Hovedrapport. Regional kraftsystemutredning for Hedmark og Oppland 2011

Transkript

1 Hovedrapport Regional kraftsystemutredning for Hedmark og Oppland 211 Juni 211

2 Sammendrag Kraftsystemutredningen for Hedmark og Oppland omfatter regionalnettet i de to fylkene på spenningsnivåene 132 og 66 kv inklusive transformering til høyspentdistribusjonsnett (22, 11 og 5 kv) med følgende unntak: 132 kv-forbindelsen Minne Skarnes Kongsvinger Eidskog riksgrensen er innlemmet i sentralnettet på grunn av at dette er definert som en mellomriksforbindelse til Sverige. 132 kv-forbindelsen Savalen Ulset Litjfossen er definert innenfor utredningsområde 16 (Sør-Trøndelag) på grunnlag av områdeavgrensningen nevnt i kapittel 2.1 (Kvikne/KVO). Statnetts 3 kv-ledninger Fåberg Nedre Vinstra Harpefoss samt Balbergskaret Rendalen har status som regionalnett. Dette nettet har følgende omfang (transformatorytelse uten generatortransformatorer): 66 kv 132 kv 3 kv Linjer [km] Kabler [km] Transf.ytelse [MVA] ref. primærspenning Strømforbruket i 21 var totalt ca. 7,7 TWh med en maksimaleffekt på ca. 17 MW. Av dette var ca. 1 MW avregnet som uprioritert forbruk. Det er usikkert hvor mye av dette og hvor stor andel av øvrig forbruk som er aktuelt som såkalt fleksibelt forbruk med utkoblingsklausul fra juli 212 når ordningen med uprioritert forbruk opphører. Produksjonssammensetningen og forholdet mellom magasin- og elvekraftverk medfører at en produksjonskapasitet som omtrent tilsvarer forbruket på årsbasis gir en effektmessig underbalanse i høylastperioden om vinteren med behov for tilskudd fra sentralnettet på i størrelsesorden et par hundre MW. Som standard prognose for analyseperioden er det antatt uforandret forbruk i de fleste områdene. Et unntak er hytte- og vintersportsområder der det er en relativt omfattende pågående utbygging. Dette gir en antatt økning i totalforbruket på ca.,6 %. Dette er brukt som et basisalternativ. Ut fra dette er det definert et scenario med høy forbruksutvikling (høykonjunktur og noe næringslivsutvikling) og et lavkonjunkturscenario som gir uforandret forbruk (noe økning i hytteområdene som oppveies av forbruksreduksjon i øvrige områder). Imidlertid er det få av de planlagte nettutbyggingstiltakene som er knyttet til disse forskjellige utviklingsmodellene. Prosjektene er hovedsakelig begrunnet ut fra allerede registrert forbruksøkning på grunn av nevnte pågående utbygging i hytteområdene, økning av forsyningssikkerhet for bestående forbruk, kraftutbyggingsprosjekter, utbygging av øvrig infrastruktur (vei og jernbane) samt generell reinvestering av anlegg ved utløp av teknisk (og økonomisk) levetid. 2

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

4 1 Innledning Foreliggende dokument utgjør et regionalt bidrag i ordningen med fylkesvis kraftsystemutredning (forkortet til KSU og benevnt som kraftsystemplanlegging da NVE innførte ordningen i 1988). Området for denne utredningen har fra 27 i store trekk omfattet begge fylkene Hedmark og Oppland. De siste årene har det vært pålegg om årlig oppdatering. Denne åpne hovedrapporten er et utdrag av grunnlagsrapporten som, på grunn av en del sensitive detalj- og systemopplysninger, er nødvendig å underlegge sikkerhetsmessig distribusjonsbegrensning. Hovedrapporten skal inneholde noen konklusjoner om framtidig nettutvikling for ulike alternativer. 4

5 2 Beskrivelse av utredningsprosessen 2.1 Lovgrunnlag og rammer for utredningsarbeidet Dokumentene er basert på Veileder nr 1/27 Veileder for kraftsystemutredninger utgitt av Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) i januar 27. Det formelle grunnlaget i energiloven, energilovforskriften og forskrift om energiutredninger fremgår her. I brev fra NVE til Eidsiva energi Nett AS datert er det formulert et vedtak som ble omgjort i nytt brev datert der det ble presisert en justering av den geografiske utstrekningen av utredningsområdet for å bli i tråd med den avgrensningen som er praktisert. Gjeldende vedtak er: 1. Eidsiva energi Nett AS pålegges å koordinere arbeidet med kraftsystemutredninger for regionalnettet i fylkene Hedmark og Oppland, unntatt nordre del av Tynset kommune i Hedmark fylke, avgrenset av områdekonsesjonen til Kvikne-Rennebu Kraftlag A/L, jf. forskrift om energiutredninger Første kraftsystemutredning skal offentliggjøres og oversendes Norges vassdrags- og energidirektorat innen 1. mai 24. Utredningen skal deretter oppdateres hvert år innen 1. mai. Presiseringen av områdeavgrensningen gjennom Tynset kommune ble gjentatt i brev fra NVE til Eidsiva Nett AS datert Som korreksjon til veiledningsdokumentet er det utsendt en e-postmelding fra NVE til KSUansvarlige selskap den med en del korrigeringer av krav til effekt- og energistatistikk. Ytterligere tillegg er formulert i nye e-postmeldinger fra NVE datert , og Utredningsområdet Figur 2-1 viser kart over de to fylkene der områdekonsesjonsoppdelingen er angitt. Utenfor det formelle utredningsområdet har Røros Elektrisitetsverk en spesiell status på grunn av at forsyningsområdet er avhengig av overføring fra regionalnettet i Nord- Østerdalen i hele tunglastperioden. Dette forbruket er dermed, på grunn av den fysiske kraftflyten i nettet, tatt med som en belastning på nettet i Hedmark, selv om Røros er definert inn under utredningsområde Sør-Trøndelag. I Hedmark er Eidsiva Nett AS (EN) dominerende regionalnettseier og tariffansvarlig anleggskonsesjonær. Fylket er arealmessig delt mellom fire områdekonsesjonærer, inklusive EN. I Oppland er eierforholdene mer komplekse. I Gudbrandsdalen (nord for Lillehammer og Gausdal) og på Hadeland er hovedregel at områdekonsesjonær også er regionalnettseier, mens i Vest-Oppland (nord for Hadeland dvs. Valdres og Gjøvik/Toten) er EN regionalnettseier. Lengst nordvest i Gudbrandsdalen er Opplandskraft formell eier av regionalnettet som forsyner Skjåk Energi fra 132 kv-nettet som er bygd og dimensjonert for overføring av produksjonen fra kraftverkene i Øvre Otta til sentralnettspunktet Vågåmo. Med et samlet landareal på km 2 og en folkemengde pr på knapt 378 er innlandsfylkene relativt tynt befolket (7,6 innbygger pr km 2 ). Oppland og Hedmark er, i henhold til Statnetts og NVEs definisjon, to av de tre fylkene i landet som ikke har kraftkrevende industri. 5

6 2.3 Organisering av utredningsprosessen Utredningsutvalget for regional kraftsystemutredning i Hedmark og Oppland er siden forrige revisjon endret med ny representant fra Statnett. I tillegg er Eidsivas representasjon utvidet for å styrke utredningsansvaret. Anleggskonsesjonærer som er representert i kraftsystemutvalget er angitt i Tabell 2.1. Tabell 2.1 Representanter i kraftsystemutvalget Selskap Forkortelse Navn A/S Eidefoss EF Arne Kaldhusdal Gudbrandsdal Energi AS GE Stein Kotheim Hadeland EnergiNett AS HEN Olav Stensli Eidsiva Vannkraft AS EV Henning Jakobsen Statnett SF SN Torhild Weium Tone Nysæter Eidsiva Nett AS EN Tore Løvlien Utredningsutvalget er satt sammen av de største regionalnettseierne, systemansvarlig og utredningsansvarlig. Dette fungerer som ei styringsgruppe ledet av utredningsansvarlig. Utvalget har tidligere vedtatt vedtekter som fastsetter oppgavefordeling og arbeidsform. Virksomhet og kontakt i utvalget knyttet til årets revisjon har hovedsakelig vært skriftlig via elektronisk meldingsutveksling. Møtet i det utvidede kraftsystemutvalget ble avholdt den 26. mai 211 som et ledd i korrekturprosessen av utredningen før offentliggjøring. Etter møtet er kommentarer på møtet og øvrige korreksjoner innarbeidet i dokumentet. Øvrige kombinasjoner mellom navn på eiere/konsesjonærer (nett- og kraftverkseiere) i utredningsområdet og benyttede kortformbenevnelser som er benyttet i dette utredningsdokumentet er vist i tabellen nedenfor. Tabell 2.2 Oversikt over selskaper nevnt i utredningen Selskap Nord-Østerdal Kraftlag SA Bagn kraftverk EB Nett AS Elverum Nett AS Hadeland EnergiNett AS Eidsiva Bioenergi AS Jernbaneverket, Bane Energi Kraftverkene i Orkla Oppland Energi Opplandskraft Røros Elektrisitetsverk AS Skagerak Kraft AS Skjåk Energi Stange Energi AS Sør Aurdal Energi BA Valdres Energiverk AS Vang Energiverk KF Vinstra Kraftselskap DA VOKKS Nett AS Østerdalen Kraftproduksjon AS Øvre Otta DA Forkortelse NØK BKV EBN EEV HEN EB JBV KVO OE OK REV SK SE SEAS SAE VEAS VE VK VOKKS ØK ØO 6

7 Selskap Åbjøra Kraftverk Forkortelse ÅK Figuren nedenfor viser et kart over området med markering av de enkelte konsesjonsområder. Figur 2-1 Konsesjonsområder 7

8 2.4 Samordning med tilgrensende utredningsområder Sentralnettet Utredningsområdet er tilknyttet sentralnettets 3 kv-spenningsnivå i Vågåmo, Vardal, Hadeland, Minne, Vang, Fåberg og Balbergskaret og på 132 kv-nivå i Skarnes, Kongsvinger og Eidskog. I tillegg er Øvre Vinstra kraftverk direkte tilknyttet sentralnettet, uten regionalnettsforbindelse. Som nevnt tidligere er Statnett medlem i utredningsutvalget, både for å ivareta samordningsbehovet mot systemansvarlig/sentralnettsoperatør og som regionalnettseier (3 kv-ledningene Fåberg- Nedre Vinstra/Harpefoss med transformering og Fåberg- Rendalen samt 132 kv-linja Vågåmo-Osbu). I forbindelse med planlegging av nytt aggregat i Rendalen kraftverk med tilhørende generatortransformator og 3 kv bryterfelt er det avdekket behov for å samordne merkespenning for komponentene mot sentralnettets spenningsdimensjonering. Det er gjennomført tiltak i sentralnettet (blant annet reaktorer i Fåberg, Vang, Vågåmo og Frogner) for å begrense normalspenningen til den normerte øvre grensen på 3 kv for dette spenningsnivået Sideordnede nett Utredningsområdet grenser i nord til utredningsområdene Sør-Trøndelag og Møre og Romsdal, i vest mot Sogn og Fjordane (uten elektrisk sammenknytning på regionalnettsnivå) og Buskerud og i sør mot Akershus og Oslo. I øst grenser området til de svenske nettselskapene Fortum Distribution og Malungs Elverk AB. Det er mot Buskerud og Sør-Trøndelag utredningsområdet har den sterkeste nettmessige tilknytningen. Forbindelsen mot Trøndelag representeres ved ledningen mellom KVO-nettet og ved at Røros normalt er tilknyttet Hedmark og er avhengig av forbindelsen sørfra i tunglastperioden. I forbindelse med 24-revisjonen av utredningsdokumentet ble samordningen mot Trøndelag ivaretatt ved at spørsmålet om forsterkning av regionalnettet mot Røros ble diskutert mellom de tre berørte nettselskapene TrønderEnergi Nett AS, Røros Elektrisitetsverk AS og EN. Spørsmålet om eventuell spenningsheving fra 66 til 132 kv i området er aktualisert i forbindelse med søknad om konsesjon for utbygging av Tolga kraftverk. Fylkesgrensen Oppland-Buskerud passeres av 132 kv-ledningen Hadeland(-Aslaksrud)- Follum som forsyner Jevnaker transformatorstasjon. For øvrig er det i 21 ikke registrert nye behov for å utrede andre samordningsprosjekter mot sideordnede nett. I 26 var det noe informasjonsutveksling mot utredningsområde 1 i tilknytning til strømforsyning av et planlagt hyttefelt på grensen mellom Stange og Eidsvoll kommuner (se kapittel ). 2.5 Samordning mot lokale energiutredninger Det er i en viss grad hentet informasjon fra energiprognoser i lokale energiutredninger (LEU) ved oppsett av effektprognoser i områder der det ikke foreligger konkrete forsterkningsbehov som krever mer gjennomarbeidet prognosegrunnlag. For øvrig er samordningen ivaretatt ved at LEU-ansvarlig og KSU-kontaktperson er samme person hos flere områdekonsesjonærer. I områder med fjernvarmeutbygging er det i stor grad antatt at prognosert energiøkning vil bli dekket av fjernvarmeleveransen. 8

9 2.6 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer I Regionalt handlingsprogram 21 for Oppland fylkeskommune og Energi- og klimaplan for Hedmark fylke er det formulert som et mål å utnytte lokale bioenergiressurser for landbruket som et bidrag til lokal verdiskapning og oppnå en miljøgevinst ved reduserte klimagassutslipp. For øvrig er det ikke registrert noen momenter i plandokumentene om næringsutvikling og endringer i bosettingsmønster som kan tenkes å påvirke regionalnettsstrukturen. 2.7 Foreslåtte tiltak i forrige utredningsrevisjon Tabell 2.3 viser en oversikt over prosjekter i forrige utredningsrevisjon med en kort beskrivelse av status. Tabell 2.3 Oversikt over prosjekter i forrige revisjon Nr Prosjekt Konsesjonær Status 1 Kongsvinger kraftverk ny 132 kv-tilknytning EN/EV Satt i drift Beito transformatorstasjon EN Under bygging. Planl. Idrifts. i des Fagernes (Skrautvål transformatorstasjon) EN Plassering under utredning. 4 Raufoss industripark EN Reinvestering i gang 5 Nedre Vinstra ny transformator 3/66 kv SN Under planlegging 6 Rena-Koppang reinvestering EN Under konsesjonsbehandling 7 Ny 66 kv-ledning Bjørke-Bekkelaget EN 8 9 Ny transformatorstasjon Gjøvik sentrum med 132 kv-tilknytning Div. traseomlegginger og kabling av 66 kv-linjer i Brumunddal (3 km), Kongsvinger (3,5 km) og omlegging i Hamar og langs E6 EN EN og GE Under vurdering i forbindelse med planlagt ny jernbaneomformerstasjon. Under planlegging Under planlegging og konsesjonsbehandling 1 Elverum transformatorstasjon EN Under konsesjonsbehandling 11 Nye Einunna kraftverk 66 kv-linje fra Alvdal ØKAS Under konsesjonsbehandling 12 Reinvestering 66 kv Fåberg-Hunderfossen EN Konsesjonssøknad under forberedelse 13 Ny Fåvang transformatorstasjon GE Lastutvikling avventes 14 Rybakken økning av transformeringskapasitet GE Lastutvikling avventes 15 Nettilknytning av nye kraftverk i Otta og Lågen EF/GE/EV 16 Ny transformatorstasjon Stange sør SEAS 17 Spenningsheving Tynset-Tolga-Os-Røros EN Under konsesjonsbehandling eller meldingsfase Behov under vurdering knyttet til ny E6, nytt dobbeltspor for jernbanen og hytteutbygging. Under vurdering i forbindelse med konsesjonssøknad for Tolga kraftverk 18 Åbjøra-Dokka-Gjøvik tverrsnittsøkning EN Reinvestering under vurdering 19 Reinv. 66 kv-linje Sandvold-Lunde-Engjom EN Konsesjonssøknad under forberedelse. 2 Div. 66 kv-ledninger reinv. eller riving EN Løpende vurdering kv-nett Fåberg-Mesna EN Under vurdering 22 Nedre Tessa økning av transformatorkapasitet EF Vurderes i tilkn. til kraftutb.prosjekt. 23 Krabyskogen tr.stasjon transformeringskapasitet EN 24 Eid kraftverk transformering 132/22 kv EN Planlagt økt kapasitet med rokering i 211. Behov redusert ved avslag på kons.- søknad for Kvennfossen kraftverk (påklaget). 9

10 Nr Prosjekt Konsesjonær Status 25 Ylja kraftverk økt transformeringskapasitet EN Under planlegging 26 Ny Hyggjande koblingsstasjon 132 kv EN Planlegges etter idriftsettelse av Beito transformatorstasjon. 27 Engjom-Skei 22 kv-ledning forberedt for 66 kv EN Reinvestering under vurdering. 28 Nettilknytning nytt aggregat Braskereidfoss kraftverk EN/EV Vurderes sammen med kraftverksprosjektet. 1

11 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet 3.1 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont Som angitt i NVEs krav, skal utredningsdokumentet ha en tidshorisont på minimum 1 år med krav om detaljert prosjektbeskrivelse for neste års prosjekter. Utbyggingstiltakene som er beskrevet i kapittel 6.1 er ment å være en komplett oversikt over alle påtenkte prosjekter på alle utredningsstadier. 1-årshorisonten er benyttet direkte i oppstilling av effektprognoser ( ) og lastflytberegninger (stadium 221). Et hovedmål med dette dokumentet er å bidra til å få en rasjonell utvikling av regionalnettet i utredningsområdet. Videre skal utredningen oppfylle NVEs krav til kraftsystemutredning for regionalnettet i utredningsområdet, danne et grunnlag for utarbeidelse av anleggskonsesjoner og øvrige investeringer og reinvesteringer, i en viss grad også være et dokument med opplysninger/data om regionalnettet i utredningsområdet som kan brukes i andre sammenhenger. 3.2 Mål for det framtidige nettsystemet Et overordnet mål ved analyse og planlegging av nettet i området er basert på den generelle målformulering om kostnadseffektiv utforming og drift av kraftsystemet noe som innebærer å minimalisere summen av kostnadsfaktorene investering, nettap, avbrudd, drift og vedlikehold med analysemetoder og datagrunnlag. Videre må det ligge en teknisk/økonomisk vurdering av hvorvidt det også skal vedtas som et mål at kraftsystemet skal tilpasses alternative utviklingsscenarioer innenfor energirelaterte virksomhetsområder. Dette gjelder spesielt: Fornybar energi (vind): Etter at innlandsområdet tidligere er avskrevet som aktuelt for utnyttelse av vind, er dette revurdert de siste par årene. Det er utpekt noen områder hvor vindenergipotensialet er under kartlegging: o Vestsida av Mjøsa (Skreifjellområdet), o vestsida av Ossjøen på grensen mellom kommunene Trysil, Elverum og Åmot, o fjellområdet Kvitvola vest for Engerdal sentrum. Effektinstallasjonen i disse prosjektene er forutsatt begrenset til det som er mulig å overføre i eksisterende 132 kv-nett slik at nettilknytningskostnadene i store trekk begrenses til anlegg for lokal tilknytning og transformering. Det antas derfor at det ikke blir konflikt mellom politisk målformulering om vindkraftutnyttelse og kostnader for nettilknytning. Småkraft: Ut fra kartleggingsoversikter er det noen områder der full utbygging av utbyggingspotensialet kan utløse forsterkningstiltak i regionalnettet. Dette gjelder Vang kommune i Oppland og Stor-Elvdal kommune i Hedmark. Industrikraft: Et viktig industriområde er Raufoss næringspark. Her er en langsiktig plan for rehabilitering og modernisering av både regionalnett og distribusjonsnett under realisering. Her er det ingen konflikt mellom denne nettutviklingen og næringsinteressene. Vannbåren varme (fjernvarme) og energiøkonomisering: Det som er gjennomført av fjernvarmeutbygging i en del sentrale områder har bidratt til en stagnasjon i strømforbruket (spesielt til elektrokjeler). Tidligere avtaler om slik uprioritert 11

12 overføring er sagt opp med virkning fra sommeren 212, men vil bli avløst av tilsvarende ordning med rabattert effektavregning for såkalt fleksibelt forbruk. Det er viktig at overføringstariffer for elektrisitet ikke kommer i konkurranseposisjon med fjernvarmeprising. Olje og gassvirksomhet: Lite aktuelt i innlandet. 3.3 Økonomiske og tekniske forutsetninger Økonomiske og tekniske forutsetninger Tabell 3.1 Tekniske og økonomiske forutsetninger Parameter Verdi Kommentar Utredningsplanleggingskriterium Det samfunnsøkonomiske kriteriet. Minimalisere summen av kostnadene for investering, drift og vedlikehold, nettap og avbrudd. Summen av kostnadene for Investeringskostnader prosjektering, materiell og arbeidskraft. Kalkulasjonsrente 4,5 %. Standardsats i henhold til Finansdepartementets veileder for samfunnsøkonomiske analyser (NVE ). Eidsiva Nett krever avkastning før skatt på 8 %. Renter i byggetida Er ikke med i kostnadsberegningene Merverdiavgift Skal ikke medtas. Finansdepartementets anbefaling. Drifts- og vedl.kostnader 1,5 % av investeringskostn. pr. år Brukstid nettap 35 timer i regionalnettet; 3 timer i distribusjonsnettet. Pris nettap REN/Sefas planleggingsbok, del III, kap. 2, tabell 2.1. NVEs avbruddskostnader i KILEordningen. Pris avbrudd Lokale avbruddskostnader nyttes der slike foreligger. Temperaturkorr. effekt Korr.faktor 1 % pr. C Lastutvikling Gj.snittlig ca.,5 %/år Avskrivningstider NVEs avskrivningsregler. Hvis det ikke foreligger mer spesifikke data. Økonomisk levetid Settes lik antatt teknisk levetid: Luftledninger: 7 år, Jord- og sjøkabler: 5 år, Krafttransf.: 5 år. Teknisk levetid Pris nyanlegg Dimensjonerende last Grenseverdier liner Overbelastbarhet transformatorer Så lenge anlegget kan opprettholde sin tiltenkte funksjon og personsikkerheten er ivaretatt. REN/Sefas planleggingsbok, del III, kap. 1. Maksimal last fratrukket utkoplbart forbruk. REN/Sefas planleggingsbok, del III, kap Linetemperatur: Hovedsakelig 5 C Normalt ikke kontinuerlig overlast. Kortvarig (timer) overbelastning opp til 2 %. Tillatt overbelastning vurdert opp mot forsert aldring. 12

13 3.3.2 Prognosering og temperaturkorrigering Områdekonsesjonærenes effektprognoser er i en viss grad basert på energiprognoser fra de lokale energiutredningene der spesifikt årsforbruk pr innbygger er holdt omtrent konstant i prognoseperioden dersom det ikke er registrert spesiell næringsutvikling. Det meste av næringsutviklingen i utredningsområdet dreier seg om vinterturisme i skiområder som Bjorli, Beitostølen, Vang, Skei, Kvitfjell, Hafjell, Sjusjøen og Trysilfjellet. Det er tatt hensyn til eventuell fjernvarmeutbygging. Som eksempel kan nevnes at det ikke er forventet noen elkraftøkning i Hamar sentrum da forbruksøkningen er forutsatt dekket av fjernvarme. Basis for prognosene er 21-data for temperaturkorrigert målt årsforbruk fratrukket utkoblbart. Ut fra det faktum at hele utredningsområdet har innlandsklima, er det benyttet kun ett observasjonspunkt for temperaturen, og det er Kise på Neshalvøya i Mjøsa. Dette punktet er dessuten sentralt i den delen av området som har størst befolkningstetthet, og måleverdier foreligger i tillegg som timeverdier, også inkludert vindparameteren. Ut fra en enkel korrelasjonsanalyse er det benyttet en korreksjonsmetode mellom prioritert elforbruk og temperatur som utgjør 1,2 % pr C i temperaturintervallet fra -7 til +1 C der temperaturfølsomheten er størst. Når målt temperatur er +1 C eller under -17 C, korrigeres med,8 % pr C i forhold til ukentlig normaltemperatur. I de to øvrige intervallene endres følsomheten lineært som angitt i figuren nedenfor. Temperaturkorrigering av elkraftforbruk 1,4 1,2 Korreksjon % / C 1,8,6,4, C Figur 3-1 Temperaturkorrigering Dette gir en korreksjon for 21-forbruket på -2,8 % som da blir basis for årsforbruksprognosene. Effektprognosene, som er utgangspunktet for nettutviklingsbehovet, er, der det ikke foreligger separate prognoser, basert på energiprognosenes prosentverdier. Imidlertid er det noen områder der prognosert forbruksøkning er knyttet til forbrukskategorier som har en noe avvikende årsprofil i forhold til øvrig forbruk typisk hytter og høyfjellshoteller som har høysesong senere på vinteren enn normalt tidspunkt for topplast for hele regionen. Her vil normalt prosentvis energiprognose grunnet sammenlagringseffekten ligge høyere enn effektprognosen. Temperaturkorrigeringen for effekt er basert på forskjellen mellom målt middeltemperatur en periode forut for topplasttimen for regionen og valgt returtemperatur for det samme målepunktet. Ideelt sett burde all temperaturkorrigering vært foretatt kun på den temperaturavhengige delen av energiforbruket. Da det er urealistisk å oppnå en slik målemessig separasjon, bortsett fra for sluttbrukermåling på timesnivå av industrielt prosessforbruk, er man avhengig av å benytte ulike metoder for korrelasjonsanalyser 13

14 mellom totalt energiforbruk og værparametre, spesielt temperaturen, for å korrigere et målt forbruk til en værreferanseverdi. NVE-dokumentet EN-seksjonsnotat nr 7/93 Bruk av temperaturdata i kraftsystemplanleggingen inneholder statistikkresultater for der døgnmiddeltemperaturer for de ulike statistiske returtider er interessant i denne forbindelsen. For nevnte målepunkt Kise er temperaturer angitt i tabellen nedenfor. Tabell 3.2 Referansetemperaturer for Kise Returtemperatur [ C] 2 års returtid 5 års returtid 1 års returtid 5 års returtid Laveste døgnmiddel -19,7-25,1-28,6-36,5 Laveste 3-døgnsmiddel -17,8-23,2-26,8-34,8 Med utgangspunkt i perioden desember med en middeltemperatur på -14,3 C er dette 3,5 grader mildere enn to års returtid og 8,9 grader mildere enn 5 års returtid. Med en antatt utvikling i retning av et mildere klima synes det tilstrekkelig å benytte 5 års returtemperatur som nettdimensjoneringsgrunnlag. Ved å velge en korreksjonsfaktor lik 1 % pr C betyr det at målte verdier i topplasttime 9 den 3. desember justeres opp med 8,9 % som basis for effektprognoser. 3.4 Samfunnsøkonomiske beregninger I presentasjonen av utbyggingsalternativenes økonomiske konsekvenser (investering, driftskostnader, nettap og leveringstap) er verdiene angitt som relative nytteverdier i forhold til nullalternativet det vil si å beholde dagens nett ut utredningsperioden. Plussverdier angir derfor positiv nytteverdi (forbedring). 3.5 Særegne forhold innen utredningsområdet Bykommunene med omland samt Hadelandsområdet har en viss befolkningsøkning. Resten av utredningsområdet, med enkelte unntak, er preget av stagnasjon og tilbakegang i befolkningsutviklingen. Da det meste av utredningsområdet er relativt grisgrendt befolket, blir gjennomsnittlig flatebelastning liten. Tabell 3.3 Befolkningstall i utredningsområdet Område Befolkning pr Befolkning pr. km 2 Folketilvekst i % Prognose bef.utv. til 23 i % Hedmark ,3 1,6 % 7,6 % Oppland ,8 1,7 % 6,2 % Landet ,1 5,1 % 17,9 % Temperaturforholdene på vinterstid bærer preg av at fylkene er typisk innlandsområde med lave temperaturer i perioder med klarvær og høy utstråling om vinteren. Imidlertid er tilgangen på fyringsved og øvrig biobrensel god slik at andelen boliger med ren elektrisk oppvarming er mindre enn landsgjennomsnittet. I tillegg til befolkningsutviklingen er belastningsutviklingen i en del områder, spesielt Trysil, Valdres og Gudbrandsdalen, preget av utviklingen innen turisme der SSBs prognoser viser befolkningsnedgang mens antall nettkunder kan ha en betydelig økning. Eksempelvis har folketallet i Midt-Gudbrandsdalen (GEs forsyningsområde) de senere årene gått noe ned mens antall nettkunder har økt merkbart en utvikling som ser ut til å fortsette i utredningsperioden. Den mest konsentrerte industrivirksomheten befinner seg i Raufoss-/Gjøvikområdet. Det er her lagt spesielt vekt på å gjøre forsyningen sikker, blant annet med spesielt bredt skog- 14

15 ryddingsbelte og analyser av forsyningssikkerheten. For øvrig er de to fylkene relativt fattig på industri, men som nevnt i kapittel 3.3.2, er det en del områder som er utbygd for vinterturisme. Dette er i stor grad hytter med høy standard, hoteller og snøproduksjonsanlegg som medfører betydelige nettinvesteringer. Områder med typisk produksjonsoverskudd er Valdres med produksjonsdimensjonert 132 kv-nett mot Gjøvik-/Totenområdet, Skjåk med kraftverkene i Øvre Otta, Vinstra med 3 kv regionalnettsledning til Fåberg og et noe mindre overskudd i Nord-Østerdalen med 3 kv regionalnettsledning til sentralnettspunktet Balbergskaret like ved Fåberg. For øvrig er det i dette nettområdet i Nord-Østerdalen registrert stabilitetsproblemer under spesielle driftsforhold. Dette fenomenet har oppstått i situasjoner med overføring av produksjonsoverskudd fra kraftverkene Rendalen og Savalen gjennom KVO-nettet (132 kv) samtidig med høy produksjon i KVO-verkene. Systemansvarlig har derfor beregnet en grenseverdi for overføring fra Savalen til Ulset kraftverk. Sammenlignet med kystområdene er terrenget i innlandet regnet som relativt lett å bygge og drive luftnett i. Framkommeligheten er normalt god, lite rasproblemer og det er naturlig nok ingen problemer med saltbelegg på isolatorer. Imidlertid var det et steinras på 132 kvledningen til Ylja kraftverk i 28 som medførte mastehavari og krevde komplisert feilretting i vanskelig terreng. Lokalforsyningen ble her opprettholdt i reparasjonsperioden ved separatproduksjon i kraftverket. I skogtraseer er snølast og trepåfall under kraftig vind et så stort problem at det i de siste årene er brukt betydelige ressurser på skogrydding både i regional- og distribusjonsnettet. Videre representerer hakkespettangrep på de stolpedimensjonene som benyttes i regionalnettet et visst problem i en del områder. Det brukes her også en god del ressurser på nettingkledning av stolper. Generelt er det sjelden at naturgitte forhold gir lengre avbrudd på grunn av feil i regionalnettet. Normalt er både 132 og 66 kv-nettet spolekompensert. Unntaket er kun noen mindre galvanisk separate nettområder. På grunn av økning av kabelnettet på 66 kv i de senere år har kompenseringsbehovet økt tilsvarende. 15

16 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem 4.1 Energisammensetningen i utredningsområdet De to fylkene har et registrert elektrisitetsforbruk på ca. 7,7 TWh med en topplast på rundt 17 MW, som angitt i Figur 4-3. Med referanse til kildeinformasjon i de lokale energiutredningene utgjør ledningsbasert elektrisk energi rundt 7 % av det stasjonære energiforbruket. Tilsvarende andel for bioenergi (dominert av ved- og flisfyring) er anslått til vel 2 %. Resten er forskjellige typer fossile energiformer. Av infrastruktur for andre energibærere enn ledningsbasert elektrisk energi og salgs-/distribusjonsapparat for ved og flytende fossil energi, er det i noen områder bygd ut fjernvarmenett Noen fjernvarmekonsesjonsområder Eidsiva Bioenergi har i dag fem fjernvarmeanlegg i drift: Eidsiva Bioenergi Hamar AS Eidsiva Bioenergi Kongsvinger AS Eidsiva Bioenergi Brumunddal AS Trysil Fjernvarme AS (65 %) Lena Fjernvarme AS (51 %) Selskapet har for øvrig flere prosjekter under utvikling i Oppland og Hedmark. De største anleggene planlegges eller er under bygging i Lillehammer, Gjøvik og på Trehørningen industriområde i Hamar (produksjon av fjernvarme, damp og strøm). Eidsiva Bioenergi har vedtatt som målformulering å nå en produksjon på 1 TWh bioenergi i løpet av de nærmeste årene. Elverum Fjernvarme AS leverer på årsbasis ca. 28 GWh til området Leiret/Vestad (Elverum sentrum) fra forbrenningssentral beliggende i Industrigata på Vestad. Det er beregnet et fjernvarmepotensial i løpet av en 5-årsperiode i sentrum og i Terningmoen militærleir på totalt 6-7 GWh. Produksjonen er basert på biobrensel (hovedsakelig rivningsvirke, 2 x 4 MW) med oljebrennere (2 x 3 MW) for topplastproduksjon. Otta Biovarme AS startet fjernvarmeleveranse i Otta sentrum i mars 27 (konsesjon fra ) med et rørnett på rundt 1,5 km med en estimert leveranse på rundt 1,5 GWh fra en fjernvarmesentral med en fliskjel på 3 MW samt en 3 MW oljekjel og,5 MW elektrokjel for topplast- og reserveproduksjon. Fullført byggetrinn 2 i 21 økte varmeleveransen til ca. 13 GWh. Noen øvrige områder: Et mindre nær-/fjernvarmenett i Os (1,9 MW og 3,5 GWh kapasitet 5 GWh), Rena Leir, Rena sentrum, Kirkenær (forbrenning av impregneringsvirke og elproduksjon), Eidskog, Skarnes og Gran. Fjernvarmeutbyggingen er i stor grad basert på utnyttelse av lokalt produsert og CO 2 - nøytral bioenergi fra pellets, flis, rivningsvirke og øvrig skogsavfall samt noe avfallsforbrenning. Informasjon om tilgjengelig effekt fra øvrige energikilder for lokale nærvarmeanlegg og oppvarming av enkeltbygg (oljebrennere, vedovner med mer) er ikke tilgjengelig og har dessuten liten relevans i denne sammenheng. 16

17 4.2 Beskrivelse av kraftnettet i utredningsområdet Generelt Regionalnettet i innlandsfylkene er bygd opp ut fra behovet for å overføre et produksjonsoverskudd fra de største kraftverkene til vest og nord i området til belastningstyngdepunktene på flatbygdene lenger sør. Området ligger geografisk sentralt i Sør-Norge. De vestlige og nordlige deler av området nær vannskillet når opp i stor høyde med betydelig nedbør. Nedbøren fra Jotunheimområdet dreneres gjennom hoveddalførene Gudbrandsdalen og Valdres. I Hedmark danner Glomma hoveddalføret fra vannskillet på Trøndelagssiden. Det er nedbøren i stor høyde sammen med fall inn mot hoveddalførene som gir det største tilskuddet av elektrisk energi i Oppland. I tillegg kommer tilskudd som følge av fall i selve hovedvassdragene. Totalt er det i Hedmark og Oppland ved utgangen av 29 (nyeste offisielle data) bygd ut henholdsvis 2,4 og 5,9 TWh vannkraft noe som utgjør om lag 1,9 og 4,8 % av landets samlede vannkraftproduksjon (Kilde: NVE). Kraftproduksjonen innenfor området sett under ett er normalt noe høyere enn forbruket, mens produksjonen hovedsakelig er lokalisert i de tynnest befolkede områdene slik at det er overføringsbehov øst- og sørover. Imidlertid er reguleringsgraden av produksjonssystemet totalt sett dårligere, slik at området periodevis har et effektoverskudd om sommeren og et relativt betydelig behov for effekttilskudd om vinteren. Hedmark er for øvrig det eneste fylket som har høyere vernet årsproduksjonspotensial enn det som er utbygd. Andel vernet i forhold til totalt nyttbart er henholdsvis 48 og 36 % for Hedmark og Oppland mot 24 % på landsbasis. Oppland sammen med Sogn og Fjordane og Nordland er de fylkene som har størst gjenværende utbyggbart vannkraftpotensial. I takt med de store kraftutbyggingene i Oppland og Nord-Østerdalen, er det bygget tre 3 kv-ledninger med utspring i Nedre Vinstra/Harpefossen, Øvre Vinstra og Rendalen via Lillehammerområdet til Osloområdet to ledninger på vestsiden av Mjøsa og en på østsiden. 3 kv-ledningen fra Øvre Vinstra er senere bygget nordover med transformering i Vågåmo og videre forbindelse til Aure og Trøndelag og utgjør dermed foreløpig den eneste sentralnettsforbindelsen på 3 kv-nivå mellom Sør- og Midt-Norge. 3 kv-nettet gjennom Gudbrandsdalen (både regional- og sentralnett) gir det lokale regionalnettet på 66 kv en solid nettmessig forankring i Fåberg, Nedre Vinstra/ Harpefossen og Vågåmo. Ledningsforbindelser på 3, 132 og 66 kv som krysser grensene til utredningsområdet: 3 kv Vågåmo-Aura (s-nett) 3 kv Vang Minne (s-nett) 3 kv Fåberg Røykås (s-nett) 3 kv Fåberg Vardal Hadeland Ulven (s-nett) 132 kv Hadeland Follum 132 kv Vågåmo Osbu 132 kv Savalen Ulset-Litjfossen Brattset 132 kv Lutufallet Höljes 132 kv Eidskog Charlottenberg 66 kv Hjellum Stange Minne 66 kv Kvisler Nord-Odal Minne 66 kv Tynset-Tolga-Os-Røros 17

18 Mellomriksforbindelsen Charlottenberg-Eidskog ble etablert i 1986 for å oppnå tosidig forsyning for Eidskog (og Charlottenberg), samt for å kunne foreta systematisk kraftutveksling ved å utnytte forskjellen i kraftpris mellom Sverige og Norge (flaskehalsinntekter). I den forbindelse ble det utarbeidet trekantavtaler mellom NVE Statkraftverkene (senere SN), Uddeholm (senere Gullspång, Birka og Fortum) og Hedmark Energiverk (senere EN). Med virkning fra ble 132 kv-forbindelsen Minne riksgrensen utleid til sentralnettet. Den andre mellomriksforbindelsen i utredningsområdet er Lutufallet Höljes. Overføringsevnen her er begrenset av 132/66 kv-transformatoren i Lutufallet (5 MVA) samt 66 kv-linjene Lutufallet-Nybergsund (FeAl 12) og Lutufallet-Elverum (FeAl 7). Imidlertid er dette en verdifull reserveinnmating til regionalnettet i Sør-Østerdalen og Trysil. Den har også vært benyttet i feil- og vedlikeholdssituasjoner for å få ut produksjonen på begge sider av grensen Regionale overføringsforhold På bakgrunn av områdets tilknytning til 3 kv-nettet og for å få et mer detaljert bilde av lastforholdene i regionalnettet, er det i denne utredningen valgt å dele utredningsområdet i fem delområder: Vest-Oppland Hadeland, Valdres og Gjøvik/Toten Gudbrandsdalen fra Lillehammer og nordover Østerdalen fra Elverum og nordover (ofte delt i Nord- og Sør-Østerdalen) Sør-Hedmark Solør-Odalen/Glåmdalen Hedmarken flatbygdene på østsiden av Mjøsa Vest-Oppland område 1 Regionalnettet i Vest-Oppland er bygd opp som et produksjonsdimensjonert nett med tre parallellgående ledninger fra Valdres til Gjøvik/Toten. Opprinnelsen til dette nettet var utbyggingen av Åbjøra kraftverk og det generelle kraftbehovet i distriktet. 132 kv spenning ble valgt ut fra overføringsbehovet. Enda eldre er det opprinnelige 132 kv-nettet gjennom Hadeland, som nå er revet på strekningen fra Minne til Hadeland transformatorstasjon. 132 kv-nettet er koblet til 3 kv i Vardal og Minne. Hadelandsnettet, med 3 kv-tilknytning i Hadeland transformatorstasjon, har ingen elektrisk forbindelse med det øvrige regionalnettet på 132 kv, men er knyttet sammen med Buskerudnettet mot Follum/Ringerike. Nordvest for Åbjøra er 132 kv-nettet å betrakte som et radialnett uten mulighet for ringdrift. Ved hver kraftstasjon, med unntak av Dokka, er det egne uttak for 22 kv til fordelingsverkene. I tillegg er det bygd flere transformatorstasjoner for nedtransformering til 22 kv. 132 kv-nettet har således en dobbel funksjon som overføringslinjer for kraftproduksjon i Valdres og som hovedfordelingsnett for distriktet. Som nevnt tidligere er nettet bygd ut fra kraftproduksjonens behov, og transformatorstasjonene langs ledningen har derfor tosidig innmating. Alle kraftstasjoner har transformering til 22 kv og egne avganger for mating til bygdenettet. Når aggregatene er ute av drift, forsynes 22 kv-avgangene via transformator fra 132 kv-nettet. Nettet har normalt større produksjon enn forbruk og kan kjøres uavhengig av hovednettet ved at kraftverkene kan kjøre på egne nett. Ved Kongsengen, Gjøvik, Raufoss og Dokka er det transformatorreserve. Ved de andre stasjonene er en avhengig av reserve i underliggende nett og bruk av mobil reservetransformator. Ryggraden i dette nettet er dobbeltledningen Åbjøra-Dokka-Gjøvik. Denne inngår i det maskede 132 kv-nettet sammen med ledningen Tonsåsen-Kongsengen, tverrforbindelser 18

19 mellom disse og forbindelser mot 3 kv-nettet i Vang, Minne og Vardal. Doble samleskinner i Dokka koblingsstasjon gir økt mulighet til å fordele belastningen på ledninger med ulikt tverrsnitt og ulike ledertemperaturgrenser. Forbindelsen Dokka-Fall reduserer problemet med overlast på FeAl 12-ledningen Dokka- Vardal-Gjøvik ved utfall av den parallelle condorledningen. Tverrforbindelsen gir også en betydelig avlastning av ledningen mellom Dokka og Gjøvik ved utfall av Åbjøra-Begna. Ledningen Dokka-Fall er også nødvendig for å ha overføringskapasitet for energiproduksjon ved Dokkaverkene i sommerhalvåret. Videre gir forbindelsen redusert sårbarhet med bedre muligheter for normalt vedlikehold av ledningene. Spesielt lang reparasjonstid må påregnes dersom det oppstår feil på sjøkabelen over Randsfjorden. Det er avdekket et punkt med en skarp kant i denne traseen som innebærer en potensiell feilkilde. I perioder med ledningsutkoblinger har det vært situasjoner med stabilitetsproblemer og pendlingsutfall i Valdresnettet. Det er derfor tatt i bruk aggregatnedkjøring som systemvern i dette nettet. På Hadeland er det noe lokalproduksjon som med 132 kv-nettet mellom de to 3 kvstasjonene Hadeland og Ringerike erfaringsmessig gir en god driftssikkerhet. Behov/problemer 1. Fagernes-området og Etnedal: Analyser viser at det er behov for ny transformatorstasjon ut fra driftssikkerhetshensyn snarest mulig. Begrunnelsen for dette er at det i tunglastperioden er forsyningen i Fagernesområdet svært anstrengt. Ved normal drift og normal driftsdeling er transformatoren i Faslefoss fullastet dersom aggregatet står. Ved større feil i Faslefoss, på transformator eller 22 kvsamleskinner under tunglastperioden, klarer en ikke å opprettholde strømforsyningen til Fagernesområdet, dvs. at kravet til N-1 ikke etterkommes. Beregninger og utfallsanalyser viser at det er en underdekning på ca. 3 MW selv når reserveforsyning fra naboverkene SAE og Hallingdal Energi nett tas inn. Det er utarbeidet forslag til opprustning av strømforsyningen i Faslefossområdet som omfatter bygging av en ny transformatorstasjon i Skrautvålområdet. Forsyningen til Etnedal er også sårbar over en lang 22 kv radial fra Bagn kraftverk. En innmating til kommunen fra nevnte Skrautål transformatorstasjon vil være en nødvendig innmatingsforsterkning for å redusere spenningsfall og sårbarhet. 2. Med grunnlag i betydelig utbyggingsaktivitet og tilhørende lastøkning er ny transformatorstasjon i Beito-området under bygging som siste ledd i en utbyggingsplan som startet med gjennomførte forsterkningstiltak i 22 kv-nettet. 3. Transformatoren i Krabyskogen transformatorstasjon har vært til dels overlastet under tunglast i flere år. I slike situasjoner er deler av lasten flyttet til nabostasjoner ved omkoblinger i 22 kv-nettet i tillegg til at muligheten for utkobling av uprioritert forbruk er utnyttet. Det er planlagt å øke transformeringskapasiteten i stasjonen ved en rokering med en 35 MVA-enhet i Raufoss. 4. Gjøvik by: Som et tiltak for å sikre forsyning av Gjøvik by er kontrollanlegget for 132 og 66 kv-delen av Gjøvik transformatorstasjon nylig modernisert og utstyrt med fjernstyring av anlegget. Videre er det gjennomført tiltak for å redusere brannrisikoen i stasjonen. For øvrig er risiko- og sårbarhetsnivået for forsyning av Gjøvik by hovedbegrunnelsen i den gjennomførte nettanalysen for konklusjon med anbefaling av ny transformatorstasjon i Gjøvik sentrum. 5. Det er gjennomført en risiko- og sårbarhetsanalyse av nettet i Raufoss industripark som har resultert i en konkret plan for ombygging av både regional- og distribusjonsnettet. Tiltak med ombygginger og moderniseringer er under realisering. 19

20 6. Transformering 132/66 kv i Eid kraftverk: Kraftverket (2x5,3 MVA) er i dag tilknyttet SAEs 22 kv-nett med høye nettap og ustabile driftsforhold for kraftverket. Dette, sammen med ytterligere kraftutbyggingsplaner i området, er hovedmotivet for pågående vurdering av et eventuelt prosjekt med 132 kv-tilknytning av kraftverket. Det største av de konsesjonssøkte utbyggingene (Kvennfossen kraftverk, ca. 4 MW) er imidlertid avslått. Dette avslaget er påklaget og videre vurdering av transformeringsprosjektet er avhengig av utfallet av klagebehandlingen. 7. Transformeringskapasiteten til 22 kv i Ylja kraftverk er 6 MVA. I tunglast vil det bli overlast ved utfall av Eidsfoss kraftverk (som er hydrologisk knyttet til produksjonen i Ylja). 8. Ny T-avgrening til Beito transformatorstasjon aktualiserer behov for å etablere en koblingsstasjon ved Hyggjande, og med det kan to eksisterende T-avgreninger i området elimineres. 9. Åbjøraledningsanlegget: Den eldste av parallelledningene mellom Åbjøra og Gjøvik er 6 år gammel og har tverrsnitt FeAl12. Parallellinja har condortverrsnitt og er ca. 1 år nyere (på det meste av strekningen). Ledningsanlegget er ikke bygd med gjennomgående jordforbindelse. I kombinasjon med dårlige jordingsforhold medfører dette at det er vanskelig og kostbart å oppfylle krav til maksimale berøringsspenninger ved feilsituasjoner. Videre har ledningene et betydelig overføringstap (et beregnet tap på 26 GWh tilsvarende ca. 12 Mkr i 21). Dette i kombinasjon med anleggets alder er bakgrunnen for et pågående arbeid med en reinvesteringsplan Gudbrandsdalen område 2 66 kv-nettet er begrenset til Gudbrandsdalen med forankring i 3 kv i Vågåmo, Nedre Vinstra/Harpefossen og Fåberg. 66 kv-nettet er sammenhengende fra Vågåmo via Nedre Vinstra/Harpefossen til Fåberg. I Lillehammer, Gausdal og Øyer er det to sammenhengende 66 kv-ringer ut fra Fåberg. Behov/problemer 1. Transformering 3/66 kv i Nedre Vinstra: Reserveforhold ved linjefeil og fleksibilitet er bakgrunn for vurdering av transformatorstrukturen i Vinstra-Harpefossområdet. En ny transformator med spenningsregulering, som erstatning for dagens 15 MVA T4, vil også innebære en delvis reserve for transformator T2 i Vågåmo. 2. Det er gjennomført en nettanalyse for å finne optimal nettstruktur for tilknytning av planlagte nye kraftverker i Otta og Lågen i Nord-Gudbrandsdalen. 3. Transformeringskapasiteten i Ringebu og Rybakken er tilnærmet fullt utnyttet. I stedet for økt transformatorkapasitet i Ringebu, vurderes ny transformering i Kvitfjellområdet. 4. For forsyning av belastningsøkning som følge av byggeaktiviteten i hytteområdet Skei i Gausdal, kan en løsning med ny transformatorstasjon være aktuell. Dette er imidlertid vurdert som lite aktuelt den nærmeste 1-årsperioden Nord-Østerdalen område 3A Området som helhet har med Rendalen kraftverk, som er direkte knyttet til 3 kv-nettet, normalt produksjonsoverskudd. Regionalnettet består av linjeforbindelser som i utgangspunktet er produksjonsdimensjonert. Området nord for Savalen har kun reserveforsyning i lettlastperioder da linja fra Nea over Røros er for svak til å kunne dekke vinterlasten på Østerdalssiden. I tillegg til forbruket innenfor utredningsområdet, er også Røros-belastningen avhengig av forsyning sørfra i tunglastperioder. 2

21 Behov/problemer 1. Driftsforhold for området fra Tynset og nordover: Begrenset transformatorytelse i Nea og svak forbindelse mellom Nea og Røros betyr at det kun er reserve fram til Tynset i lettlast. For øvrig har denne ledningen ingen betydning for utredningsområdet. Røros forsynes normalt sørfra (Savalen/Tynset). Begrensningene i overføringskapasiteten nordfra er 66 kv-linje Nea-Reitan med tverrsnitt FeAl 5 og lengde ca. 45 km. Realistisk overføringsevne på denne ledningen er 15-2 MVA. Lastuttaket i Reitan er ca. 6 MW. Dimensjonerende vinterproduksjon i kraftverkene Kuråsfoss og Røstefoss er begrenset til ca. 5 MW på grunn av tapperestriksjoner i isleggingsperioder i Glomma tidlig på vinteren. Registrert topplast i Røros er i overkant av 3 MW. Kapasiteten på 66 kv-linjene nord for Tynset ligger på omtrent det dobbelte av aktuell tunglast, begrunnet i termisk grenselast for faseliner. Tidligere prognosert forbruksvekst ville ha medført spenningsproblemer omkring stadium 21, men de siste årene er det registrert en stagnasjon. Dessuten er ohmsk ledningstap så høyt at det er et vesentlig innsparingspotensial i tilknytning til det vurderte prosjektet med heving av spenningsnivået nordover fra Tynset se kapittel Når det gjelder tiltak for å oppnå tosidig forsyning til dette området har det vært vurdert ny 132 kv-forbindelse fram til Tynset som T-avgrening fra ledningen Savalen-Ulset. Imidlertid er statistisk tilgjengelighet for dette nettet så god at det ikke forsvarer så kostbare tiltak som dessuten kun gir en begrenset bedring i leveringssikkerheten. Et annet tiltak ble vurdert i forbindelse med Statnetts tidligere planer om 3 kv-forsterkning mellom Trøndelag og Østlandet med trasealternativ Rendalen-Nea. En transformeringsinnmating som avtapping på denne ledningen i nærheten av Os ville ha gitt en verdifull bedring av leveringssikkerheten og redusert nettapet. Imidlertid ser det ut til at disse planene er skrinlagt etter linjeforsterkningen vestover fra Klæbu. En bedring av forsyningssikkerheten vil kunne oppnås dersom utbyggingen av Tolga kraftverk blir gjennomført. 2. Sollia 66 kv-forsyning og transformeringsbehov: 66 kv-ledningen Nedre Vinstra- Sollia-Alvdal ble bygget i slutten av 5-åra og starten av 6-åra. I normal drift forsynes Sollia via Alvdal fra Savalen. Strekningen Sollia-Nedre Vinstra har hovedsakelig funksjon som reserveforsyning. Hele ledningen består av FeAl 5 og FeAl 7, samt FeAl 58 spesialline over høyfjellet på de mest værharde strekningene., o er til sammen ca. 84 km med ca. 36 km mellom Nedre Vinstra og Sollia og ca. 48 km mellom Sollia og Alvdal. Det er her en kombinasjon av beskjeden belastning, gjelder Sollia, og lange linjelengder. Dette innebærer at det neppe vil være lønnsomt å reinvestere i begge disse ledningsseksjonene når teknisk levetid er utløpt. Det tas derfor sikte på å rive strekningen Sollia-Nedre Vinstra når driftskostnadene overstiger nytteverdien, som er reduserte KILE-kostnader ved tosidig forsyning. 3. Utskifting av treviklingstransformator i Rendalen for å få mulighet for spenningsregulering. Dette tiltapet kan også bli utløst av en mulig vindkraftutbygging i Engerdal som kan medføre et transformeringsbehov 132/3 kv som overstiger merkeytelsen på 1 MVA Sør-Østerdalen område 3B Behov/problemer 1. Forsyningssikkerhet i Trysil/Engerdal: I Lutufallet er det installert en 5 MVA transformator for tilkobling av 132 kv-ledningen mot Höljes i Sverige med direkte jordet nullpunkt. Denne representerer en verdifull reserveinnmating. Spørsmålet om å gjennomføre spenningsheving til 132 kv fra Trysil til Lutufallet vurderes løpende blant annet ut fra belastningsutviklingen og endringer i behov for utveksling mot 21

22 Sverige. Når teknisk-økonomisk levetid for ledningen Lutufallet-Elverum er nådd, antas ledningen revet. Trysil-Engerdalsdistriktet antas å ha tilstrekkelig leveringssikkerhet med hovedforsyning fra Rendalen og 132 kv-forbindelsen til Sverige som reserve. 2. Reserveforsyning for Koppang og Rena: Forbindelsen Koppang-Rødsmoen er gammel og har lite tverrsnitt (FeAl 35/5/7). Uten denne linja vil Koppang kun ha ensidig forsyning fra Rendalen. På grunn av den sterkt begrensede overføringskapasiteten mellom Rødsmoen og Koppang kan problemer med treviklingstransformatoren i Rendalen medføre delvis svikt i forsyningen til Koppang. Den belastningen som er tilknyttet 66 kv-nettet i Rendalen transformatorstasjon har reserve på 22 kv fra Rendalen kraftverk. Også i Rena-området er reserveforholdene i 66 kv-nettet dårlig. Både ledningen Elverum-Rena og den nevnte Rødsmoen-Koppang er for svake til å dekke forbruket i tunglast slik at forsyningen er avhengig av 66 kv-ledningen Osa- Løpet-Rena. 25 MVA treviklingstransformator i Osa (132/66/22 kv) er også sterkt begrensende for forsyningen av Rena og Koppang samtidig når Løpet kraftverk er ute av drift eller har redusert produksjon. Gjennomførte nettanalyser konkluderer med at det gunstigste alternativet for nettstrukturen i dette 66 kv-nettet er å reinvestere i ledningen Rødsmoen-Koppang og rive Elverum-Rena når levetida er utløpt. 3. Spenningsforhold: I Elverumsområdet er øvre spenningsnivå på 66 kv begrenset av uheldig omsetningsforhold på 66/22 kv-transformatoren i Løvbergsmoen, Elverum transformatorstasjon og på Rena. Tilsvarende problem på 66/11 kv i Løvbergsmoen, som medførte den største begrensningen i spenningsnivå, ble løst i 25 med rokering med tilsvarende enhet i Greften. Dette har medført mer fleksibel drift og redusert behov for å operere med separatdrift. Dette har vært en betingelse for å oppnå en fornuftig spoleplassering og en gunstig seksjoneringsplan for jordfeilsøking. 4. Reinvestering av Elverum transformatorstasjon: Bygget har betydelig behov for vedlikehold. Videre er det plassproblemer som begrenser muligheten til å dekke behovet for utvidelser av 11 og 22 kv-anlegget. 5. Vindkraftutbygging: Et aktuelt område for etablering av vindkraftverk er på vestsiden av Osensjøen. Den mest naturlige nettilknytningen fra dette området vil være en avgrening mot linjetraseen Osa Heradsbygd Solør-Odal/Glåmdal område 4 Behov/problemer 1. Reserveforsyning: Inne regionen er det tre 66 kv-transformatorstasjoner med kun ensidig mating. Her finnes delvis reserve i 22 kv-nettet, samt en del lokal produksjon. Dette gjelder Våler og Sønsterud ved Åsnes, samt Norsenga ved Kongsvinger. 66 kv-ledningen fra Kongsvinger transformatorstasjon til Norsenga går dessuten gjennom byområder i Kongsvinger med underliggende 22 kv og utgjør av den grunn et visst miljøproblem. 2. Nord-Odal: Driftserfaringer viser relativt høy avbruddshyppighet for Nord-Odal transformatorstasjon til tross for linjeforbindelse både vestovermot Minne og østover mot Kvisler. Dette skyldes at disse to ledningene går gjennom skogområder, og på grunn av retningen er utsatt for trepåfall i perioder med kraftig vind fra nord eller sør (høy samtidighetsfaktor). Videre tilsier alderen (byggeår 195) at det må utarbeides en plan for framtidig forsyning av kommunen når levetida på disse ledningene er nådd. Dette temaet er vurdert i ei prosjektoppgave ved NTNU høsten 23. Den teknisk-økonomiske analysen gir lavest totalkostnader ved alternativet ned reinvestering av 66 kv-ledningen fra Minne. 22