3. tertial 2007 Tertialrapport

Transkript

1 3. tertial 27 Tertialrapport om kraftsystemet i Norge

2 Innhold Innledning/sammendrag 3 1 Systemansvarskostnader 4 2 Flaskehalshåndtering og spesialregulering 4 3 Handelsgrenser 7 4 Systemtjenester og effektreserver 9 6 Samfunnsøkonomisk optimal drift av underskuddsområder 11 7 Utkobling av forbruk med redusert tariff 11 8 Frekvenskvalitet 12 9 Produksjonstilpasning 12 1 Beskrivelse av driften måned for måned 13

3 Innledning/sammendrag Rapporten presenterer informasjon om tekniske forhold og økonomiske nøkkeltall for systemdriften for tredje tertial 27, fra 1. september til og med 31. desember. Hovedpunkter: Idriftsettelse av nye Rjukan transformatorstasjon i oktober. Idriftsettelse av Ormen Lange i november. Testkjøring og idriftsettelse av Naturkrafts gasskraftverk på Kårstø. Økt transformatorkapasitet i Fortun. Halv handelskapasitet Norge-Jylland hele perioden. Skagerrak 3 ute av drift etter transformatorhavariet på Jylland 28. august.

4 1. Systemansvarskostnader Sammendrag av økonomiske tall knyttet til Statnetts oppgaver som systemansvarlig nettselskap. Tallene er hentet fra den tekniske og økonomiske rapporteringen i Statnett. Variable systemdriftskostnader i MNOK tert tert tert. 27 Sum 27 Regulerkraftopsjoner ,2*) 3,*) 16,*) 31,1*) Spesialreguleringer ,2 48,9 54, 115,1 Øvrige systemtjenester ,6 36,2 2,5 71,4 Energiopsjoner ,2 26,2 *)Inkludert langsiktige avtaler. 2. Flaskehalshåndtering og spesialregulering 2.1 Utviklingen i samfunnsøkonomiske flaskehalskostnader mellom elspotområder, inklusive bakgrunnsdata for plassering av flaskehalsene, varighet, hyppighet og størrelse. Elspotområdene fastsettes etter en vurdering av hvor i nettet det forventes store overføringsbegrensninger. På grunn av den store impedansen på forbindelsene mellom Sør-Norge og Midt-Norge i forhold til impedansene mot det svenske kraftsystemet, deles landet alltid inn i minst to områder med skille mellom områdene i Østerdalen/Gudbrandsdalen/Sogn. En variasjon i balansen i Sør-Norge vil i liten grad påvirke kraftflyten i nettet nord for Dovre og motsatt. Elspotområdene i det nordiske kraftmarkedet er Sør-Norge, Midt-Norge, Nord-Norge, Vest-Danmark, Øst-Danmark, Sverige og Finland. De samfunnsøkonomiske flaskehalskostnadene er definert som størrelsen på flaskehals multiplisert med halve prisforskjellen mellom høy- og lavprisområdet. Størrelsen på flaskehalsen er forskjellen mellom beregnet elspotutveksling ved systempris og elspotutvekslingen mellom lav- og høyprisområdet. Systemprisen beregnes ved priskryss uten flaskehalser mellom elspotområdene i det nordiske kraftmarkedet. Elspotområdene består av to eller flere områder i Norge, Vest-Danmark, Øst- Danmark, Sverige, Finland og KONTEK-området i Tyskland. KONTEK-området påvirker systemprisen med inntil disponibel handelskapasitet til/fra Vest- og Øst-Danmark. Elspotområder i 3. tertial 27: NO1: Sør-Norge sør for Vågåmo, Åskåra og Litjfossen. NO2: Midt-Norge nord for Øvre Vinstra, Åskåra og Litjfossen og sør for Tunnsjødal. NO3: Nord-Norge og Midt-Norge nord for Tunnsjødal Samfunnsøkonomiske flaskehalskostnader (MNOK). År tertial 27 2.tertial 27 3.tertial 27 Sum Sør-Norge - Sverige 66,9 56,1 13,4 43,7 7,5 257,7 113, 378,1 Midt og Nord-Norge - Sverige 2,3 14,5 6,9 16,2,7,4 3,4 4,5 Norge-Jylland 49, 367,4 449,1 33,5 213,4 27, 453,9 Antall timer med flaskehals For Norge-Jylland foreligger det ikke beregninger for årene før 24. År tertial 27 2.tertial 27 3.tertial 27 Sum Eksp. Imp. Eksp. Imp. Eksp. Imp. Eksp. Imp. Eksp. Imp. Eksp. Imp. Eksp. Imp. Eksp. Imp. Sør-Norge - Sverige Midt-/Nord-Norge - Sverige Norge-Jylland Hyppighet og årsak til flaskehalser i 3. tertial 27: Sør-Norge mot Sverige (Haslesnittet): Eksport over Haslesnittet: 184 timer, 14,5 MNOK. Herav 529 timer, 37,6 MNOK ved revisjoner og 559 timer, 66,9 MNOK ved intakt nett. Import over Haslesnittet ved intakt nett: 456 timer, 8,5 MNOK. 4 Landssentralens tertialrapport Nr. 3 27

5 MNOK Import - SE-NO1 - Intakt nett 3 - Eksport - NO1-SE - Revisjon 3 - Eksport - NO1-SE - Intakt nett Uke Flaskehalskostnader (i MNOK) mellom Sør-Norge og Sverige fordelt på uker og årsak. Timer Import - SE-NO1 - Intakt nett 3 - Eksport - NO1-SE - Revisjon 3 - Eksport - NO1-SE - Intakt nett Uke Antall timer med flaskehals mellom Sør-Norge og Sverige fordelt på uker og årsak. Midt- og Nord-Norge mot Sverige: Eksport: 177 timer, 3,4 MNOK. Herav 169 timer, 3,3 MNOK ved revisjoner. Sør-Norge mot Jylland: Eksportflaskehals: 1149 timer, 133,4 MNOK. Importflaskehals: 732 timer, 73,6 MNOK. MNOK Import - DK1-NO1 3 - Eksport - NO1-DK1 Uke Flaskehalskostnader (MNOK) mellom Sør-Norge og Jylland fordelt på uker og årsak. Landssentralens tertialrapport Nr

6 Timer Import - DK1-NO1 3 - Eksport - NO1-DK1 Uke Antall timer med flaskehals mellom Sør-Norge og Jylland fordelt på uker og årsak. 2.2 Årsaker til de viktigste spesialreguleringene samt fysisk plassering, omfang og kostnader for de viktigste spesialreguleringene. Spesialreguleringer oppstår når begrensninger i overføringskapasiteten gjør at budene i regulerkraft markedet ikke kan anvendes i prisriktig rekkefølge. Da påføres Statnett en kostnad lik differansen mellom pris på aktiverte bud som er benyttet til spesialreguleringer og aktuell timepris i regulerkraftmarkedet multiplisert med spesialregulert volum. Årsak til spesialreguleringer er delt inn i hovedtyper: Intakt nett Revisjoner Feil/utfall Annet som består av en sum av spesialreguleringer på grunn av stor last-/produksjonsendring, spenningsforhold, problemer i naboland, operatørfeil og andre spesielle årsaker. I 22-26, 1., 2. og 3. tertial 27 var kostnadene (i MNOK) fordelt slik på hovedtypene: Årsak tert tert tert. 27 Sum 27 Intakt nett, overlast Intakt nett, spenning ,2 27,4 22,2 6, ,9, 1,9 4,9 Revisjoner ,2 19, 29,5 49,7 Feil/utfall ,8 3, 3,7 8,4 Annet ,5,,5 1, Grunnlaget for tabellen er data fra Landssentralens markedssystemer og baserer seg på ukefiler. I tallene er det også med mothandelskostnader med naboland. Det er derfor avvik mellom disse tallene og de økonomiske regnskapstallene presentert i kapitel 1. MNOK Intakt nett, spenning 3 - Feil/utfall 3 - Intakt nett, overlast 3 - Revisjon Overskudd Vestlandet Blåfalli-Sauda-Håvik+ Sauda Kårstø Fortun Trafo 132 kv Haugen Sykkylven Rjukan ombygging 3kV Fardal- Aurland 3 kv Sauda Blåfalli og Sauda- Håvik 42 kv Nore 1- Sylling 42 kv Kobbelv- Ofoten Indre Sogn Kostnadskrevende spesialreguleringer i 3. tertial fordelt på årsak og anleggsdeler 6 Landssentralens tertialrapport Nr. 3 27

7 Kostnadskrevende spesialreguleringer i 3. tertial: Intakt nett: Overskudd Vestlandet. Stor produksjon, spesielt i Sogn og Fjordane med snitt der 3 kv ledningen Fardal-Aurland inngår, har ført til spesialreguleringskostnader på 8,8 MNOK. Størst overskudd var i september, men det var perioder med produksjonsoverskudd til og med uke 51. I 3 kv nettet på Vestlandet blir det stort sett delt mellom Fardal og Hove i perioder med stort produksjonsoverskudd. Fortun trafo. I september, spesielt uke 37, var det en del spesialreguleringskostnader på grunn av produksjonsoverskudd i indre Sogn. T8 på 2 MVA (den gamle T7) ble parallellkoblet med T7 på 3 MW 9. oktober og selv med maksimal produksjon i området er det nå ikke flaskehals ut av området, unntatt ved lastreduksjoner. I uke 4 var T7 utkoblet, med produksjonstilpasning, for å etablere den nye parallellkoblingen. Ved idriftsettelse av parallellkoblingen oppsto det problemer og det påløp spesialreguleringskostnader på ca 3 MNOK på 3 dager. 132 kv Haugen-Sykkylven. Ledningen ble ferdig oppgradert til høyere overføringskapasitet i uke 43, og senere har det kun vært mindre flaskehalsproblemer. Revisjon: Rjukan ombygging. Nyanlegget på Rjukan førte til utkoblinger av ledninger i september og oktober og produksjonsbegrensninger kostet ca 4,6 MNOK. For hele året er det beregnet ca. 13 MNOK på grunn av utkobling av 42 og 3 kv ledninger samt Rjukan trafo. Sauda ombygging. Utkobling for sammenlooping i Sauda av 3 kv ledningene Sauda-Blåfalli og Sauda-Håvik med T-avgrening i Sauda september førte til at 3 kv nettet på vestlandet ble drevet uten deling Fardal-Hove. Det påløp 3,3 MNOK i spesialreguleringer pga. produksjonsoverskudd på Vestlandet disse to dagene. Omkobling til normaldrift i Sauda ble forsøkt utført 18. oktober, men kort tid etter utkobling falt 3 kv ledningen Sauda-Kårstø med en del følgeutfall på grunn av produksjonsunderskudd. Omkoblingen ble dermed ikke foretatt før 11. desember da produksjonsanlegg var driftsklare etter revisjonsarbeid og produksjonskapasiteten i området var tilfredsstillende. I mellomtiden påløp det nær 8 MNOK i spesialreguleringskostnader på grunn av snittet av Blåfalli- Sauda-Håvik + Sauda-Kårstø. 3. Handelsgrenser 3.1 Varighetskurver for handelskapasitet med elspotflyt mellom de ulike elspotområdene MWh/h 25 Eksportkapasitet NO1-SE m/elspotflyt Handelskapasitet NO1-SE -2 Elspotflyt Timer MWh/h 25 Importkapasitet SE-NO1 m/elspotflyt Handelskapasitet SE-NO1-2 Elspotflyt Timer Figurene viser varighet for henholdsvis eksport- og importkapasitet med elspotflyt mellom Sør-Norge og Sverige over Haslesnittet. Landssentralens tertialrapport Nr

8 Maksimal import-/eksportkapasitet NO1-SE (Haslesnittet) er 2/25 MW. Ved høyt forbruk i østlandsområdet, høy oslolast, og fare for spenningskollaps, blir eksportkapasiteten redusert trinnvis etter hasletrappen der kapasiteten er beregnet etter størrelsen på oslolasten. Termiske begrensninger gjør at noen snitt i østlandsområdet blir fullastet før hasletrappen og eksportkapasiteten fastsettes med hensyn til disse begrensningene. Utkoblinger for revisjoner har ført til redusert eksportkapasitet i september-november. 42 kv ledningen Kvilldal-Rjukan- Sylling og 3 kv ledningen Vemorkstoppen-(Rjukan)-Flesaker var utkoblet uke i forbindelse med ombyggingen i Rjukan, og eksportkapasiteten var redusert ned til 11 MW på dagtid og 13 MW på natt. Importkapasiteten over Haslesnittet blir generelt redusert ved temperaturer over 15 grader. I lavlastperioder, natt og helg, har importkapasiteten vært redusert i trinn ned mot MW på grunn av Vestkystsnittet i Sverige. I høylastperioder har importkapasiteten ofte blitt redusert trinnvis ned mot MW på grunn av Snitt 2 i Sverige. Ombygging i det svenske nettet førte til redusert kapasitet på Snitt 2 og Snitt 1 fra midten av oktober til ut november. Eksportkapasitet NO2/NO3-SE m/elspotflyt MWh/h Handelskapasitet NO2/NO3-SE Elspotflyt NO2/NO3-SE Timer MWh/h 15 Importkapasitet SE-NO2/NO3 m/elspotflyt Handelskapasitet SE-NO2/NO Timer Elspotflyt NO2/NO3-SE Figurene viser varighet for henholdsvis eksport- og importkapasitet med elspotflyt mellom Midt-/Nord-Norge og Sverige. Normal eksport-/importkapasitet Midt- og Nord-Norge mot Sverige (NO2/NO3-SE) er 13/1 MW. Revisjonsutkoblinger, både i Norge og Sverige førte periodevis til redusert eksport- og importkapasitet. Ombyggingsarbeider i det svenske nettet førte til redusert kapasitet på Snitt 1 og 2 og begrensning i eksportkapasiteten fra NO3 fra midten av oktober og ut november. MWh/h 1 Importkapasitet og elspotflyt NO1/NO3/SE-NO2, Importkapasitet NO1/NO3/SE-NO2-15 Elspotflyt Timer Figuren viser varighet importkapasitet med elspotflyt til elspotområdet NO2 (Midt-Norge) fra NO1+NO3+SE. 8 Landssentralens tertialrapport Nr. 3 27

9 Den reelle importkapasiteten til Midt-Norge vil variere fra 15 til 11 MW. Den blir påvirket av produksjonsfordelingen både internt i Midt-Norge, i Nord-Norge og Sør-Norge. Høy produksjon i Nord-Norge og Sør-Norge øker importkapasiteten til området. En del utkoblinger for revisjon har ført til redusert importkapasitet. MWh/h Eksportkapasitet NO1-DK1 m/elspotflyt Handelskapasitet NO1-DK1-1 Elspotflyt Timer MWh/h Importkapasitet DK1-NO1 m/elspotflyt Handelskapasitet DK1-NO Elspotflyt Timer Figurene viser varighet for henholdsvis eksport- og importkapasitet med elspotflyt mellom Sør-Norge og Jylland. Import-/eksportkapasiteten på Skagerrakkablene er normalt 95/1 MW referert Kristiansand transformatorstasjon. Skagerrak 3 var ute av drift hele 3. tertial etter transformatorhavariet på Jylland 28. august og eksport-/importkapasiteten på Skagerrak 1+2 er henholdsvis 5 og 47 MW. 4. Systemtjenester og effektreserver Statnett definerer i henhold til Forskrifter om systemansvar (FoS) hvilke systemtjenester som er nødvendige for å opprettholde tilfredsstillende leverings kvalitet i overføringssystemet. Godtgjørelsen er fastsatt etter forhandlinger med aktørene. 4.1 Reaktiv effekt Godtgjørelsen i 3. tertial er regnskapsført med 1,3 MNOK, og sum for 27 er 6,3 MNOK. 4.2 Regulérstyrke Det er betalt ut en godtgjørelse på 15,5 MNOK til aktørene i 3. tertial, og tilsammen 62,3 MNOK for hele året. Ved behov for ekstra regulérstyrke kjøper Statnett inn dette i et eget marked, der produsentene anmelder pris og kvantum to ganger pr. uke i innkjøpssesongen. Markedet for regulérstyrke ble innført i 21. I tredje tertial har det ikke blitt kjøpt inn ekstra regulerstyrke.. Ekstra regulerstyrke for nasjonalt/nordisk behov godtgjøres etter avtalt/levert mengde og pris i markedet for ekstra regulerstyrke. Eksportinntektene ved salg av regulérstyrke til utlandet, når det ikke kjøpes inn ekstra regulerstyrke, fordeles til leverandørene etter samme grunnlag som for generell godtgjørelse. Når det foretas ekstra innkjøp av regulérstyrke for eksport, utbetaler Statnett godtgjørelsen for ekstra regulérstyrke til leverandørene pr. tertial på bakgrunn av registrerte leveranser. Totalt ble det solgt regulérstyrke til Sverige for ca. 6,3 MSEK i tredje tertial, mot 5,3 MSEK i tredje tertial 26. Landssentralens tertialrapport Nr

10 Mill SEK Salg av regulerstyrke til SvK Tertial Figuren viser salg av regulérstyrke til Sverige tertialvis de siste 6 år. 4.3 Produksjonsfrakobling (PFK) Systemvernet PFK benyttes for å øke overføringskapasiteten på en del snitt ved utfall eller overstrøm på enkeltledninger. Systemvernet består av utvalgte større generatorer og blir i stor grad benyttet for å øke handelsgrensene i Haslesnittet og Nordlandsnittet ved eksport mot Sverige. Statnett betaler en fast årlig godtgjørelse for aggregatene som deltar i ordningen: For aggregat med ytelse mindre enn 18 MVA: kr. 12.,- pr. aggregat: For aggregat med ytelse lik eller større enn 18 MVA: kr. 18.,- pr. aggregat. Ved frakopling av aggregat tilknyttet PFK gis følgende godtgjørelse: For aggregat med ytelse mindre enn 18 MVA: kr. 1.,- pr. frakoplet aggregat. For aggregat med ytelse lik eller større enn 18 MVA: kr. 12.,- pr. frakoplet aggregat. I tredje tertial har det ikke vært initiert PFK. Kostnadene totalt for tredje tertial er beregnet til ca. 2,8 MNOK og 6,3 MNOK for hele Lastfrakobling (LFK) Systemvernet LFK benyttes ved høy overføring på snitt inn til underskuddsområder. Dette systemvernet frakobler last ved linjeutfall i snittet og reduserer risikoen for nettsammenbrudd i underskuddsområdet. I Saudasnittet er 2 MW på Hydro Aluminium Karmøy tilkoblet systemvernet, som gir utkobling ved utfall av 3 kv ledningene Nesflaten-Sauda eller Hylen-Sauda. For underskudd på Nordvestlandet er LFK på Sunndalsøra (15 eller 4 MW) tilkoblet systemvernet, som gir utkobling ved flere hendelser i området. For underskudd i Nord-Norge nord for Ofoten (Ofoten-, Narvik- og Straumsmosnittet), og utfall av 42 kv ledningene Ofoten-Kvandal-Balsfjord, er Finnfjord Smelteverk med opptil11 MW tilkoblet systemvernet. Kostnadene for LFK blir fastsatt ved bilaterale avtaler mellom Statnett og partene. 4.5 Kvartersflytting av produksjon Kvartersflytting av produksjon anvendes i timer med store endringer i forbruk og produksjon for å holde frekvensen innenfor fastsatte kvalitetskrav. Produksjonsendringer kan flyttes 15 minutter før eller etter planendring. Fører produksjonsflyttingen til økt leveranse i den aktuelle timen, godtgjøres leverandør med 11 % av den gunstigste timepris for leverandøren. Ved redusert leveranse belastes leverandør med 9 % av den for leverandøren gunstigste timepris. I 3. tertial 27 var kostnadene for produksjonsflyttingen 2,4 MNOK. I regnskapstallene i tabellene i kapitel 1 er det korrigert for inndekning fra øvrige TSO-er i Norden. Kostnader (MNOK) Produksjonsflytting tertial 2. tertial 3. tertial Kostnadene for produksjonsflytting tertialvis fra år Landssentralens tertialrapport Nr. 3 27

11 4.6 RK-opsjoner. Statnett har ansvar for at det til enhver tid er nok regulérkraft tilgjengelig til at også vanskelige driftssituasjoner kan håndteres. Dette kan eksempelvis være en situasjon med høyt forbruk og tilhørende effektknapphet, eller med problemer i kraftnettet der det kreves at man har tilstrekkelig reserve for dimensjonerende feil. RK-opsjonsmarkedet (RKOM) har som hensikt å supplere regulérkraft-markedet (RKM) med tilfredsstillende mengde regulérkraft (effektreserve). Behovet for å supplere RKM oppstår hovedsakelig i vinterhalvåret (november - april). Fra november 24 har RKOM vært operert på ukebasis, og kvantum og pris for neste ukes kjøp offentliggjøres på Statnetts nettsider hver torsdag kl 14. Både produksjon og forbruk kan tilbys i RKOM. Kjøpet gjennom RKOM kommer i tillegg til det som omfattes av langsiktige, bilaterale avtaler. I 3. tertial 27 er det kjøpt RK-opsjoner i RKOM for 6,6 MNOK. Tilsvarende tall for 3. tertial 26 var 1,4 MNOK. Totalt for 27 var kostnadene 31,1 MNOK inkludert langsiktige avtaler for kjøp av effektreserve. For 26 var tilsvarende tall var 49,1 MNOK. Volum RKOM i MW for hver uke i energiopsjoner Formålet med innføringen av Energiopsjonsordningen er å redusere sannsynligheten for rasjonering i det norske kraftsystemet. Ordningen skal bidra til en reduksjon av forbruket ved en svært anstrengt kraftsituasjon (SAKS). For sesongen 27/28 er det inngått opsjonsavtaler med samlet nedreguleringsvolum på 417 MW og samlet energi på 45 GWh. 6. Samfunnsøkonomisk optimal drift av underskuddsområder Statnett har utarbeidet en policy for systemutnyttelse som blant annet innebærer at det i gitte situasjoner og innenfor et bestemt mulighetsrom aksepteres økt risiko for avbrudd av strømforsyningen, forutsatt at dette er samfunnsøkonomisk lønnsomt. For å vurdere hva som er samfunnsøkonomisk riktig, sammenlignes spesialreguleringskostnader som er nødvendig for å drive nettet med lav avbruddsrisiko med de forventede avbruddkostnader som oppstår ved at man aksepterer en noe høyere risiko for avbrudd. Driftsformen velges ut fra hva som er samfunnsøkonomisk riktig. Dette innebærer at ved enkelte revisjoner og feil som fører til ensidig innmating til et område, drives nettet i perioder med en høyere risiko for avbrudd enn det som tradisjonelt har vært vanlig. Ensidig forsyning il østnettet over Vardal trafo som følge av utkobling av Minne transsformatorstasjon samt 132 kv ledningen Gjøvik-Nes 12.september 27, med sparte kostnader på kr 5 er eneste registrerte tilfelle i 3. tertial Utkobling av forbruk med redusert tariff Ved planlagt utkobling 12. desember av 3 kv ledningene Sauda-Blåfalli og Sauda-Håvik ble Vestlandet, mellom Fardal og Sauda ensidig forsynt fra Fardal. Utkoblbart forbruk i BKKområdet ble koblet ut. Ved planlagt utkobling av 3 kv ledningene Bærum- Smestad og Sogn-Ulven 1 ble utkoblbart forbruk i deler av Oslo koblet ut. Utkoblingen av ledningene måtte imidlertid avlyses på grunn av høyt forbruk og dårlig driftsikkerhet. Landssentralens tertialrapport Nr

12 8. Frekvenskvalitet I Nordel er kravet at frekvensen skal være innenfor et frekvensbånd på 5, Hz +/-,1 Hz. Frekvens utenfor dette frekvensbåndet blir regnet som avvik. Minutter Frekvensavvik Avvik utenfor +/-,1Hz: 22: 4316 min. 23: 6279 min. 24: 533 min. 25: 4219 min. 26: 5119 min. 27: 1.tertial: 155 min. 2.tertial: 1476 min. 3.tertial: 2539 min. Sum: 552 Tertial 1 Tertial 2 Tertial 3 Figuren over viser antall minutter frekvensavvik tertialvis Produksjonstilpasning Kriterier for bruk av produksjonstilpasning: FoS 8: Systemansvarlig kan pålegge konsesjonæren å tilpasse sine produksjonsplaner til eventuelle begrensninger som har oppstått i overføringsnettet på grunn av revisjoner eller driftsforstyrrelser. Systemansvarlig fastsetter hvordan ledig kapasitet skal fordeles mellom flere konsesjonærer Spesialregulering er hovedregelen når flaskehalser i nettet oppstår ved feil eller revisjoner. Produksjonstilpasning benyttes i følgende tilfeller: Produksjonstilpasning foretas i separatområder. Statnett er avhengig av balanse mellom produksjon og forbruk inn i driftsfasen for å ivareta driftssikkerheten i området. Dette betyr at produksjon tilknyttet T-avgreining uten forbruk eller med lite forbruk må stoppe ved revisjon av nettanlegg. I områder med flere produsenter kontaktes aktørene for å innhente ønsket produksjon i separatområdet før en fordeling pr produsent/stasjon foretas av Statnett. Det produksjonstilpasses i områder med kun en produsent. Med produsent menes aktør som tilfredsstiller krav til aktører i RK-markedet. I slike tilfeller vil produksjonen måtte tilpasse seg nettkapasiteten i et konkret område uten noen form for kompensasjon. Tabellen viser tilfellene med produksjonstilpasning 3. tertial. Dato Antall timer Driftsstans Berørt område Produksjonplan før tilpasning (MW) Produksjon ved tilpasning (MW) Berørte stasjonsgrupper Produksjonplan etter (MW) Fortun trafo og 3 kv Leirdøla- Fortun 132 kv Samnanger-Norheimsund-Øystese 132 kv Samnanger-Norheimsund-Øystese 3 kv Øljusjøen-Hemsil kv Feda-Øie kv Fåberg- Øvre Vinstra- Vågåmo Sauda T1 * Produksjonsplan for stasjonsgruppen tilpasset av aktør. Separatområde Indre Sogn Separatområde under Norheimsund-Øystese Separatområde under Norheimsund-Øystese Separatområde under Borgund og Øljusjøen Separatområde under Øie Fortun, Tyin og Naddvik Bjølvo og Kvam Kraft Bjølvo og Kvam Kraft * Ca. 345 * * Ca. 56 MW * * Ca. 56 MW * Borgund * * * Agder Øie * * * Øvre Vinstra Ø. Vinstra * * Separatdrift under T1 Saudefaldene * * * 12 Landssentralens tertialrapport Nr. 3 27

13 1. Beskrivelse av driften måned for måned Konsekvenser av revisjoner og feil som er beskrevet under kapitlene 2 og 3 er ikke tatt med her. September (uke 36-39) Diverse: Gasskraftverket til Naturkraft på Kårstø startet prøvedrift i september med produksjon inntil 4 MW. Oktober (uke 4-43) Feil/utfall: 3 kv ledningen Sauda-Kårstø falt 18. oktober mens 3 kv ledningene Blåfalli-Sauda-Håvik lå utkoplet. Hele Vestlandet lå nå på tampdrift fra Fardal og ekstremt lave spenninger førte til at nær 5 MW industrilast på Håvik og Husnes falt, samt en del kraftproduksjon. Ledningen ble innkoblet etter 1 minutter, men en del av lasten ble liggende utkoblet til Sauda-Blåfalli-Håvik kunne innkobles en time senere. Revisjonsarbeider: Langvarig utkobling, august-november av Minne T5 for ombygging, førte i oktober-november til en del spesialreguleringer ved produksjonsunderskudd i Østnettet under Vardal transformator. November (uke 44-48) Feil/utfall: Nær 34 husstander og flere store bedrifter i Asker og Bærum ble strømløse i ca. 8 minutter, 6. november, etter utfall av to transformatorer i Hamang. Feilen oppsto under arbeid på de to transformatorene. 42 kv ledningen Viklandet-Ørskog falt 11. november og store av Sunnmøre og Nordfjord ble mørklagt. Forsyningen av området ble gjenopprettet etter ca. 35 minutter via 132 kv nettet. Viklandet-Ørskog ble liggende utkoblet til neste dag. Snø- og islast hadde ført til at toppline hadde seget ned i faseline. Desember (uke 49-52) Nyanlegg: Naturkrafts gasskraftverk på Kårstø ble offisielt idriftsatt 14. desember etter prøvedrift fra september. Kraftverket har en ytelse på 42 MW og en årlig produksjonsevne på 3,5 TWh. Landssentralens tertialrapport Nr

14

15

16 Statnett er Norges nasjonale, systemansvarlige nettselskap, med ansvar for kraftsystemet og det landsdekkende sentralnettet. Statnett SF Husebybakken 28B P.o.Box 5192 Majorstuen N-32 Oslo Telefon: Telefax: [email protected] Design Kolonien Foto Trond Isaksen og Erik Thallaug