Regional kraftsystemutredning for Hedmark og Oppland · 2017-03-07 · (300 kV-ledningene Fåberg- Nedre Vinstra/Harpefoss med transformering og Balbergskaret-Rendalen samt 132 kV-linja

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/

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/

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

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


Føssaberge Clemens

Kraftverk AS


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


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


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


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)


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


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/

https://www.nve.no/energiforsyning-og-konsesjon/vannkraft/sma-kraftverk/ressurskartlegging-smaa-vannkraftverk/

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


[Mkr] Startår

Prosjekt-


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


[Mkr] Startår

Prosjekt-


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)


ny produksjon

6.2.24 Tolga transformatorstasjon -

Flytting EN/EV 32 2018 2018-20

Knyttet til

kraftutbyggingsprosjekt

og spenningsheving 66-

132 kV (mottatt

konsesjon)


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


tap

6.2.31 132 kV Åbjøra-Gjøvik EN 300 2026 2026- Reinvestering pga. nettap

og teknisk tilstand Tilstand, tap


[Mkr] Startår

Prosjekt-


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


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.

Documents

Regional kraftsystemutredning for Hedmark og Oppland · 2017-03-07 · (300 kV-ledningene Fåberg- Nedre Vinstra/Harpefoss med transformering og Balbergskaret-Rendalen samt 132 kV-linja