Optimalisering av Vrenga kraftverk med tilhørende nettstruktur

Transkript

1 Fakultet for teknologiske fag Bachelor i ingeniørfag RAPPORT FRA 6. SEMESTERS PROSJEKT VÅREN 2015 PRH612 Bacheloroppgave EK Optimalisering av Vrenga kraftverk med tilhørende nettstruktur Fakultet for teknologiske fag Adresse: Kjølnes ring 56, 3918 Porsgrunn, telefon , Bachelorutdanning - Masterutdanning Ph.D. utdanning

2 Fakultet for teknologiske fag Bachelor i ingeniørfag RAPPORT FRA 6. SEMESTERS PROSJEKT VÅREN 2015 Emne: PRH612 Bacheloroppgave Tittel: Optimalisering av Vrenga kraftverk med tilhørende nettstruktur Rapporten utgjør en del av vurderingsgrunnlaget i emnet. Prosjektgruppe: EK Tilgjengelighet: Åpen Gruppedeltakere: Gurholt, Vemund Lilledrange, Torje Nilsen, Sondre Oredalen, Stian Seltveit, Elin Hovedveileder: Sønsteby, Gunn K. Sensor: Winkler, Dietmar Biveileder: Winkler, Dietmar Prosjektpartner: Hegglid, Gunne J. Godkjent for arkivering: Sammendrag: Vrenga kraftverk ligger i Flesberg kommune i Buskerud fylke og har en installert effekt på 12,5 MW. Kraftverket utnytter i hovedsak nedbørsfeltet til elvene Vrenga og Gjuva og er i dag underdimensjonert i forhold til tilgjengelig vannmengde. Det er også et relativt stort tap i vannveien. Vrenga kraftverk er derfor vurdert utvidet til 25 MW. Dette medfører at kraftverket trenger ny vannvei og nytt aggregat med tilhørende elementer. Regionalnettet i området er gammelt og har om få år behov for oppgradering. I forbindelse med utvidelsen av Vrenga kraftverk skal det derfor beskrives ulike alternativer for ny tilknytning av kraftverket til regionalnettet. Utvidelsen av kraftverket skal kostnadsberegnes og settes opp mot forventet inntjening utvidelsen gir. Vannveien og overføringsforbindelser skal optimaliseres med tanke på utbyggingskostnad og fremtidige tapskostnader. Utvidelsen vil gi årlige inntekter på 6,8 MNOK som gir en diskontert nåverdi på 107 MNOK ved 50 års drift og et avkastningskrav på 6 %. Dette vil være nok til å dekke utbyggingskostnadene på 99 MNOK og utvidelsen vil derfor være lønnsom. Vrenga kraftverk kan kobles til eksisterende 132 kv linje til en kostnad på 19,3 MNOK. Dersom det vurderes en større oppgradering av regionalnettet i området kan eksisterende 66 kv linje oppgraderes til 132 kv og tilkobles eksisterende 132 kv linje til en kostnad på 78,3 MNOK. Kraftverket kan også tilkobles med kabel til ny transformatorstasjon i Vangestad til en kostnad på 12,5 MNOK. En vurdering av hvilket av alternativene som er mest egnet er vanskelig uten å vurdere lastflyten i hele området. Høgskolen tar ikke ansvar for denne studentrapportens resultater og konklusjoner Fakultet for teknologiske fag

3 Telemark University College Faculty of Technology Bachelor of Science JOURNAL FROM 6 SEMESTER PROJECT SPRING 2015 Course: PRH612 Bacheloroppgav Title: Optimization of Vrenga powerplant with related high voltage grid This journal is a part of the evaluation result for the course Project group: EK Availability: Open Group participants: Gurholt, Vemund Lilledrange, Torje Nilsen, Sondre Oredalen, Stian Seltveit, Elin Supervisor: Sønsteby, Gunn K. Examiner: Winkler, Dietmar Co-supervisor: Winkler, Dietmar Project partner: Hegglid, Gunne J. Approved: Summary: The Vrenga powerplant is located in Flesberg municipality in Buskerud county and has an installed power capacity of 12.5 MW. The powerplant utilizes mainly the watersheds area of the rivers Vrenga and Gjuva and is currently underdimensioned in relation to available water flow. There is also a relatively large loss in the pipeline. Therefore, the expansion of the Vrenga powerplant to 25 MW is considered. Because of this, a new pipeline and generator with associated items will also be needed. The regional high voltage grid in the region are old and are in need of an upgrade in a few years. In connection with the expansion of the Vrenga powerplant, various options for a new connection to the regional grid will be described. The expansion of the powerplant will be cost calculated and considered against expected earnings the expansion will provide. Pipeline and high voltage grid connections shall be optimized in terms of construction costs and losses. The expansion will have a net present value of 107 MNOK with 50 years of operation and a yield of 6 %. The expansion cost is 99 MNOK and the expansion will therefore be profitable. If the Vrenga powerplant were connected to the existing 132 kv grid it will have a construction cost of 19.3 MNOK. If a major upgrade of the regional high voltage grid in the area is considered, the existing 66 kv line can be upgraded to 132 kv and connected to the other regional high voltage grid at a cost of 78.3 MNOK. The powerplant could also be connected with a 22 kv cable to a new station in Vangstad at a cost of 12.5 MNOK. Telemark University College takes no responsibility for the results and conclusions in this student journal Faculty of Technology

4 Forord FORORD Bacheloroppgaven er skrevet av fem elkraftteknikk studenter ved Høgskolen i Telemark avdeling Porsgrunn. Prosjektpartner er Skagerak Energi. Prosjektet er gjennomført 6. semester Rapporten er skrevet for personer med høyere elektroteknisk bakgrunn. Prosjektgruppen ønsker spesielt å takke Gunne J. Hegglid for verdifull veiledning og informasjon under prosjektgjennomføringen. Programvare og dataverktøy som er benyttet i prosjektet: - Maple 18 - Microsoft Office - Adobe Acrobat Pro - Adobe Photoshop - AutoCAD 2016 Besøk vår nettside på Forsidebildet er laget av prosjektgruppen. EK

5 Innholdsfortegnelse INNHOLDSFORTEGNELSE 1 Innledning Utvidelse av Vrenga kraftverk NVE Dagens anlegg Økonomisk grunnlag for utvidelse Elsertifikater Turbin Francisturbin Peltonturbin Anbefaling turbin Kostnad turbin Vannvei Klassifisering av dam og rørgate Ulike rørtyper Kostnadsgrunnlag nytt rør Kostnadsgrunnlag rørbruddsventil Kostnadsgrunnlag grøft Tap i rørgate Totalkostnad for ny vannvei Bygg Kontrollanlegg Hjelpeanlegg Generator Transformator Bryterfelt Andre kostnader Totalkostnad utvidelse av Vrenga kraftverk Tap i byggetid Vurdering av lønnsomhet Nettstruktur kv Alternativ Alternativ Høyspentlinje Line Mast Kostnadsgrunnlag høyspentlinje Økonomisk tverrsnitt Transformatorer Koblingsanlegg Kortslutningsberegninger kv Kabel Spenningsfall Belastningsgrad Økonomisk tverrsnitt Grøft Kostnader kabel og grøft Koblingsanlegg Kortslutningsberegning Totalkostnad nettstruktur Totalkostnad 132kV Totalkostnad 22kV Oppsummering av nettløsningene Diskusjon EK

6 Innholdsfortegnelse 5 Konklusjon Referanser Vedlegg EK

7 Innledning 1 INNLEDNING Vrenga kraftverk ligger i Flesberg kommune i Buskerud fylke, og ble satt i drift i Kraftverket har i dag et horisontalt peltonaggregat med en installert effekt på 12,5 MW og fallhøyde på 380 m. Vrenga kraftverk utnytter i hovedsak nedbørsfeltet til elvene Vrenga og Gjuva som ligger i område Blefjell på grensen mellom Buskerud og Telemark fylke. Vrenga er i dag tilknyttet regionalnettet med en 66 kv linje mot Kongsberg. Linjen ble satt i drift samtidig med kraftverket i 1960 og har om få år behov for oppgradering. Øvrig regionalnett i området består av en 132 kv linje som går igjennom Flesberg kommune. 132 kv linjen er fra 1928 og har også behov for oppgradering. Kraftverket har i dag store vannmengder som ikke utnyttes og et relativt stort tap i rørgaten. Av denne årsak er det aktuelt å utvide dagens kraftverk fra 12,5 til 25 MW. Utvidelsen av kraftverket skal kostnadsberegnes for å kunne vurdere lønnsomheten. Beregningen av kraftverket skal ta for seg vannvei, aggregat med tilhørende elementer og tilkoblingskostnader til regionalnettet. Rørgaten skal dimensjoneres slik at summen av investeringskostnader og tapskostnader blir minst mulig over anleggets levetid. Det er utviklet ulike typer turbiner for vannkraftverk og det skal vurderes hvilken type som egner seg best i det utvidede kraftverket. I forbindelse med utvidelsen av kraftverket skal ulike alternativer for leveranse av effekt fra kraftverket utredes. Alternativene som skal utredes er: 1. Tilknytte Vrenga til 132 kv linjen som går fra Kvennhølet til Flesaker. Linjen fra Vrenga til Kongsberg vil rives. 2. Oppgradere eksisterende 66 kv fra Vrenga til Kongsberg til 132 kv og ny tilkobling til 132 kv linjen som går fra Flesaker til Kvennhølet. Linjen som går fra nytt tilkoblingspunkt til Flesaker blir fjernet. 3. Tilknytte Vrenga med en 22 kv kabel fra Vrenga til en ny transformatorstasjon ved Vangestad. Rapporten skal ikke konkludere med hvilket alternativ som er mest egnet, men gi leseren et overblikk over hvilke komponenter som er med i de forskjellige alternativene og kostnadene på disse. I vurderingen av utvidelsen av kraftverket blir ikke riving eller oppgradering av eksisterende elementer tatt med. Riving av eksisterende linjer og ny transformatorstasjon i Vangestad blir ikke kostnadsberegnet. For ytterligere informasjon om oppgaven, se vedlegg A og B. Kapittel 2 omhandler utvidelsen av kraftverket med hovedfokus på vannvei og turbin. Kapittel 3 omhandler tre alternativer til ny tilknytning av Vrenga kraftverk. EK

8 Utvidelse av Vrenga kraftverk 2 UTVIDELSE AV VRENGA KRAFTVERK Dette kapitlet omhandler utvidelsen av Vrenga kraftverk. Utvidelsen skal kostnadsberegnes og settes opp mot fremtidige inntekter. Vannveien skal dimensjoneres slik at summen av investeringskostnader og tapskostnader blir minst mulig. 2.1 NVE Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) har utarbeidet en håndbok med navn «Kostnadsgrunnlag for vannkraftanlegg» [1]. Denne skal forenkle prosessen med å gjøre et prisoverslag på hva det vil koste å bygge ut et kraftverk. Håndboken har blitt benyttet til store deler av prisinnhentingen. Kostnadene som er oppgitt i hefte er gitt i 2010 NOK og må derfor justeres til 2015 NOK. Dette gjøres ved å indeksjustere med SSB sin konsumprisindeks. Tabell 2.1 er hentet ut fra SSB.no og angir hvor mye prisene fra 2010 må justeres for at de kan brukes i dag [2]. Tabell 2.1: Beregnet prisstigning [2] Januar 2010 April NOK 1095,99 NOK Prisstigning 9,6 % 2.2 Dagens anlegg Dagens kraftverk ble satt i drift i 1960 med en effekt på 10 MW [3]. Figur 2.1 viser en oversikt over dagens anlegg. Etter at anlegget ble satt i drift ble det oppdaget at man hadde mer vann tilgjengelig enn det som var lagt til grunn den gang kraftverket ble bygget. Dette gjorde at man måtte slippe en del vann forbi kraftverket. Figur 2.1: Dagens anlegg EK

9 Utvidelse av Vrenga kraftverk I 1992 ble anlegget utvidet til 12,5 MW. Turbinen ble byttet ut med en større turbin og ledeapparatet ble boret opp. Generatoren og vannveien ble beholdt som de var. Når anlegget ble utvidet økte falltapet til 44 m. Røret ble så malt innvendig og falltapet ble redusert til 38 m. En grunn til det høye falltapet er utvidelsen fra 10 til 12,5 MW. Ved lik virkningsgrad for aggregatet krever turbinen 25 % mer vann. Falltapet stiger med den kvadrerte vannhastigheten og dermed stiger falltapet med en faktor på 1,25 2 = 1, Økonomisk grunnlag for utvidelse Skagerak Energi har i senere tid sett på mulighetene for å øke produksjonen i Vrenga [4]. Dette er gjort ved å simulere den årlige driften for ulike kraftverkstørrelser. Prosjektgruppen har fått tilgang til simuleringer gjort for 13, 25, 29, 35 og 45 MW. I Tabell 2.2 vises den forventede årsproduksjonen og overløp 1 for de alternative kraftverkstørrelsene. Tabell 2.2: Forventet årsproduksjon og overløp Simulert årsproduksjon og overløp i Vrenga kraftverk Produksjonskapasitet [MW] Årsproduksjon [GWh/år] Overløp [Mm 3 /år] 13 80,7 7, ,8 1, ,5 1, ,8 1, ,6 0,4 Ut i fra tabellen og i samråd med prosjektpartner er det valgt å se på økonomien i en utvidelse til 25 MW. Dette innebærer at det må installeres et nytt 25 MW aggregat eller beholde dagens 12,5 MW og utvide med et nytt på 12,5 MW. Det anses som mest hensiktsmessig å utvide med et nytt aggregat på 12,5 MW som vil gi delvis redundans. Ved utvidelse til 25 MW vil gjennomsnittlige årsproduksjonen i Vrenga forventes å øke med 17,1 GWh. Økning i årsproduksjon skal betale for utvidelsen. Det forventes at man kan få 40 øre/kwh [3] ved salg av effekten og elsertifikater på den økte produksjonen. Dette vil gi en økt inntekt på 6,8 MNOK årlig. For å få en samlet nåverdi for denne økte inntekten må den årlige inntekten multipliseres med en diskonteringsfaktor. Diskonteringsfaktoren bestemmes ved å velge hvor mange år som det forventes inntekt og hvilken rente man velger. Formel (2.1) gir en diskonteringsfaktor på 15,71 når man velger n = 49, m = 1 og p = 6 %. Dette vil si at man beregner med 50 år, en rente på 6 % og inntekt fra og med andre år på grunn av byggetid. 1 Overløp er vann som blir sluppet forbi vannkraftverket slik at vannstanden i magasinet ikke går over høyeste tillate nivå. EK

10 Utvidelse av Vrenga kraftverk n m 1 n (1 p) (2.1) m = Startår beregning n = Antall år - 1 p = Kalkulasjonsrente Nåverdiberegningen av økt inntekt blir på ca. 107 MNOK og det er dette som begrenser hvor mye man kan investere i utvidelsen Elsertifikater Elsertifikaterordningen er en felles norsk-svensk støtteordning som skal bidra til at Norge og Sverige når sine mål om økt produksjon av fornybar energi [5]. Målet for ordningen er å øke produksjonen av fornybar energi med 26,4 TWh innen Svenske myndigheter har informert Olje- og energidepartementet 11. Februar 2015 at de ønsker å øke dette målet til 28,4 TWh [6]. Ordningen med elsertifikater går ut i 2035 [5]. Alle som selger elektrisk energi til sluttbruker må kjøpe elsertifikater etter hvor mye elektrisk energi som selges [7]. Dette er regulert i lov om elsertifikater 17. Alle nye og oppgraderte kraftverk basert på fornybare energikilder med byggestart etter har rett til elsertifikater. Oppgraderte kraftverk får kun rett på elsertifikater på økt produksjon og anlegget må være i drift innen 31. desember Elsertifikater kan selges i 15 år etter at anlegger er satt i drift. 2.4 Turbin Det er utviklet flere ulike turbintyper til bruk i vannkraftverk. De mest vanlige er pelton, francis og kaplan. Kaplan blir brukt i anlegg med fallhøyde opp til 80 m og er derfor ikke aktuell til bruk Vrenga kraftverk hvor det er 380 m fall. Slukeevnen på den nye turbinen vil være på 3,75 m 3 /s [3]. I Figur 2.2 ser man at turbinen er i et område hvor pelton- og francisturbinene overlapper. Det skal derfor vurderes om det skal installeres pelton- eller francisturbin i det nye aggregatet. Figur 2.2: Diagram for turbiners bruksområde [8] EK

11 Utvidelse av Vrenga kraftverk Francisturbin Francisturbinen er en reaksjonsturbin hvor ca. halvparten av energien blir omsatt som følge av trykkendringen vannet har igjennom turbinen [9]. Resten av energien blir omsatt ved at turbinen tar ut hastighetsenergien til vannet. Røret ut av turbinen bidrar til at vannet har minimalt med hastighetsenergi. Ettersom det er et stort trykkfall igjennom francisturbinen er den utsatt for problemer med kavitasjon 2. Figur 2.3 viser en francisturbin hvor kavitasjon har erodert hull i turbinbladene. Figur 2.3: Francisturbin med kavitasjonsproblemer Dette problemet forminskes og i mange tilfeller elimineres ved å plassere turbinen på et lavere nivå enn vannspeilet på nedside av kraftverket. Virkningsgraden på beste driftspunkt er høyere i en francisturbin enn i en peltonturbin, men den har til gjengjeld en meget bratt virkningsgradskurve. Figur 2.4 viser en virkningsgradskurve for en francisturbin på 12,5 MW. 2 Utdrag fra STORE NORSKE LEKSIKON: «Kavitasjon, fenomen som forekommer i hurtige væskestrømmer. Synker det statiske trykket i en væske under damptrykket, dannes dampbobler som, når trykket på nytt stiger, kondenseres på en sjokkartet måte. Dette får boblene til å klappe sammen med et slag, slik at lokale og heftige trykkøkninger skapes. Sammenklappingen kan f.eks. høres som en sterk rasling i vannrør, og kan i maskiner, f.eks. en vannturbin, gi seg til kjenne som sterke rystelser.» [10] EK

12 Utvidelse av Vrenga kraftverk Figur 2.4: Francisturbin 12,5 MW [4] Den bratte virkningsgradskurven gjør at francisturbinen går mye på intermitterende drift på beste virkningsgradspunkt. Hvor ofte denne starter og stopper er gitt av magasinets størrelse og hvor mye høyde det anses hensiktsmessig å tappe ned. Det har i senere tid blitt en del oppmerksomhet rundt denne praksisen ettersom turbinen utsettes for store krefter i oppstart som den ikke er utsatt for under normal drift [11]. Ved oppstart får vannet inn i turbinen mye større hastighet enn under normal drift. En oppstart gir påkjenninger ekvivalent til 365 år med drift på beste virkningsgradpunkt [12]. Dette er en faktor som må tas med i prosjektering og drift av kraftverk, men det anses som et problem som produsenten av turbinen tar seg av. I Figur 2.4 angir «Suction head» høydeforskjellen på turbinen og vannspeilet på nedsiden. For å kunne produsere maks effekt må derfor turbinen ligge en meter under vannspeil på nedside av kraftverket Peltonturbin Peltonturbinen er en type impulsturbin, det vil si den omsetter farten i vannet til rotasjon i turbinen [13]. Fra rørgaten blir vannet ledet inn på dyser som omsetter trykket til fart. Vannet treffer skålene til turbinen med to ganger hastigheten til turbinen og vannets hastighet er gitt ved formel (2.2). v Vannets hastighet [m/s] g Tyngdens akselerasjon [m/s 2 ] h Vannets fallhøyde [m] v 2 g h (2.2) EK

13 Utvidelse av Vrenga kraftverk Vannet treffer midt i skålen hvor strålen deles i to like deler som går til hver sin side og forlater skålen med veldig lav hastighet. Dette gjør at vannets hastighet blir omsatt til bevegelse i turbinen. Figur 2.5 viser den gamle peltonturbinen som sto i Vrenga kraftverk før oppgraderingen i Figur 2.5: Vrengas peltonturbin fram til 1992 Peltonturbinen har en særdeles flat virkningsgradskurve. Årsaken til dette er at vannet blir ledet igjennom dyser som kan reguleres individuelt. Figur 2.6 viser en virkningsgradskurve for en vertikal peltonturbin på 12,5 MW med 4 dyser. Figur 2.6: Peltonturbin 12,5 MW [4] EK

14 Utvidelse av Vrenga kraftverk Anbefaling turbin Etter vurderinger av turbintypene anbefales det at aggregatet som kraftverket utvides med skal ha en francisturbin. Den har høyere virkningsgrad på beste driftspunkt og det anbefales at det nye aggregatet blir det som tar seg av hoveddelen av produksjonen. Det eksisterende aggregatet vil starte opp når vannføringen blir større en slukeevnen til det nye. Det anbefales at det nye aggregatet kjører på beste driftspunkt med intermitterende drift når vannføring er mindre enn 3,25 m 3 /s. Dette vil gjøre at man får flest GWh av vannet som er tilgjengelig Kostnad turbin I NVEs «Kostnadsgrunnlag for Vannkraftanlegg» er det oppgitt formler for å beregne hva en francisturbin vil koste ut i fra fallhøyde, turtall, maksimalvannføring og ytelsen på kraftverket [1]. Formel (2.3) gir kostnaden på en francisturbin i MNOK for fallhøyde 400 m. Kostnad francisturbin = 1,096 ( Q 0,3230 X) (2.3) Q Maksimal vannføring [m 3 /s] X = Størrelse på nytt aggregat [MW] Kostnad på ny francisturbin til utvidelsen av Vrenga kraftverk vil bli 11,2 MNOK. 2.5 Vannvei Vannveien leder vannet fra inntaket til kraftstasjonen og frem til utløpet. En vannvei kan bestå av en kanal, sjakt, rør eller tunell. Rør og tunell er det mest brukte av disse vannveiene. Rør brukes vanligvis i småkraftverk og kan legges på fundament eller graves ned i bakken. Tunell brukes ved større kraftverk eller ved meget ulendt terreng. Ved lav vannføring vil en tunell ikke bli økonomisk forsvarlig. En kombinasjon av rørgate og tunell er også normalt [14]. Vannveien til eksisterende peltonturbin ble bygget i 1958 og er snart 60 år gammel [3]. Den består av en råsprengt tunell på 6-8 m 2 og et stålrør med diameter på 1 m. Vannveien har et falltap på omlag 10 %, dette tilsvarer 38 høydemeter. Dersom kraftverket skal utvides til 25 MW er diameteren på eksisterende rørgate for liten. For å spare fremtidige vedlikeholdskostnader planlegges det en ny rørgate med diameter stor nok til å forsyne både eksisterende og ny turbin. Tunellen har tilstrekkelig størrelse om kraftverket skal utvides Klassifisering av dam og rørgate For å ivareta sikkerheten ved vassdragsanlegg, klassifiserer NVE dam og rørgate fra 0-4 etter «Forskrift om sikkerhet ved vassdragsanlegg» [15]. Bruddklassen bestemmes ut i fra konsekvensen ved et brudd. Hvis en rørgate får bruddklasse 0 er eneste kravet som stilles at den blir bygd i henhold til «plan- og bygningsmiljøloven». For rørgater med bruddklasse 1-4, må i tillegg planleggende og utførende ledd gjøres av et NVE godkjent firma. Har en dam eller rørgate fått bruddklasse 1-4 må det utarbeides en prosjektplan før arbeidet igangsetting i henhold til NVE sin «Retningslinje for planlegging og bygging» [14]. EK

15 Utvidelse av Vrenga kraftverk Prosjektgruppen har fått opplysninger om at dammen til kraftverket er klassifisert til bruddklasse 2 og rørgaten er klassifisert til bruddklasse 0 [3]. Definisjon på ulike bruddklasser [15]: Bruddklasse 0: Ingen «tredje personer» blir berørt. Ubetydelig konsekvens ved brudd. Bruddklasse 1: Rammer midlertidig boenheter eller opptil 1 permanent boenhet. Kan også være mindre trafikkerte veier eller fremmed eiendom. Bruddklasse 2: Rammer 1-20 boenheter. Rammer middels trafikkert veg eller jernbane med stor fare for liv og helse. Gjelder også der det er stor skade på andres eiendom eller miljøverdier. Bruddklasse 3: Rammer boenheter. Rammer sterkt trafikkert veg, jernbane eller annen infrastruktur med betydelig fare for liv og helse. Gjelder også der det kan gi stor skade på andres eiendom eller miljøverdier. Bruddklasse 4: Rammer mer enn 150 boenheter Ulike rørtyper Etter samtale med prosjektpartner er det et ønske om at ny vannvei ikke skal ligge «i dagen» slik eksisterende rørgaten gjør [3]. En råsprengt tunell i fjellet vil bli for kostbart til at dette er aktuelt. På bakgrunn av dette er det bestemt at den nye vannveien vil bestå av rør som graves ned i grøft, parallelt med eksisterende vannvei. For nedgravde rør er de mest aktuelle rørtypene GRP-rør, stålrør og duktile støpejernsrør. Polyetylenrør og betongrør kan også benyttes ved lavt trykk og i lett terreng [14]. NVE har laget en tabell som angir egnede bruksområder for standardiserte rør [16]. Tabellen tar hensyn til bruddklasse, installasjonsform og relativ belastning. Relativ belasting er gitt av formel (2.4). Relativ belastning = p D (2.4) p = Trykk [MPa] 3 D = Rørdiameter [m] 3 1 MPa = 10 bar EK

16 Utvidelse av Vrenga kraftverk Tabell 2.3: Bruksområder for ulike rør [16] Nedgravde rør Rørtyper Klasse 1 Klasse 2 Klasse 3 og 4 Stålrør p D 3,5 p D 2,5 p D 2,0 GRP-rør p D 2,5 p D 2,0 p D 1,6 PE-rør p D 1,2 p D 1,0 Ikke anvendt Duktile støpejernsrør p D 3,5 p D 2,5 p D 2,0 Trerør Ikke anvendt Ikke anvendt Ikke anvendt Forspente betongrør p D 2,0 p D 1,6 Ikke anvendt Tabell 2.3 tar for seg bruksområder for ulike rør med hensyn til bruddklasse 1-4 [16]. Ved bruddklasse 0 anbefaler NVE å følge krav for bruddklasse 1. På bakgrunn av at dagens rørgate har en diameter på 1 m og vannføringen nå skal fordobles er det ikke mulig å prosjektere rørgaten etter denne tabellen i bruddklasse 1. Prosjektgruppen må derfor gjøre noen tiltak for at anlegget skal tilfredsstille kravene. Et sikkerhetstiltak vil være å montere en rørbruddsventil øverst i vannveien. Det kan alternativt monteres en inntaksluke ved dammen som lukkes automatisk. GRP-rør GRP-rør er laget av glassfiberarmert umettet polyester [17]. Fordelen med denne typen rør er at vekten er lav og rørene gir lavt falltap. GRP-rør veier bare 25 % av tilsvarende stålrør og 10 % av tilsvarende betongrør. Røret har en antatt levetid på minimum 50 år og er tilnærmet vedlikeholdsfrie [18]. Sannsynligheten for at slike rør fryser er lav [17]. Denne rørtypen er også enkel å installere og koster % mindre enn tilsvarende stålrør [18]. På grunn av den lette vekten krever rørene god forankring og fundamentering [17]. GRP-rør er også svake for slagskader, som kan oppstå ved for eksempel steinras. Rørene leveres i ulike trykklasser etter hvor mange bar rørene tåler. GRP-rør leveres i trykklassene PN1-PN32 4 som derfor tåler en maksimal fallhøyde på 320 m. De ulike trykklassene leveres normalt med diameter fra 1-4 m, avhengig av hvilke trykklasse man benytter [19]. Rørene leveres i standardlengder på 6 og 12 m [18]. 4 PN32 vil si at røret er klassifisert for 32 bar. 1 bar tilsvarer en vannsøyle på 10 m EK

17 Utvidelse av Vrenga kraftverk Stålrør Figur 2.7: GRP-rør [20] Stålrør kan benyttes ved alle anlegg, men blir hovedsakelig benyttet ved anlegg der vanntrykket er høyt eller at det kreves store rørdimensjoner. Stålrørene tåler hardere slag og krever mindre forankring enn det GRP-rør gjør. Ulempene med stålrør er at vekten er høy og hver skjøt krever mye jobb, noe som medfører at stålrør har lang installasjonstid [17]. Stålrør er ikke vedlikeholdsfrie og må blåserenses før de males inn- og utvendig [14]. Skal rørene graves ned må rørene i tillegg korrosjonsbehandles utvendig. Stålrør leveres i dimensjoner fra 0,1 m og ubegrenset etter ønske. Rørene leveres i standardlengder på mellom 6-18 m [21]. Figur 2.8: Stålrør [22] EK

18 Utvidelse av Vrenga kraftverk Kostnadsgrunnlag nytt rør Ved prosjektering av ny vannvei må man ta hensyn til følgende faktorer [14]: - Investeringskostnader - Vedlikeholdskostnader - Vanntrykk - Lengde på ny vannvei - Konsekvens ved brudd - Fare for ras - Fare for at vannvei skal fryse Utgangspunkt for dimensjonering av rørgate er vannmengde og trykk. Et overdimensjonert rør vil medføre en høy investeringskostnad uten stor effektøkning. Et underdimensjonert rør medfører stort falltap. På plantegning av eksisterende anlegg kommer det frem at dagens rørgate har en lengde på 1550 m i luftlinje som vist i (Vedlegg C). Hoppestadvatnet har i dag 13 m reguleringshøyde og vannspeilet reguleres fra moh. [23]. Vrenga kraftverk ligger på 183 moh., dette gir høyeste fallhøyde på 380 m. NVE har utarbeidet priskurver som tar for seg leverandørkostnader med montering av frittliggende rør. Priskurvene har tatt utgangspunkt i rør med lengder over 150 m og tar inn- og utløpskonus 5 med i beregningene. NVE har også utarbeidet grafer for å beregne byggekostnader på fundament eller grøft avhengig av forlegningsmetode [1]. Grafene i Figur 2.11 og Figur 2.12 viser at det er lønnsomt å benytte GRP-rør så langt dette lar seg gjøre. GRP-rør kan brukes i rørgate opp til 32 bar, noe som tilsvarer en fallhøyde på 320 m [19]. Ettersom kraftverket har en fallhøyde på 380 m må stålrør benyttes på den resterende strekning. For å beregne strekningen med GRP-rør, ble Pytagoras setning og en faktor på 1,1 benyttet. Faktoren på 1,1 ble satt for å kompensere for at røret vil ligge i en bue avhengig av terrenget. Luftlinjeavstanden som benyttes i formelen er hentet ut fra Figur 2.9. Utregningen av formel (2.5) ga lengden på GRP-røret. Lengde GRP-rør = ( ) 1, m (2.5) For å beregne lengden på den delen av røret med trykk høyere enn 32 bar, ble resterende fallhøyde på 60 m benyttet sammen med Pytagoras setning og en faktor på 1,05. Årsaken til at faktoren ble satt til 1,05 er på grunn av at terrenget er mindre ulendt. Luftlinjeavstanden på rørgaten ble hentet ut fra Figur 2.9. Utregningen i formel (2.6) ga lengden på stålrøret. Lengde stålrør = ( ) 1, m (2.6) 5 Inn- og utløpskonus er rørdeler som brukes til å koble rørlengder til rør av andre dimensjoner. EK

19 Utvidelse av Vrenga kraftverk Som Figur 2.9 viser vil den nye rørgaten bli 1740 m lang. Figuren viser også en oversikt over lengden på de ulike rørene. Figur 2.9: Rørlengder ny vannvei basert på Vedlegg C Kostnader Kostnadsgrafene NVE har utarbeidet inneholder ikke GRP-rør i trykklassen PN32. Det ble derfor laget en ny graf for denne verdien basert på grafene til de andre trykklassene. Dette ble slått sammen med falltap ved de ulike rørdiametere for å utarbeide en ny graf. Formel (2.7) angir falltapet i rørgaten [21]. h Falltap [m] tap Friksjonskoeffisient L Rørets lengde [m] C Vannets hastighet [m/s] D = Rørets diameter [m] h tap g Tyngdens akselerasjon [m/s 2 ] 2 L C (2.7) D 2 g Formel (2.8) gir falltapet i prosent. Falltap [%] = λ L C2 ( D 2 g ) h 100 % (2.8) h Vannets fallhøyde [m] EK

20 Utvidelse av Vrenga kraftverk Formel (2.8) benyttes til å lage Figur 2.10 som illustrerer falltapet i prosent som er avhengig av rørdiameteren. Utregninger til figur er gjort i Vedlegg D. Figur 2.10: Falltapet i prosent avhengig av diameter For å beregne den nye grafen ble det satt et punkt som antas å ligge på grafen til PN32 i Figur Punktet ble satt ved å først finne en antatt rørdiameter på vannveien, ut i fra Figur 2.10 som beskriver falltapet. Når antatt rørdiameter var satt, ble det antatt pris for denne rørdiameteren basert på de andre trykklassene. Det ble antatt at rørdiameteren på den nye rørgaten vil ligge rundt 1,7 m og dette ble brukt som et utgangspunkt. Dette ble valgt fordi Figur 2.10 viser at vesentlig større rørdiameter gir liten reduksjon av falltap i forhold til investeringskostnad. Pris på GRP-rør med diameter på 1,7 m antas å være NOK/m, sett ut i fra Figur Ligningen i formel (2.9) og formel (2.10) ble brukt for å lage formel (2.11) som gir pris på GRP-rør i trykklassen PN32 [1]. Pris = = 0,0086 D x (2.9) x = D = Rørets diameter [mm] ln ( ,0086 ) ln(1700) = 1,8854 (2.10) Pris PN32 = 0,0086 D 1,8854 (2.11) EK

21 Utvidelse av Vrenga kraftverk Formel (2.11) tegner en graf for prisen på trykklassen PN32 som plasseres inn i Figur Figur 2.11: Kostnad på GRP-rør [1] Priskurven for stålrør er gitt av NVE som vises i Figur Det velges å bruke stålrør med trykklasse PN40 på siste del av vannveien ettersom fallhøyden er større enn 320 m [1]. Figur 2.12: Kostnad på stålrør [1] EK

22 Utvidelse av Vrenga kraftverk Kostnadsgrunnlag rørbruddsventil Som tiltak i for å tilfredsstille kravene til NVE anses det hensiktsmessig å installere en rørbruddsventil som sikring mot lekkasjer som følge av skader på rørgate. Rørbruddsventilen vil bli plassert i overgangen mellom tunnel og rørgaten. Rørbruddsventilen vil stenge automatisk dersom det oppstår unormalt fall i vanntrykket eller økning av vannhastigheten. Lekkasjen blir da begrenset til det vannet som allerede er i rørgaten [24]. I NVEs «Kostnadsgrunnlag for vannkraftanlegg» er det gitt en formel (2.12) som gir kostnadene på en rørbruddsventil i 2015 NOK. Formelen er basert på trykklasse og rørdiameter. Vi benytter trykklasse PN6 da rørbruddsventilen kommer før fallhøyden overstiger 60 m [1]. Kostnad rørbruddsventil = 1,096 ((0,0003 D 2 0,27 D + 301) 1000) (2.12) D = Rørdiameter [mm] Kostnadsgrunnlag grøft Det er bestemt at den nye rørgaten skal graves ned i grøft og legges parallelt med eksisterende rørgate [3]. Estetisk og miljømessig sett blir nedgravde rør en bedre løsning enn rør åpent på fundament. Rørstrekningen fra dammen og ned til kraftstasjonen er preget av ulendt fjellterreng, noe som gjør at grøften må sprenges ut. Enkelte steder må det også legges på fyllmasse for at traséen skal bli jevn. Det går ingen bilvei parallelt med eksisterende rørgate, derfor skal grøften til den nye rørgaten benyttes som anleggsvei. Figur 2.13 viser et typisk grøftesnitt for nedgravd rør. Figur 2.13: Grøftesnitt for nedgravd rør [1] Kravet til bredden i bunn av grøften er gitt ved rørgatens diameter + 1 m [1]. Diameteren på den nye rørgaten er antatt til ca.1,7 m. Bunn på grøften vil i dette tilfelle da tilsvare ca. 3 m som også er tilstrekkelig bred nok som anleggsvei. Kravet til dybden av grøften er gitt ved at det må kunne tilbakefylles med en masse på 0,3 m over røret. Dette tilsvarer en grøftedybde på 2,0 m ved en rørdiameter på 1,7 m. På grunn av ulendt terreng og usikkerhet ved den valgte diameteren velges det å gå ut i fra en grøftedybde på 2,5 m. For å beregne pris på grøftekostnader ble det benyttet en tabell hentet fra NVEs kostnadskatalog. Tabellen ble ekstrapolert for å få den til å dekke ønsket beregningsområdet. Prisene i tabellen gjelder for relativ lett terreng. Ved ulendt terreng kan prisen økes med 50 %, mens ved både bratt og ulendt terreng kan prisene stige med 2-3 ganger den prisen som er oppgitt i Tabell 2.4. EK

23 Utvidelse av Vrenga kraftverk Tabell 2.4: Grøftekostnader basert på kostnader jan 2010 [1] Grøftbredde 3,0 m i bunn Total grøftdybde 1,5 m 2,0 m 2,5 m 3,0 m 4,0 m Kostnad jordgrøft [NOK/m] Kostnad fjellgrøft eller kombinerte jord/fjellgrøft [NOK/m] Ut i fra Tabell 2.4 kan man se at prisen for 3,0 m bred grøft som er 2,5 m dyp vil koste 6250 kr for hver meter. De første 1000 m av den nye traséen vil ligge i bratt og ulendt terreng. Grøftekostnadene på strekningen der GRP-røret skal ligge multipliseres derfor med to, i forhold til prisen som er oppgitt i Tabell 2.4. Grøftekostnadene på de siste 740 m der det vil bli lagt stålrør, ligger i lett terreng og prisen kan benyttes slik den er oppgitt i Tabell 2.4. Grøftekostnad strekning GRP-rør i 2015 NOK = 1,096 (2 6250) L (2.13) L = Lengde GRP-rør [m] Grøftekostnad strekning stålrør i 2015 NOK = 1, L (2.14) L = Lengde stålrør [m] Tap i rørgate Effekttap i rørgate kan regnes på samme måte som produsert effekt i kraftverk kan beregnes. Formel (2.15) angir produsert effekt i et kraftverk [25]. P Produsert effekt [W] Kraftverkets virkningsgrad Vannets tetthet [kg/m 3 ] g Tyngdens akselerasjon [m/s 2 ] Q Vannføring [m 3 /s] h Vannets fallhøyde [m] P g Q h (2.15) EK

24 Utvidelse av Vrenga kraftverk EK Hvis man setter vannets fallhøyde ( h ) lik falltap i rørgaten og setter virkningsgraden ( ) lik 1 får man effekttapet i rørgaten ved enhver vannføring. Dette er energi som kunne blitt omsatt i kraftverket hvis det ikke var noe tap i rørgaten. Man kan regne ut årlige tapskostnader i vannveien, ved å integrere vannføringen over året og gange med prisen per kwh. Formel (2.16) angir falltapet i rørgaten og denne kombineres med formel (2.15) som gir formel (2.17). g C D L h tap 2 2 (2.16) tap h = Falltap [m] = Friksjonskoeffisient L = Rørets lengde [m] D Rørets diameter [m] C = Vannets hastighet [m/s] g C D L Q g P 2 2 (2.17) Formel (2.18) gir vannets hastigheten i røret. Ved å kombinere formel (2.17) og formel (2.18) får man formel (2.19). 2 ) 2 ( D Q A Q C (2.18) A Rørets areal [m 2 ] ) ) 2 ( ( D Q L g g D Q D L Q g P (2.19) Ved å integrere formel (2.19) med hensyn på vannføringen over året får man årlig energitap i rørgate og er gitt ved formel (2.20). W Vannets arbeid i rørgate [J] dt Q D L g dt D Q L g Pdt W (2.20)

25 Utvidelse av Vrenga kraftverk Man kan prissette dette energitapet ved å bruke forholdet mellom joule og kwh gitt i formel (2.21) og kostnaden kraftverket har på tapet. Dette vil gi den årlige kostnaden man har på tap i rørgaten. Skagerak taper inntekt på 0,4 NOK/kWh på tapt energi i rørgaten. 1 kwh = 3, J (2.21) For at de årlige tapskostnadene kan sammenlignes direkte med investeringskostnader må de årlige tapskostnadene multipliseres med en diskonteringsfaktor. Det brukes samme diskonteringsfaktor på tapet som ble brukt for å regne ut inntektene man har på økt produksjon. Tap i rørgate over de neste 50 årene er da gitt i formel (2.22). 15,710,48 g L 3 Tap50 år Q dt ,6 10 D (2.22) Totalkostnad for ny vannvei Totalkostnad for ny vannvei inneholder rørkostnad, grøftekostnad og rørbruddsventil. Dette settes sammen med fremtidig tapskostnader i rørgaten og minimeres for å finne optimal diameter på røret. Formel (2.23) angir totalkostnad over 50 år for den delen av rørgaten som er GRP-rør og formel (2.24) angir totalkostnad over 50 år for den delen av rørgaten som er stålrør. KG 1,096(0,0086D 1,8854 KS 1,096(1,1 D ,003D 1, ,710,48 g L - 0,27D + 301) ,6 10 D 15,710,48 g L 6250) ,6 10 D Q 3 dt Q 3 dt (2.23) (2.24) KG = Totalkostnad GRP-rør over 50 år [NOK] KS = Totalkostnad stålrør over 50 år [NOK] = Kraftverkets virkningsgrad = Vannets tetthet [kg/m 3 ] g Tyngdens akselerasjon [m/s 2 ] Q Vannføring [m 3 /s] = Friksjonskoeffisient L = Rørets lengde [m] D Rørets diameter [m] EK

26 Utvidelse av Vrenga kraftverk For å kunne minimalisere disse kostnadene for diameteren, må vannføringen integreres. Dette gjøres på en regresjonslinje som er laget for den sorterte vannføringen. Figur 2.14 viser sortert vannføring med regresjonslinje for det utvidede kraftverket i Vrenga og er laget på grunnlag av simuleringsresultater gjort av Skagerak Energi [4]. Beregninger er gjort i Vedlegg D. Figur 2.14: Sortert vannføring med regresjonslinje Årsaken til at punktene i Figur 2.14 ikke gir en sammenhengende linje er at dette er et regulert magasin. Det vil si at man kan tappe stort sett på ønsket tidspunkt og dette gjøres slik at man får størst økonomisk gevinst for vannet i magasinet. Regresjonslinjen er en standard første ordens funksjon som starter hvor vannføringen er 7,83 m 3 /s. Dette er slukeevnen til det utvidede kraftverket. Det anses ikke som fornuftig å regne med større vannføring enn maksimal slukeevne. Ved å integrere vannføringen kan kostnadene over de neste 50 år minimaliseres. Figur 2.15 viser totalkostnad over 50 år som en funksjon av rørenes diameter. EK

27 Utvidelse av Vrenga kraftverk Figur 2.15: Totalkostnad 50 år Laveste totalkostnad er funnet ved å derivere disse 2 funksjonene. Tabell 2.5 viser totalkostnad i 2015 NOK over 50 år for optimal diameter og de nærmeste tilgjengelige diameterne. Utregninger er vist i Vedlegg D. Tabell 2.5: Totalkostnad på rørgate over 50 år Optimal diameter Rørtype Diameter [m] Kostnad 50 år [MNOK] Falltap ved 7,83 m 3 /s [m] GRP-rør 1,76 32,5 4,5 Stålrør 1,65 29,1 4,6 Nærmeste diameter GRP-rør 1,7 32,4 5,4 GRP-rør 1,8 32,5 4,0 Stålrør 1,6 29,4 5,4 Stålrør 1,7 29,8 4,0 Ut i fra Tabell 2.5 anbefales det at GRP-røret får en diameter på 1,8 m og stålrøret får en diameter på 1,7 m. Dette vil gi et totalt falltap i rørgaten på 8 m som tilsvarer 2,1 % ved høyeste vannføring. Forventet byggekostnad for rørgaten blir på ca. 50,5 MNOK. I detaljprosjekteringen anbefales det å kostnadsberegne de nærmeste tilgjengelige diameterne sammen med tapskostnadene, ettersom prisene i NVEs «Kostnadsgrunnlag for vannkraftanlegg» gir kun en pekepinn på hva kostnaden blir. EK

28 Utvidelse av Vrenga kraftverk 2.6 Bygg Når det skal installeres et nytt aggregat i Vrenga må bygget til kraftverket utvides. Det foreslås at eksisterende generatorhall utvides mot sør slik at dagens port og traverskran kan benyttes. Figur 2.16 viser oversikt over utvidelsen. Figur 2.16: Oversiktskart utvidelse Utfordringen ved å utvide bygget mot sør er at elven Vrenga går forbi der bygget foreslås utvidet. Det anses ikke som et stort problem å flytte elven, ettersom massene i området er morene 6 [4]. Vrenga kraftverk skal utvides med et vertikalt francisaggregat hvor turbinen står en meter under vannspeilet. Figur 2.17 viser en skisse på hvordan generator, turbin og sugerør ligger i forhold til hverandre. Figur 2.17: Snitt francisaggregat 6 Utdrag fra Wikipedia: «En morene kjennetegnes av en usortert blanding av ulike partikkelstørrelser, fra leirepartikler mindre enn 0,002 mm til blokker større enn 20 cm.» [26] EK

29 Utvidelse av Vrenga kraftverk Utvidelsen av bygget er overslagsmessig kostnadsberegnet i samråd med IPD-Norway og vil koste ca. 3 MNOK [27]. Figur 2.18 skisserer hvordan kraftverket er tenkt utvidet med plassering av nytt francisaggregat sør for dagens peltonturbin. Forankringsklossen på vestsiden av bygget er kostnadsberegnet til ca. 1,5 MNOK. Figur 2.18: Plantegning med utvidelse 2.7 Kontrollanlegg Det nye aggregatet trenger et kontrollanlegg og NVEs «Kostnadsgrunnlag for vannkraftanlegg» oppgir en formel som gir kostnaden på dette [1]. Hvert kraftverk er unikt og formelen gir derfor bare en tilnærmet verdi, basert på erfaringstall. Formelen tar for seg lokalanlegg og pumper samt fellesanlegg, objektdatamaskin, skjermsystem og fjernkontroll. Formel (2.25) gir kostnad i 2015 MNOK på utstyr med montasje og idriftsettelse. Kostnad kontrollanlegg = 1,096 (1,1127 X 0,3981 ) (2.25) X = Størrelse nytt aggregat [MW] Kostnad på kontrollanlegg til utvidelsen av Vrenga kraftverk vil bli 3,3 MNOK. EK

30 Utvidelse av Vrenga kraftverk 2.8 Hjelpeanlegg Et hjelpeanlegg består av høy- og lavspent stasjonsforsyning, stasjonstransformator, høy- og lavspent kabel, dieselaggregat, batterianlegg med DC-forsyning, jording, brannanlegg og telefonanlegg. NVEs «Kostnadsgrunnlag for vannkraftanlegg» oppgir en formel som gir kostnad på dette [1]. Formel (2.26) gir kostnad i 2015 MNOK på utstyr med montasje og idriftsettelse. Kostnad hjelpeanlegg = 1,096 (0,8701 X 0,5392 ) (2.26) X = Størrelse nytt aggregat [MW] Kostnad på hjelpeanlegget til utvidelsen av Vrenga kraftverk vil bli 3,8 MNOK. 2.9 Generator Generatoren til det nye vertikale aggregatet skal ha 3 polpar og vil gå med en hastighet på 1000 o/min. Den vil ha en merkeytelse på 17 MVA, effektfaktor på 0,86 og en virkningsgrad på 97,2 % [4]. Formel (2.27) som er hentet fra NVEs «Kostnadsgrunnlag for vannkraftanlegg» gir kostnad på en generator i 2015 MNOK basert på erfaringstall [1]. Utstyr og reservedeler med montasje og idriftsettelse er inkludert. Kostnad vertikal generator = 1,096 (1,8663 X 0,6071 ) (2.27) X = Størrelse nytt aggregat [MW] Kostnad på ny generator til utvidelsen av Vrenga kraftverk er 9,5 MNOK Transformator Utvidelsen av Vrenga kraftverk krever en ny 6,6/132 kv transformator fra kraftverket og inn til koblingsanlegg. Etter samtaler med prosjektpartner har det blitt bestemt at transformatoren skal prosjekteres med utgangspunkt i at kraftverket har en ytelse på 17 MVA NVEs «Kostnadsgrunnlag for Vannkraftanlegg» oppgir formel (2.26) som ut i fra høyeste spenningsnivå og kraftverkets ytelse gir et kostnadsestimat på transformator [1]. Montering og idriftsettelse er inkludert i kostnaden. Kostnad 6,6/132 kv transformator = 1,096 (0,6092 X 0,59 ) (2.28) X = Størrelse nytt aggregat [MW] Kostnad på ny transformator for utvidelse av Vrenga kraftverk kommer på 3,0 MNOK. Hvis det bestemmes at Vrenga kraftverk skal tilkobles et lavere spenningsnivå vil kostnaden på transformatoren bli lavere. EK

31 Utvidelse av Vrenga kraftverk 2.11 Bryterfelt Et bryterfelt er en del av et koblingsanlegg som sørger for inn- og utkobling av linje, transformator eller aggregat, til en samleskinne. NVE har laget en tabell for å forenkle prosessen med å forutse hva et bryterfelt vil koste [1]. Tabellen tar for seg utstyr, montering og idriftsettelse av anlegg. Kostnad på bryterfelt avhenger i hovedsak av spenningsnivå. Det vil kostnadsberegnes et bryterfelt på 132 kv. Hvis et lavere spenningsnivå for tilkobling til regionalnettet blir valgt, vil kostnaden for bryterfeltet bli lavere. Et bryterfelt for 132 kv med enkel samleskinne plassert utendørs koster 2,8 MNOK Andre kostnader I forbindelse med utvidelse av kraftverket må blant annet elven flyttes og det må bygges bro over til nytt koblingsanlegget. Det skal legges kabler for overføring fra nytt aggregat til bryteranlegget. Dette sammen med uforutsette kostnader antas å utgjøre ca. 10 MNOK Totalkostnad utvidelse av Vrenga kraftverk Totalkostnad for utvidelse av Vrenga kraftverk er oppgitt i Tabell 2.6 og inkluderer både ny vannveien, utvidelse av kraftverk og tilkobling til regionalnettet. Kostnad oppgitt i tidligere kapittel er ikke behandlet med usikkerhet. Usikkerhet på de ulike komponentene er oppgitt i Tabell 2.6. Tabell 2.6: Totalkostnad for Vrenga kraftverk Tabell for summering av kostnader Pris i 2015 [MNOK] Usikkerhet [%] Ny vannvei (rør, grøft og rørbruddsventil) 50,5 Ikke tilgjengelig Nytt kraftverksbygg 4,5 20 Kontrollanlegg 3,3 Ikke tilgjengelig Hjelpeanlegg 3,8 Ikke tilgjengelig Generator 9,5 15 Turbin 11,2 Ikke tilgjengelig Transformator 3,0 20 Bryterfelt 2,8 20 Andre kostnader 10 Ikke tilgjengelig Totalkostnad 98,6 En utvidelse av Vrenga kraftverk vil koste om lag 99 MNOK. EK

32 Utvidelse av Vrenga kraftverk 2.14 Tap i byggetid Det forventes at kraftverket produserer under hele byggetiden og at tilkobling av nytt rør kan gjøres i et tidsrom hvor magasinet er nedtappet. Utvidelsen vil dermed ikke føre til tap av inntekter i byggetiden Vurdering av lønnsomhet Utvidelsen av Vrenga kraftverk er beregnet til å koste 99 MNOK. Diskontert nåverdi av økte inntekter er beregnet til 107 MNOK over 50 år og et avkastningskrav på 6 %. Utvidelsen av Vrenga kraftverk vil derfor være lønnsom. EK

33 Nettstruktur 3 NETTSTRUKTUR Vrenga kraftverk er i dag tilkoblet en FerAl linje med 66 kv som går til Glabak transformatorstasjon i Kongsberg kommune [3]. IFigur 3.1 vises dagens nettstruktur i Vrenga og omegn. Nettet vil om få år ha behov for oppgradering. Det skal undersøkes tre alternativer med ulikt spenningsnivå. De to første alternativene ser på oppgradering av tilkoblingen til Vrenga kraftverk til 132 kv, mens tredje alternativ tar for seg en 22 kv kabel fra Vrenga til Vangestad. De to 132 kv alternativene blir beskrevet i delkapittel 3.1 og 22 kv alternativet blir beskrevet i delkapittel 3.2. Figur 3.1: Kart over dagens nettstrukturen [28] kv Tilkoblingen av kraftverket vurderes oppgradert fra 66 til 132 kv. Dette krever nye høyspentlinjer og transformatorer samt et nytt koblingsanlegg ved Vrenga kraftverk. Koblingsanlegget vil fungere som nytt tilkoblingspunkt for distribusjonsnettet mot regionalnettet i Flesberg. Parallelt med dagens linje til kraftverket ligger det en 132 kv linje som strekker seg fra Flesaker i sør-øst til Kvennhølet i nord-vest. I underkapittel og presenteres de ulike alternativene. EK

34 Nettstruktur Alternativ 1 Alternativ 1 vil være tilkobling av Vrenga kraftverk til 132 kv linjen som går ca. 5 km nordøst for kraftverket. I Vrenga er det tenkt å plassere en koblingsstasjon med tre felt, mens tilkoblingspunkt mot eksisterende 132 kv linje er tenkt å gjøres med en T-avgrening 7. I Figur 3.2 vises tenkt trasé og 66 kv linjen fra Vrenga til Kongsberg blir revet fordi den ikke lenger vil være i bruk. Figur 3.2: Alternativ 1 [28] Traséen fra Flesaker til Kvennhølet bør i dette tilfellet oppgraderes, siden den ikke har vært særlig opprustet siden 1928 [3]. Ved ekskursjon til kraftverket ble det observert ulendt terreng i området Flesberg slik at den nye linjen må planlegges enten på nord eller sørsiden av fjellet. Figur 3.2 viser den nye linjen planlagt på sørsiden av fjellet Alternativ 2 Alternativ 2 inneholder oppgradering av eksisterende linje fra Vrenga til Kongsberg fra 66 til 132 kv. Tilkobling av Vrenga kraftverk til eksisterende 132 kv linje er lik tilkoblingen i alternativ 1. Figur 3.3 viser at linjen fra det nye tilkoblingspunktet og ned til Flesaker nå er revet og blir erstattet av linjen inn til Vrenga kraftverk og videre mot Kongsberg. 7 T-avgrening utføres på spenningsnivå opp til og med 200 kv [29] EK

35 Nettstruktur Figur 3.3: Alternativ 2 [28] Oppgradering av linjen fra Vrenga kraftverk til Kongsberg vil benytte samme trasé mens master, line og andre tilhørende elementer vil bli byttet ut. Linjen til Kongsberg blir 28 km lang og linjen for tilkobling til eksisterende 132 kv blir 5 km lang Høyspentlinje En høyspentlinje består i hovedsak av en line som fører strømmen og master som holder linen oppe. Linene er i de fleste tilfeller av typen FerAl, men kobberliner og isolert aluminiumsline er også i bruk. Standard master som brukes i høyspenningslinjer er ofte laget av tre, stål eller komposittmateriale. Krav til høyspentlinjer er gitt i kapittel 6 i forskrift om elektriske forsyningsanlegg (FEF) [30]. Høyspentlinjen skal blant annet: - være dimensjonert for mekaniske belastninger - være dimensjonert for påregnelige overspenninger - ha tilstrekkelig avstand til omgivelsene - være identifiserbar - ha et tilstrekkelig jordingssystem - befares i nødvendig utstrekning EK

36 Nettstruktur Line FerAl line FerAl linen er den mest brukte linen på høyspenningsanlegg og benyttes i alle type hengeledningsanlegg fra 12 kv distribusjonsnett opp til 420 kv sentralnett. Linen er bygget opp av en stålkjerne i senter som er dekket av aluminiumsledere, slik Figur 3.4 viser. Stålkjernen har som funksjon å holde vekten, mens aluminiumslederen leder strømmen. Figur 3.4: Viser oppbygning av en typisk FerAl line [31] FerAl liner er oppført med et linenummer. En FerAl 253 har ikke et tverrsnitt på 253 mm 2, men har ekvivalent strømføringsevne som en kobberledning med tverrsnitt på 253 mm 2. Den har et fysisk tverrsnitt på i overkant av 450 mm 2 [32]. Det er mulig å bruke flere liner per fase, Figur 3.5 viser noen mulige linekonfigurasjoner. Flere liner per fase gir større overføringskapasitet på linjen. Figur 3.5: Ulike line konfigurasjoner [33] Mast Standard master som monteres for høyspenningslinjer er laget av tre, stål eller komposittmateriale. Master av trekonstruksjon har en beregnet levetid på opp mot 70 år, stålmaster har en levetid på ca. 100 år mens master bestående av et komposittmateriale har en beregnet levetid på ca. 120 år [34]. Det kreves forskjellig typer master for å føre kraftledninger frem i terrenget. Det blir benyttet en forankringsmast ved start- og sluttpunkt på en linje. Dersom det er nødvendig å endre retning på en linje brukes en vinkelmast. Mellom forankringsmaster og vinkelmaster brukes bæremaster. EK