Hovedrapport. Regional kraftsystemutredning for Hedmark og Oppland 2012

Transkript

1 Hovedrapport Regional kraftsystemutredning for Hedmark og Oppland 212 Mai 212

2 Sammendrag Kraftsystemutredningen for Hedmark og Oppland omfatter regionalnettet i de to fylkene på spenningsnivåene 132 og 66 kv inklusive transformering til høyspentdistribusjonsnett (22, 11 og 5 kv) med følgende unntak: 132 kv-forbindelsen Minne Skarnes Kongsvinger Eidskog riksgrensen er innlemmet i sentralnettet på grunn av at dette er definert som en mellomriksforbindelse til Sverige. 132 kv-forbindelsen Savalen Ulset Litjfossen er definert innenfor utredningsområde 16 (Sør-Trøndelag) på grunnlag av områdeavgrensningen nevnt i kapittel 2.1 (Kvikne/KVO). Statnetts 3 kv-ledninger Fåberg Nedre Vinstra Harpefoss samt Balbergskaret Rendalen har status som regionalnett. Dette nettet har følgende omfang (transformatorytelse uten generatortransformatorer): 66 kv 132 kv 3 kv Linjer [km] Kabler [km] Transformatorytelse [MVA] ref. primærspenning Strømforbruket i 211 var totalt ca. 6,9 TWh (en nedgang på 1 % fra 21) med en maksimaleffekt på ca. 162 MW. Av dette var ca. 75 MW avregnet som uprioritert forbruk. Det er usikkert hvor mye av dette og hvor stor andel av øvrig forbruk som er aktuelt som såkalt fleksibelt forbruk med utkoblingsklausul fra juli 212 når ordningen med uprioritert forbruk opphører. Produksjonssammensetningen og forholdet mellom magasin- og elvekraftverk medfører at en produksjonskapasitet som omtrent tilsvarer forbruket på årsbasis gir en effektmessig underbalanse i høylastperioden om vinteren med behov for tilskudd fra sentralnettet på i størrelsesorden 15 MW. Som standard prognose for analyseperioden er det antatt uforandret forbruk under de fleste utvekslingspunktene med regionalnettet bortsett fra noen byområder (som gir en økning av totaleffekten på,6 %). Som utgangspunkt for en høy prognose for stadium 222 er fortsatt forbruksøkning i hytte- og vintersportsområdene der det de siste årene er registrert en relativt omfattende utbygging. Et lavkonjunkturscenario er uforandret topplast i 1-årsperioden (noe økning i hytteområdene som oppveies av forbruksreduksjon i øvrige områder). I tillegg er det gjennomført en lastflytberegning for lavlast med økning av produksjonsoverskuddet fra planlagte og konsesjonssøkte vind- og vannkraftutbyggingsprosjekter (betydelig økning av transittapet som vist nedenfor). Følgende tabell viser de mest sentrale MW-verdier for de forskjellige lastflytberegningene: Forbruk Nettap Effektbalanse 212 høylast lavlast lavl. ny prod basis høylast høylast høyt alt Imidlertid er det få av de planlagte nettutbyggingstiltakene som er knyttet til disse forskjellige utviklingsalternativene (bortsett fra noen produksjonsradialer). Prosjektene er hovedsakelig begrunnet ut fra allerede registrert forbruksøkning på grunn av nevnte pågående utbygging i hytteområdene, økning av forsyningssikkerhet for bestående forbruk, kraftutbyggingsprosjekter, utbygging av øvrig infrastruktur (vei og jernbane) samt generell reinvestering av anlegg ved utløp av teknisk (og økonomisk) levetid. 2

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

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

5 2 Beskrivelse av utredningsprosessen 2.1 Lovgrunnlag og rammer for utredningsarbeidet Dokumentet er basert på Veileder nr 1/27 Veileder for kraftsystemutredninger utgitt av Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) i januar 27. Det formelle grunnlaget i energiloven, energilovforskriften og forskrift om energiutredninger fremgår her. I brev fra NVE til Eidsiva energi Nett AS datert er det formulert et vedtak som ble omgjort i nytt brev datert der det ble presisert en justering av den geografiske utstrekningen av utredningsområdet for å bli i tråd med den avgrensningen som er praktisert. Gjeldende vedtak er: 1. Eidsiva energi Nett AS pålegges å koordinere arbeidet med kraftsystemutredninger for regionalnettet i fylkene Hedmark og Oppland, unntatt nordre del av Tynset kommune i Hedmark fylke, avgrenset av områdekonsesjonen til Kvikne-Rennebu Kraftlag A/L, jf. forskrift om energiutredninger Første kraftsystemutredning skal offentliggjøres og oversendes Norges vassdrags- og energidirektorat innen 1. mai 24. Utredningen skal deretter oppdateres hvert år innen 1. mai. Presiseringen av områdeavgrensningen gjennom Tynset kommune ble gjentatt i brev fra NVE til Eidsiva Nett AS datert Som korreksjon til veiledningsdokumentet er det utsendt en e-postmelding fra NVE til KSUansvarlige selskap den med en del korrigeringer av krav til effekt- og energistatistikk. Ytterligere tillegg er formulert i nye e-postmeldinger fra NVE datert , , og Utredningsområdet Figur 2-1 viser kart over de to fylkene der områdekonsesjonsoppdelingen er angitt. Utenfor det formelle utredningsområdet har Røros Elektrisitetsverk en spesiell status på grunn av at forsyningsområdet er avhengig av overføring fra regionalnettet i Nord-Østerdalen i hele tunglastperioden. Dette forbruket er dermed, på grunn av den fysiske kraftflyten i nettet, tatt med som en belastning på nettet i Hedmark, selv om Røros er definert inn under utredningsområde Sør-Trøndelag. I Hedmark er Eidsiva Nett AS (EN) dominerende regionalnettseier og tariffansvarlig anleggskonsesjonær. Fylket er arealmessig delt mellom fire områdekonsesjonærer, inklusive EN. I Oppland er eierforholdene mer komplekse. I Gudbrandsdalen (nord for Lillehammer og Gausdal) og på Hadeland er hovedregel at områdekonsesjonær også er regionalnettseier, mens i Vest-Oppland (nord for Hadeland dvs. Valdres og Gjøvik/Toten) er EN regionalnettseier. Lengst nordvest i Gudbrandsdalen er Opplandskraft formell eier av regionalnettet som forsyner Skjåk Energi fra 132 kv-nettet som er bygd og dimensjonert for overføring av produksjonen fra kraftverkene i Øvre Otta til sentralnettspunktet Vågåmo. Med et samlet landareal på km 2 og en folkemengde pr på knapt 38 er innlandsfylkene relativt tynt befolket (7,6 innbygger pr km 2 ). Oppland og Hedmark er, i henhold til Statnetts og NVEs definisjon, to av de tre fylkene i landet som ikke har kraftkrevende industri. 5

6 2.3 Organisering av utredningsprosessen Utredningsutvalget for regional kraftsystemutredning i Hedmark og Oppland er siden forrige revisjon endret med ny representant fra Statnett. I tillegg er Eidsivas representasjon utvidet for å styrke utredningsansvaret. Anleggskonsesjonærer som er representert i kraftsystemutvalget er angitt i Tabell 2.1. Tabell 2.1 Representanter i kraftsystemutvalget Selskap Forkortelse Navn A/S Eidefoss EF Arne Kaldhusdal Gudbrandsdal Energi AS GE Stein Kotheim Hadeland EnergiNett AS HEN Olav Stensli Eidsiva Vannkraft AS EV Henning Jakobsen Statnett SF SN Torhild Weium, avl. av Ingeborg Buchalik Eidsiva Nett AS EN Tone Bleken Rud Tore Løvlien Utredningsutvalget er satt sammen av de største regionalnettseierne, systemansvarlig og utredningsansvarlig. Dette fungerer som ei styringsgruppe ledet av utredningsansvarlig. Utvalget har tidligere vedtatt vedtekter som fastsetter oppgavefordeling og arbeidsform. Virksomhet og kontakt i utvalget knyttet til årets revisjon har hovedsakelig vært skriftlig via elektronisk meldingsutveksling. Møtet i det utvidede kraftsystemutvalget ble avholdt den 22. mai 212 som et ledd i korrekturprosessen av utredningen før offentliggjøring. Referatet er gjengitt i vedleggskapittel 8.1. Etter møtet er kommentarer på møtet og øvrige korreksjoner innarbeidet i dokumentet. Øvrige kombinasjoner mellom navn på eiere/konsesjonærer (nett- og kraftverkseiere) i utredningsområdet og benyttede kortformbenevnelser som er benyttet i dette utredningsdokumentet er vist i tabellen nedenfor. Tabell 2.2 Oversikt over selskaper nevnt i utredningen Selskap Austri Vind DA Nord-Østerdal Kraftlag SA Bagn kraftverk EB Nett AS Eidsiva Bioenergi AS Elverum Nett AS Hadeland EnergiNett AS Eidsiva Bioenergi AS Jernbaneverket, Bane Energi Kraftverkene i Orkla Oppland Energi Opplandskraft Røros Elektrisitetsverk AS Skagerak Kraft AS Skjåk Energi Stange Energi AS Sør Aurdal Energi BA Forkortelse AV NØK BKV EBN EB EEV HEN EB JBV KVO OE OK REV SK SE SEAS SAE 6

7 Selskap Valdres Energiverk AS Vang Energiverk KF Vinstra Kraftselskap DA VOKKS Nett AS Østerdalen Kraftproduksjon AS Øvre Otta DA Åbjøra Kraftverk Forkortelse VEAS VE VK VOKKS ØK ØO ÅK Figuren nedenfor viser et kart over området med markering av de enkelte konsesjonsområder. 7

8 Figur 2-1 Konsesjonsområder 2.4 Samordning med tilgrensende utredningsområder Sentralnettet Utredningsområdet er tilknyttet sentralnettets 3 kv-spenningsnivå i Vågåmo, Vardal, Hadeland, Minne, Vang, Fåberg og Balbergskaret og på 132 kv-nivå i Skarnes, Kongsvinger og Eidskog. I tillegg er Øvre Vinstra kraftverk direkte tilknyttet sentralnettet, uten regionalnettsforbindelse. 8

9 Som nevnt tidligere er Statnett medlem i utredningsutvalget, både for å ivareta samordningsbehovet mot systemansvarlig/sentralnettsoperatør og som regionalnettseier (3 kv-ledningene Fåberg- Nedre Vinstra/Harpefoss med transformering og Fåberg- Rendalen samt 132 kv-linja Vågåmo-Osbu). I forbindelse med planlegging av nytt aggregat i Rendalen kraftverk med tilhørende generatortransformator og 3 kv bryterfelt er det avdekket behov for å samordne merkespenning for komponentene mot sentralnettets spenningsdimensjonering. Det er gjennomført tiltak i sentralnettet (blant annet reaktorer i Fåberg, Vang, Vågåmo og Frogner) for å begrense normalspenningen til den normerte øvre grensen på 3 kv for dette spenningsnivået Sideordnede nett Utredningsområdet grenser i nord til utredningsområdene Sør-Trøndelag og Møre og Romsdal, i vest mot Sogn og Fjordane (uten elektrisk sammenknytning på regionalnettsnivå) og Buskerud og i sør mot Akershus og Oslo. I øst grenser området til de svenske nettselskapene Fortum Distribution og Malungs Elverk AB. Det er mot Buskerud og Sør-Trøndelag utredningsområdet har den sterkeste nettmessige tilknytningen. Forbindelsen mot Trøndelag representeres ved ledningen mellom KVOnettet og ved at Røros normalt er tilknyttet Hedmark og er avhengig av forbindelsen sørfra i tunglastperioden. I forbindelse med 24-revisjonen av utredningsdokumentet ble samordningen mot Trøndelag ivaretatt ved at spørsmålet om forsterkning av regionalnettet mot Røros ble diskutert mellom de tre berørte nettselskapene TrønderEnergi Nett AS, Røros Elektrisitetsverk AS og EN. Spørsmålet om eventuell spenningsheving fra 66 til 132 kv i området er aktualisert i forbindelse med søknad om konsesjon for utbygging av Tolga kraftverk. Fylkesgrensen Oppland-Buskerud passeres av 132 kv-ledningen Hadeland(-Aslaksrud)- Follum som forsyner Jevnaker transformatorstasjon. For øvrig er det i 211 ikke registrert nye behov for å utrede andre samordningsprosjekter mot sideordnede nett. I 26 var det noe informasjonsutveksling mot utredningsområde 1 i tilknytning til strømforsyning av et planlagt hyttefelt på grensen mellom Stange og Eidsvoll kommuner (se kapittel ). 2.5 Samordning mot lokale energiutredninger Det er i en viss grad hentet informasjon fra energiprognoser i lokale energiutredninger (LEU) ved oppsett av effektprognoser i områder der det ikke foreligger konkrete forsterkningsbehov som krever mer gjennomarbeidet prognosegrunnlag. For øvrig er samordningen ivaretatt ved at LEU-ansvarlig og KSU-kontaktperson er samme person hos flere områdekonsesjonærer. I områder med fjernvarmeutbygging er det i stor grad antatt at prognosert energiøkning vil bli dekket av fjernvarmeleveransen. 2.6 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer I Regionalt handlingsprogram 21 for Oppland fylkeskommune og Energi- og klimaplan for Hedmark fylke er det formulert som et mål å utnytte lokale bioenergiressurser for landbruket som et bidrag til lokal verdiskapning og oppnå en miljøgevinst ved reduserte klimagassutslipp. 9

10 For øvrig er det ikke registrert noen momenter i plandokumentene om næringsutvikling og endringer i bosettingsmønster som kan tenkes å påvirke regionalnettsstrukturen. 2.7 Foreslåtte tiltak i forrige utredningsrevisjon Tabell 2.3 viser en oversikt over prosjekter i forrige utredningsrevisjon med en kort beskrivelse av status. Tabell 2.3 Oversikt over prosjekter i forrige revisjon Nr. Prosjekt Konsesjonær Status 1 Beito transformatorstasjon EN Idriftsatt i desember Fagernes (Skrautvål transformatorstasjon) EN Under planlegging. 3 Raufoss industripark EN Reinvestering i gang. 4 Nedre Vinstra ny transformator 3/66 kv 5 Rødsmoen-Koppang reinvestering EN SN Ny transf. planlagt idriftsatt høsten Ny 66 kv-ledning Bjørke-Bekkelaget EN Under vurdering. 7 Ny transformatorstasjon Gjøvik sentrum med 132 kv-tilknytning EN Konsesjon , halve strekningen Rødsmoen-Furuset, 28,5 km Under planlegging med konsesjonssøknad. 8 Kabling 66 kv gjennom Brumunddal EN Konsesjon avh. av endret kostnadsfordeling. 9 Kabling 66 kv-ledning i Kongsvinger EN Planlagt gjennomført våren Kabling 66 kv-ledning i Hamar EN Avventer bestilling før konsesjonssøknad. 11 Kabling av 66 kv-ledninger i forb. med E6-utbygging EN og GE Aktivitet tilpasset veiutbygging. 12 Elverum transformatorstasjon EN Under planl. Mottatt konsesjon i mai Nye Einunna kraftverk 66 kv-linje fra Alvdal Reinvestering 66 kv Fåberg- Hunderfossen ØKAS? Kraftverkskonsesjon avslått april 212. EN Under konsesjonsbehandling. 15 Ny Fåvang transformatorstasjon GE Lastutvikling avventes Rybakken økning av transformeringskapasitet Nettilknytning av nye kraftverk i Otta og Lågen GE 18 Ny transformatorstasjon Stange sør EN Spenningsheving Tynset-Tolga-Os- Røros Åbjøra-Dokka-Gjøvik reinvestering Reinv. 66 kv-linje Sandvold-Lunde- Engjom Div. 66 kv-ledninger reinv. eller riving EF/GE/EV EN/REV EN EN EN Lastutvikling avventes. Under konsesjonsbehandling eller meldingsfase. Behov under vurdering knyttet til ny E6, nytt dobbeltspor for jernbanen og hyttefeltutbygging. Konsesjonssøknad under utarbeidelse koordinert med konsesjonssøknad for Tolga kraftverk. Reinvestering under vurdering. Konsesjonssøknad under forberedelse. Løpende vurdering. 1

11 Nr. Prosjekt Konsesjonær Status kv-nett Fåberg-Mesna EN Under vurdering Nedre Tessa økning av transformatorkapasitet Krabyskogen tr.stasjon transformeringskapasitet Eid kraftverk transformering 132/22 kv Ylja kraftverk økt transformeringskapasitet Ny Hyggjande koblingsstasjon 132 kv Nettilknytning nytt aggregat Braskereidfoss kraftverk Engjom-Skei 22 kv-ledning forberedt for 66 kv EF EN EN EN EN EN/EV EN 31 Lutufallet Nybergsund EN 32 Transformering 3/132/66 kv i Rendalen EN Vurderes i tilkn. til kraftutbyggingsprosjekt. Konsesjonssøknad under forberedelse. Behov redusert ved avslag på kons. søknad for Kvennfossen kraftverk (påklaget). Under planlegging. Under planlegging. Igangsatt arbeid med konsesjonssøknad koordinert med kraftverksprosjektet. Reinvestering under vurdering. Vurdering av forsterkningsbehov etter tverrsnittsøkning. Under vurdering i tilknytning til vindkraftprosjektet i Engerdal. 11

12 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet 3.1 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont Som angitt i NVEs krav, skal utredningsdokumentet ha en tidshorisont på minimum 1 år med krav om detaljert prosjektbeskrivelse for neste års prosjekter. Utbyggingstiltakene som er beskrevet i kapittel 6.1 er ment å være en komplett oversikt over alle påtenkte prosjekter på alle utredningsstadier. 1-årshorisonten er benyttet direkte i oppstilling av effektprognoser ( ) og lastflytberegninger (stadium 222). Et hovedmål med dette dokumentet er å bidra til å få en rasjonell utvikling av regionalnettet i utredningsområdet. Videre skal utredningen oppfylle NVEs krav til kraftsystemutredning for regionalnettet i utredningsområdet, danne et grunnlag for utarbeidelse av anleggskonsesjoner og øvrige investeringer og reinvesteringer, i en viss grad også være et dokument med detaljopplysninger om regionalnettet i utredningsområdet som kan brukes i andre sammenhenger. 3.2 Mål for det framtidige nettsystemet Et overordnet mål ved analyse og planlegging av nettet i området er basert på den generelle målformulering om kostnadseffektiv utforming og drift av kraftsystemet noe som innebærer å minimalisere summen av kostnadsfaktorene investering, nettap, avbrudd, drift og vedlikehold med analysemetoder og datagrunnlag. Videre må det ligge en teknisk/økonomisk vurdering av hvorvidt det også skal vedtas som et mål at kraftsystemet skal tilpasses alternative utviklingsscenarioer innenfor energirelaterte virksomhetsområder. Dette gjelder spesielt: Fornybar energi (vind): Etter at innlandsområdet tidligere er avskrevet som aktuelt for utnyttelse av vind, er dette revurdert de siste par årene. Det er utpekt noen områder hvor vindenergipotensialet er under kartlegging: o Vestsida av Mjøsa (Skreifjellområdet), o vestsida av Ossjøen på grensen mellom kommunene Trysil, Elverum og Åmot, o fjellområdet Kvitvola vest for Engerdal sentrum. Effektinstallasjonen i disse prosjektene er forutsatt begrenset til det som er mulig å overføre i eksisterende 132 kv-nett slik at nettilknytningskostnadene i store trekk begrenses til anlegg for lokal tilknytning og transformering. Det antas derfor at det ikke blir konflikt mellom politisk målformulering om vindkraftutnyttelse og kostnader for nettilknytning. Småkraft: Ut fra kartleggingsoversikter er det noen områder der full utbygging av utbyggingspotensialet kan utløse forsterkningstiltak i regionalnettet. Dette gjelder Vang kommune i Oppland og Stor-Elvdal kommune i Hedmark. Industrikraft: Et viktig industriområde er Raufoss næringspark. Her er en langsiktig plan for rehabilitering og modernisering av både regionalnett og distribusjonsnett under realisering. Her er det ingen konflikt mellom denne nettutviklingen og næringsinteressene. 12

13 Vannbåren varme (fjernvarme) og energiøkonomisering: Det som er gjennomført av fjernvarmeutbygging i en del sentrale områder har bidratt til en stagnasjon i strømforbruket (spesielt til elektrokjeler). Tidligere avtaler om slik uprioritert overføring er sagt opp med virkning fra sommeren 212, men vil i noen områder bli avløst av tilsvarende ordning med rabattert effektavregning for såkalt fleksibelt forbruk. Det er viktig at overføringstariffer for elektrisitet ikke kommer i konkurranseposisjon med fjernvarmeprising. Olje og gassvirksomhet: Lite aktuelt i innlandet Beredskapsplaner Organisering av pålagt beredskap innen de to fylkene er i henhold til Forskrift om beredskap i kraftforsyningen. Målet som er bakgrunnen for beredskapsarbeidet er å ha kontroll med risiko og sårbarhet og være best mulig forberedt for en del utvalgte hendelser. I dette arbeidet har hvert selskap etablert en beredskapsorganisasjon med en beredskapsleder som skal lede driften av nettet i en beredskapssituasjon. Hvert selskap har utarbeidet en beredskapsplan med delplaner etter behov. Selskapene gjennomfører jevnlige øvelser for utprøving av organisering og planer for å trene personellet og skaffe seg erfaring. Det er også gjennomført øvelser med deltagelse fra flere e-verk og med samarbeid med andre lokale myndigheter/parter. NVE har fra og med 27 oppnevnt en Kraftforsyningens distriktssjef (KDS) for begge fylkene Hedmark og Oppland. Beredskapsapparatet har i de senere årene vært brukt i noen større feilsituasjoner. Bortsett fra i planprosessen for sikring av strømforsyningen under OL i 1994, har dette alltid vært hendelser med utgangspunkt i uvær eller naturkatastrofer. Den største var flommen våren De øvrige hendelsene har vært forårsaket av vind, snø eller torden, eller kombinasjoner av disse værfenomenene. Den siste omfattende hendelsen var i julehelga 211 da ekstremværet «Dagmar» forårsaket mange feil og til dels lange avbrudd i deler av området. Erfaringen fra denne hendelsen var at den interne feilrettingsberedskapen i nettselskapene og øvrige beredskapsplaner og nødstrømsforsyningsystemer fungerte bra. En viktig erfaring var knyttet til problemet knyttet til at det offentlige telenettet sviktet på grunn av manglende strømforsyning over lang tid. 3.3 Økonomiske og tekniske forutsetninger Økonomiske og tekniske forutsetninger For vurdering av forsyningssikkerhet knyttet til N-1-kriteriet: se kapittel Feil! Fant ikke referansekilden.. Tabell 3.1 Tekniske og økonomiske forutsetninger Parameter Verdi Kommentar Utredningsplanleggingskriterium Investeringskostnader Det samfunnsøkonomiske kriteriet. Summen av kostnadene for prosjektering, materiell og arbeidskraft. Minimalisere summen av kostnadene for investering, drift og vedlikehold, nettap og avbrudd. 13

14 Parameter Verdi Kommentar Kalkulasjonsrente 4,5 %. Standardsats i henhold til Finansdepartementets veileder for samfunnsøkonomiske analyser (NVE ). Eidsiva Nett krever avkastning før skatt på 8 %. Renter i byggetida Er ikke med i kostnadsberegningene Merverdiavgift Skal ikke medtas. Finansdepartementets anbefaling. Drifts- og vedl.kostnader Brukstid nettap 1,5 % av investeringskostn. pr. år 35 timer i regionalnettet; 3 timer i distribusjonsnettet. Pris nettap REN/Sefas planleggingsbok, del III, kap. 2, tabell 2.1. NVEs avbruddskostnader i KILEordningen. Pris avbrudd Lokale avbruddskost- nader nyttes der slike foreligger. Temperaturkorr. effekt Korreksjonsfaktor 1 % pr. C Lastutvikling effekt Gjennomsnittlig ca.,5 %/år Avskrivningstider NVEs avskrivningsregler. Hvis det ikke foreligger mer spesifikke data. Økonomisk levetid Teknisk levetid Pris nyanlegg Dimensjonerende last Grenseverdier liner Overbelastbarhet transformatorer Settes lik antatt teknisk levetid: Luftledninger: 7 år, Jord- og sjøkabler: 5 år, Krafttransformatorer: 5 år. Så lenge anlegget kan opprettholde sin tiltenkte funksjon og personsikkerheten er ivaretatt. REN/Sefas planleggingsbok, del III, kap. 1. Maksimal last fratrukket utkoplbart (uprioritert) forbruk. REN/Sefas planleggingsbok, del III, kap Linetemperatur: Hovedsakelig 5 C Normalt ikke kontinuerlig overlast. Kortvarig (timer) overbelastning opp til 2 %. Tillatt overbelastning vurdert opp mot forsert aldring Prognosering og temperaturkorrigering Områdekonsesjonærenes effektprognoser er i en viss grad basert på energiprognoser fra de lokale energiutredningene der spesifikt årsforbruk pr. innbygger er holdt omtrent konstant i prognoseperioden dersom det ikke er registrert spesiell næringsutvikling. Det meste av næringsutviklingen i utredningsområdet dreier seg om vinterturisme i skiområder som Bjorli, Beitostølen, Vang, Skei, Kvitfjell, Hafjell, Sjusjøen og Trysilfjellet. Det er tatt hensyn til eventuell fjernvarmeutbygging. Som eksempel kan nevnes at det ikke er forventet noen elkraftøkning i Hamar sentrum da forbruksøkningen er forutsatt dekket av fjernvarme. Basis for prognosene er 211-data for temperaturkorrigert målt årsforbruk fratrukket utkoblbart. Ut fra det faktum at hele utredningsområdet har innlandsklima, er det benyttet kun ett observasjonspunkt for temperaturen, og det er Kise på Neshalvøya i Mjøsa. Dette punktet er dessuten sentralt i den delen av området som har størst befolkningstetthet, og måleverdier foreligger i tillegg som timeverdier, også inkludert vindparameteren. Ut fra en enkel korrelasjonsanalyse er det benyttet en korreksjonsmetode mellom prioritert elforbruk og temperatur som utgjør 1,2 % pr C i temperaturintervallet fra -7 til +1 C der temperaturfølsomheten er størst. Når målt temperatur er +1 C eller under -17 C, korrigeres med,8 % pr C i forhold til ukentlig normaltemperatur. I de to øvrige intervallene endres følsomheten lineært som angitt i figuren nedenfor. 14

15 Temperaturkorrigering av elkraftforbruk 1,4 1,2 Korreksjon % / C 1,8,6,4, C Figur 3-1 Temperaturkorrigering Dette gir en korreksjon for 211-forbruket på +,5 % som da blir basis for årsforbruksprognosene. Effektprognosene, som er utgangspunktet for nettutviklingsbehovet, er, der det ikke foreligger separate prognoser, basert på energiprognosenes prosentverdier. Imidlertid er det noen områder der prognosert forbruksøkning er knyttet til forbrukskategorier som har en noe avvikende årsprofil i forhold til øvrig forbruk typisk hytter og høyfjellshoteller som har høysesong senere på vinteren enn normalt tidspunkt for topplast for hele regionen. Her vil normalt prosentvis energiprognose grunnet sammenlagringseffekten ligge høyere enn effektprognosen. Temperaturkorrigeringen for effekt er basert på forskjellen mellom målt middeltemperatur en periode forut for topplasttimen for regionen og valgt returtemperatur for det samme målepunktet. Ideelt sett burde all temperaturkorrigering vært foretatt kun på den temperaturavhengige delen av energiforbruket. Da det er urealistisk å oppnå en slik målemessig separasjon, bortsett fra for sluttbrukermåling på timesnivå av industrielt prosessforbruk, er man avhengig av å benytte ulike metoder for korrelasjonsanalyser mellom totalt energiforbruk og værparametere, spesielt temperaturen, for å korrigere et målt forbruk til en værreferanseverdi. NVE-dokumentet EN-seksjonsnotat nr 7/93 Bruk av temperaturdata i kraftsystemplanleggingen inneholder statistikkresultater for der døgnmiddeltemperaturer for de ulike statistiske returtider er interessant i denne forbindelsen. For nevnte målepunkt Kise er temperaturer angitt i tabellen nedenfor. Tabell 3.2 Referansetemperaturer for Kise Returtemperatur [ C] 2 års returtid 5 års returtid 1 års returtid 5 års returtid Laveste døgnmiddel -19,7-25,1-28,6-36,5 Laveste 3-døgnsmiddel -17,8-23,2-26,8-34,8 Med utgangspunkt i perioden februar med en middeltemperatur på -15 C er dette 2,8 grader mildere enn to års returtid og 8,2 grader mildere enn 5 års returtid. Med en antatt utvikling i retning av et mildere klima synes det tilstrekkelig å benytte 5 års returtemperatur som nettdimensjoneringsgrunnlag. Ved å velge en korreksjonsfaktor lik 1 % pr. C betyr det at målte verdier i topplasttime 1 den 3. februar justeres opp med 8,2 % som basis for effektprognoser. 15

16 3.4 Samfunnsøkonomiske beregninger I presentasjonen av utbyggingsalternativenes økonomiske konsekvenser (investering, driftskostnader, nettap og leveringstap) er verdiene angitt som relative nytteverdier i forhold til nullalternativet det vil si å beholde dagens nett ut utredningsperioden. Plussverdier angir derfor positiv nytteverdi (forbedring). 3.5 Særegne forhold innen utredningsområdet Bykommunene med omland samt Hadelandsområdet har en viss befolkningsøkning. Resten av utredningsområdet, med enkelte unntak, er preget av stagnasjon og tilbakegang i befolkningsutviklingen. Da det meste av utredningsområdet er relativt grisgrendt befolket, blir gjennomsnittlig flatebelastning liten. Tabell 3.3 Befolkningstall i utredningsområdet Område Befolkning pr Befolkning Folketilv. 26- pr. km 2 21 i %/år Prognose bef.utv i %/år Prognose bef.utv i %/år Hedmark ,4,33 %,6 %,65 % Oppland ,9,31 %,58 %,59 % Begge fylker ,6 Landet ,3 1,18 % 1,35 % 1,3 % Temperaturforholdene på vinterstid bærer preg av at fylkene er typisk innlandsområde med lave temperaturer i perioder med klarvær og høy utstråling om vinteren. Imidlertid er tilgangen på fyringsved og øvrig biobrensel god, slik at andelen boliger med ren elektrisk oppvarming er mindre enn landsgjennomsnittet. I tillegg til befolkningsutviklingen er belastningsutviklingen i en del områder, spesielt Trysil, Valdres og Gudbrandsdalen, preget av utviklingen innen turisme der SSBs prognoser viser befolkningsnedgang mens antall nettkunder kan ha en betydelig økning. Eksempelvis har folketallet i Midt-Gudbrandsdalen (GEs forsyningsområde) de senere årene gått noe ned mens antall nettkunder har økt merkbart en utvikling som ser ut til å fortsette i utredningsperioden. Den mest konsentrerte industrivirksomheten befinner seg i Raufoss-/Gjøvikområdet. Det er her lagt spesielt vekt på å gjøre forsyningen sikker, blant annet med spesielt bredt skogryddingsbelte og analyser av forsyningssikkerheten. For øvrig er de to fylkene relativt fattig på industri, men som nevnt i kapittel 3.3.2, er det en del områder som er utbygd for vinterturisme. Dette er i stor grad hytter med høy standard, hoteller og snøproduksjonsanlegg som medfører betydelige nettinvesteringer. Områder med typisk produksjonsoverskudd er Valdres med produksjonsdimensjonert 132 kv-nett mot Gjøvik-/Totenområdet, Skjåk med kraftverkene i Øvre Otta, Vinstra med 3 kv regionalnettsledning til Fåberg og et noe mindre overskudd i Nord-Østerdalen med 3 kv regionalnettsledning til sentralnettspunktet Balbergskaret like ved Fåberg. For øvrig er det i dette nettområdet i Nord-Østerdalen registrert stabilitetsproblemer under spesielle driftsforhold. Dette fenomenet har oppstått i situasjoner med overføring av produksjonsoverskudd fra kraftverkene Rendalen og Savalen gjennom KVO-nettet (132 kv) samtidig med høy produksjon i KVO-verkene. Systemansvarlig har derfor beregnet en grenseverdi for overføring fra Savalen til Ulset kraftverk. Sammenlignet med kystområdene er terrenget i innlandet regnet som relativt lett å bygge og drive luftnett i. Framkommeligheten er normalt god, lite rasproblemer og det er naturlig nok ingen problemer med saltbelegg på isolatorer. Imidlertid var det et steinras 16

17 på 132 kv-ledningen til Ylja kraftverk i 28 som medførte mastehavari og krevde komplisert feilretting i vanskelig terreng. Lokalforsyningen ble her opprettholdt i reparasjonsperioden ved separatproduksjon i kraftverket. I skogtraseer er snølast og trepåfall under kraftig vind et så stort problem at det i de siste årene er brukt betydelige ressurser på skogrydding både i regional- og distribusjonsnettet. Videre representerer hakkespettangrep på de stolpedimensjonene som benyttes i regionalnettet et visst problem i en del områder. Det brukes her også en god del ressurser på nettingkledning av stolper. Generelt er det sjelden at naturgitte forhold gir lengre avbrudd på grunn av feil i regionalnettet. Normalt er både 132 og 66 kv-nettet spolekompensert. Unntaket er kun noen mindre galvanisk separate nettområder. På grunn av økning av kabelnettet på 66 kv i de senere år har kompenseringsbehovet økt tilsvarende Spenningsnivå Generelt oppfattes 132 kv internasjonalt som et mer utbredt og standardisert spenningsnivå enn 66 kv. Ved alle større prosjekter i områder med 66 kv som systemspenning vurderes tekniske og økonomiske muligheter for å gjennomføre en spenningsheving til 132 kv (nevnt under noen av prosjektbeskrivelsene i dette dokumentet). Imidlertid er det noen områder i 66 kv-nettet der kostnadene ved en spenningsheving gjør dette uaktuelt. Dette gjelder spesielt hele strekningen fra Minne i sør og nordover Hedmarken (Stange, Hamar, Løten, Ringsaker) og hele Gudbrandsdalen i tillegg til Raufoss industripark. I øvrige områder (blant annet Solør) vil spørsmålet bli vurdert i et pågående arbeid i Eidsiva Nett. 17

18 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem 4.1 Energisammensetningen i utredningsområdet De to fylkene har et registrert elektrisitetsforbruk på knapt 7 TWh med en topplast på vel 16 MW, som angitt i Figur 4-3. Med referanse til kildeinformasjon i de lokale energiutredningene utgjør ledningsbasert elektrisk energi rundt 7 % av det stasjonære energiforbruket. Tilsvarende andel for bioenergi (dominert av ved- og flisfyring) er anslått til vel 2 %. Resten er forskjellige typer fossile energiformer. Av infrastruktur for andre energibærere enn ledningsbasert elektrisk energi og salgs-/distribusjonsapparat for ved og flytende fossil energi, er det i noen områder bygd ut fjernvarmenett Noen fjernvarmekonsesjonsområder Eidsiva Bioenergi har i dag fem fjernvarmeanlegg i drift: Eidsiva Bioenergi Hamar AS Eidsiva Bioenergi Kongsvinger AS Eidsiva Bioenergi Brumunddal AS Trysil Fjernvarme AS (65 %) Lena Fjernvarme AS (51 %) Selskapet har for øvrig flere prosjekter under utvikling i Oppland og Hedmark. De største anleggene planlegges eller er under bygging i Lillehammer og på Gjøvik. Et større avfallsforbrenningsanlegg på Trehørningen industriområde i Hamar ble tatt i bruk i 211 med produksjon av fjernvarme, damp og strøm. Eidsiva Bioenergi har vedtatt som målformulering å nå en produksjon på 1 TWh bioenergi i løpet av de nærmeste årene. Elverum Fjernvarme AS leverer på årsbasis ca. 28 GWh til området Leiret/Vestad (Elverum sentrum) fra forbrenningssentral beliggende i Industrigata på Vestad. Det er beregnet et fjernvarmepotensial i løpet av en 5-årsperiode i sentrum og i Terningmoen militærleir på totalt 6-7 GWh. Produksjonen er basert på biobrensel (hovedsakelig rivningsvirke, 2 x 4 MW) med oljebrennere (2 x 3 MW) for topplastproduksjon. Otta Biovarme AS startet fjernvarmeleveranse i Otta sentrum i mars 27 (konsesjon fra ) med et rørnett på rundt 1,5 km med en estimert leveranse på rundt 1,5 GWh fra en fjernvarmesentral med en fliskjel på 3 MW samt en 3 MW oljekjel og,5 MW elektrokjel for topplast- og reserveproduksjon. Fullført byggetrinn 2 i 21 økte varmeleveransen til ca. 13 GWh. Noen øvrige områder: Et mindre nær-/fjernvarmenett i Os (1,9 MW og 3,5 GWh kapasitet 5 GWh), Rena Leir, Rena sentrum, Kirkenær (forbrenning av impregneringsvirke og elproduksjon), Eidskog, Skarnes og Gran. Fjernvarmeutbyggingen er i stor grad basert på utnyttelse av lokalt produsert og CO 2 - nøytral bioenergi fra pellets, flis, rivningsvirke og øvrig skogsavfall samt noe avfallsforbrenning. Informasjon om tilgjengelig effekt fra øvrige energikilder for lokale nærvarmeanlegg og oppvarming av enkeltbygg (oljebrennere, vedovner med mer) er ikke tilgjengelig og har dessuten liten relevans i denne sammenheng. 18

19 4.2 Beskrivelse av kraftnettet i utredningsområdet Generelt Regionalnettet i innlandsfylkene er bygd opp ut fra behovet for å overføre et produksjonsoverskudd fra de største kraftverkene til vest og nord i området til belastningstyngdepunktene i byene og på flatbygdene lenger sør. Området ligger geografisk sentralt i Sør-Norge. De vestlige og nordlige deler av området nær vannskillet når opp i stor høyde med betydelig nedbør. Nedbøren fra Jotunheimområdet dreneres gjennom hoveddalførene Gudbrandsdalen og Valdres. I Hedmark danner Glomma hoveddalføret fra vannskillet på Trøndelagssiden. Det er nedbøren i stor høyde sammen med fall inn mot hoveddalførene som gir det største tilskuddet av elektrisk energi i Oppland. I tillegg kommer tilskudd som følge av fall i selve hovedvassdragene (lavtrykksanlegg). Totalt er det i Hedmark og Oppland ved utgangen av 21 (nyeste offisielle data) bygd ut henholdsvis 2,5 og 5,9 TWh vannkraft noe som utgjør om lag 2, og 4,8 % av landets samlede vannkraftproduksjon (Kilde: NVE). Kraftproduksjonen innenfor området sett under ett er normalt noe høyere enn forbruket, mens produksjonen hovedsakelig er lokalisert i de tynnest befolkede områdene slik at det er overføringsbehov øst- og sørover. Imidlertid er reguleringsgraden av produksjonssystemet totalt sett dårligere enn landsgjennomsnittet, slik at området periodevis har et effektoverskudd om sommeren og et relativt betydelig behov for effekttilskudd om vinteren. Hedmark er for øvrig det eneste fylket som har høyere vernet årsproduksjonspotensial enn det som er utbygd. Andel vernet i forhold til totalt nyttbart er for Hedmark og Oppland henholdsvis 88 og 56 % mot 31 % på landsbasis. Oppland sammen med Sogn og Fjordane og Nordland er de fylkene som har størst gjenværende utbyggbart vannkraftpotensial. I takt med de store kraftutbyggingene i Oppland og Nord-Østerdalen, er det bygget tre 3 kv-ledninger med utspring i Nedre Vinstra/Harpefossen, Øvre Vinstra og Rendalen via Lillehammerområdet til Osloområdet to ledninger på vestsiden av Mjøsa og en på østsiden. Videreføringen av 3 kv-ledningen nordover fra Øvre Vinstra via Vågåmo og videre til Aura og Trøndelag utgjør foreløpig den eneste sentralnettsforbindelsen på 3 kv-nivå mellom Sør- og Midt-Norge. 3 kv-nettet gjennom Gudbrandsdalen (både regional- og sentralnett) gir det lokale regionalnettet på 66 kv en solid nettmessig forankring i Fåberg, Nedre Vinstra/ Harpefossen og Vågåmo. Ledningsforbindelser på 3, 132 og 66 kv som krysser grensene til utredningsområdet: 3 kv Vågåmo-Aura (s-nett) 3 kv Vang Minne (s-nett) 3 kv Fåberg Røykås (s-nett) 3 kv Fåberg Vardal Roa/Hadeland Ulven (s-nett) 132 kv Hadeland Follum 132 kv Vågåmo Osbu 132 kv Savalen Ulset-Litjfossen Brattset 132 kv Lutufallet Höljes 132 kv Eidskog Charlottenberg 66 kv Tangen Minne 66 kv Kvisler Nord-Odal Minne 66 kv Tynset-Tolga-Os-Røros 19

20 Mellomriksforbindelsen Charlottenberg-Eidskog ble etablert i 1986 for å oppnå tosidig forsyning for Eidskog (og Charlottenberg), samt for å kunne foreta systematisk kraftutveksling ved å utnytte forskjellen i kraftpris mellom Sverige og Norge (flaskehalsinntekter). I den forbindelse ble det utarbeidet trekantavtaler mellom NVE Statkraftverkene (senere SN), Uddeholm (senere Gullspång, Birka og Fortum) og Hedmark Energiverk (senere EN). Med virkning fra ble 132 kv-forbindelsen Minne riksgrensen utleid til sentralnettet. Den andre mellomriksforbindelsen i utredningsområdet er Lutufallet Höljes. Overføringsevnen her er begrenset av 132/66 kv-transformatoren i Lutufallet (5 MVA) samt 66 kv-linjene Lutufallet-Nybergsund (FeAl 12) og Lutufallet-Elverum (FeAl 7). Imidlertid er dette en verdifull reserveinnmating til regionalnettet i Sør-Østerdalen og Trysil. Den har også vært benyttet i feil- og vedlikeholdssituasjoner for å få ut produksjonen på begge sider av grensen. Enlinjeskjema for utredingsområdets regionalnett med påførte transformator- og generatorytelser, noen overføringskapasiteter og påregnelig vinterproduksjon i kraftverk er gjengitt i vedlegg Feil! Fant ikke referansekilden Regionale overføringsforhold På bakgrunn av områdets tilknytning til 3 kv-nettet og for å få et mer detaljert bilde av lastforholdene i regionalnettet, er det i denne utredningen valgt å dele utredningsområdet i fem delområder: Vest-Oppland (Hadeland, Valdres og Gjøvik/Toten) Gudbrandsdalen fra Lillehammer og nordover Østerdalen fra Elverum og nordover (ofte delt i Nord- og Sør-Østerdalen) Sør-Hedmark Solør-Odalen/Glåmdalen Hedmarken flatbygdene på østsiden av Mjøsa Vest-Oppland område 1 Regionalnettet i Vest-Oppland er bygd opp som et produksjonsdimensjonert nett med tre parallellgående ledninger fra Valdres til Gjøvik/Toten. Opprinnelsen til dette nettet var utbyggingen av Åbjøra kraftverk og det generelle kraftbehovet i distriktet. 132 kv spenning ble valgt ut fra overføringsbehovet. Enda eldre er det opprinnelige 132 kv-nettet gjennom Hadeland, som nå er revet på strekningen fra Minne til Hadeland transformatorstasjon. 132 kv-nettet er koblet til 3 kv i Vardal og Minne. Hadelandsnettet, med 3 kv-tilknytning i Hadeland transformatorstasjon, har foreløpig ingen elektrisk forbindelse med det øvrige regionalnettet på 132 kv, men er knyttet sammen med Buskerudnettet mot Follum/Ringerike. Nord-vest for Åbjøra er 132 kv-nettet å betrakte som et radialnett uten mulighet for ringdrift. Ved hver kraftstasjon, med unntak av Dokka, er det egne uttak for 22 kv til fordelingsverkene. I tillegg er det bygd flere transformatorstasjoner for nedtransformering til 22 kv. 132 kv-nettet har således en dobbel funksjon som overføringslinjer for kraftproduksjon i Valdres og som hovedfordelingsnett for distriktet. Som nevnt tidligere er nettet bygd ut fra kraftproduksjonens behov, og transformatorstasjonene langs ledningen har derfor tosidig innmating. Alle kraftstasjoner har transformering til 22 kv og egne avganger for mating til bygdenettet. Når aggregatene er ute av drift, forsynes 22 kv-avgangene via transformator fra 132 kv-nettet. Nettet har normalt større produksjon enn forbruk og kan kjøres uavhengig av hovednettet ved at kraftverkene kan kjøre på egne nett. Ved Kongsengen, Gjøvik, Raufoss og Dokka er det 2

21 transformatorreserve. Ved de andre stasjonene er en avhengig av reserve i underliggende nett og bruk av mobil reservetransformator. Ryggraden i dette nettet er dobbeltledningen Åbjøra-Dokka-Gjøvik. Denne inngår i det maskede 132 kv-nettet sammen med ledningen Tonsåsen-Kongsengen, tverrforbindelser mellom disse og forbindelser mot 3 kv-nettet i Vang, Minne og Vardal. Doble samleskinner i Dokka koblingsstasjon gir økt mulighet til å fordele belastningen på ledninger med ulikt tverrsnitt og ulike ledertemperaturgrenser. Forbindelsen Dokka-Fall reduserer problemet med overlast på FeAl 12-ledningen Dokka- Vardal-Gjøvik ved utfall av den parallelle condorledningen. Tverrforbindelsen gir også en betydelig avlastning av ledningen mellom Dokka og Gjøvik ved utfall av Åbjøra-Begna. Ledningen Dokka-Fall er også nødvendig for å ha overføringskapasitet for energiproduksjon ved Dokkaverkene i sommerhalvåret. Videre gir forbindelsen redusert sårbarhet med bedre muligheter for normalt vedlikehold av ledningene. Spesielt lang reparasjonstid må påregnes dersom det oppstår feil på sjøkabelen over Randsfjorden. Det er avdekket et punkt med en skarp kant i denne traseen som innebærer en potensiell feilkilde. I perioder med ledningsutkoblinger har det vært situasjoner med stabilitetsproblemer og pendlingsutfall i Valdresnettet. Det er derfor tatt i bruk aggregatnedkjøring som systemvern i dette nettet. På Hadeland er det noe lokalproduksjon som med 132 kv-nettet mellom de to 3 kvstasjonene Hadeland og Ringerike erfaringsmessig gir en god driftssikkerhet. Behov/problemer 1. Fagernesområdet og Etnedal: Analyser viser at det ut fra driftssikkerhetshensyn er behov for ny transformatorstasjon snarest mulig. Begrunnelsen for dette er at det i tunglastperioden er forsyningen i Fagernesområdet svært anstrengt. Ved normal drift og normal driftsdeling i tunglast er transformatoren i Faslefoss overlastet dersom aggregatet står. Ved større feil i Faslefoss, på transformator eller 22 kvsamleskinner under tunglastperioden, klarer en ikke å opprettholde strømforsyningen til Fagernesområdet, dvs. at kravet til N-1 ikke etterkommes. Beregninger og utfallsanalyser viser at det er en underdekning på ca. 3 MW selv når reserveforsyning fra naboverkene SAE og Hallingdal Energi nett tas inn. Det er utarbeidet forslag til opprustning av strømforsyningen i Faslefossområdet som omfatter bygging av en ny transformatorstasjon i Skrautvålområdet. Forsyningen til Etnedal er også sårbar over en lang 22 kv radial fra Bagn kraftverk. En innmating til kommunen fra nevnte Skrautål transformatorstasjon vil være en nødvendig innmatingsforsterkning for å redusere spenningsfall og sårbarhet. 2. Transformatoren i Krabyskogen transformatorstasjon har vært til dels overlastet under tunglast i flere år. I slike situasjoner er deler av lasten flyttet til nabostasjoner ved omkoblinger i 22 kv-nettet i tillegg til at muligheten for utkobling av uprioritert forbruk er utnyttet. Det er planlagt å øke transformeringskapasiteten i stasjonen ved en rokering med en 35 MVA-enhet i Raufoss. 3. Gjøvik by: Som et tiltak for å sikre forsyning av Gjøvik by er kontrollanlegget for 132 og 66 kv-delen av Gjøvik transformatorstasjon nylig modernisert og utstyrt med fjernstyring av anlegget. Videre er det gjennomført tiltak for å redusere brannrisikoen i stasjonen. For øvrig er risiko- og sårbarhetsnivået for forsyning av Gjøvik by hovedbegrunnelsen i den gjennomførte nettanalysen for konklusjon med anbefaling av ny transformatorstasjon i Gjøvik sentrum. 21

22 4. Det er gjennomført en risiko- og sårbarhetsanalyse av nettet i Raufoss industripark som har resultert i en konkret plan for ombygging av både regional- og distribusjonsnettet. Tiltak med ombygginger og moderniseringer er under realisering. 5. Transformering 132/66 kv i Eid kraftverk: Kraftverket (2x5,3 MVA) er i dag tilknyttet SAEs 22 kv-nett med høye nettap og ustabile driftsforhold for kraftverket. Dette, sammen med ytterligere kraftutbyggingsplaner i området, er hovedmotivet for pågående vurdering av et eventuelt prosjekt med 132 kvtilknytning av kraftverket. Det største av de konsesjonssøkte utbyggingene (Kvennfossen kraftverk, ca. 4 MW) er imidlertid avslått. Dette avslaget er påklaget og videre vurdering av transformeringsprosjektet er avhengig av utfallet av klagebehandlingen. 6. Transformeringskapasiteten til 22 kv i Ylja kraftverk er 6 MVA. I tunglast vil det bli overlast ved utfall av Eidsfoss kraftverk (som er hydrologisk knyttet til produksjonen i Ylja). 7. Ny T-avgrening til Beito transformatorstasjon aktualiserer behov for å etablere en koblingsstasjon ved Hyggjande, og med det kan to eksisterende T-avgreninger i området elimineres. 8. Åbjøraledningsanlegget: Den eldste av parallelledningene mellom Åbjøra og Gjøvik er 6 år gammel og har tverrsnitt FeAl12. Parallellinja har condortverrsnitt og er ca. 1 år nyere (på det meste av strekningen). Ledningsanlegget er ikke bygd med gjennomgående jordforbindelse. I kombinasjon med dårlige jordingsforhold medfører dette at det er vanskelig og kostbart å oppfylle krav til maksimale berøringsspenninger ved feilsituasjoner. Videre har ledningene et betydelig overføringstap (et beregnet tap på 26 GWh tilsvarende ca. 12 Mkr i 21 noe mindre i 211). Dette i kombinasjon med anleggets alder er bakgrunnen for et pågående arbeid med en reinvesteringsplan Gudbrandsdalen område 2 66 kv-nettet er begrenset til Gudbrandsdalen med forankring i 3 kv i Vågåmo, Nedre Vinstra/Harpefossen og Fåberg. 66 kv-nettet er sammenhengende fra Vågåmo via Nedre Vinstra/Harpefossen til Fåberg. I Lillehammer, Gausdal og Øyer er det to sammenhengende 66 kv-ringer ut fra Fåberg. Behov/problemer 1. Transformering 3/66 kv i Nedre Vinstra: Reserveforhold ved linjefeil og fleksibilitet er bakgrunn for vurdering av transformatorstrukturen i Vinstra- Harpefossområdet. En ny transformator med spenningsregulering, som erstatning for dagens 15 MVA T4, vil også innebære en delvis reserve for transformator T2 i Vågåmo. 2. Det er gjennomført en nettanalyse for å finne optimal nettstruktur for tilknytning av planlagte nye kraftverker i Otta og Lågen i Nord-Gudbrandsdalen. 3. Transformeringskapasiteten i Ringebu og Rybakken er tilnærmet fullt utnyttet. I stedet for økt transformatorkapasitet i Ringebu, vurderes ny transformering i Kvitfjellområdet. 4. For forsyning av belastningsøkning som følge av byggeaktiviteten i hytteområdet Skei i Gausdal, kan en løsning med ny transformatorstasjon være aktuell. Dette er imidlertid vurdert som lite aktuelt den nærmeste 1-årsperioden. 22

23 Nord-Østerdalen område 3A Området som helhet har med Rendalen kraftverk, som er direkte knyttet til 3 kv-nettet, normalt produksjonsoverskudd. Regionalnettet består av linjeforbindelser som i utgangspunktet er produksjonsdimensjonert. Området nord for Savalen har kun reserveforsyning i lettlastperioder da linja fra Nea over Røros er for svak til å kunne dekke vinterlasten på Østerdalssiden (og knapt nok Røros alene). I tillegg til forbruket innenfor utredningsområdet, er også Røros-belastningen avhengig av forsyning sørfra i tunglastperioder. Behov/problemer Driftsforhold for området fra Tynset og nordover: Begrenset transformatorytelse i Nea og svak forbindelse mellom Nea og Røros betyr at det kun er reserve fram til Tynset i lettlast. For øvrig har denne ledningen liten verdi for utredningsområdet. Røros forsynes normalt sørfra (Savalen/Tynset). Begrensningene i overføringskapasiteten nordfra er 66 kv-linje Nea-Reitan med tverrsnitt FeAl 5 og lengde ca. 45 km. Realistisk overføringsevne på denne ledningen er 15-2 MVA. Lastuttaket i Reitan er ca. 6 MW. Dimensjonerende vinterproduksjon i kraftverkene Kuråsfoss og Røstefoss er begrenset til ca. 5 MW på grunn av tapperestriksjoner i isleggingsperioder i Glomma tidlig på vinteren. Registrert topplast i Røros er i overkant av 3 MW. Kapasiteten på 66 kv-linjene nord for Tynset ligger på omtrent det dobbelte av aktuell tunglast, begrunnet i termisk grenselast for faseliner. Tidligere prognosert forbruksvekst ville ha medført spenningsproblemer omkring stadium 21, men de siste årene er det registrert en stagnasjon i forbruksutviklingen. Dessuten er ohmsk ledningstap så høyt at det er et vesentlig innsparingspotensial i tilknytning til det vurderte prosjektet med heving av spenningsnivået nordover fra Tynset se kapittel Når det gjelder tiltak for å oppnå tosidig forsyning til dette området, har det vært vurdert ny 132 kvforbindelse fram til Tynset som T-avgrening fra ledningen Savalen-Ulset. Imidlertid er statistisk tilgjengelighet for dette nettet så god at det ikke forsvarer så kostbare tiltak som dessuten kun gir en begrenset bedring i leveringssikkerheten. Et annet tiltak ble vurdert i forbindelse med Statnetts tidligere planer om 3 kv-forsterkning mellom Trøndelag og Østlandet med trasealternativ Rendalen-Nea. En transformeringsinnmating som avtapping på denne ledningen i nærheten av Os ville ha gitt en verdifull bedring av leveringssikkerheten og redusert nettapet. Imidlertid ser det ut til at disse planene er skrinlagt etter linjeforsterkningen vestover fra Klæbu. En bedring av forsyningssikkerheten vil kunne oppnås dersom utbyggingen av Tolga kraftverk blir gjennomført. Sollia 66 kv-forsyning og transformeringsbehov: 66 kv-ledningen Nedre Vinstra- Sollia-Alvdal ble bygget i slutten av 5-åra og starten av 6-åra. I normal drift forsynes Sollia via Alvdal fra Savalen. Strekningen Sollia-Nedre Vinstra har hovedsakelig funksjon som reserveforsyning. Hele ledningen består av FeAl 5 og FeAl 7, samt FeAl 58 spesialline over høyfjellet på de mest værharde strekningene. Den er til sammen ca. 84 km med omtrent 36 km mellom Nedre Vinstra og Sollia og ca. 48 km mellom Sollia og Alvdal. Det er her en kombinasjon av beskjeden belastning (Sollia), og lange linjelengder. Dette innebærer at det neppe vil være lønnsomt å reinvestere i begge disse ledningsseksjonene når teknisk levetid er utløpt. Det tas derfor sikte på å rive strekningen Sollia-Nedre Vinstra når driftskostnadene overstiger nytteverdien i form av reduserte KILE-kostnader ved tosidig forsyning. Utskifting av treviklingstransformator i Rendalen for å få mulighet for spenningsregulering. Dette tiltaket kan også bli utløst av en mulig vindkraftutbygging i Engerdal som 23

24 kan medføre et transformeringsbehov 132/3 kv som overstiger merkeytelsen på 1 MVA Sør-Østerdalen område 3B Behov/problemer 1. Forsyningssikkerhet i Trysil/Engerdal: I Lutufallet er det installert en 5 MVA transformator for tilkobling av 132 kv-ledningen mot Höljes i Sverige (direkte jordet nullpunkt). Denne representerer en verdifull reserveinnmating. Spørsmålet om å gjennomføre spenningsheving til 132 kv fra Trysil til Lutufallet vurderes løpende blant annet ut fra belastningsutviklingen og endringer i behov for utveksling mot Sverige. Når teknisk-økonomisk levetid for ledningen Lutufallet- Elverum er nådd, antas ledningen revet dersom det ikke dukker opp vindkraftprosjekter langs traseen. Trysil-Engerdalsdistriktet antas å ha tilstrekkelig leveringssikkerhet med hovedforsyning fra Rendalen og 132 kv-forbindelsen til Sverige som reserve. 2. Reserveforsyning for Koppang og Rena: Forbindelsen Koppang-Rødsmoen er gammel og har lite tverrsnitt (FeAl 35/5/7). Uten denne linja vil Koppang kun ha ensidig forsyning fra Rendalen. På grunn av den sterkt begrensede overføringskapasiteten mellom Rødsmoen og Koppang kan problemer med treviklingstransformatoren i Rendalen medføre delvis svikt i forsyningen til Koppang. Den belastningen som er tilknyttet 66 kv-nettet i Rendalen transformatorstasjon har reserve på 22 kv fra Rendalen kraftverk. Også i Renaområdet (søndre del av Åmot kommune) er reserveforholdene i 66 kv-nettet dårlig. Både ledningen Elverum-Rena og den nevnte Rødsmoen-Koppang er for svake til å dekke forbruket i tunglast slik at forsyningen er avhengig av 66 kvledningen Osa-Løpet-Rena. 25 MVA treviklingstransformator i Osa (132/66/22 kv uten 66 kv spenningsregulering) er også sterkt begrensende for forsyningen av Rena og Koppang samtidig når Løpet kraftverk er ute av drift eller har redusert produksjon. Gjennomførte nettanalyser konkluderer med at det gunstigste alternativet for nettstrukturen i dette 66 kv-nettet er å reinvestere i ledningen Rødsmoen-Koppang og rive Elverum-Rena når levetida er utløpt. Dette er utgangspunkt for konsesjonssøknad. 3. Spenningsforhold: I Elverumsområdet er øvre spenningsnivå på 66 kv begrenset av uheldig omsetningsforhold på 66/22 kv-transformatoren i Løvbergsmoen, Elverum transformatorstasjon og på Rena. Tilsvarende problem på 66/11 kv i Løvbergsmoen, som medførte den største begrensningen i spenningsnivå, ble løst i 25 med rokering med tilsvarende enhet i Greften. Dette har medført mer fleksibel drift og redusert behov for å operere med ugunstig separatdrift. Dette har også vært en betingelse for å oppnå en fornuftig spoleplassering og en gunstig seksjoneringsplan for jordfeilsøking. 4. Reinvestering av Elverum transformatorstasjon: Bygget har betydelig behov for vedlikehold. Videre er det plassproblemer som begrenser muligheten til å dekke behovet for utvidelser av 11 og 22 kv-anlegget. Ny stasjon ved siden av den gamle er konsesjonssøkt. 5. Vindkraftutbygging: Et aktuelt område for etablering av vindkraftverk er på vestsiden av Osensjøen. Den mest naturlige nettilknytningen fra dette området vil være en avgrening mot linjetraseen Osa Heradsbygd. 24

25 Solør-Odal/Glåmdal område 4 Behov/problemer 1. Reserveforsyning: Inne regionen er det tre 66 kv-transformatorstasjoner med kun ensidig mating. Her finnes delvis reserve i 22 kv-nettet, samt en del lokal produksjon. Dette gjelder Våler og Sønsterud ved Åsnes, samt Norsenga ved Kongsvinger. 66 kv-ledningen fra Kongsvinger transformatorstasjon til Norsenga går dessuten gjennom byområder i Kongsvinger med underliggende 22 kv og utgjør av den grunn et visst miljøproblem. 2. Nord-Odal: Driftserfaringer viser relativt høy avbruddshyppighet for Nord-Odal transformatorstasjon til tross for linjeforbindelse både vestover mot Minne og østover mot Kvisler. Dette skyldes at disse to ledningene går gjennom skogområder, og på grunn av retningen er utsatt for trepåfall i perioder med kraftig vind fra nord eller sør (høy samtidighetsfaktor). Videre tilsier alderen (byggeår 195) at det må utarbeides en plan for framtidig forsyning av kommunen når levetida på disse ledningene er nådd. Dette temaet er vurdert i ei prosjektoppgave ved NTNU høsten 23. Den teknisk-økonomiske analysen gir lavest totalkostnader ved alternativet ned reinvestering av 66 kv-ledningen fra Minne Hedmarken område 5 Behov/problemer Stange-området: Stange forsynes fra Hedmarkslinja mellom Minne og Hjellum. Overføringskapasiteten fra Minne er ikke tilstrekkelig for å dekke forbruket i hele kommunen i tunglast. Videre er stasjonene Ilseng og Bekkelaget ensidig forsynt fra avgreninger. Ilseng har lettlastreserve i 11 kv-nettet. Forslag i tidligere utredningsrevisjoner om videreføring av 66 kv luftledning Hommerstad-Bjørke videre til Bekkelaget er opprettholdt uten at det er tatt stilling til utbyggingstidspunkt. 25

26 4.2.3 Aldersfordeling Figur 4-1 Aldersfordeling for linjer [km] Figur 4-2 Aldersfordeling for transformatorytelse 26

27 Figur 4-1 Aldersfordeling for linjer [km] viser at en betydelig andel av 66 kv-ledningene har passert 4 år. Denne aldersprofilen aktualiserer bruk av metoder for å finne riktig reinvesteringstidspunkt ut fra tilstandskartlegging og vedlikeholdskostnader. I Figur 4-2 Aldersfordeling for transformatorytelse framgår at det er en relativt liten del av transformatorparken som er over 5 år og som nærmer seg teknisk levetid for denne komponenttypen. Det vil derfor være begrenset behov for reinvestering i nye transformatorer ut fra rene levetidsvurderinger i analyseperioden. Overlast på transformatorer som reduserer levetiden forekommer svært sjelden Lengde kabel og luftledning Tabell 4.1 viser en oversikt over antall km luftledninger og kabler som finnes i nettet. I tallene er også rene produksjonsanlegg inkludert, blant annet de oppførte 4 km med 3 kv kabel. I vedlegg Feil! Fant ikke referansekilden. finnes detaljerte tabeller. Tabell 4.1 Nettstatistikk kabler og linjer Komponent 66 kv [km] 132 kv [km] 3 kv [km] Luftledning Kabel Transformeringskapasitet mellom spenningsnivåer i regionalnettet og fra regionalnettet mot distribusjonsnettet Tabell 4.2 viser en oversikt over transformeringskapasitet i utredningsområdet. Generatortransformatorer er ikke tatt med i oversikten. Treviklingstransformatorer der den ene viklinga er mot generator eller kun brukes for lokalforsyning til stasjonen, er kun tatt med som toviklingsenhet. I vedlegg Feil! Fant ikke referansekilden. finnes detaljerte tabeller. Tabell 4.2 Nettstatistikk transformatorer Systemspenning Installert ytelse [MVA] Antall 3/132/66 145/1/45 1 3/66/22 2/15/ /66/11 26/26/ /66/22 132/11/7 3 (den ene i reserve) 132/ ,436 (norsk andel) 132/ / / / /11(5) Spenningsforhold reaktiv effekt Sentralnettet i området har problemer med periodevis høyt spenningsnivå. Det er derfor installert en 3 kv reaktor på 1 MVAr i Fåberg og planlagt tilsvarende enheter i Vang, Vågåmo og Frogner. Statnett har besluttet at spenningsnivået i 3 kv-nettet generelt skal begrenses til normert øvre materiellgrense på 3 kv. I Rendalen har normalnivået ligget på nærmere 31 kv helt siden anlegget ble bygd og omsetningsforhold på transformatorene er tilpasset dette (treviklingstransformator T2 31/132/65 kv er uten reguleringsmulighet). En eventuell senking av 3 kv-nivået vil gi et spenningsnivå i underliggende 132 og 66 kv-nett som både gir høyere nettap (beregnet til ca.,3 MW 27

28 som årsgjennomsnitt) og gir problemer ved sammenknytning mot nabonett (132 kv KVOnett nordover og 66 kv Koppang-Rødsmoen sørover). Spenningsforskjellen vil forhindre sammenkobling slik at flytting av delingspunkt vil innebære koblingsblunk, med strømstans for kunder i 66 kv-nettet. Den reaktive effekten i regionalnettet søkes regulert slik at summen av reaktiv effektutveksling mot sentralnettet blir null under tunglast. Ideelt sett bør reaktivforbruket produseres nærmest mulig forbruksstedene. Her benyttes kondensatorbatterier og aggregatmagnetisering i lokale kraftstasjoner. Da regionalnettet i stor grad drives parallelt med sentralnettet, er riktig trinning av transformatorene viktig for å unngå transitt av reaktiv effekt mellom sentralnettspunktene spesielt i Vardal, Vang og Minne. På grunn av parallelldriften kan det allikevel være vanskelig å oppnå balanse i hvert enkelt utvekslingspunkt. Nettet ønskes drevet med så høy spenning som mulig. I 132 kv Østnettet er det en begrensning øverst i Valdres på ca. 142 kv med nåværende 22 kv spenningsnivå. På grunn av omsetningsforholdet på en del transformatorer ned til 11/22 kv distribusjonsspenning lenger øst blir maksimal utgangsspenning fra Vang og Minne rundt 135 kv. I 66 kv-nettet er det også en del problemer med uheldig omsetningsforhold (6 kv i midtstilling samt lavt utgangsspenningsnivå i distribusjonsnettet) som begrenser muligheten for å heve dette spenningsnivået over en utgangsspenning fra sentralnettet på kv. 4.3 Oversikt over elektrisitetsproduksjon Tabell 4.3 Hoveddata for kraftverkene i utredningsområdet Kraftverk Ev. reg.nettilkn. Inst. [MW] Påregn. vintereff. [MW] Årsprod. [GWh] Dokka Faslefoss Kalvedalen Lomen Torpa Ylja Fossheimfoss Lomen 1,9 1,7 11,5 Eid Bagn og Begna 9,6 6 52,7 Bagn Åbjøra Eidsfoss Ylja 4,2 4,2 21,5 Høgfallet Biri 1,3 3,7 Breiskallen Gjøvik 1,9 3,7 Brufoss Gjøvik 2,2 1,1 8,3 Åmot + GLT Gjøvik 2 1,8 9,1 Vestbakken Raufoss 1,2 1,2 6,3 Fall Fall Åvella + Øvre Åvella Dokka 4,5 3,6 24 Kjøljua + Grytfossen Torpa 1,9 1 8 Sum s-nettpkt. Vardal Bergerfoss 1+2 Jevnaker 3,3 2,6 19,6 Kistefoss 1+2 Jevnaker 5,6 5,6 35,7 Askerudfoss Jevnaker 14, Viulfoss Jevnaker 12, Toverud Jevnaker ,8 Sum s-nettpkt. Hadeland

29 Kraftverk Ev. reg.nettilkn. Inst. [MW] Påregn. vintereff. [MW] Årsprod. [GWh] Framruste Øyberget 99, Skjåk I Eidefossen Tesseverkene 44, Sum s-nettpkt. Vågåmo Moksa Tretten 15 4,2 5 Vinkelfallet Ringebu 7,2 1,8 25 Nedre Vinstra Harpefossen Hunderfossen Mesna 37,5 37,5 15 Holsfossen + Follebu Lunde,5 Raua Engjom 1,1 1 5,3 Roppa 5,5 4,5 36,4 Sum s-nettpkt. Fåberg Øvre Vinstra (S-nettilkn.) Sum Oppland Kuråsfoss + Røstefoss Røros 14,6 11,6 7 Einunna+Sølna Alvdal Hylla Engerdal 2,9 1,4 12 Storfallet Koppang 2,7 1 1 Veslefallet Koppang/Rødsm. 4,4 16,5 Rendalen Savalen Sum s-nettpkt. B.skaret Lutufallet 14,7 2,3 71 Løpet 25, ,5 Osa Osfallet+Kvernfallet Osa 3 1,2 2 Glesåa Osa 2,5 6,6 Sagnfossen Nybergsund 6,2 2 3 Skjefstadfossen Heradsbygd 23 13,8 126 Strandfossen Elverum 25 13,8 134 Braskereidfoss Våler 22 11,4 123,8 Tyria I + II Sjusjøen 4 3,9 29 Moelv Moelv 22 kv,7,7 7,2 Sum s-nettpkt. Vang Brødbølfoss Eidskog 2,4 1,5 12 Sum s-nettpkt. Eidskog Solør varmekraftverk Kirkenær 2 1,3 8 Bedafors + Varalden Norsenga 1,5,9 5,1 Kongsvinger Kongsvinger ,6 Sum s-nettpkt. Kongsv. tr.st Sum Hedmark Tabell 4.3 viser hoveddata for kraftverkene. De som er tilknyttet distribusjonsnettet (> 1 MW) er angitt med regionalnettstilknytning i kolonne 2. For de som er elektrisk tilknyttet regionalnettet, er dette feltet tomt da stasjonsnavnet gir denne opplysningen direkte. 29

30 4.4 Statistikk for elektrisitetsforbruk Figur 4-3 Årlig effektregistrering Figuren ovenfor viser utviklingen av maksimaleffekt de siste 1 år. De årlige variasjonene på disse ukorrigerte verdiene samsvarer godt med temperaturvariasjonene der det kun var vintersesongene 21/22 og 29/21 som hadde temperaturer som nærmet seg det som har vært definert som 5 års returtemperatur. Figur 4-4, som framstiller årsforbruket (ukorrigert), viser en tilsynelatende stagnasjon fram til året 21 da værforholdene i begge vintersesongene var preget av lave temperaturer. De historiske verdiene er valgt å framstille ukorrigert. Det er kun ved bruk av siste års verdier som utgangspunkt for prognoser for de neste 1 år at det er valgt å temperaturkorrigere forbruket. 3

31 Figur 4-4 Energiforbruket fordelt på områder 4.5 Driftsforhold av betydning for utnyttelse av dagens kraftsystem Driftskoblinger Normale delingspunkter i regionalnettet mellom 3 kv utvekslingspunkter er vist i Tabell 4.4. Tabell 4.4 Driftskoblinger Sentralnett-/3 kv-punkter Vågåmo Nedre Vinstra Fåberg Nedre Vinstra Vang Rendalen Vang Minne Regionalnettsdele 66 kv Bolongen Heggerusten 66 kv Ringebu Tretten 66 kv Koppang Rødsmoen 66 kv Finstad Tangen Det har periodevis vært praktisert ringdrifter uten oppdeling for alle de nevnte delingspunkter. Hadelandsnettet drives sammen med Buskerudnettet mot Follum/Ringerike og har kun forbindelse med det øvrige nettet i Oppland via 3 kv sentralnettslinje Vardal-Hadeland Overførings- og transformeringskapasiteter begrensninger i aktuelle feilsituasjoner Innmatings- og overføringskapasitet fra Sentralnettet Transformeringskapasitet fra 3 kv i utvekslingspunktene Hadeland, Vågåmo, Vardal, Vang og Minne representerer sjelden flaskehalser i nettet og anses derfor i hovedsak som tilfredsstillende. Imidlertid har det forekommet korte perioder med overlast på transformatoren i Vardal. I tillegg til transformeringen i utvekslingspunktene med sentralnettet, har regionalnettet også forbindelser til Sør-Trøndelag via 132 kv-ledningen Savalen-Ulset- 31

32 Litjfossen-Brattset og via 66 kv-forbindelsen Tynset-Tolga-Os-Røros, samt til Sverige via 132 kv-ledningene Eidskog-Charlottenberg og Lutufallet-Höljes. Transformeringskapasiteten anses generelt som godt tilpasset behovet, uten at detaljerte beregninger av avbruddskostnader er gjennomført. Imidlertid er det i forbindelse med nettanalysen knyttet til kraftutbyggingsprosjektene i Lågen og Øvre Otta (se kapittel ) påpekt at transformeringskapasiteten 3/132 kv i Vågåmo vil kunne bli en begrensning for å unngå produksjonstap. I november 21 oppsto en svært anstrengt driftssituasjon i Eidefossnettet i forbindelse med en planlagt utkobling av 3/66 kv transformator T2 i Vågåmo (17 MVA). Statnett har besluttet anskaffelse av ny transformator for dette spenningsnivået med planlagt idriftsettelse i 213. Se kommentar til Feil! Fant ikke referansekilden.. Det er også avdekket et uønsket sårbarhetsnivå for 66 kv-nettet i Fåberg ved utfall av den største transformatoren (16 MVA T1) i tunglastperioder. Den andre enheten har en kapasitet på kun 75 MVA (fra 1959). Tiltak er under vurdering Generell kapasitet i regionalnettet knyttet til ny produksjonsinnmating i distribusjonsnettet I tabellene under er det kun i kommunene Vang og Stor-Elvdal det er markert nettbegrensninger i og med at det største utbyggingspotensialet er lokalisert her. Begrensningene er knyttet til full utbygging av den oppførte effekten. Tabell 4.5 Utbyggingspotensiale for småkraft i Hedmark (Kilde: NVE) Kommunenavn Småkr.pot. [MW] 42 Kongsvinger 43 Hamar 412 Ringsaker 415 Løten 417 Stange, Nord-Odal 1,8 419 Sør-Odal 42 Eidskog 423 Grue 425 Åsnes 3, Våler 427 Elverum, Trysil 429 Åmot 3,54 Status Kapasitet Noe kapasitet Ikke kapasitet Kommentar 43 Stor-Elvdal 31,66 Kapasitetsbegrensninger ved utbygging av fullt potensial 432 Rendalen 11, Engerdal 436 Tolga 437 Tynset 6,8 438 Alvdal 2, 439 Folldal 5, Os 5,69 32

33 4 Hedmark Generelt god kapasitet i regionalnettet i fylket Tabell 4.6 Utbyggingspotensiale for småkraft i Oppland (Kilde: NVE) Kapasitet Noe kapasitet Ikke kapasitet Kommunenavn Småkr.pot. [MW] Status Kommentar 51 Lillehammer 1,43 52 Gjøvik 511 Dovre 19, Lesja 6, Skjåk 35,51 Regionalnettet i Skjåk er produksjonsdimensjonert. Ny innmating gir høyt marginaltap 514 Lom 9, Vågå 2, Nord-Fron 14, Sel 12,5 519 Sør-Fron 6,14 52 Ringebu 5, Øyer 6, Gausdal 528 Østre Toten 529 Vestre Toten 532 Jevnaker, Gran 536 Søndre Land 2, Nordre Land 4,42 54 Sør-Aurdal 5, Etnedal 542 Nord-Aurdal 7, Vestre Slidre 6,76 Regionalnettet i Valdres er produksjonsdimensjonert. Ny innmating gir høyt marginaltap. 544 Øystre Slidre 3, Vang 24,51 Kapasitetsbegrensning ved utbygging av full kapasitet 5 Oppland 176,8 4.6 Alternativ energi I Hedmark og Oppland er vannbåren varme fra fossile eller bioenergikilder alternativer til elektrisk energi produsert i vannkraftverk. Større kraftverk med vind eller gass som energikilder er ikke bygd. Det er registrert ett privateid vindkraftverk på 225 kw i Eidefossområdet. Vindkraftprosjekter som kan være lønnsomme med såkalte «grønne sertifikater» er under vurdering og planlegging. Direkte bruk av naturgass i innlandsfylkene kan bli aktuelt forutsatt at det blir etablert et distribusjonssystem. Utvikling av prosesser for produksjon av energi både i fast, flytende og gassform fra biokilder (hovedsakelig lokale skogressurser) følges nøye og er allerede et alternativ til fossile kilder både for å dekke stasjonære og mobile behov. 33

34 I denne utredningen er anlegg for vannbåren energi (fjernvarmeanlegg) som har et fordelingsnett til kunder konkret omtalt i kapittel 4.1. Disse forsyner hovedsakelig større offentlige bygg, kontorbygg, blokkbebyggelse og lignende. Normalt blir slike fjernvarmeanlegg tilknyttet eksisterende vannbårne nett i byggene og benyttet til husoppvarming og varmtvann. Tidligere skjedde oppvarmingen i disse byggene med elektrokjeler som kunne fyres med olje eller elektrisitet (uprioritert forbruk). Fjernvarmen er et supplement til eller erstatning for olje og uprioritert elektrisk forbruk (i eksisterende bygningsmasse), hvor prisen vil være viktig ved kundens valg av energikilde. Videre finnes eksempler på at fjernvarmeanlegg har medført redusert behov for nettforsterkning for forsyning av ny bygningsmasse. Oversikt over noen fjernvarmeanlegg er ført opp i kapittel

35 5 Framtidige overføringsforhold En vurdering av framtidig kapasitetsbehov i elektrisitetsnettet er todelt: 1) Scenarier: Hva er mulige framtidige utviklingstrekk (politiske beslutninger og næringsutvikling) og hvor sannsynlig er de forskjellige framtidsbildene. 2) Konsekvenser av de enkelte scenarier i punkt 1: Analyser av scenariepåvirkningen på enkeltprosjekter og hvilke betydninger usikkerheten har for nettstrukturen. Kraftsystemutredningen for sentralnettet inneholder en del formuleringer av mulige utviklingstrekk og tilhørende nettkonsekvenser. Ingen av disse berører i vesentlig grad innlandsfylkene Hedmark og Oppland, som ligger i oljeskyggen og relativt langt unna de store utenlandsforbindelsene. Til en viss grad kan enkelte fremtidsbilder påvirke overføringsbehovet mellom Trøndelag og Østlandet der den mest sannsynlige traseen går gjennom Gudbrandsdalen, men gjeldende sentralnettsutredning har ikke dette med som noe konkret prosjekt i analyseperioden. Lokalt i Hedmark og Oppland er det lansert to strategiske satsingsområder som begge er direkte energirelaterte: Utnyttelse av gjenværende ikke utbygd vannkraftpotensial. Utnyttelse av lokale bioenergiressurser fra landbruket. Mulig generell utvikling: Storstilt overgang til varmepumper som oppvarmingsmetode i boliger. Der dette erstatter panelovner, bør det medføre et redusert elektrisitetsforbruk, selv om enkelte undersøkelser tyder på at energigevinsten i fyringsperioden helt eller delvis oppveies av at varmepumpa brukes til nedkjøling om sommeren. Ved varmepumpeerstatning av andre oppvarmingsmetoder, vil elektrisitetsforbruket rimeligvis øke. Betydelig overgang til elektrisk drift av bilparken med tilhørende ladebehov. Krav om kabling. Dette vil åpenbart medføre betydelige investeringer med tilhørende samfunnsøkonomiske kostnader tilsvarende prisdifferansen mellom luftnett og kabel, som øker med spenningsnivået. Sannsynligheten for at miljøkrav på grunn av estetiske forhold, elektromagnetiske felt eller frigjøring av arealer skal resultere i slike forskrifts- eller lovbestemmelser i løpet av få år, må anses som moderat. Utenom energisektoren er scenariospekteret i hovedsak begrenset til tanker rundt den generelle konjunkturutviklingen og momenter som påvirker markedsnivået på de andre energiformene noe distriktet har felles med i hvert fall resten av det nordiske elspotmarkedet. Dette gjelder også den generelle klimautviklingen som innebærer økt vannkrafttilsig og reduksjon av energiforbruk til oppvarming. Spesielt kan en redusert snøleggingsperiode få stor betydning for utviklingen av vinteraktivitetsområdene som er bakgrunnen for flere av nettforsterkningsprosjektene som er nevnt i dette dokumentet og de som tidligere er utført. En klimautvikling med mer såkalt ekstremvær (vind og våt snø) vil dessuten kunne medføre høyere nettfeilhyppighet og tilhørende avbruddskostnader. I følge informasjon fra meteorologisk fagkompetanse vil det for innlandsområdet spesielt måtte forventes økt hyppighet av nedbørsperioder med våt og tung snø. Konsekvensen av de to nevnte lokale momentene er, med det som foreligger av konkrete planer, ansett å ha liten innvirkning på de investeringstiltakene som er nevnt i denne 35

36 utredningen. Generelt vil bioenergi brukt som varmekilde i lokale fjernvarmenett, eventuelt supplert med noe elektrisitetsproduksjon, erstatte elektrokjeler og oljebrennere og dermed avlaste elektrisitetsnettet med uprioritert forbruk i byer og tettbygde områder. Videre vil dette redusere behovet for ny nettkapasitet til utbyggingsområder. 5.1 Kraftutbyggingsprosjekter i Hedmark og Oppland Større kraftverk Tabellen nedenfor angir noen av prosjektene som er under vurdering. Tabell 5.1 Større kraftutbyggingsprosjekter Prosjekt Kommune Utbygger Planlagt effekt [MW] Produksjon [GWh] Kommentar Rosten Sel OE Søknad i juni 29 Ula Sel OK 7,2 21 Vulu Skjåk ØO 9 2 Nedre Otta Sel/Vågå OK/EF 75 3 Smådøla Lom EF Kons. søknad 29 Kåja Nord-Fron OK Bygdin Vang OK 5,4 19 Lagt på is Vinsteren Øystre Slidre OK 2,3 1 Lagt på is Øyangen Nord-Fron OK 8 32 Lagt på is Rendalen Rendalen OK Under bygging Nytt Einunna kr. Folldal ØKAS/OK NVE anbefalt avslag på konsesjon i april 212. Tolga Tolga OK Kons. søkn. høst 211. Braskereidfoss Våler EVk Nytt agg. 215 Øvre Vinstra Nord-Fron OK Under planlegging Harpefossen Sør-Fron OK 25 Under planlegging Sum Analyse av nettilknytningsløsning for prosjektene i Otta og Lågen foreligger i form av en rapport datert november 27 og et oppsummeringsnotat fra mai 28 fra konsulentselskapet SWECO. Noen sentrale momenter fra rapporten og øvrige kommentarer: Analysen viser at med full utbygging vil gunstigste alternativ for de to største kraftverkene, Rosten og Pillarguri/Åsåren (Nedre Otta), være tilknytning til Vågåmo via ny 132 kv-ledning (produksjonsradial). Et alternativ med 66 kvtilknytning er beregnet å være 76 MNOK dyrere grunnet høye nettap. Dette innebærer imidlertid at sum produksjonskapasitet i dette 132 kv-nettet, inkludert Øvre Otta, overstiger transformeringskapasiteten 132/3 kv i Vågåmo på 3 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 en kostbar utvidelse av transformatorkapasiteten må kapasiteten på 132 kv-forbindelsen Vågåmo-Osbu-Aura vurderes sammen med mulig transformering fra 132 til 66 kv i Vågåmo eller ett av kraftverkene for å unngå produksjonstap. Sårbarheten ved eventuelt transformatorhavari forutsettes 36

37 tidsbegrenset til ca. en måned som er Statnetts anslag for å kunne transportere og koble til en erstatningsenhet (sannsynligvis noe mindre ytelse enn 3 MVA). Kåja kraftverk forutsettes tilknyttet 66 kv-nettet under Nedre Vinstra. Smådøla vil bli tilknyttet 22 kv-nettet under Nedre Tessa noe som krever økning av transformatorkapasiteten 22/66 kv til 2 MVA i denne stasjonen. I de forskjellige alternativene framkommer noe varierende behov også for å øke transformeringskapasiteten mellom 3 og 66 kv i de to 3 kv-tilknytningspunktene. For Nedre Vinstra er behovet for kapasitetsøkning beregnet til å ligge mellom 4 og 9 MVA. Statnett har planer om å erstatte dagens 3/66 kv transformator i Nedre Vinstra (15 MVA) med en ny og større transformator (5 MVA). Idriftsettelse er planlagt i 212 eller 213. For alternativene med de to største kraftverkene tilknyttet 66 kv-nettet er kapasitetsbehovet 3/66 kv i Vågåmo beregnet til mellom 22 og 19 MVA. Nåværende enhet har en ytelse på 17 MVA. Statnetts planer om å erstatte dagens 3/66 kv transformator med en ny, større transformator 3(42)/66(132) kv gir fleksibilitet i forhold til fremtidige behov for videre utvikling av Vågåmo stasjon. Figur 5-1 Plassering av noen av de planlagte kraftverkene Øvrige kommentarer til noen av prosjektene i Tabell 5.1: Dersom prosjektene i Nord-Gudbrandsdalen blir realisert, forutsettes produksjonen å komme innenfor Statnetts nettavregningsprinsipper for innfasingstariff for det definerte området Midt-Norge, der grense mot sør i 66 kv-nettet er satt til Bolongen transformatorstasjon. I tillegg til Åsårenprosjektet har Eidefoss utarbeidet et forprosjekt for Nedre Smådøla kraftverk hvor hovedalternativet utgjør 48,5 GWh/13,1 MW. Smådøla har utløp i sjøen Tesse. Kraftverket vil utnytte den nedre delen av fallet i dette vassdraget. 37

38 Det er også sendt konsesjonssøknad for nytt Einunna kraftverk med en effektøkning fra dagens 9,3 til 2 MW (både økt fallhøyde og slukeevne). Dette innebærer at dagens 22 kv-tilknytning må suppleres med 66 kv-forbindelse til Alvdal transformatorstasjon. Utvidelsen av Kongsvinger kraftverk med et aggregat nummer to ble gjennomført våren 211. Det gamle aggregatet har en slukeevne på kun 24 m 3 /s (tilsvarende ca. 19 MW) som medfører vanntap i store deler av sommerhalvåret. Det nye aggregatet er noe større (ca. 22 MW). Nettilknytingen er supplert med en 132 kv-forbindelse til linje Kongsvinger- Skarnes i tillegg til opprinnelig 22 kv-tilknytning for å oppnå en nettapsgevinst og mer stabile driftsforhold for produksjonen. Tilsvarende utvidelse med nytt aggregat i Rendalen kraftverk er også under bygging. Dette er beregnet å gi 37 GWh som produksjonsøkning (uendret maksimal overføring på 55 m 3 /s fra Glomma til Renavassdraget). Fullført utbygging i Øvre Otta har gitt en tilgang på 99 MW/36 GWh i Øyberget kraftverk og 76 MW/165 GWh i Framruste kraftverk. Dette har økt med ca. 12 GWh etter fullføring av siste trinn i utbyggingen med overføringstunnel mellom de to hovedmagasinene (Breidals- og Raudalsvatnet) Småkraftverk Generelt er det en økende interesse for bygging av private mini- og mikrokraftverk. Noen prosjekter er allerede realisert. Figurene nedenfor er hentet fra NVEs småkraftverksoversikt. Hedmark - Potensiale for småkraftverk 12, 1, kw mellom 3-5 kr 8, kw mellom 3-5 kr GWh 6, kw under 3 kr 16 4, 2,, kw under 3 kr Samlet Plan kw Kongsvinger Hamar Ringsaker Stange Nord-Odal Sør-Odal Eidskog Grue Åsnes Elverum Trysil Åmot Stor-Elvdal Rendalen Tolga Tynset Alvdal Folldal Os Figur 5-2 Småkraftverkspotensial i Hedmark 38

39 Oppland - Potensiale for småkraftverk 16, 14, kw mellom 3-5 kr 12, kw mellom 3-5 kr 21 1, GWh 8, 6, 4, 2,, Figur 5-3 Småkraftverkspotensial i Oppland Kjente aktive prosjekter under konsesjonsbehandling eller bygging er vist i Tabell 5.2. Summert tilsvarer dette omkring 14 MW i hvert fylke. Tabell 5.2 Småkraftprosjekter under realisering Prosjektnavn Kommune/tilknytningspkt. i r-nettet Effekt [MW] Islandsmoen Sør-Aurdal/Bagn,265 1,/,25 Kvennfossen Sør-Aurdal/Begna 3,7 8,7/2,1 Landbekken Stor-Elvdal/Koppang,35 MVA Hoel Åsnes-Grue/Åsnes,97 Årsprod. / vinterprod. [GWh] Status / merknad Kons. søknad er avslått, men er anket. Kons. søknad er avslått, men er anket. 1,35/,55 Kons.søknad sendt jan. 28 Syversætra foss Åsnes/Åsnes 2 8,8/2,1 Idriftsatt april 212 Børjåa Eidskog/Eidskog ~,2 Måråe Skjåk,68 3,2 Konsesjonssøkt Lågen Lesja-Dovre 2,5 Konsesjonssøkt Vålåe Lesja 4,6 Konsesjon gitt Skjerungsåa Sel/Otta 1,5 2,2 Konsesjonssøkt Øla Nord-Fron 1,7 7 Konsesjonssøkt Storefoss Øystre Slidre 1,4 6 Konsesjonssøkt Kvitvella Nord-Aurdal 1,4 5 Fossbråten Nord-Aurdal 2,9 8 Kvernum Bruk Østre Toten/Kraby,64 2,4/1,35 Folla Folldal Lillehammer Gjøvik Dovre Lesja Skjåk Lom Vågå Nord-Fron Sel Sør-Fron Ringebu Øyer Østre Toten Vestre Toten Jevnaker Gran Søndre Land Nordre Land Sør-Aurdal Etnedal Nord-Aurdal Vestre Slidre Konsesjonssøkt Konsesjonssøkt Kons. søknad er avslått, men er anket. Øystre Slidre Vang kw under 3 kr kw under 3 kr Samlet Plan kw 39

40 Prosjektnavn Kommune/tilknytningspkt. i r-nettet Effekt [MW] Årsprod. / vinterprod. [GWh] Status / merknad Kolåsmyrfallet + Styggberget Stor-Elvdal/Koppang 3,3 + 4,4 11,8 + 14,5 Konsesjonssøkt I tillegg er det søkt om opprusting og utvidelse av Holsfossen, under Lunde transformatorstasjon i Gausdal, med nytt aggregat på 2,3 MW og energiøkning fra 2,9 GWh til 9,8 GWh. Prosjekter i vurderings- og planleggingsfasen er gjengitt i Tabell 5.3. Summert utgjør dette omkring 3 MW i Hedmark og 5 MW i Oppland totalt ca. 25 GWh. Tabell 5.3 Planlagte småkraftprosjekter Prosjektnavn Kommune / tilknytningspunkt i r-nettet Effekt [MW] Hovda Stor-Elvdal/Rødsmoen 5,4 2,5 Rogna Stor-Elvdal/Koppang 1,8 1,6/,5 Hira Stor-Elvdal/Koppang,7 Kjølsjøbekken Stor-Elvdal/Koppang,32 Landbekken Stor-Elvdal/Koppang,32 Staibekken Stor-Elvdal/Koppang,28,3/,1 Trya Stor-Elvdal/Koppang 2,3 5,7 Neta Stor-Elvdal/Koppang 2 Abborsjøbekken Stor-Elvdal/Koppang ~,5 Eldåa Stor-Elvdal/Koppang ~1 Svestadbekken Stor-Elvdal/Koppang,4 Deia Åmot/Osa kraftverk 2,8 12,2 Årsproduksjon / vinterprod. [GWh] Merknad Åsta Åmot/Rena Rehab. av gammelt anl. Høvringåa Sel/Eidefossen 2,7 Ula Sel/Otta 4,2 12 Fra dam Frya Sør-Fron 4,5 Rehab. av gammelt anl. Øyangen Nord-Fron/Vinstra 8 Vinsteren Nord-Fron/Vinstra 2,5 Øla Nord-Fron/Vinstra 4 Mølmsåa Lesja 2,7 Svært usikker Nore Lesja 3,5 Gravåe Sel Senda Vågå,3 Div. prosjekter Vågå/Nedre Tessa 1 Div. prosjekter Lesja/Lora 1 Holongen Vågå,6 Bessa Vågå 2,5 Einbugga Dovre 2,2 Vulu Lom 2 8 Tverråa Vest Lesja Rinda Vågå,5 Grøna Vågå,2 Øy Vågå,2 Bøvre Lom,16 1,1 Helga Lom,255 1, Bergdøla Sel (Heidal),2 1,4 4

41 Prosjektnavn Kommune / tilknytningspunkt i r-nettet Effekt [MW] Mosåa Øyer 1-2, Nedrefoss Ygna Geispa Øystre Slidre Øystre Slidre Nord-Aurdal Sum: 7 (,4-1,4) Bjørgoelva Nord-Aurdal Leirelva Jomesåne Nord-Aurdal Vestre Slidre Kjøljua 2 Nordre Land 2,8 7,3 Komperudelva Søndre Land 1,9 5 Årsproduksjon / vinterprod. [GWh] Sum: 27 (1,5-6) Merknad Forprosjektering Gjøvik fjernvarme Gjøvik 3,5 18 Varmekraftverk Kvernbekken Alvdal,1 Storbekken Alvdal 1 Dagdylju Folldal,15 Kakella Folldal 1,5 Nordre Haukåa Rendalen,7 Søndre Haukåa Rendalen,1 Renåa Rendalen 1 Anda Rendalen,25 Sandbekken Rendalen,25 Kverninga Rendalen 1 Hanestadnea Rendalen 3 Neka Rendalen,99 8,2 Lona Tolga,25 Møkkelbekken Tolga,25 Toljefossen Tolga,3 Staisbekken Tynset,25 Fossbekken Tynset Mølnarbekken Tynset,3 Riva Tynset Planer for utbygging av alternativ energi Området har i følge offisiell statistikk en andel bioenergiforbruk på nærmere 2 % (1,9 TWh) av det stasjonære forbruket. Nasjonal andel er knapt 1 %. Med en andel avvirkning av rundtømmer på over 4 % av det norske kvantumet på vel 8 millioner m 3, gir skogarealet i fylkene et fortsatt uutnyttet bioenergipotensial som er stipulert til rundt 1 TWh det vil si totalt omkring 3 TWh. En betydelig andel av dette potensialet er fortsatt knyttet til fjernvarmeprosjekter fordelt på følgende utbygginger: 2-3 GWh i Hedmark Hamar, Kongsvinger, Trysil, Brumunddal, Rena og Kirkenær. 2 GWh i Oppland Gjøvik, Raufoss, Lillehammer og Lena. Oversikt over eksisterende fjernvarmenett er beskrevet i kapittel 4.1. Kommentar til noen av prosjektene: 1) På Lillehammer er fjernvarmeutbyggingen igangsatt. Utbyggingen startet opp høsten 29. Påkoblede kunder får varme levert fra en 2 MW pelletskjel inntil 41

42 varmesentralen idriftsettes i 213. Varmesentralen benytter seg av rent brensel fra skogen i tillegg til utsortert hageavfall. Effekt i varmesentralen blir på ca. 12 MW. 2) Gjøvik: Eidsiva Bioenergi har overtatt tildelt konsesjon fra et annet selskap. Her er potensialet beregnet til 15 GWh, inklusive 8 GWh damp. Det er også planlagt elproduksjon med en generator på ca. 2 MW, 3) Beitostølen: Et flisfyrt anlegg med ytelse på 2 MW og 1 GWh er planlagt. 4) Trysil: Trysil Fjernvarme AS har utvidet fjernvarmenettet fra Innbygda sentrum opp til turistsenteret i Trysilfjellet dimensjonert for en maksimaleffekt på 5,5 MW. Det vurderes et utviklingsprosjekt med gassifisering av flis med elektrisitetsproduksjon på ca. 1 MW. 5) Hamar: I området Trehørningen ble det våren 211 satt i drift en ny varmesentral med avfallsforbrenning kombinert med elektrisitetsproduksjon (6,6 MW, 4 GWh/år). Planlagt varmeproduksjon med 3 MW termisk effekt, 5 GWh damp og 1 GWh fjernvarme. Anslått gjenværende potensial i Hamar er ca. 12 GWh. 6) Kongsvinger: Nåværende fjernvarmenett omfatter byområdet nord for Glomma (gjenværende potensial: ca. 2 GWh). Utbyggingen på sørsida av elva er under vurdering (ca. 3 GWh). Rør under Glomma ble lagt på ettervinteren 211. Finansieringsmulighetene fra Energifondet, som forvaltes av Enova, har stor betydning for endelig vedtak om bygging og gjennomføring av tiltak innen energisparing og ny miljøvennlig energi. 5.3 Effektprognoser Med utgangspunkt i prognoser for effektutviklingen for forbruket under de enkelte regionalnettspunkter gir det områdeverdier i kommende 1-årsperiode som vist i Figur 5-4. Den viser en gjennomsnittlig årlig økning på ca.,6 %. Figur 5-4 Prognosert effektforbruk 42

43 Tilsvarende lav prognose for utviklingen anses å være representert ved en stagnasjon i forbruksutviklingen det vil si siste vintersesongs effektregistreringer. En motsatt utvikling med høyt alternativ tilsvarende basisprognose pluss ca.,6 % pr år i tillegg til de individuelle lastøkningene nevnt i kapittel 5.4 vises i Figur 5-5. Figur 5-5 Effektutvikling høy prognose 5.4 Nettanalyser av framtidig utvikling av kraftsystem I vedleggskapittel Feil! Fant ikke referansekilden. er det gjengitt tabellarisk og grafisk framstilling av lastflytberegninger for tunglastsituasjon for stadium 211/12 og 221/22. Eventuell kraftutbygging nevnt i kapittel 5.1 er ikke tatt med i beregningsmodellen for tunglastsituasjonen da nettopologi og estimert vinterproduksjon foreløpig er usikkert. Videre vil sannsynligvis det meste av den nye produksjonen i Gudbrandsdalen bli overført til sentralnettet over nye ledninger drevet radielt slik at det øvrige nettet blir lite påvirket. Imidlertid er det foretatt en lettlastberegning med innmating fra de planlagte kraftverkene. Har framgår at sentralnettets transformering 3/132 kv i Vågåmo får overlast noe som kan avhjelpes ved en mellomtransformator 132/66 kv i stasjonen (2-25 MVA). Beregningsresultatene for tunglastsituasjonen avdekker ingen kapasitetsproblemer av betydning ut over de kapasitetsøkende prosjektene som er foreslått. (Sårbarhet knyttet til fullt utnyttet transformatorkapasitet 3/66 kv i Fåberg planlagt redusert med ny transformator.) Mye av investeringsbehovene i regionalnettet er knyttet til leveringssikkerhet og sårbarhetsvurderinger. I de prosjektene der begrunnelsen er behov for å forsyne 43

44 vinterturistområder, vil det generelt (for å redusere den økonomiske risikoen) ikke bli foretatt nettinvesteringsbeslutning før det foreligger konkrete utbyggingsvedtak. Når det gjelder konsekvenser av kraftutbyggingsplaner, er det senere i denne utredningen nevnt noen prosjekter som betinger ny regionalnettstilknytning. I tillegg vil planene om spenningsheving fra 66 til 132 kv nord for Tynset bli påvirket av om Tolga kraftverk blir bygd. Dette vil medføre en svært nyttig innmating i et underskuddsområde. Fordelene er økt leveringssikkerhet (på grunn av at kapasiteten nordfra i 66 kv-nettet til TrønderEnergi gir full forsyningsreserve i større deler av året), nettapsgevinst (spesielt om vinteren) og stabilisering av spenningen med økt kortslutningseffekt og stivere nett. Referert til scenarieformuleringen i innledningen til kapittel 5 er høy og lav prognose i lastflytberegningen for stadium 22/21 referert til følgende utviklingstrekk med følgende utbyggingsplaner: Høy prognose med følgende utbygging: o Nytt sjukehus for Mjøsområdet bygges ved Moelv antatt tilleggslast 5 MW. o Fortsatt utvikling i vinterturistområdene som innebærer gjennomføring av følgende tiltak referert kapittel (ny transformatorstasjon ved Kvitfjell), økning av transformatorkapasiteten i Trysil, økning av transformatorkapasiteten i Rybakken (kapittel ) samt linjeoppgradering (kapittel ) og eventuelt ny transformatorstasjon ved Skei i Gausdal. Videre hyttebygging i Stange sør (kapittel ). Moderat utvikling: Utvikling blir slik at tiltak nevnt ovenfor ikke er nødvendig å gjennomføre. For øvrig iverksettes de øvrige tiltakene der forutsetningene i stor grad er oppfylt eller besluttet gjennomført. Som generell utvikling er det tatt utgangspunkt i følgende: Fortsatt milde vintre og redusert snøleggingsperiode, fortsatt betydelig bioenergiutbygging, negativ generell konjunkturutvikling og høye kraftpriser (økning av priser på fossil energi og dårlig kraftbalanse i prisområdet). Dette er antatt å innebære en utflating av effektutviklingen på nåværende nivå. Vindkraftscenario + ny vannkraft: Det er her tatt utgangspunkt i en lettlastsituasjon med ny produksjonsinnmating. I nettmodellen er det for kraftverkene tatt utgangspunkt i gjennomsnittlig målt produksjon på hverdager i vinterperioden de siste årene. Skjemaer i Feil! Fant ikke referansekilden. og Feil! Fant ikke referansekilden. viser oversikt over belastningsgrad med den prognoserte belastningen i stadium 22/221. I sistnevnte skjema er det lagt inn ekstra lastøkning med ytterligere 5 MW i stasjonene Bruvold (sjukehusprosjektet i Moelv), Tangen (hytteområde Stange syd), Ringebu (Kvitfjell), Trysil og Engjom (Skei hytteområde). Det er ingen hovedforbindelser som er i nærheten av kapasitetsgrensen. Utgangspunkt for nettforsterkninger vil oftest være driftssikkerhet/reserve og teknisk tilstand (først og fremst stolpekvaliteten) eventuelt kombinert med nettapsinnsparing. I Feil! Fant ikke referansekilden. vises en lettlastsituasjon med følgende ny innmating fra vannkraftutbygging: Innmating fra Nedre Otta over 132 kv produksjonsradial til Vågåmo: 15 MW og 4 MW inn i Tolga (oppgradering fra 66 til 132 kv mellom Tynset og Røros). Som vist blir det overlast på 3/132 kv-transformatoren i Vågåmo som kan avhjelpes med en mellomtransfomator 132/66 kv i stasjonen. Ny vindkraftproduksjon: Engerdal: +8 MW og Osa: + 8 MW. 44

45 Denne tilleggsproduksjonen på totalt 35 MW gir en tapsøkning på 42 MW som vist i sammendragskapitlet. 45

46 6 Forventede tiltak og investeringsbehov 6.1 Planer for oppgradering av elektriske anlegg og for nyanlegg Tabell 6.1 er en oversikt over foreslåtte prosjekter der kostnadsanslaget gjelder kun selve investeringen. Dette er prosjekter som forutsettes realisert uavhengig av scenariebeskrivelsen nevnt i innledning i kapittel 5 i og med at forutsetningene med grunnlag for investeringene allerede er til stede eller er knyttet til kapasitetsbehov fra kraftutbygging. Som angitt med spørsmålstegn er investeringstidspunktene i liten grad fastlagt. For prosjekter hvor kostnader mangler, skyldes dette at omfanget er noe usikkert og med det vanskelig å kostnadsfeste. Tabell 6.1 Prosjekter i utredningsperioden Nr Prosjekt Kons. Kost. [Mkr] År idrift 1 Hyggjande koblingsstasjon EN Fagernes (Skrautvål) transformatorstasjon EN Ca Merknad, begrunnelse Belastningsøkning, leveringssikkerhet 3 Raufoss industripark ombygging EN Ca Leveringssikkerhet 4 Nedre Vinstra ny transformator 3/66 kv SN Leveringssikkerhet, teknisk tilstand 5 Rødsmoen-Koppang reinvestering EN Teknisk tilstand, alder 6 Ny 66 kv-ledning Bjørke-Bekkelaget EN Avbruddskostnader, nettap 7 Ny transformatorstasjon Gjøvik sentrum med 132 kv-tilknytning 8 Kabling 66 kv-linje Brumunddal EN Kabling 66 kv-linje Kongsvinger EN 1 Kabling 66 kv-linje Hamar EN EN ? Avbruddskostnader og nettap Planlagt boligområde under linjetrase. Avhengig av utbygger. Utbygging av riksveg 2. Avhengig av utbygger. 11 Kabling linjer i forb. med E6-utbygging EN/GE Vegbygging Planlagt idrettsanlegg under linjetrase. Avhengig av utbygger. 12 Elverum transformatorstasjon EN Teknisk tilstand, kapasitet Nye Einunna kraftverk 66 kv-linje fra Alvdal Reinvestering 66 kv Fåberg- Hunderfossen ØKAS? 214 Del av kraftutbyggingsprosjekt EN Teknisk tilstand, nettap 15 Ny Fåvang transformatorstasjon GE Ca ? Belastningsøkning, lev.sikkerhet 16 Rybakken økning av transf.kapasitet GE Belastningsøkning, lev.sikkerhet 17 Nettilknytning nye kraftverk i Otta og Lågen EF/GE/EV Del av kraftutbyggingsprosjekter 18 Ny transformatorstasjon Stange sør EN 214 Belastningsøkning 19 Spenningsheving Tynset-Tolga-Os-Røros EN/REV 1 218? Spenningsfall og nettap. Ny produksjon. 2 Åbjøra-Gjøvik reinvestering EN 3 Nettap, teknisk tilstand 21 Reinvestering 66 kv-linje Sandvold- Lunde-Engjom 22 Diverse 66 kv-ledninger reinvestering eller riving EN 3 Teknisk tilstand EN Teknisk tilstand kv-nett Fåberg-Mesna EN Miljø, teknisk tilstand 24 Nedre Tessa økning av tr.kapasitet EF 214 Kraftutbygging, konsesjonssøkt 46

47 Nr Prosjekt Kons. Kost. [Mkr] 25 Krabyskogen tr.stasjon transformeringskapasitet EN År idrift Merknad, begrunnelse Kapasitet 26 Eid kraftverk transf. 132/22 kv EN Kraftutbygging, nettap 27 Ylja kraftverk økt transf.kapasitet EN Driftssikkerhet 28 Nettilknytning nytt aggregat Braskereidfoss kraftverk EN/EV 215 Del av kraftutbyggingsprosjekt 29 Engjom-Skei 66 kv ledning EN Belastningsøkning 3 Nybergsund Lutufallet EN Transformering 3/132/66 kv i Rendalen 32 Transf.ytelse Kvisler EN 4 33 Transf.ytelse Rendalen (Vik) EN 8 Alder, EN Fullføring av forsterkning etter tverrsnittsøkning Driftsmessige problemer pga. manglende spenningsregulering og økt kap.behov ved vindkraftutbygging i Engerdal 34 Tolga transformatorstasjon. Flytting EN/EV 32 Knyttet til kraftutbyggingspr. 35 Os tr.stasjon ny transformator EN 5 Knyttet til sp.heving kv kv-ledning Fall Jaren EN Ny jernbaneomformerstasjon Jessnes JBV Transformatorstasjon Søkkunda EN Tilknytning vindkraftproduksjon Engerdal EN/AV 218 Ref. prosjekt 31 4 Tilknytning vindkraftproduksjon Osa EN/AV Tilknytning vindkraftproduksjon Odalen EN/E.ON 219 Kapitlene videre gir en beskrivelse av prosjektene angitt i Tabell 6.1: Hyggjande koblingsstasjon Beito Figur 6-1 Linjekart Valdres Beito transformatorstasjon Beito transformatorstasjon ble satt i drift i desember 211 med 132 kv-tilknytning som T- avgrening mellom Kalvedalen kraftverk og avgreningspunkt Hyggjande. Valget av en T-avgreningsløsning for dette prosjektet i tillegg til to T-avgreninger til i samme område (henholdsvis Hyggjande og Slidre) har aktualisert en fullverdig koblingsstasjon i punktet Hyggjande for å oppnå en vernmessig renere nettstruktur og 47

48 eventuelt på et senere stadium utvide løsningen ved å erstatte ledningen Hyggjande- Slidre med en dobbeltledning med et tilhørende fjerde linjefelt i koblingsstasjonen Ny transformatorstasjon ved Fagernes (Skrautvål) 22 kv-nettet til Valdres Energiverk forsynes fra følgende punkt: 132/22 kv transformator tilknyttet Lomen kraftverk 2 MVA 132/22/7 kv transformator tilknyttet Kalvedalen kraftverk 1 MVA Faslefoss kraftverk 2 MVA Åbjøra kraftverk 2 MVA Heggenes transformatorstasjon 2 MVA Fossheimfoss småkraftverk 2 MVA (forsyning på 22 kv-nettet) Kalvedalen og Lomen forsyner i tillegg Vang Energiverk. 22 kv-nettet i området er opprustet i tidsrommet 1977 til 1995 og vurderes som relativt godt dimensjonert. Imidlertid er forsyningen i Fagernesområdet svært anstrengt i tunglastperioden. Ved normal drift og normal driftsdeling er transformatoren i Faslefoss fullastet dersom aggregatet står. Tabell 6.2 viser belastninger i nettet. Tabell 6.2 Belastninger i nettet Stasjon Belastning [MW] Faslefoss 23, Åbjøra 9, Heggenes 14, Kalvedalen 6, Lomen inkl. Fossheimfoss 13, Sum 65, Fordelingsnettet drives optimalt tapsmessig så langt dette er praktisk og driftsmessig mulig. Samtidig er begrensninger av KILE-kostnader ved driftsforstyrrelser forsøkt hensyntatt. Ved større feil i Faslefoss på transformator eller 22 kv-samleskinner under tunglastperioden kan ikke strømforsyningen i Fagernesområdet opprettholdes, dvs. at kravet til N-1 ikke er oppfylt. Beregninger og utfallsanalyse viser at det er en underdekning på ca. 3 MW selv når reserveforsyning fra naboverkene Sør Aurdal Energi og Hallingdal Energi nett tas inn. Spenningsfallet blir ca. 8 %. Det er installert et kondensatorbatteri på 12 kvar i Fagernesområdet for blant annet å redusere spenningsfall og nettap. En ny transformatorstasjon for sikring av strømforsyningen i området ble første gang behandlet i kraftsystemplanen for Oppland , som konkluderte med en plassering av ny transformatorstasjon i Skrautvål ved Kjørlisaga. Denne plasseringen vil i tillegg forbedre forsyningssituasjonen ved utfall av Heggenes og Lomen. Referert kartutsnittet i Figur 6-1 er en transformatorstasjon tenkt plassert under 132 kvledningen mellom Åbjøra og Heggenes. Det var behov for ytterligere dokumentasjon og beregning av samfunnsøkonomisk lønnsomhet før en eventuell konsesjonssøknad på ny stasjon kunne sendes NVE. Det ble i tilknytning til 24-revisjonen av kraftsystemutredningen utført en lokal kraftsystemutredning for dette området som dokumenterer 48

49 behovet for ny transformatorstasjon i Skrautvål. Med bakgrunn i redusert belastningsutvikling i forhold til tidligere prognoser er planlagt realiseringstidspunkt for denne transformatorstasjonen under vurdering og vil tidligst bli etablert i 214. I prosessen med vurdering av dette anlegget er det avdekket et behov også østover mot nordre del av Etnedalen (VOKKS-området) først og fremst for å opprettholde krav til spenningskvalitet. Kommunen forsynes i dag over en lang 22 kv radial fra Bagn kraftverk. Beregninger og spenningsregistreringer tyder på at dette behovet har like anstrengt forsyningssituasjon som i søndre del av Nord-Aurdal kommune. Kostnadsoverslaget er ca. 3 millioner kroner for et stasjonsanlegg med en 132/22 kv transformator på 2-3 MVA og ca. seks 22 kv linjefelt. Som underlag for prosjektet henvises til egen rapport fra VEAS Faslefoss kraftverk datert Med bakgrunn i at behovet er knyttet til økt innmatingskapasitet i distribusjonsnettet, er alternativet til en ny stasjon å øke transformeringskapasiteten i Faslefoss kraftverk. Dette alternativet innebærer høyere anleggskostnader og gir høyere kostnader i distribusjonsnettet da kraftverket er lengre unna lasttyngdepunktet enn den påtenkte transformatorstasjonen. Videre dekker ikke dette tiltaket innmatingsbehovet mot Etnedal Raufoss industripark Det er utarbeidet og vedtatt en reinvesteringsplan for høyspentnettet som går ut på å erstatte tidligere sju regionalnettsanlegg (66 kv) med tre transformatorstasjoner og i størst mulig grad standardisere på 11 kv som høyspent distribusjonsnettspenning (heving fra 5 kv) over en 1-årsperiode med et kostnadsestimat på ca. 55 millioner kroner (inklusive ombygginger i distribusjonsnettet). Hovedbegrunnelsen for prosjektet er at den tekniske levetiden for regionalnettsanleggene er definert som utløpt i kombinasjon med at industrivirksomheten har generelt svært høye avbruddskostnader. Figurene under viser tidligere regionalnettstruktur og endelig nettkonfigurasjon som allerede i store trekk er gjennomført. Gjenstående ombygging på regionalnettsnivå er begrenset til noen transformatorutskiftinger og noe kabling av luftledninger. Bjugstadtangen Gjøvik transf.st. Transf. Vest RA1 Transf. Elva Transf. Nord Transf. Sporet Transf. Vakta Transf. Syd Figur 6-2 Prinsippskisse dagens 66 kv-anlegg Raufossnett 49

50 Bjugstadtangen Gjøvik transf.st. Transf. Vakta Transf. Vest Transf. Nord Figur 6-3 Prinsippskisse ferdig utbygd 66 kv-anlegg Raufossnett Nedre Vinstra ny transformator 3/66 kv Eksisterende 15 MVA 3/66/22 kv transformator er 5 år gammel og mangler regulering. Det er gjennomført en samfunnsøkonomisk analyse av lønnsomheten av investering i ny transformator med hovedresultater som vist i Tabell 6.3. Tabell 6.3 Alternativer for økt transformatorytelse Nedre Vinstra 3/66 kv Kostnadstall i Mkr Gammel transformator Ny 5 MVA transformator Ny 1 MVA transformator Investering 8 12,5 Avbruddskostnader 4,6 Tapskostnader 7 4,9 4,9 Sum 11,6 12,9 17,4 Utløp av teknisk levetid på den gamle transformatoren, på grunnlag av blant annet oljeprøver, er vurdert til omkring 215. Lastflytanalysen viser at den begrensede transformeringskapasiteten betinger tilskudd til det aktuelle 66 kv-nettet både sør- og nordfra i tunglastperioder. Den anstrengte driften med liten fleksibilitet og driftsmessige begrensninger er generelt vanskelig å konkretisere i en økonomisk modell. Det vises også i tabellen ovenfor ved at fordelen med dobling av transformeringskapasiteten, som gir forbedret reserve, ikke har latt seg kvantifisere. Det er også vanskelig å finne nytteverdien av å ha delvis transformatorreserve mellom Vågåmo og Nedre Vinstra. Tidligere har Statnett øremerket en transformator i Nord-Trøndelag for flytting til Nedre Vinstra, men reviderte planer går nå ut på anskaffelse av ny transformator. Alternativet 5-6 MVA er valgt av praktiske årsaker for å unngå større ombyggingsarbeider av eksisterende transformatorgruve. 5

51 6.1.5 Rødsmoen-Koppang reinvestering Figur kv-ledninger Elverum-Rendalen Fra internrapport EN datert gjengis følgende: Knapt 6 mil av de to linjestrekningene Elverum-Rena og Rena-Rødsmoen-Koppang er bygd i 1954 mens seksjonen på 24 km lengst nord er ti år yngre. Den tekniske tilstanden til de eldste strekningene, spesielt de 28,5 km med FeAl35 fra Rødsmoen og nordover, er i en slik tilstand at det må tas en snarlig beslutning mellom reinvestering og sanering. Det er gjennomført en analyse av alternativene som vist i Tabell 6.4. Tabell 6.4 Alternativer for framtidig nettstruktur 66 kv Sør-Østerdalen Alternativ Nåverdi [Mkr] Internrente [%] 1 Reinvestere Rødsmoen-Koppang og riving av Elverum-Rena 5, 9,2 2 Reinvester Elverum-Rena og riving av Rødsmoen-Koppang 5,7 8,9 3 Reinvestere begge -4, 4,5 På bakgrunn av analyseresultatene synes alternativ 3 med komplett reinvestering lite aktuelt. Hovedårsaken til at alternativ 1 viser noe dårligere lønnsomhet enn alternativ 2 er lengre linjestrekning som må reinvesteres, men forskjellen antas å ligge innenfor usikkerhetsmarginene. Til tross for at alternativ 1 er beregnet å gi et noe dårligere resultat enn alternativ 2, er det valgt å satse på det første alternativet som gir tosidig forsyning av Koppang og en gjennomgående nord-sør-forbindelse, bestående av både 132 og 66 kv. Hovedårsaken til denne konklusjonen er forsyningsmessig sårbarhet med tilhørende driftsmessige ulemper ved ensidig forsyning av Koppang. Videre gir ledningen mulighet for å etablere transformering 66/22 kv ved Søkkunda der det er en betydelig produksjonsinnmating fra de private kraftverkene Storfallet og Veslefallet (2,6 + 4,8 MW) med planer og konsesjonssøknader for ytterligere utbygging. En transformering for å overføre det meste av produksjonsoverskuddet i området kan bli nødvendig for å unngå for store spenningsvariasjoner i distribusjonsnettet. 51

52 Det anbefalte alternativet går ut på å benytte tverrsnitt FeAl 12, som er minste tverrsnitt for å oppnå tilstrekkelig mekanisk styrke, og bygge om nevnte 28,5 km som er i dårligst forfatning først, og deretter utnytte nevnte aldersforskjell på ti år ved å gjennomføre resten av reinvesteringsprosjektet ti år senere. I hele denne perioden må det, for å ha tosidig forsyning til Rena-området, gjennomføres tiltak for å opprettholde drift av ledningen Rena-Elverum kv-linje Bjørke-Bekkelaget Figur 6-5 Prosjekt Bjørke-Bekkelaget Utdrag fra EN-internrapport datert : Begrunnelse for prosjektet er at Bekkelaget transformatorstasjon er ensidig forsynt med T-avgrening fra Hedmarkslinja. Videre har Minne-ledningen for liten kapasitet for å dekke belastningen i Stange i tunglast. I tidligere utredningsrevisjon for Hedmark er det foreslått løsninger på dette med et relativt kostbart kabelprosjekt fra Hamar. Dette har blitt mindre aktuelt som følge av endrede utredningsforutsetninger. Det rimeligste alternativet som dekker begge overnevnte behov, er å forlenge den nyrenoverte ledningen Hommerstad-Bjørke videre fra Bjørke til Bekkelaget. Nettkonfigurasjonen framgår av Figur 6-6, der prosjektet på totalt ca. 6 km er markert som stiplet linje. Alle linjene i kartutsnittet har condor-tverrsnitt. 52

53 Figur 6-6 Traseforslag Bjørke-Bekkelaget Hele prosjektet har en relativt lav lønnsomhet (-2,3 millioner kroner tilsvarende 3,6 % internrente) selv for det rimeligste alternativet med minimal kabling, dvs. kun de siste 25 meterne frem til Bekkelaget. Hvis det imidlertid som første byggetrinn etableres en luftlinjeforbindelse fra Bjørke frem til krysningspunktet med Hedmarkslinja (ca. 3,3 km til en kostnad på ca. 3,1 millioner kroner) med linjetilkobling her, er det beregnet en nåverdi på 1,7 millioner kroner (tilsvarende internrente på 13,2 %) hovedsakelig på grunn av nettapsgevinsten. Realiseringen av prosjektet har tidligere vært knyttet til politisk avgjørelse av eventuell etablering av nytt sykehus for Hedmarken-distriktet ved Sanderud, men den politiske avklaringen (mest sannsynlig lokaliseringsalternativ: Moelv Biri) synes fortsatt relativt fjern Strømforsyning til Gjøvik by Byen er i dag forsynt med 11 kv spenning fra kun en transformatorstasjon som ligger litt utenfor bysentrum (Kallerud). Det er gjennomført en analyse av risikoen som følge av dette og en investeringsanalyse med utgangspunkt i ny Sentrum transformatorstasjon. For å gjøre denne stasjonen uavhengig av transformering i Gjøvik transformatorstasjon, må den tilknyttes 132 kv-nettet, enten på tamp fra Kallerud eller med gjennomgående forbindelse videre til Bråstad kabelmuffehus for Mjøskablene eller ny sjøkabel under Mjøsa avhengig av vurdering av gjenværende levetid for de gamle Mjøskablene. Våren 21 ble det påvist kabelskade i strandsona på Gjøviksida. Dette kan være en indikasjon på alderdomssvakheter på denne snart 5 år gamle kabelforbindelsen. I tillegg til nettaps- og driftssikkerhetsgevinsten innebærer prosjektet noe redusert framtidig reinvesteringsbehov i 11 kv kabelkapasitet fra Kallerud til sentrumsområdene. Dette er i så fall avhengig av om distribusjonsnettet må fungere som en reserve for denne sentrumsstasjonen eller ikke i en periode med ensidig 132 kv-tilknytning. En nåverdianalyse viser at differansen i totalkostnader mellom nullalternativet og bygging av den nye stasjonen anses å ligge innenfor usikkerhetsmarginene. En vesentlig del av kostnadene med dagens strømforsyningsløsning er knyttet til sårbarhet ved omfattende feil i stasjonen som lammer forsyningen av byen. Selv om det er gjennomført en del tiltak de senere år for å forhindre alvorlige situasjoner med for eksempel brann, vil det fortsatt være en liten sannsynlighet for hendelser som innebærer en uakseptabel lang periode med avbrudd for det meste av byen. Det vil derfor bli søkt om en investeringsbeslutning og konsesjon for prosjektet bestående av en 132 kv-kabeltilknytning fra Kallerud til en stasjon i sentrumsområdet med videreføring av 132 kv-tilknytningen med nye sjøkabler under Mjøsa fram til Neshalvøya. Dette vil ha som positiv miljøkonsekvens at 132 kv-linja på Gjøviksida av Mjøsa kan rives. Følgende tabell viser beregningsresultatene for de ulike alternativene i prosjektet: Tabell 6.5 Alternativer for forsyning av Gjøvik by Alt. Navn/beskrivelse Inv. kostnad [Mkr] Nåverdi [Mkr] 1 Beholde dagens nettstruktur. Kun utskifting av 11 kv-kabler Ny 132/11 kv transformatorstasjon med tosidig forsyning og to transformatorer 3 Ny forenklet 132/11 kv transformatorstasjon med ensidig forsyning og en transformator

54 6.1.8 Kabling/flytting av 66 kv-ledninger i Brumunddal Dobbeltledningen over en strekning på ca. 2 km gjennom et boligområde nordover fra Brumunddal transformatorstasjon planlegges lagt i kabel (initiert av Ringsaker kommune) Kabling/flytting av 66 kv-ledninger Kongsvinger Tiltaket er initiert av at Statens vegvesen bygger ut riksveg 2 Kongsvinger Kløfta til firefeltsstandard og er planlagt gjennomført våren Kabling/flytting av 66 kv-ledninger Hamar Også ut fra Børstad mot Furnes i Hamar er det, på grunn av byggeprosjekter, aktuelt å legge om noen spenn av luftlinjetraseen på dobbeltledningen. På det meste av strekningen på 5,2 km mellom Børstad og Furnes er det stor interesse for kabling gjennom boligområder. Bestilling og gjennomføring er ennå ikke besluttet. Utbygger vurderer alternativ utbygging som kan medføre at prosjektet blir uaktuelt Kabling/flytting av ledninger langs E6 I forbindelse med standardheving av E6 langs Mjøsa og gjennom Gudbrandsdalen (Ringebu Otta) er det nødvendig med flytting av linjetraseen på noen strekninger (21-212). Konsesjon for omleggingen ved Vinstra gitt i april Elverum transformatorstasjon Stasjonen ble bygd på begynnelsen av 5-tallet. Bygget har et akkumulert behov for bygningsmessig vedlikehold. Videre er det en viss næringsmessig utbygging i lokalområdet som krever flere 22 kv-avganger, noe som det ikke er plass til i nåværende bygning. Disse forholdene var utgangspunktet for en gjennomført analyse av om eksisterende stasjonsanlegg skal rehabiliteres eller om det er mest hensiktsmessig å bygge ny stasjon, enten med ren 66 kv primærspenning eller ved bruk av 132 kvmateriell forberedt for framtidig spenningsheving fra 66 kv Som angitt i Tabell 6.6 viser alternativet med ren 66 kv-løsning best lønnsomhet. Eventuell bruk av 132 kv-materiell er begrunnet ut fra framtidig mulighet for å avvikle 66 kv som spenningsnivå i området. Det er i alle alternativene forutsatt at linjer med bryterfelt mot Rena og Lutufallet blir avviklet i framtida. Anleggskonsesjon er mottatt i mai 211. Tabell 6.6 Alternativer for framtidig nettstruktur i Elverumsområdet Alternativ Investering [Mkr] Nåverdi [Mkr] Beholde gammel stasjon. Nødvendig vedlikehold og sikkerhetstilstak. 37-5,4 1 Reinvestering i gammel stasjon 38 2,2 2 Ny stasjon bygd for 66 kv Ny stasjon bygd med 132 kv-materiell 44-4, Nye Einunna kraftverk nettilknytning 66 kv Glommens og Laagens Brukseierforening (GLB) og Østerdalen Kraftproduksjon (ØKAS) har sendt konsesjonssøknad om nytt Einunna kraftverk, bygd som fjellanlegg ved eksisterende stasjon, med ny inntaksdam. Økt generatorinstallasjon overstiger kapasiteten i det lokale 22 kv-nettet som dagens kraftverk er tilknyttet. Prosjektet er forutsatt 66 kv-linje fra Alvdal transformatorstasjon som primær nettilknytning. 54

55 NVE har innstilt på avslag på konsesjonssøknaden i april 212, men prosjektet opprettholdes i dette dokumentet inntil regjeringens eventuelle endelige avslag foreligger Rehabilitering av 66 kv dobbeltledning Fåberg-Hunderfossen Dette er ei ca. ei mil lang og 5 år gammel betongmastlinje der tilstandsrapporter viser til dels alvorlige skader. Dette har aktualisert en beslutning om hvorvidt de påviste skadene skal utbedres (relativt omfattende reparasjon med utskifting av enkeltmaster) eller det skal vurderes full reinvestering (i eksisterende trase eller ny trase ved siden av eksisterende). Det hører med i vurderingen at det, til tross for tverrsnitt 2xFeAl 15, er et betydelig nettap på denne ledningen (i 211 ca. 7,8 GWh tilsvarende 2,3 Mkr) i og med at det her overføres det meste av produksjonen i Hunderfossen (ca. 5 GWh/år og rundt 1 MW det meste av sommerhalvåret). Disse momentene ga som beregningsresultat at full reinvestering er det gunstigste alternativet. Dette er foreløpig kalkulert til ca. 3 Mkr. For å redusere produksjonstapet mest mulig tas det sikte på å utvide ledningstraseen slik at ny linje kan bygges med drift på den gamle i byggeperioden. Det er gjennomført en optimaliseringsberegning for å finne det gunstigste linetverrsnittet (AL59). Prosjektet har et par vesentlige utfordringer. Ledningen er bærer av en fiberkabel som ikke kan være ute av drift i lengre tid. Videre er det liten plass til disposisjon den siste strekningen ved innføringen til Fåberg med parallellføring av både 3 kv-ledningen til Balbergskaret/Rendalen/Vang og dobbel 66 kv sørover til Brumunddal. I Figur 6-7 er det antydet en mulig mastekonstruksjon som krever minimal trasebredde. Figur 6-7 Snitt mastebilder, innføring til Fåberg Ny Fåvang transformatorstasjon (Kvitfjell) For å styrke forsyningen til Kvitfjell planlegges en ny transformatorstasjon ved 66 kv-linja på Segalstad vest for Lågen. Bakgrunnen er både registrert belastningsøkning og 55

56 leveringssikkerheten ved forsyning fra Ringebu transformatorstasjon. Det er også større utbyggingsplaner i Kvitfjell. Last i Ringebu transformatorstasjon den 8. januar 21 var 25 MW, hvor total kapasitet er 3 MVA. Det planleggs å flytte ledig 1 MVA-transformator fra Rybakken til den nye stasjonen se også kapittel Det tas sikte på idriftsettelse tidligst i Rybakken transformatorstasjon økning av transformatorkapasitet 1 MVA transformator T1 er fullastet under topplast. Ny 2 MVA transformator planlagt i Nettilknytning av nye kraftverk i Otta og Lågen Som nevnt i kapittel 5.1 vurderes flere kraftutbyggingsprosjekter i Otta- og Lågenvassdraget mellom 3 kv-punktene Vågåmo og Nedre Vinstra se Figur 6-8. Figur Gudbrandsdalsnettet 56

57 Nettilknytningen vil sannsynligvis bli slik at de to største kraftverkene blir tilknyttet Vågåmo over ny 132 kv-ledning. Da nettutbyggingen vil være inkludert i konsesjonssøknaden for kraftverkene, er prosjektet tatt med her kun for oversiktens skyld. Forrige figur (kopi fra konsesjonssøknad) viser alternative tilknytninger til Vågåmo transformatorstasjon. Produksjonen fra Nedre Otta og Rosten vil sammen med produksjonsoverskuddet i Øvre Otta medføre et transformeringsbehov 132/3 kv i Vågåmo som i perioder med tilsig som gir full produksjon overstiger kapasiteten på transformator T1 (3 MVA). For å unngå dublering av denne transformeringen synes det mest rasjonelt (rimeligere transformator og øvrig elektrisk materiell) å etablere en mellomtransformering 132/66 kv i stasjonen. Dette gir dessuten bedre forsyningssikkerhet for 66 kv-nettet i Nord-Gudbrandsdalen og medfører mindre dobbelttransformering til 66 kv. Konsesjonen for kraftverket med 132 kv produksjonsradial (med framføring over Tordkampen) er anbefalt av NVE i april Ny transformatorstasjon Stange sør Et område med fritidsbebyggelse er planlagt i området Strandlykkja-Morskogen, på begge sider av fylkesgrensa mot Akershus, med et stipulert maksimalt omfang på 15-2 tomter som kan komme til å kreve regionalnettsforsterkninger. Endelig omfang av utbyggingen vil avgjøre om eksisterende distribusjonsnett (11 kv i Stange og 22 kv i Eidsvoll) har tilstrekkelig kapasitet eller om det kreves nettforsterkninger. I så fall vil sannsynligvis en ny transformatorstasjon med tilknytning til 66 kv-linje Minne-Tangen være den teknisk, økonomisk og miljømessig riktige løsningen da det er relativt lang avstand til nærmeste transformatorstasjon på begge sider av fylkesgrensen. Det har vært liten aktivitet i dette utbyggingsprosjektet det siste året med fortsatt usikkerhet knyttet til omfang og tidsplaner. Imidlertid har det kommet konkrete forespørsler fra Jernbaneverket og Statens vegvesen om strømlevering knyttet til pågående E6- og jernbaneutbygging langs Mjøsa med tunneler og sporveksler med effektanslag som overstiger ledig kapasitet i eksisterende 11 kv-nett (totalt 4 MW, 2 MW fra 214). Det tas derfor sikte på å utarbeide konsesjonssøknad for en enkel transformatorstasjon i området etter at øvrige alternativer er vurdert: Spenningsregulator (dekker ikke behovet), 11 kv-forsterkning med videreføring av dobbeltlinje sørover (dekker heller ikke behovet) og lokal overgang fra 11 til 22 kv som ikke dekker krav til driftssikkerhet og fleksibilitet. Det er sett på en stasjonsplassering ved Strandlykkja (et par km nord for fylkesgrensen) som ligger ca. 3 m øst for traseen for 66 kv-ledningen. Det vil da sannsynligvis være mest hensiktsmessig å knytte stasjonen til ledningen ved å dele linja med en dobbeltavgrening opp til stasjonen Spenningsheving Tynset-Tolga-Os-Røros Tidligere nettanalyser viser at spenningsfall og nettap mellom Tynset og Røros vil bli et økende problem med økende belastning. Dette er behandlet i analyserapport fra Trønder- Energi, Forsyningsforholdene i r-nettet gjennom Østerdalen til Røros-området datert 57

58 1.1.22, som konkluderer med at teknisk-økonomisk optimal systemløsning innebærer installasjon av kondensatorbatterier (gjennomført i 25) og spenningsheving fra 66 kv til 132 kv på strekningen Tynset-Tolga snarest mulig. Ved planlegging av dette prosjektet er det naturlig å ta hensyn til behovet for en generell oppgradering av stasjonsanleggene i Tolga og Os. Dersom disse kostnadene tas med i spenningshevingsprosjektet, er det ikke mulig å oppnå positiv nåverdi med en dokumenterbar tapsgevinst i tunglastperioden på omkring,9 GWh. For å kunne oppnå et akseptabelt økonomisk fundament for prosjektet er det nødvendig å definere en del av prosjektkostnadene som en nødvendig teknisk standardheving av anleggene. Etter analysetidspunktet i 22 er det registrert en stagnasjon og til dels nedgang i forbruksutviklingen blant annet på grunn av at det er satt i drift fjernvarmeanlegg både i Os (1,9 MW/3,5 GWh) og på Røros (4 varmesentraler totalt 5,6 MW og 12 GWh). Dessuten ble det satt i drift ny produksjon på Røros i 28 (Ormhaugfossen, 1,2 MW/ 7,3 GWh med en fordeling mellom sommer- og vinterproduksjon på hhv. 3 og 4 GWh). En ytterligere bedring av driftssikkerhet og spenningsstabilitet vil oppnås dersom Tolga kraftverk blir utbygd. En realisering av dette kraftverksprosjektet vil imidlertid kreve en avklaring av hvilket spenningsnivå stasjonen skal tilknyttes og i stor grad være bestemmende for når en eventuell spenningsheving vil bli gjennomført. Konsesjonssøknad for kraftverket er planlagt fullført våren 212. Dersom spenningsheving til Tolga blir realisert, er det et aktuelt alternativ å videreføre oppgraderingen på hele strekningen fram til Røros. En planlagt rehabilitering av 66 kvanlegget i Røros transformatorstasjon er uansett tenkt gjennomført med 132 kvkomponenter. På strekningen Tynset Tolga er tiltaket med spenningsheving grovkalkulert til ca. 4,5 Mkr (ca. 2 kr/km). Ny Tolga transformatorstasjon er beregnet å koste ca. 32 Mkr. 132 kv-nettet i Valdres ( Åbjøra -ledningene) Som nevnt i kapittel er det flere årsaker til at det er behov for en plan for full reinvestering av dette anlegget. Det har tidligere vært forespørsler om feltreduserende tiltak på en strekning gjennom et boligområde i Gjøvik. En analyse av dette ga som resultat at det er mulig å oppnå en betydelig feltreduksjon ved å bygge om dobbeltledningen fra planoppheng til en juletre -mast med større bakkeavstand kombinert med en optimal faserekkefølge i masta. Det har tidligere vært vurdert å etablere 132 kv-forbindelse mellom Fall og Jaren både for å gi Jaren tosidig forsyning og gi en tapsmessig gevinst ved sammenknytning mellom et område med produksjonsoverskudd og et med lite produksjon. I et reinvesteringsprosjekt er det naturlig å vurdere denne forbindelsen. Et annet alternativ for å oppnå overføringskapasitet for produksjonsoverskuddet i Valdres kunne teoretisk være å knytte området elektrisk til 3/42 kv-nettet i Hallingdal. Grunnen til at dette synes lite aktuelt, er at transformatorstasjonene for å dekke forbruket i området er basert på 132 kv. Den eneste forenklingen kunne i så fall være at dagens dobbeltledning erstattes av ny enkeltledning (med gjennomgående jordline) noe som åpenbart ikke kan forsvare en ny utbygging mot Hallingdal. 58

59 6.1.2 Reinvestering Sandvold-Lunde-Engjom i Gausdal Ledningsanlegget er en ca. 75 år gammel og 19 km lang betongmastlinje, enkelkurs med 5 mm 2 Cu som strømførende line. Spesielt seksjonen Lunde-Engjom har vært en del utsatt for overslag mellom toppline og faseliner i perioder med ising. For øvrig er det en del betongskader på mastene. Driftsproblemene og den generelle tilstanden på linja tilsier at ledningen rives og bygges opp igjen med trestolper og tverrsnitt FeAl 12 26/7, som er minstetverrsnitt for å oppnå tilstrekkelig mekanisk styrke. Arbeid med konsesjonssøknad er ikke igangsatt Langsiktige planer for øvrige gamle 66 kv-ledninger Dette gjelder lange linjer med lav nytteverdi. Drifts- og vedlikeholdskostnadene for disse holdes under oppsikt for å avgjøre tidspunkt for utløp av teknisk/økonomisk levetid. Et par av disse vil det neppe være økonomisk forsvarlig å gjenoppbygge. Sollia-Nedre Vinstra og Elverum-Lutufallet (dersom ikke vindkraftprosjekter langs traseen medfører behov for å opprettholde ledningen) antas revet. Framtida for de øvrige ledningene i samme aldersgruppe, bortsett fra ledningene i kapitlene og 6.1.5, er ikke tatt stilling til. I denne kategorien hører også en kort ledningsseksjon mellom Rena og Rødsmoen transformatorstasjoner på rundt 1 km, bygd i 1954, som forsynes Rødsmoen. Endelig konsesjon for å reinvestere denne ledningen ble gitt i mai 27, men konsesjonen ble ikke benyttet da behovet for denne forbindelsen blir borte ved iverksetting av det som ligger i prosjekt nummer 5 ovenfor med avvikling av Rena (Nesvangen) transformatorstasjon og 66 kv-ledningen Elverum-Rena. Dobbeltledningen Fåberg-Brumunddal har betongskader som krever plan for langsiktige tiltak. Ledningen Minne-Linder-Kvisler hører også med i denne kategorien der det i løpet av få år må tas en beslutning om framtidig nettstruktur. Foreløpige vurderinger tyder på at det gunstigste alternativet er ensidig forsyning Minne-Nord-Odal med riving av strekningen Linder-Kvisler ved utløp av teknisk-økonomisk levetid. Generelt ser det ut til at med aktuell feil- og avbruddsstatistikk er det flere (grisgrendte) områder der det økonomisk beste alternativet er ensidig regionalnettsforsyning med helt eller delvis reserve fra nabostasjoner i underliggende distribusjonsnett, eventuelt supplert med lokal produksjon. Fåberg-Mesna Kabelforbindelsen i Lillehammer mellom Fåberg og Mesna (del av byringen, 3x1x1 TXSE) har en parallellforbindelse gjennom den nordligste delen av dobbeltledningen gjennom Ringsaker mot Brumunddal og Furnes. Normalt drives denne ledningen uten forbindelse mot Mesna, men det er etablert en dobbeltledning på 6 m fra stasjonen og opp til linja som T-avgrening. De akutte problemene med betongskader og svekkelse av innfesting av isolatorer på traversene er utbedret med forskjellige vedlikeholdstiltak, men det kan synes som om det må vurderes mer permanente tiltak spesielt på strekningen Fåberg-Mesna der deler av denne strekningen går gjennom et boligområde. Dersom dobbeltledningen (2xFeAl 24) i framtida rives uten å gjennomføre andre nettforsterkningstiltak, vil det medføre en betydelig reduksjon av overføringskapasiteten fra Fåberg og sørover gjennom Ringsaker med tilhørende svekkelse av forsyningssikkerheten for den mest folkerike kommunen i Hedmark. De mest nærliggende alternativene til å opprettholde en tilstrekkelig overføringskapasitet på strekningen Fåberg-Mesna er dermed å reinvestere i luftledning i samme trase eller dublere eksisterende kabelforbindelse på ca. 4,5 km. Ut fra antagelsen om at førstnevnte alternativ av miljøhensyn ikke anses som akseptabelt gjennom boligområdet, synes 59

60 kabelalternativet å være mest aktuelt. Tidspunktet for iverksettelse av tiltak vil være avhengig av hvordan tilstanden på betongmastene utvikler seg Nedre Tessa utvidelse av transformatorkapasitet I forbindelse med kraftutbyggingsprosjektet Smådøla blir det behov for å skifte ut en 5 MVA transformator med en 2 MVA enhet Krabyskogen utvidelse av transformatorkapasitet I flere år har det vært nødvendig å overføre deler av lasten til nabostasjoner i tunglast for å unngå overlast, noe som er nettapsmessig ugunstig. Det vurderes derfor praktiske muligheter for å øke transformatorkapasiteten Eid kraftverk ny transformering 132/22 kv Kraftverket med installert ytelse 2 x 5,3 MVA er tilknyttet 22 kv-nettet til Sør Aurdal Energi. Sammen med tre mindre kraftverk i området gir dette et betydelig produksjonsoverskudd det meste av året som flyter inn i regionalnettet i Bagn kraftverk og Begna transformatorstasjon med relativt høye nettap i 22 kv-nettet som resultat. I tillegg til de eksisterende kraftverkene er det søkt om konsesjon på et nytt elvekraftverk i Begna nedstrøms Eid, Kvennfossen på 3,7 MW/21 GWh. Konsesjon er avslått, men anket. Ytterligere et prosjekt i samme vassdrag er under utredning. Nettapsinnsparing og bedre driftsstabilitet for kraftverket er hovedmotivet for å vurdere en 132 kv-transformering i stasjonen med T-avgrening fra 132 kv-ledningen Bagn-Begna (ca. 2,4 km). Aktuell transformatorytelse er 2 MVA. Prosjektet er knyttet til utfallet av ankesaken Ylja kraftverk økt transformatorkapasitet Aktuell transformator fra maskinspenning til 22 kv i Ylja kraftverk for forsyning av distribusjonsnettet til Vang Energiverk er en enhet på kun 6 MVA plassert inne i fjellanlegget for kraftverket. Vang Energiverk har opplyst at forsyning av belastningen i området under tunglast er avhengig av produksjonen i 22 kv-nettet (Eidsfoss kraftstasjon) er tilgjengelig. En økning av transformeringskapasiteten med eksempelvis en enhet på 2 MVA 132/22 kv vil innebære nytt utendørs 132 kv-anlegg (to ekstra bryterfelt) og ny transformator. Et grovt kostnadsanslag er 26 Mkr Nettilknytning av nytt aggregat i Braskereidfoss kraftverk Dette er et parallellprosjekt til Kongsvinger kraftverk med vurdering av om eventuell realisering av nytt aggregat (kun behov for elektrisk konsesjon) bør knyttes til flytting av Våler transformatorstasjon til Braskereidfoss med 132 kv-tilknytning til ledningen Heradsbygd-Åsnes Engjom-Skei Linja fra Engjom til Skei er opprinnelig ei 66 kv-linje som ble bygd i tilknytning til Kamfoss kraftverk. Den driftes i dag på 22 kv, og er hovedforsyningen til Skei. I tidligere versjoner av utredningen har dette prosjektet vært med da det har vært vurdert å bygge transformatorstasjon på Skei grunnet den store belastningen knyttet til vinterturismen. Foreløpig er det konkludert med fortsatt drift på 22 kv, men ved en reinvestering av linja vil det vurderes på nytt hvorvidt den skal dimensjoneres for 66 kv eller ikke. 6

61 Nybergsund Lutufallet 66 kv-ledningen Trysil Nybergsund Lutufallet ble forsterket med økt ledertverrsnitt (FeAl 12) på 198-tallet. Prosjektet ble av flere årsaker ikke helt fullført på strekningen Nybergsund Lutufallet. Her ble nye vinkel- og forankringsmaster dimensjonert for det nye tverrsnittet og skiftet ut, men de ordinære bæremastene er det ikke gjort noe med. For at ledningsanlegget skal tilfredsstille gjeldende dimensjoneringsnormer og dermed oppnå ønsket driftstilgjengelighet, tas det sikte på å gjennomføre utskifting av også disse mastene og utvide trasebredden tilpasset eventuell framtidig spenningsheving til 132 kv Transformering 3/132/66 kv i Rendalen Som nevnt i kapitlene og representerer nåværende treviklingstransformator T2 i Rendalen (4 år gammel, 145/1/45 MVA) et driftsmessig problem med manglende spenningsregulering som, etter senking av det generelle spenningsnivået i 3 kv-nettet, gir et lavere nivå på de to andre spenningsnivåene enn i naboområdene som det i mange situasjoner er behov for å koble sammen med nettet tilknyttet Rendalen. En annen begrunnelse er knyttet til økt behov for transformeringskapasitet for å ta imot eventuell produksjon fra vindkraftparken i Engerdal som er under planlegging (prosjekt 39) Transformatorytelse Kvisler Med referanse til aldersprofilen for transformatorparken (presentert i Figur 4-1 Aldersfordeling for linjer [km]figur 4-1) vil en del eldre transformatorer med ukurant omsetningsforhold, lav ytelse og høye tap (ikke orientert blikk i kjerne) bli skiftet ut de nærmeste årene. Et moment i denne forbindelse er også å oppnå en aktivitetsmessig spredning tilpasset intern kapasitet innen prosjektering, montasje og idriftsettelse. Transformatoren på Kvisler har en ytelse på 12 MVA og har et omsetningsforhold med 6 kv i midtstilling noe som medfører at normal trinnstilling er nær laveste trinn og begrenser muligheten for en generell heving av spenningsnivået i det aktuelle 66 kvnettet Transformatorytelse Rendalen (Vik) Rendalen transformatorstasjon er lokalisert et par hundre meter fra utendørsanlegget i Rendalen kraftverk. Forbindelsen mellom disse to anleggene er en 66 kv kabel i tillegg til en reserveforbindelse på 22 kv (fra en 1 MVA transformator fra maskinspenning i kraftverket). Tilsvarende begrunnelse som i foregående avsnitt er utgangspunkt for planene om ny transformator til Rendalen transformatorstasjon (kun 12 MVA og fire år eldre enn Kvislertransformatoren). Her vurderes en løsning som er koordinert med problemet som er nevnt i avsnitt En mulighet er å anskaffe en treviklingstransformator 132/66/22 kv slik at nevnte T2 i Rendalen kraftverk kan erstattes med en ren 3/132 kv-enhet Tolga transformatorstasjon og nettilknytning av Tolga kraftverk Konsesjonssøknad for Tolga kraftverk planlegges fullført og innsendt i høsten 212. For å ha et definert spenningsnivå for tilknytning av kraftverket vil spenningshevingsprosjektet nevnt i kapittel bli knyttet til kraftverksprosjektet. Aktuell installasjon er rundt 4 MW (avhengig av hvilket utbyggingsalternativ som blir valgt) fordelt på to agregater. Det foreligger to alternativer for plassering av kraftverket 61

62 der begge forutsetter nettilknytning ved ny transformatorstasjon på nordsida av Glåma (markering «Trafostasjon 3A+3B»). Nåværende plassering av transformatorstasjonen er et spenn på sørsida av elvekryssinga. Alternativ 3 med kraftstasjonen på nord-vestsida av Glåma vil bli prioritert i konsesjonssøknaden. I dette alternativet må det bygges en ca. 4 km lang produksjonsradial parallelt med en eksisterende 22 kv-ledning. I det andre alternativet er det naturlig å benytte samme trase den første strekningen ut fra transformatorstasjonen (med kabling av enten 22 eller 132 kv forbindelsen de første ca. 7 m forbi bebyggelse). Figur 6-13 Tolga transformatorstasjon og kraftverk Os transformatorstasjon Med referanse til foregående avsnitt og kapittel vil en spenningsheving til 132 kv på den gjennomgående regionalnettsledningen kreve ny transformator kv-ledning Fall-Jaren I forbindelse med kraftutbyggingen i området Dokka-Torpa på slutten av 198-tallet ble det gjennomført omfattende nettanalyser for å finne optimal nettutbygging som følge av økning av produksjonsoverskuddet. Den gjennomførte ledningsutbyggingen Torpa-DokkaFall var planlagt videreført sørover til Jaren, men ble av forskjellige årsaker ikke gjennomført. Etter dette tidspunktet har behovet for å sikre forsyningen til Jaren transformatorstasjon økt med belastningsutviklingen og generell avhengighet av pålitelig strømforsyning. Som vist på neste kartskisse er Jaren ensidig forsynt fra Hadeland transformatorstasjon. Reserven (kun under lettlastperioder om sommeren) består av en viss kapasitet nordfra 62

63 på 22 kv fra VOKKS-området på begge sider av Randsfjorden, 22 kv-overføring under Randsfjorden fra Toverud kraftverk (nesten 1 år gammel kabel) samt tilrettelagt mulighet for å sette 22 kv-spenning på 132 kv-ledningen fra Hadeland. I tillegg til å dekke behovet for tosidig forsyning av Jaren vil en 132 kv-forbindelse Fall- Jaren (luftlinjeavstand 3 mil) øke overføringskapasiteten fra produksjonsoverskuddsområdet i Valdres/Land. En enkel beregning viser et tapsinnsparingspotensial på i størrelsesorden en halv MW om vinteren og omtrent halvparten om sommeren. Forbindelsen vil ha spesielt stor verdi som kapasitetsøkning når det blir aktuelt med reinvestering av dobbeltledningen Dokka Vardal Gjøvik (anslagsvis om 1-12 år). Til Torpa Til Vardal/Gjøvik Til Bagn/Åbjøra Til Begna Figur kv-ledning Fall-Jaren Jernbaneomformerstasjon Jessnes I forbindelse med utbygging av dobbeltspor på Dovrebanen mellom Eidsvoll og Hamar/- Lillehammer vil det være behov for en ny omformerstasjon i Hamarområdet for å erstatte Tangen som blir liggende utenfor den nye linjetraseen. Nye tekniske løsninger for kjørestrømmen vil med blant annet overføringsledninger parallelt til kjøreledningen gjør det mulig med lengre avstander mellom omformerstasjonene noe som medfører økt krav til leveringssikkerhet for nye omformeranlegg. Etter vurdering av flere alternativer vil sannsynligvis en ny omformerstasjon bli lokalisert til Jessnes under (eller i umiddelbar nærhet av) 132 kv-ledningen fra Furnes. Jessnes er i dag ilandføringspunkt (kabelmuffehus med oljetrykksanlegg) for 132 kv kabel under Furnesfjorden. Omformerstasjonen vil sannsynligvis bli liggende ca. 8 m fra muffehuset. Inntil denne stasjonen er i drift er det behov for å øke kapasiteten i Rudshøgda omformerstasjon (bygd som provisorium til OL i 1994). 63