regional kraftsystemutredning for hedmark og oppland · 2017-03-07 · (300 kv-ledningene fåberg-...
Post on 09-Mar-2020
7 Views
Preview:
TRANSCRIPT
Hovedrapport
Regional kraftsystemutredning for Hedmark og Oppland
Juni 2016
Sammendrag
Kraftsystemutredningen for Hedmark og Oppland omfatter regionalnettet i de to fylkene
på spenningsnivåene 132 kV 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. Statnett og EN har søkt NVE om å
omklassifisere denne til regionalnettslinje.
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 300 kV-ledninger Fåberg–Nedre Vinstra–Harpefoss samt Balbergskaret–
Rendalen har status som regionalnett.
Tabell 1-1 – Omfang av regionalnettet i Hedmark og Oppland (transformatorytelse uten generatortransformatorer):
Anleggsdel 66 kV 132 kV 300 kV
Linjer [km] 1148 1163 149
Kabler [km] 58 23 4
Transformatorytelse [MVA] ref. primærspenning 2018 1996 165
Strømforbruket i 2015 var totalt ca. 6,4 TWh med en maksimaleffekt under topplasttimen 5. februar 2015 på ca. 1464 MW.
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 100-200 MW.
Følgende tabell viser de mest sentrale MW-verdier for de forskjellige lastflyt-beregningene:
Tabell 1-2 – Oppsummering av lastflytberegningene
Scenarier Forbruk [MW] Produksjon [MW] Nettap
[MW]
Effektbalanse [MW]
Tunglast 2016 1703 1609 41 -94
Lettlast 2016 478 1521 31 1043
Lettlast 2021 478 2388 63 1910
Tunglast 2036 2598 1972 70 -626
Prosjektene i utredningen 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.
Nytt i forhold til tidligere utredninger er mengden ny fornybar produksjon under
planlegging og bygging i Hedmark og Oppland. Som lettlastscenariet med høy
produksjon i 2021 viser så er det et potensial for en betydelig andel ny produksjon. Dette vil medføre behov for økning av kapasiteten enkelte steder i nettet.
Innhold
1 Innledning ...................................................................................................... 4
2 Beskrivelse av utredningsprosessen ................................................................... 4
2.1 Lovgrunnlag og rammer for utredningsarbeidet ............................................. 4
2.2 Utredningsområdet .................................................................................... 4
2.3 Organisering av utredningsprosessen ........................................................... 5
2.4 Samordning med tilgrensende utredningsområder ......................................... 8
2.5 Samordning mot lokale energiutredninger .................................................... 8
2.6 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer .............................. 8
3 Forutsetninger i utredningsarbeidet .................................................................... 9
3.1 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont ................................................. 9
3.2 Mål for det framtidige nettsystemet ............................................................. 9
3.3 Beredskap ...............................................................................................10
3.4 Særegne forhold innen utredningsområdet ..................................................13
4 Beskrivelse av dagens kraftsystem ....................................................................14
4.1 Energisammensetningen i utredningsområdet ..............................................14
4.2 Beskrivelse av kraftnettet i utredningsområdet ............................................15
4.3 Oversikt over elektrisitetsproduksjon ..........................................................26
4.4 Statistikk for elektrisitetsforbruk ................................................................27
4.5 Driftsforhold av betydning for utnyttelse av dagens kraftsystem .....................28
5 Framtidige overføringsforhold ...........................................................................29
5.1 Kraftutbyggingsprosjekter i Hedmark og Oppland .........................................30
5.2 Planer for utbygging av alternativ energi .....................................................34
5.3 Effektprognoser .......................................................................................35
5.4 Nettanalyser av framtidig utvikling og behov ...............................................35
6 Forventede tiltak og investeringsbehov ..............................................................35
6.1 Oppsummering – lastflytberegninger ..........................................................35
6.2 Planer for oppgradering av elektriske anlegg og for nyanlegg .........................36
1 Innledning
Foreliggende dokument utgjør et regionalt bidrag i ordningen med fylkesvis kraftsystem-
utredning (forkortet til KSU og benevnt som kraftsystemplanlegging da NVE innførte
ordningen i 1988). Området for denne utredningen har fra 2007 i store trekk omfattet
begge fylkene Hedmark og Oppland. De siste årene har det vært pålegg om årlig opp-
datering. Fra 2013 ble dette endret til oppdatering annethvert år med frist 1/6-16 for
inneværende periode.
I tillegg til denne hovedrapporten, er det også utarbeidet en grunnrapport, som på grunn
av en del sensitive detalj- og systemopplysninger er nødvendig å underlegge
sikkerhetsmessig distribusjonsbegrensning. Denne er kun tilgjengelig for de som har
tjenestelig behov.
Hovedrapporten er et sammendrag av grunnrapporten med vekt på informasjon av
allmenn interesse.
2 Beskrivelse av utredningsprosessen
2.1 Lovgrunnlag og rammer for utredningsarbeidet
Dokumentet er basert på bestemmelser i «Forskrift om energiutredninger» fastsatt av
Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) 7. desember 2012, og veiledningsmateriell
på NVEs hjemmesider.
I brev fra NVE til Eidsiva energi Nett AS datert 8.1.2004 er det formulert et vedtak som
ble omgjort i nytt brev datert 17.2.2004 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 § 2.
2. Første kraftsystemutredning skal offentliggjøres og oversendes Norges vassdrags-
og energidirektorat innen 1. mai 2004. 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 14.5.2008.
I forbindelse med fusjonering av Energiselskapet Buskerud og Hadeland EnergiNett er det
gjort vedtak om at regionalnettet på Hadeland inkluderes i kraftsystemutredningen for
Buskerud fra neste utredningsperiode, men inkluderes som tidligere i denne revisjonen.
2.2 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 tre områdekonsesjonærer,
inklusive EN. Elverum Nett ble i 2015 fusjonert med 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 regional-
nettseier. Lengst nordvest i Gudbrandsdalen har Opplandskraft vært 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. Dette er nå overtatt av A/S Eidefoss.
Med et samlet landareal på 52 589 km2 og en folkemengde1 pr 1.1.2016 på 385 170 er
innlandsfylkene relativt tynt befolket (7,3 innbygger pr km2). Oppland og Hedmark er, i
henhold til Statnetts og NVEs definisjon, to av de tre fylkene i landet som ikke har
kraftkrevende industri.
2.3 Organisering av utredningsprosessen
Utredningsutvalget for regional kraftsystemutredning i Hedmark og Oppland er siden
forrige revisjon endret. 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 Leif-Inge Schjølberg
Gudbrandsdal Energi AS GE Svein Ove Ånsløkken
Hadeland EnergiNett AS HEN Olav Stensli
Eidsiva Vannkraft AS EV Håkon Rustad
Statnett SF SN Ingeborg Buchalik
Eidsiva Nett AS EN Tone Bleken Rud, Anders Hagehaugen og Anders Dalseg
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. Regionalt kraftsystemmøte ble avholdt den 24.
november 2014. I tillegg ble det avholdt møter i kraftsystemutvalget 19. mai 2015 og
31. mars 2016.
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 Forkortelse
Austri Vind DA AV
1 http://ssb.no/befolkning/statistikker/folkemengde/
Selskap Forkortelse
Nord-Østerdal Kraftlag SA NØK
Bagn kraftverk BKV
EB Nett AS EBN
Eidsiva Bioenergi AS EB
Elverum Nett AS (nå en del av Eidsiva Nett AS) EEV
Hadeland EnergiNett AS HEN
Eidsiva Bioenergi AS EB
Jernbaneverket, Bane Energi JBV
Kraftverkene i Orkla KVO
Oppland Energi OE
Opplandskraft OK
Røros Elektrisitetsverk AS REV
Skagerak Kraft AS SK
Skjåk Energi SE
Stange Energi AS SEAS
Sør Aurdal Energi BA SAE
Valdres Energiverk AS VEAS
Vang Energiverk KF VE
Vinstra Kraftselskap DA VK
VOKKS Nett AS VOKKS
Østerdalen Kraftproduksjon AS ØK
Øvre Otta DA ØO
Åbjøra Kraftverk ÅK
Figuren nedenfor viser et kart over området med markering av de enkelte
konsesjonsområder.
Figur 2-1 – Konsesjonsområder
2.4 Samordning med tilgrensende utredningsområder
Sentralnettet
Utredningsområdet er tilknyttet sentralnettets 300 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.
Som nevnt tidligere er Statnett medlem i utredningsutvalget, både for å ivareta
samordningsbehovet mot systemansvarlig/sentralnettsoperatør og som regionalnettseier
(300 kV-ledningene Fåberg- Nedre Vinstra/Harpefoss med transformering og
Balbergskaret-Rendalen samt 132 kV-linja Vågåmo-Osbu).
Det er gjennomført tiltak i sentralnettet (blant annet reaktorer i Fåberg, Vang og
Vågåmo) for å begrense normalspenningen til den normerte øvre grensen på 300 kV for
dette spenningsnivået.
I Hedmark foreligger planer om vindkraftutbygging, og i den forbindelse har det vært
møter og informasjonsutveksling for vurdering av tilgjengelig nettkapasitet.
Nettplan Stor-Oslo omfatter også nett inn i Hedmark og Oppland, og det har vært møter
og innsending av innspill til arbeidet med utvikling av sentralnettet på vestsiden av
Mjøsa. Det er viktig at regionalnettet inkluderes i de videre analyser, og at planlagt
fremdrift opprettholdes. Dette gjelder spesielt for etablering av ny stasjon med større
transformatorkapasitet enn i dagens Vardal – også omtalt senere i utredningen.
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 Ellevio (tidligere 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 KVO-
nettet og ved at Røros normalt er tilknyttet Hedmark og er avhengig av forbindelsen
sørfra i tunglastperioden. I forbindelse med 2004-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
spenningsheving fra 66 til 132 kV i området ble aktualisert i forbindelse med søknad om
konsesjon for utbygging av Tolga kraftverk. Spenningshevingen til 132 kV er gitt
konsesjon, og tidspunkt for gjennomføring vurderes.
Fylkesgrensen Oppland-Buskerud passeres av 132 kV-ledningen Hadeland(-Aslaksrud)-
Follum som forsyner Jevnaker transformatorstasjon.
2.5 Samordning mot lokale energiutredninger
Forskrift om energiutredninger er endret og ordningen med lokale energiutredninger er
avviklet.
2.6 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer
I «Regionalt handlingsprogram 2010» 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.
For øvrig er det ikke registrert noen momenter i plandokumentene om næringsutvikling
og endringer i bosettingsmønster som kan tenkes å påvirke regionalnettsstrukturen.
3 Forutsetninger i utredningsarbeidet
3.1 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont
Som angitt i NVEs krav, skal utredningsdokumentet ha en tidshorisont på minimum 20 år
med krav om detaljert prosjektbeskrivelse for neste års prosjekter. NVEs krav sier at
detaljgraden for prosjektopplysningene avtar noe avhengig av antall år til realisering.
Utbyggingstiltakene som er beskrevet i kapittel 6.2 er ment å være en komplett oversikt
over alle påtenkte prosjekter på alle utredningsstadier. Det er benyttet 20 års horisont
for effektprognoser, og det er utarbeidet et tunglastscenario for år 2036.
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 årene. Det er gitt
konsesjon til flere vindkraftverk i området.
o En eventuell utbygging av ett eller flere av disse anleggene vil kreve økt
overføringsevne i regionalnettet og i ytterste konsekvens sentralnettet
dersom flere av de planlagte anleggene bygges ut.
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.
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 ble sagt opp med virkning fra sommeren 2012, og er i noen områder
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.
Målet for nettutviklingen er som sagt å bygge og drifte på en samfunnsøkonomisk
rasjonell måte, og i den sammenheng er det gjennomført en analyse av det fremtidige
spenningsnivået i deler av utredningsområdet. Det vil fortsatt være både 66 kV og 132
kV spenningsnivå i Hedmark og Oppland i lang tid fremover, men ved reinvestering vil
det i flere områder bygges forberedt for 132 kV.
3.3 Beredskap
Forskrift om forebyggende sikkerhet og beredskap i energiforsyningen
(Beredskapsforskriften) er utarbeidet av NVE. Forskriften ligger til grunn for å sikre at
energiforsyningen opprettholdes, og normal forsyning kan gjenopprettes for å redusere
de samfunnsøkonomiske konsekvensene i og etter ekstraordinære situasjoner.
Feilstatistikk for komponenter i nettet, nettets utstrekning og topologi og
Beredskapsforskriften ligger til grunn for valg av beredskapsløsninger.
Beredskapsplaner
Hvert selskap har etablert en beredskapsorganisasjon med en beredskapsleder som er
utpekt til å lede driften av nettet i en beredskapssituasjon. Organisasjonene har
utarbeidet egne beredskapsplaner etter selskapets behov. For trening av personell,
kompetanseheving og økt erfaring gjennomføres det jevnlige øvelser for utprøving av
organisasjonene. Øvelser er gjennomført med deltagere fra flere selskap og samarbeid
med myndigheter og lokale parter.
Den siste omfattende hendelsen var «Supercella» i august 2014. Erfaringen fra denne
situasjonen og «Dagmar» i desember 2011 var at den interne feilrettingsberedskapen i
nettselskapene, øvrige beredskapsplaner og nødstrømsforsyningssystemer fungerte bra.
Hovedutfordringen for regionalnettet er vind og trefall. En viktig erfaring fra «Dagmar»
var utfordringer knyttet til problemer med det offentlige telenettet på grunn av
manglende strømforsyning over lengre tid.
Erfaringer fra flommene i 1995, 2011 og 2013 viser at i store trekk så er regionalnettet
lite utsatt for feil på grunn av flom, men at utfordringene her er større for
kraftprodusentene.
Innføring av systemer som DMS (Distribution Management System) ser ut til å styrke
muligheter for kommunikasjon i feilsituasjoner, og vil styrke beredskapen over tid.
Det er inngått avtaler for transport av reservemateriell, bruk av helikopter, skogrydding
og graventreprenører med hensyn på beredskapssituasjoner.
Kritiske driftssituasjoner
Tilgjengeligheten og påliteligheten for regionalnettet i Hedmark og Oppland med hensyn
å dekke behovet mot underliggende nett og sluttbrukere anses som tilfredsstillende ut
fra statistisk grunnlag. Det er imidlertid en del feiltyper med liten sannsynlighet som har
store samfunnsmessige konsekvenser og uakseptabelt lange avbruddstider. Eksempler
på denne type feil er transformatorhavari og ekstreme værforhold som kan medføre at
større nettområder blir liggende ute.
Regionalnettet i Hedmark og Oppland er i store trekk robust da nettet har en stor grad av
desentralisert kraftproduksjon og utveksling mot sentralnettet skjer ved flere punkt.
Mobile reservetransformatorer
I de transformatorstasjonene der bestykning og underliggende reserve ikke er
dimensjonert for å tåle et transformatorhavari for å dekke opp forbruket, må en slik
situasjon løses med mobile reservetransformatorer tilpasset stasjonens spenningsnivå.
Prognosering og temperaturkorrigering
3.3.4.1 Prognosering av energi og effekt
Det er en vanskelig øvelse å spå om fremtiden, og det er mange usikkerhetsmomenter
som må vurderes i slike framskrivninger. Teknologiutvikling, samfunnsutvikling, politiske
vedtak, innslag av elektrifisering av transport, prisutvikling på ulike energibærere og
teknologi er bare noen av dem. I framskrivningene er det gjort vurderinger med
bakgrunn i forskjellig informasjon som f.eks.
Kommunale- og private planer
Befolkningsutvikling (antatt)
Historikk
Innslag av alternative energikilder og antatt utvikling på dette
Det er valgt å benytte et prosentvis påslag frem i tid differensiert på de ulike
transformatorstasjoner. Det er typisk fjellområdene med vintersportsanlegg som har hatt
den største økningen de senere år, mens veksten i byområdene i stor grad har blitt spist
opp av utviklingen på fjernvarmenett og andre alternative energikilder. Andre perifere
områder kan sågar oppleve en nedgang i forbruket, men estimatene er det sett bort fra
en nedgang.
Det antas at utviklingen med alternative energikilder utvikler seg videre og i større grad
også benyttes på sluttbrukernivå på sikt, og at effekten av dette derfor vil øke frem i tid.
Samtidig sees det at bruk av effektkrevende apparater er økende og utgjør en trussel
frem i tid som det må forsøkes å ta høyde for.
Det meste av næringsutviklingen i utredningsområdet dreier seg om vinterturisme i
skiområder som Bjorli, Beitostølen, Vang, Skei, Kvitfjell, Hafjell, Sjusjøen og Trysilfjellet.
3.3.4.2 Temperaturkorrigering av energiforbruket
Temperaturkorrigering av energiforbruket er gjort med utgangspunkt i gradtall og
avviket fra normalgradtallet. Det er valgt å benytte normalgradtall for perioden 1981 –
2010 (N81-10) for KISE på Hedmarken. Normalgradtallet har sunket de senere år
grunnet et mildere klima, men benyttes da det er de siste tallene vi har. For bruk til
nettdimensjonering er det effekten som er mest interessant slik at det er ansett å ha
mindre betydning om det er et lite avvik i korrigeringen av energiforbruket. Ved å
benytte de siste tallene vil estimatene for energiforbruk ligge under estimatet ved å
benytte normalen for 1961-1990 (N61-90).
Gradtallet for 2015 er 12 % lavere enn normalen (N81-10), energiforbruket er derfor
temperaturkorrigert med 12 %.
Figur 3-1 – Gradtall for Kise
3.3.4.3 Temperaturkorrigering av effektforbruket
Det er viktig at strømnettet er dimensjonert og kan takle belastningen det kan bli utsatt
for. De siste årene har vintrene vært forholdsvis milde og det er forventet at fremtidens
klima blir enda mildere. Det må likevel påregnes kuldeperioder også i fremtiden.
Strømnettet må dimensjoneres for disse periodene. Det er valgt å benytte laveste 3-
døgnsmiddel med 10 års returtid i temperaturkorrigeringene. Det er videre valgt å kun
benytte ett målepunkt for denne temperaturen. Målepunktet Kise på Nes er sentralt i
området, og det er her befolkningstettheten og forbruket er størst. Dermed er det i disse
områdene forbruksøkningen vil være størst, sett bort fra de typiske
vintersportsdestinasjonene. Det vil ikke nødvendigvis gjelde når det gjelder tilkomst av
ny produksjon, men tallene for Kise er ansett som gode nok i denne sammenheng.
Når temperaturen nærmer seg dimensjonerende utetemperatur vil mange av dagens luft
til luft varmepumper ha liten effekt, en effekt som antas må erstattes av vedfyring og økt
strømforbruk. Det er antatt viktigere å ha en sikkerhetsmargin med hensyn på overlast
enn å estimere for lavt topplastforbruk. Svake punkter kan da avdekkes på et tidlig
tidspunkt og nødvendige tiltak iverksettes. Tiltak vil ikke iverksettes før estimatene er
verifisert gjennom målinger.
Målt temperatur som benyttes i disse temperaturkorrigeringene er – 11,1 °C. Laveste 3-
døgns middeltemperatur med 10 års returtid på Kise er – 26,8 °C, en forskjell på 15,7
°C. I dette temperaturområdet er det forventet en tilnærmet lineær sammenheng
mellom effekt og temperatur og vi har valgt å benytte 1 % pr °C. Dette gir en
korreksjonsfaktor på 15,7 °C * 1 %/°C = 15,7 %. Temperaturkorrigeringen er foretatt på
all primærlast da det er urealistisk å kunne skille mellom temperaturavhengig og
temperaturuavhengig forbruk. Det er også grunnen til at det kun er valgt 1 %/°C.
Figur 3-2 – Referansetemperaturer for Kise. Laveste 3-døgnsmiddel med 10 års returtid benyttet
2 års returtid 5 års returtid 10 års returtid 50 års returtid
Laveste døgnmiddel -19,7 -25,1 -28,6 -36,5
Laveste 3-døgnsmiddel -17,8 -23,2 -26,8 -34,8
-40
-35
-30
-25
-20
-15
-10
-5
0
Tem
per
atu
r °C
Referansetemperatur for målepunkt Kise °C
3.4 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 3-1 – Befolkningstall i utredningsområdet
Område Befolkning pr.
1.1.2016
Areal
km2
Befolkning
pr. km2
Prognose
befolkningsutvikling
2014-40 i %/år2
Hedmark 195 153 27 397 7,1 0,51 %
Oppland 188 807 25 192 7,5 0,46 %
Begge fylker 383 960 52 589 7,3
Landet 5 165 802 385 170 13,4 0,82 %
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 3.3.4, 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
300 kV regionalnettsledning til Fåberg og et noe mindre overskudd i Nord-Østerdalen
med 300 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
på 132 kV-ledningen til Ylja kraftverk i 2008 som medførte mastehavari og krevde
2 SSBs hovedscenario MMMM. https://www.ssb.no/befolkning/statistikker/folkfram/aar/
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.
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
1600 MW, som angitt i Figur 4-4.
Med referanse til kildeinformasjon fra SSBs statistikker benyttet i utarbeidelse av de
lokale energiutredningene utgjør ledningsbasert elektrisk energi rundt 70 % av det
stasjonære energiforbruket. Tilsvarende andel for bioenergi (dominert av ved- og
flisfyring) er anslått til vel 20 %. 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.
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.
Anlegg for vannbåren energi (fjernvarmeanlegg) som har et fordelingsnett til kunder
konkret omtalt i kapittel 4.1.2. 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.
Noen fjernvarmekonsesjonsområder
Tabell 4-1 inneholder en kort oversikt over fjernvarmeanlegg i Hedmark og Oppland.
Tallene i tabellen er hentet fra informasjon som respektive konsesjonærer oppgir på sine
hjemmesider. Det finnes flere mindre anlegg i fylkene som ikke er oppført i tabellen
under.
Tabell 4-1 Oversikt fjernvarme Hedmark og Oppland.
Område Konsesjonær Energi [GWh]
Hamar EB 200
Kongsvinger EB (66%) 27
Brumunddal EB 12
Lillehammer EB 45
Gjøvik EB 30
Trysil EB (65 %) 42
Lena EB (74 %) 6
Flisa EB (74 %) 7
Moelv EB 4
Elverum EB 48
Otta Otta Biovarme 13
Kirkenær Solør Bioenergi 15
Rena leir Solør Bioenergi 20
Rena Rena Fjernvarme 3,5
Fagernes Valdres Biovarme 5
Beitostølen Stølslie Biovarme 3,5
Flere steder Oplandske Bioenergi 41
Fjernvarmeutbyggingen er i stor grad basert på utnyttelse av lokalt produsert og CO2-
nøytral bioenergi fra pellets, flis, rivningsvirke og øvrig skogsavfall samt noe avfallsfor-
brenning.
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.
En vedtatt målformulering fra Eidsiva Bioenergi er å nå en produksjon på 1 TWh
bioenergi i løpet av de nærmeste årene.
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 i 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 2015 bygd ut henholdsvis 2,5 og 6,2 TWh vannkraft – noe som utgjør om
lag 1,9 og 4,8 % av landets samlede vannkraftproduksjon (Kilde: NVE3).
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 89 og 59 % 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
300 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 300 kV-ledningen nordover fra Øvre Vinstra via Vågåmo og
videre til Aura og Trøndelag utgjør foreløpig den eneste sentralnettsforbindelsen på 300
kV-nivå mellom Sør- og Midt-Norge.
300 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 300 kV, 132 kV og 66 kV som krysser grensene til
utredningsområdet:
300 kV Vågåmo-Aura (S-nett)
300 kV Vang–Minne (S-nett)
300 kV Fåberg–Røykås (S-nett)
300 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 (S-nett)
66 kV Tangen–Minne
66 kV Kvisler–Nord-Odal–Minne
66 kV Tynset-Tolga-Os-Røros
Mellomriksforbindelsen Charlottenberg-Eidskog ble etablert i 1986 for å oppnå tosidig
forsyning for Eidskog (og Charlottenberg), samt for å kunne foreta systematisk kraftut-
veksling 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 1.1.1993 ble 132 kV-forbindelsen
Minne–riksgrensen utleid til sentralnettet. Det er søkt NVE om omdefinering av
3 https://www.nve.no/media/2384/vannkraftpotensial-fylker-2015.pdf
forbindelsen til regionalnett, men søknaden behandles ikke før endringer i Energiloven
som følge av EU-regler trer i kraft.
Den andre mellomriksforbindelsen i utredningsområdet er Lutufallet–Höljes.
Overføringsevnen her er begrenset av 132/66 kV-transformatoren i Lutufallet (50 MVA)
samt 66 kV-linjene Lutufallet-Nybergsund (FeAl 120) og Lutufallet-Løvbergsmoen (FeAl
70). 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.
Teknisk tilstandsbeskrivelse
Generelt er tilstanden til anleggene å betrakte som gode. Innlandsklimaet er relativt
snilt, og det bidrar ikke til forsert aldring av komponentene. Transformatorenes
normalbelastning er lavere enn nominell ytelse, og dette gjør at tilstanden normalt vil
være bedre enn det som er å forvente utfra alder.
Klimaforholdene i Hedmark og Oppland varierer mellom sørlige og nordlige deler av
området, men generelt er det gode forhold for nettdrift innenfor utredningsområdet.
Spesielt i nordlige deler, som har skog med lav bonitet, er det ikke klimatiske forhold
som påvirker tilstanden i negativ retning.
Tilstanden til komponentene som inngår i områder beskrevet under kritiske
feilsituasjoner er å betrakte som gode. Komponentene kan betraktes som like gode eller
bedre enn det alderen skulle tilsi.
Innenfor utredningsområdet er det fire kabler definert som sjøkabler. Kablene i
hovedløpet over Mjøsa er ikke kritiske for forsyningssikkerheten, men etter havari på en
av fasene sommeren 2013 har det vært nødvendig med spesialregulering for
kraftproduksjonen i Valdres i perioder.
Det ble gjort en tilstandsvurdering av kablene i 2008. Kablene ble fotografert, og bildene
viser at det er enkelte svake punkt langs kabelen. Blant annet ligger kabelen mellom
Gjøvik og Nes (hovedløpet i Mjøsa) inntil en raskant som bidrar til styrkereduksjon av
kabelkappa. I mottatt konsesjon for Mjøsstranda transformatorstasjon er nye kabler over
hovedløpet i Mjøsa inkludert. Endelig konsesjon ble mottatt i slutten av mai 2014, og
med det er prosessen med å erstatte eksisterende kabler over Mjøsa satt i gang.
Forbindelsen over Furnesfjorden (mellom Nes og Furnes) ble vurdert samtidig med
kablene over hovedløpet, og tilstanden er vurdert til å være tilfredsstillende. Begge
kabelstrekningene består av to kabelsett. Ved feil på det ene kabelsettet, er det fortsatt
forbindelse over Mjøsa, men med noe redusert kapasitet.
Regionale overføringsforhold
På bakgrunn av områdets tilknytning til 300 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
4.2.3.1 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 300 kV i Vardal og Minne.
Hadelandsnettet, med 300 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
distribusjonsnettselskapene. 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 transformator-
stasjonene langs ledningen har derfor tosidig innmating. Alle kraftstasjoner har transfor-
mering 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
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 300 kV-nettet i Vang, Minne og Vardal. Doble samle-
skinner 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 120-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 produksjonsfrakobling som
systemvern i dette nettet.
På Hadeland er det noe lokalproduksjon som med 132 kV-nettet mellom de to 300 kV-
stasjonene Hadeland og Ringerike erfaringsmessig gir en god driftssikkerhet.
Behov/problemer
Jaren
Jaren transformatorstasjon er ensidig forsynt fra Hadeland på 132 kV med delvis reserve
på underliggende nett. Av den grunn er det tidligere utredede prosjektet Jaren-Fall
fortsatt aktuelt. Dersom det viser seg at forbindelsen Jaren-Fall ikke gir så stor effekt for
Valdresnettet, vil det bli utredet tiltak mot Buskerudnettet eller andre lokale tiltak i
stedet.
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 kV-samleskinner 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.
Forsyningen til Etnedal er også sårbar over en lang 22 kV radial fra Bagn kraftverk. En
innmating til kommunen fra nevnte Skrautvål transformatorstasjon vil være en
nødvendig innmatingsforsterkning for å redusere spenningsfall og sårbarhet.
Det ble gitt konsesjon til i å bygge Skrautvål transformatorstasjon, og denne ble idriftsatt
vinter 2016.
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.
Det er gitt konsesjon til bygging av ny transformatorstasjon nord i Gjøvik, Mjøsstranda
transformatorstasjon. Investeringsbeslutning for bygging er tatt og det forventes
oppstart i løpet av 2016.
Sør-Aurdal
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 kV-tilknytning 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.
Ylja kraftverk – Vang kommune
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). Det er forventet en betydelig lastøkning som følge av hytte- og veibygging.
Eidsiva Nett har mottatt konsesjon for 20 MVA 132/22 kV transformering i Ylja
transformatorstasjon. Forventet ferdigstillelse er senhøsten 2016.
I tillegg er det konsesjonssøkt mange kraftverk i Vang kommune. Dette kan medføre
behov for ytterligere transformatorkapasitet i området dersom alle blir realisert.
Åbjøraledningsanlegget
Den eldste av parallelledningene mellom Åbjøra og Gjøvik er 65 år gammel og har
tverrsnitt FeAl120. Parallellinja har condortverrsnitt og er ca. 10 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 til-
svarende ca. 12 Mkr i 2010 – noe mindre i 2011). Dette i kombinasjon med anleggets
alder og Statnetts planer om nytt sentralnettspunkt er bakgrunnen til behovet for en
større nettanalyse for Valdresområdet. Dette arbeidet er påbegynt, men ikke sluttført
innenfor fristen for KSU 2016.
4.2.3.2 Gudbrandsdalen – område 2
66 kV-nettet er begrenset til Gudbrandsdalen med forankring i 300 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
Nettilknytning av ny produksjon
Det er gjennomført en nettanalyse for å finne optimal nettstruktur for tilknytning av
planlagte nye kraftverker i Otta og Lågen i Nord-Gudbrandsdalen. Produksjonen ved
Rosten og Nedre Otta tilknyttes 132 kV under Vågåmo.
Ringebu og Rybakken
Transformeringskapasiteten i Ringebu og Rybakken er tilnærmet fullt utnyttet. Det er gitt
konsesjoner for økt transformatorkapasitet, og prosjektene forventes gjennomført høsten
2016.
Gausdal - Skei
For forsyning av økt belastning som følge av byggeaktiviteten i hytteområdet Skei i
Gausdal er det gjennomført en utredning. Resultatet fra utredningen tilsier at området
fortsatt forsynes på 22 kV. Det blir igangsatt forsterkninger i 22 kV nettet under Engjom
transformatorstasjon.
4.2.3.3 Nord-Østerdalen – område 3A
Området som helhet har med Rendalen kraftverk, som er direkte knyttet til 300 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 50 og
lengde ca. 45 km. Realistisk overføringsevne på denne ledningen er 15-20 MVA.
Lastuttaket i Reitan er ca. 6 MW. Dimensjonerende vinterproduksjon i kraftverkene
Kuråsfossen 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 30 MW. Kapasiteten på 66 kV-linjene nord for Tynset ligger på omtrent det dobbelte
av aktuell tunglast, begrunnet i termisk kapasitet for faseliner. Tidligere prognosert
forbruksvekst ville ha medført spenningsproblemer omkring stadium 2010, 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
6.2.22.
Når det gjelder tiltak for å oppnå tosidig forsyning til dette området, har det vært vurdert
ny 132 kV-forbindelse 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 300 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. Røros er en del av Sør-Trøndelag og vurdering av N-1 finnes i
utredningen for det KSU-området.
Sollia – 66 kV-forsyning og transformeringsbehov
66 kV-ledningen Nedre Vinstra-Sollia-Alvdal ble bygget i slutten av 50-åra og starten av
60-åra. I normal drift forsynes Sollia via Alvdal fra Savalen. Strekningen Sollia-Nedre
Vinstra har hovedsakelig funksjon som reserveforsyning. Hele ledningen består av FeAl
50 og FeAl 70, 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 vurderes
derfor å rive strekningen Sollia-Nedre Vinstra når driftskostnadene overstiger
nytteverdien i form av reduserte KILE-kostnader ved tosidig forsyning.
Transformering i Rendalen
Det er nødvendig med utskifting av treviklingstransformatoren i Rendalen for å få
mulighet for spenningsregulering. Det var gitt konsesjon for utskiftingen i forbindelse
med realisering av vindkraft i Engerdal, men kraftutbyggingen fikk konsesjonsavslag fra
OED. Det må derfor utarbeides nye planer for utskifting av transformatoren. Dette
arbeidet er påbegynt.
4.2.3.4 Sør-Østerdalen – område 3B
Behov/problemer
Forsyningssikkerhet i Trysil/Engerdal
I Lutufallet er det installert en 50 MVA transformator for tilkobling av 132 kV-ledningen
mot Höljes i Sverige (direktejordet 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.
Forbindelsen mellom Lutufallet og Løvbergsmoen er tidligere vurdert revet når teknisk
levetid er utløpt. Nå er det konsesjonssøkt et vindkraftverk, Kjølberget, langs linja. Det
vil derfor måtte gjøres en vurdering av hva som skal gjøres i området når det blir klart
hva som blir bygd ut av ny produksjon i Østerdalen.
Reserveforsyning for Koppang og Rena
Forbindelsen Koppang-Rødsmoen er gammel og har lite tverrsnitt (FeAl 50/70). Uten
denne linja vil Koppang kun ha ensidig forsyning fra Rendalen. I Rena-området (søndre
del av Åmot kommune) er også reserveforholdene i 66 kV-nettet dårlig. Det er
kapasitetsbegrensninger i tunglast slik at forsyningen til en viss grad er avhengig av 66
kV-ledningen 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.
Første seksjon av Rødsmoen-Koppang er ferdig reinvestert, nærmere bestemt mellom
Rødsmoen og Furuset. Det var seksjonen med lavest kapasitet som er reinvestert
(FeAl35).
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 2005 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.
I forbindelse med byggingen av «nye» Elverum trafostasjon ble 66kV-linja Rena –
Elverum – Løvbergsmoen lagt utenom Elverum. Det har lenge vært kjent at det nye
driftsbildet er mer sårbart og at konsekvensene ved ulike typer feil ville bli større. Med
det som bakgrunn er det meldt inn behov for at linja fra Rena føres inn i Løvbergsmoen
og videre fra Løvbergsmoen til Lutufallet, med fullverdige effektbryterfelt med vern i
Løvbergsmoen. Inntil denne ombyggingen er ferdig må nettet driftes mest mulig
optimalt. Nettet driftes nå, som resultat av omleggingen, med et delingspunkt mellom
Lutufallet og Nybergsund. Arbeidet med å planlegge endring i Løvbergsmoen er i gang.
4.2.3.5 Solør-Odal/Glåmdal – område 4
Behov/problemer
Reserveforsyning
Innen regionen er det to 66 kV-transformatorstasjoner med kun ensidig mating. Her
finnes delvis reserve i 22 kV-nettet, samt en del lokal produksjon. Dette gjelder
Sønsterud ved Åsnes, samt Norsenga ved Kongsvinger. 66 kV-ledningen fra Kongsvinger
transformatorstasjon til Norsenga går gjennom byområder i Kongsvinger med
underliggende 22 kV. Denne forbindelsen er underlagt dispensasjon fra DSB, og må
bygges om i løpet av 2019 – se kapittel 6.2.21.
Dersom 132/66 kV transformatoren i Åsnes faller ut er det i tunglast umulig å forsyne
hele Solør fra Minne uten for store spenningsfall.
Det er gjennomført en utredning for å se på nettstrukturen og fremtidig spenningsnivå i
området. Rapporten konkluderer med at det er gunstig på sikt å bygge om til 132 kV i
hele området med få unntak. Dette er beskrevet i egen rapport.
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 1950) at det må utarbeides en plan for framtidig forsyning
av kommunen når levetida på disse ledningene er nådd. Dette er omtalt i egen rapport
som også omtalt foran.
4.2.3.6 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. Dette er omtalt senere i utredningen.
Videre har Jernbaneverket meldt inn behov for effekt sør i kommunen uten at planene er
ytterligere konkretisert. Behovet må avklares før tiltak iverksettes.
Kritiske feilsituasjoner og oppsummering av utfordringer
Det er flere forhold som spiller inn på om en feilsituasjon er å betrakte som kritisk eller
ikke, blant annet redundans i transformatorkapasitet, tosidig mating på linje/kabelnettet
og kapasitet i underliggende nett. I Hedmark og Oppland er det generelt god dekning
kapasitetsmessig, men det er et område som peker seg spesielt ut, og dette er Nord-
Østerdalen. Forbindelsen mellom Savalen og Tynset er viktig for forsyningen nordover
mot Tolga og Os. Ved feil her vil det ikke være kapasitet til å forsyne Os, Tolga og Tynset
fra nord. Årsaken er mangelfull kapasitet på forbindelsen Nea-Reitan-Røros. Det samme
gjelder ved feil på 132/66 kV-transformator i Tynset. Med utgangspunkt i måleverdier fra
de siste årene er belastningen i hele området fra og med Tynset over 36 MW (20 %
overlast) i vel 700 av årets 8760 timer. Omtrent like mange timer var lasten i Tolga, Os
og Røros (produksjonsunderskuddet) over 21,7 MW som er 20 % overlast på 18 MVA
mobil reservetransformator.
Som nevnt er det også utfordringer med forsyningen til Solør i tunglast dersom 132/66
kV transformatoren i Åsnes faller ut.
I de aller fleste tilfellene kan forsyningen opprettholdes gjennom forsyning på
underliggende nett. Det er på 66 kV dette i hovedsak gjelder. Dersom det ikke er
kapasitet i underliggende nett, finnes det en reservetransformator som står klar på
henger. Det er ved transformatorfeil mulig å gjenopprette strømforsyningen i løpet av et
døgn sommerstid og i verste fall 2-3 døgn vinterstid. Det samme vil gjelde ved linjefeil.
Ved kabelfeil må det påregnes lengre reparasjonstid, men det er ingen områder som
forsynes ensidig av kabel uten kapasitet i underliggende nett. I tillegg er det utarbeidet
en plan for frigjøring i transformatorer i visse deler av året for bruk andre steder i nettet.
Forbrukerfleksibilitet
I utredningsområdet er det en del kunder som tarifferes utfra fleksibelt forbruk. Denne
type tariff tilbys større anlegg med uttak over 200 kW. Det finnes ulike nivåer på tariffen
avhengig av om utkobling av last gjøres momentant eller med varsel på 1,5 timer, og om
utkobling er av ubegrenset varighet eller maksimalt 2 timer. Det finnes kunder på denne
type tariff i både regionalnett, høyspent og lavspent distribusjonsnett.
De fleste kundene på denne type tariff ligger i distribusjonsnettet, men forventet
årsforbruk er omtrent det samme for kundene i regionalnett som i distribusjonsnettet.
Dette er ikke i bruk annet enn ved effektknapphet som kan oppstå i ulike typer
feilsituasjoner.
Omfanget er relativt begrenset og har lite å si for dimensjonering av nettet.
Resultater og kommentarer til lastflytberegningene for dagens nett
Beregningsresultatene for tunglastsituasjonen avdekker ingen kapasitetsproblemer av
betydning ut over de kapasitetsøkende prosjektene som er foreslått. Mye av investe-
ringsbehovene i regionalnettet er knyttet til leveringssikkerhet og sårbarhetsvurderinger.
I de prosjektene der begrunnelsen er behov for å forsyne vinterturistområder, vil det
generelt (for å redusere den økonomiske risikoen) ikke bli foretatt nettinvesterings-
beslutning før det foreligger konkrete utbyggingsvedtak.
Når det gjelder konsekvenser av kraftutbyggingsplaner, så betinger flere av disse
planene 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 pga. mindre spenningsfall), nettapsgevinst (spesielt om vinteren) og
stabilisering av spenningen med økt kortslutningseffekt og «stivere» nett.
4.2.6.1 Scenario Tunglast 2016
Basert på nettanalysene er det ingen utfordringer med termiske overføringsgrenser for
overføringer i tunglastsituasjonen. Utfordringene knyttet til tunglastsituasjonen er
spenningsfall og høy belastning av utvalgte krafttransformatorer. Ringebu og Rybakken
er stasjoner med høy transformatorbelastning, og det er her iverksatt tiltak for økt
transformatorkapasitet – se kapittel 6.2.3. Nettanalysene illustrerer lav spenning i nettet
mot Trysil, og det skyldes en kombinasjon av spenningsfall i 132 kV nettet og ingen
mulighet for spenningsregulering 300 kV og 132 kV nivå i Rendalen.
4.2.6.2 Scenario Lettlast 2016
Nettanalysene indikerer utfordringer i lettlast knyttet til overføring av kraft ut av Valdres.
Dette er en problemstilling som er godt kjent. Den største flaskehalsen mht. kraft ut av
Valdres er forbindelsen Gjøvik – Nes, men overføringskapasiteten ut fra Dokka og
transformatorkapasiteten i Vardal er for liten. Nettkapasiteten ut av Valdres gjør at
kraftproduksjonen er begrenset i perioder.
Utover utfordringer i 132 kV nettet i Mjøsområdet knyttet til overføring av kraft ut av
Valdres er det ingen større utfordringer i lettlastsituasjon for regionalnettet i Hedmark og
Oppland.
Aldersfordeling luftlinjer og krafttransformatorer
Figur 4-1 – Aldersfordeling for luftlinjer
Figur 4-1 viser at en betydelig andel av 66 kV-ledningene har passert 50 år og omtrent
en tredjedel av 132 kV linjene er i gruppen 40-50 år. Denne aldersprofilen aktualiserer
bruk av metoder for å finne riktig reinvesteringstidspunkt ut fra tilstandskartlegging og
vedlikeholdskostnader.
Figur 4-2– Aldersfordeling for transformatorytelse
Fra Figur 4-2 sees det at den største gruppen med transformatorer har en alder mellom
30-40 år. I sum så består omtrent 12 % av det totale transformatorvolumet av enheter
eldre enn 50 år. Det vil 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 4-2 viser en oversikt over antall kilometer luftledninger og kabler som finnes i
nettet. I tallene er også rene produksjonsanlegg inkludert, blant annet de oppførte 4
kilometer med 300 kV kabel.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
> 50 år 40-50 år 30-40 år 20-30 år 10-20 år < 10 år
Luft
linje
r [k
m]
Aldersfordeling luftlinjer
66 kV
>=132 kV
0
100
200
300
400
500
600
700
800
> 50 år 40-50 år 30-40 år 20-30 år 10-20 år < 10 år
Tran
sfo
rmat
ytel
se [
MV
A]
Aldersfordeling transformatytelse ref. primærspenning (eks. gen.trafoer )
>=132 kV
66 kV
Tabell 4-2 – Nettstatistikk kabler og linjer
Komponent 66 kV [km] 132 kV [km] 300 kV [km]
Luftledning 1 148 1 163 149
Kabel 58 23 4
4.3 Oversikt over elektrisitetsproduksjon
Det er store variasjoner i produksjon mellom de ulike områdene i Hedmark og Oppland.
Figuren under viser nominell effekt, tilgjengelig vintereffekt og årsproduksjon. Kraftverk
direkte til sentralnettet er ikke tatt med.
Figur 4-3 – Produksjon i de forskjellige områdene i Hedmark og Oppland
Sum V-Oppland
SumGudbrandsd
alen
SumØsterdalen
Glåmdal-Solør-Odal +Hedemarken
Nom. Eff. [MW] 579,9 947,2 386,9 59,7
Påregn. vintereff [MW] 536,4 787,9 292,1 30,4
Årsprod. [GWh] 2280,7 4337,7 1921,1 358,5
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
[GW
h]
[MW
]
Produksjonsressurser områdevis
4.4 Statistikk for elektrisitetsforbruk
Figur 4-4 – Årlig effektregistrering, ikke temperaturkorrigert
Figuren ovenfor viser utviklingen av maksimaleffekt de siste 10 år. Vintersesongen
2009/2010 hadde temperaturer som nærmet seg det som har vært definert som 5 års
returtemperatur.
Figur 4-5, som framstiller årsforbruket (ukorrigert), viser en tilsynelatende stagnasjon
fram til året 2010 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 10 år at det er valgt å temperatur-
korrigere forbruket.
Figur 4-5 – Energiforbruket fordelt på områder
Ti. 921.1.0
4
Ti.93.3.05
Ti. 96.3.06
Ti. 925.1.0
7
Ti. 919.12.
07
Ti. 912.2.0
9
Ti. 98.1.10
Ti. 93.12.1
0
Ti. 103.2.12
Ti. 923.1.1
3
Ti. 913.1.1
4
Ti. 95.2.15
Vest-Oppland 482 505 496 486 513 528 578 532 533 555 479 478
Gudbr.dalen 274 304 300 303 303 317 363 352 333 345 311 293
Hedemarken 289 301 296 309 315 337 348 337 325 328 299 289
Solør-Odal 184 185 182 187 190 195 218 195 197 206 187 193
Østerdalen 225 222 221 221 226 237 266 259 247 258 232 211
Sum 1453 1516 1496 1506 1548 1613 1773 1676 1634 1692 1508 1464
0
300
600
900
1200
1500
1800[M
W]
Målt effektforbruk områdevis
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Vest-Oppland 2345 2408 2460 2415 2571 2317 2369 2329 2001 2017
Gudbr.dalen 1459 1498 1517 1544 1670 1477 1539 1561 1428 1419
Hedemarken 1333 1366 1401 1419 1488 1361 1409 1421 1332 1342
Solør-Odal 841 749 743 758 829 744 762 768 680 667
Østerdalen 1026 1052 1064 1086 1151 1032 1017 1029 946 891
Sum 7004 7072 7185 7223 7708 6932 7096 7109 6385 6334
01 0002 0003 0004 0005 0006 0007 0008 000
[GW
h]
Målt energiforbruk områdevis
4.5 Driftsforhold av betydning for utnyttelse av dagens kraftsystem
Overførings- og transformeringskapasiteter – begrensninger i aktuelle
feilsituasjoner
4.5.1.1 Innmatings- og overføringskapasitet fra sentralnettet
Transformeringskapasitet fra 300 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 transfor-
matoren i Vardal. I tillegg til transformeringen i utvekslingspunktene med sentralnettet,
har regionalnettet også forbindelser til Sør-Trøndelag via 132 kV-ledningen Savalen-
Ulset-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
6.2.8) påpekt at transformeringskapasiteten 300/132 kV i Vågåmo vil kunne bli en
begrensning for å unngå produksjonstap.
4.5.1.2 Generell kapasitet i regionalnettet knyttet til ny produksjonsinnmating i
distribusjonsnettet
I NVEs kartlegging av potensial for småkraft er det Stor-Elvdal og Vang kommuner samt
nord i Gudbrandsdalen at det største potensialet er. Det er i Stor-Elvdal og Vang at det
vil være behov for å øke nettkapasiteten dersom alt potensialet blir utnyttet. For øvrig vil
utbygging av ny produksjon i Valdres gi høyere marginaltap da regionalnettet er
produksjonsdimensjonert.
Dersom vindkraftprosjektene blir realisert vil dette legge føringer for tilgjengelig
nettkapasitet i regionalnettet.
4.5.1.3 Driftssikkerhet
Med driftssikkerhet menes kraftsystemets evne til å motstå hendelser (utfall av ledninger
med mer).
I utredningsområdet har nær sagt alle 132 kV transformatorstasjoner tosidig
linjetilknytning. Unntak fra dette er 132 kV-nettet øverst i Valdres, nord og vest for
Åbjøra, der nettet har en radiell struktur. Her vil forsyningssikkerheten for 22 kV
distribusjonsnettet ivaretas ved at noen av kraftverkene kan kjøre i isolert separatdrift. I
tillegg er Leiret trafostasjon i Elverum, ensidig tilknyttet 132 kV linjenettet på en T-
avgrening. Med noen unntak har de fleste 66 kV stasjonene tosidig mating.
Noen av transformatorstasjonene har kun en transformator med varierende reserve i
underliggende nett. Ved havari baseres driftssikkerheten på transport av mobile enheter.
Det er generelt varierende reserve i underliggende 11/22 kV-nett.
Regionalnettet i Nord-Østerdal er normalt driftet i radiell drift, med dele mellom
Kuråsfossen og Reitan. Ved feil mellom Savalen, Tynset, Tolga eller Os i tunglast klarer
nettet fra Nea og sørover kun å dekke opp lasta frem til og med Røros. Planlagte
revisjoner som berører forbindelsen Savalen-Tynset forutsetter forsyning av Tynset,
Tolga og Os fra nord. Dette kan kun gjennomføres i lavlast og forutsetter produksjon i
Kuråsfossen og Røstefossen. Pga. krav til konsesjonsvannføring vil det si etter 16.juni.
66 kV-nettet i Gudbrandsdalen er drevet som radialnett i normalsituasjoner, men kan
uten vesentlige problemer drives i kortvarig ringdrift via 300 kV-nettet for å oppnå
avbruddsfrie omkoblinger. Det er imidlertid viktig at spenningsforholdene i de enkelte
innmatingsstasjonene er mest mulig lik for å unngå for høy reaktiv flyt. Videre må
reléplanene være forberedt for ringdrift. Det er også en forutsetning at 300 kV-
forbindelsen Vågåmo-Øvre Vinstra-Fåberg ligger sammenkoblet. Imidlertid er det ikke
datarapporteringsrutiner og nettavregningsprinsipper i sentralnettet tilpasset slik ringdrift
der flere r-nettariffområder er berørt.
Normal deling av nettet er i Heggerusten mot Bolongen, i Ringebu mot Tretten og
Engjom mot T-avgreining Musdalslien på linje Tretten-Rybakken. De aktuelle
bryterbetjeninger kan foretas fra eiernes driftssentraler. Det er derfor mulighet for raske
omkoblinger ved situasjoner som tilsier endringer av innmatingsretning.
5 Framtidige overføringsforhold
I hovedrapporten skal alle forventede nettinvesteringer med alternativer beskrives og
begrunnes med bakgrunn i mulige utviklinger i behov for overføringskapasitet. Forventede
investeringer i sentralnettet som er relevant for det regionale utredningsområdet skal
beskrives.
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. Nettplan Stor-Oslo berører søndre deler
av Hedmark og Oppland med sentralnettspunktene Roa, Vardal, Minne, Vang og Fåberg
inkludert spenningsoppgradering av to 300 kV sentralnettledninger og sanering av en
ledning. Til en viss grad kan enkelte fremtidsbilder påvirke overføringsbehovet mellom
Trøndelag og Østlandet der den mest sannsynlige traseen går gjennom Gudbrandsdalen,
men gjeldende sentralnettutredning 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.
Det er også registrert en betydelig økende interesse for vindkraftutbygging.
Begrunnelsen er i stor grad knyttet til økonomiske støtteordninger («grønne
sertifikater»).
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
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.
Dette ligger til grunn uavhengig av om hvorvidt det blir bygd ut ny fornybar produksjon i
Innlandet. Beskrivelse av scenariene som er utgangspunkt for lastflytberegningene
beskrives i kapittel 5.4.
5.1 Kraftutbyggingsprosjekter i Hedmark og Oppland
Vannkraftverk
Tabellene nedenfor angir status for vannkraftprosjekter i Oppland og Hedmark.
Oversikten er hentet fra NVEs oversikt over konsesjonssøkte kraftverk. Her er det tatt
med avslåtte søknader etter 1/1-11.
Tabell 5-1 – Vannkraftprosjekter i Oppland (Kilde: nve.no pr. januar 2016)
Prosjektnavn Tiltakshaver Kommune /
tilknytnings-
punkt i r-
nettet
Effekt
[MW]
Produksjon
[GWh]
Status Merknad
Vinsteren OK Øystre Slidre 2,30 10,00 Unntatt
konsesjons-
prosess
Utsatt inntil videre
Ala Skagerak
Kraft AS
Vang 5,98 15,10 Søknader
Gipa Norsk
Grønnkraft AS
Vang 2,70 5,70 Søknader
Føssaberge Clemens
Kraftverk AS
Vang 3,60 18,70 Søknader
Sundheimselvi Nord-Aurdal 9,10 24,10 Søknader
Ryfoss Clemens
Kraftverk AS
Vestre Slidre 5,08 25,12 Søknader
Rådåe Norsk
Grønnkraft AS
Dovre 1,90 5,30 Søknader
Rysna Rysna Kraft
SUS
Vang 3,48 9,22 Søknader
Storefoss VEAS Øystre Slidre 2,00 6,20 Søknader
Graffer Fjellkraft AS Lom 4,50 11,40 Søknader
Komperudelva VOKKS Kraft
AS
Søndre Land 1,90 5,00 Søknader
Vinda Skagerak
Kraft AS
Øystre Slidre 16,00 50,00 Søknader
Fossåa Fossåa 1K AS Sør-Fron 8,00 23,30 Søknader
Prosjektnavn Tiltakshaver Kommune /
tilknytnings-
punkt i r-
nettet
Effekt
[MW]
Produksjon
[GWh]
Status Merknad
Vismunda Clemens
Kraftverk AS
Gjøvik 2,80 7,15 Henlagt/
trukket
Kåja Kåja Kraft DA Nord-Fron/
Vinstra
39,00 141,00 Henlagt/
trukket
Nedre Otta Eidefoss/OK Sel 94,80 352,00 Gitt konsesjon Forventet i drift Q2
2020
Øvre Vinstra OK Nord-Fron 30,00 146,00 Gitt konsesjon Økt slukeevne. 2015-
16
Kvernåi Norsk
Grønnkraft AS
Lesja 3,00 7,10 Gitt konsesjon
Ula Ula Kraft AS Sel 4,70 12,50 Gitt konsesjon
Hinøgla OK Nord-Fron 3,20 12,50 Gitt konsesjon Utsatt inntil videre
Rosten OE/Eidefoss Sel 80,00 177,00 Gitt konsesjon Forventet i drift Q2
2018
Åkvisla GE Øyer 3,60 11,10 Gitt konsesjon Oppstart sommer
2016
Smådøla AS Eidefoss Lom 13,70 43,80 Gitt konsesjon Er i drift
Minikraftverk i
Måråi
Måråe
kraftverk SUS
Skjåk 0,68 1,50 Gitt konsesjon
Ryddøla Ryddøla
kraftverk AS
Dovre 3,40 9,20 Gitt konsesjon Er i drift
Fossbråten Fossbråten
kraftverk SUS
Nord-Aurdal 2,90 7,80 Gitt konsesjon
Valåi Småkraft AS Lesja 2,90 4,50 Gitt konsesjon 2014-15
Kvitvella
Electrisitetsve
rk i
Kvitvellafosse
n
Kvitvella
Electrisitetsver
k AS
Nord-Aurdal 1,55 5,00 Gitt konsesjon
Harpefossen OK Sør-Fron 25,00 Endring
innenfor
konsesjon
2015-16
Ygna Ygna Kraft
SUS
Øystre Slidre 1,15 4,10 Avslått
Rødøla Småkraft AS Vang 0,99 4,15 Avslått
Bjørdøla Småkraft AS Vang 0,99 3,28 Avslått
Mjølkedøla Norsk
Grønnkraft AS
Vang 2,60 7,70 Avslått
Nørdre Juva Nørdre Juva
kraftverk AS
Skjåk
1,35 4,40
Avslått
Mosåa Fjellkraft AS Øyer 5,00 12,70 Avslått
Brynsåa Fjellkraft AS Øyer 2,80 6,80 Avslått
Prosjektnavn Tiltakshaver Kommune /
tilknytnings-
punkt i r-
nettet
Effekt
[MW]
Produksjon
[GWh]
Status Merknad
Frya Småkraft AS Sør-Fron 0,99 4,47 Avslått
Øla Knut Kirknes Nord-Fron 1,50 4,50 Avslått
Skåbyggja Clemens
Kraftverk AS
Nord-Fron
4,35 10,30
Avslått
Einbugga Fallrettslaget i
Einbugga
Dovre
7,30 15,20
Avslått
Kjøljua VOKKS Kraft
AS
Nordre Land
2,80 7,30
Avslått
Benna Fjellkraft AS Gausdal 0,99 5,90 Avslått
Randsverk Langmorkje
Almenning
Vågå
0,71 2,13
Avslått
Fagerliåe Fjellkraft AS Sel 5,00 14,50 Avslått
Skjerungsåa Leif Arne
Storrustløkken
Sel
1,70 6,50
Avslått
Vulu Øvre Otta DA Skjåk 9,00 25,40 Avslått
Tabell 5-2 – Vannkraftprosjekter i Hedmark (Kilde: nve.no pr januar 2016)
Prosjektnavn Tiltakshaver Kommune /
tilknytningspunkt i
r-nettet
Effekt
[MW]
Produksjon
[GWh]
Status Merknad
Deia Blåfall AS Åmot/Osa 5,30 12,80 Avslått
Riva ØKAS Tynset/Tynset 2,00 4,90 Gitt konsesjon
Hovda Blåfall AS Stor-
Elvdal/Rødsmoen
3,60 10,90 Gitt konsesjon Påklaget
Nøra Blåfall AS Os 4,40 13,30 Gitt konsesjon Påklaget
Økt overføring
fra Glomma
v/Høgegga til
Rena
GLB Rendalen 1,60 24,80 Gitt konsesjon
Hofoss Bygdekraft AS Kongsvinger 2,70 6,76 Søknad
Hira Mathiesen-Atna
AS
Stor-Elvdal 0,70 3,60 Avslått Påklaget
Rogna Kiær Mykleby Stor-Elvdal 1,90 5,70 Henlagt/trukket
sak
Tolga OK Tolga 43,00 199,00 Søknad Forventet i drift
2020
Folla Folldal 3,50 11,50 Avslått
Renåa Renåfallet
fallrettighetslag
Rendalen 2,00 7,80 Avslått
Storbekken Storbekken
kraftverkk SUS
Alvdal 2,00 5,90 Gitt konsesjon
Prosjektnavn Tiltakshaver Kommune /
tilknytningspunkt i
r-nettet
Effekt
[MW]
Produksjon
[GWh]
Status Merknad
Braskeidfoss EVk Våler 18,00 170,00 Gitt konsesjon
Sølna ØKAS Alvdal 5,25 15,70 Gitt konsesjon Forventet i drift
2018
Neta Neta kraftverk
AS
Stor-Elvdal/Furuset
(ikke bygd enda)
2,00 6,10 Gitt konsesjon
Søkkunda Kiær Mykleby Stor-Elvdal/Furuset
(ikke bygd enda)
10,00 25,00 Gitt konsesjon Forventet i drift
2018
Nye Einunna ØKAS/OK Folldal 20,00 48,00 Gitt konsesjon
Søre Bjøråa Stor-Elvdal
Kommuneskoger
KF
Stor-Elvdal 4,00 9,50 Avslått
Neka Gjermund Broen Rendalen 0,99 8,20 Avslått
Oppsummert gir dette følgende mulig ny vannkraftproduksjon i Hedmark og Oppland:
Tabell 5-3 – Potensielt ny vannkraftproduksjon i Hedmark og Oppland
Fylke Melding + søknad Gitt konsesjon
Installert
effekt [MW]
Forventet
produksjon
[GWh]
Installert
effekt [MW]
Forventet
produksjon
[GWh]
Hedmark 45,7 205,8 68,9 324,6
Oppland 66,5 209,1 244,4 790,0
Sum 112,2 414,9 313,3 1114,6
5.1.1.1 Potensiale for småkraftverk
Generelt er det en interesse for bygging av private mini- og mikrokraftverk. Noen
prosjekter er allerede realisert, men med dagens kraftpriser er det større usikkerhet. NVE
utarbeidet i 2004 (NVE rapport 19/2004) en oversikt over potensial for småkraftverk. På
NVEs hjemmesider4 står det at det jobbes med en ny ressurskartlegging, men denne er
pr mai 2016 ikke publisert.
Prosjekter i vurderings- og planleggingsfasen er gjengitt i Tabell 5-1 og Tabell 5-2.
Summert for kraftverk med status «søknad» eller «gitt konsesjon» med ytelse mindre
enn 10 MW utgjør dette omkring 34 MW i Hedmark og 77 MW i Oppland – totalt ca. 345
GWh.
Vindkraftverk
I forbindelse med grønne sertifikater og mål om 13,2 TWh ny fornybar kraftproduksjon i
Norge, er det blitt aktuelt med vindkraft i Innlandet. Hvor mye som blir realisert er ennå
usikkert. Forventning om fortsatt lave kraftpriser gjør at det er usikkert om utbyggingene
blir realisert på tross av grønne sertifikater.
4 https://www.nve.no/energiforsyning-og-konsesjon/vannkraft/sma-kraftverk/ressurskartlegging-smaa-
vannkraftverk/
Tabell 5-4 – Vindkraftprosjekter i Hedmark
Prosjekt Tiltakshaver Kommune Effekt [MW] Energi [GWh] Status
Raskiftet Austri Vind Åmot/Trysil 112 370 Gitt konsesjon
Kjølberget Austri Vind Våler 40 100 Gitt konsesjon
Engerfjellet E.ON Nord-Odal 50 125 Gitt konsesjon
Songkjølen E.ON Nord-Odal 105 265 Gitt konsesjon
5.2 Planer for utbygging av alternativ energi
Området har ifølge offisiell statistikk en andel bioenergiforbruk på nærmere 20 % (1,9
TWh) av det stasjonære forbruket. Nasjonal andel er knapt 10 %. Med en andel
avvirkning av rundtømmer på over 40 % av det norske kvantumet på vel 8 millioner m3,
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:
200-300 GWh i Hedmark – Hamar, Kongsvinger, Trysil, Brumunddal, Rena og
Kirkenær.
200 GWh i Oppland – Gjøvik, Raufoss, Lillehammer og Lena.
Oversikt over eksisterende fjernvarmenett er beskrevet i kapittel 4.1. Under beskrives
utvikling for noen av områdene og konsesjonærer:
1) På Lillehammer pågår en utvikling av fjernvarmenettet. Energileveransen var i
2015 på 45 GWh. På slutten av 2013 ble biofyringsanlegget satt i drift med en
kapasitet på 12 MW supplert med gassfyring som reserve og spisslasteffekt.
2) Gjøvik: Eidsiva Bioenergi idriftsatte varmesentralen mot slutten av 2014. På
Gjøvik er det 12 MW biofyringskapasitet basert på returtreflis kombinert med
spisslast basert på bioolje og evt. pellets. I 2018 er målet en energileveranse på
60 GWh, nær en dobling fra 2015.
3) Oplandske Bioenergi: Dimensjonerende kapasitet i eksisterende anlegg på er
50 GWh, med en leveranse på 41 GWh i 2015. Det er planer om etablering av en
3 MW fliskjel, utvikling av fjernvarmenett og leveranse av 10 GWh prosessdamp
på Rudshøgda.
4) Trysil: Installert kjeleffekt for biobrensel ble utvidet til 12,5 MW ved installasjon
av ny fyrkjel som benytter fuktig sagflis i 2013. Anlegget er dimensjonert for å
levere i overkant av 50 GWh uten vesentlig innslag av fossile brensler og vil ha
kapasitet til videre utbygging.
5) Hamar: Utviklingen av fjernvarmenettet på Hamar fortsetter med tilkoblinger mot
Nydal i Ringsaker kommune, forlengelse av nettet på Hamar vest, på Midtstranda
i Hamar sammen med generell fortetting av kunder i nettet. Etter idriftsetting av
Trehørningen forbrenningsanlegg er det en samlet termisk effekt på 72 MW i
Hamar. I 2016 ble en akkumulatortank satt i drift på Trehørningen for å øke
utnyttelsesgraden.
6) På Kongsvinger er fjernvarmeanleggene på begge sider av Glomma forbundet og
det er samlet installert effekt tilsvarende 15 MW termisk energi. Det vil etableres
nye rørtraseer og kundeoppkoblinger i den nærmeste tiden og energiforsyning i
2016 forventes å være ca. 27 GWh.
7) På Flisa er det installert et flisfyringsanlegg som leverer ca. 7 GWh.
8) I Elverum er det en energileveranse i størrelsesorden 40-50 GWh i et normalår.
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
regionalnettpunkter gir det områdeverdier i kommende 20-årsperiode som illustrert i
Figur 5-1. Den viser en gjennomsnittlig årlig økning på ca. 2 %.
Figur 5-1 – Prognosert temperaturkorrigert effektforbruk
Tabell med detaljer for effektprognoser er gitt i vedlegg 8.2.
5.4 Nettanalyser av framtidig utvikling og behov
På bakgrunn av reelle prosjekter, scenarier og prognoser for produksjon og forbruk er
det gjennomført lastflytanalyser. I kapittel Feil! Fant ikke referansekilden. gis en
oversikt over aktuelle og nødvendige prosjekter i regionalnettet for å møte fremtidens
utfordringer.
6 Forventede tiltak og investeringsbehov
Det gis i dette avsnittet en oversikt over tiltak i regionalnettet som er under realisering,
planlegging eller vurdering. I kravene til KSU står det at det skal gjennomføres
samfunnsøkonomiske beregninger og vurderinger knyttet til flere alternativer per
prosjekt. Dette er søkt oppnådd så langt det lar seg gjøre, men for noen prosjekter er
dette ikke gjort på grunn av store usikkerheter eller at prosjektet er i en tidlig
vurderingsfase. Det er allikevel valgt å ta med prosjektene i utredningene for oversiktens
skyld og for at utredningen også kan brukes som et arbeidsverktøy i nettselskapene. Det
vil være behov for å gjøre ytterligere vurderinger og analyser knyttet til flere av
prosjektene. Dette vil da stå beskrevet på det enkelte prosjekt.
Prosjekter som har mottatt konsesjon er ikke så fyldig omtalt som fremtidige prosjekter
hvor konsesjon ikke er omsøkt.
6.1 Oppsummering – lastflytberegninger
Tabellen under gir en oversikt over forbruk og produksjon ved de forskjellige
lastflytscenariene. Som det fremgår av tallene kan det muligens bli et større behov for
0
500
1000
1500
2000
2500
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036
[MW
]
Temp.korrigert effektprognose
Østerdalen Solør-Odal Hedemarken Gudbr.dalen Vest-Oppland
økning i overføringskapasitet og transformatorkapasitet mot sentralnettet dersom det blir
en stor utbygging av ny fornybar produksjon.
Tabell 6-1 – Oppsummering av lastflytberegningene
Scenarier Forbruk
[MW]
Produksjon
[MW]
Nettap
[MW]
Effektbalanse
[MW]
Tunglast 2016 1703 1609 41 -94
Lettlast 2016 478 1521 31 1043
Lettlast 2021 478 2388 63 1910
Tunglast 2036 2598 1972 70 -626
6.2 Planer for oppgradering av elektriske anlegg og for nyanlegg
Tabell 6-2 er en oversikt over foreslåtte prosjekter der kostnadsanslaget gjelder kun
selve investeringen. Knytning mot scenarier er ikke tatt med i oversikten da prosjektene
som omfatter reinvestering ikke er modellert inn i lastflytmodellen, og prosjekter som er
knyttet til kraftproduksjon enten er modellert (ny produksjon) eller utelatt for å vise
behovene for tiltakene (eks. Mjøskabler, transformering mot S-nett).
For prosjekter hvor kostnader mangler, skyldes dette at omfanget er noe usikkert og
med det vanskelig å kostnadsfeste eller at prosjektet er i en tidlig utredningsfase og
dermed ikke vurdert ferdig.
Tabell 6-2 – Prosjekter i utredningsperioden
Nr Prosjekt Kons. Kost.
[Mkr] Startår
Prosjekt-
periode Merknad, begrunnelse Årsak
6.2.1 Raufoss industripark –
ombygging EN
Ca.
55 2015
2015-
2017
Leveringssikkerhet
(mottatt konsesjon) Tilstand, forbruk
6.2.2 Kirkenær transformatorstasjon EN 0,5 2016 2016
Tr.skift - alder, høye tap,
lav ytelse - i stedet for ny
trafo settes det inn trafo
fra gml Våler tr.stasjon -
forlenget levetid
Tilstand
6.2.3 Rybakken
transformatorstasjon GE 5 2016 2016
Tr.skift -
Belastningsøkning,
lev.sikkerhet
(konsesjonssøkt)
Forbruk
6.2.3 Ringebu transformatorstasjon GE 5 2016 2016
Tr.skift -
Belastningsøkning,
forsyningssikkerhet
(konsesjonssøkt)
Forbruk
6.2.4 Furuset transformatorstasjon EN 25 2016 2016-
2017
Småkraftutbygging
(under prosjektering) Ny produksjon
6.2.5 Ylja transformatorstasjon EN 32 2016 2016
Driftssikkerhet og
transformatorkapasitet
(under bygging)
Tilstand, forbruk
6.2.6 66 kV-linje Sandvold-Lunde-
Engjom EN 40 2016
2016-
2018
Reinvestering pga teknisk
tilstand (konsesjonssøkt) Tilstand
6.2.7
Mjøsstranda
transformatorstasjon med 132
kV-tilknytning
EN 140 2016 2016-
2019
Avbruddskostnader og
nettap (mottatt
konsesjon)
Forsyningssikkerhet
Nr Prosjekt Kons. Kost.
[Mkr] Startår
Prosjekt-
periode Merknad, begrunnelse Årsak
6.2.8 Nettilknytning av Rosten og
Nedre Otta kraftverk EF 70-80 2016
2016-
2019
Del av
kraftutbyggingsprosjekter
(mottatt konsesjon)
Ny produksjon
6.2.2 Sønsterud
transformatorstasjon EN 3 2017 2017
Tr.skift - alder,
problemer med lastkobler Tilstand
6.2.2 Rendalen transformatorstasjon EN 3,5 2017 2017 Tr.skift - alder, høye tap Tilstand
6.2.9 Spolekompensering i
Gudbrandsdalen GE 5 2017 2017
Økt spolekapasitet
(under utredning)
6.2.2 Kalvedalen
kraftverk/transformatorstasjon EVk/EN 10 2017 2017
Reinvestering
transformator pga
tilstand
Tilstand
6.2.10 66 kV Minne-Engerfjellet EN 20 2017 2017-
2018
Reinvestering av 66 kV
linje fra Minne mot Nord-
Odal ifm utbygging av
Engerfjellet vindkraftverk
(mottatt konsesjon)
Tilstand, ny
produksjon
6.2.11 Forsyning av Bjorli i Lesja
kommune EF 25 2017
2017-
2026 Belastningsøkning Forbruk
6.2.12 Tilknytning av småkraft i Vang
kommune EN/VE 30 2017 2017-20
Behov utløses dersom
omsøkte
småkraftprosjekter
realiseres
Ny produksjon
6.2.13 Nye Einunna kraftverk – 66
kV-linje fra Alvdal
ØKAS/
NØK/EN 30 2017
2017-
2019
Del av
kraftutbyggingsprosjekt
(mottatt konsesjon)
Ny produksjon
6.2.14 Tilknytning av Engerfjellet
vindkraftverk EN/E.ON 50 2017
2017-
2019 (mottatt konsesjon) Ny produksjon
6.2.15 Tilknytning av Raskiftet
vindkraftverk EN/AV 80 2017
2017-
2018
Inkl. Osmoen
koblingsstasjon (mottatt
konsesjon)
Ny produksjon
6.2.16 Tilknytning av Songkjølen
vindkraftverk EN/E.ON 90 2017
2017-
2019 (mottatt konsesjon) Ny produksjon
6.2.17 Mjøskabler - hovedløpet +
Furnesfjorden EN 120+ 2017
2017-
2021
Reinvestere kabler -
vurdere alternativer
Tilstand,
forsyningssikkerhet
6.2.18 132 kV Trysil-Nybergsund–
Lutufallet EN 15-50 2017
2017-
2020
Fullføring av forsterkning
etter tverrsnittsøkning.
Spenningsheving til 132
kV, inkludert tiltak i Trysil
transformatorstasjon pga
belastningsøkning (ikke
ferdig utredet)
Tilstand,
forsyningssikkerhet,
forbruk
6.2.2 Lunde transformatorstasjon EN 3 2018 2018 Tr.skift - 5 MVA - lav
ytelse Tilstand
6.2.2 Brumunddal
transformatorstasjon EN 3 2018 2018
Tr.skift - oljelekkasje
som er kostbar å gjøre
noe med
Tilstand
Nr Prosjekt Kons. Kost.
[Mkr] Startår
Prosjekt-
periode Merknad, begrunnelse Årsak
6.2.19 Ny 66 kV-ledning Bjørke-
Bekkelaget EN/SEAS 5 2018 2018-
Avbruddskostnader,
nettap Forsyningssikkerhet
6.2.20 Jaren transformatorstasjon HEN 6 2018 2018 Kapasitet, reserve,
leveringssikkerhet
Forbruk,
forsyningssikkerhet
6.2.21
66 kV Kongsvinger tr.stasjon -
Norsenga tr.stasjon -
"Byggebeltelinja"
EN 8-10 2018 2018-19
Reinvestering av
«Byggebeltelinja».
(konsesjonssøknad under
utarbeidelse)
Tilstand
6.2.22 Spenningsheving Tynset-
Tolga-Os-Røros EN/REV 10 2018
2018-
2019
Spenningsfall og nettap.
Ny produksjon -
bestemmende for
fremdrift (mottatt
konsesjon)
Forsyningssikkerhet,
ny produksjon
6.2.23 Os transformatorstasjon EN 10 2018 2018-20
Knyttet til
spenningsheving 66-132
kV. Ny transformator og
brytere (mottatt
konsesjon)
Forsyningssikkerhet,
ny produksjon
6.2.24 Tolga transformatorstasjon -
Flytting EN/EV 32 2018 2018-20
Knyttet til
kraftutbyggingsprosjekt
og spenningsheving 66-
132 kV (mottatt
konsesjon)
Forsyningssikkerhet,
ny produksjon
6.2.25 Tilknytning av Kjølberget
vindkraftverk EN/AV 50 2018
2018-
2020
Kjølberget (mottatt
konsesjon) Ny produksjon
6.2.26 Rendalen kraftverk og
transformatorstasjon EN 10-50 2018 2018
Transformatorskift
300/132 kV - manglende
reguleringsmuligheter.
Fremtidig løsning for hele
tr.stasjonen utredes.
Tilstand
6.2.2 Greften transformatorstasjon EN 3 2019 2019 Tr.skift - alder, lav ytelse Tilstand
6.2.27 Ny jernbaneomformerstasjon
Jessnes JBV/EN
200-
250 2019
2019-
2023
Kapasitetsbehov ifm
utbygging av
Dovrebanen.
Forbruk
6.2.2 Hunderfossen
transformatorstasjon EN 3 2020 2020 Tr.skift - alder, lav ytelse Tilstand
6.2.2 Lunde transformatorstasjon EN 3 2020 2020 Tr.skift - 12 MVA - alder,
høye tap, noe lav ytelse Tilstand
6.2.2 Viflat transformatorstasjon EN 3 2020 2020 Tr.skift - alder, høye tap,
lav ytelse Tilstand
6.2.28 Eid kraftverk – transformator
132/22 kV EN 30 2026 2026- Kraftutbygging, nettap Ny produksjon
6.2.29 66 kV Furuset -Koppang EN 35 2026 2026-
2027
Reinvestering pga.
teknisk tilstand, alder. Tilstand
6.2.30 132 kV-ledning Fall–Jaren EN/HEN 50 2026 2026- Bedre drift i
Valdresnettet
Forsyningssikkerhet,
tap
6.2.31 132 kV Åbjøra-Gjøvik EN 300 2026 2026- Reinvestering pga. nettap
og teknisk tilstand Tilstand, tap
Nr Prosjekt Kons. Kost.
[Mkr] Startår
Prosjekt-
periode Merknad, begrunnelse Årsak
6.2.32 Forsyning av Dombås og Lora EF 40-45 2026 2026- Teknisk tilstand, lev.
sikkerhet Forbruk, tilstand
6.2.33 Ny Fåvang
transformatorstasjon GE
Ca.
25 2026 2026-
Belastningsøkning,
forsyningssikkerhet Forbruk
6.2.34 Spenningsheving Solør og
Odal EN - -
Nettap,
leveringssikkerhet
Forsyningssikkerhet,
tap, tilstand
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 10-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.
Konsesjon på gjenstående reinvestering er mottatt og investeringsbeslutning er tatt.
Prosjektet er under gjennomføring.
Krafttransformatorer i Eidsiva Nett
Alderssammensetningen på krafttransformatorer tilsier at det er et behov for å
reinvestere i disse anleggene i årene fremover. I Eidsiva Nett er det over 110
krafttransformatorer og for å opprettholde en fornuftig gjennomsnittsalder bør det skiftes
noen hvert år. Det er standardisert på 20 MVA ytelse i EN dersom det ikke er behov for
større transformeringskapasitet.
Tabell 6-3 angir oversikt over nødvendige reinvesteringer av krafttransformatorer i ENs
regionalnettet.
Tabell 6-3 – Oversikt over reinvestering av krafttransformatorer i Eidsiva Nett
Stasjon Oppstartsår Kommentar
Kirkenær 2016 Alder, høye tap, lav ytelse - i stedet for ny transformator settes
det inn transformator fra gamle Våler transformatorstasjon i
stedet for en ny - forlenget levetid på eksisterende 66 kV-anlegg
– vil inngå i fremtidig 132 kV nett
Kalvedalen 2017 Transformatorskift - alder, problemer med trinnkobler. Felles
prosjekt med EVk.
Rendalen 2017 Transformatorskift - alder, høye tap
Avhenger av utredning rundt Rendalen
kraftverk/transformatorstasjon – se kapittel 6.2.26
Sønsterud 2017 Transformatorskift - alder, problemer med lastkobler
Lunde 2018 Transformatorskift – T1 5 MVA - lav ytelse
Brumunddal 2018 Transformatorskift - oljelekkasje som er kostbar å gjøre noe med
Greften 2019 Transformatorskift - alder, lav ytelse
Viflat 2020 Transformatorskift - alder, høye tap, lav ytelse
Hunderfossen 2020 Transformatorskift - alder, lav ytelse
Lunde 2020 Transformatorskift – T2 12 MVA - alder, høye tap, noe lav ytelse
Konsesjonsprosess vil bli igangsatt for den enkelte transformatorstasjonen etter hvert.
Krafttransformatorer i Gudbrandsdal Energi Nett
6.2.3.1 Rybakken transformatorstasjon
10 MVA transformator T1 fra 1979 er fullastet under topplast. Ny 20 MVA transformator
er planlagt i 2016.
Alternativet er å sette inn en transformator til på 10 MVA, men dette vil medføre behov
for ekstra bryterfelt, bygningsmessige endringer og flere komponenter som kan feile.
Dette vil ikke veie opp for lavere tap i en mindre transformator.
I tillegg vil det blant annet bli mer fleksibilitet i transformatorstasjonen med hensyn til
utkobling for drift og vedlikehold i lettlast.
Konsesjon er mottatt og prosjektet er planlagt gjennomført i løpet av høsten 2016.
6.2.3.2 Ringebu transformatorstasjon
Transformatorkapasiteten i Ringebu transformatorstasjon er på 30 MVA, 10 + 20 MVA.
Transformatorstasjonen forsynes blant annet Kvitfjell. Det har de siste ti årene vært en
økning i effekten fra 22 til over 27 MW, og det er dermed behov for å øke kapasiteten i
området.
Eksisterende 10 MVA transformator er fullastet, og det planlegges en kapasitetsøkning til
20 MVA. Dette henger sammen med utbygging i Kvitfjell-området. Alternativet er å sette
inn en transformator til på 10 MVA, men dette vil medføre behov for ekstra bryterfelt,
bygningsmessige endringer og flere komponenter som kan feile. Dette vil ikke veie opp
for lavere tap i en mindre transformator.
I tillegg vil det blant annet bli mer fleksibilitet i transformatorstasjonen med hensyn til
utkobling for drift og vedlikehold i lettlast.
Fåvang transformatorstasjon (se kapittel 6.2.4) utsettes som følge av denne
kapasitetsøkningen.
Konsesjon er mottatt og prosjektet er planlagt gjennomført i løpet av høsten 2016.
Furuset transformatorstasjon
Veslefallet kraftverk (4,8 MW) ble satt i drift våren 2010. Sammen med produksjonen fra
Storfallet kraftstasjon (2,4 MW) i samme vassdrag gir denne innmatingen i det aktuelle
22 kV-nettet (omtrent midt på den gjennomgående radialen på ca. 6 mil mellom
Koppang og Rødsmoen transformatorstasjoner) et spenningsfall ved full produksjon i
sommerhalvåret med mye tilsig som er på grensen av gjeldende
leveringskvalitetsforskrift. Videre er det gitt konsesjon til ytterligere ett kraftverk i
Søkkundavassdraget.
Det ble derfor omsøkt og gitt anleggskonsesjon på ny transformatorstasjon ved Furuset i
Stor-Elvdal. Søkkunda kraftverk er besluttet bygd, og prosjektering av Furuset
transformatorstasjon er igangsatt.
Ylja transformatorstasjon
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 fjellan-
legget for kraftverket. Vang Energiverk har opplyst at forsyning av belastningen i
området under tunglast er avhengig av at produksjonen i 22 kV-nettet (Eidsfoss
kraftstasjon) er tilgjengelig. Det er i tillegg satt i gang med utbygging av E16 som
medfører økt effektbehov i området.
Konsesjon er gitt for ny transformatorstasjon ved Ylja kraftverk. Prosjektet er satt i gang,
og idriftsettelse forventes i løpet av 2016.
En forsinkelse i gjennomføringen vil få følger for forsyningen i området da det forventes
en relativt sett stor belastningsøkning som følge av hytteutbygging og utbyggingen av
E16 med tunneler som er effektkrevende.
66 kV Sandvold – Lunde – Engjom
Ledningsanlegget er en ca. 75 år gammel og 19 km lang betongmastlinje, enkeltkurs
med 50 mm2 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.
I forbindelse med vurdering av spenningsnivå i ENs regionalnett ble det konkludert med
at 66 kV vil fortsatt være spenningsnivået i dette området.
Nettets topologi tilsier at samme trase vil være hensiktsmessig. Det er derimot to ulike
tverrsnitt på hver side av den aktuelle strekningen, FeAl 240 fra Fåberg til Sandvold og
FeAl 120 fra Engjom til Roppa. Disse tverrsnittene er vurdert som alternativer, og tapene
reduseres med å velge det største tverrsnittet.
I tillegg er det planer om utvidelser på Skei og Segalstad Bru, slik at forbruket kommer
til å øke i dette området i årene fremover.
Da denne linja også er en del av forbindelsen over mot GE og Rybakken bør det ikke
velges et tverrsnitt som kan vise seg å bli en flaskehals på sikt.
Lastflytberegninger viser en betydelig tapsgevinst ved å benytte FeAl 253, og spesielt på
strekningen Sandvold-Lunde. I tillegg er det hensiktsmessig å benytte et tverrsnitt som
nå benyttes flere andre steder, da dette gjør lagerhold og beredskapsmessige forhold
enklere.
Konsesjonssøknaden er under behandling pr. mai 2016.
Mjøsstranda transformatorstasjon
Byen er i dag forsynt med 11 kV spenning fra kun en transformatorstasjon som ligger litt
utenfor bysentrum (Kallerud). Det ble derfor omsøkt og gitt anleggskonsesjon på ny
transformatorstasjon ved CC på Gjøvik. I tillegg omfatter prosjektet også nye kabler fra
Gjøvik til den nye Mjøsstranda transformatorstasjon.
Konsesjonen ble påklaget og oversendt OED for endelig avgjørelse. Klagen ble avvist av
departementet i mai 2014, og endelig konsesjon er gitt.
Tilknytning av Rosten og Nedre Otta kraftverk
Som nevnt i kapittel 5.1 vurderes flere kraftutbyggingsprosjekter i Otta- og Lågenvass-
draget mellom 300 kV-punktene Vågåmo og Nedre Vinstra – se Figur 6-1.
Figur 6-1 - Gudbrandsdalsnettet
Nettilknytningen vil bli slik at kraftverkene blir tilknyttet Vågåmo over ny 132 kV-ledning.
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 132/300 kV i
Vågåmo, som i perioder med tilsig som gir full produksjon overstiger kapasiteten på
transformator T1 (300 MVA). Det vil i tillegg være behov for etablering av 132/66 kV-
transformering i Vågåmo som erstatning for reserve fra GE-nettet ved tilknytning av
Nedre Otta kraftverk. Dette er under utredning.
Konsesjonen for Rosten kraftverk med 132 kV produksjonsradial (med framføring over
Tordkampen) ble anbefalt av NVE i april 2012. Konsesjon ble mottatt i januar 2014.
Nedre Otta mottok konsesjon i desember 2015.
Rosten kraftverk er under utbygging, mens beslutning rundt Nedre Otta kraftverk
forventes høsten 2016.
Spolekompensering i Gudbrandsdal
På grunn av økt kabling som følge av utbygging av E6 i Gudbrandsdalen, er det det
behov for økt spolekapasitet. GE er i dialog med Statnett om plassering i Nedre Vinstra.
Alternativ plassering er Heggerusten slik at kablene blir kompensert ved innmating fra
Eidefoss også.
Løsning besluttes i løpet av 2016, med plan om gjennomføring i løpet av 2017.
Minne-Engerfjellet
I forbindelse med Engerfjellet vindkraftverk ble det gitt konsesjon på nettilknytning til
eksisterende 66 kV-linje mellom Minne og Kvisler. Denne linja er fra 1950 og begynner å
nærme seg forventet teknisk levetid og med det behov for reinvestering.
EN har gjennomført en analyse av hele regionalnettet og vurderte i hvilke områder det er
aktuelt å gå over fra 66 kV til 132 kV på sikt. Resultatene av analysen viser at det er
gunstig å gå over til 132 kV i sørlige deler av Hedmark.
På grunn av høy alder på linja og mulig bygging av ny vindkraftpark ved Engerfjellet ble
det søkt om anleggskonsesjon på linja mellom Minne og Engerfjellet og konsesjon er gitt.
Linja bygges forberedt for 132 kV, men drifte den på 66 kV inntil videre.
Transformatorkapasiteten i Minne vil bli en flaskehals på 132 kV dersom både Songkjølen
og Engerfjellet bygges ut med innmating på 132 kV.
Forsyning av Bjorli i Lesja kommune
Bjorli ligger nordvest i Lesja kommune, nær grensen til Møre og Romsdal fylke. Området
forsynes i dag på 22 kV fra Lora transformatorstasjon.
Turisme og hyttebygging preger området, og det er planer om ytterligere utbygging. Det
har siste 10 år vørt en økning i energibruken på 50 %. Det samme gjelder også for
effekten. Det vil bli behov for å øke kapasiteten i nettet frem til Bjorli som følge av
utbyggingen.
Lastflytberegninger viser at det er tapsmessig gunstig å bygge om til 66 kV forsyning til
Bjorli. Dersom forventet hyttebygging realiseres på Bjorli vil dette bli enda mer gunstig i
tillegg til at det vil bli en utfordring kapasitetsmessig på distribusjonsnettsnivå.
Før det bygges 66 kV opp til Bjorli settes det inn et kondensatorbatteri til.
Linja mellom Lora og Bjorli er dimensjonert for 66 kV, så det vil kun være behov for å
isolere opp linja fra 22 kV til 66 kV. I tillegg vil det være behov for et 66 kV felt i Lora og
transformatorstasjon på Bjorli.
Det er takten på utbyggingen på Bjorli som vil være bestemmende for fremdriften.
Tilknytning av småkraft i Vang kommune
Det ligger mange konsesjonssøknader for småkraftverk inne til behandling hos NVE, og i
Oppland er en stor andel plassert i Vang kommune. Summert er det i underkant av 20
MW ny effekt, og dersom alle disse får konsesjon og blir bygd ut vil det være nødvendig
å forsterke nettet i området.
Hvorvidt det vil være behov for en ny transformatorstasjon eller om forsterkning i
underliggende nett vil være tilstrekkelig må vurderes nærmere når det foreligger mer
informasjon om hvor mye ny fornybar produksjon som vil bli bygd ut.
I tillegg er det utfordringer med nettkapasitet i regionalnettet ved høy produksjon. Som
beskrevet tidligere er det innført systemvern i Valdresnettet, og det må vurderes
hvorvidt ny produksjon får betydning for dette og tilgjengelig nettkapasitet.
Tilknytning av Einunna kraftverk
Glommens og Laagens Brukseierforening (GLB) og Østerdalen Kraftproduksjon (ØKAS)
har mottatt konsesjon 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. Det er i tillegg gitt konsesjon på 66 kV-
linje til Alvdal transformatorstasjon som primær nettilknytning.
Tilknytning av Engerfjellet vindkraftverk
E.ON mottok i januar 2014 konsesjon på Engerfjellet vindkraftverk i Nord-Odal kommune
med installert ytelse på 50 MW. Konsesjonen ble påklaget, men OED ga gyldig konsesjon
i april 2016.
Se også kapittel 6.2.10.
Tilknytning av Raskiftet vindkraftverk
Raskiftet vindkraftverk er gitt konsesjon i grenseområdet mellom Åmot og Trysil
kommuner med en samlet installasjon på 112 MW. Nettilknytningen her er planlagt som
en avgrening på 132 kV-ledningen Osa–Heradsbygd, ved Osmoen koblingsstasjon.
Tilknytning av Songkjølen vindkraftverk
E.ON mottok i januar 2014 konsesjon på Songkjølen vindkraftpark i Nord-Odal kommune
med installert ytelse på 105 MW. Konsesjonen ble påklaget, men OED ga gyldig
konsesjon i april 2016.
Vindkraftverket er tenkt knyttet til 132 kV-linja mellom Minne og Skarnes, som er en del
av sentralnettsforbindelsen mellom Minne og Charlottenberg.
Mjøskabler
6.2.17.1 Kabler over hovedløpet i Mjøsa
Sammen med konsesjonen for Mjøsstranda transformatorstasjon ble det søkt og gitt
konsesjon for reinvestering av kablene over Mjøsa mellom Bråstad (Gjøvik) og Nes. Det
er også kabler over Furnesfjorden (Nes-Furnes) av samme type som mellom Bråstad og
Nes.
I dag er det redusert kapasitet på kablene som følge av havari på en fase som førte til at
denne fasen ble kondemnert.
Mjøskablene er en viktig del av Mjøsringen og vesentlig for å få ut overskuddsproduksjon
fra Valdresnettet.
6.2.17.2 Kabler over Furnesfjorden
Prosjektet innebærer reinvestering av kablene over Furnesfjorden, mellom Nes og
Jessnes i Ringsaker kommune.
Kablene er av samme type og årgang som kablene over hovedløpet i Mjøsa. Det ble
gjennomført en vurdering av tilstandene for noen år siden, og det ble da ikke funnet tegn
på betydelig aldring på kablene over Furnesfjorden. Sommeren 2013 havarerte den ene
fasen på det ene kabelsettet over hovedløpet i Mjøsa. Selv om grunnforholdene i
Furnesfjorden er noe bedre enn i hovedløpet, er det en risiko for feil pga. aldring også
her.
Mjøsa er en innlandssjø, og det er utfordrende å få fraktet kabelen frem til utlegging og
få tilgang til stort nok fartøy for utlegging. Det er derfor ønskelig å reinvestere kablene
over Furnesfjorden parallelt med at det legges nye kabler over hovedløpet i Mjøsa for å
utnytte tilgangen på nødvendig utstyr dersom konklusjonen blir fortsatt kabler over
Mjøsa.
Nåverdien for alternativet med å utsette reinvesteringen noen år blir omtrent den samme
som ved å reinvesteres parallelt med nye kabler over hovedløpet. For å unngå en
eventuell risiko med havari på eksisterende kabler samt utnytte tilgang på
utleggingsfartøy er det ønskelig å reinvestere kablene over Furnesfjorden samtidig med
at det legges nye kabler over hovedløpet i Mjøsa.
Konsesjonssøknad for reinvestering av kablene er klargjort, og innsending og videre
fremdrift avhenger av konklusjon for kablene over hovedløpet.
Trysil – Nybergsund – Lutufallet
6.2.18.1 Trysil og Trysil - Nybergsund
Belastningen i Trysilfjellet er fortsatt økende, og transformatorkapasiteten i Trysil
transformatorstasjon er snart for liten. I tillegg er det problemer med manglende
spenningsregulering på transformatoren.
I Trysil er det overgang fra 132 kV til 66 kV med 66 kV videre mot Nybergsund og
Lutufallet (se også kapittel 6.2.18.2), og det er vurdert som den beste løsningen å gå
over til 132 kV hele veien fra Trysil til Lutufallet.
Dette prosjektet er tidlig i utredningsfasen, og vil bli bearbeidet videre i neste
utredningsperiode.
6.2.18.2 Nybergsund – Lutufallet
66 kV-ledningen Trysil–Nybergsund–Lutufallet ble forsterket med økt ledertverrsnitt (FeAl
120) på 1980-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.
Spenningshevingen til 132 kV er utredet i egen rapport om spenningsnivået i ENs
regionalnett. Fremdrift på ombyggingen i dette området vil til dels bestemmes av
avklaringene rundt utbygging av ny fornybar produksjon.
Bjørke – Bekkelaget
Figur 6-2 – Prosjekt Bjørke-Bekkelaget
Begrunnelse for prosjektet er at Bekkelaget transformatorstasjon er ensidig forsynt med
T-avgrening fra Hedmarkslinja. Videre har Minne-ledningen for liten kapasitet til å dekke
belastningen i Stange i tunglast, og da spesielt Bekkelaget og Ilseng
transformatorstasjoner. Dette bekreftes av lastflytberegningene som er gjennomført i
forbindelse med utredningen.
Det rimeligste alternativet som dekker begge overnevnte behov, er å forlenge ledningen
Hommerstad-Bjørke videre fra Bjørke til Bekkelaget. Nettkonfigurasjonen framgår av
Figur 6-3, der prosjektet på totalt ca. 6 km er markert som stiplet linje. Alle linjene i
kartutsnittet har Condor-tverrsnitt.
Figur 6-3 – 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
250 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.
Det vil være aktuelt å begynne med bygging av forbindelsen mellom Bjørke og
Hedmarkslinja. Deretter kan videre utbygging inn mot Bekkelaget vurderes på sikt.
Prosjektet har ikke kommet så mye videre de senere årene, men forsyningssikkerheten
til Stange er under vurdering. Blant annet har Jernbaneverket spilt inn behov for økt
kapasitet, og detaljene her må komme på plass for en helhetlig vurdering av forsyningen
til Stange.
Jaren transformatorstasjon
Det er to transformatorer i Jaren, en på 50 MVA fra 1979 og en på 15 MVA fra 1954.
Maksimallast i Jaren er på ca. 40 MW. I tillegg er Jaren ensidig forsynt på 132 kV fra
Hadeland transformatorstasjon.
Alder på den minste transformatoren tilsier et nært forestående reinvesteringsbehov. I
tillegg er det i tunglast problemer med å oppfylle kravet til N-1. Det er ikke nok reserve i
underliggende nett til å dekke opp belastningen dersom den største transformatoren eller
linja skulle falle ut.
Det er derfor vurdert som nødvendig å skifte ut den minste transformatoren med en ny
50 MVA transformator. Tidspunkt for utskifting vil være aktuelt i 2018, men det er ikke
søkt konsesjon for tiltaket enda.
66 kV Kongsvinger-Norsenga – «Byggebeltelinja»
66 kV-linja mellom Kongsvinger og Norsenga transformatorstasjoner – også kalt
«Byggebeltelinja» - går gjennom boligområde i nærheten av Kongsvinger sentrum. Linja
består i dag av ei 2,9 km lang 66 kV FeAl 3x1x95 mm2 linje og en 0,8 km lang TSLE
3x1x630 mm2 kabel. Kabelen går fra Kongsvinger transformatorstasjon og ut til stolpe 7.
Videre herfra i linje helt frem til Norsenga transformatorstasjon. I forbindelse med
utbygging av Rv. 2 i 2011, ble den første dele av linja ut fra Kongsvinger
transformatorstasjon lagt som kabel (0,831 km). Dette er en fellesføringslinje med
distribusjonsnett.
De senere årene har flere byggeprosjekter havnet i konflikt med linja og dens
sikkerhetsavstander. Per dags dato er sikkerhetsavstanden til linja ikke opprettholdt på
flere steder. Det er gitt dispensasjon fra DSB forutsatt at det er lagt en plan for tiltak i
løpet av 2016 med gjennomføring i løpet av 2019.
Linja ble bygget i 1960 på samme stolpesett som 2 linjer med 22 kV. De siste årene har
det vært flere driftsforstyrrelser på disse linjene, og separering av spenningsnivåene er
en medvirkende årsak for tiltak.
Utredning som forberedelse til konsesjonssøknad har startet opp. I de videre planer vil
22 kV nettet bli skilt fra 66 kV nettet. Videre planer er å kable 66 kV linjen helt frem til
Norsenga. I konsesjonssøknaden blir det alternativt sett på reinvester linja i samme
linjetrase som i dag. Ved reinvestering av 66 kV linja i dagens trase, er man avhengig av
høyere stolper en dagens og trekantoppheng, for å løse problemene med
sikkerhetsavstandene.
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
10.10.2002, som konkluderer med at teknisk-økonomisk optimal systemløsning
innebærer installasjon av kondensatorbatterier (gjennomført i 2005) og spenningsheving
fra 66 kV til 132 kV på strekningen Tynset-Tolga snarest mulig.
Etter analysetidspunktet i 2002 er det registrert en stagnasjon og til dels nedgang i for-
bruksutviklingen – 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 2008 (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. Der er det søkt om tilknytning på 132 kV. Konsesjon ble gitt i
2015, men avgjørelsen er påklaget, og er fortsatt under behandling hos OED.
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 kV-
anlegget i Røros transformatorstasjon er uansett tenkt gjennomført med 132 kV-
komponenter.
På strekningen Tynset–Tolga er tiltaket med spenningsheving grovkalkulert til ca. 4,5
Mkr (ca. 200 000 kr/km).
Ny Tolga transformatorstasjon er beregnet å koste ca. 32 Mkr.
Konsesjon er gitt for spenningsheving til 132 kV for strekningen Tynset-Røros.
Fremdriften på prosjektet bestemmes i utgangspunktet av en beslutning knyttet til Tolga
kraftverk.
Figur 6-4 – Spenningsheving Tynset-Tolga-Os
Os transformatorstasjon
Med referanse til kapittel 6.2.22 og 6.2.24 vil en spenningsheving til 132 kV på den
gjennomgående regionalnettsledningen kreve ny transformator og brytere i Os
transformatorstasjon.
Tolga transformatorstasjon og nettilknytning av Tolga kraftverk
Tolga kraftverk fikk konsesjon i 2015, men denne er klaget inn til OED. For å ha et
definert spenningsnivå for tilknytning av kraftverket vil spenningshevingsprosjektet nevnt
i kapittel 6.2.22 bli knyttet til kraftverksprosjektet. Det er søkt om tilknytning på 132 kV.
Aktuell installasjon er rundt 40 MW (avhengig av utbyggingsalternativ) fordelt på to
aggregater. Det foreligger to alternativer for plassering av kraftverket 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 ble
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.
700 m forbi bebyggelse).
Figur 6-5 – Tolga kraftverk og tilknytning til 132 kV ved ny Tolga transformatorstasjon
Tilknytning av Kjølberget vindkraftverk
Austri Vind har mottatt konsesjon for Kjølberget vindkraftverk i Våler kommune i
Hedmark. Vindkraftparken er planlagt knyttet til 66 kV-linja mellom Løvbergsmoen og
Lutufallet med en installert ytelse på inntil 45 MW. Dette betinger imidlertid at linja
oppgraderes. Det er i dag ikke tilstrekkelig kapasitet i nettet. Det er ikke vurdert
fremdrift på en eventuell oppgradering av linja, men i løpet av et års tid vil det bli en
avklaring på hva som eventuelt blir bygd ut av ny fornybar produksjon i området.
Deretter kan det gjøres en vurdering av behov og fremdrift. Forbindelsen er en del av
Østerdalsnettet som skal utredes nærmere.
Rendalen kraftverk og transformatorstasjon
Som nevnt tidligere i utredningen er det utfordringer med manglende
spenningsregulering på krafttransformatoren i Rendalen kraftverk (tilhørende EN). Videre
er det behov for tiltak på grunn av tilstand på blant annet bryteranlegg. Det er behov for
en helhetlig vurdering av hele nettanlegget og -strukturen her for å kunne konkludere på
fremtidig løsning. Dette arbeidet er påbegynt, men utfyllende analyser er foreløpig ikke
gjennomført.
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 for 132 kV kabel under Furnesfjorden. Omformerstasjonen vil
sannsynligvis bli liggende ca. 800 m fra ilandføringspunktet.
Inntil denne stasjonen er i drift er kapasiteten i Rudshøgda omformerstasjon økt (bygd
som provisorium til OL i 1994).
Det er ikke gjort noen vurderinger knyttet til dette prosjektet annet enn lastflyt da både
plassering, løsning og fremdrift er usikkert på grunn av uavklarte forhold knyttet til valg
av jernbanetrase gjennom Hamar.
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 produksjons-
overskudd 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 20 MVA.
Prosjektet er knyttet til utfallet av ankesaken. Det er av den grunn ikke gjort ytterligere
vurderinger i denne utredningsperioden.
66 kV Furuset-Koppang
Figur 6-6 – 66 kV-ledninger Elverum-Rendalen
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, var i en slik tilstand at det måtte tas en snarlig beslutning mellom
reinvestering og sanering.
Det ble 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 5,0 9,2
2 – Reinvester Elverum-Rena og riving av Rødsmoen-Koppang 5,7 8,9
3 – Reinvestere begge -4,0 4,5
På bakgrunn av analyseresultatene synes alternativ 3 med komplett reinvestering lite
aktuelt. På grunn av endrede forutsetninger, blant annet på grunn av økt produksjon, vil
det måtte revurderes hvorvidt linja mot Elverum skal beholdes som i dag eller ikke. Dette
vil være en del av fremtidige vurderinger for hele Østerdalsnettet.
Hovedårsaken til at alternativ 1 viser noe dårligere lønnsomhet enn alternativ 2 er lengre
linjestrekning som må reinvesteres, men forskjellen antas å ligge innenfor usikkerhets-
marginene. 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 Furuset der det er en betydelig
produksjonsinnmating fra de private kraftverkene Storfallet og Veslefallet (2,6 + 4,8 MW)
med planer om ytterligere utbygging (se kapittel 6.2.4).
Det anbefalte alternativet går ut på å benytte tverrsnitt FeAl 120, 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.
Linja mellom Rødsmoen og Furuset ble ferdigstilt i 2014. Neste seksjon – Furuset-
Koppang – vil bli reinvestert på et senere tidspunkt.
132 kV Fall-Jaren
I forbindelse med kraftutbyggingen i området Dokka-Torpa på slutten av 1980-tallet ble
det gjennomført omfattende nettanalyser for å finne optimal nettutbygging som følge av
økning av produksjonsoverskuddet. Den gjennomførte ledningsutbyggingen Torpa-
Dokka-Fall 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
på 22 kV fra VOKKS-området på begge sider av Randsfjorden, 22 kV-overføring under
Randsfjorden fra Toverud kraftverk (nesten 100 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 10-12 år).
Ved å se på scenariet med utbygging av mye ny fornybar produksjon mot 2021 (høy
produksjon), vil det i lettlast perioder med mye produksjon være en tapsgevinst på hele
6 MW. Det er derfor riktig å vurdere dette prosjektet videre parallelt med at det gjøres en
analyse av hele Valdresnettet, som tidligere nevnt i kapittel 6.2.31, men det kan vise seg
at det er andre tiltak i Hadelands-/Buskerudregionen som er bedre alternativer.
132 kV-nettet i Valdres («Åbjøra-ledningene»)
Som nevnt i kapittel 4.2.3.1 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 300/420 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.
Nettplan Stor-Oslo omfatter sentralnettet opp til Fåberg. Etablering av Skyberg
transformatorstasjon i stedet for Vardal transformatorstasjon vil f.eks. åpne for å knytte
forbindelsen mellom Dokka og Fall mot sentralnettet, og med ha innvirkning på
dimensjonering av nettet mot Gjøvik.
Det vil være nødvendig å gjennomføre en full nettanalyse av hele Valdresnettet for å se
på hvilke løsninger som er mest aktuelle. Videre er realisering av ny kraftutbygging
styrende for fremdrift.
Forsyning av Dombås og Lora transformatorstasjoner
Lora og Dombås transformatorstasjoner forsynes i dag via to 66 kV-linjer fra Vågåmo til
Dombås. Parallelt med disse går Statnetts 132 kV-linje til Osbu. Det ble gjort en
innledende vurdering i regi av Sweco i 2008 for å belyse alternativene.
Dombås transformatorstasjon forsynes av to parallelle 66 kV-linjer fra Vågåmo. Linje 1
har 4,1 km tverrsnitt FeAl 150 som er bygd i 1980 og 20,4 km med FeAl 50 som er
bygget i 1963-64 med utstyr fra 1950 årene. Linje 2 har tverrsnitt FeAl 120 og ble bygd i
1978-79. Overføringskapasiteten til Vågåmo-Dombås 2 er 60 MW. Traselengden for
Vågåmo-Dombås 1 er cirka 24 km og Vågåmo Dombås 2 er 26,6 km.
NSB har en omformerstasjon på Dombås med forsyning til Dovrebanen, med maksimal
ytelse 14 MW. Fra Dombås går det 66 kV nett videre til Sletten og Lora. Installert ytelse i
disse stasjonene er henholdsvis 14 og 8 MW.
Med økende behov for kapasitet mot Bjorli vil leveringssikkerheten reduseres for området
da nevnte linjestrekning vil være en begrensende faktor dersom den andre linja skulle
falle ut.
Det er derfor aktuelt å bygge om nettet i området, og Eidefoss har derfor rettet en
henvendelse til Statnett om muligheten til å knytte seg til 132 kV-linja mellom Vågåmo
og Osbu som et alternativ til å reinvestere nettet mellom Vågåmo og Dombås. Dette vil
innebære en kortere og rimeligere linjeinvestering, men vil til gjengjeld kreve ombygging
av eksisterende transformatorstasjoner til 132 kV.
Det er per mai 2016 ikke gitt noen tilbakemelding fra Statnett til Eidefoss på muligheten
som er skissert i forhold til 132 kV tilknytning. Mulighetene vil bli utredet videre i neste
utredningsperiode.
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
leveringssikkerheten ved forsyning fra Ringebu transformatorstasjon. Det er også større
utbyggingsplaner i Kvitfjell. Last i Ringebu transformatorstasjon var i 2013 og 2014 over
27 MW, hvor total kapasitet er 30 MVA. Det planlegges å flytte ledig 10 MVA-
transformator fra Rybakken til den nye stasjonen. Dette prosjektet ses i sammenheng
med økning av transformatorkapasitet i Ringebu transformatorstasjon omtalt i kapittel
6.2.3.2.
Videre vil det som et første tiltak bli etablert ny forsyning via 22 kV fra Sør-Fron til
Kvitfjell gjennom nye hytteområder for å ivareta økt kapasitetsbehov pga. utbygging.
Dette tiltaket er planlagt gjennomført 2016.
Utbygging av ny transformatorstasjon vil bli utredet videre ved behov.
Spenningsheving Solør-Odal
Tidligere nevnte rapport om spenningsnivå i ENs regionalnett angir hvor i nettet det er
gunstig å gå over fra 66 kV til 132 kV. I Solør er det både 66 kV og 132 kV, og ved en
overgang til 132 kV vil det både bli et mer oversiktlig og driftssikkert nett samt at det blir
lavere tap i nettet.
Som nevnt tidligere er det ikke mulig å forsyne Solør fra Minne i tunglast. Dersom nettet
bygges om som beskrevet i rapporten, vil det bli mulig.
Vurderingene som er gjort i rapporten vil bli innarbeidet i utredningen etter hvert som
det blir behov for tiltak i nettet og etter at det blir gjort noen avklaringer rundt hvor mye
ny fornybar produksjon som blir bygd ut.
top related