOLD: Introduksjon/hensikt

Detaljer

REAL ENERGY COMES FROM ENERGYST

REAL ENERGY COMES FROM ENERGYST REAL ENERGY COMES FROM ENERGYST 1 Transformator prinsipp Myk jernkjerne Antall vindinger på primær side = Np Spenning inn på primærsiden = Vp på sekundærsiden = Vs Spenning ut Antall vindinger på sekundær

Detaljer

Kysten Rundt. Offshore byggeprosjekter det siste året & under bygging. av Kjetil Myhre Daglig Leder Norsk Stålforbund

Kysten Rundt. Offshore byggeprosjekter det siste året & under bygging. av Kjetil Myhre Daglig Leder Norsk Stålforbund Kysten Rundt Offshore byggeprosjekter det siste året & under bygging av Kjetil Myhre Daglig Leder Norsk Stålforbund Prosjekter under utbygging > > > > > > > Prosjekt Operatør Type utbygging Prod.start

Detaljer

Anleggskonsesjon. Solvind Prosjekt AS. I medhold av energiloven - lov av 29. juni 1990 nr. 50. Meddelt: Varighet: 1.5.2041. Ref: NVE 200703569-17

Anleggskonsesjon. Solvind Prosjekt AS. I medhold av energiloven - lov av 29. juni 1990 nr. 50. Meddelt: Varighet: 1.5.2041. Ref: NVE 200703569-17 Norges vassd rags- og energidirektorat N V E Anleggskonsesjon I medhold av energiloven - lov av 29. juni 1990 nr. 50 Meddelt: Solvind Prosjekt AS Organisasjonsnummer: 990 898 847 Dato: 1 i MAI 2010 Varighet:

Detaljer

Funksjonskrav i kraftsystemet FIKS - 2012. Tirsdag 16. Oktober 2012 - Thon Hotel Opera, Oslo Bjørn Walther

Funksjonskrav i kraftsystemet FIKS - 2012. Tirsdag 16. Oktober 2012 - Thon Hotel Opera, Oslo Bjørn Walther Funksjonskrav i kraftsystemet FIKS - 2012 Tirsdag 16. Oktober 2012 - Thon Hotel Opera, Oslo Bjørn Walther Konsesjon Konsesjon NVE Energiloven Vassdragsreguleringsloven Industrikonsesjonsloven Energilovforskriften

Detaljer

Hvordan kan områdekonsesjonær i praksis håndtere den nye informasjonsplikten i Forskrift Om Systemansvaret (FOS LEDD)

Hvordan kan områdekonsesjonær i praksis håndtere den nye informasjonsplikten i Forskrift Om Systemansvaret (FOS LEDD) 1 Regional- og Sentralnettsdagene 16. 17. april 2008, Oslo Hvordan kan områdekonsesjonær i praksis håndtere den nye informasjonsplikten i Forskrift Om Systemansvaret (FOS 14. 2. LEDD) Øivind Håland Agder

Detaljer

Definisjoner. Vedlegg 1

Definisjoner. Vedlegg 1 er til tilknytnings- og nettleieavtale for innmatingskunder i distribusjonsnettet Vedlegg 1 ÅPENT Tilknytnings- og nettleieavtale for innmatingskunder Utført av: ROLJOS Godkjent av: JONTRO Gjelder fra:

Detaljer

Driftsoperatørsamling Ålesund 3. Des 2014. Arild Jensen - Reservekraft

Driftsoperatørsamling Ålesund 3. Des 2014. Arild Jensen - Reservekraft Driftsoperatørsamling Ålesund 3. Des 2014 Arild Jensen - Reservekraft www.coromatic.no Metric AS, Coromatic AS og Reservekraft AS fusjonerer og bytter navn til Coromatic AS fra 10. des 2014. Nordisk selskap

Detaljer

Bakgrunn for vedtak. Øvre Røssåga kraftverk og Bleikvassli transformatorstasjon. Hemnes kommune i Nordland fylke

Bakgrunn for vedtak. Øvre Røssåga kraftverk og Bleikvassli transformatorstasjon. Hemnes kommune i Nordland fylke Bakgrunn for vedtak Øvre Røssåga kraftverk og Bleikvassli transformatorstasjon Hemnes kommune i Nordland fylke Tiltakshaver Statkraft Energi AS Referanse 201505246-10 Dato 22.10.2015 Notatnummer KN-notat

Detaljer

Jording i kabelnett. Johnny Kjønås Senioringeniør planavdelingen

Jording i kabelnett. Johnny Kjønås Senioringeniør planavdelingen Jording i kabelnett Johnny Kjønås Senioringeniør planavdelingen Jordleder Krav til tverrsnitt For jordelektrode: Minimum tverrsnitt på jordelektrode: 25 mm 2 Cu. ( 4-11, veiledning, 5-5, veiledning) REN

Detaljer

Vedlegg til høringsbrev

Vedlegg til høringsbrev Vedlegg til høringsbrev 1. Prognoser for befolkningsvekst i perioden (rapportens pkt 8.2.1) Rapportens beregninger bygger på SSBs og Oslo kommunes befolkningsframskrivinger fra 2012 og 2014. Det er fra

Detaljer

Planer for spenningsoppgradering av sentralnettet. Forum for koblingsanlegg 16.10.2012 Torkel Bugten, Programdirektør spenningsoppgradering

Planer for spenningsoppgradering av sentralnettet. Forum for koblingsanlegg 16.10.2012 Torkel Bugten, Programdirektør spenningsoppgradering Planer for spenningsoppgradering av sentralnettet Forum for koblingsanlegg 16.10.2012 Torkel Bugten, Programdirektør spenningsoppgradering Innhold Spenningsoppgradering fra 300 til 420 kv Hvorfor Hvordan

Detaljer