Tertialrapport om kraftsystemet i Norge

Transkript

1 1. tertial 27 Tertialrapport om kraftsystemet i Norge

2 INNHOLD Systemansvarskostnader Flaskehalshåndtering og spesialregulering Handelsgrenser Systemtjenester og effektreserver Energiopsjoner Samfunnsøkonomisk optimal drift av underskuddsområder Utkobling av forbruk med redusert tariff Frekvenskvalitet Produksjonstilpasning Beskrivelse av driften måned for måned

3 Innledning/sammendrag Rapporten presenterer informasjon om tekniske forhold og økonomiske nøkkeltall for systemdriften for første tertial 27, fra 1. januar til og med 3. april.

4 1. Systemansvarskostnader Sammendrag av økonomiske tall knyttet til Statnetts oppgaver som systemansvarlig nettselskap. Tallene er hentet fra den tekniske og økonomiske rapporteringen i Statnett. Variable systemdriftskostnader i MNOK tertial 27 Regulerkraftopsjoner *) 49*) 12,2 Spesialreguleringer ,2 Øvrige systemtjenester ,6 Energiopsjoner ,2 *) Pilotprosjekter inkludert. 2. Flaskehalshåndtering og spesialregulering 2.1 Utviklingen i samfunnsøkonomiske flaskehalskostnader mellom elspotområder, inklusive bakgrunnsdata for plassering av flaskehalsene, varighet, hyppighet og størrelse. Elspotområdene fastsettes etter en vurdering av hvor i nettet det forventes store overføringsbegrensninger. På grunn av den store impedansen på forbindelsene mellom Sør-Norge og Midt-Norge i forhold til impedansene mot det svenske kraftsystemet, deles landet alltid inn i minst to områder med skille mellom områdene i Østerdalen/Gudbrandsdalen/Sogn. En variasjon i balansen i Sør-Norge vil i liten grad påvirke kraftflyten i nettet nord for Dovre og motsatt. Elspotområdene i det nordiske kraftmarkedet er Sør-Norge, Midt-Norge, Nord-Norge, Vest-Danmark, Øst-Danmark, Sverige og Finland. De samfunnsøkonomiske flaskehalskostnadene er definert som størrelsen på flaskehals multiplisert med halve prisforskjellen mellom høy- og lavprisområdet. Størrelsen på flaskehalsen er forskjellen mellom beregnet elspotutveksling ved systempris og elspotutvekslingen mellom lav- og høyprisområdet. Systemprisen beregnes ved priskryss uten flaskehalser mellom elspotområdene i det nordiske kraftmarkedet. Elspotområdene består av to eller flere områder i Norge, Vest-Danmark, Øst- Danmark, Sverige, Finland og KONTEK-området i Tyskland. KONTEK-området påvirker systemprisen med inntil disponibel handelskapasitet til/fra Vest- og Øst-Danmark. Elspotområder i 1. tertial 27: NO1: Sør-Norge sør for Vågåmo, Åskåra og Litjfossen. NO2: Midt-Norge nord for Øvre Vinstra, Åskåra og Litjfossen og sør for Tunnsjødal. NO3: Nord-Norge og Midt-Norge nord for Tunnsjødal Samfunnsøkonomiske flaskehalskostnader (MNOK). År tertial Sør-Norge - Sverige 66,9 66,9 56,1 13,4 43,7 7,5 Midt-/Nord-Norge - Sverige 6,3 2,3 14,5 6,9 16,2,7 Sum flaskehalskostnader Norge-Sverige 73,2 69,3 7,7 2,3 59,9 8,2 Norge-Jylland 49, 367,4 449,1 33,5 Antall timer med flaskehals For Norge-Jylland foreligger det ikke beregninger for årene før 24. År tertial Eksp. Imp. Eksp. Imp. Eksp. Imp. Eksp. Imp. Eksp. Imp. Eksp. Imp. Sør-Norge - Sverige Midt-/Nord-Norge - Sverige Norge-Jylland Landssentralens tertialrapport Nr. 1 27

5 Hyppighet og årsak til flaskehalser i 1. tertial 27: Sør-Norge mot Sverige (Haslesnittet): Eksport over Haslesnittet ved intakt nett: 149 timer, 6,7 MNOK. Herav 124 timer og 6,5 MNOK ved begrenset handelskapasitet i timer med høy oslolast. Eksport over Haslesnittet ved feil i nettet: 2 timer., MNOK. Import over Haslesnittet ved intakt nett: 79 timer,,8 MNOK. Alle timene var ved redusert handelskapasitet pga Vestkystsnittet i Sør-Sverige. MNOK Import - SE-NO1 - Intakt nett - Haslesnittet - Vestkystsnittet Eksport - NO1-SE - Intakt nett - Haslesnittet - (tom) Eksport - NO1-SE - Intakt nett - Haslesnittet - Høy Oslolast Eksport - NO1-SE - Feil/Utfall - Flesakersnittet - 42 kv Kvilldal-Sylling Flaskehalskostnader (i MNOK) mellom Sør-Norge og Sverige fordelt på uker og årsak. 8 T imer Import - SE-NO1 - Intakt nett - Haslesnittet - Vestkystsnittet Eksport - NO1-SE - Intakt nett - Haslesnittet - (tom) Eksport - NO1-SE - Intakt nett - Haslesnittet - Høy Oslolast Eksport - NO1-SE - Feil/Utfall - Flesakersnittet - 42 kv Kvilldal-Sylling Uke Antall timer med flaskehals mellom Sør-Norge og Sverige fordelt på uker og årsak. Midt- og Nord-Norge mot Sverige: Import ved intakt nett: 215 timer,,5 MNOK. Import ved revisjoner: 3 timer,,2 MNOK. 25 NOK Import - SE-NO2/NO3 - Revisjon - Trøndelag/Nordland - 3 kv Tunnsjødal- T Trofors Import - SE-NO2/NO3 - Intakt nett - Trøndelag/Nordland - (tom) Uke Flaskehalskostnader (NOK) mellom Midt-/ Nord-Norge og Sverige fordelt på uker og årsak. Landssentralens tertialrapport Nr

6 5 T imer Uker Import - SE-NO2/NO3 - Revisjon - Trøndelag/Nordland - 3 kv Tunnsjødal- T Trofors Import - SE-NO2/NO3 - Intakt nett - Trøndelag/Nordland - (tom) Antall timer med flaskehals mellom Midt-/Nord-Norge og Sverige fordelt på uker og årsak. Sør-Norge mot Jylland: Eksportflaskehals: 546 timer, 17,4 MNOK. Importflaskehals: 376 timer, 16,1 MNOK. 6 MNOK Uke NO1-DK1 - Eksport - Revisjon - Jylland NO1-DK1 - Eksport - Intakt nett - (tom) DK1-NO1 - Import - Revisjon - Jylland DK1-NO1 - Import - Intakt nett - (tom) Flaskehalskostnader (MNOK) mellom Sør-Norge og Jylland fordelt på uker og årsak. 9 Timer Uke NO1-DK1 - Eksport - Revisjon - Jylland NO1-DK1 - Eksport - Intakt nett - (tom) DK1-NO1 - Import - Revisjon - Jylland DK1-NO1 - Import - Intakt nett - (tom) Antall timer med flaskehals mellom Sør-Norge og Jylland fordelt på uker og årsak. 6 Landssentralens tertialrapport Nr. 1 27

7 2.2 Årsaker til de viktigste spesialreguleringene samt fysisk plassering, omfang og kostnader for de viktigste spesialreguleringene. Spesialreguleringer oppstår når begrensninger i overføringskapasiteten gjør at budene i regulerkraftmarkedet ikke kan anvendes i prisriktig rekkefølge. Da påføres Statnett en kostnad lik differansen mellom pris på aktiverte bud som er benyttet til spesialreguleringer og aktuell timepris i regulerkraftmarkedet multiplisert med spesialregulert volum. Årsak til spesialreguleringer er delt inn i hovedtyper: Intakt nett Revisjoner Feil/utfall Annet som består av en sum av spesialreguleringer på grunn av stor last-/produksjonsendring, spenningsforhold, problemer i naboland, operatørfeil og andre spesielle årsaker. I og 1. tertial 27 var kostnadene (i MNOK) fordelt slik på hovedtypene: Årsak tertial 27 Intakt nett, overlast ,2 Intakt nett, spenning ,9 Revisjoner ,2 Feil/utfall ,8 Annet ,5 Grunnlaget for tabellen er data fra Landssentralens markedssystemer og baserer seg på ukefiler (uke 1-17). I tallene er det også med mothandelskostnader med naboland. Det er derfor avvik mellom disse tallene og de økonomiske regnskapstallene presentert i kapittel Revisjon Feil/utfall Intakt nett, spenning Intakt nett, overlast Haslesnittet, mothandel Ofoten- og Narviksnittet Indre Sogn Modalen- Evanger+ Fardal- Aurland 42 kv Rana- Svartisen Stavangersnittet 3 kv Nesflaten- Sauda 132 kv Kristiansund- Norheim 4 kv Vietas- Ritsem Flesakersnittet MNOK Kostnadskrevende spesialreguleringer i 1. tertial fordelt på årsak og anleggsdeler Kostnadskrevende spesialreguleringer i 1. tertial: Intakt nett: Haslesnittet, mothandel. Onsdag uke 8 ble oslolasten betydelig høyere enn prognosert for eksportkapasiteten i Haslesnittet. Eksporten i driftsfasen måtte reduseres med inntil 55 MW i flere timer. Det var samtidig anstrengt drift i Sverige med kjernekraftproduksjon utkoblet og overlastproblemer på snitt 2, og det ble kjørt gassturbiner og oljekondenskraft for å håndtere driftsituasjonen. Ofoten- og Narviksnittet. Produksjonsunderskudd i Nord- Norge nord for Ofoten medførte en del spesialreguleringer i første tertial. Kostnadene her var totalt 4,1 MNOK. Indre Sogn. Ved lav kraftproduksjon i Indre Sogn blir 3/132 kv transformator T7 i Fortun høyt belastet og det blir problemer med lav spenning i Årdal. Kostnadene ved oppregulering var 2,2 MNOK. Modalen-Evanger + Fardal-Aurland. Perioder med produksjonsoverskudd i Sogn og Fjordane nord for Fardal og Modalen har ført til spesialreguleringskostnader på 1,2 MNOK. Feil/utfall: 42 kv ledningen Rana-Svartisen falt i sterk vind flere ganger april. Underskudd i Nord-Norge ved ensidig forsyning fra Sverige på Ofoten-Ritsem medførte spesialreguleringskostnader på,9 MNOK. Landssentralens tertialrapport Nr

8 3. Handelsgrenser 3.1 Varighetskurver for handelskapasitet med elspotflyt mellom de ulike elspotområdene MWh/h Eksportkapasitet NO1-SE m/elspotflyt Handelskapasitet NO1-SE Elspotflyt Timer MWh/h Importkapasitet SE-NO1 m/elspotflyt Timer Handelskapasitet SE-NO1 Elspotflyt Figurene viser varighet for henholdsvis eksport- og importkapasitet med elspotflyt mellom Sør-Norge og Sverige over Haslesnittet. Maksimal import-/eksportkapasitet NO1-SE (Haslesnittet) er 2/25 MW. Ved høyt forbruk i østlandsområdet, høy oslolast, og fare for spenningskollaps, blir eksportkapasiteten redusert trinnvis etter hasletrappen der kapasiteten er beregnet etter størrelsen på oslolasten. I ukene 4-9 var eksportkapasiteten redusert i høylastperioder. Størst reduksjon var i uke 8 da eksportkapasiteten var redusert til 135 MW. Importkapasiteten i Haslesnittet var redusert trinnvis ned til MW i høylastperioder i ukene 5-8 på grunn av høy overføring på snitt 2 i Sverige. I Sør-Sverige var 29 MW kjernekraftproduksjon ute av drift i denne tiden. I lavlastperioder, natt og helg, har importkapasiteten vært redusert i trinn ned til MW på grunn av Vestkystsnittet i Sverige. Revisjonsarbeider har enkelte dager ført til redusert handelskapasitet i Haslesnittet. Den største reduksjonen var på dagtid 12. og 13. mars da 42 kv ledningene Hasle-Halden og Halden-Skogsäter var utkoblet. Eksport- og importkapasiteten var da henholdsvis 85 og 65 MW. 8 Landssentralens tertialrapport Nr. 1 27

9 MWh/h Eksportkapasitet NO2/NO3-SE m/elspotflyt Handelskapasitet NO2/NO3-SE -15 Elspotflyt NO2/NO3-SE Timer MWh/h Importkapasitet SE-NO2/NO3 m/elspotflyt Handelskapasitet SE-NO2/NO Timer Elspotflyt NO2/NO3-SE Figurene viser varighet for henholdsvis eksport- og importkapasitet med elspotflyt mellom Midt-/Nord-Norge og Sverige. Normal eksport-/importkapasitet Midt- og Nord-Norge mot Sverige (NO2/NO3-SE) er 13/1 MW. I ukene 3-6 var importkapasiteten redusert til 95 MW på grunn av arbeid med oppgradering av systemvernet LFK på Sunndalsøra. Ved revisjonsarbeider på 3 kv ledningen Tunnsjødal T-Trofors i uke 11 og 12 var eksport- og importkapasiteten henholdsvis 1 og 8 MW. MWh/h Importkapasitet og elspotflyt NO1/NO3/SE-NO2, Importkapasitet NO1/NO3/SE-NO2 Elspotflyt Timer Figuren viser varighet importkapasitet med elspotflyt til elspotområdet NO2 (Midt-Norge) fra NO1+NO3+SE. Den reelle importkapasiteten til Midt-Norge vil variere fra 15 til 11 MW. Den blir påvirket av produksjonsfordelingen både internt i Midt-Norge, i Nord-Norge og Sør-Norge. Høy produksjon i Nord-Norge og Sør-Norge øker importkapasiteten til området. Landssentralens tertialrapport Nr

10 MWh/h Eksportkapasitet NO1-DK1 m/elspotflyt Handelskapasitet NO1-DK1 Elspotflyt Timer MWh/h Importkapasitet DK1-NO1 m/elspotflyt Handelskapasitet DK1-NO2 Elspotflyt Timer Figurene viser varighet for henholdsvis eksport- og importkapasitet med elspotflyt mellom Sør-Norge og Jylland. Import-/eksportkapasiteten på Skagerrakkablene er normalt 95/1 MW referert Kristiansand transformatorstasjon. Med den midlertidige transformatorkoblingen i Kristiansand har import-/eksportkapasiteten vært 925/95 MW i hele tertial 3. I enkelte kortvarige perioder har handelskapasiteten vært redusert på grunn av revisjonsarbeider på Jylland. 4. Systemtjenester og effektreserver Statnett definerer i henhold til Forskrifter om systemansvar (FoS) hvilke systemtjenester som er nødvendige for å opprettholde tilfredsstillende leveringskvalitet i overføringssystemet. Prinsipper og godtgjørelse for slike tjenester var tidligere fastsatt gjennom protokoll med EBL, vilkår for RKOM og regulerstyrke, samt bilaterale kontrakter om automatisk lastfrakobling. Når det gjelder godtgjørelsen i 27 for reaktiv effekt og regulerstyrke bestemte Statnett seg for å ikke lenger forhandle med EBL. Godtgjørelsen for 27 er ikke klar. 4.1 Reaktiv effekt Foreløpig viser regnskapet godtgjørelse basert på satser i Regulérstyrke Godtgjørelsen for å stille statikk lik 6 % er ikke fastsatt. Regnskapet viser godtgjørelse basert på satser for 26. Ved behov for ekstra regulérstyrke kjøper Statnett inn dette i et eget marked, der produsentene anmelder pris og kvantum to ganger pr. uke i innkjøpssesongen. Markedet for regulérstyrke ble innført i 21. I første tertial ble det kjøpt inn ekstra regulérstyrke i helgen uke 17 for ca. 97 NOK med videresalg til Sverige for ca. 49 NOK. Ekstra regulerstyrke for nasjonalt/nordisk behov godtgjøres etter avtalt/levert mengde og pris i markedet for ekstra regulerstyrke. Eksportinntektene ved salg av regulérstyrke til utlandet, når det ikke kjøpes inn ekstra regulerstyrke, fordeles til leverandørene etter samme grunnlag som for generell godtgjørelse. Når det foretas ekstra innkjøp av regulérstyrke for eksport, utbetaler Statnett godtgjørelsen for ekstra regulérstyrke til leverandørene pr. tertial på bakgrunn av registrerte leveranser. Totalt ble det solgt regulérstyrke til Sverige for ca. 1,2 MSEK i første tertial, det samme som i første tertial Landssentralens tertialrapport Nr. 1 27

11 Mill SEK Salg av regulerstyrke til SvK Tertial Figuren viser salg av regulérstyrke til Sverige tertialvis de siste 6 år. 4.3 Produksjonsfrakobling (PFK) Systemvernet PFK benyttes for å øke overføringskapasiteten på en del snitt ved utfall eller overstrøm på enkeltledninger. Systemvernet består av utvalgte større generatorer og blir i stor grad benyttet for å øke handelsgrensene i Haslesnittet og Nordlandsnittet ved eksport mot Sverige. Statnett betaler en fast årlig godtgjørelse for aggregatene som deltar i ordningen: For aggregat med ytelse mindre enn 18 MVA: kr. 12.,- pr. aggregat: For aggregat med ytelse lik eller større enn 18 MVA: kr. 18.,- pr. aggregat. Ved frakopling av aggregat tilknyttet PFK gis følgende godtgjørelse: For aggregat med ytelse mindre enn 18 MVA: kr. 1.,- pr. frakoplet aggregat. For aggregat med ytelse lik eller større enn 18 MVA: kr. 12.,- pr. frakoplet aggregat. I første tertial har det ikke vært initiering av PFK. Kostnadene totalt for første tertial er beregnet til ca. 1,3 MNOK. 4.4 Lastfrakobling (LFK) Systemvernet LFK benyttes ved høy overføring på snitt inn til underskuddsområder. Dette systemvernet frakobler last ved linjeutfall i snittet og reduserer risikoen for nettsammenbrudd i underskuddsområdet. I Saudasnittet er 2 MW på Hydro Aluminium Karmøy tilkoblet systemvernet, som gir utkobling ved utfall av 3 kv ledningene Nesflaten-Sauda eller Hylen-Sauda. For underskudd på Nordvestlandet er LFK på Sunndalsøra (15 eller 4 MW) tilkoblet systemvernet, som gir utkobling ved flere hendelser i området. For underskudd i Nord-Norge nord for Ofoten (Ofoten-, Narvik- og Straumsmosnittet), og utfall av 42 kv ledningene Ofoten-Kvandal-Balsfjord, er Finnfjord Smelteverk med opptil 11 MW tilkoblet systemvernet. Kostnadene for LFK blir fastsatt ved bilaterale avtaler mellom Statnett og partene. 4.5 Kvartersflytting av produksjon Kvartersflytting av produksjon anvendes i timer med store endringer i forbruk og produksjon for å holde frekvensen innenfor fastsatte kvalitetskrav. Produksjonsendringer kan flyttes 15 minutter før eller etter planendring. Fører produksjonsflyttingen til økt leveranse i den aktuell timen, godtgjøres leverandør med 11 % av den for leverandøren gunstigste timepris. Ved redusert leveranse belastes leverandør med 9 % av den for leverandøren gunstigste timepris. I 1. tertial 27 var kostnadene for produksjonsflyttingen 2,9 MNOK. I regnskapstallene i tabellene i kapitel 1 er det korrigert for inndekning fra øvrige TSO-er i Norden. Kostnader (MNOK) Produksjonsflytting tertial 2. tertial 3. tertial Kostnadene for produksjonsflytting tertialvis fra år 22. Landssentralens tertialrapport Nr

12 4.6 RK-opsjoner Statnett har ansvar for at det til enhver tid er nok regulérkraft tilgjengelig til at også vanskelige driftssituasjoner kan håndteres. Dette kan eksempelvis være en situasjon med høyt forbruk og tilhørende effektknapphet, eller med problemer i kraftnettet der det kreves at man har tilstrekkelig reserve for dimensjonerende feil. RK-opsjonsmarkedet (RKOM) har som hensikt å supplere regulérkraft-markedet (RKM) med tilfredsstillende mengde regulérkraft (effektreserve). Behovet for å supplere RKM oppstår hovedsakelig i vinterhalvåret (november - april). Fra november 24 opereres RKOM på ukebasis, og kvantum og pris for neste ukes kjøp offentliggjøres på Statnetts nettsider hver torsdag kl 14. Både produksjon og forbruk kan tilbys i RKOM. Kjøpet gjennom RKOM kommer i tillegg til det som omfattes av langsiktige, bilaterale avtaler. Mildt vær med lavt forbruk i november og desember reduserte bruken av RKOM i forhold til årene før. I 1. tertial 27 ble det kjøpt RK-opsjoner, inkludert langsiktige avtaler for kjøp av effektreserve, for 12,2 MNOK. Tilsvarende tall for 26 var 4 MNOK og 31 MNOK i 25. Volum RKOM i MW for hver uke i Energiopsjoner Formålet med innføringen av Energiopsjonsordningen er å redusere sannsynligheten for rasjonering i det norske kraftsystemet. Ordningen skal bidra til en reduksjon av forbruket ved en svært anstrengt kraftsituasjon (SAKS). For sesongen 26/27 ble det inngått opsjonsavtaler med samlet nedreguleringsvolum på 415 MW og samlet energi på 891 GWh. Opsjonspremien på 26,2 MNOK er belastet regnskapet i Samfunnsøkonomisk optimal drift av underskuddsområder Statnett har utarbeidet en policy for systemutnyttelse som blant annet innebærer at det i gitte situasjoner og innenfor et bestemt mulighetsrom aksepteres økt risiko for avbrudd av strømforsyningen, forutsatt at dette er samfunnsøkonomisk lønnsomt. For å vurdere hva som er samfunnsøkonomisk riktig, sammenlignes spesialreguleringskostnader som er nødvendig for å drive nettet med lav avbruddsrisiko med de forventede avbruddkostnader som oppstår ved at man aksepterer en noe høyere risiko for avbrudd. Driftsformen velges ut fra hva som er samfunnsøkonomisk riktig. Dette innebærer at ved enkelte revisjoner og feil som fører til ensidig innmating til et område, drives nettet i perioder med en høyere risiko for avbrudd enn det som tradisjonelt har vært vanlig. I første tertial er det ikke registrert kostnadsbesparelser ved drift av underskuddsområder. 7. Utkobling av forbruk med redusert tariff På grunn av anstrengt effektsituasjon nord for Ofoten ble forbruk med redusert tariff koblet ut på dagtid februar. Forbruket var også koblet ut april. Ved utkobling for revisjon av 3 kv ledningen Hylen-Sauda 28. februar var det N- drift på Vestlandet fra Sauda til Mauranger. Forbruk med redusert tariff i området var utkoblet. 8. Frekvenskvalitet I Nordel er kravet at frekvensen skal være innenfor et frekvensbånd på 5, Hz +/-,1 Hz. Frekvens utenfor dette frekvensbåndet blir regnet som avvik. Minutter Frekvensavvik Avvik utenfor +/-,1Hz: 22: 4316 min. 23: 6279 min. 24: 533 min. 25: 4219 min. 26: 5119 min. 27: 1.tertial: 155 min Tertial 1 Tertial 2 Tertial 3 Figuren over viser antall minutter frekvensavvik tertialvis Landssentralens tertialrapport Nr. 1 27

13 9. Produksjonstilpasning Kriterier for bruk av produksjonstilpasning: FoS 8: Systemansvarlig kan pålegge konsesjonæren å tilpasse sine produksjonsplaner til eventuelle begrensninger som har oppstått i overføringsnettet på grunn av revisjoner eller driftsforstyrrelser. Systemansvarlig fastsetter hvordan ledig kapasitet skal fordeles mellom flere konsesjonærer. Spesialregulering er hovedregelen når flaskehalser i nettet oppstår ved feil eller revisjoner. Produksjonstilpasning benyttes i følgende tilfeller: Produksjonstilpasning foretas i separatområder. Statnett er avhengig av balanse mellom produksjon og forbruk inn i driftsfasen for å ivareta driftssikkerheten i området. Dette betyr at produksjon tilknyttet T-avgreining uten forbruk eller med lite forbruk må stoppe ved revisjon av nettanlegg. I områder med flere produsenter kontaktes aktørene for å innhente ønsket produksjon i separatområdet før en fordeling pr produsent/stasjon foretas av Statnett. Det produksjonstilpasses i områder med kun en produsent. Med produsent menes aktør som tilfredsstiller krav til aktører i RK-markedet. I slike tilfeller vil produksjonen måtte tilpasse seg nettkapasiteten i et konkret område uten noen form for kompensasjon. Tabellen viser tilfellene med produksjonstilpasning 3. tertial Dato Ant. timer Driftsstans Berørt område Berørte stasjonsgrupper Produksjonplan før tilpasning (MW) Produksjon ved tilpasning (MW) Produksjonplan etter (MW) Nødrevisjon av 132 kv Knardalstrand-Eie- Vrangfoss Feil på 22 kv Novle- Svandalsflona 3 kv Harpefoss-Nedre Vinstra kv Feda-Øie Kjela T og Under T1 Gvarv Svandalsflona og Middyr Produsenter i området * 18/85 (dag/natt) HER * * * 66 kv Harpefossen Harpefossen * * * Agder Energi Nett sitt 11 kv nett Separatdrift Haukeli Agder Energi Produksjon * Ca. 25 MW * Tokke * * * 72 Lio T1 Separatdrift Byrte Tokke * * * 3 kv Fortun- Leirdøla Vågåmo T kv Nesflaten- Røldal * Produksjonsplan for stasjonsgruppen tilpasset av aktør. Separatområde Indre Sogn Produksjon under T1 Separatdrift fra Røldal til Tyssefaldene Fortun, Tyin, Naddvik Øvre Otta * HER, Tyssefaldene * 45 * Maks 13 MW * * * * * 1. Beskrivelse av driften måned for måned Konsekvenser av revisjoner og feil som er beskrevet under kapitlene 2 og 3 er ikke tatt med her. Januar (uke 1-4) Feil/Utfall: Året startet med at 42 kv ledningen Kvilldal-Sylling lå utkoblet etter utfall 3. desember. På grunn av dårlig vær kunne ikke ledningen inspiseres før 5. januar. Ingen feil ble funnet og ledningen kunne kobles inn. Sterk vind i Sør-Norge preget årets første to uker. I helgen uke 2 var det flere utfall både spesielt i regional- og fordelingsnett. I Grenlandsområdet var ca. 25 mennesker strømløse søndag formiddag 14. januar. Størst konsekvens hadde utfallet av 132 kv ledningen Rød-Århus. I begynnelsen av uke 3 var det også en del utfall i sterk vind og strømløse områder i Oppland. I helgen uke 3 førte snøfall til en del driftsforstyrreler med både last- og produksjonsutfall i Telemarkssnettet og i Agder. Februar (uke 5-9) Revisjoner: Utkobling av 132 kv ledningen Kristiansund-Norheim i februarmars førte til overlastproblemer i 132 kv nettet og spesialreguleringer ved høy vindkraftproduksjon på Nord-Møre. 3 kv ledningen Hylen-Sauda var utkoblet for arbeid 28. februar. 3 kv nettet var da delt mellom Mauranger og Samnanger med N- drift under Nesflaten-Sauda og N-1/2 drift for BKK-området. Mars (uke 1-13) Feil/utfall: 7. mars var det kortvarig strømløst mellom Kvænangen og Lakselv under nettverntesting. Ringdrift nordkalotten: Fra 13. mars har 132 kv nettet vært drevet uten nettdeling når det har vært mulig ut fra last- og overføringsforhold. Landssentralens tertialrapport Nr

14 Revisjoner: 42 kv ledningen Kvilldal-Holen var utkoblet 27. mars for reparasjon av toppline. April (uke 14-17) Feil/utfall: Uvær med sterk vind i Nord-Norge førte til en rekke utfall av 42 kv ledningen Rana-Svartisen i uke 14 fra torsdag til lørdag. Svartisen kraftverk ble stoppet for 24. timer på grunn av påkjenninger på maskinen. Onsdag ettermiddag i uke 17 var 4 kv ledningen Ritsem-Vietas i Nord-Sverige utkoblet for en feil i Vietas. Ensidig forsyning av Nord-Norge nord for Salten førte til en del spesialreguleringer for å holde minimum N-1/2 drift. Revisjoner: Revisjonssesongen kom i full gang etter påske. I Sauda transformatorstasjon pågår det ombyggingsarbeider på apparatog kontrollanlegg fram til 28. Dette medfører perioder med utkoblinger av linjeavganger. 3 kv ledningene Sauda-Nesflaten og Sauda-Kårstø var i denne sammenheng utkoblet mandagonsdag uke 16 for etablering av midlertidig T-konfigurasjon. Nesflaten-Sauda falt 1,5 timer før utkobling for en svikt i differensialvernet. Utfallet fikk ingen driftsmessige konsekvenser. Utkoblingen førte til en del spesialreguleringer for underskudd på snittet Hylen-Sauda+ Modalen-Evanger.

15

16 Statnett er Norges nasjonale, systemansvarlige nettselskap, med ansvar for kraftsystemet og det landsdekkende sentralnettet. Design Kolonien Foto Trond Isaksen og ImageBank Statnett SF Husebybakken 28B P.o.Box 5192 Majorstuen N-32 Oslo Telefon: Telefax: firmapost@statnett.no