132 kv ledning mellom Rosten kraftverk og Vågåmo transformatorstasjon. Konsesjonssøknad med konsekvensutredning

Transkript

1 132 kv ledning mellom Rosten kraftverk og Vågåmo transformatorstasjon Konsesjonssøknad med konsekvensutredning Juni 2009

2 Innholdsfortegnelse 1 Bakgrunn Presentasjon av tiltakshaver Søknadens omfang Søknad om ekspropriasjonstillatelse og Forhåndstiltredelse Beliggenhet Bakgrunn for konsesjonssøknaden Systemløsning Beskrivelse av kraftnettet i regionen Aktuelle kraftutbyggingsprosjekter Behovet for ny kraftledning Muligheten for sanering av eksisterende anlegg Tiltakets innvirkning på fremtidig nettstruktur Innpassing i kraftsystemplanen Tiltakets virkning på nettariffene Risiko og Sårbarhet Risiko for ras Beskrivelse av tiltaket Beskrivelse av aktuelle ledningstrasèer (vist på vedlagte kart) Ledningstrasèalternativ Ledningstrasèalternativ Ledningstrasèalternativ Endringer i Vågåmo transformatorstasjon Spesifikasjon av kraftledningen Kostnader Estimerte investeringskostnader Estimerte drifts- og vedlikeholdskostnader Estimerte tapskostnader Levetidskostnader Tiltakets virkning på nettariffene Utredning av traséalternativ og kabel Roståe Ulike utføringer fra kraftverket Alternativ trasé fra Rusten til bekken Holungen Alternativ kabeltrasé over jordene på Blessom Fellesføring med eksisterende traseer Jordkabel som alternativ til luftledning Kostnader kabel kontra luftledning Kostnader ved å kable eksisterende 22 kv luftledning ved Sel Andre vurderte traséer Arealbruk, offentlige og private planer Arealbruk Offentlige og private planer Offentlige og private tiltak Nødvendige offentlige tillatelser Fremdriftsplan Forhold til bebyggelse og elektromagnetiske felt Eksisterende kunnskap om kraftledninger og helse Beregning av magnetfelt fra konsesjonssøkte ledning Beregning av magnetfelt fra konsesjonssøkte ledning ved realisering av både Nedre Otta og Rosten Eksisterende bebyggelse 100 m fra kraftledningen Feltreduserende tiltak

3 8.6 Støy Anleggsarbeider, transport og infrastruktur Sysselsetning Grunn- og rettighetserverv Sammendrag av øvrige konsekvensutredninger Kulturminner og kulturmiljø Naturmiljø Landskap Friluftsliv, jakt og fiske Landbruk, annet arealbruk og verneinteresser / inngrepsfrie naturområder: Sammenstilling av konsekvenser og prioritering Sammenstilling av konsekvenser Prioritering...56 Kontaktinformasjon Vedlegg Vedlegg 1: Oversiktskart trasèer Vedlegg 2: Trasè Vågåmo - Myrin Vedlegg 3: Trasè Tjørndalshaugen - Vågåruste Vedlegg 4: Trasè Rosten Nedre Ruste Vedlegg 5: Kart med bebyggelse nærmere enn 100 m fra kraftledning avmerket 1 Vedlegg 6: Kart med bebyggelse nærmere enn 100 m fra kraftledning avmerket 2 Vedlegg 7: Tabell med oversikt over hus 100 fra kraftledningens senterlinje for de ulike traséalternativ Vedlegg 8: Eiendomsliste Vedlegg 9: Konsekvensutredningsprogram for tiltaket Fagrapporter for konsekvensutredninger i separat vedlegg 2

4 1 Bakgrunn 1.1 Presentasjon av tiltakshaver Tiltakshaver i denne konsesjonssøknaden er: Postboks 1145 Skurva, Industrigt. 45, 2605 Lillehammer. Tlf: Fax: Postboks 1145 Skurva, Industrigt. 45, 2605 Lillehammer. Tlf: er en del av E-CO konsernet og eies med 61 % av E-CO Vannkraft AS og 39 prosent av Eidsiva Vannkraft AS. Selskapet eier 9 kraftverk i Dokka- og Begnavassdraget og er i tillegg deleier i Opplandskraft DA og Storbrofoss Kraftanlegg DA. Årlig kraftproduksjon er cirka GWh, tilsvarende elektrisitetsforbruket til husstander. har ervervet mesteparten av fallrettighetene (om lag 80 %) for den delen av Lågen som berøres av prosjektet. Det meste av de øvrige fallrettighetene innehas av Sel kommune (om lag 18 %). Det er inngått intensjonsavtale mellom Sel kommune og Eidefoss AS om leie eller salg av kommunens fallrettigheter. Når det eventuelt gis konsesjon for bygging av Rosten kraftverk vil det bli etablert et felles selskap med og Sel kommune alternativt AS Eidefoss som eiere. AS Eidefoss er eid av kommunene Lesja, Dovre, Sel, Vågå, og Lom, hver med 20 % andel. Selskapet eier og driver 4 kraftverk med en samlet årlig produksjon på ca. 365 GWh 1.2 Søknadens omfang Oppland Energi søker herved om tillatelse i medhold av Energiloven av 29. juni 1990 nr. 50 med tilhørende forskrift av 7. desember 1990 nr. 959, om anleggskonsesjon for følgende anlegg i Sel kommune og Vågå kommune i Oppland fylke: Bygging av ny 132 kv ledning mellom Rosten kraftstasjon og Vågåmo transformatorstasjon. Den nye kraftledningen vil bygges med tremaster med ståltravers. Kraftledningen har en lengde på ca km avhengig av hvilken av de omsøkte traséene som får konsesjon. Alternative traseer: Prioritet 1: Kraftledningsalternativet over Tordkampen, som er markert som alternativ 2 på oversikts- og detaljkartet som er vedlagt. Kraftledningen har en lengde på 18 km. Prioritet 2: Kraftledningsalternativet over Tolstadkampen, som er markert som alternativ 1.1 på oversikts- og detaljkartet som ligger ved søknaden i vedlegg 1. Kraftledningen har en lengde på 23 km. Prioritet 3: Kraftledningsalternativ med kabel mellom kraftverket og Koia med resten av traséen i henhold til traséalternativ 1.1. Dette alternativet er markert som alternativ 3 på oversikts- og detaljkartet i vedlegg. Kraftledningen har en lengde på 24 km. 3

5 Ved alle alternativene ovenfor må eksisterende 132 kv bryteranlegg i Vågåmo utvides med ett felt. Tiltaket er nærmere beskrevet i søknadens kapittel 4, mens prioriteringene er beskrevet i søknadens kapittel Søknad om ekspropriasjonstillatelse og Forhåndstiltredelse Oppland Energi tar sikte på å oppnå frivillige avtaler med berørte grunneierne. Det søkes i medhold av oreigningsloven av 23. oktober 1959, 2 punkt 19, om tillatelse til ekspropriasjon av nødvendig grunn og rettigheter for å bygge og drive de elektriske anleggene, herunder rettigheter for all nødvendig adkomst/transport. Ekspropriasjonstillatelse kommer til anvendelse i de tilfeller forhandlinger om minnelig avtale ikke fører frem. Samtidig bes det om at det blir fattet vedtak om forhåndstiltredelse etter oreigningsloven 25, slik at arbeidet med anlegget kan påbegynnes før skjønn er holdt. 1.4 Beliggenhet De omsøkte anleggene ligger i Sel kommune og Vågå kommune i Oppland fylke. Tabell 1-1 viser hvor stor del av tiltaket som befinner seg i hver av de to kommunene. Tabell 1-1 trasé alternativ fordelt på kommuner Alternativer Vågåmo kommune (km) Sel kommune (km) Total Trasélengde (km) Alternativ 1 18,5 4,5 23 Alternativ 2 12,0 6,0 18 Alternativ 3 18,5 5,5 24 Vedlegg 1 viser oversiktskart i målstokk 1: av hele de omsøkte traséene. Vedlegg 2-4 viser detaljkart i målestokk 1: av traséene 4

6 2 Bakgrunn for konsesjonssøknaden planlegger et kraftverk i Rosten i Sel kommune. Kraftverket vil gi en årlig kraftproduksjon på om lag 205 GWh. Det tilsvarer energiforbruket til ca husstander. Det ble sendt forhåndsmelding for kraftledningen til NVE i januar Meldingen for kraftledningen har vært på høring og endelig program for konsekvensutredninger ble fastsatt av NVE Opplandskraft sendte høsten 2008 forhåndsmelding for Nedre Otta kraftverk. Det er planlagt å mate produksjonen fra kraftverket inn på konsesjonssøkte ledning. Det planlegges å føre kraften fra Rosten kraftverk inn på sentralnettet ved å bygge en 132 kv kraftledning fra Rosten kraftverk til Vågåmo transformatorstasjon. Avhengig av hvilken trasè som får konsesjon, vil total trasèlengde være cirka km lang. Forutsatt konsesjon i 2010, vil Rosten kraftverk og omsøkte kraftledning kunne stå ferdig i Dersom ledningen ikke får konsesjon, vil ikke Rosten kraftverk bli bygget. 5

7 3 Systemløsning 3.1 Beskrivelse av kraftnettet i regionen I takt med de store kraftutbyggingene i Oppland og Nord-Østerdalen er det bygget tre 300 kv ledninger med utspring i Nedre Vinstra/Harpefossen, Øvre Vinstra og Rendalen via Lillehammerområdet til Oslo-området to ledninger på vestsida av Mjøsa og en på østsida. 300 kv ledningen fra Øvre Vinstra er senere bygget nordover med transformering i Vågåmo og videre til Aura og Trøndelag. I tillegg til de nevnte 300 kv forbindelsene går det også en 132 kv sentralnettsforbindelse fra Vågåmo til Osbu og videre inn mot Aura. 300 kv nettet gjennom Gudbrandsdalen gir det lokale regionalnettet på 66 kv en solid nettmessig forankring i Fåberg, Nedre Vinstra/ Harpefossen og Vågåmo. 66 kv nettet er begrenset til Gudbrandsdalen og er sammenhengende fra Vågåmo via Nedre Vinstra/Harpefossen til Fåberg. 3.2 Aktuelle kraftutbyggingsprosjekter Tabell 3-1 viser kraftutbyggingsprosjekter som er planlagt matet inn i regionalnettet eller distribusjonsnettet mellom Nedre Vinstra transformatorstasjon og Vågåmo transformatorstasjon. Det er planlagt å mate produksjonene fra Rosten og Nedre Otta kraftverk inn på den konsesjonssøkte ledning. Tabell 3-1 planlagte kraftutbyggingsprosjekter [3] Kraftverk Plassering Installert effekt Rosten Nordvest for Otta 86 MW Nedre Otta I nærheten av Eidefossen 80 eller 95 MW Storrusten Nord for Heggerusten 25 MW Øyom Nord for N.Vinstra 50 MW Høvringåa Distribusjonsnettet til Eidefossen 4 MW Ula Distribusjonsnettet til Otta 7 MW Skjerungsåa Distribusjonsnettet til Otta 1,5 MW Øyangen Distribusjonsnettet til Vinstra 8 MW Vinsteren Distribusjonsnettet til Vinstra 2,5 MW Øla Distribusjonsnettet til Vinstra 4 MW Stuttongen Distribusjonsnettet til Nedre Tessa 1 MW Nedre Smådøla Distribusjonsnettet til Nedre Tessa 13 MW Minikraftverk Distribusjonsnettet til Nedre Tessa 1 MW Minikraftverk Distribusjonsnettet til Lora 1 MW 6

8 3.3 Behovet for ny kraftledning Analyse av nettilknytningsløsninger for alle kjente planer i Otta og Lågen ble utarbeidet av SWECO høsten 2007 [3] med et oppsummeringsnotat fra mai 2008 [14] I utredningen ble det sett på ulike løsninger for tilknytning av kraftverksplanene til 66 og 132 kv nettet i området. Lønnsomhetsanalysen gjort i utredningen viste at en tilknytning av Rosten via en 132 kv produksjonsradial til Vågåmo er det samfunnsøkonomisk mest lønnsomme. Hovedargumentene for dette var lavere tapskostnader, ledig transformatorkapasitet på 132 kv nivå i Vågåmo og redusert innmatingstariff i sentralnettspunktet. Dersom Nedre Otta også blir realisert, vil dette kraftverket kunne mate inn på konsesjonssøkte 132 kv ledning via en cirka 5 km lang produksjonsradial. En innmating av Nedre Otta og Rosten på 132 kv nivå vil gi ledig kapasitet i 66 kv regionalnettet for innmating fra Storrusten og den planlagte småkraften i området. I [3] ble det vurdert 66 kv spenningsnivå på produksjonsradialen fra Rosten. Analysen viste at for realisering av kun Rosten kraftverk vil det også være samfunnsøkonomisk mest lønnsomt å etablere en 132 kv produksjonsradial. Ved en tilknytning av Rosten kraftverk til 66 kv, vil det ikke være mulig å realisere Nedre Otta uten store nettinvesteringer. En innmating av Rosten og Nedre Otta mot Vågåmo via 132 kv innebærer imidlertid at sum produksjonskapasitet i dette 132 kv nettet inkludert Øvre Otta overstiger transformeringskapasiteten 132/300 kv i Vågåmo på 300 MVA. Tilnærmet full produksjon i alle kraftverkene vil kunne inntreffe i korte perioder på ettersommeren/høsten med nedbør etter oppfylling av magasinene. For å unngå overbelastning av 132/300 kv transformator må kapasiteten på 132 kv-forbindelsen Vågåmo- Osbu- Aura vurderes sammen med transformatorkapasiteten fra 132 til 300 kv i Vågåmo. SWECO gjennomførte høsten 2008 en dynamisk analyse [19] av hvilken påvirkning Rosten og Nedre Otta kraftverk vil ha på regional og sentralnett. Analysen konkluderte med at den dynamiske stabiliteten vil være tilfredsstillende ved tilknytning av Nedre Otta og Rosten kraftverk til Vågåmo. Ved et eventuelt transformatorhavari må det påregnes produksjonsstans i Rosten i cirka en måned. Dette er Statnetts anslag for å kunne transportere og tilkoble en erstatningsenhet, denne vil sannsynligvis ha noe mindre ytelse enn 300 MVA. I [3] ble det vurdert 66 kv spenningsnivå på produksjonsradialen fra Rosten dersom Nedre Otta ikke blir realisert. Analysen viste at for realisering av kun Rosten kraftverk vil det også være samfunnsøkonomisk mest lønnsomt å etablere en 132 kv produksjonsradial. Statnett står overfor betydelige investeringer i sentralnettet. Et alternativ til investeringer er at det kommer ny produksjon i områder med kraftunderskudd. Gunstig nettmessig plassering av ny produksjon vil kunne føre til at nettinvesteringer som ellers ville måtte foretas, kan unngås eller utsettes. For å skape et incentiv til å etablere produksjon med en nettmessig gunstig plassering vedtok Statnett i 2004 å etablere en egen innfasingstariff for denne typen produksjon. Sentralnettspunktet i Vågåmo er innenfor området Midt-Norge. Midt-Norge har hatt nettbegrunnet innfasingstariff siden ordningen ble innført. Den planlagte kraftutbyggingen i Rosten vil gi økt tilførsel av elektrisitet til Midt- Norge Muligheten for sanering av eksisterende anlegg Da den konsesjonssøkte kraftledningen er en produksjonsradial, vil det ikke være mulig å sannere eksisterende kraftledninger som følge av tiltaket. 7

9 3.3.2 Tiltakets innvirkning på fremtidig nettstruktur I utgangspunktet var det planlagt å tilknytte Rosten kraftverk til sentralnettet i Vågåmo via en ny 66 kv radial. Dette ville lagt beslag på store deler av kapasiteten i eksisterende 66/300 kv transformator. Ved å mate kraften fra Rosten kraftverk inn på en ny 132 kv produksjonsradial, frigjøres det kapasitet i eksisterende 66 kv nett for å realisere Storrusten, Smådøla og de andre småkraftprosjektene nevnt i Tabell 3-1. I Vågåmo transformatorstasjon er det satt av plass til et ekstra 132 kv felt. Ved behov for flere felt, vil det kunne komme i konflikt med en eventuell utvidelse av 300 kv nettet Statnett skriver i høringsuttalelsen til forhåndsmeldingen for Rosten-Vågåmo at det i fremtiden kan bli behov for en ny hovednettforbindelse Vågåmo-Nedre Vinstra. Sør for Vågåmo kan en slik fremtidig forbindelse også komme til å følge dagens 66 kv ledning. Denne ledningsforsterkningen eller utvidelse av 300 kv anlegget i Vågåmo transformatorstasjon, er imidlertid ikke nevnt i Statnetts nettutviklingsplan for sentralnettet Ved realisering av Nedre Otta kraftverk i tilegg til Rosten kraftverk, vil det mates store mengder kraft inn mot 132 kv anlegget i Vågåmo. For å redusere risikoen for tapt produksjon, kan det derfor være hensiktsmessig å utvide stasjonen fra en til to 132 kv samleskinner samt en ekstra transformator. Dette vil bli vurdert i forbindelse med konsesjonssøknaden for Nedre Otta kraftverk siden dette kun er aktuelt hvis denne realiseres. 3.4 Innpassing i kraftsystemplanen Kraftledningen vil ligge innenfor utredningsområdet til Eidsiva Nett som er utredningsansvarlig selskap for Hedmark og Oppland. Den nye kraftledningen fra Rosten kraftverk til Vågåmo transformatorstasjon er omtalt i kapittel 3.1 i regional kraftsystemutredning for Hedmark og Oppland 2008 [5]. 3.5 Tiltakets virkning på nettariffene Tiltaket vil være produksjonsledning som bekostes, eies og driftes av tiltakshaver og tiltaket vil derfor ikke ha innvirkning på nettariffene for sluttbrukerne i området. 3.6 Risiko og Sårbarhet Den konsesjonssøkte 132 kv ledningen er planlagt med et så stort ledningstverrsnitt at en utbygging av Nedre Otta Kraftverk kan mates inn på den samme ledningen. Selv om Nedre Otta kraftverk ikke blir realisert, vil det være marginalt lønnsomt å realisere kraftledningen med konsesjonssøkt tverrsnitt. Hvor lønnsom investeringen vil bli avhenger av fremtidig utvikling av kraftprisen. 132 kv spenningsnivå gir muligheten for å realisere store deler av småkraftplanene i regionen med innmating i 66 kv nettet i regionen. Den konsesjonssøkte løsning vil være sårbar for transformatorhavari på 300 MVA transformator i Vågåmo. Forventet returtid mellom transformatorhavari vil være 280 år ut fra Statnetts statistikk for feil i kraftnett [4]. For å redusere risikoen, kan det være aktuelt å utvide Vågåmo transformatorstasjon fra en til to transformatorer. Dette bør vurderes i forbindelse med konsesjonssøknaden for Nedre Otta kraftverk. Ved feil på ledningen vil partiet fra Vågåmo til Vågåruste være lett tilgjengelig for feilretting. Ved feil på ledning i alternativ 2 og partiet mellom Vågåruste og Geithornet i alternativ 1 må det forventes at utetiden vil være høyere på grunn av at disse traséene går i ulent terreng og vil være vanskelig å komme til. 8

10 Risikoen for langvarige avbrudd i forbindelsen er størst ved feil på kablene. Alternativ 3 inkluderer mest kabel og risikoen for langvarige avbrudd er derfor størst for dette alternativet. Ved en slik feil på omsøkte ledning, er det ingen reserve matemuligheter og Rosten kraftverk må stoppes. Ut fra Statnetts statistikk for feil i kraftnett [4] er det funnet forventet tid pr år der den konsesjonssøkte ledningen vil være ute av drift på grunn av feil i nettet. Forventet utetid vil variere mellom de ulike traséalternativene. Resultatet fra disse beregningene er vist i Tabell 3-2. Beregningen viser at alternativ 1 og 2 er like sårbare med tanke på utfall av ledningen. Traséalternativ 2 er kortere enn de andre traséene, men det må forventes en lengre reparasjonstid ved feil på denne traséen. Alternativ 3 har en høyere forventet utetid enn de øvrige alternativene. Dette skyldes at alternativ 3 har en større andel kabel enn de øvrige. Kabel har lang reparasjonstid i forhold til luftledning. Tabell 3-2 Forventet antall timer pr år kraftverket ikke kan levere på grunn av feil i nettet Risiko for ras Forventet utetid for kraftledning pr år [timer] Alternativ 1 9 Alternativ 2 9 Alternativ 3 15 Trasé 1 passerer Steinkyrkja. Området er vurdert for å være utsatt for steinras. Det er fare for at en pinakkel skal rase ut. Faren for skred er vurdert i [17]. Kraftledningen er planlagt bygd gjennom dette området. For å redusere faren utfall av ledningen ved ras vil aktuelle tiltak være å forsterke mastene og trådene samt at høyden og spennlengdene kan økes. Det er ikke nødvendig å ha master innenfor det antatt rasområdet da linen kan strekkes forbi rasområdet med en mast på hver side av rasområdet. 9

11 4 Beskrivelse av tiltaket 4.1 Beskrivelse av aktuelle ledningstrasèer (vist på vedlagte kart) Figur 4-1 viser et oversiktskart over ledningstrasèen mellom Vågåmo og Rosten. Kartet er vist i større format i vedlegg 1 Figur 4-1 Oversiktskart for mulige trasèer mellom Rosten og Vågåmo. Den meldte kraftledningen mellom Nedre Otta kraftverk og omsøkte traséer er vist med blå strek. Tabell 4.1 gir en oversikt på hvor de forskjellige traséene går. De forskjellige bokstavene i tabellen henviser til forskjellige ledningsseksjoner i de vedlagte trasékartene. Tabell Oversikt over traséer. Strekning Alternativ Stn-A-D-E1-G1-G3-W-Q- Vågåmo Alternativ Stn-A-D-E1-F1-G3-W-Q-Vågåmo Alternativ Stn-A-D-E2-G2-G3-W-Q- Vågåmo Alternativ Stn-A-D-E2-F2-G3-W-Q-Vågåmo Alternativ Stn-A-D-E2-F3-G3-W-Q-Vågåmo Alternativ 2 Stn-A-W-Q-Vågåmo Alternativ Stn-E1-G1-G3-W-Q-Vågåmo Alternativ Stn-E1-F1-G3-W-Q-Vågåmo Alternativ Stn-E2-G2-G3-W-Q-Vågåmo Alternativ Stn-E2-F2-G3-W-Q-Vågåmo Alternativ Stn-E2-F3-G3-W-Q-Vågåmo 10

12 4.2 Ledningstrasèalternativ 1 Ledningstraséen er vist på kart i vedlegg 1. Ledningstraséen vil krysse dalen fra Rosten og over til vestsiden ved Eglum i vinkel pkt A. Dette er det mest hensiktsmessige kryssingspunktet med hensyn til bestående bebyggelse. Fra pkt A vil traséen følge parallelt med bestående 20 kv ledning og jernbanen frem til pkt. D. Fra pkt D er det skissert flere muligheter. I alle alternativene som er skissert er det vektlagt en mest mulig skånsom kryssing av dalen med hensyn til bebyggelse og landskap, dette etter innspill fra blant annet Sel kommune. De forslåtte mulige traséer vil møte bestående 66 kv trasé på Tolstadåsen vest for Rusti gård øverst i Sagdalen. Deretter vil traséen følge denne, parallelt med 66 kv ledningen mot Vågåmo. Ved innføringen til Vågåmo går det to parallelle 66 kv luftledninger, og det er ikke plass til enda en luftledning på grunn av nærføring til boliger. Det planlegges derfor å legge 132 kv jordkabel fra Skjellom til Vågåmo transformatorstasjon. Det bygges en kabelmast ved Skjellom, og det legges jordkabel fra Skjellom og over myren til Øygardsveien. Kabelmaster vil bli mer synlige i terrenget enn ordinære bæremaster. Kabelen følger så Øygardsveien ned til Blesom. Kabelen legges så over jordene ved tomtegrensene ned til Øygårdsveien og videre langs Kvernvegen til nytt 132 kv bryterfelt i Vågåmo transformatorstasjon. Kabeltrasèen er vist i vedlegg Ledningstrasèalternativ 2 Dette alternativet vil følge samme trasé som alternativ 1, frem til pkt A. Derfra vil dette traséalternativet gå opp fjellsiden til punkt T nord for Storåsen. Deretter vil traséen legges i dalføret frem til punkt. V på vestsiden av Fisketjønnkampen. Fra pkt. V legges traséen på skrått ned dalsiden til punkt W. Fra punkt W følges traséalternativ 1 videre mot Vågåmo transformatorstasjon. Det er lagt vekt på å holde avstand fra bebyggelse og innsyn. 4.4 Ledningstrasèalternativ 3 Dette alternativet vil gå som jordkabel ut fra kraftverket og videre langs veien som er benevnt som Strand i de vedlagte trasékarten frem til fylkesvei 438. Videre følger traséen fylkesvei 438 over broen og frem til pkt E2 ved Koia. Traséen følger deretter trasé 1 frem til Vågåmo transformatorstasjon. Figur 4-2 viser eksempel på grøftesnitt. Figur 4-3 viser eksempel på jordkabelkonstruksjon (kabeltype TSLE) 11

13 Figur 4-2 Eksempel på grøftesnitt Figur 4-3 TSLE jordkabel 4.5 Endringer i Vågåmo transformatorstasjon I Vågåmo transformatorstasjon må eksisterende 132 kv koblingsanlegg utvides med et nytt felt for tilknytning av ledningen. Det er tilstrekkelig med plass på stasjonsområdet for denne utvidelsen. Dette tiltaket er tilstrekkelig for innmating av kraften fra Rosten kraftverk. Statnett vil eie og drifte det nye bryterfeltet i likhet med resten av stasjonen. Ved innmating av kraften fra Nedre Otta kraftverk er det ønskelig med økning av transformatorkapasitet i Vågåmo transformatorstasjon, for å være uavhengig av den eldre 132 kv kraftledningen mellom Vågåmo og Osbu. Teknisk løsning for å kunne mate inn kraften fra Nedre Otta vil bli nærmere beskrevet og konsesjonsøkt i forbindelse med konsesjonssøknad for Nedre Otta kraftverk. 4.6 Spesifikasjon av kraftledningen Kraftledningen vil få spesifikasjoner som vist i Tabell 4-2. Tabell 4-2 antatte spesifikasjoner for kraftledningen mellom Rosten og Vågåmo Trasélengde luftledning Trasélengde jordkabel Spenningsnivå Isolasjonsnivå Linetype Toppline Mastetyper Normale mastehøyder Isolatorer Normale spennlengder Kabeltype for innføring til Vågåmo Kabeltype ut fra Rosten kraftverk 15,5 20 km 3-6 km Driftsspenning 132 kv 145 kv 3 x FeAl 240 (eller aluminiumlegert line med tilsvarende strømføringsevne), termisk grenselast 992 A Innføringsvern i form av 2 toppliner av galvanisk stål, i ca. 1 km utstrekning inn til stasjoner og kabel Tremaster, med ståltravers meter Hengeisolatorer av kompositt m 3x1x1200 TSLE, termisk grenselast ca A 3x1x630 TSLE, termisk grenselast ca. 630 A 12

14 Langs en 132 kv kraftledning kreves det av sikkerhetshensyn normalt et byggeforbudsbelte på 29 meters bredde som vist i Figur 4-4. Figur 4-4 Skisse av byggeforbudsbelte I de partiene der det er planlagt at kraftledningen skal gå parallelt med eksisterende kraftledning, vil kraftledningen bli bygd 5 m fra eksisterende ledning. Der kraftledningen er planlagt parallelt med 66 kv ledning vil eksisterende ryddebelte måtte utvides med 19 m. I de partiene der den konsesjonssøkte kraftledningen er planlagt parallelt med eksisterende 20 kv ledning, må eksisterende ryddebelte utvides med 20 m. Skisse av traséen der den konsesjonssøkte ledningen er parallellført med 66 eller 22 kv ledning, er vist i Figur 4-5. Figur 4-5 Skisse av byggeforbudsbelte ved parallellføring av ledninger 13

15 4.7 Kostnader Estimerte investeringskostnader Tabell 4-2 viser et kostnadsoverslag for alternativ 1, 2 og 3. Alle kostnader er referert til 2008 nivå. I alternativ 2 vil store deler av ledningen gå over fjellet. Det kan bli vurdert å bruke helikopter i montasjeperioden, investeringskostnaden pr km for alternativ 2 vil av den grunn kunne bli dyrere enn for alternativ 1 og 3. Kostnadsforskjellene mellom alternativ , vil være så små at de vil ligge innenfor usikkerhetene i kostnadsestimatet. I kostnadsevalueringen av alternativene antas derfor alternativ 1.1-1,5 å ha lik kostnad. Tabell 4-2 Estimerte investeringskostnader for Alternativ 1, 2 og 3 [MNOK] Alternativ 1 Alternativ 2 Alternativ 3 Kabel ut fra kraftstasjon 1,7 1,7 16,5 132 kv ledning 21,0 19,5 17,9 Kabel inn mot Vågåmo 10,8 10,8 10,8 Nytt bryterfelt i Vågåmo 2,4 2,4 2,4 transformatorstasjon Estimert Investeringskostnad 35,9 34,3 47,6 Det er i tillegg til ovenstående investeringskostnader er det ønske om kostnader på følgende delstrekninger: Tabell 4-3 Estimerte investeringskostnader for delstrekninger [MNOK] Delstrekninger Rosten W (8,5 km) G1-W (8,3 km) G2-W (8,0 km) G3-W (6,8 km) Alternativ 1 8,7 8,4 7,2 Alternativ 2 (inkl. 0,6 km kabel) 12, Estimerte drifts- og vedlikeholdskostnader Årlige drifts- og vedlikeholdskostnader er basert på anbefalinger i [16], antatt å være 1,5 % av investeringskostnadene. Estimerte årlige drifts- og vedlikeholdskostnader er vist i Tabell 4-4. Tallene i tabellen forutsetter en analyseperiode på 30 år og en interntrente på 4,5 %. For strekningen mellom Rosten og Koia er det benyttet ca kr/km og år lavere vedlikeholdskostnader for kabel i alternativ 3 enn for luftledning i alternativ 1. Dette er i henhold til NVE publikasjon Jordkabel som alternativ til luftledning [21], justert for konsumprisindeks fra 1993 til Men siden alternativ 3 er ca. 1km lengre enn alternativ 1 blir estimerte drift og vedlikeholdskostnader forholdsvis lik for de 2 alternativene. Tabell 4-4 Estimert nåverdi for drifts- og vedlikeholdskostnader for alternativ 1, 2 og 3 [MNOK]. Estimerte årlige drifts- og vedlikeholdskostnader Alternativ 1 8,8 Alternativ 2 8,4 Alternativ 3 8,7 14

16 4.7.3 Estimerte tapskostnader I kostnadsvurderingen av et kraftledningsutbygningsprosjekt bør det i tillegg til investeringsdrifts- og vedlikeholdskostnader taes hensyn til tapskostnader. Estimert nåverdi av tapskostnadene for de ulike alternativ, er vist i Tabell 4-5. Beregningen forutsetter en gjennomsnittlig årsproduksjon fra Rosten kraftverk på 204GWh en analyseperiode på 30 år, en kalkulasjonsrente på 4,5 % og en brukstid for tap på 1400 timer. Tabell 4-5 Estimert nåverdi for tapskostnader for alternativ 1, 2 og 3. [MNOK] Nåverdi tapskostnader Alternativ 1 5,9 Alternativ 2 4,8 Alternativ 3 5, Levetidskostnader Tabell 4-6 viser en sammenstilling av Investerings, drifts- og vedlikeholdskostnader og tapskostnader for alternativ 1, 2 og 3. Tabell 4-6 Sammenstilling av totale levetidskostnader for de ulike alternativene [MNOK] Investeringskostnader Drifts- og vedlikeholdskostnader Tapskostnader Nåverdi totale levetidskostnader Alternativ 1 35,9 8,8 5,9 50,6 Alternativ 2 34,3 8,4 4,8 47,5 Alternativ 3 47,6 8,7 5,8 62, Tiltakets virkning på nettariffene Tiltaket vil være en produksjonsledning som bekostes, eies og driftes av tiltakshaver og tiltaket vil derfor ikke ha innvirkning på nettariffene for sluttbrukerne i området. 5 Utredning av traséalternativ og kabel I dette kapittel blir de utredningene NVE har bedt om i sitt konsekvensutredningsprogram pkt. 4 Traséalternativ og kabel besvart. 5.1 Roståe Etter innspill fra Sel kommune har det vært vurdert en trasé fra Rosten og opp dalføret langs elven Roståe. Videre legges trasèen opp Trondalen og videre over fjellet bak Trondalshaugen og ned til pkt. M der traséen møter 66 kv ledningen mot Vågåmo. Denne traseen kommer nær hyttefeltene og det er lokal motstand mot denne traséen. Denne traseen er derfor forkastet. 15

17 Som erstatning for denne traseen ble det funnet en mer egnet trasé over Tordkampen. Denne traséen er beskrevet som ledningsalternativ 2 i kapittel 4.3 og den er en av de omsøkte traséene. 5.2 Ulike utføringer fra kraftverket I meldingen for kraftledningen var det forutsatt jordkabel i sjakt opp fra kraftstasjonen til friluft og luftledning videre ned til elven gjennom skogteig og dyrket mark. Dette er nå endret ved at kabelen i alternativ 1 og 2 legges i adkomsttunellen til kraftstasjonen og videre fra tunellåpningen ned til elven. Ved elven monteres en kabelmast og elven krysses med luftledning. Traséalternativene videre er beskrevet i kapittel 4.2 og 4.3. I traséalternativ 3 vil kabelen ut fra kraftverket legges ut adkomsttunellen, og videre opp til veien Strand. Traséen videre er beskrevet i kapittel 4.4. Estetisk vil dette være et bedre alternativ enn den meldte løsningen, samt den vil etterkomme uttalelsen til meldingen fra grunneier på gnr. 263 bnr.1 i Sel kommune. Denne løsningen forventes ikke å bli vesentlig dyrere enn den meldte traséen ut fra kraftverket. 5.3 Alternativ trasé fra Rusten til bekken Holungen En del av grunneierne i Våga har i uttalelse til meldingen for kraftledningen blant annet uttrykt ønsker om at ledningen skal gå på oversiden av eksisterende trasé i strekningen Rusten til bekken Holungen. Denne endringen medfører to ekstra kryssinger av 66 kv ledningen, med to ekstra master pr. kryssing. Ekstrakostnaden for denne traséendringen anslås til kr Denne løsningen medfører at kraftledningen kommer lengre vekk fra bebyggelse. Tiltakshaver ønsker å imøtekomme grunneierne på denne strekningen og den foreslåtte traséjusteringen blir omsøkt. 5.4 Alternativ kabeltrasé over jordene på Blessom I meldingen for kraftledningen var det inntegnet jordkabel gjennom gårdstunene på Blessom og grunneierne uttrykte ønske om andre traséalternativer forbi Blessom. Tiltakshaver har gjennomført befaring i områdene sammen med grunneierne og har i samarbeid kommet frem til en justert trasé. Fra Blessom vil jordkabelen legges over jordene ved tomtegrensene ned til Øygårdsveien og videre langs Kvernvegen til nytt 132 kv bryterfelt i Vågåmo transformatorstasjon. Tiltakshaver har sammen med Statnett gjennomført befaring av trasé for innføring av jordkabel til Vågåmo transformatorstasjon. Konklusjonen ble at kabelen måtte innføres til nytt 132 kv felt fra sørsiden av stasjonen. Dette passer overens med grunneiernes ønske om kabeltrasé over jordene ved Blessom. Denne kabeltraséen er omsøkt i alle de tre alternative kraftledningstraséene. 5.5 Fellesføring med eksisterende traseer Dette alternativet er ikke nevnt i utredningsprogrammet, men det står oppført i Bakgrunn for utredningsprogram at NVE vil be Oppland Energi om en generell vurdering av muligheten for å benytte fellesføring og med utgangspunkt i denne vurdere aktuelle strekninger for fellesføring. 16

18 Rosten Koia (Eksisterende 22 kv og ny 132 kv ledning) Sel kommune har gitt tilbakemelding på at de ønsker utredning av fellesføring av 132 kv ledning og 22 kv ledning mellom Rosten og Koia. Dimensjonen på 132 kv ledningen er så stor at det ikke er forsvarlig å montere et underliggende 22 kv ledningssett dersom en skal benytte tremaster. Alternativet er å benytte stålmaster som vil gi et dominerende mastebilde og som er ekstra kostnadskrevende. Andre problemstillinger med denne løsningen er at man vil ha to forskjellige ledningseiere/konsesjonshavere i samme mast, og dette kan gi en del driftsmessige utfordringer. Ved arbeid på 22 kv nettet vil man kunne oppleve induksjon i ledningene grunnet nærheten til 132 kv ledningene. Forskjellig driftsbilde gjør at arbeid direkte på 22 kv ledningen sannsynligvis må gjennomføres som AUS (Arbeid under spenning), som igjen innebærer større driftskostnader. Om det skulle oppstå skade på en mast må begge linesettene legges ut av drift samtidig, med de forsyningsmessige utfordringer det vil få. Eksisterende 22 kv ledning er pr i dag i god stand og det anses ikke som hensiktsmessig å fjerne denne. Et positivt aspekt ved fellesføring her er at det totale areal som blir båndlagt av mastepunkter, rydde og byggeforbudsbelte blir mindre enn ved to separate ledningstraseer. Det anslås at ekstrakostnadene med etablering av fellesføring på denne strekningen vil beløpe seg til 785 kkr/km, totalt ca. 2mill kr. Figur 5-1 viser eksempel på mast som kan benyttes ved fellesføring. I forhold til den opprinnelige meldingen har en nå foreslått 132 kv trase lagt på nedsiden av eksisterende 22 kv ledning. Dette medfører at mastetoppene på 132 kv ledningen og 22 kv ledningen kommer på omtrent samme høydenivå, og 132 kv ledningen vil dermed bli mindre ruvende i terrenget enn den meldte traseen. Figur 5-1 Skisse av eksempel på mast for fellesføring. Typisk mastehøyde m 17

19 Ruste Vågåmo (Eksisterende 66 kv og ny 132 kv) Grunneiere i Vågå ønsker fellesføring med eksisterende 66 kv trase fra Ruste inn mot Vågå/Skjellom. Dimensjonen på 132 kv ledningen er så stor at det ikke er forsvarlig å montere et underliggende 66 kv ledningssett dersom en skal benytte tremaster. Alternativet er å benytte stålmaster som vil gi et dominerende mastebilde og som er ekstra kostnadskrevende. Andre problemstillinger med denne løsningen er at man vil ha to forskjellige ledningseiere/konsesjonshavere i samme mast, og dette kan gi en del driftsmessige utfordringer. Ved arbeid på 66 kv nettet vil man kunne oppleve induksjon i ledningene grunnet nærheten til 132 kv ledningen. Forskjellig driftsbilde gjør at arbeid direkte på 66 kv ledningen sannsynligvis må gjennomføres som AUS (Arbeid under spenning), som igjen innebærer større driftskostnader. Om det skulle oppstå skade på en mast må begge linesettene legges ut av drift samtidig, med de forsyningsmessige utfordringer det vil få. Eksisterende 66 kv ledning er pr i dag i god stand og det anses ikke som hensiktsmessig å fjerne denne. Ved bygging av en slik fellesføring vil man være nødt til å legge 66 kv ledningen død i perioder. Dette vil være veldig uheldig da all forsyning på regionalnettstasjonene Vinstra, Heggerusten Bolongen og Otta må forsynes fra Nedre Vinstra. Nedre Vinstra har 15 MW transformatorkapasitet. Makslasten på de nevnte regionalnettstasjonene var vinteren 2007 på 45 MW. En fordel ved fellesføring er at det totale areal som blir båndlagt av mastepunkter, rydde og byggeforbudsbelte blir mindre enn ved to separate ledningstraseer. Ekstrakostnadene med etablering av fellesføring på denne strekningen er estimert til ca 1050 kkr pr km. Figur 5-1 viser eksempel på mast som kan benyttes ved fellesføring. 5.6 Jordkabel som alternativ til luftledning Det fremmes ofte krav om bruk av jordkabel i stede for bruk av kraftledning på deler av traséen i kraftledningsprosjekt. Dagens kablingspolicy er blitt utviklet gjennom en rekke enkeltvedtak og klagebehandling i Olje- og energidepartementet. Ikke minst er det fastsatt klare rammer gjennom NOU 1995:20 og St.prp. nr. 19 ( ). Der går det klart frem at det ikke tilrådes å legge jordkabel ut fra helsehensyn, verken for nye eller eksisterende ledninger, og videre at jordkabling på de høyeste spenningsnivåene først og fremst bør vurderes på kortere strekk ved sterke miljøhensyn eller store estetiske ulemper. Fordelene med jordkabel i stedet for luftledning er først og fremst av estetisk art og at jordkabel krever mindre byggeforbudsbelte. Kabling vil ikke være en miljømessig forbedring i alle tilfeller. Dette gjelder særlig for anlegg på høyere spenningsnivå og anlegg utenfor tettbygde områder. For kabling på høye spenningsnivå er det behov for brede grøfter, sprengning med mer som kan lage åpne og varige sår i landskapet. På grunn av kostnadsmessige og driftstekniske forhold er det relativt sjelden at jordkabel blir valgt. Et kabelanlegg har betydelig høyere kostnader enn luftledninger, spesielt ved høye spenninger og der det kreves stor overføringsevne. Kabelanlegg har også noen tekniske ulemper i forhold til luftledninger: 18

20 Innskutte kabler i kraftledninger påvirker driftssikkerheten da spesielt endepunktene og skjøtene har større sannsynlighet for feil enn kabelen for øvrig. For 132 kv anlegg regnes det med at det er omtrent like mange feil per km kabel som per km luftledning. Reparasjonstiden er derimot mye lengre for kabler enn for luftledninger, og konsekvensen av feil på kabelanlegg kan derfor bli mye større enn konsekvensen av feil på høyspentledning. Fleksibilitet under drift ved å kortvarig kunne øke strømmen ut over nominell verdi, er mindre for kabler enn for luftledninger. Ved kabelanlegg øker jordstrømmen sterkt og vil kunne kreve økt kapasitet på nettets jordslutningsspoler Kostnader kabel kontra luftledning. For å belyse kostnadsdifferansen mellom kabel og luftledning er det som beskrevet i KU programmet tatt utgangspunkt i delstrekningen fra Rosten til Koia. Kabling av denne delstrekningen er benevnt som alternativ 3 i denne søknaden. Investerings- og tapskostnader Tabell 5-1 Estimerte investerings- og tapskostnader [MNOK] Anlegg Investeringskostnader Tapskostnader Sum kostnader 4,2 km jordkabelanlegg, 1 sett 630 AQ: 15,7 0,8 16,5 kraftledning bestående av 0,6 km 3,4 0,9 4,3 jordkabel 630 AQ ut fra adkomsttunnel og 2,7 km FeAl 240: Kostnadsdifferanse mellom kabel og luftledning 12,2 I tillegg til kostnadene i tabellen ovenfor vil det bli differanse i avbruddskostnader og vedlikeholdskostnader. Avbruddskostnader Siden ledningen er en ren produksjonsledning er det bare tapt produksjon som vil inngå i avbruddskostnader. I tabell 3.2 fremkommer det at det er 6 timer pr. år i differanse på avbruddstiden mellom alternativ 1,5 og 3. Denne differansen skyldes kabelen mellom Rosten og Koia. Differansen i avbruddskostnader er neglisjerbar i forhold til investerings- og tapskostnader. Drift- og vedlikeholdskostnader For PEX-kabler som vil bli benyttet i dette prosjektet er det ikke normalt å drive forebyggende vedlikehold og feil opptrer sjeldent som nevnt i kapittel 3.5. For luftledninger vil forebyggende vedlikehold som befaringer og skogrydding ofte være en større utgiftspost enn nødvendige reparasjoner fordi reparasjoner i forbindelse med feil normalt vil være lite omfattende. Driftog vedlikeholdskostnadene utgjør en relativt liten andel av de totale kostnadene både for kabel og luftledning. 19

21 5.6.2 Kostnader ved å kable eksisterende 22 kv luftledning ved Sel. Tabell 5-2 viser kostnader ved å kable eksisterende 22 kv luftledning som vil gå parallelt med 132 kv luftledning fra punkt A til D (ca.1,8 km). Eksisterende ledning har FeAl 95 line og det bør derfor benyttes TSLF 3x1x400 Al kabel som har tilsvarende strømføringsevne som eksisterende ledning. Tabell 5-2 Estimerte investeringskostnader [MNOK] Anlegg Investeringskostnader Grøftearbeid 0,56 Kabel 400 Al 0,88 2 stk kabelendemaster 0,16 SUM 1,60 20

22 6 Andre vurderte traséer Rustdalen Dette vurderte alternativet vil følge samme trasé som alternativ 1, frem til pkt D. Derfra vil dette traséalternativet følge Rustdalens nordside forbi Selsvatnet frem til den møter bestående 66 kv ledning i pkt L på Vågåruste. Derfra vil traséen følge 66 kv ledningen mot Vågåmo. Det er lagt vekt på å holde avstand fra bebyggelse og innsyn. Traséen passerer områder utsatt for steinras, men det ser imidlertid ut til at ingen mastepunkt trenger å komme i disse områdene. Dette alternativet er forkastet etter stor lokal motstand og etter anbefaling fra NVE. 21

23 7 Arealbruk, offentlige og private planer 7.1 Arealbruk Tiltaket vil berøre Sel kommune og Vågå kommune i Oppland fylke. Luftledningen vil trenge et rettighetsbelte med bredde på ca. 29 m, der det blir nedlagt forbud mot oppføring av viktige bygninger og der ledningseier får rett til å utføre skogrydding. I de partiene der ledningen er planlagt å gå parallelt med eksisterende kraftledninger, må eksiterende ryddebelte utvides med 20 m. Nødvendig økt arealbehov for traséalternativ 1. er vist i Tabell 7-1. Det er små forskjeller mellom de ulike delalternativene og utregningen er derfor bare basert på ett delalternativ. Arealbehovet er basert på alternativ 1.1. Tabell 7-1 økt arealbruk ved realisering av alternativ 1. Alternativ 1 Lengde (km) Nødvendig Byggeforbudsbelte (m) Eksisterende Byggeforbudsbelte (m) Økt arealbruk (dekar) A-D 1,7 parallelt med 20 kv D-E1 0,6 132 kv ledning alene E1-G1 2,4 132 kv ledning alene G1-G3 1,5 132 kv ledning alene G3-H 0,6 Parallelt med 66 kv H-J1 3,2 Parallelt med 66 kv J1-Q 10,7 Parallelt med 66 kv Q-Vågåmo 2, Sum 23,2 453 Nødvendig økt arealbehov for traséalternativ 2 er vist i Tabell 7-2. Tabell 7-2 Økt arealbruk ved realisering av alternativ 2. Alternativ 2 Lengde (km) Nødvendig Byggeforbudsbelte Eksisterende Byggeforbudsbelte (m) Økt arealbruk (dekar) (m) A-W 8,3 132 kv ledning alene W-Q 7,2 Parallelt med 66 kv Q-Vågåmo 2,5 Kabeltrasé Sum

24 Nødvendig økt arealbehov for traséalternativ 3 +1 er vist i Tabell 7-3. I tabellen er det benyttet alternativ Tabell 7-3 Nødvendig økt arealbruk ved realisering av alternativ 3 Alternativ 3 Lengde (km) Nødvendig Byggeforbudsbelte (m) Kraftverk- Eksisterende Byggeforbudsbelte (m) Økt arealbruk (dekar) 3,5 Kabeltrasé E1 E1-G1 2,4 132 kv ledning alene G1-G3 1,5 132 kv ledning alene G3-H 0,6 Parallelt med 66 Kv H-J1 3,2 Parallelt med 66 kv J1-Q 10,7 Parallelt med 66 kv Q-Vågåmo 2,5 Kabeltrasé Sum 24, Offentlige og private planer Gjennomføringen av tiltaket er avgjørende for gjennomføring av følgende tiltak: Rosten vannkraftverk Nedre Otta vannkraftverk 7.3 Offentlige og private tiltak Det vil ikke bli behov for offentlige og private tiltak på eksisterende infrastruktur for å gjennomføre tiltaket. Det benyttes eksisterende adkomster til ledningstraséene og helikoptertransport der det er nødvendig. 7.4 Nødvendige offentlige tillatelser Kraftledningen vil kreve offentlige tillatelser blant annet etter følgende lovverk i tillegg til NVE: Avklaringer med Sel og Vågå kommune om reguleringsplan skal utarbeides. Motorferdselloven- tillatelse til motorisert ferdsel i utmark ved bygging av ledningen. Tillatelse til kryssing av offentlige veier. Tillatelse til kryssing av jernbane. Tillatelse til kryssing av andre ledninger (22 kv, 66 kv, eventuelt Telenor) Godkjenning av Kulturminneetaten i Oppland Fylkeskommune i forhold til potensielle kulturminner, j.fr også konsekvensutredningen. 23

25 7.5 Fremdriftsplan Tabell 7-4 viser fremdriftsplan for tiltaket frem mot ferdigstillelse. Tabell 7-4 Mulig fremdriftsplan frem mot ferdigstillelse År Aktivitet Kvartal Utarbeidelse av forhåndsmelding Utredning av trasèalternativer Meldingsbehandling/Høring Utførelse av KU Utarbeide konsesjonssøknad Konsesjonsbehandling Planlegging, prosjektering Anbud Leveringstid matr., byggeperiode Fremdriften for bygging av kraftledningen blir tilpasset fremdriften på byggingen av Rosten kraftverk. 24

26 8 Forhold til bebyggelse og elektromagnetiske felt 8.1 Eksisterende kunnskap om kraftledninger og helse Kraftledninger omgir seg med lavfrekvente elektriske og magnetiske felt. Elektriske felt skyldes ladningsforskjeller og er uttrykk for hvilke krefter som virker på en ladet partikkel som befinner seg i feltet. Magnetiske felt oppstår ved at ladete partikler er i bevegelse. Som en kortform omtales ofte disse feltene som elektromagnetiske felt. Dette uttrykket må ikke forveksles med elektromagnetiske bølger, som generelt utstråler energi. Det er usikkerhet omkring helsemessige virkninger av lavfrekvente magnetfelt. Temaet ble i 1995 behandlet i en offentlig utredning. NOU (Norges Offentlige Utredninger)-rapport nr 1995:20 inneholder forslag til en forvaltningsstrategi vedrørende elektromagnetiske felter og helse. Rapporten er utarbeidet for Sosial- og helsedepartementet av en tverrdepartemental embetsgruppe. Gruppen mener det er få vitenskapelige holdepunkt for at eksponering for svake elektromagnetiske felt kan ha helsemessige effekter. Samtidig konkluderes det med at elektromagnetiske felt ikke kan betraktes som ufarlige siden det finnes svake epidemiologiske holdepunkt for at eksponering for slike felt kan utgjøre en noe økt risiko for leukemi, selv om funnene er for utilstrekkelige til å foreslå en offentlig regulering av svake elektromagnetiske felt. Den sier videre at det er ingen enkel sammenheng mellom elektriske og magnetiske felt, og at det derfor er uklart om det er det elektriske eller magnetiske feltet som har en virkning, dersom det overhodet er noen av dem. Elektriske felt fra kraftledninger dempes imidlertid i betydelig grad av blant annet husvegger og vegetasjon. Studier synes dessuten å peke i retning av magnetiske felt som mulig årsak, dersom det er en helsemessig effekt av felt rundt kraftledninger. Det magnetiske feltet er bestemt av strømmen som går gjennom ledningen, og ikke av ledningens spenning. Magnetfeltet varierer proporsjonalt med strømstyrken, og varierer over tid i forhold til belastningen. I 2005 er det kommet en ny rapport (2005:8) fra en arbeidsgruppe ved Statens Strålevern [13]. Arbeidsgruppen var nedsatt av Helse- og omsorgsdepartementet (HOD) og Olje- og energidepartementet (OED) for å utdype og konkretisere forvaltningsstrategien om magnetfelt og helse ved høyspentanlegg. Arbeidsgruppen anbefaler ikke nye grenseverdier, og dette samsvarer med vurderingen fra Verdens helseorganisasjon og andre land. Arbeidsgruppen anbefaler at nåværende praksis med å velge alternativer som gir lavest mulig magnetfelt når dette kan forsvares i forhold til merkostnader videreføres. Ved bygging av nye boliger eller høyspentanlegg anbefales det å utrede tiltak som kan redusere magnetfeltet dersom gjennomsnittsverdien av magnetfeltet overstiger 0,4 Tesla i gjennomsnitt over året. Det er viktig å være klar over at utredningsgrensen på 0,4 Tesla skal bygge på en årsgjennomsnittlig eksponering og ikke maksimalverdier av magnetfeltet. Den anbefalte forvaltningsstrategien fra Statens Strålevern ble vedtatt av stortinget i juni Beregning av magnetfelt fra konsesjonssøkte ledning Basert på forventet produksjon fra Rosten kraftverk og gjennomsnittlig belastning i konsesjonsøkt ledning (100 A) og ledninger den konsesjonssøkte ledningen skal parallellføres med, er det gjort en beregning av det gjennomsnittlige magnetfeltet fra den konsesjonssøkte kraftledningen. Figur 8-1 viser resultatene fra beregningen. Beregningen 25

27 Magnetfelt [μt] Konsesjonssøknad 132 kv ledning Rosten - Vågåmo viser at magnetfeltet vil overstige 0,4 μt m fra senterledningen på den konsesjonssøkte kraftledningen. I de delene av trasén der kraftledningen er planlagt parallelt med eksisterende ledninger, vil magnetfeltet overstige 0,4 μt 32 og 24 m fra senterlinjen på den konsesjonssøkte ledningen for 66 og 20 kv ledningen. Årsgjennomsnittlig magnetfelt fra kabelen inn mot Vågåmo, er beregnet til å overstige 0,4 μt 3 m fra kabelsystemets senterlinje. Årsgjennomsnittlig magnetfelt Rosten Vågåmo ved tilknytning av Rosten 2 1,8 1,6 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0, Avstand fra senterlinjen på konsessjonsøkt 132 kv linje [m] Ny 132 kv linje i egen trasé Ny 132 kv linje i parallellt med 20 kv linje Ny 132 kv linje parallelt med 66 kv linje Utredningsgrense 0,4 μt Figur 8-1 Årsgjennomsnittlig magnetfelt fra konsesjonssøkte ledning 8.3 Beregning av magnetfelt fra konsesjonssøkte ledning ved realisering av både Nedre Otta og Rosten Dersom både Rosten og Nedre Otta Kraftverk får konsesjon, vil 132 kv ledningen mellom Ruste og Vågåmo belastes med produksjonen fra begge kraftverkene. Årsgjennomsnittlig belastning vil på ledningen vil øke fra 100 til 300 A. Dette vil medføre at magnetfeltet vil overstige 0,4 μt m fra senterlinjen på den konsesjonssøkte kraftledningen. Ingen eksisterende bolighus vil bli eksponert for et årsgjennomsnittlig magnetfelt på over 0,4 μt. 26

28 Magnetfelt [μt] Konsesjonssøknad 132 kv ledning Rosten - Vågåmo Årsgjennomsnittlig magnetfelt Ruste Vågåmo, ved tilknytning av Nedre Otta og Rosten 4 3,6 3,2 2,8 2,4 2 1,6 1,2 0,8 0, Avstand fra senterlinjen på konsessjonsøkt 132 kv linje [m] Ny 132 kv linje i egen trasé Ny 132 kv linje parallelt med 66 kv linje Utredningsgrense 0,4 μt Figur 8-2 Årsgjennomsnittlig magnetfelt fra konsesjonssøkte ledning 8.4 Eksisterende bebyggelse 100 m fra kraftledningen I NVE sitt konsekvensutredningsprogram pkt. 10 Nærføring og elektromagnetiske felt er tiltakshaver bedt om å kartlegge bebyggelsen i et område på 100 m fra senterlinjen på kraftledningen. Kartleggingen er gjort for alle traséalternativ. I de deler av traséene det er planlagt å bygge kabel er kartleggingen er bebyggelsen kartlagt i et område på 5 m fra senterlinjen. Kart med bygg nærmere enn 100 m fra kraftledningen avmerket er vist i søknadens vedlegg 5,6 og 7. Kartleggingen viser at ingen bygg vil bli eksponert for et årsgjennomsnittlig magnetfelt på over 0,4 μt. I de delene av ledningstrasèen der det er planlagt kabel, vil ingen hus ligge nærmere enn 5 m fra kabelen. Tabell 8-1 Antall bygg innenfor 100 m fra senterlinjen på kraftledningen. Strekning m m Alternativ Stn-A-D-E1-G1-G3-W-Q Vågåmo Alternativ Stn-A-D-E1-F1-G3-W-Q-Vågåmo 3 31 Alternativ Stn-A-D-E2-G2-G3-W-Q Vågåmo Alternativ Stn-A-D-E2-F2-G3-W-Q-Vågåmo 5 21 Alternativ Stn-A-D-E2-F3-G3-W-Q-Vågåmo 0 23 Alternativ 2 Stn-A-W-Q-Vågåmo 0 6 Alternativ Stn-E1-G1-G3-W-Q-Vågåmo 3 23 Alternativ Stn-E1-F1-G3-W-Q-Vågåmo 3 20 Alternativ Stn-E2-G2-G3-W-Q-Vågåmo 5 14 Alternativ Stn-E2-F2-G3-W-Q-Vågåmo 5 14 Alternativ Stn-E2-F3-G3-W-Q-Vågåmo