ISUA JERN MINE PROJEKTET ANNEX 9 TIL VVM …/media/Nanoq/Files/Hearings/2012/London... · Caribou population in the study area 3 Havpattedyr og havfugle i Godthåbsfjorden ... 8 Geokemisk

ISUA JERN MINE PROJEKTET

ANNEX 9 TIL VVM RAPPORTEN

FORSTUDIE AF MULIGHEDERNE FOR AT UDVIKLE VANDKRAFT

AUGUST 2012

Version 1.4

Dato 15. August 2012

Udarbejdet af SNC Lavalin International

Inc.

Annex 9 to the EIA of the Isua Iron Ore Project

Forord

Dette er Annex 9 af Isua jernmine projektet. Annex 9 er et forstudie af mulighederne for at

udvikle vandkraft.

Rapportens resultater og konklusioner indgår også i VVM hovedrapporten.

Oversigt over de øvrige tekniske annexer

Annex nr. Titel - på dansk og på engelsk

1 Naturforhold i undersøgelsesområdet

The natural environment of the study area

2 Rensdyrbestanden i undersøgelsesområdet

Caribou population in the study area

3 Havpattedyr og havfugle i Godthåbsfjorden

Marine mammals and sea birds in Godthåbsfjord

4 Vurdering af luftkvalitet

Air quality assessment

5 Vurdering af støjforhold

Noise assessment

6 Vurdering af forhold vedr. olie og kemikalier samt risici for udslip

Oil and chemicals and assessment of potential impacts of spills

7 Vurdering af vandforhold

Water management assessment

8 Geokemisk karakteristik og vurdering af håndtering af mineaffald

Geochemical characterization and assessment of mine waste management

9 Forstudie af mulighederne for at udvikle vandkraft

Hydropower development – Preliminary Study

10 Miljøplan

Environmental Management Plan (EMP)

505076-0000-30RA-I-0003_01 Aug.2012 Hydro Division

ISUA PROJEKTET Lønsomhedsundersøgelse, 15 Mtpa

Teknisk Rapport

Vandkraftudvikling – Foreløbig Undersøgelse

November 2011 (Revideret august 2012)


ISUA IRON ORE PROJECT Bankable Feasibility Study, 15 Mtpa

Technical Report

Hydropower Development – Preliminary Study

November 2011 (Revideret august 2012)

Prepared by: Rodrigo Freire de Macedo Plamen Kurktchiev Verified by: Michel Tremblay Approved by: Sam Buccitelli


Ansvarsfraskrivelse

Annex 9 indeholder SNC-Lavalin’s tekniske rapport: ”Hydropower Development – Preliminary Study” (2011). Denne rapport er en oversættelse af den engelske originaludgave. Ved eventuelle uoverensstemmelser er den engelske udgave gældende. Dette er inklusiv følgende engelske ansvarsfraskrivelse fra SNC-Lavalin:

”This report was prepared for London Mining Plc. (the “Client”) by SNC-Lavalin Inc. (“SLI”) and is

subject to the following limitations, qualifications and disclaimers:

The report is intended for the exclusive use of the Client for the sole purpose of the Project (as defined below) and it may not be used or relied upon in any manner or for any purpose whatsoever by any other party.

This report contains the expression of the professional opinion of SLI as to the Hydropower Development alternatives to meet the power demands for the Isua Iron Ore Project in Greenland (the “Project”). It is meant to be read as a whole, and sections or parts thereof should thus not be read or relied upon out of context.

Data required to support detailed engineering assessments have not always been available and in such cases engineering judgments have been made which may subsequently turn out to be inaccurate. There are, therefore, particularities inherent to the Project which may or not be outlined in the report. SLI accepts no liability beyond using reasonable diligence, professional skill and care in preparing the report, based on the circumstances SLI knew or ought to have known based on the information it had at the date the report was written and after due inquiry based on that information.

SLI shall not be responsible or liable for any interpretation or recommendation made by others including any determination in respect of any sale by the Client or any purchase by any third party or any valuation in respect of the Project based in whole or in part on the date, interpretation and\or recommendations generated by SLI in the report.

The analysis described in the report is based solely upon information from previous studies, which are identified in this report.

The report is to be read in conjunction with all other data and information collected from previous studies. Except as stated in the report, SLI has not made any independent verification of such data and information and does not have responsibility for the accuracy or completeness thereof.

SLI disclaims any liability to the client and to third parties in respect of the publication, reference, quoting, or distribution of this report or any of its contents to and reliance thereon by any third

party, or in respect to any other unauthorized use of this report.”


i

Indholdsfortegnelse

SIDE

INDHOLDSFORTEGNELSE ....................................................................................................... i LISTE OVER TABELLER .......................................................................................................... ii LISTE OVER FIGURER ............................................................................................................ iii REFERENCER ......................................................................................................................... iv SAMMENDRAG ........................................................................................................................ v

1.0 INTRODUKTION 1–5

1.1 Oversigt 1–5 1.2 Isua jernmine projektbeskrivelse 1–5 1.3 Metodebeskrivelse for vurdering af vandkraftalternativer 1–5 1.4 Baggrund 1–6

1.4.1 Imarssuaq Planen ............................................................................................ 1–7 1.4.2 Tasersuaq Planen .......................................................................................... 1–10

2.0 HYDROLOGI OG VANDKRAFTPOTENTIALE 2–1

2.1 Hydrologisk Regime 2–1 2.2 Imarssuaq Planen 2–3

2.2.1 Hydrologi .......................................................................................................... 2–3 2.2.2 Afstrømningsudbytte tilgængeligt for energiproduktion ..................................... 2–3 2.2.3 Reguleringskapacitet ........................................................................................ 2–6 2.2.4 Vandkraftpotentiale .......................................................................................... 2–8

2.3 Tasersuaq Planen 2–10 2.3.1 Hydrologi ........................................................................................................ 2–10 2.3.2 Vandkraftpotentiale ........................................................................................ 2–11

2.4 Yderligere Hydrologiske Undersøgelser 2–12

3.0 INFRASTRUKTUR OG OMKOSTNINGSSKØN 3–1

3.1 Mekanisk Udstyr 3–1 3.2 Højspændingsinfrastruktur 3–2 3.3 Tilkørselsveje 3–2 3.4 Opdæmnings- og omledningsanlæg 3–2

3.4.1 Dæmninger og overløb ..................................................................................... 3–2 3.4.2 Anlæg til Afvandingsoverførelse ....................................................................... 3–3

3.5 Kraftværk og vandtransportanlæg 3–3 3.5.1 Tunneler til Vandindtag og Vandudtag.............................................................. 3–3 3.5.2 Elværker ........................................................................................................... 3–3 3.5.3 Turbinerør ........................................................................................................ 3–4

3.6 Anlægsarbejder og tidsplan 3–4


i

4.0 SAMMENLIGNING AF VANDKRAFT OG DIESEL TIL ENERGIPRODUKTION4–1

4.1 Hypotese 4–1 4.1.1 Kapitalomkostninger (CAPEX) termer .............................................................. 4–1 4.1.2 Driftsomkostninger (OPEX) termer ................................................................... 4–1

4.2 Oversigt over optionerne 4–1 4.2.1 Option Nummer 1- Kun Diesel Energiproduktion .............................................. 4–1 4.2.2 Option Nummer 2 - Imarssuaq Vandkraftplanen (120 MW) .............................. 4–2 4.2.3 Option Nummer 3 - Tasersuaq Vandkraftplanen - Option A (80 MW) ............... 4–2 4.2.4 Option Nummer 4 - Tasersuaq Vandkraftplanen - Option B (80 MW) ............... 4–2

4.3 Resume af kapacitet og omkostningsoverslag 4–3 4.4 Finansiel analyse 4–4

5.0 DISKUSSION OG KONKLUSION 5–1


ii

LISTE OVER TABELLER

Tabel

Nummer Titel Side

1.1 Delelementer af vandkraftplanen, fremlagt i 1970’er undersøgelserne (SMEC, 2007).

1-3

2.1 Målestationer (SMEC, 2007) 2-3 2.2 Målt Årlig Afstrømning – Imarssuaq Planen 2-3 2.3 Påkrævet Årlig Afstrømning – Imarssuaq Planen 2-3 2.4 Revideret Afstrømningsudbytte for Imarssuaq Søen Alene 2-5

2.5 Revideret Afstrømningsudbytte Forventet ved en Forbindelse Mellem Imarssuaq Søen og Tuvssap Tasia Søen

2-5

2.6 Årlige Afstrømning Målt ved Målestation M6 2-9 2.7 Påkrævet Afstrømningudbytte – Imarssuaq Planen 2-9 3.1 Væsentlige aktiviteter og varighed ved vandkraftetablering 3-4 3.2 Imarssuaq Planen – Foreslået Vandkraftplan 3-6 3.3 Tasersuaq Planen Option A – Foreslået Vandkraftplan 3-6 3.4 Tasersuaq Planen Option B – Foreslået Vandkraftplan 3-7 3.5 Omkostningsskøn for Imarssuaq Planen (120 MW) 3-8 3.6 Omkostningsskøn for Tasersuaq Planen – Option A (80 MW) 3-9 3.7 Omkostningsskøn for Tasersuaq Planen – Option A (80 MW) 3-10


iii

LIST OF FIGURES

Figur Nummer

Titel Side

1.1 Isua Projektets placering 1-2

1.2 Imarssuaq Planens overordnede udformning – foreslået planordning af infrastruktur

1-4

1.3 Flowdiagram over foreslået Imarssuaq Plan – udbytte ved mobilisering af vandressourcer

1-5

1.4 Tasersuaq Planens overordnede udformning – foreslået planordning af infrastruktur

1-6

2.1 Gennemsnitlige månedlige temperaturer og vandføringer 2-1 2.2 Syntetisk Indstrømningsserie for Søerne Tuvssap Tasia og Imarssuaq 2-7

2.3 Imarssuaq Planen – Månedlige Strømningsserier Anvendt til Energisimuleringer

2-8

2.4 Imarssuaq Planen – Forholdet Imellem Energiproduktion og Installeret Kapacitet

2-8

2.5 Tasersuaq Planen - Månedlige Strømningsserier anvendt til energisimuleringer

2-10

2.6 Tasersuaq Planen – Forhold imellem Energiproduktion og Installeret Kapacitet

2-11

3.1 Anlægsstrategi no. 1 3-6 3.2 Anlægsstrategi no. 2 3-7


iv

REFERENCER

1. Association for the Advancement of Cost Engineering, AACE International, 2003. Cost estimate classification system – as applied in engineering, procurement and construction for the process industries.

2. Hydrologic Engineering Center, 2007. HEC-ResSIM (version 3.0), Reservoir System Simulation, User’s Manual, U.S. Army Corps of Engineers, Davis, CA.

3. IPCC, 2001.Observed climate variability and change. Climate Change 2001: Working Group 1: The Scientific Basis, Intergovernmental Panel on climate Change.

4. Landsvirkjum Power, 2009. Tasersuup Isua Hydroelectric Project in West Greenland – Site visit in September 2009. LV report number: LP-2009-007.

5. McMahon, T. A., and Mein, R. G., 1978. Reservoir Capacity and Yield. Elsevier Scientific Publications.

6. SMEC International Pty Limited, 2007. Isua Magnetite Scoping Study – Hydropower station and Electrical Infrastructure Design Project n.º C5297.

7. SNC-Lavalin, Site Hydrology and Water Management System for 10 MTPA – Isua Iron Ore Project, 020666-0000-4HER-1001, Montreal, Canada, 2010-04-27.


v

SAMMENDRAG

Denne rapport er blevet udarbejdet som en del af det mandat London Mining Pls har givet SNC-Lavalin International Inc. til at foretage en indledende evaluerende undersøgelse af alternative vandkraftplaner, som kan opfylde energibehovet for Isua Projektet, i Grønland.

Mandatet indebærer hydrologiske analyser og vandreservoirsimuleringer for at evaluere vandkraftpotentialer og konceptualisere den nødvendige infrastruktur samt foretage omkostningsskøn for at evaluere økonomien af disse alternativer.

Rapporten dækker aktiviteterne og fundene af denne undersøgelse, samt kommer med anbefalinger til fremtidige gennemførlighedsundersøgelser.

505076-0000-30RA-I-0003_01 Aug.2012 1–5 Hydro Division

1.0 INTRODUKTION

1.1 Oversigt

London Mining Pls er et ressourceudviklingsselskab hvis hovedaktiviteter ligger i udvikling og drift af jern- og kulminer for at levere materialer til stålproduktion og enegiforsyning. London Mining Pls har lagt sig fast på at udvikle dets Isua Projekt i Grønland igennem lønsomhedsundersøgelsen (fra engelsk: ”Bankable Feasibility Study” BFS).

Lønsomhedsundersøgelsens første fase, forundersøgelsen (fra engelsk: Pre-feasibility Study PFS), blev færdiggjort i januar 2010. Efter forespørgsel fra London Mining foretog SNC-Lavalin Inc. (SLI) en sekundær PFS der var baseret på en produktion af jernmalmkoncentrat på 10 millioner tons per år (Mtpa) for at forbedre økonomien i projektet. Forundersøgelse nummer to blev færdiggjort i juni 2010.

Da projektets økonomi derved forbedres, lægger London Mining PLS. Inc. sig nu fast på at gå videre med fase to af lønsomhedsundersøgelsen til at producere 15 Mtpa jernmalmkoncentrat.

1.2 Isua jernmine projektbeskrivelse

Projektet ligger cirka 150 kilometer nordøst for Grønlands hovedstad, Nuuk. Malmlegemet ligger ved kanten af Indlandsisen. Projektet indeholder anlæggelse af et åbent minebrud, procesanlæg til malm, et transportsystem til at fragte produktet ned til havnen, shippingfaciliteter, samt alle andre nødvendige faciliteter såsom veje og anden infrastruktur der kræves for at producere 15 Mtpa jernmalmkoncentrat. Placeringen af projektet er vist i Figur 1.1.

1.3 Metodebeskrivelse for vurdering af vandkraftalternativer

Dette dokument præsenterer en forundersøgelse der blev udført for at evaluere om alternative vandkraftløsninger, der blev foreslået i foregående undersøgelser, kan opfylde energibehovet for Isua Projektet i Grønland. Omfanget af den nuværende undersøgelse dækker:

En vurdering af hydrologisk information for at estimere det potentielle udbytte af afstrømningsvand til rådighed for energiproduktion.

Konceptualisering af alternative vandkraftløsninger, inklusiv anlægsarbejder og elektromekanisk maskineri.

Skønnede omkostninger ved de opstillede alternativer, samt en kort vurdering af deres relative økonomi.

Finansiel analyse at Isua projektets investeringsomkostninger af alternative vandkraftalternativer.


Den nuværende undersøgelse er delvist baseret på en begrænset samling hydrologiske feltobservations- og topografiske informationer, der var tilgængelige fra foregående undersøgelser. Undersøgelsen er også støttet med et antal hypoteser der er baseret på SNC-Lavalins erfaringer fra tilsvarende projekter, der har fundet sted under lignende forhold. Resultaterne af denne undersøgelse kan kun valideres ved yderligere efterforskning på de pågældende steder, samt ved mere detaljeret hydrologisk vurdering og feltarbejde.

Figur 1.1: Isua Projektets placering.

1.4 Baggrund

Der er blevet foretaget et antal forundersøgelser for at vurdere potentialet af to vandkraftalternativer til at opfylde energibehovet for minedriften i Isua Projektet.

Det ene alternativ, der blev undersøgt af Arctic Consulting Group (ACG) i midten af 1970’erne og igen for nylig af SMEC International Pty Limited (SMEC, 2007), er baseret på en planordning med omlednings- og opdæmingsanlæg der fremsættes at udnytte afløbspotentialet fra oplandene af fire tilstødende søer (søerne Tarssartoq, Imarssuaq, Tuvssap Tasia og Sø 722), samt give mulighed for at lede vand imellem forskellige


oplande. Denne plan vil øge de vandressourcer der er tilgængelige til energiproduktion i et vandkraftværk der anlægges syd for søen Tuvssap Tasia. Dette energialternativ kaldes for Imarssuaq Planen.

Det andet alternativ, der foregående er blevet undersøgt af Landsvirkjun Power (2009), er baseret på udnyttelse af afstrømingen fra Tasersuaq Søen. Dette alternativ kaldes her i rapporten for Tasersuaq Planen.

1.4.1 Imarssuaq Planen

Der vises i Figur 1.2 en oversigt over planens generelle udformning, som foreslået i foregående undersøgelser. I Figur 1.3 vises et skematisk flowdiagram af vandtransporterne som følge af planens omlednings- og opdæmningsanlæg.

Undersøgelsen i 1970’erne anslog at den gennemsnitlige årlige afstrømning var 840 Mm3 (millioner af kubikmeter), hvilket ville være nok til at generere 1.230 GWh/år ved implementering af en vandkraftplan der indeholdt de infrastrukturanlæggelser der er listet i Tabel 1.1 samt to 90 MW vandkraftturbiner. Undersøgelsen var baseret på afløbsmålinger fra seks målestationer og en planlagt netto trykhøjde til vandkraftproduktion på 635 meter. Denne højde skulle opnås ved at hæve vandstanden til kote 666,0 meter.

Undersøgelsen foretaget af SMEC (2007) var baseret på yderligere afstrømingsmålinger ved udløbet af Tuvssap Tasia søen (målestation M5 – fra 1974 til 1983) samt ved udløbet af søerne Tarssartoq og Imarssuaq (målestation M3 – fra 1973 til 1983).

Undersøgelsen i 2007 forkastede muligheden for at vandstanden i søen Tuvssap kunne hæves ved bygning af dæmningerne D4 og D5, hvorfor der blev regnet med en mindre netto trykhøjde på 623 meter. Denne undersøgelse konkluderede at, for at producere 120 MW med en belastningsgrad på 0,9, kunne en gennemsnitlig årlig afstrømning på 857 Mm3 opnås ved:

At forbinde Imarssuaq søen med Tuvssap Tasia søen ved anlæggelse af en tunnel og en kanal, samt;

Hæve toppen af dæmningen D3 ved det naturlige udløb af Imarssuaq søen for at øge vandbeholdningen yderligere.


Table 1.1

Delelementer af vandkraftplanen, fremlagt i 1970’er undersøgelserne (SMEC, 2007).

Structure Designation

Dam

D2 – For cutting off the outlet of Lake Tavssap.

D3 – For cutting off the outlet of Lake Imarssuaq.

D4 – For raising the water level to 666 m at Lake Tuvssap Tasia.

D5 – For raising the water level to 666 m at Lake Tuvssap Tasia.

D6 – For diverting water from Lake 667 to Imarssuaq.

Spillway at dam D3

at dam D5

Canal

C1 – convey water from Lake Tassartoq to Lake Imarssuaq.

C4 – convey water from Lake 667 to Lake Tuvssap Tasia.

C5 – for lowering water level in Lake Tarssartoq.

Tunnel

T1 – between Lake 772 and Lake 753 to Lake Tuvssap Tasia.

T2 – convey water from Lake 684 to Lake Imarssuaq.

T3 – convey water from Imarssuaq to Lake 667.

Hydropower Infrastructure comprised of a Headrace Intake and Tunnel, Penstock, Power Station and Tailrace Tunnel


Figur 1.2 Imarssuaq Planens overordnede udformning – foreslået planordning af infrastruktur


Figur 1.3 Flowdiagram over foreslået Imarssuaq Plan – udbytte ved mobilisering af

vandressourcer

1.4.2 Tasersuaq Planen

To optioner (A og B) blev foreslået af Landsvirkjun Power (2009) for at udnytte afstrømningen fra Tasersuaq søen til vandkraft. Begge optioner er vist i Figur 1.4.

I Option A overvejes en opdæmning af Tasersuaq søen der hæver vandstanden 20 meter for at danne 2.800 Mm3 brugbar oplagring til vandkraft og en total hydraulisk trykhøjde på mellem 57 og 77 meter. Denne option ville indebære at der anlægges en dæmning ved sydenden af Tasersuaq søen og en yderligere dæmning ved den naturlige højderyg mellem Tasersuaq søen og Narssarssuaq dalen. Der ville være behov for cirka 9 kilometer vandveje for at lede vandet til vandkraftværket, syd for Tasersuaq søen.

I Option B vil der ikke være behov for at bygge dæmninger, da søen vil afvandes med cirka 20 meter for at danne et energireservoir på cirka 2.000 Mm3. Vandet skulle ledes igennem et dybt indløb, og der ville være behov for cirka 19 km vandveje for at lede vandet til vandkraftværket, vest for Tasersuaq søen.

Lake Tarssartoq

Lake Imarssuaq

C1

T2

Lake 684

Lake 667

T3

C4

Lake Tuvssap Tasia Lake 772

T1

Power Station


Landsvirkjun Power (2009) anslog en gennemsnitlig årlig afstrømning på 5.191 Mm3 og forventede ved installation af enten 85 MW eller 100 MW anlæg mulige energiproduktioner på hhv. 700 GWh/år og 735 GWh/år.


Figur 1.4 Tasersuaq Planens overordnede udformning – foreslået planordning af infrastruktur

Option B

Option A

505076-0000-30RA-I-0003_01 Aug.2012 Hydro Division 2–1

2.0 HYDROLOGI OG VANDKRAFTPOTENTIALE

Afstrømningsudbytter for begge alternativer blev estimeret ud fra optegnelser af hydrometridata indsamlet under foregående feltstudier. Energiproduktionsmulighederne blev estimeret ud fra simuleringer af reservoirdrift med computerprogrammet HEC-ResSIM (USACE, 2007). På grund af den relativt korte løbetid af disse hydrometriske målinger blev der opstillet nogle syntetiske strømningsserier, der sammen med de faktiske målinger blev brugt til at generere en serie vandtilstrømninger der blev brugt til energiproduktionssimuleringer.

Den nuværende vurdering bygger hovedsagligt på en påkrævet installeret energikapacitet på 120 MW. Der er dog også blevet overvejet andre mulige energikapaciteter i energisimuleringsundersøgelserne.

2.1 Hydrologisk Regime

Det hydrologiske regime i projektområdet er hovedsagligt påvirket af afsmeltning fra gletsjere og snedækker. Disse processer styres hovedsagligt af sæsonmæssige ændringer i temperaturen. Gennemsnitstemperaturen i mineområdet er -7,5 °C og gennemsnitlige månedlige temperaturer varierer fra -16,2 °C til 3,7 °C. Figur 2.1 viser forholdet mellem gennemsnitlig månedstemperatur og de vandføringer der blev målt ved station M6 (ved sydenden af Tasersuaq søen) samt station M3 (ved det naturlige udløb for Imarssuaq søen). Ud fra Figur 2.1 kan det ses, at hoveddelen af det afstrømningsudbytte der forventes at være tilgængelig for energiproduktion vil realiseres indenfor en årligt tilbagevendende fire måneders periode, når den gennemsnitlige temperatur overstiger en given værdi.


Figur 2.1: Gennemsnitlige månedlige temperaturer og vandføringer


2.2 Imarssuaq Planen

2.2.1 Hydrologi

Foregående studier baserede sig på foreslåede planer for omlednings- og opdæmningsanlæggelser der skulle gøre vandressourcerne fra fire tilstødende søer tilgængelige. Den nuværende undersøgelse er blevet udarbejdet på det samme grundlag.

For at konkludere hvilken infrastrukturanlæggelser der ville være nødvendige for at mobilisere de fornødne vandmængder til vandkraftproduktion, skulle der først gennemføres en vurdering af mulige udbytter af vandressourcer fra disse oplande. Denne vurdering blev i de foregående undersøgelser baseret på målte afstrømningsvolumener.

Under de forrige undersøgelser blev der opsat målestationer ved passende lokaliteter for at måle afstrømning fra et antal oplande i området. Tabel 2.1 viser de målestationer der er relevante for den nuværende undersøgelse. Tabel 2.2 viser den målte årlige afstrømning for hver målestation.

2.2.2 Afstrømningsudbytte tilgængeligt for energiproduktion

Foregående undersøgelser udført af ACG (midt 1970’erne) og SMEC (2007) var baseret på den samme generelle udformning af vandkraftplanerne. Disse undersøgelser adskiller sig kun ved opdæmnings- og omledningsanlæggelserne, samt ved den planlagte trykhøjde for vandkraftplanerne.

Undersøgelserne udført i midten af 1970’erne foreslog en trykhøjde på 635 meter, der skulle opnås ved at hæve vandstanden i Tuvssap søen til kote 666,0 meter ved anlæggelse af dæmningerne D4 og D5 (se Tabel 1.1). Undersøgelsen udført af SMEC (2007) argumenterer for, at en forøgelse af vandkraftplanens oplagringskapacitet ved en hævning af vandstanden i Imarssuaq søen er mere økonomisk fordelagtigt end ved at hæve den i Tuvssap Tasia. Derfor forkastede de anlæggelsen af dæmningerne D4 og D5, hvilket resulterer i en trykhøjde på 623,0 meter. Den nuværende undersøgelse tager udgangspunkt i SMEC’s (2007) udsagn.

Tabel 2.3 viser, for forskellige installationskapaciteter, de påregnede produktionsstrømninger med tilhørende påkrævet årlig afstrømning. Under antagelse af en effektiv trykhøjde på 623,0 meter og en overordnet energivirkningsgrad på 84 % (udregnet ud fra: turbinevirkningsgrad 92 %; generatorvirkningsgrad 96 %; samt yderligere energitab på op til 5 % som følge af transmissionstabs og driftsbehov). For at udregne konservativt er der regnet med en belastningsfaktor på 100 %, eftersom sekundær energi ikke vil have nogen værdi. Belastningsfaktoren er mængden af energi der anvendes divideret med energimængden der er til rådighed hvis vandkraftværket er i kontinuert drift. Det antages derfor i denne vurdering at vandkraftværket hele tiden er i drift, året rundt, og der regnes ikke med planlagte eller uforudsættelige driftsstop.


Tabel 2.1 Målestationer (SMEC, 2007)

Gauging Station Description Period of Record

M3 Records runoff from the common outlet of Lake Tassartoq, Lake Imarssuaq and Lake 684

1974-1983

M5 Records runoff from the outlet of Lake Tuvssap Tasia 1974-1983

M7 Records runoff from Lake 722 1974-1975

Tabel 2.2

Målt Årlig Afstrømning – Imarssuaq Planen

Year Runoff (Mm

3/year)

M3 M5 M7 Total

1974 723.4 80.8 - 804.2

1975 945.0 106.1 38.3 1089.4

1976 945.5 125.4 32.2 1103.1

1977 850.2 84.5 - 934.7

1978 889.2 132.5 - 1021.7

1979 683.4 93.2 - 776.6

1980 916.5 78.9 - 995.4

1981 983.0 99.6 - 1082.6

1982 746.7 67.3 - 814.0

1983 887.2 112.1 - 999.3

Average 857.0 98.0 35.3 955.0 *

* Considering a runoff of 30 Mm3/year for station M7, the average runoff will be 985.0 Mm

3/year.

Tabel 2.3 Påkrævet Årlig Afstrømning – Imarssuaq Planen

Installed Capacity (MW)

Design Generation Flow (m

3/s)

Required Annual Runoff Yield (Mm

3)

80 15.6 m3/s 492.2

100 19.5 m3/s 615.2

120 23.4 m3/s 738.3

140 27.3 m3/s 861.3

160 31.2 m3/s 984.4

180 35.1 m3/s 1,107.4

Det ses i Tabel 2.2 at udbyttet af afstrømning fra Tuvssap Tasia søen alene (98 Mm3/år) ikke er tilstrækkeligt til at levere det estimerede udbytte på 738,3 Mm3/år der kræves til at drive en installeret vandkraftkapacitet på 120 MW. Den mængde afstrømning der yderligere kræves, kan kun gøres tilgængelig ved at forbinde Imarssuaq søen med Tuvssap Tasia søen.

Vandudbyttet fra Imarssuaq søen kan, ifølge planerne opstillet i de tidligere undersøgelser, øges ved at forbinde denne med Sø 684 og Tarssartoq. Målestationen M3 viser den afstrømning der opsamles af søerne Tarssartoq, Imarssuaq og 684 tilsammen, og kan derfor give en indikation af hvor stort et afstrømningspotentiale der kan forventes ved en integreret plan der forbinder disse tre søer (857,0 Mm3/år i gennemsnit).


Afstrømningsmålingerne fra M3 og M5 tilsammen (se Tabel 2.2) indikerer at en sammenkobling af Tuvssap Tasia søen med en fuldt udviklet vandplan centreret omkring Imarssuaq søen (forbundet med Sø 684 og Tarssartoq søen) ville give et gennemsnitligt udbytte af afstrømning på 955,0 Mm3/år, hvilket er et overskud i forhold til det der kræves for at drive en installationskapacitet på 120 MW.

Det skal dog bemærkes, at afstrømningspotentialerne fra Sø 684 og Tarssartoq er relativt små i forhold til det fra Imarssuaq. Opførelse af opdæmnings- og omledningsanlæg for at lede vand fra Sø 684 og Tarssartoq til Imarssuaq vil derfor ikke tilføje væsentlig merværdi til vandkraftplanen til, at det kan retfærdiggøre de tilhørende kapitalomkostninger.

I den nuværende undersøgelse overvejes en række af de antagelser der er foretaget under foregående undersøgelser, for at vurdere muligheden for at undgå at skulle forbinde Sø 684 og Tarssartoq med Imarssuaq søen. Det skal dog bemærkes, at der skal en detaljeret gennemførlighedsundersøgelse til for, at belyse om en sådan forbindelse faktisk er nødvendig. SMEC (2007) overvejede de følgende antagelser, for at vurdere hvor stort et årligt afstrømningsudbytte der kan forventes fra Imarssuaq søen alene:

• ACG vurderede i 1975 at den gennemsnitlige nedbørsmængde i oplandet svarer til cirka 120 Mm3/år. I grove træk svarer dette til cirka 15 % at det totale årlige afstrømningsvolumen;

• En fjernelse af søerne Tarssartoq og 684 fra det opland der afvandes forbi målestation M3 regnes med at svare til en reduktion af oplandet med cirka 20 %.

• Det antages at mængden af afstrømning der skyldes afsmeltning er direkte forbundet med længden af gletsjerflade der afvandes til hver af søerne. Det vurderes at en fjernelse af Tarssartoq kan mindske oplandet af isflader med cirka 10 %.

I Tabel 2.4 vises et revideret skøn over afstrømningsudbyttet fra Imarssuaq søen alene, der er baseret på de ovenstående antagelser. I Tabel 2.5 vises afstrømningen målt ved målestation M5 (repræsentativ for Tuvssap Tasia) sammen med den reviderede afstrømning for Imarssuaq søen. Kombinationen af disse er et groft skøn over det potentielle afstrømningsudbytte der kan forventes at være til rådighed for energiproduktion ved en forbindelse af Imarssuaq søen med Tuvssap Tasia søen.


Tabel 2.4 Revideret Afstrømningsudbytte for Imarssuaq Søen Alene

Year

Runoff (Mm3/year)

Record at Gauging Station

M3

Rainfall Reduction

(15% x 20%)

Glacial Face Reduction

(85% x 10%) Revised Runoff

1974 723.4 21.7 61.5 640.2

1975 945.0 28.4 80.3 836.3

1976 945.5 28.4 80.4 836.7

1977 850.2 25.5 72.3 752.4

1978 889.2 26.7 75.6 786.9

1979 683.4 20.5 58.1 604.8

1980 916.5 27.5 77.9 811.1

1981 983.0 29.5 83.6 869.9

1982 746.7 22.4 63.5 660.8

1983 887.2 26.6 75.4 785.2

Average 857.0 25.7 72.8 758.4

Tabel 2.5 Revideret Afstrømningsudbytte Forventet ved en Forbindelse Mellem Imarssuaq Søen og Tuvssap

Tasia Søen

Year

Runoff (Mm3/year)

Station M5 Revised

Station M3 Potential

Runoff Yield Differential *

1974 80.8 640.2 721.0 -17.3

1975 106.1 836.3 942.4 204.1

1976 125.4 836.7 962.1 223.8

1977 84.5 752.4 836.9 98.6

1978 132.5 786.9 919.4 181.1

1979 93.2 604.8 698.0 -40.3

1980 78.9 811.1 890.0 151.7

1981 99.6 869.9 969.5 231.2

1982 67.3 660.8 728.1 -10.2

1983 112.1 785.2 897.3 159.0

Average 98.0 758.4 856.5 118.2

* Potential yield minus required yield (738.3 Mm3/year)

2.2.3 Reguleringskapacitet

Ud fra vurderingen vist i Tabel 2.5 kan det konkluderes at det potentielle afstrømningsudbytte der realiseres af Imarssuaq søen alene, samt i kombination med Tuvssap Tasia søen, er nok til at opnå det udbytte der er påkrævet til energiproduktion. Som dog også ses i Tabel 2.5 kan der fra år-til-år forventes at opstå underskud i vandbalancen på omkring 40 Mm3/år.

En af følgende muligheder kan overvejes for at kompensere for disse mangler:

a: Forøge regulerings-/oplagringskapaciteten i Imarssuaq søen for at tilbageholde overskudsvand fra våde vintre, der så kan udnyttes i tørre år hvor


afstrømningsmængderne er små. Dette kan opnås ved at hæve toppen af den foreslåede dæmning D3;

b: Øge afstrømningsudbyttet der løber til Imarssuaq søen ved at forbinde denne til enten Sø 684 eller Tarssartoq. At lede vand fra Sø 684 til Imarssuaq søen vil kræve boring af 1 kilometer tunnel. At lede vand fra Tarssartoq søen til Imarssuaq søen vil kræve anlæggelse af 800 meter kanal.

Det lader til, at yderligere oprettelse af anvendelig oplagring i Imarssuaq søen er den økonomisk mest fordelagtige løsning, da det kun indebærer at hæve toppen af de foreslåede opdæmningsanlæg. Overfladearealet af Imarssuaq søen kan estimeres til cirka 90 km2. En hævning af toppen af dæmningen D3 med 0,5 meter i forhold til den hidtil foreslåede højde ville være nok til at øge den anvendelige oplagring med mere end 40 Mm3. Denne påstand bør dog undersøges yderligere, med samme detaljeringsgrad som i en gennemførlighedsundersøgelse.

Effektiviteten af en vandkraftplan, til at levere et acceptabelt niveau af jævn energiproduktion, afhænger af dens evne til at regulere vandstrømmene. Denne kapacitet afhænger af hvor stor den anvendelige oplagring er, som reservoiret (søerne Tuvssap Tasia og Imarssuaq) kan levere. Begge de nævnte søer skal kunne levere tilstrækkelig årlig og sæsonmæssig regulering for at opretholde et givet minimum af driftssikkerhed i energiproduktion.

Det anbefales dog, at der foretages yderligere undersøgelser med en numerisk model der kan udregne afstrømningsudbyttet fra afsmeltning af snedække og gletsjere ud fra input af længerevarende historiske måleserier af temperatur og nedbør. I den nuværende undersøgelse kan der dog anvendes en række syntetiske strømningssekvenser, der har de samme statistiske egenskaber som de historiske optegnelser, til at give en idé om hvilken konfidens der kan tilknyttes vurderingen af den fremførte oplagringskapacitet.

Thomas & Fiering sæsonmodellen (McMahon, 1978) er her i rapporten anvendt til at skabe datasæt med 100 års statistisk mulige månedlige indstrømningsserier for søerne Tuvssap Tasia og Imarssuaq ud fra historiske optegninger. I Figur 2.2 ses de øvre og nedre grænser fra et datasæt med 100 statistisk mulige realiseringer af en syntetisk afstrømningsserie, der har samme statistiske egenskaber som de historiske optegninger.


Figure 2.2 Syntetisk Indstrømningsserie for Søerne Tuvssap Tasia og Imarssuaq

Ifølge denne vurdering er det muligt at vandunderskuddet fra et år, eller opbygget over flere sammenhængende år, kan ligge i omegnen 200,0 Mm3. Ud fra denne konstatering foreslås en hævning af toppen af dæmningen D3 med cirka 2,5 meter, for at øge den anvendelige oplagring i Imarssuaq søen.

Slutteligt skal det indskærpes, at den løsning der hér præsenteres som den mest fordelagtige kun kan valideres igennem undersøgelser af en sådan detaljeringsgrad som forefindes i en gennemførlighedsundersøgelse. I Tabel 3.1 i afsnit 3 angives en liste over anlæggene i den foreslåede vandkraftplan.

2.2.4 Vandkraftpotentiale

Vandkraftpotentialet for Imarssuaq Planen blev estimeret via simulering af reservoirdrift og ud fra en månedlig strømningsserie der bestod af både historiske optegninger og syntetiske værdier. Et hundrede års månedlige strømningsværdier blev genereret ved brug af Thomas & Fiering sæsonmodellen (McMahon, 1978). I Figur 2.3 ses den månedlige strømningssekvens der er blevet brugt ved udregning af energisimuleringer. Sæsonmæssig og årlig regulering for den foreslåede plan blev bekræftet ved simuleringer af reservoirdrift. Der blev regnet med en anvendelig oplagring af 413 Mm3 (SMEC, 2007) under simuleringerne.

I Figur 2.4 vises forholdet mellem gennemsnitlig årlig energiproduktion og den installerede kapacitet. Det kan konkluderes at større mængder jævn strømproduktion

0.0

200.0

400.0

600.0

800.0

1000.0

1200.0

1400.0

1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983

Year

Ann

ual

Ru

noff

(M

m3 )

Historical Records

Upper Bound

Lower Bound

Required Annual Runoff

One Realization of a Synthetic Inflow Series

209.6 Mm3


kun kan opnås ved installerede kapaciteter på op til 120 MW. Yderligere ses et jævnt flad i den trinvise stigningen af årlig energiproduktion per megawatt der installeres udover de 120 MW.

Figur 2.3 Imarssuaq Planen – Månedlige Strømningsserier Anvendt til Energisimuleringer

Figur 2.4 Imarssuaq Planen – Forholdet Imellem Energiproduktion og Installeret Kapacitet


2.3 Tasersuaq Planen

2.3.1 Hydrologi

Den hydrometriske målestation M6 var i drift fra 1974-1983 ved den sydlige ende af Tasersuaq søen. Målinger fra stationen blev brugt til at vurdere hvor stor den potentielle afstømning fra Tasersuaq er, der kan realiseres til energiproduktion. I Tabel 2.6 vises de årlige afstrømninger der er målt ved målestation M6.

Tabel 2.6 Årlige Afstrømning Målt ved Målestation M6

Year Annual Runoff

(Mm3)

1974 4,032

1975 5,619

1976 5,811

1977 6,242

1978 5,932

1979 3,735

1980 5,065

1981 7,071

1982 4,001

1983 4,406

Average 5,191

Tabel 2.7 viser de påregnede vandstrømninger med tilhørende påkrævet årlig afstrømning for forskellige installationskapaciteter, under antagelse af en gennemsnitligt effektiv trykhøjde på 62,0 meter, en overordnet energivirkningsgrad på 84 % og en belastningsfaktor på 100 %.

Tabel 2.7 Påkrævet Afstrømningudbytte – Tasersuaq Planen

Installed Capacity (MW)

Design Generation Flow (m

3/s)

Required Annual Runoff Yield

(Mm3)

60 117.6 3,709.3

70 137.2 4,327.5

80 156.8 4,945.7

90 176.4 5,563.9

100 196.0 6,182.2

110 215.6 6,800.4

120 235.2 7,418.6

130 254.8 8,036.8

140 274.4 8,655.0


Ud fra sammenligning af Tabel 2.6 og Tabel 2.7 kan det konkluderes at jævn energiproduktion kun i højere grad kan realiseres ved installationskapaciteter på op til cirka 80 MW. Større installationskapaciteter vil fra år til år resultere i vandunderskud og derved tvinge systemet til at køre under den fulde driftskapacitet i perioder af det hydrologiske år. Selvom den samlede afstrømningsmængde der opsamles i Tasersuaq søen er langt større end det der er tilgængeligt i Imarssuaq Planen, gør den relativt lille bruttotrykhøjde at der kræves større strømninger for, at producere den samme mængde energi som kan forventes ved Imarssuaq Planen.

2.3.2 Vandkraftpotentiale

Vandkraftpotentialet for Tasersuaq Planen blev estimeret ud fra simulering af reservoirdrift og en månedlig strømningsserie der bestod af historiske optegninger og syntetiske værdier. Et hundrede års månedlige strømningsværdier blev genereret ved brug af Thomas & Fiering sæsonmodellen (McMahon, 1978). I Figur 2.5 ses den månedlige strømningssekvens der er blevet brugt ved udregning af energisimuleringer. Sæsonmæssig og årlig regulering for den foreslåede plan blev bekræftet ved simuleringer af reservoirdrift. Der blev regnet med en anvendelig oplagring af 2.800 Mm3 (Landsvirkjun, 2009) under simuleringerne.

I Figur 2.6 vises forholdet mellem gennemsnitlig årlig energiproduktion og den installerede kapacitet. Det kan konkluderes at en høj belastningsgrad (≥ 90 %) kun kan opnås ved installationskapaciteter på op til 80 MW.

Figur 2.5 Tasersuaq Planen - Månedlige Strømningsserier anvendt til energisimuleringer


Figur 2.6 Tasersuaq Planen – Forhold imellem Energiproduktion og Installeret Kapacitet

2.4 Yderligere Hydrologiske Undersøgelser

Regionens hydrologiske regime, og derved udbyttet af afstrømningen til de to søer, styres hovedsagligt af ophobning og afsmeltning af snedækker og gletsjere. Disse processer styres igen direkte af meteorologiske begivenheder og sæsonvariationer af temperaturen.

Hvis projektet virker interessant foreslås det derfor, at der foretages yderligere vurderinger af potentielle afstrømningsudbytter, idet der tages hensyn til disse styrende processer. Dette kan opnås ved brug af en numerisk model der, ud fra længerevarende måleserier af temperatur og nedbørsmængder, kan estimere det afstrømningsudbytte der stammer fra afsmeltning.

Indsamlingsperioden for målestationerne der vurderes her i rapporten regnes for at være korte i forhold til et studie af vandkraftpotentialet. Disse korte måleperioder afspejler ikke nødvendigvis relevante tilbagevendende begivenheder såsom flere på hinanden følgende kolde år, der kan påvirke afstrømningsudbyttet og derved energiproduktionen.

En systematisk stigning i afsmeltningen af snedække og gletsjeris, som følge af stigende temperaturer på grund af global opvarmning, bør også overvejes i forhold til fremtidige hydrologiske undersøgelser. FN’s klimapanel (IPCC, 2001) har angivet at den globale gennemsnitstemperatur kan stige med omkring 0,3 °C per årti.


3.0 INFRASTRUKTUR OG OMKOSTNINGSSKØN

Ud fra analyser af hvor stort et afstrømningsudbytte der skal til for, at opfylde Isua projektets energibehov, forestilles hovedkomponenterne i infrastrukturen til Imarssuaq og Tasersuaq Planerne (Optioner A og B) at være som vist i Tabellerne 3.1, 3.2 og 3.3.

Udformningen og tilhørende omkostninger af de primære anlægsarbejder, elektromekanisk maskineri og transmissionsinfrastrukturer der præsenteres heri er, bortset fra transmissionsledningerne, baseret på information samlet fra forrige undersøgelser samt et antal hypoteser der er baseret på SNC-Lavalin’s erfaringer fra lignende projekter foretaget under nordlige forhold, uden permafrost, med undtagelse af transmissionsledningerne.

De omkostningsskøn der præsenteres her i rapporten kan kun valideres ved ordentlige undersøgelser på stedet og et vist minimumsniveau i detaljeringsgrad og plandesign ved udførelse af en gennemførlighedsundersøgelse. For at estimere omkostningerne er det antaget at der installeres en kapacitet på 120 MW for Imarssuaq Planen samt 100 MW for Tasersuaq Planen. Omkostningsskønnene vises i tabellerne 3.4, 3.5 og 3.6.

Ud fra de mange ubekendte faktorer i forhold til lokale anlægsforhold, såsom om der lokalt kan skaffes nok konventionelle byggematerialer og kvalificeret arbejdskraft, menes det, at præcisionen af de nuværende omkostningsskøn er ±50 %. Eventualposterne i det nuværende omkostningsskøn (se tabellerne 3.4, 3.5 og 3.6) sætter tal på omkostninger der bør inkluderes, men som ikke kan bestemmes præcist ved den nuværende detaljeringsgrad.

3.1 Mekanisk Udstyr

For de vandkraftplaner der vurderes her i rapporten forestilles det, at vandkraftværkernes elektromekaniske strømproducerende maskineri og hjælpeenheder skal installeres i underjordiske huler. Optransformerstationer der skal øge generatorstrømspændingen til transmissionsspænding vil huses i tilstødende huler.

For at lette adgang og transport forekommer det hensigtsmæssigt at opnå Imarssuaq Planens 120 MW installerede kapacitet ved en konfiguration med tre 40 MW Pelton-turbiner med vertikale aksler. Hver af disse designes med fire dyser og en nominel omdrejningshastighed på 600 omdrejninger i minuttet og vil drive tre 40 MW generatorer.

For at opnå Tasersuaq Planens 80 MW installerede kapacitet forestilles der tre 27 MW lodrette akse Francis-turbiner, med en nominel omdrejningshastighed på 270 omdrejninger i minuttet. Disse turbiner vil drive tre 27 MW generatorer.

Turbiner og elektromekanisk udstyr blev udvalgt ved hjælp af in-house software, der er baseret på erfaringskurver.

Det er planen, for alle de vurderede vandkraftordninger, at beskyttelses- og reguleringsporte udstyres med hejseværk til regulering af vandindtag og -udtag. Indtaget


af tunnelen T3 (Imarssuaq Planen) vil også have et hydro-mekanisk portsystem til at regulere vandoverførslerne fra Imarssuaq Søen til Tuvssap Tasia Søen.

3.2 Højspændingsinfrastruktur

Det påtænkes, at der for Imarssuaq Planen, SMEC (2007) samlet opføres 165 kilometer højspændingsledninger (132 kV), der fra kraftværket, beliggende syd for Tuvssap Tasia Søen, løber 65 kilometer til et knudepunkt med den planlagte mine-havn produktrørledning. Hér forgrener transmissionsledningerne sig og fortsætter de henholdsvis 30 kilometer til mineområdet og 70 kilometer til havneområdet.

Ifølge Landsvirkjun Power (2009), vil føringsafstanden af højspændingsledninger over til den planlagte mine-havn produktrørledning ved Tasersuaq Planen – Option A være kort. Føringsafstanden for Option B vil være omkring 15 km længere end for Option A, og vil være nødt til at krydse bjergrigt terræn.

For at kunne estimere omkostninger og groft sammenligne de relative økonomier af de forskellige infrastrukturalternativer, regnes der i denne rapport med at alle ledningsføringer vil foregå under ens forhold og over lange strækninger af bakket og uregelmæssigt terræn. Der antages en fast pris per længdeenhed af transmissionsledning. Denne pris tager ikke hensyn til særegenheder der kun kan identificeres ved detaljeret opmåling under fremtidige gennemførlighedsundersøgelser. Ved udregningen af etableringsomkostningerne regnes der med, at der ikke vil være behov for at anvende helikopter. Hvis der bliver behov, vil disse omkostninger dækkes under eventualposterne.

3.3 Tilkørselsveje

Der vil være behov for tilkørselsveje for at forbinde de forskellige arbejdssteder til den vej der løber langs produktrørledningen, mellem mineområdet og havneområdet. Det forestilles at der løber hovedveje langs de samme linjeføringer som højspændingsledningerne, samt at biveje løber herfra ud til de forskellige faciliteter og installationer der skal forbindes.

Imarssuaq Planen vil indebære de længste anlæggelser af tilkørselsveje da kraftværket vil ligge 50 kilometer fra mine-havn produktrørledningen. For Tasersuaq Planen – Option A vil der være behov for tilkørselsveje der forbinder dette kraftværk med en havneplads cirka 10 kilometer mod syd.

3.4 Opdæmnings- og omledningsanlæg

3.4.1 Dæmninger og overløb

Ud fra de lokale omstændigheder, der er beskrevet i de foregående undersøgelser, antages det i denne undersøgelse at betonklædte stenfyldsdæmninger (på engelsk: concrete faced rock fill dams (CFRD)) er velegnede til alle de vurderede alternativer, hvor dæmninger skal bruges til at opdæmme og hæve vandhøjden i tilstedeværende søer. Til alle dæmninger er anvendt et typisk symmetrisk tværsnit med 1,4:1,0 (H:V)


hældninger og en øvre bredde på 6 meter. Der er lagt yderligere 30 % oveni de skønnede omkostninger for at dække anlæggelse af midlertidige inddæmninger og omledningsforanstaltninger.

Den økonomiske gennemførlighed af de planlagte dæmninger bør ved efterforskning af fundamentforhold undersøges nøje under fremtidige undersøgelser. I denne undersøgelser er det antaget at der kun er tynde overliggende jordlag eller tilstedeværelse af tynde permafrostlag, og at der mange steder er synlig fast klippe.

Overløbene vil være af typen med frit overløb over en betontærskel til en udgravet kanal. Dimensioneringen af overløb skal vurderes ud fra passende hydrologiske og hydrauliske designhensyn ved fremtidige gennemførlighedsundersøgelser.

3.4.2 Anlæg til Afvandingsoverførelse

Den tidligere planlagte tunnel T3 og kanal C4 (Imarssuaq Planen) vil tjene til at lede en reguleret afstrømning fra Imarssuaq Søen til Tuvssap Tasia Søen, hvor vandkraftværkets indtag vil være placeret. Føringen af tunnelen T3 forventes at være i klippeformationer. Det er planen, at omkring 90 % af tunnelens længde vil være foret med fiberarmeret sprøjtebeton med stålnet, og 10 % vil bestå af armeret betonforing.

For at validere omkostningsskønnene der er præsenteret i denne rapport, bør der gennemføres omfattende geotekniske undersøgelser af jordbundsforholdene under fremtidige forundersøgelser. Dette er vigtigt for, at der på et informeret grundlag kan træffes valg om anvendte maskiner og metoder til udgravning, samt terrænets bæreevne ud fra faktorer såsom klippernes blokformede natur og placering af svage områder i klipperne.

3.5 Kraftværk og vandtransportanlæg

3.5.1 Tunneler til Vandindtag og Vandudtag

Det er heri antaget, at de vandførende tunneler vil løbe gennem klippeformationer. De vil langs 90 % af deres længde være foret med fiberarmeret sprøjtebeton med stålnet, og langs 10 % være foret med armeret beton. Tværsnitsarealerne for vandindtagstunneler og vandudtagstunneler blev baseret på overslagsberegninger under antagelse af, at flowhastigheder ikke bør overstige 3 m/s for at minimere tryktab.

3.5.2 Elværker

Elværkerne i alle vurderede alternativer vil blive placeret under jordoverfladen. De dimensioner der præsenteres heri, er baseret på antagelser fra tidligere undersøgelser og valideres ved SNC-Lavalin’s erfaring i design og konstruktion. Alle huler der huser kraftværksudstyr, hovedtransformator og centrale rum vil være foret med fiberarmeret sprøjtebeton med stålnet.


3.5.3 Turbinerør

Turbinerørenes diametre blev groft beregnet under antagelse af en maksimal hastighed på 5 m/s. Det blev antaget, at den øvre halvdel af længden vil blive foret med armeret beton, og at den nedre halvdel, vil være foret med 30 mm stål.

3.6 Anlægsarbejder og tidsplan

Et resume af en overordnet plan for anlægsarbejder er præsenteret nedenfor. Planen er baseret på BFS rapporten med anvendelse af juni 2012 som udgangspunkt for en fortsættelse af den videre planlægning af projektet. Det forudsættes yderligere at projektet vil blive gennemført på såkaldt EPCM betingelser (på engelsk: Engineering, Procurement and Construction Management; på dansk: Ingeniørdesign, Indkøb og Anlæg). Endelig forudsættes at ’År 1’ er det år minedriften og produktionen af jernkoncentrat starter. To anlægsstrategier er præsenteret og begge strategier er basis for de finansielle analyser.

I begge strategier vil anlægsfasen for etablering af vandkraft være 7 år som det fremgår af aktivitetsoversigten i Tabel 3-1. Det skal bemærkes at antal af år ikke er summen af de enkelte aktiviteter idet der er et vist overlap mellem aktiviteten som det også fremgår af de efterfølgende Fig. 3-1 og Fig. 3-2

Tabel 3-1 Væsentlige aktiviteter og varighed ved vandkraftetablering

Aktivitet Varighed

Engineering (Ingeniørmæssig design) 2 år

Dette inkluderer

1. Feltundersøgelser,

2. Geotekniske boringer/undersøgelser,

3. Andre nødvendige undersøgelser for en fyldestgørende vurdering af lokale forhold,

4. Skitseprojektering

5. Detailprojektering.

Procurement (Ordre og indkøb) 2 år

Anskaffelse af komponenter til vandkraftanlæg kan først påbegyndes når ingeniørmæssige vurderinger er gennemført i tilstrækkeligt omfang til at centrale og kritiske komponenter er identificeret især elektro-mekanisk udstyr fx turbiner. Dette har stor betydning for selve konstruktionsfasen.

Turbiner til et projekt som dette er ikke ’standard’ udstyr og skal designes ud fra de projektspecifikke karakteristika. Ligeledes skal en fysisk model udarbejdes til test af den foreslåede turbine. Disse aktiviteter vil indebære omkring 1 år ekstra.

Construction (Anlægsfase) 5 år


Anlægsfasen for vandkraftanlæg er i dette studie anslået til 5 år baseret på følgende overvejelser:

1. Afsides beliggende område uden adgangsveje; omkring 100 km adgangsveje skal etableres i vanskeligt terræn med krydsninger af søer

2. Fysisk model skal udformes til test af turbineforhold¨

3. Omkring 160 km højspændingsledning skal etableres i vanskeligt terræn og under ekstreme klimatiske forhold

4. On site maskiner til tilslagsmaterialer og betonblanding til dæmningsbyggeri skal etableres

5. Alle anlægsarbejder i forbindelse med dæmninger og infrastruktur skal udføres samtidig med langvarige vinterforhold som nedsætter produktionshastigheden

6. Endelig inkluderer forløbet også idriftsættelsesfasen forud for energitilførslen til procesanlægget fra vandkraftanlægget.

Anlægsstrategi no. 1 (Figur 3-1)

Ingeniørmæssig design og anlæg of Isua procesanlæg inklusive fuld dieselbaseret elproduktion påbegyndes i år -4 (dvs. i juni 2012) og med færdiggørelse og start af produktion i år 1 (dvs. i 2016), mens vandkraftanlægget vil være anvendeligt i år +4, dvs. i juni 2019.

Anlægsstrategi no. 2 (Figur 3-2)

Ingeniørmæssig design og anlæg af procesanlægget er forsinket og med let reduceret dieselbaseret el-produktion med færdiggørelse samtidig med vandkraftanlægget i år -1 (dvs. i 2019). Produktionen kan starte tidligt i år 1 (dvs. i 2020).

Sammenlignet med de 4 års anlægsfase som er udgangspunktet i basis scenariet vil introduktion af vandkraftanlægget medføre 3 hovedaktiviteter som har en varighed af 7 år.

I begge scenarier er der foretaget en overslagsmæssig omkostningsvurdering med udgangspunkt i data vist i Tabel 3-5 til Tabel 3-7.


Figur 3-1 Anlægsstrategi no. 1


Figur 3 -2 Anlægsstrategi no. 2


Tabel 3.2 Imarssuaq Planen – Foreslået Vandkraftplan

Structure Designation Characteristics

Impoundment and Diversion Works

Dam

D3 – For cutting off the outlet of Lake Imarssuaq

Crest Length = 70 m; Maximum height = 22 m;

D6 – For diverting water from Lake 667 to Imarssuaq

Crest Length = 110 m; Maximum height = 7 m;

Spillway at dam D3 Crest Length = 100 m; Design Head =2m.

Canal C4 – convey water from Lake 667 to Lake Tuvssap Tasia

Length = 120 m; Trapezoidal cross-section; Slopes = 1.5:1.0 (H:V); Bottom width = 4m; Height = 2 m.

Tunnel T3 – convey water from Imarssuaq to Lake Tuvssap Tasia through Lake 667

Length = 1,600 m; Cross-section area = 20 m

2.

Hydropower Works

Headrace Tunnel Length = 8,400 m; Cross-section area = 20 m

2.

Penstock Length = 800 m; Cross-section area = 8 m

2.

Underground Powerhouse

Power station cavern = 25 m high; 45 m long; 10 m wide. Main transformer cavern = 10 m high; 45 m long; 10 m wide. Central control room = 10 m high; 15 m long; 10 m wide.

Tailrace Tunnel Length = 3,000 m; Cross-section area = 20 m

2.

Tabel 3.3

Tasersuaq Planen Option A – Foreslået Vandkraftplan


Dam

Kugssua Dam Crest Length = 860 m; Maximum height = 30 m;

Narssarssuaq Dam

Section A Crest Length = 60 m; Maximum height = 25 m; Section B Crest Length = 2,700 m; Maximum height = 5 m;

Spillway at Kugssua Dam Crest Length = 150 m; Design Head =2 m.

Headrace Tunnel Length = 5,800 m; Cross-section area = 60 m

2.

Access Tunnel: 600m long; Cross-section area = 8 m2.


2.


Power station cavern = 25 m high; 45 m long; 10 m wide. Main transformer cavern = 10 m high; 45 m long; 10 m wide. Central control room = 10 m high; 15 m long; 10 m wide. Access tunnel = 700m long; Cross-section area = 8 m

2.

Tailrace Tunnel Length = 1,500 m; Cross-section area = 60 m

2.


Tabel 3.4 Tasersuaq Planen Option A – Foreslået Vandkraftplan


Headrace Tunnel

Length = 18,200 m; Cross-section area = 60 m

2.

Access Tunnel: Length = 800 m; Cross-section area = 8 m

2.


2.


Power station cavern = 25 m high; 45 m long; 10 m wide. Main transformer cavern = 10 m high; 45 m long; 10 m wide. Central control room = 10 m high; 15 m long; 10 m wide. Access tunnel Length = 700m; Cross-section area = 8 m

2.

Tailrace Tunnel Length = 1,000 m Cross-section area = 60 m

2.


Tabel 3.5 Omkostningsskøn for Imarssuaq Planen (120 MW)

Item Estimated Cost

(Million US$)

1. Civil Works Power Intake Structure (including temporary cofferdam) 8.0 Headrace Tunnel 69.3 Surge Gallery 15.6 Penstock and Gate Shaft 14.3 Underground Powerhouse and Access Tunnel (including steel superstructure, crane, HVAC an water systems)

23.4

Tailrace Tunnel 45.7 Dams (including diversion works and temporary cofferdams) 15.3 Conveyance Tunnels and Canals 20.6 Access roads 59.2

Sub-Total 271.4

2. Electric & Mechanical Equipment Turbines and Generators 17.1 Electromechanical Auxiliaries 3.3 Transformers (including bus duct) 7.2

Sub-Total 27.6

3. High-Voltage Transmission Infrastructure Transmission Lines 140.2 Substations 9.0

Sub-Total 149.2

4. Other Costs Feasibility Studies and Site Investigation 6.4 Environmental Work 6.6 Detailed Design and Contract Documents 6.7 Administration 13.7 Civil contingencies and unforeseen cost allowances (25%) (**) 67.9 Electromechanical Contingencies (20%) (**) 6.1 High-voltage transmission Contingencies (25%) (**) 37.3

Sub-Total 144.7

Total Cost (*) With transmission infrastructure 592.9

Without transmission infrastructure 443.7

* Cost per Installed MW (*) With transmission infrastructure 4.9


* Accuracy of cost estimate ranges from -50% to +50% ** The contingencies included in the present cost estimate quantify costs that will need to be included but cannot precisely be established at the present level of detailing.


Tabel 3.6 Omkostningsskøn for Tasersuaq Planen – Option A (80 MW))

Item Estimated Cost

(Million US$)

1. Civil Works Power Intake Structure (including temporary cofferdam) 5.5 Headrace Tunnel 211.2 Surge Shaft 3.1 Penstock and Gate Shaft 28.2 Underground Powerhouse and Access Tunnel (including steel superstructure, crane, HVAC an water systems)

20.2

Tailrace Tunnel 54.6 Dams (including diversion works and temporary cofferdams) 85.8 Access roads 12.0

Sub-Total 420.6


Sub-Total 30.3


Sub-Total 111.0


Sub-Total 172.5

Total Cost (*) With transmission infrastructure 734.4






Tabel 3.7 Omkostningsskøn for Tasersuaq Planen – Option A (80 MW))

Item Estimated Cost

(Million US$)

1. Civil Works Power Intake Structure (including temporary cofferdam) 5.5 Headrace Tunnel 662.7 Surge Shaft 3.1 Penstock and Gate Shaft 28.2 Underground Powerhouse and Access Tunnel (including steel superstructure, crane, HVAC an water systems)

20.2

Tailrace Tunnel 36.4 Access roads 32.9

Sub-Total 789.0


Sub-Total 30.3


Sub-Total 123.7


Sub-Total 267.7

Total Cost (*) With transmission infrastructure 1,210.7

Without transmission infrastructure 1,087.0





4.0 SAMMENLIGNING AF VANDKRAFT OG DIESEL TIL ENERGIPRODUKTION

4.1 Hypotese

4.1.1 Kapitalomkostninger (CAPEX) termer

Kraftværkinstallationsomkostning- dette er den totale omkostning for turn-key-pakken, og inkluderer alle delelementer og tilhørende omkostninger for at gøre kraftværket klar til drift.

Højspændingsledninger anlæggelsesomkostning- indeholder alle omkostninger ved at anlægge et ledningsnet til at transmittere strøm fra kraftværket til forbrugsstederne. Denne post er overflødig ved lokal energiproduktion.

Anlæggelsesomkostning- i tilfælde af en fjern placering af kraftværket (langt fra både minen og havnen) vil der være behov for en særskilt arbejdslejr med selvstændig midlertidig energiproduktion. Denne post estimeres til at være 10 % af kraftværksomkostningen.

Yderligere energiproduktion- ved nogle af vandkraftoptionerne er der ikke nok afstrømningsudbytte til at dække 100 % af projektets energibehov, hvorfor der vil være behov for at producere energi ved andre energikilder.

4.1.2 Driftsomkostninger (OPEX) termer

1-års reservedele- dette er de totale omkostninger af de reservedele der kræves til 1 års drift. Omkostningen er et gennemsnit, der er baseret på 15 års drift.

Vedligeholdelsesomkostninger- gennemsnitlig vedligeholdelsesomkostning for 1 års drift baseret på historiske data og er per kWh.

Brændstofforbrug- brændstof der kræves til at producere energi i 1 år. Ved nogle af vandkraftoptionerne dækker dette brændstofforbrug der kræves til at kompensere for manglende vandreserver.

Andre forbrug- omkostninger af smørelsesolier, frostvæske og andre tekniske væsker.

Elektricitetsproduktionspris- den gennemsnitlige elektricitetsproduktionspris per kWh baseret på 15 års produktion.

4.2 Oversigt over optionerne

4.2.1 Option Nummer 1- Kun Diesel Energiproduktion

Dette er basisscenariet. Kraftværker fordeles ud hvor der er behov for elektricitet og der kræves derfor ikke højspændingsledningsnet. I dette tilfælde er der to særskilte


kraftværker – et ved havnen og et ved minen, der hver især er dimensioneret til at levere 100 % af den påkrævede energi med en generator i vedligeholdelsestilstand.

4.2.2 Option Nummer 2 - Imarssuaq Vandkraftplanen (120 MW)

Som beskrevet i afsnit 1.4.1.

4.2.3 Option Nummer 3 - Tasersuaq Vandkraftplanen - Option A (80 MW)


4.2.4 Option Nummer 4 - Tasersuaq Vandkraftplanen - Option B (80 MW)



4.3 Resume af kapacitet og omkostningsoverslag

DESCRIPTION

Option 4.2.1

Dieselbaseret el-produktion

alene

Option 4.2.2

Imarssuaq vandkraftplan

Option 4.2.3

Tasersuaq vandkraftplan

Option A

Option 4.2.4

Tasersuaq vandkraftplan

– Option B

CAPEX

1. Power Plant Cost, $ 221,000,000 443,700,000 623,400,000 1,087,000,000

2. Transmission Line cost, $

N/A 149,200,000 111,000,000 123,700,000

3. Construction Cost, M$ N/A 44,400,000 62,300,000 108,700,000

4. Additional generation, M$

N/A 40,000,000 140,000,000 140,000,000

Total CAPEX 221,000,000 677,300,000 936,700,000 1,459,400,000

OPEX

1. 1-year spare parts, $ 10,950,000 16,425,000 16,425,000 16,425,000

2. Maintenance, $ 1,095,000 2,825,450 1,883,633 1,883,633

3. Fuel consumption, $ 273,750,000 10,950,000 98,550,000 98,550,000

4. Other consumables, $ 13,687,500 13,687,500 13,687,500 13,687,500

Total cost per year, $ 299,482,500 42,705,000 130,305,000 130,305,000

Total annual energy from hydro, kWh

N/A 1,051,200,000 700,800,000 700,800,000

Total annual energy from diesel, kWh

1,095,000,000 43,800,000 394,200,000 394,200,000

Total Annual Energy Production, kWh

1,095,000,000 1,095,000,000 1,095,000,000 1,095,000,000


4.4 Finansiel analyse

En finansiel analyse er udført baseret på 2 scenarier som beskrevet i sektion 3.6 og med de forudsætninger om vandkraftpotentiale der er præsenteret i rapporten. Den finansielle model er genanvendt og baseret på at kapitalomkostningerne (CAPEX) overstiger den nuværende estimat med 40 % (konservativt skøn), hvilket er indenfor den øvre grænse af nøjagtighed for estimatet. Denne antagelse er skønnet acceptabel eftersom projekt definitionen ’lav’ for dette studie er mindre end 1 % i henhold til AACE retningslinjerne.

Option 4.2.2. Imarssuaq vandkraftplanen er anvendt i den finansielle analyse og med de 2 anlægsstrategier.

Beskrivelse Anlægsstrategi 1 Anlægsstrategi 2 Basis scenarie

Baseret på vandkraft

(Konservativ CAPEX)*

Baseret på vandkraft

(konservativ CAPEX)*

Ingen vandkraft

Projektets interne forrentning efter skat (Project IRR)

14.4% 12.4% 18,5%

Egenkapital intern forrentning efter skat (Equity IRR)

21.7% N/A* 30,1%

Projektets nettonutidsværdi efter skat (Project NPV)

$1,005,026,017 $733,466,577 $1.364.091.541

Projektets tilbagebetalingstid 4.3 år 4.6 år 3,5 år

* Ifølge AACE International (2003) kan den forventede spændvidde for det foreliggende overslag variere fra så lavt som -

20 % til så højt som +100 %. Baseret på SNC-Lavalin’s erfaringer fra projekter af samme art, og med de forudsætninger og ukendte som er beskrevet heri, menes det dog, at de nuværende omkostningsskøn har en nøjagtighed på ±50 %.

Den finansielle analyse er i overensstemmelse med 10 års efterviste resourcxes for fanansiering som anvendt i BFS. Vandkraft vil dog blive anvendt i en 15 års drifttid for minen.

Diskonteringsraten anvendt i den finansielle analyse er den samme som anvendt i BFS, nemlig 8 %

Equity IRR er den interne forrentning af den investerede egenkapital, når projektet er finansieret gennem lån og egenkapital. Project IRR er et begreb for den interne forrentning når projektet er 100% finansieret gennem egenkapital, hvilket er tilfældet med Anlægsstratehi nr. 2

** Egenkapitalens intern forrentning er ikke relevant i strategi 2. Det er forudsat at projektet udelukkes financieres af egenkapital.


5.0 DISKUSSION OG KONKLUSION

Analysen der er foretaget under den nuværende undersøgelse indikerer, at en vandkraftløsning baseret på Imarssuaq Planen er den foretrukne løsning i forhold til at opnå Isua Projektets ønskede installationskapacitet på 120 MW. Imarssuaq Planen er ikke blot i stand til at levere større mængder jævn energiproduktion end Tasersuaq Planen, men kapitalomkostningerne per installeret MW er også lavere.

Selvom Imarssuaq Planen, udover selve vandkraftværksinfrastrukturen, kræver yderligere opdæmnings- og omledningsanlæggelser for at mobilisere afstrømninger fra et antal søer og oplande, så er den tilgængelige trykhøjde meget større end for Tasersuaq Planen. Imarssuaq Planen vil have behov for mindre udledninger end Tasersuaq Planen, for at levere sammen mængde energi, hvorfor der også kræves mindre tværarealer i tunnelerne til vandindtag og vandudtag.

Det skal dog bemærkes at de resultater der præsenteres i denne rapport er nået som følge af et skrivebordsarbejde, der yderligere er baseret på ufuldstændige data og information fra tidligere undersøgelser. Der er under denne undersøgelse ikke blevet udført besigtigelser på stedet, feltarbejde eller anden dataindsamling. Kun igennem fremtidige forundersøgelser kan en endelig afgørelse træffes om hvilket vandkraftalternativ der er det økonomiske set mest gunstige, samt om alternativerne overhovet er teknisk- og økonomisk gennemførlige. Det skal også bemærkes at den vandafstrømning der skal bruges til energiproduktion i høj grad stammer fra gletsjersmeltevand. Denne undersøgelse tager ikke hensyn til, at høje smeltevandsafstrømninger kun optræder under gletsjerenes afsmeltningsperioder og desuden indeholder store mængder suspenderede faste stoffer. Under perioder med lav afstrømning kan det være at der ikke er nok vand til at producere den fornødne vandkraft. Udfældning af de faste stoffer i vandreservoiret vil med tiden også reducere dets kapacitet. Disse to faktorer vil have stor indflydelse på hvor store mængder energi der kan produceres, samt påvirke anvendeligheden og vedligeholdelsen af vandkraftværket.

Omkostningsskønnene i dette dokument er kun beregnet til at vurdere den relative økonomi ved de undersøgte vandkraftalternativer. De er blevet baseret på oplysninger indsamlet i tidligere undersøgelser og ved analogi med lignende projekter der har fundet sted i nordlige forhold uden permafrost. Der er antaget, at fundamenterne til højspændingsledningerne ikke behøver strække sig dybt ned i klipperne.

Enhedspriser, der anvendes til sammensætningen af omkostningsoverslag i den nuværende undersøgelse, er baseret på projekter af lignende karakter udført af SNC-Lavalin i Alaska (højspændingsledninger) og nordlige Quebec (anlægs- og elektromekaniske arbejder), og disse afspejler ikke nødvendigvis de samme anlægsbetingelser som forventes i Grønland, såsom manglende adgang til konventionelle byggematerialer og faglærte arbejdere.

Foreningen ”The association for the advancement of cost engineering” (AACE International, 2003) giver retningslinjer for at vurdere den forventede nøjagtighedsgrad af en omkostningsoverslagsundersøgelse baseret på egenskaber såsom graden af


projektdefinition, ultimo brug og metodologi. Det kan siges, at denne undersøgelse har et niveau af projektdefinition på 0 % til 2 %; blev udviklet på en basisanalogi med projekter af lignende karakter; samt at undersøgelsen er beregnet til konceptscreening. Som omhandlet i AACE retningslinjerne er den samlede nøjagtighed af skønnet stærkt knyttet til den faktiske projektdefinition, omfangsvurderingen og designinput. Ifølge AACE International (2003) kan den forventede spændvidde for det foreliggende overslag variere fra så lavt som -20 % til så højt som +100 %. Baseret på SNC-Lavalin’s erfaringer fra projekter af samme art, og med de forudsætninger og ukendte som er beskrevet heri, menes det dog, at de nuværende omkostningsskøn har en nøjagtighed på ±50 %.

Det skal også bemærkes, at den foreliggende vurdering viser, at transmissions-omkostninger alene udgør en væsentlig del af de samlede udgifter til vandkraftplanerne. Transmissionsomkostninger til højspændingsledninger i Imarssuaq Planen anslås at tegne sig for omkring 30 % af de samlede omkostninger. Kun den detaljeringsgrad af projektdefinition og feltundersøgelse der foretages under en forundersøgelse, kan passende indikere de sande omkostninger ved transmissionsinfrastruktur og evaluere virkningen af disse omkostninger i forhold til projektets økonomiske levedygtighed.

Når man sammenligner vandkraft med andre former for elproduktion, såsom termoelektrisk energi, i forhold til at opfylde Isua Projektets energibehov, skal byggeriets tidsplan også tages i betragtning. Det menes, ud fra SNC-Lavalin’s erfaringer med lignende projekter, at det vil tage mindst syv år at implementere de heri vurderede vandkraftalternativer, med tilhørende lokalitetsundersøgelser, grundlæggende og detaljeret teknisk design samt egentlig konstruktion. Det skal understreges, at byggeriets tidsplaner er meget følsomme overfor faktorer som vejrforhold og økonomisk levedygtig logistik.

En finansiel analyse er gennemført med henblik på at vurdere Isua projektets finansielle gennemførlighed såfremt vandkraftprojektet indarbejdes i projektet. Som det er beskrevet i sektion 4.4 viser analysen, at den besparelse der er på 160 millioner USD i driftsomkostninger ved at etablere el-produktionen fra vandkraft i stedet for dieseldrevet el-produktion langt fra kan opveje en investering på yderligere 892 millioner USD (forsigtigt CAPEX) som er nødvendig til vandkraftanlæg og at det vil have en væsentlig negativ konsekvens for nettonutidsværdien og dermed gøre projektet finansiel ikke-gennemførlig.

Ved anlægsstrategi no. 2 vil indtægterne for London Mining blive forsinket yderligere med mindst 3 år.

For tidplanerne for anlægsfasen for både procesanlægget og vandkraftanlægget gælder, at de ikke tager højde for en samtidig gennemførelse af projektet og de hermed forbundne risici og kompleksitet af at to store anlægsområder skal gennemføres simultant og dermed forbundne højere risiko for forsinkelser og ekstra omkostninger.