1.2. Vurdering av tekniske, økonomiske og miljømessige fordeler med simplex-line sammenlignet med duplex-line

Transkript

1

2 2 Bergenssnittet med tilstrekkelig kapasitet til å forsyne maksimallasten. BKK mener at nettet normalt ikke skal dimensjoneres ut fra at to feil inntreffer samtidig. Ideelt sett bør sjøkabelanlegg bygges med avstand lik 2 x dybden mellom hver kabel. Dette vil hindre at man senere får krysninger mellom kablene ved eventuell reparasjon og innskjøting av frisk kabel. Det er imidlertid vanskelig å se for seg en kabeltrasé med bredde på hele 480 m x 5 = 2400 m i Fensfjorden. Vi regner meter mellom fasene som mest fornuftig. En større avstand en dette mellom fasene ville eventuelt være ny praksis i BKK. Nødankring på store dyp er svært usannsynlig. Ved feil nærmere land kan kabelen hentes ved land og legges tilbake til land uten at frisk kabel trenger å krysse eksisterende kabler. Nøyaktig route planning vil bli gjennomført når konsesjon er gitt. Kabeltrasé må tilpasses fjordbunnens batymetri (dvs. topografien under vann) Vurdering av tekniske, økonomiske og miljømessige fordeler med simplex-line sammenlignet med duplex-line Flere ledere gir mindre tap og høyere kapasitet. Simplex hubro vil dessuten produsere en del mer støy enn ledere av flere liner, jf. tabell nedenfor. I tillegg er simplex hubro-linen noe mer krevende å montere. På den andre siden vurderes det som at simplex-ledere er estetisk bedre enn ledere med flere liner. Dette gjelder spesielt i forankringsmaster, der loopene med avstandsholdere viser godt. Også av hensyn til fugl er simplex-ledere fordelaktig å benytte, jf. NVE-rapporten «Fugl og kraftledninger» : «Utforming av kraftledningsnettet er også viktig for å redusere kollisjonshyppighet. Tykke faseledere og jordliner er mer synlige enn tynne. Linekonfigurasjon med flere etasjer med liner gir større sjansen for kollisjon.» BKK anbefaler å benytte duplex parrot mellom Haugsværdalen og Mongstad, på grunn av at ledningen her noen steder vil komme i nærheten av bebyggelse, og hensynet til støy vektlegges. Valget gjøres også ut fra hensyn til at vi får mindre tap og en line som er mindre krevende å montere. Over Haugsværsfjorden blir det et langt spenn. For å hindre sammenslag der vil ytterfasene bli hengende lavere enn midtfasen. Det er ytterligere syv spenn med spennlengde mellom 820 og 1140 meter mellom Haugsværdalen og Frøyset. Tiltak vil bli vurdert for å unngå sammenslag. Mellom Steinsland og Haugsværdalen vurderes duplex parrot benyttet for hele eller deler av strekningen, men for enkelte lange spenn og i områder med store islaster kan duplex parrot bli for svak. Simplex hubro kan derfor være nødvendig å benytte på deler av strekningen. BKK ser helst at linevalg kan avgjøres endelig når det er vedtatt hvilken trasé ledningen skal bygges i og detaljprosjektering påbegynnes. Leder/420 kv Overføringsevne 1 Lyd våt line 2 Lyd tørr line 2 Pris Simplex Hubro 3200 A 53,8 dba 28,8 dba NOK 6,0 mill./km Duplex Parrot 4200 A 45,1 dba 20,1 dba NOK 6,0 mill./km Triplex Grackle 5400 A 35,4 dba 10,4 dba NOK 6,5 mill./km 1) Overføringsevnen er beregnet for midtsommer med solskinn og 100 C som linetemperatur. 2) Lyd er beregnet for en line 13 m over bakken, og 20 m fra senterlinjen. Figur 1. Tabell som viser overføringsevne, støy og kostnader for ulike line-typer Vurdering av behovet for reaktiv kompensering. Arealbruk ved reaktiv kompensering. På grunn av sjøkabelanlegget over Fensfjorden er det behov for reaktiv kompensering, men dette behovet vil dekkes av den planlagte reaktoren på Mongstad som ble konsesjonssøkt i forbindelse med konsesjonssøknaden for 300 (420) kv ledningen Mongstad-Kollsnes. BKK vurderer det slik at det ikke er behov for reaktiv kompensering i de øvrige transformatorstasjonene på forbindelsen Modalen-Mongstad, dvs. Frøyset, Haugsværsdalen og Modalen. Dersom sjøkabelanlegget over Fensfjorden og sjøkabelanleggene mellom Mongstad og Kollsnes utvides med et ekstra kabelsett (jf. kap. 1.1), vil det derimot bli behov for en ekstra reaktor på Mongstad. Arealbehov til en eventuell fremtidig ekstra reaktor er avsatt på situasjonsplanen for den omsøkte Lindås

3 3 transformatorstasjon. Generelt anføres at arealbehovet for en reaktor på 420 kv-siden vil være 320 m 2 for celle og 600 m 2 for bryterfelt Tilknytning av Matre kraftverk til ny transformatorstasjon Overføringsbehovet på 132 kv ledningen fra Matre til ny 300 (420) kv transformatorstasjon i Haugsværdalen vil være 2000 A. Dette inkluderer all planlagt produksjon tilknyttet Matre som vi kjenner til per dags dato. Tallet tar også høyde for at all produksjon skal kunne overføres mot Haugsværdalen transformatorstasjon, slik at man ikke er avhengig av å benytte 132 kv ledningen Matre-Padøy til utmating av produksjon i fremtiden. BKK har utredet og vil fremme søknad på en løsning der eksisterende trasé for 132 kv Matre Frøyset benyttes fra stasjonen i Matre og til like før kryssingen av veien ved Matresvatnet, der det blir en ny mast. Fra denne masten og til litt forbi Kvitskaret blir traséen noe omlagt, deretter følger den eksisterende trasé frem til Haugsværdalen. BKK finner det også hensiktsmessig å tilknytte 132 kv Stordalen-Matre til ny transformatorstasjon i Haugsværdalen, i stedet for Matre. BKK vil derfor bygge denne ledningen på fellesmaster med ovenfor omtalte Matre-Haugsværdalen fra Matresvatnet til Haugsværdalen. Eksisterende dobbeltledning ut fra Matre vil kunne rives. BKK fremmer konsesjonssøknad for disse tiltakene, og nærmere beskrivelse av ledningsanleggene presenteres i søknaden. BKK har også vurdert bruk av jordkabel som alternativ til luftledning fra stasjonen i Matre og frem til første mast på vestsiden av elven. Bruk av kabel her ville for det første frigjøre areal som i dag er båndlagt av eksisterende 132 kv dobbeltledning. Dette er areal som lokalt ønskes utnyttet til andre formål. For det andre går den eksisterende luftledningstraseen nært bolighus. Vi har lagt til grunn at et kabelanlegg ville blitt noe lengre enn dagens luftledning på samme strekning, av hensyn til terrenget, og har kommet til at traseen ville blitt ca. 700 meter lang. For å oppnå den nødvendige overføringsevne på 2000 A, må det benyttes to kabelsett. Vi har lagt til grunn en kabelkostnad på 4 MNOK pr kilometer og grøftekostnad på 3 MNOK pr kilometer. Medregnet de nødvendige endeavslutninger får vi en totalkostnad for et kabelanlegg på den gitte strekningen på ca. 6,1 MNOK. Besparelsen på luftledningsanlegget blir på 3,6 millioner, slik at merkostnaden ved bruk av kabel på den angitte strekning vil bli 2,5 millioner kroner. BKK har imidlertid vurdert bruk av kabel her til å ikke falle innenfor de unntaksbestemmelsene som er gitt av myndighetene for bruk av kabel på høyere spenningsnivå. Vi har derfor valgt å kun søke konsesjon på luftledning Mulighet for sanering av eksisterende ledninger Eksisterende 132 kv ledning Matre-Frøyset vil bli sanert som en direkte følge av at 300 (420) kv ledningen i stor grad blir bygget i samme trasé. BKK har ikke planer om å sanere øvrige ledninger som følge av det omsøkte tiltaket. Det kan på kort sikt være mulig å sanere 132 kv ledningen Mongstad-Seim, men dette forutsetter for det første at det først etableres en ekstra 300(420)/132 kv transformator i Mongstad transformatorstasjon, dvs. en transformator utover det som allerede er omsøkt i konsesjonssøknad for kraftledningen Mongstad-Kollsnes. BKK har ingen umiddelbare planer om å gjøre dette. Som vist i tabellen nedenfor, vil det være en samfunnøkonomisk kostnad ved å gjøre det, og det er også usikkert om miljøfordelene med å rive ledningen oppveier disse kostnadene. For det andre er det en forutsetning at det i området ikke må komme forbruksvekst utover det vi kjenner til per i dag. BKK vil i denne sammenheng peke på at området mellom Mongstad og Seim er et vekstområde. Det er derfor sannsynlig at det i fremtiden kan bli behov for en ny 132/22 kv transformatorstasjon i dette området. Av denne grunn ønsker vi å beholde i det minste traseen til en 132 kv ledning mellom Mongstad og Seim, selv om dagens ledning skulle bli sanert eller muligheten for sanering skulle være til stede.

4 4 Samfunnsøkonomisk nåverdi mill kr 300(420)/132 kv transformator 300 MVA, inkl. transf.celle og 420 kv bryterfelt -55,6 Rivekostnader Mongstad-Seim -13,5 Netto sparte drifts- og vedlikeholdskostnader *) 0,6 Andre kostnadsfaktorer antas uendret. SUM nåverdi -68,5 *) Innsparte årlige drift- og vedlikeholdskostnader på ledningen oppveies av økte drift- og vedlikeholdskostnader til ny transformator med tilhørende utstyr. Figur 2. Tabell som viser samfunnsøkonomisk nåverdi ved å rive 132 kv ledningen Mongstad-Seim. Kalkulasjonsrente: 4,5%. 30 års analyseperiode og levetid. Det konsesjonssøkte tiltaket gir redusert behov for 132 kv ledningen Matre-Padøy, forutsatt at det i fremtiden settes inn en trafo nr. 2 i Haugsværdalen. I dag er Matre-Padøy hovedtransportveien for utmating av produksjon fra Matre. Det omsøkte tiltaket blir dimensjonert til å kunne ta i mot all produksjon i Matre kraftverk, slik at man ikke vil være avhengig av å beholde ledningen Matre-Padøy i fremtiden (jf. pkt 1.4). Imidlertid finnes det andre momenter som gjør at det er ønskelig å beholde ledningen Matre- Padøy også i fremtiden. Ledningen gir for det første økt forsyningssikkerhet til Bergen. Dessuten gir den mulighet for etablering av en ny transformatorstasjon ved Romarheim for tilknytning av ny produksjon fra bl.a. sørvestre delen av Modalen kommune. Av disse årsakene ønsker ikke BKK å sanere ledningen Matre-Padøy i nær fremtid. Det er likevel mulig når teknisk levetid på ledningen utgår, om ca. 20 år, at den ikke vil bli fornyet. 2. Alternative systemløsninger 2.1. Kort vurdering av foreslått systemløsning med ledning fra Modalen via Romarheimsdalen og Masfjordnes og sjøkabel til Lindåshalvøya BKK legger til grunn at den foreslåtte ledningstraseen som ønskes vurdert, går fra Modalen via Romarheimsdalen til Masfjordnes, og derfra med sjøkabel over Fensfjorden til Mongstad. En 300 (420) kv ledning i denne ledningstraseen vil styrke forsyningssikkerheten til Bergenssnittet, men legger ikke til rette for at ny fornybar kraftproduksjon i Gulen, Masfjorden og Høyanger sør skal kunne tilknyttes nettet. I disse kommunene har BKK registrert til sammen 235 MW planlagt vannkraftproduksjon og 365 MW planlagt vindkraftproduksjon. For at denne produksjonen skal kunne tilknyttes nettet med en slik systemløsning som nevnt ovenfor, må følgende ekstratiltak utføres: kv ledningen Frøyset-Mongstad må erstattes av en kraftigere ledning med kapasitet 1800 A. - I Mongstad transformatorstasjon må det etableres en 300/132 kv transformator nr. 2 på 300 MVA. - Eksisterende 132 kv ledning fra Matre til Romarheimsdalen må erstattes av en kraftigere 132 kv ledning med kapasitet 2500 A. - Det må etableres en 300/132 kv transformatorstasjon i Romarheimsdalen. Nødvendig transformatorkapasitet her vil være 2x300 MVA. Kort sammenligning av alternativ ledningstrasè (med tilhørende ekstratiltak) kontra omsøkt løsning: - Likeverdig med hensyn til forsyningssikkerhet. - Koster like mye eller mer. - Vil gi betydelig høyere nettap (på grunn av 132 kv føringene). - Flere kilometer ny stålmastledning. - Mindre fleksibel og mindre fremtidsrettet nettløsning (på grunn av 132 kv føringene, som har begrenset kapasitet). - Ingen sanering av eksisterende ledningsanlegg.

5 5 3. Trasé og anleggsplassering 3.1. Delstrekning Modalen-Matre Til høringen av konsesjonssøknaden kom det merknader fra bl.a. Fylkesmannen i Hordaland og Direktoratet for Naturforvaltning som mener at krysningen av Steinslansvatnet vil gi en stor påvirkning på landskapet og er bekymret for reduksjon av INON-områder. Fylkesmannen i Hordaland frarådet sterkt bygging av ledning etter omsøkte traseer her. Modalen kommune og grunneiere ved Straume har konkret ønsket et nordligere traséalternativ, for å unngå krysningen av Steinslandsvatnet. Nordligere alternativ imøtekommer også merknader som har kommet fra Matre-siden, der det har blitt ytret ønske om å få flyttet alternativ 1.1.a lenger nord. BKK har vurdert og utredet et nytt trasé-alternativ hvor vi lar ny 300 (420) kv ledning følge eksisterende 300 kv ledning fra Modalen til Steinsland og så krysse gjennom Stølsheimen lenger nord enn tidligere omsøkt. Vi mener at vi for denne strekningen har funnet en trasé som totalt sett er bedre tilpasset terrenget og landskapet enn tidligere omsøkte alternativer 1.1 og 1.1a, bl. a. ved at krysning av Steinslandsvatnet unngås. Nytt trasé-alternativ for strekningen Modalen-Matre vil være omtrent like langt som tidligere omsøkte alternativer, men med behov for noen flere master. BKK velger å fremme dette alternativet som et tillegg til de allerede omsøkte alternativene. En mer detaljert skildring av traséalternativet gis i tilleggssøknaden Kvitskaret som alternativ plassering for transformatorstasjon Både Masfjorden kommune og grunneiere har krevd utredning av Kvitskaret som alternativ lokasjon for ny transformatorstasjon ved Matre. Kravet har blitt begrunnet både med å få stasjonen flyttet utenfor allfarvei og med vern av dyrkningsjord i Haugsværdalen. Grunneierne har også ytret at de heller vil ha stasjon i Kvitskaret enn tre ledninger som klausulerer store deler av Kvitskaret (1 stk stk 132 kv ledninger). BKK har fått utført følgende: Vianova Plan og Trafikk har beregnet mulige vei-løsninger til Kvitskaret basert på 3D-modell av terrenget. BKK Produksjon har befart Kvitskaret og mulige veitraseer i februar Veiløsningene er vurdert basert på profiler generert fra Vianovas modell. Både Vianova og BKK har hatt kontakt med Statnett Transport for vurdering av de utredede alternativer og om hvilke begrensninger i stigning og kurvatur som må settes. BKK Nett har utredet fire ulike plasseringer av selve stasjonen i Kvitskaret. Konklusjonen er at det er plass til stasjon i skaret, men grunnforhold m.v. er ikke nærmere vurdert. To av lokasjonene er konsekvensutredet. Vianova har i sin oppstilling kun tatt hensyn til forenklende forutsetninger for en 3D-prosjektering av veien. Utredning av grunnforhold, anleggsteknikk, rassikring og drift og vedlikehold er ikke inkludert i deres arbeid, men må arbeides videre med før det kan sies noe sikkert om byggbarheten. BKK Produksjon har gått videre med noe av dette, men kommenterer at optimalisering av veilinje kombinert med undersøkelse av grunnforhold i tjern, samt steinsprang/snøskred-fare må utredes ytterligere dersom prosjektet skal realiseres. Geologiske forhold må eventuelt også utredes nærmere, ikke minst for mulige tunneler. BKK ser følgende fordeler med Kvitskaret som lokasjon for transformatorstasjon: Stasjonen blir plassert ute av syne for lokalbefolkning og forbipasserende på E39. Kraftledningen får kortere fellesføring med 132 kv ledningene fra Matre og Stordal. Heri ligger også en kostnadsbesparelse. Støy fra transformatorer blir ikke nevneverdig tema. Teknisk bedre og rimeligere linjeføring for 420 kv ledningen videre mot Mongstad når denne ikke trenger å gå nedenom stasjonstomt i Haugsværdalen.

6 6 BKK ser følgende ulemper med Kvitskaret som lokasjon for transformatorstasjon: Må etablere ny vei opp i fjellet, hvilket vil være et stort og kostbart naturinngrep. Vanskelig å få til en vei med tilfredsstillende stigning. Statnett Transport krever maksimalt 10%. Stort masseoverskudd. ViaNovas masseberegning angir et masseoverskudd på ca m 3 fra veien, av dette utgjør tunnelmassene ca. 40% (for alternativ med kort tunnel). Noe av dette kan imidlertid benyttes til planering for stasjonen. Drifts- og vedlikeholdsutgifter øker. Stasjonen må være tilgjengelig hele året. Brøyteutgifter. Vanskelig å utvide stasjonen hvis fremtidig behov. Trangt om plassen i det aktuelle området. Geologiske forhold, herunder rasfare, i Kvitskaret er ikke tilstrekkelig undersøkt. Uansett kommenterer BKK Produksjon at området ved Botnatjørna fremstår som rasfarlig m.h.t. steinsprang. Nordsiden av dalen mot Bjørnetona vurderes som rasfarlig for snøskred. En vei til Kvitskaret må være utformet slik at transformator på 250 tonn kan transporteres opp. Vianova har i sin grovprosjektering lagt til grunn: Ca. 4 meter bred kjørebane med 0,5 m skulder, totalt 5 m kjørebanebredde. I fjellskjæring sprenges smal grøft på innsiden, ca. 1,5 meter. (Mindre enn kravet etter veinormalene). Maksimal stigning 10 %. Minimum svingradius 31 m. Maksimal stigning i vendesving 7 %. Statnett Transport har vært tydelig på at 10% stigning er maksimalgrense for hva de kan forsere med transformatortransporten. Statnett Transport har videre kommentert at 7% stigning i vendesving er for mye. Vianova fant imidlertid at dette var et parameter som måtte beholdes for i det hele tatt å komme opp. Grunndataene i området er dårlige 5 meter koter -, og det er derfor knyttet usikkerhet til prosjekteringen. Således er det uvisst om det i det hele tatt er mulig å komme opp med vei innenfor de rammene som transportøren har definert. Vianova kom opprinnelig frem til to ulike løsninger, en med vei i dagen helt opp til stasjonen, og en løsning med 400 meter lang tunnel den øvre delen av strekningen. Tunnel ble valgt for å unngå å få øvre del av veien i et langt og til dels dypt skar med stor fare for snøfang. Det er disse to alternativene som er visualisert i VR-modellen og som er forelagt fagutrederne for konsekvensutredningen. BKK Produksjon har også tatt utgangspunkt i disse to alternativene. Uavhengig av om veien skulle bygges med kort tunnel eller ikke, ville den medføre et betydelig terrenginngrep, hvilket også fagrapporten for landskap fremhever som negativt med løsningen. Veien ville også, for begge alternativenes del, by på store utfordringer m.h.t. rassikring og drift, ikke minst vinterstid. Utredet alternativ innebærer veiskjæring med høyde opp mot 25 meter og veifylling med høyde opp mot 10 meter over eksisterende terreng. Videre anføres at det for begge alternativene foreligger en utfordring m.h.t. krysning av en elv med enten bro eller kulvert i første vendesving. Vianova har i sin rapport datert tatt høyde for at prosjektert vei var for bratt i kurvene og at usikkerheten m.h.t. realiserbarheten var for stor. Vianova har derfor funnet frem til ytterligere et nytt alternativ, basert på en lang tunnel. Vianova har i rapporten basert seg på to ulike løsninger, med henholdsvis en kort og en lang tunnel. Vei helt uten tunnel er ikke mulig å anbefale. For alternativ med kort tunnel knyttes det usikkerhet: «Vegen ligger konstant på 10 % og man har lite eller ingenting å gå på om kartverket skulle vise seg å være feil eller utilstrekkelig. «For nytt alternativ med lengre tunnel vil første vendesving komme etter 400 meter vei i friluft. Veien går deretter over i et påhugg for tunnel ved 450 m. Herfra går veien i tunnel helt opp til stasjonsområdet, en strekning på 1550 meter. Tunnelløsningen vil være vesentlig dyrere, men anleggsteknisk enklere. Utfordringen med bro eller kulvert ved første vendesving unngås også. BKK Produksjon gjorde et grovt anslag på kostnader knyttet til forslaget fra Vianova med kort tunnel. Denne veien ville ha byggekostnader på ca. 39 millioner kroner +/- 25%. Kostnadsøkningen siden BKK Produksjons overslag fra før konsesjonssøknad i 2010 skyldes innføring av tunnel, midlertidig anleggsvei, håndtering av masser, samt tidligere undervurdering av avledning av elv. Overslaget er grovt, det er ikke

7 7 gjort vurdering av kvalitativ usikkerhet. Vianova har imidlertid uttalt eksplisitt at det tryggeste alternativet er det alternativet som består av 450 meter vei i friluft og 1550 meter tunnel. Dette alternativet er ikke fullstendig kostnadsberegnet, men i følge BKK Produksjon kan vi regne med ,- kr / meter for tunnel. Dette gir en anleggskostnad på 39 millioner kroner kun for tunnelen. I tillegg kommer da kostnader til etablering av 450 meter vei i friluft lengst nede. Grunnarbeid stasjon Kvitskaret versus stasjon Haugsværdalen er ikke utredet. Eventuelle forskjeller i kostnader på dette punktet kan derfor ikke sammenlignes. Ettersom en stasjon i Kvitskaret ville gitt kortere strekning med dobbel 132 kv ledning fra hv. Stordalen og Matre, i tillegg til at den videre føringen for 420 kv ledningen blir enklere og med færre mastepunkter, regnes det med en besparelse på ca. 15 millioner kroner i Kvitskarets favør hva gjelder ledningsanleggene. BKK har som alt nevnt, fått Kvitskaret som lokasjon for transformatorstasjon og tilhørende tilkomstvei konsekvensutredet. Fagrapportene skal her kun kort refereres, i og med at BKK ikke ser grunnlag for å gå videre med dette alternativet, jf. nedenfor. Fagrapporten for landskap kommenterer at selve stasjonen ligger godt plassert og lite eksponert i landskapet. Rapporten mener at også ledningene frem til stasjonen vil være godt tilpasset landskapet, og finner det positivt at 132 kv ledningene ikke føres inn i landskapsrommet ved Haugsværvatnet. Rapporten er imidlertid negativ til den videre føringen av 300 (420) kv ledningen fra Kvitskaret og over Haugsværvatnet. Landskapsrapporten er videre svært negativ til tilkomstveien, og omtaler selv alternativet med kort tunnel som «et stort inngrep i hele dalsiden». Siden alternativet med lang tunnel kom opp sent i prosessen, er denne løsningen ikke vurdert i konsekvensutredningen. Fagrapport for friluftsliv vurderer lokaksjonen for stasjonen til å ha små negative konsekvenser, men mener også at det er litt negativt at ledningen videre føres høyt i terrenget over Haugsværdalen. Fagrapporten for reiseliv vurderer forslaget til å ha små negative konsekvenser. Fagrapport for kulturminner kommenterer derimot at en transformatorstasjon i Kvitskaret vil komme nærmere kulturmiljøet i Matresdalen. Rapporten viser til at det ene alternativet endatil er plassert helt fremme i skaret ned mot Matresdalen og vil bli synlig fra kulturmiljøene der. Tilkomstveien til Kvitskaret vil gi en negativ visuell virkning på kulturlandskapet i Haugsværdalen. For landbruk vil en stasjon i Kvitskaret ha ubetydelig til liten negativ konsekvens. Stasjonstomten vil beslaglegge grunn for lavproduktiv blandingsskog, i motsetning til Haugsværdalen, der det er myrlendt mark av lav og middels bonitet med blandingsskog. For INON, naturtyper, flora, fugl og annen fauna er virkningene små. Figur 3. Stillbilde fra VR-modellen som viser veiinngrepet i terrenget ved alternativ med kort tunnel til Kvitskaret. BKK ønsker ikke å søke om konsesjon for alternativ plassering av transformatorstasjon i Kvitskaret. Dette begrunnes i hovedsak med at mulighetene for nødvendig adkomst er altfor usikre samtidig som konsekvensene for omgivelsene er svært store (jf. konsekvensutredningen). Alternativet med å bygge en lang tunnel er en løsning som det også er noe usikkerhet knyttet til, men som uansett vil være svært

8 8 kostbar. De store kostnadene til bygging av tunnel ville møtes kun delvis av den kostnadsreduksjonen som oppnås ved at trasé for dobbel 132 kv ledning samtidig blir kortere. BKK vurderer de store merkostnadene knyttet til Kvitskaret opp mot fagrapportene fra konsekvensutredningen før konsesjonssøknad i Fagutrederne var den gangen ikke særlig negative til Haugsværdalen som lokasjon for transformatorstasjonen. Fagrapport for landbruk kommenterte f. eks. ikke god dyrkningsjord i dalen, og konsekvensen av stasjon i Haugsværdalen ble av fagutreder vurdert til liten negativ. Den mest negative konsekvensen av stasjon i Haugsværdalen var for landskap, vurdert til middels negativ. Konklusjonen er derfor etter vår mening at usikkerhet og ikke minst kostnader knyttet til Kvitskaret som lokasjon for ny transformatorstasjon ikke står i forhold til de negative konsekvensene som det allerede omsøkte alternativet, dvs. Haugsværdalen, vil gi. Det kan i denne sammenheng også anføres at Haugsværdalen allerede er belastet av tekniske inngrep, dominert av E39 som går gjennom dalen. Vi mener også at Kvitskaret ikke vil bli mindre belastet med en stor transformatorstasjon enn med de tre ledningene (derav to på felles masterekke), jf. grunneiermerknad om dette. BKK har også driftsmessige betenkeligheter til veiløsningene, både vei i dagen og i tunnel, f. eks. m.h.t. vedlikehold og sikring. Det må også has i mente at en tunnel, dersom den skal være åpen for andre enn BKK, måtte sikres på en bedre måte og underlegges bedre rutiner enn om den kun skulle tjene til BKKs egne transporter. Figur 4. Kartutsnitt som viser traséalternativ 2.1 som ble utredet. Dette alternativet er ikke forenlig med transformatorstasjon i Haugsværdalen, og blir derfor ikke søkt på Vurdering av alternative traseer forbi Kvamsdalen Om traseen forbi Kvamsdalen har det kommet mange innspill. Både Fylkesmannen, Direktoratet for Naturforvaltning, Masfjorden kommune og grunneiere på Kvamsdal har bedt om at BKK må finne alternative løsninger på denne strekningen for redusere konsekvensene for landskapet. Eksisterende trasé for 132 kv ledningen gjennom Kvamsdalen blir ansett for å komme for tett på bebyggelsen i Kvamsdalen, i tillegg til at den krysser nært ved Kvamsdalsstølen. Omsøkt trasé 1.4 over Geiteberget/Vardefjellet har blitt møtt med motstand på grunn av at ledningen i denne traseen vil bli stående i silhuett og bli svært godt synlig i landskapet over store områder. BKK har utredet en alternativ trasé som går på sørsiden av Geiteberget/Vardefjellet, et godt stykke nede i fjellsiden, men likevel på god avstand fra eksisterende bebyggelse. BKK mener at en ny trasé på

9 9 sørsiden av Vardefjellet imøtekommer de mest vesentlige innvendingene som har vært reist mot begge de omsøkte alternativene, alt. 1 og 1.4, på denne strekningen. BKK velger derfor å fremme dette alternativet som et tillegg til de allerede omsøkte alternativene. En mer detaljert skildring av traséalternativet gis i tilleggssøknaden Flytting av fjordspennmast ved Haugsværdalen Grunneiere på Matre, Trodal og Haugsvær har i felles høringsmerknad til konsesjonssøknaden foreslått at mastepunkt for fjordspennet på Haugsvær flyttes. BKK har utredet et alternativ hvor fjordspennmasten på Haugsvær flyttes 300 meter i sørlig retning, dvs. lenger opp på Nonklettfjellet. Fjordspennmasten på Solheim-siden beholdes. Ved denne løsningen blir ledningstraseen fra transformatorstasjonen i Haugsværdalen og frem til fjordspennet ca. 180 meter kortere. På den andre siden blir fjordspennet 100 meter lenger. Dette er uheldig, da det vil øke faren for sammenslag noe, men det antas at faren fortsatt vil være akseptabel. På grunn av kortere ledningstrasé vil slik flytting trolig gi en kostnadsbesparelse sammenlignet med omsøkt trasé. BKK velger å fremme dette alternativet som et tillegg til det allerede omsøkte alternativet. En mer detaljert skildring av flyttingen gis i tilleggssøknaden Bruk av eksisterende ledningstrasé forbi Stemmevatnet ved Solheim Både grunneiere og Masfjorden kommune har i sine høringsmerknader til konsesjonssøknaden krevd at BKK må la den nye kraftledningen følge traseen for eksisterende 132 kv ledning forbi Stemmevatnet ved Solheim. Bakgrunnen for at BKK i konsesjonssøknaden i 2010 ikke fulgte eksisterende ledningstrasé forbi Stemmevatnet var at ny trasé ville gi færre eller lavere master og dermed være en rimeligere løsning. BKK har nå vurdert i alt tre alternativer for fremføring av kraftledningen i dette området, dvs. to alternativer i tillegg til den allerede omsøkte traseen. Eksisterende trasé for 132 kv ledningen går relativt nært en skytebane. Å følge eksisterende trasé med ny 420 kv ledning er mulig uten å komme i konflikt med skytebanen og tilhørende hus, men denne traseen vil kreve flere eller høyere master enn den traseen som allerede er omsøkt. Det tredje alternativet, som gikk ut på å trekke ledningstraseen enda lenger bak (nordover), er forkastet av hensyn til at kraftledningen må holdes utenfor skytebanens sikringssone. BKK finner at merkostnaden med å følge eksisterende trasé ikke er stor. Vurdert opp mot det forhold at det har kommet ønsker om å benytte denne traseen og at det generelt blir vurdert som minst konfliktfylt å benytte en allerede innarbeidet kraftledningstrasé, velger BKK å fremme dette alternativet som et tillegg til det allerede omsøkte alternativet. En mer detaljert skildring av trasé-alternativet gis i tilleggssøknaden Justering av trasé lenger bort fra bebyggelsen i Eikemodalen Det har blitt anført mot bruk av omsøkt trasé i traseen for den eksisterende 132 kv ledningen på Eikemo både at ledningen vil komme tett på husene og at den vil bli godt synlig i landskapet. I høringen av konsesjonssøknaden fremkom det merknader om dette både fra grunneiere og myndigheter. BKK har utredet en løsning hvor kraftledningen etableres lenger vekk fra bebyggelsen på Eikemo. Ny trasé er lagt lenger sør, hvor kraftledningen dessuten får bakgrunnsdekning. Trasélengden øker med ca. 200 meter med dette forslaget, men kostnadsøkningen oppveies delvis ved reduksjon i stålvekt. Etter BKKs mening vil denne nye traseen være svært gunstig m.h.t. estetikk, da mastene som kommer nærmest Hellenovfjellet får en svært god bakgrunnsdekning, og dessuten unngås det en svært høy forankringsmast relativt nær vei og bebyggelse. BKK fremmer konsesjonssøknad for nytt trasé-alternativ forbi Eikemo, og nærmere beskrivelse av traseen presenteres i søknaden.

10 Justering av trasé nordover ved Solhaug Ved Solhaug / Fossdal kom det i høringen av konsesjonssøknaden merknad fra grunneier som ønsket å få ledningstraseen flyttet lenger nord og oppover i fjellsiden for å få bedre avstand til et fremtidig hyttefelt som er inntegnet i kommuneplanens arealdel. BKK har funnet en god trasé som går høyere oppe i fjellet og på god avstand fra det omtalte fremtidige hyttefeltet. Teknisk sett er dette en god løsning, og konsekvensutredningen har ikke avdekket spesielle forhold som tilsier at dette nye alternativet er dårligere enn tidligere omsøkte alternativ. BKK fremmer konsesjonssøknad for ny trasé forbi Solhaug/Fossdal, og nærmere beskrivelse av traseen presenteres i søknaden Tiltak ved Daaes foreslåtte naturpark Høringsmerknader har kommet blant annet fra to av grunneierne ved Sleirsvatnet. Den ene grunneieren motsetter seg at en 52 meter høy mast plasseres på holmen i Sleirsvatnet (alt. 1.5), en løsning heller ikke fagutreder for landskap var positiv til. Den andre grunneieren ønsker å utvikle gårdsturisme, og har derfor ønsket å få vinkelpunkt i eksisterende 132 kv ledningstrasé bort fra sin eiendom. Videre mener han at mastene må bygges som skulpturer som passer inn i en fremtidig naturpark. BKK har utredet et nytt trasé-alternativ hvor vinkelmastepunktet i eksisterende/omsøkt trasé på Dalset unngås uten å måtte benytte holmen i Sleirsvatnet som nytt mastepunkt. For det nye utredete alternativet økes avstanden fra tunet til nærmeste mast fra ca. 180 til nesten 500 meter. Masten vil riktig nok bli ca. 42 meter høy, men vil bli skjermet på grunn av høydedraget som ligger mellom tunet og mastepunktet, og vil etter våre beregninger ikke bli synlig fra tunet. BKK har tidligere i prosessen valgt å ikke vurdere skulpturpregede master, da vi i stedet valgte å satse på landskapstilpasset mastedesign, som ville gi master som var mer dempende enn fremtredende (i motsetning til skulptur-master). Fagutreder for design prefererte Eikemodalen for bruk av landskapstilpassede master. BKK fremmer konsesjonssøknad for ny trasé forbi Sleirsvatnet, og nærmere beskrivelse av traseen presenteres i søknaden Vurdering av foreslåtte justeringer av traseen på strekningen Frøyset-Mongstad Til konsesjonssøknaden kom det høringsmerknad fra grunneier på Høyvik ved Vestrelifjellet som har ment at omsøkt trasé-alternativ 1.6 vil rasere gårdens eneste drivverdige furuskog, i tillegg til at ledningen vil splitte eiendommen hans på langs. I tillegg har Ytre Haugsdal grunneigarlag bedt om at alternativ 1.6 må justeres litt slik at ledningen krysser Svelivatnet, men legges nord for Vardefjellet, ikke over. BKK har vurdert ønsket fra grunneieren på Høyvik, og har utredet en alternativ trasé som er en tilpasning av dette. Vårt forslag følger ikke grunneierens ønske fullt ut, da hans forslag impliserte føring av ledningen lavere ned i et ellers kupert terreng, hvilket vi har funnet utfordrende og fordyrende. Vårt nye forslag medfører at den ene masten må plasseres nokså høyt oppe på Vestrelifjellet, og er landskapsmessig således ikke det gunstigste. Vi har vurdert mange andre alternative løsninger i det aktuelle området, mer eller mindre variasjoner over tidligere omsøkte alternativer og forslaget som ble fremmet av grunneieren. Det forslaget som nå fremlegges, vurderes av oss som det beste av nye varianter. BKK fremmer konsesjonssøknad for ny trasé alt. 2.6, og nærmere beskrivelse av traseen presenteres i tilleggssøknaden. BKK har også vurdert innspillet om å flytte alternativ 1.6 til nord for Vardefjellet. BKK ser ikke at det å flytte ledningen lenger nord skulle gi noen positiv virkning for landskapet. Vi antar at hensynet bak innspillet var å få ledningen lenger vekk fra toppen av Vardefjellet og således lavere i landskapet. Imidlertid har BKK funnet det nødvendig å forskyve traseen for alt. 1.6 mot Fensfjorden noe mot vest på grunn av nærføring til skytebanen i Iledalen. Denne forskyvningen gir en god løsning i kombinasjon med

11 11 å la ledningen gå lenger vest for toppen av Vardefjellet, nede i søkket. Den blir således liggende lavere i landskapet. For nærmere beskrivelse av dette endringsforslaget henviser vi til søknaden. 4. Utforming av master og transformatorstasjoner 4.1. Status landskapstilpasset mastedesign BKK viser til Widenoja Designs rapport fra 2010 om design som avbøtende tiltak. BKK har i 2011 kjørt et utviklingsprosjekt for den såkalte «Eikemo-masten», der Sweco ble engasjert til å utrede en brukbar mast basert på Widenojas konsept. BKK har sammen med designer og konsulent videreutviklet konseptet til en gjennomarbeidet typeløsning. Masten vil, opp til underkant av travers (undergurt), bestå av to krumme limtreelement, resten av masten, dvs. toppspir og travers, er forutsatt utført i lakkert stål. Masten må settes på et betongfundament og stives av med i alt fire kraftige barduner. BKK har utredet bruk av fem designmaster i den tidligere omsøkte traseen ved Eikemo (alt. 1). BKK finner det naturlig å vurdere bruk av designmastene på Eikemo, ettersom det var nettopp for traseen og landskapsrommet der at Widenoja utviklet «Eikemomasten». BKK fremmer konsesjonssøknad for bruk av designmaster, og nærmere beskrivelse av kostnader m.v. presenteres i søknaden. Figur 5. Utviklet mast basert på konseptet «Eikemo-masten» Vurdering av å bruke lavere og flere master for å gi reduserte visuelle virkninger Generelt prøver BKK å grovprosjektere kraftledningene slik at de ligger best mulig i terrenget samtidig som hensyn til økonomi taes. Kraftledningen skal samtidig være robust og tåle store påkjenninger for lang fremtid. Dette er hensyn som må balanseres på en fornuftig måte. Terrenget som omsøkte kraftledning Modalen-Mongstad går gjennom, er utfordrende med sine mange knauser, koller, daler og søkk. Planlegging av ledningstrasé og mastehøyder tar utgangspunkt i at vi skal få en så lav og samtidig optimal ledning som mulig. Å skyte inn flere master for derved å få strømførende liner som ligger lavere i landskapet vil i det utfordrende landskapet som omsøkte ledning i stor grad krysser gjennom, etter vår vurdering ikke gi en like god effekt som i et flatere og mindre kupert landskap. I fagrapporten om design som avbøtende tiltak fra 2010 vurderte Widenoja Design utvikling av alternative mastetyper som skulle gi en dempende effekt i landskapet, jf. pkt. 4.1 ovenfor. BKK søker om å benytte spesialtilpassede master ved Eikemo i Masfjorden. Dette er en mastetype som på grunn av sin konstruksjon ikke kan gjøres høye. BKK har etter innspill også sett på andre strekninger hvor lavere master ville hatt en god effekt, f. eks. i Haugsværdalen hvor BKK nå vurderer bruk av lave H-master, jf. pkt. 4.3 nedenfor. BKK har også fått anbefalt bruk av lave master ved Steinsvatnet i Gulen og ved Kvamsdalsvatnet. Disse traseene er imidlertid ikke preferert av BKK, og vi har derfor valgt å ikke vurdere mastepunkt og mastehøyder nærmere her.

12 12 For høyfjellsstrekningene finnes det sikkert delstrekninger hvor det vil være mulig å sette inn flere master, men en ledning som henger lavere over bakken er ikke ønskelig i fjellet, av hensyn til de store snømengdene som må påregnes der Utforming av ny transformatorstasjon Haugsværdalen Det vises også for dette temaet til Widenojas rapport om design som avbøtende tiltak fra Vi har vurdert Widenojas forslag for å se hva som er mulig å få til i praksis, både med hensyn til etablering og fremtidig drift av anlegget. BKKs merknader er referert nedenfor. Disse er også sendt tilbake til Widenoja, som har gitt en oppdatert vurdering av utforming av stasjonen. Widenojas notat følger som vedlegg 4. Widenoja har dessuten vurdert utformingen av stasjonen på nytt med basis i at situasjonsplanen for stasjonen er noe endret siden For det første er stasjonen gjort noe større fordi vi har funnet det hensiktsmessig å sette av plass til et ekstra fremtidig felt. Videre har vi tatt høyde for at stasjonen kan bli klassifisert som klasse 3, og derfor tegnet gjerdet rundt stasjonen i tråd med de for klasse 3 gjeldende avstandskrav. Videre har vi vurdert å flytte kontrollromsbygget til motsatt side av stasjonen. Ved å plassere bygget på siden nærmest veien oppnår vi at ærender til bygget kan skje uten å måtte passere gjennom hele anlegget. Vi har også funnet det nødvendig å flytte det ene mastepunktet. Forslag Betongsøyler ved hver ende av innstrekkstativene. BKKs vurdering - For at et vanlig stålstativ skal kunne få håndterbare krefter ved terrengnivå, må et slikt stålstativ ha en bredde nede ved terrenget på minst 2,5 meter. I et betongrør må armeringen ta opp de samme strekkreftene som stålet i et stålstativ, noe som fører til at vidden i bunn på et betongrør må være minst like stor som for et stålstativ. Vi antar at diameter vil bli minst 2,8 meter. Derfor er vi redd for at en slik betongsøyle på enden av innstrekkstativene vil bli vesentlig mer dominerende enn hva intensjonen har vært. Dette vil også føre til at feltbredden vil måtte økes ca. 1,5 meter for å opprettholde nødvendige avstander mellom fasene og betongsøylen. - Videre vurderes det som vanskelig å få produsert slike kone betongrør, slik at kostnaden fort kan komme opp mot 1 million kroner pr stk. Det antas at en betongsøyle må støpes på stedet. (En vanlig forgitret stålsøyle antas å ha en kostnad på ,- kroner). - Dersom det senere vil bli behov for å utvide transformatorstasjonen med flere felt, mener vi at å bygge på stativet med et mer «vanlig» eller en ny betongsøyle vil gjøre en slik utvidelse komplisert og gi stasjonen et mer rotete inntrykk. Vår vurdering er at en betongsøyle vanskelig kan flyttes. Skisse nedenfor er en bearbeiding av et normalt 420 kv stativ, hvor den ene søylen er erstattet av en betongsøyle. Feltbredden er her utvidet med 1 meter for at ytterfasen skal få tilstrekkelig avstand til jord (betongveggen). BKK tror at denne utvidelsen er et minimum av hva som må forventes. BKKs forslag til alternativer: 16-kantet stålrør (som Ocas-mastene i dag) disse er noe koniske. Dimensjonen må selvsagt økes tilsvarende som for betongrørene omtalt ovenfor. Stålrørene kan farges. Dersom betongsøylene utføres som frittstående søyler, som obelisker, ved hvert hjørne vil ikke de samme kravene til fysikk måtte oppstilles. En klar ulempe er at rørene da ikke ville ha noen praktisk funksjon.

13 13 Vri stasjonen for å spare en forankringsmast eller redusere kreftene som virker på innstrekkstativene slik at disse kan gjøres mindre Søylene lyssettes innvendig med varmt blågrønt lys. Mørk grålig fargetone på samleskinner, skillebrytere, stativ osv. Farge vegger utenfor trafoceller med mørkere bygningsplater I same kulør som bygningen for kontrollanlegget. Tones ned i forhold til betongsøylene. Bygning utformes med skrånende tak og for øvrig slik at den oppleves som del av stasjonens bakvegg. Etablere stasjonen på flere nivåer i terrenget Bryte opp grunnflaten med mørkere felter med fragmentert mønster internt. Nedtonede/lavere master i alternativ utforming på Mongstadsiden i Haugsværdalen, omtalt og tegnet som Haugsvær 1 og Haugsvær 2 i rapporten Mastene på Modalensiden av stasjonen bør plasseres slik at ledningene krysser vinkelrett på veien. Oppheng for 132 kv ledningen bør være horisontalt, men helst bør det brukes jordkabel. Vi må uansett ha en forankringsmast maksimalt 100 meter fra stasjonen, ellers vil kreftene som virker på innstrekkstativene bli større. Innstrekkstativene kan således ikke dimensjoneres for mindre krefter enn hva det allerede er lagt opp til. Dette vil trolig gå bra. Vi er imidlertid noe usikre på hvor lysarmaturene bør monteres. Vi ser også utfordringer m.h.t. fremtidig drift, med behov for tilkomst til armaturen klatring innvendig eller utvendig på rørene, og behov for eventuell adkomst/inspeksjonsluke i bunn av søylene. Dette går bra. Vi har også konferert med driftsmiljøet, som ikke ser betenkeligheter med maling av viktige komponenter. Dette går bra. Utforming av bygning som foreslått er kurant å gjennomføre, men utforming må vurderes på nytt som følge av at BKK har funnet det formålstjenlig å flytte bygningen til motsatt side av stasjonen. Å bygge en transformatorstasjon i flere nivåer er ganske vanlig. BKK vil tilstrebe å få dette til, men omfanget av masseforflytning/utskiftning er p.t. ikke kjent. Dette går bra. BKK har et sterkt ønske om å bidra slik at vi etter hvert får flere mastetyper å velge mellom. Det er en viss risiko forbundet med å designe nye master, både tidsmessig og økonomisk. Vi har derfor begrenset oss til å utvikle bare én ny mastetype foreløpig («Eikemo-masten»). Vi ser imidlertid at lignende mastetyper som de Widenoja har foreslått for Haugsværdalen er utprøvd bl.a. av Statnett. Det essensielle her er, etter hva vi forstår, at vi må få inn lave H-master i mørk tone og helst med runde bein og ditto travers. Widenojas konsept viser en bæremast med skråavskjærte topper. Skråavskjærte stolper er ikke ønskelig, da vi i så fall får en utfordring m.h.t. topplinen. Topplinen måtte da evt henges et annet sted, og mastebildet blir da ikke like ryddig. Til Widenoja er oversendt et par bilder av en bæremast i kompositt som Statnett har foretatt et forstudie av. Statnett har konkludert med at kompositt kan benyttes for 420 kv opp til mastehøyder på 26 meter, og ekvivalentspenn på inntil 290 meter. Det forutsettes da at røret ikke graves ned, men settes på et betongfundament. Felles for slike master er at de må (bør) settes på et betongfundament. Gjennomførbarheten vil være avhengig av grunnforholdene, ikke minst dersom masteplassene har en høy grunnvannsstand. Det betyr igjen at muligheten for å bygge designmaster her må avklares under detaljprosjekteringen. Komposittmaster kan leveres i valgfrie farger. Dette har vi ikke gått videre med. BKK viser til myndighetenes strenge føringer for bruk av kabel på det aktuelle spenningsnivået, og ser ikke at det er grunnlag for å kunne søke om kabel for et kortere strekk inn mot Haugsværdalen. Konsekvensutredningen har ikke avdekket spesielle forhold som skulle kunne tilsi kabling. For innføring av ledningene i luft kunne det vært benyttet planoppheng for de to 132 kv ledningene, men BKK ønsker å utføre disse to ledningene på felles masterekke, hvor linene for hver enkelt kurs henger over hverandre. Alternativet ville vært klausulering (båndlegging) av mye større areal, hvilket ikke er ønskelig.

14 14 Figur 6. BKKs vurderinger av Widenojas forslag fra 2010 til utforming av transformatorstasjon i Haugsværdalen. BKK ser for seg at detaljene knyttet til utforming av transformatorstasjonen vil være lettere å ta stilling til i forbindelse med detaljprosjekteringen, og mener at detaljert utforming bør beskrives i Miljø-, Transport og Anleggs-planen (MTA-planen). Figur 7. Oppdatert skisse av Haugsværdalen transformatorstasjon utarbeidet av Widenoja Design i mai 2012, basert på større stasjon enn tidligere planlagt og uten betongsøyler ved innstrekkstativene. 5. Jord- og sjøkabel 5.1. Kostnadsestimat og virkning ved bruk av jordkabel fra Iledalsvågen til Fv 570 Både grunneiere og begge de berørte kommunene har krevd bruk av kabel på denne strekningen. Kravene begrunnes med at traseen vil gå like øst for eksisterende Hovden boligfelt, og at luftledning vil være både til hinder for eksisterende boligfelt (senter ledning ligger ca. 130 meter øst fra nærmeste hus) og for utvikling av nye boligfelt i området.i nylig fremlagt planforslag til kommunedelplan for Steine- Sløvåg-Skipavik er området mellom eksisterende Hovden boligfelt og kommunegrensen, dvs. arealer på begge sider av den konsesjonssøkte ledningstraseen fra landtak for sjøkabelen og et stykke oppover mot fylkesvegen, foreslått utlagt til bebyggelse og anlegg. Også Masfjorden kommune har uttalt at de ser for seg fremtidig bebyggelse i området, men på denne siden av kommunegrensen eksisterer det ikke konkrete planer; per i dag er arealet i kommunedelplanen tegnet som LNF. Ved siden av grøften må det være kjørevei for anleggsmaskiner. Kabeltraseen kan i hovedsak følge gjengrodde stier. Fylkesveien krysses med trekkerør eller kulvert. Ved utlegging kan kabeltromlene stå ved endemasten ved vegen. Kablene trekkes ned til sjøen, det blir derfor ikke behov for å transportere kabeltromler i traseen. Kabeltraseen kan såes til med gress, benyttes som tursti eller som vei for lette kjøretøyer. Tyngre landbruksmaskiner kan ikke kjøre på eller over kabeltraseen med mindre den bygges for det. Forsterkning for å tilrettelegge traseen for bruk av tyngre kjøretøyer vil gjøre anlegget mer kostbart enn de beløp som det her er operert med. Enhet Enhetspris Lengde Kostnad trasé Ett kabelsett (1500 A) 8 MNOK/km 0,75 km 6,0 MNOK To kabelsett (3000 A) 16 MNOK/km 0,75 km 12,0 MNOK

15 15 Grøft ett kabelsett 8 MNOK/km 0,75 km 6,0 MNOK Grøft to kabelsett 10 MNOK/km 0,75 km 7,5 MNOK Sum kabel og grøft ett kabelsett Sum ett kabelsett og grøft for to kabelsett Sum kabel og grøft to kabelsett Figur 8. Tabell kostnader etablering av jordkabel i Iledalen. Kostnadsanslagene er vurdert innenfor en usikkerhet på +- 20%. 12,0 MNOK 13,5 MNOK 19,5 MNOK For grøftekostnader fremkommer det en marginal merkostnad på 25% for full kapasitet (to kabelsett) kontra halv kapasitet. Det presiseres at dette regnestykket gjelder for det tilfelle hvor det etableres full kapasitet fra første dag, dvs. når hele grøftebredden etableres samtidig. Dersom full kapasitet skal etableres på et senere tidspunkt, vil grøftekostnadene bli lik to ganger kostnad for enkel grøft. Etter BKKs beregninger vil kabel gi en merkostnad på 7,5 MNOK sammenlignet med bruk av luftledning på den samme strekningen. Det er da regnet med at kabelanlegget vil koste ca. 12 MNOK (forutsatt halv kapasitet), mens det som fragår for luftledning i samme strekning utgjør 4,5 millioner kroner. Skal kabel ha full kapasitet, blir merkostnaden 15,0 MNOK. Det er da regnet med at kabeltraseen vil være oppimot 750 meter lang, og det er funnet et nytt punkt for etablering av kabelendemast ca. 30 meter nord for Fv 570. I følge konsekvensutredningen fra 2010 er konsekvensene av ledningen for landskap registrert som middels negativ. Vi har heller ikke registrert andre naturverdier som gjør området særskilt sårbart for inngrep. Anlegget kommer heller ikke så nært eksisterende bebyggelse at BKK må vurdere kabling Figur 9. Flyfoto som viser strekningen hvor kabel er vurdert. Omsøkt som følge av magnetfelt. Vi ser derfor ledningstrasé alt. 1.6 med blå strek. Grønn strek er tidligere trasé. Rød ikke ikke grunnlag for å søke om kabel ut stiplet linje er sjøkabel. fra de opplysningene som foreligger p.t., jf. gjeldende kablingsstrategi fastsatt av Stortinget Kostnader og virkninger ulike fremføringsmåter på Mongstad BKK har utredet bruk av rørstålmaster med vertikaloppheng på strekningen mellom landtak ved Fensfjorden og mulig transformatorstasjon på Lindåsneset. Med vertikaloppheng vil klausuleringsbeltet bli totalt 20 meter bredt, mot 42 meter ved bruk av konvensjonelle master. Merkostnaden ved bruk av rørstålmaster kontra konvensjonelle gittermaster er beregnet til kun 1 millioner kroner for den aktuelle strekningen, og BKK vil derfor konsesjonssøke bruk av rørstålmaster på denne strekningen.

16 16 BKK viser til tilleggskonsesjonssøknad for kraftledningen 300(420) kv Mongstad-Kollsnes, hvor det er søkt om etablering av ny Lindås transformatorstasjon i stedet for utvidelse av eksisterende transformatorstasjon på Mongstad. For det tilfelle at det gis konsesjon på bygging av Lindås transformatorstasjon, vil ledningstraseen for Modalen-Mongstad mellom landtak for sjøkabel og transformatorstasjon bli kun 1,4 kilometer lang, 2,3 kilometer hvis ledningen skal føres frem mot den eksisterende transformatorstasjonen på Mongstad. BKK søker om bruk av rørstålmaster for strekningen fra landtaket for sjøkabelen og frem til Lindås transformatorstasjon uavhengig av om ledningen skal termineres i Lindås eller Mongstad transformatorstasjon. For traseen videre den siste kilometeren frem til stasjonen på Mongstad vil BKK uansett benytte konvensjonelle gittermaster. Dersom ledningene skal termineres i den eksisterende stasjonen på Mongstad, blir det på denne siste strekningen parallelføring med 420 kv ledningen fra Kollsnes, og BKK har i konsesjonssøknaden for 300(420) kv Mongstad- Kollsnes søkt om å benytte konvensjonelle master. BKK vil videre anføre at terrenget på denne strekningen fordrer høyere master, slik at konvensjonelle master vil være å foretrekke. BKK har prosjektert ledningstraseen slik at denne i stor grad vil ligge på areal som er regulert til parkbelte i industriområdet på Mongstad. Dermed vil ledningen i minst mulig grad beslaglegge verdifullt næringsareal. Samtidig vil en stor del av klausuleringsbeltet slå inn over areal som er regulert til veiformål og hvor vei allerede er etablert. Mastene må stå minst fire meter fra veiskulder, men vi har planlagt å sette mastene slik at traversene går ut til den siden hvor veien går. Klausuleringsbeltet vil rekke 10 meter ut til hver side fra trådene. På grunn av avstand mellom veiskulder og mast vil ikke trådene bli hengende direkte over veien. Klausuleringsbelte ut til motsatt side av masten vil bli ca. 6,5 meter (avstand senter mast horisonalt ut til strømførende fase er ca. 3,5 m). Nærmest Fensfjorden har BKK funnet det formålstjenlig å justere traseen i forhold til foreliggende konsesjonssøknad. Traseen er her flyttet slik at den blir liggende nærmere vei og ikke i like stor grad kløyver areal som er regulert til næringsformål. Ny trasé her er prosjektert etter sterke henstillinger fra og plassert i samråd med Statoil, som er en av de store grunneierne i området. Vi henviser til tilleggssøknader, hvor vi søker om å justere omsøkt alt. 1 for den aktuelle strekningen her. Lindås kommune opplyser 4. mai 2012 at det i de gjeldende reguleringsplanene som berører planområdet er vedtatt noen endringer, men at plankartene ikke er oppdatert. BKK har ikke fått tilgang til korrigerte plankart ved innsendelsen av denne utredningen, og forbeholder oss retten til å ettersende informasjon når denne blir tilgjengelig. BKK har også vurdert bruk av jordkabel på strekningen fra landtaket for sjøkabel og frem til Lindås transformatorstasjon. Skjøtebrønn med overgangsskjøt mellom sjøkabel og jordkabel kan etableres ved fjorden med tilstrekkelig avstand til kaianleggene. Det er aktuelt å bruke borehull under kaianlegget for å føre kabelen mellom land og sjø. Det kan imidlertid graves/sprenges kabelgrøft fra endepunktet fra sjøkabelen og frem til Lindås transformatorstasjon, dvs. ca meter kabelgrøft. Anlegget dimensjoneres for 1500 A overføringsevne. Grøften bør imidlertid klargjøres for 3000 A (dobbelt kabelsett), slik at overføringsevnen i fremtiden kan gjøres lik overføringsevnen til luftledningen (jf. pkt. 1.1 ovenfor). Kabeltraseen vil kunne etableres langs eksisterende vei ca. 2/3 av lengden. Ved vei kan kablene forlegges i betongkulvert med solide lokk slik at kjøretøy kan kjøre over. Kablene avsluttes på stativ med endemuffer inne i den nye transformatorstasjonen. Det er ikke utført grundige geologiske undersøkelser for å fastslå andel sprengning i kabeltraseen. Enhet Enhetspris Lengde Kostnad trasé Ett kabelsett (1500 A) 8 MNOK/km 1,5 km 12 MNOK To kabelsett (3000 A) 16 MNOK/km 1,5 km 24 MNOK Grøft ett kabelsett 8 MNOK/km 1,5 km 12 MNOK Grøft to kabelsett 10 MNOK/km 1,5 km 15 MNOK Sum kabel og grøft ett kabelsett Sum ett kabelsett og grøft for to kabelsett Sum kabel og grøft to kabelsett Figur 10. Tabell kostnader etablering av jordkabel Mongstad. Kostnadsanslagene er vurdert innenfor en usikkerhet på +- 20%. 24 MNOK 27 MNOK 39 MNOK

17 17 For grøftekostnader fremkommer det en marginal merkostnad på 25% for full kapasitet (to kabelsett) kontra halv kapasitet. Som presisert for utredning av kabel som alternativ fremføringsmøte i Iledalen, jf. kap. 5.1 ovenfor, gjelder regnestykket for det tilfelle hvor det etableres full kapasitet fra første dag, dvs. når hele grøftebredden etableres samtidig. Dersom full kapasitet skal etableres på et senere tidspunkt, vil grøftekostnadene bli lik to ganger kostnad for enkel grøft. Figur 11. Tenkt kabeltrasé fra Fensfjorden til nye Lindås transformatorstasjon inntegnet på flyfoto. En kabeltrasé beregnet for full overføringskapasitet, dvs to kabelsett, vil klausulere en bredde av 8 meter. Det kan ikke oppføres bygninger over kabelgrøften. Lette kjøretøyer kan kjøre oppå, men ikke tyngre kjøretøyer. Kjøring med tyngre kjøretøyer over kabelgrøften fordrer at det legges til rette for det med forsterkede lokk osv. Slike tiltak vil i så fall bety en økning i anleggskostnadene sammenlignet med det som er oppført ovenfor. Et kabelanlegg vil ha negativ virkning på utetid ved feil og kostnader under utbygging sammenlignet med luftledning. Et jordkabelanlegg vil videre bidra til økt behov for reaktiv kompensering i stasjonsanleggene. Det skal uansett bygges reaktorer for å kompensere reaktiv effekt fra sjøkablene mot Modalen og Kollsnes. BKK er for øvrig så sent som i forrige uke gjort kjent med at Statoil har begynt å utarbeide planer for et fullskala CO2-fangstanlegg på Mongstad. Anlegget vil, dersom det realiseres, implisere sprengning av tre tunneler for kjølevann som skal munne ut under havoverflaten i Fensfjorden. Det ser ut til at tunnelene vil munne ut like i BKKs omsøkte kabeltrasé. Planene for CO2-fangstanlegget er i en tidlig studiefase og BKK har nettopp blitt gjort kjent med planene, men BKK vil være i dialog med Statoil og tilstrebe å finne en løsning som ivaretar alle interesser. Forhåpentlig kan et eventuelt CO2-fangstanlegg realiseres uten å komme i konflikt med kabeltraseen. BKK velger å ikke søke om bruk av jordkabel på Mongstad, da vi mener at bruk av rørstålmaster med vertikaloppheng gir en god effekt for å redusere mengden av klausuleert areal sett hen til kostnadsdifferansene for etablering av anlegget. Bruk av kabel på denne strekningen vil etter vår