Regional kraftsystemutredning for ... - Eidsiva Energi

Regionalkraftsystemutredningfor utredningsområde 4Hedmark og Oppland2009HovedrapportKSU Hedmark og Oppland 2009

1. InnledningDette dokumentet er den åpne delen av kraftsystemutredningen for område Hedmarkog Oppland, utgave 2009, og betegnes som hovedrapport som skal være etsammendrag av den komplette grunnlagsrapporten. Denne inneholder informasjonsom i henhold til gjeldende lover og forskrifter skal være underlagt taushetsplikt ogkun være tilgjengelig for personer med tjenstlig behov.INNHOLD1. INNLEDNING 22. BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN 32.1 Lovgrunnlag og rammer for utredningsarbeidet 32.2 Utredningsområdet 32.3 Deltakere i utredningsprosessen – organisering 42.4 Samordning med tilgrensende utredningsområder 52.5 Samordning mot lokale energiutredninger 62.6 Samordning mot fylkeskommunale planer 62.7 Korrektur – møte i kraftsystemutvalget 62.8 Foreslåtte tiltak i forrige utredningsrevisjon 63. UTREDNINGSFORUTSETNINGER 83.1 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont 83.2 Mål for det framtidige nettsystemet 83.2.1 Leveringskvalitet 93.2.2.3 Standard spenningsnivå og standardisering av materiell 93.2.2.5 Beredskapsplaner 103.2.3 Miljøhensyn 103.2.3.1 Vernede vassdrag i Hedmark og Oppland 103.2.3.2 Verneplaner – landskap. 113.2.3.3 Miljøhensyn ved prosjektering av luftledninger og kabelanlegg 123.2.3.4 Elektromagnetiske felt – eksempel fra rettssak 123.2.4 Kostnader 133.3 Økonomiske og tekniske forutsetninger 133.6 Særegne forhold innen utredningsområdet 134 DAGENS KRAFTSYSTEM 154.1 Energisammensetningen i utredningsområdet 154.2 Beskrivelse av kraftnettet i utredningsområdet 154.2.1 Generelt 155. FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD 215.1 Kraftutbyggingsprosjekter i Hedmark og Oppland 225.3 Effektprognoser 255.4 Nettanalyser av framtidig utvikling av kraftsystemet 27KSU Hedmark og Oppland 2009 2

5.5 Kost/nytte av alternative prosjekter 275.5.1 Kongsvinger kraftverk – ny 132 kV-tilknytning 275.5.2 Beitostølen transformatorstasjon 285.5.3 Ny transformatorstasjon ved Fagernes (Skrautvål) 285.5.4 Raufoss industripark 295.5.5 Nedre Vinstra – ny transformator 300/66 kV 305.5.6 66 kV-linje Rena–Koppang – reinvestering 315.5.7 66 kV-linje Bjørke–Bekkelaget 325.5.8 Strømforsyning til Gjøvik by 335.5.9 Kabling av 66 kV-ledninger i Gjøvik, Brumunddal, Kongsvinger og Hamar 345.5.10 Transformatorkapasitet i Stange 345.5.11 Elverum transformatorstasjon rehabilitering eller ny stasjon 346. TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV I NETTSYSTEMET 356.1 Oversikt over planer for oppgradering av elektriske anlegg og for nyanlegg356.2 Tiltak i senere revisjoner som ikke er ferdig analysert 367. LITTERATURREFERANSER 392. Beskrivelse av utredningsprosessen2.1 Lovgrunnlag og rammer for utredningsarbeidetDe to aktuelle dokumentene er basert på ”Veileder nr 1/2007 Veileder for kraftsystemutredninger”(på dokumentets omslagsside benevnt som veileder 2 2007) utgittav Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) i januar 2007. Det formelle grunnlageti energiloven, energilovforskriften og forskrift om energiutredninger framgår her.I brev fra NVE til Eidsiva energi Nett AS datert 8.1.2004 er det formulert et vedtaksom ble omgjort i nytt brev datert 17.2.2004 der det ble presisert en justering avden geografiske utstrekningen av utredningsområdet for å bli i tråd med den avgrensingensom er praktisert. Gjeldende vedtak er:1. Eidsiva energinett AS pålegges å koordinere arbeidet med kraftsystemutredningerfor regionalnettet i fylkene Hedmark og Oppland, unntatt nordre del avTynset kommune i Hedmark fylke, avgrenset av områdekonsesjonsgrensen tilKvikne-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 oppdatereshvert år innen 1. mai.Presiseringen av områdeavgrensningen gjennom Tynset kommune ble gjentatt i brevfra NVE til Eidsiva Nett AS datert 14. mai 2008.2.2 UtredningsområdetBaksiden av dette dokumentet viser kart over de to aktuelle fylkene der områdekonsesjonsoppdelingener angitt. Utenfor det formelle utredningsområdet har RørosElektrisitetsverk en spesiell status på grunn av at forsyningsområdet er avhengig avoverføring fra regionalnettet i Nord-Østerdalen i hele tunglastperioden. Dette forbruketer dermed, på grunn av den fysiske kraftflyten i nettet, tatt med som en belastningpå nettet i Hedmark sjøl om Røros er definert inn under utredningsområde Sør-Trøndelag.KSU Hedmark og Oppland 2009 3

I Hedmark er Eidsiva Nett AS (EN) dominerende regionalnettseier og tariffansvarliganleggskonsesjonær. Fylket er arealmessig delt mellom fire områdekonsesjonærer(inklusive EN).I Oppland er eierforholdene mer komplekse. I Gudbrandsdalen (nord for Lillehammerog Gausdal) og på Hadeland er hovedregel at områdekonsesjonær også er regionalnettseier,mens i Vest-Oppland (nord for Hadeland – det vil si Valdres og Gjøvik/Toten)er EN regionalnettseier. Lengst nordvest i Gudbrandsdalen (Skjåk) erOpplandskraft formell eier av regionalnettet som forsyner Skjåk Energi fra 132 kVnettetsom er bygd og dimensjonert for overføring av produksjonen fra kraftverkenei Øvre Otta til sentralnettspunktet Vågåmo.Med et samlet landareal på 49 950 km 2 og en folkemengde pr. 1.1.2009 på knapt372 000 er innlandsfylkene relativt tynt befolket (7,4 innbyggere/ km 2 ). Oppland ogHedmark er to av de tre fylkene i landet som ikke har kraftintensiv industri (i henholdtil Statnetts og NVEs definisjon).2.3 Deltakere i utredningsprosessen – organiseringUtredningsutvalget for regional kraftsystemutredning i Hedmark og Oppland har hattuendret representasjon av netteierselskaper i forhold til forrige utredningsperiodebortsett fra at utvalget ble utvidet med en representant fra VOKKS Nett AS på kraftsystemmøtetsom ble avholdt 15. mai 2007. Anleggskonsesjonærer (med kortformav selskapsnavnene i parentes) og representanter i utvalget er:A/S Eidefoss (EF)Arne Kaldhusdal,Gudbrandsdal Energi AS (GE) Ivar Nerhus, avløst av Stein Kotheim fra 2009VOKKS Nett ASOlav StensliEidsiva Vannkraft AS (EV, tidl. VKØ/OEN) Henning Jakobsen,Statnett SF (SN)Ole Petter Janset,Eidsiva Nett AS (EN)Per H. Nistad og Tore Løvlien (KSU-kontakt ogsekretær).Utredningsutvalget er satt sammen av de største regionalnettseierne, systemansvarligog utredningsansvarlig. Den har fungert som styringsgruppe ledet og administrertav utredningsansvarlig. Utvalget har tidligere vedtatt vedtekter som fastsetter oppgavefordelingog arbeidsform. Virksomhet og kontakt i utvalget knyttet til årets revisjonhar vært muntlig via telefon og skriftlig via elektronisk meldingsutveksling. Møteti det utvidede kraftsystemutvalget ble også avholdt den 19. mai 2009 som et leddi korrekturprosessen av utredningen før offentliggjøring.Øvrige kombinasjoner mellom navn på eiere/konsesjonærer (nett- og kraftverkseiere)i utredningsområdet og benyttede kortformbenevnelser som er benyttet i detteutredningsdokumentet er:A/L Nord Østerdal Kraftlag (NØK),Bagn kraftverk (BKV),EB Nett AS (EBN),Elverum Nett AS (EEV),Hadeland EnergiNett AS (HEN),Eidsiva Bioenergi AS (EB)Jernbaneverket, Bane Energi (JBV),Kraftverkene i Orkla (KVO),Oppland Energi (OE),Opplandskraft (OK),Skagerak Kraft AS (SK),Skjåk Energi (SE),Stange Energi AS (SEAS),KSU Hedmark og Oppland 2009 4

Statnett (SN),Sør Aurdal Energi BA (SAE),Valdres Energiverk AS (VEAS),Vang Energiverk KF (VE),Vinstra Kraftselskap DA (VK),Østerdalen Kraftproduksjon AS (ØK),Øvre Otta DA (ØO),Åbjøra Kraftverk (ÅK).I forbindelse med tidligere utredningsrevisjoner er det definert fire regionale arbeidsgrupper,men da det i denne revisjonen ikke er avdekket behov for nye utbyggingsprosjekter,har det ikke vært behov for møtevirksomhet. Disse områdene er:• Hedmark nord (Nord-Østerdalen): NØK, EN (og REV utenfor utredningsområdet),• Hedmark sør (Sør-Østerdalen, Solør-Odalen/Glåmdalen og Hedmarken): EEV,SEAS og EN,• Gudbrandsdalen: SE, EF, GE, EV (administrasjon for OK og VK) og EN,• Vest-Oppland (Hadeland, Valdres og Gjøvik/Toten): VE, VEAS, SAE, VOKKS,HEN og EN.I tilknytning til arbeidet med meldinger og konsesjonssøknader for de planlagtekraftutbyggingsprosjektene i Otta og Lågen inngår den nettanalysen som er nevnt i2008-utgaven av KSU-dokumentet.2.4 Samordning med tilgrensende utredningsområder• Sentralnettet: Utredningsområdet er tilknyttet sentralnettets 300 kV spenningsnivåi Vågåmo, Vardal, Hadeland, Minne, Vang, Fåberg og Balbergskaret; på 132kV-nivå i Skarnes, Kongsvinger og Eidskog. I tillegg er Øvre Vinstra kraftverk direktetilknyttet sentralnettet (uten regionalnettsforbindelse).Som nevnt i forrige avsnitt er Statnett medlem i utredningsutvalget – både for åivareta samordningsbehovet mot systemansvarlig/sentralnettsoperatør og somregionalnettseier (300 kV-ledningene Fåberg–Nedre Vinstra/Harpefoss (medtransformering) og Fåberg–Rendalen samt 132 kV-linja Vågåmo–Osbu). I forbindelsemed planlegging av nytt aggregat i Rendalen kraftverk (nevnt i kapittel 5)med tilhørende generatortransformator og 300 kV bryterfelt er det avdekket behovfor å samordne mot sentralnettet spenningsdimensjonering av 300 kV driftsspenningi stasjonen. Sjøl etter at reaktor i Fåberg er satt i drift ligger normalspenningenover den normerte øvre grensen for dette spenningsnivået.• Sideordnede nett: Utredningsområdet grenser i nord til utredningsområdene Sør-Trøndelag og Møre og Romsdal; i vest mot Sogn og Fjordane (uten elektrisk sammenknytningpå regionalnettsnivå) og Buskerud; i sør mot Oslo og Akershus. Iøst grenser området til de svenske nettselskapene Fortum Distribution (tidligereBirka Energi AB/Uddeholm/Värmlandsenergi) og Malungs Elverk AB.Det er mot Buskerud og Sør-Trøndelag utredningsområdet har den sterkestenettmessige tilknytningen. Forbindelsen mot Trøndelag representeres ved ledningenmellom KVO-nettet og ved at Røros normalt er tilknyttet Hedmark og eravhengig av forbindelsen sørfra i tunglastperioden. I forbindelse med 2004-revisjonen av utredningsdokumentet ble samordning mot Trøndelag ivaretatt vedat spørsmålet om forsterkning av regionalnettet mot Røros ble diskutert mellomde tre berørte nettselskapene TrønderEnergi Nett AS, Røros Elektrisitetsverk ASog EN.Fylkesgrensen Oppland–Buskerud passeres av 132 kV-ledningen Hadeland(–Aslaksrud)–Follum som forsyner Jevnaker transformatorstasjon.KSU Hedmark og Oppland 2009 5

For øvrig er det i 2007 ikke registrert behov for å utrede andre samordningsprosjekter.I 2006 var det noe informasjonsutveksling mot utredningsområde 1 i tilknytningtil strømforsyning av et planlagt hyttefelt på grensen mellom Stange ogEidsvoll kommuner (angitt som prosjekt 15 i dette dokumentet).2.5 Samordning mot lokale energiutredningerDet er i en viss grad hentet informasjon fra energiprognosene i lokale energiutredninger(LEU) ved oppsett av KSU-effektprognoser i områder der det ikke foreliggerkonkrete forsterkningsbehov som krever mer gjennomarbeidet prognosegrunnlag.For øvrig er samordningen ivaretatt ved at LEU-ansvarlig og KSU-kontaktperson ersamme person hos flere områdekonsesjonærer. I områder med fjernvarmenettutbygginger det i stor grad antatt at prognosert energiøkning vil bli dekket med fjernvarmeleveranse.2.6 Samordning mot fylkeskommunale planerI begge de respektive fylkesplaner for perioden 2005–2008 (ikke oppdatert pr. april2009) er det formulert som et mål å utnytte lokale bioenergiressurser fra landbruketsom et bidrag til lokal verdiskaping og oppnå en miljøgevinst ved reduserte klimagassutslipp.I Oppland er det gitt tilsagn fra Landbruksdepartementet om en konkretøkonomisk bevilgning til opprettelse av et nasjonalt kompetansesenter for bioenergipå Hadeland.For øvrig er det ikke registrert noen momenter i plandokumentene om næringsutviklingog endringer i bosettingsmønster som kan tenkes å påvirke regionalnettstrukturen.2.7 Korrektur – møte i kraftsystemutvalgetUtvidet møte i kraftsystemutvalget ble avholdt den 19.5.2009. Det framkom i denneprosessen ingen kommentarer som påvirket hovedinnholdet av utredningsdokumentet.2.8 Foreslåtte tiltak i forrige utredningsrevisjonNedenfor er beskrevet status med angivelse av hva som er skjedd med de anbefalteutbyggingstiltakene i forrige utredningsrevisjon i den rekkefølge og de nummereringerde er nevnt i forrige revisjon av utredningsdokumentet.1. Kongsvinger kraftverk: Ny 132 kV nettilknytning: Kraftutbyggingsprosjektpågår. Framdriftsplanen innebærer igangkjøring av aggregat 2 rundt årsskiftet2010/2011 med tilhørende behov for nettilknytning innen senhøsten2010.2. Beitostølen transformatorstasjon: Prosjektet fikk konsesjon på luftlinjealternativethøsten 2008. Dette vedtaket ble påklaget og er nå til klagebehandlingi OeD. Endelig konsesjon forventes høsten 2009.3. Fagernes (Skrautvål) transformatorstasjon: Ny transformatorstasjon erfortsatt under vurdering og er prioritert etter dekning av innmatingsbehovet iBeitostølområdet.4. Raufoss industripark: Iverksetting av ombyggingsprosjektet (der blant annetregionalnettstrukturen endres fra 7 til 3 transformatorstasjoner) har startet,men aktiviteten har foreløpig hovedsakelig vært begrenset til distribusjonsnettet,bortsett fra at en 66/5 kV-stasjon (trafo Sporet) er nedlagt.KSU Hedmark og Oppland 2009 6

5. Nedre Vinstra – ny transformering 300/66 kV (erstatning av gammel 15 MVAtransformator uten regulering fra 1953): Behovet er tatt med som en del avgjennomført nettanalyse knyttet til kraftutbyggingsprosjekter i Otta og Lågen.6. Rena-Koppang – reinvestering: Arbeid med underlag for konsesjonsbehandlinger igangsatt.7. Ny 66 kV-ledning Bjørke–Bekkelaget: Fortsatt avventes investeringsbeslutninginntil det foreligger en avklaring omkring effektbehov for sjukehusutbyggingsprosjektetved Sanderud som ligger langs den påtenkte linjetraséen.8. Forsyning av Gjøvik by: Det har vært liten aktivitet i prosjektet etter atnettanalysen ble fullført våren 2007 med anbefaling om ny transformatorstasjoni Gjøvik sentrum.9 og 10. Kabling av 66 kV-ledninger: Noe aktivitet det siste året med å forberedekabling av en strekning av dobbeltledningen (FeAl240) nordover fra Brumunddaltransformatorstasjon gjennom sentrumsbebyggelsen. Tilsvarendeprosjekt er også under arbeid mellom Gjøvik transformatorstasjon og Bjugstadtangenkoblingsstasjon (FeAl150) samt i Hamar (planlegging) nordover ut fraBørstad transformatorstasjon (dobbeltledning FeAl95) og i Kongsvinger mellomKongsvinger og Norsenga transformatorstasjoner.11. Transformeringskapasitet i Stange: Ny transformator er under bestilling.12. Elverum transformatorstasjon – reinvestering: Det har vært en del aktivitetmed et forprosjekt for å avgjøre om den gamle stasjonen fra tidlig på 50-tallet skal benyttes (bygningsmessig vedlikehold og utvidelse av 11/22 kVanlegget)eller det bør bygges nytt anlegg ved siden av den gamle stasjonen.13. Nye Einunna kraftverk - nettilknytning på 66 kV: Prosjektet er under konsesjonsbehandling.14. Kvitfjell (Ringebu) transformatorstasjon: Tidspunkt for etablering av nytransformatorstasjon tilpasses utbyggingsaktiviteten for hoteller og fritidsbebyggelse.15. Nettilknytning av planlagt kraftutbygging i Otta- og Lågenvassdraget:Arbeid med meldinger og konsesjonssøknader pågår. Det tidligere Åsårenprosjekteter innarbeidet i denne totalplanen.16. Ny transformatorstasjon Stange syd: Det har også det siste året vært litenaktivitet.17. Spenningsheving 66–132 kV Tynset–Tolga–Os med nye transformeringer:Som i 2007 er status her at det avventes beslutning om utbygging avTolga kraftverk. Det mest sannsynlige alternativet er da transformering 132/66kV i Tolga.18. Åbjøra-Gjøvik – tverrsnittsøkning: Ingen aktivitet.19. Reinvestering 66 kV-linje Sandvold-Lunde-Engjom: Liten aktivitet det sisteåret.20. Diverse eldre 66 kV-ledninger – reinvestering, riving: Liten aktivitet detsiste året. Prosjekt 11 med eventuell ny stasjon i Elverum har tatt utgangspunkti at stasjonen ikke behøver å planlegges med 66 kV bryterfelter for linjenemot Lutufallet og Rena.21. Ny 66 kV kabel Fåberg-Mesna med avvikling av dobbeltledningen påden samme strekningen: Liten aktivitet det siste året.22. Ny Skei transformatorstasjon: Det ble i 2008 gjennomført en analyse somkonkluderte med at ny transformering er lite aktuelt de nærmeste 10 årene.Prosjektet tas derfor ut i denne revisjonen.KSU Hedmark og Oppland 2009 7

23. Rybakken – utvidelse av transformatorkapasitet: Fortsatt avventes belastningsutviklingen.24. Økning av transformatorkapasitet Nedre Tessa: Er knyttet til konsesjonsbehandlingfor Nedre Smådøla.25. Krabyskogen transformatorstasjon – økning av transformatorkapasiteten:Det er ikke tatt beslutning om eventuell transformatorrokering.3. Utredningsforutsetninger3.1 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisontSom angitt i NVEs krav skal utredningsdokumentet ha en tidshorisont på minimum10 år med krav om detaljert prosjektbeskrivelse for neste års prosjekter. De utbyggingstiltakenesom er ført opp i kapitlene 5.5 og 6 er ment å være en komplett oversiktover alle påtenkte prosjekter på alle utredningsstadier. 10 års-horisonten er benyttetdirekte i oppstilling av effektprognoser (2009–2019) og lastflytberegninger(stadium 2019).Et hovedmål med dette dokumentet er å bidra til å få en rasjonell utvikling av regionalnetteti utredningsområdet. Videre skal utredningen• oppfylle NVEs krav til kraftsystemutredning for regionalnettet i utredningsområdet,• danne et grunnlag for utarbeidelse av anleggskonsesjoner og øvrige investeringerog reinvesteringer,• i en viss grad også være et dokument ("oppslagsverk") med opplysninger/dataom regionalnettet i utredningsområdet som kan brukes i andre sammenhenger.3.2 Mål for det framtidige nettsystemetEt overordnet mål ved utredningen av nettet i området er basert på NVEs generellemålformulering om kostnadseffektiv utforming og drift av kraftsystemet – noe sominnebærer å minimalisere summen av kostnadsfaktorene investering, nettap, avbrudd,drift og vedlikehold med analysemetoder og datagrunnlag som angitt i kapittel3.3.Det synes som om de nasjonale mål om overgang til vannbåren varme og bruk avCO 2 -nøytrale fornybare energikilder påvirker elforbruket i de områder med utbygdfjernvarmenett på den måten at økningen i energiforbruket i betydelig grad tas oppav fjernvarme mens elforbruket stagnerer. Imidlertid er hovedtrenden den at fjernvarmeerstatter uprioritert (elektrokjel-)forbruk. Informasjonskilden bak disse opplysningeneer noen av de lokale energiutredningene. Øvrig bruk av elektrisk energi tilboligoppvarming i bygg der det ikke er lagt til rette for alternative oppvarmingsmetoder,vil det åpenbart ta lang tid å få erstattet med mindre høyverdige energikilder.Blant de øvrige energipolitiske målformuleringene forventes vindkraft og gass å giubetydelige bidrag til områdets energibalanse. Det er ikke rapportert om konkreteprosjekter av betydning knyttet til denne type energikilder, men som nevnt i kapittel4.7 er bruk av naturgass under utredning.Uten økonomiske inngrep i markedsmekanismen vil graden av energiøkonomiseringvære svært avhengig av forholdet mellom det markedsbaserte prisnivået på elektriskenergi og kostnadene for å få gjennomført de mest aktuelle tiltakene. Med dagenskraftprisnivå synes det nødvendig med politiske vedtak om økonomiske støtteordningerfor å oppnå raske resultater.KSU Hedmark og Oppland 2009 8

Følgende generelle kriterier (opplistet som kapittel 3.2.1–3.2.4) er aktuelle for etkraftsystem:3.2.1 LeveringskvalitetI denne sammenheng er kun avbruddskriteriet i kvalitetsbegrepet behandlet. Måleter at nye anlegg bygges ut fra samfunnsøkonomisk lønnsomhet i henhold til NVEsanbefaling. I utredningen er anbefalte tiltak forsøkt beregnet primært ut fra samfunnsøkonomiskekriterier. N-1-kriteriet ivaretas indirekte ved å ta med avbruddskostnadenesom samfunnsøkonomisk parameter.Ingen av konsesjonærene har foreløpig rapportert om konkrete erfaringer av virkningerknyttet til gjeldende leveringskvalitetsforskrift etter iverksettelse av pålagtetiltak.3.2.2.3 Standard spenningsnivå og standardisering av materiellDagens spenningsnivå og systemjording.Spenningsnivået i utredningsområdet er omtrent likt fordelt mellom 132 og 66 kV. Itillegg består regionalnettet også av to 300 kV-forbindelser tilhørende Statnett somikke er tatt inn i sentralnettet: Balbergskaret–Rendalen og Fåberg–Nedre Vinstra–Harpefoss. Videre er 132 kV-forbindelsen Minne–Skarnes–Kongsvinger–Eidskogriksgrensendefinert som sentralnett (og derfor formelt sett ikke behandlet i dettedokumentet).Både 132 og 66 kV-nettet er normalt spolejordet med spoleinnstilling som gir ca. 5% overkompensering. Unntaket er noen galvanisk separerte nett med tilstrekkeligbegrenset ladekapasitet at forskriftskravene kan oppfylles med isolert nullpunkt.Framtidig nivå – trend/målsetting.Ved bygging av nye 66 kV-linjer blir det nøye vurdert om ledningen bør bygges forberedtfor 132 kV. Mastekonstruksjonen i noen av de nyeste 66 kV-ledningene erbygd etter 132 kV-normer.Generelt kreves det at en utbyggingsutredning som skal dekke et overføringsbehovinneholder valg av optimalt spenningsnivå uavhengig av eierforhold og eksisterendenettnivå. Dette har vært et sentralt tema i utredning av nettilknytning for planlagtekraftutbyggingsprosjekter i Lågen- og Ottavassdraget.Standardtverrsnitt:132 kV-linjer: Følgende tverrsnitt er i bruk: FeAl nr. 70, 95, 120, 150, 185, 253(condor) og 329 (curlew).For disse tverrsnittene er det lagt opp lager av reservemateriell. For nye ledninger vildet ikke bli brukt mindre tverrsnitt enn nr. 120 på dette spenningsnivået. Det størstetverrsnittet, Curlew, er benyttet i ledningen Vågåmo–Skjåk–Øyberget kraftverk.66 kV linjer: Følgende tverrsnitt er i bruk: FeAl nr. 35, 50, 70, 95, 120, 185, 240 og253.Ved prosjektering av nye ledninger anses de to tynneste tverrsnittene som uaktuelle.Valg av materialer/kriterier:• Liner: Som faseliner vil normalt bli brukt vanlig feralline med kjerne av varmforsinketståltråd. Med de relativt ubetydelige luftforurensninger som opptrer i innlandsfylkene,er lite behov for å gå over til faseliner med legert aluminiumsline.Som toppliner brukes i dag feralline med forhøyet bruddlast.KSU Hedmark og Oppland 2009 9

• Isolatorer, armaturer: Normalt benyttes komposittisolatorer i heng- og omføringskjedersamt i ordinære bæremaster med strekkjeder. I konstruksjoner medstore belastninger samt i forankrings- og endemaster brukes vanligvis glassisolatorer.• Apparater, effektbrytere: Komponentvalg i nye regionalnettanlegg foretas ut fraen vurdering av økonomi, pålitelighet (driftstatistikk), tilgjengelighet (reservedelshold)og forventet reparasjonstid. Standardisering av typer og fabrikat bidrartil dette.3.2.2.5 BeredskapsplanerOrganisering av pålagt beredskap innen de to fylkene er i henhold til ”Forskrift omberedskap i kraftforsyningen”. Hvert selskap har etablert en beredskapsorganisasjonmed en beredskapsleder som skal lede driften av nettet i en beredskapssituasjon.Hvert selskap har utarbeidet en beredskapsplan med delplaner etter behov. Selskapenegjennomfører jevnlige øvelser for utprøving av organisering og planer for å trenepersonellet og skaffe seg erfaring. Det er også gjennomført øvelser med deltagelsefra flere e-verk og med samarbeid med andre lokale myndigheter/parter.NVE har fra og med 2007 oppnevnt en ”Kraftforsyningens distriktssjef” (KDS) forbegge fylkene Hedmark og Oppland.Beredskapsapparatet har i de senere årene vært brukt i noen større feilsituasjoner.Bortsett fra i planprosessen for sikring av strømforsyningen under OL i 1994, hardette alltid vært hendelser med utgangspunkt i uvær eller naturkatastrofer. Denstørste var flommen våren 1995. De øvrige hendelsene har vært forårsaket av vind,snø eller torden, eller kombinasjoner av disse værfemomenene. Den siste omfattendehendelsen var i desember 2003 da kraftig vind forårsaket mange feil og avbrudd ideler av området.3.2.3 MiljøhensynGrovt sett kan utredningsområdet befolkningsmessig karakteriseres som relativttettbefolket i områdene rundt Mjøsbyene og på Hadeland (og til dels langs Glommadalføreti søndre del av Hedmark). Øvrige områder er hovedsakelig enten grisgrendteller ubebodd. Denne distriktsmessig grove todelingen faller også sammen med skilletmellom jordbruksområder og skogs-/fjellområder.3.2.3.1 Vernede vassdrag i Hedmark og OpplandVern av vassdrag er ikke lovforankret og er skjedd gjennom enkeltvedtak i Stortinget.Formelt er vernet av vassdrag begrenset til vern mot kraftutbygging og som hovedregelknyttet til vannstrengene i nedbørsfeltet. Stortinget har ved sin behandlingav hver av de fire verneplanene påpekt behovet for å beskytte vernede vassdrag motandre former for vassdragsinngrep, dersom disse enkeltvis eller samlet er med på åundergrave verneverdiene som ligger til grunn for vernet.KSU Hedmark og Oppland 2009 10

Tabell 1. Oversikt over vernede vassdragNavn vernepl. Kommuner Utb.pot. GWh nedb.felt km 2 VerneplanTrysilvassdraget Os, Tolga, Rendalen, Engerdal, Trysil 1123 5875 ILjøra Engerdal, Trysil * 915 IÅsta Stor-Elvdal, Åmot, Ringsaker, Hamar, Løten 300 655 IMoelva m/Næra Ringsaker 7 196 ISkjervangen Eidskog * 6 IMistra Rendalen 219 540 IIVeslesølna Alvdal * 55 IIGaula Os, Tynset (i Hedmark) 23**) 71 IIIGrimsa Folldal, Alvdal (i Hedmark) 535 IIIAtna Folldal, Alvdal, Rendalen, Stor-Elvdal 367 367 IIIKynna Elverum, Våler, Åsnes 64 341 IIIVangrøfta øvre del Os, Tolga 54 325 IVUnsetåa Tolga, Tynset, Rendalen 218 627 IVTegninga Rendalen, Alvdal 8 89 IVAuståa Stange, Våler, Åsnes, Grue * 168 IVRotna Åsnes, Grue, Kongsvinger * 278 IVGausa og FryaIITromsaIVFinna, Bøvre, Sjøle, Ostre med Tundre, EtnaIVLora, Lomselva, Buvasselva og Tørrsjøelva, Espdalsvatnet/Breisjøen, SjoaIUrula, Hølera, Muggedøla, Heggefjorden, Nordre Syndin/HelinIVassdrag i Vang (Otrøelva, Skakadalsåni, Rødøla)Tabell 1 Vernede vassdrag*) Vassdrag uten økonomisk utbyggbart vannkraftpotensial. **) Totalt potensial forGaula er 1,2 TWhDe vernede vassdrag representerer et kraftpotensial på vel 6 TWh.3.2.3.2 Verneplaner – landskap.For å sikre et representativt utvalg av norsk natur for framtida ved fredning, er detmed utgangspunkt i St.meld. nr. 46 (1988–89) opprettet nasjonalparker, naturreservater,landskapsområder etc.I utredningsområdet er det gjennomført en rekke verneplaner for:• våtmarksområder,• fossile forekomster,• kvartærgeologiske forekomster,• barskog og edelløvskog.Beliggenhet og utstrekning framgår på kart som finnes i NVEs internettpresentasjon(oppslag ”Atlas”).De største enkeltsaker som har vært under behandling i 1990-årene er:• forslag til opprettelse av Forelhogna/Gauldalsvidda nasjonalpark med tilgrensendelandskapsområder,• planarbeid med sikte på utvidelse av Rondane og Dovrefjell nasjonalparker medtilgrensende landskapsområder.IIKSU Hedmark og Oppland 2009 11

3.2.3.3 Miljøhensyn ved prosjektering av luftledninger og kabelanleggLedningsmaster:I utredningsområdet finnes både betongmaster, stålmaster og tremaster (rundtømmerog limtremaster). Av kostnadsmessige og miljø-/utseendemessige grunner vildet så langt som mulig bli benyttet impregnerte tremaster i utredningsperioden. Itremastlinjer blir spennlengden og mastehøyden begrenset. Dette er å foretrekke iskog. I dyrket mark kan det være ønskelig med færre mastepunkter. Her kan limtremasterbrukes. Disse kan dimensjoneres for lengre spenn. De kan prismessigkonkurrere med stolpelengder på over 19 m. Galvaniserte stålmaster vil bli brukt dertremaster av forskjellige årsaker ikke kan brukes.Eksempler på miljøhensyn for luftledninger:Ny 132 kV linje Framruste–Øyberget–Skjåk I–Vågåmo ble bygd ut fra gitte miljøkrav:Tremastlinje av rundtømmer, eller limtre, farget ståltravers, komposittisolatorerpå planoppheng og mattet faseledning. Generelt benyttes sjelden gjennomgåendejordlinje; kun innføringsvern i begge ender.I Hamar by er det nylig etablert ny transformering 66/11 kV i Furnes transformatorstasjon.Dette har gjort det mulig å rive gammel betongmastledningsrekke (33/11kV) gjennom et boligområde.Et siste eksempel på miljømessige gevinster er riving av eldre 66 kV-ledninger i maskenettnår teknisk levetid er utløpt. Dette gjelder i områder der verdien av bedretleveringssikkerhet ved tosidig forsyning er lavere enn kostnadene ved reinvestering.Kabling:Når det gjelder valg mellom luftline og kabling er det hovedsaklig i enkelte områder iLillehammer, Hamar, Brumunddal og Elverum det er valgt kabelforbindelser for åkomme fram i bysentre. I forbindelse med anleggsutbygging før OL i Lillehammer bleca. en km av den doble 66 kV-ledningen Fåberg–Brumunddal kablet. I 2004 ble forbindelsenover Mjøsa mellom Biri og Bruvold tatt i bruk der hele strekningen på 7,5km er kablet.Som eget samleprosjekt (nr. 9 i dette dokumentet) er det ført opp noen eksternt initierte(og finansierte) planer om kabling av eldre 66 kV-ledninger gjennom bebygdeområder.Krav om kabling er også det viktigste utgangspunktet for pågående klagebehandlingav NVEs konsesjon for Beito transformatorstasjon med 132 kV tilknytning (prosjektnummer 2 i oversikten).3.2.3.4 Elektromagnetiske felt – eksempel fra rettssakVed nye anlegg følges generelt gjeldende anbefalinger med hensyn til grenseverdierfor feltpåvirkning.I forbindelse med gjenoppbygging av den gamle 66 kV-linja mellom Vang og Elverumi 1993–94 framsatte en del grunneiere langs en parsell av traséen krav om spesiellerstatning på grunn av elektromagnetiske felt. Erstatningssaken ble behandlet i Sør-Østerdal herredsrett. Den nyoppbygde linja er i forhold til den gamle trukket noelengre unna bolighusene og har, som forberedelse til spenningsheving til 132 kV, fåttstørre faseavstand og høyde over bakken. Både beregninger og målinger viste atfeltpåvirkningen med det nye mastebildet stort sett ble mindre enn med fortsatt driftpå den gamle linja. Herredsretten avviste erstatningskravet. Denne saken ble behandleti 1995.KSU Hedmark og Oppland 2009 12

3.2.4 KostnaderMålet er lavest mulig kostnader innenfor det samfunnsøkonomiske kriteriet. Det er istor grad den enkelte netteier som påvirker de konkrete, lokale kostnadene når beslutningenom nettiltak er tatt.Ved kalkulering av aktuelle byggekostnader for luftledninger i utredningsområdetkommer kostnadene hovedsaklig i kategorien "lette forhold" i henhold til NVEs publikasjonnr 1 "Kostnader for hovedkomponenter i kraftsystemet" for størstedelen avprosjektene.3.3 Økonomiske og tekniske forutsetninger3.6 Særegne forhold innen utredningsområdetTabell 2 Kommunevis befolkningsoversikt og areal (kilde SSB)Innb.Fylke og Folkemengde Areal. km² /km² Folketilvekstlandareal1997–2009 ikommune 1.1.1997 1.1.2009 I alt 1) Landareal%Progn.bef.utv.til 2030i % 2)0402 Kongsv. 17 236 17 326 1 038 964 18,0 0,5 % 9,2 %0403 Hamar 27 909 28 211 351 338 83,5 1,1 % 13,7 %0412 Ringsaker 31 974 32 402 1 280 1125 28,8 1,3 % 12,8 %0415 Løten 7 292 7 255 370 363 20,0 -0,5 % 3,3 %0417 Stange 18 642 18 982 725 641 29,6 1,8 % 14,5 %0418 Nord-Odal 5 055 5 098 508 473 10,8 0,9 % 11,3 %0419 Sør-Odal 7 754 7 795 517 478 16,3 0,5 % 24,3 %0420 Eidskog 6 385 6 394 641 605 10,6 0,1 % 5,8 %0423 Grue 5 152 5 080 839 778 6,5 -1,4 % -12,3 %0425 Åsnes 7 604 7 610 1 041 1005 7,6 0,1 % -5,1 %0426 Våler 3 877 3 869 705 679 5,7 -0,2 % -5,3 %0427 Elverum 19 260 19 687 1 229 1210 16,3 2,2 % 23,6 %0428 Trysil 6 782 6 749 3 016 2948 2,3 -0,5 % -5,6 %0429 Åmot 4 284 4 280 1 339 1295 3,3 -0,1 % 8,5 %0430 S.-Elvdal 2 705 2 689 2 167 2130 1,3 -0,6 % -12,3 %0432 Rendalen 2 055 2 014 3 178 3064 0,7 -2,0 % -16,9 %0434 Engerdal 1 460 1 436 2 195 1921 0,7 -1,6 % -0,5 %0436 Tolga 1 707 1 678 1 122 1098 1,5 -1,7 % -5,1 %0437 Tynset 5 371 5 400 1 870 1821 3,0 0,5 % 7,4 %0438 Alvdal 2 430 2 399 944 921 2,6 -1,3 % 5,3 %0439 Folldal 1 695 1 671 1 275 1257 1,3 -1,4 % -9,7 %0441 Os 2 063 2 046 1 039 1007 2,0 -0,8 % -5,6 %04 Hedmark 188 692 190 071 27 388 26120 7,3 0,7 % 9,7 %0501 Lilleh. 25 537 26 104 477 447 58,4 2,2 % 16,2 %0502 Gjøvik 27 931 28 611 673 631 45,3 2,4 % 21,8 %0511 Dovre 2 812 2 772 1 366 1347 2,1 -1,4 % -9,9 %0512 Lesja 2 150 2 170 2 257 2174 1,0 0,9 % 2,0 %0513 Skjåk 2 329 2 307 2 079 1979 1,2 -0,9 % -7,0 %0514 Lom 2 436 2 406 1 945 1871 1,3 -1,2 % -2,9 %0515 Vågå 3 724 3 707 1 349 1272 2,9 -0,5 % -0,2 %KSU Hedmark og Oppland 2009 13

Fylke og Folkemengde Areal. km²kommune 1.1.1997 1.1.2009 I alt 1) LandarealInnb./km²landarealFolketilvekst1997–2009 i%Progn.bef.utv.til 2030i % 2)0516 Nord-Fron 5 790 5 800 1 145 1097 5,3 0,2 % 1,3 %0517 Sel 6 099 6 015 909 892 6,7 -1,4 % -1,3 %0519 Sør-Fron 3 199 3 183 733 702 4,5 -0,5 % -7,5 %0520 Ringebu 4 557 4 537 1 250 1222 3,7 -0,4 % 0,4 %0521 Øyer 4 893 4 917 640 617 8,0 0,5 % 13,0 %0522 Gausdal 6 114 6 091 1 190 1153 5,3 -0,4 % 2,5 %0528 Ø. Toten 14 389 14 464 554 479 30,2 0,5 % 0,7 %12 610 12 714 257 239 53,2 0,8 % 4,0 %0529 V. Toten0532 Jevnaker 6 238 6 251 225 195 32,1 0,2 % 8,3 %0533 Lunner 8 522 8 552 292 273 31,3 0,4 % 16,6 %0534 Gran 13 110 13 217 758 660 20,0 0,8 % 10,3 %0536 S. Land 5 932 5 797 729 661 8,8 -2,3 % -6,3 %0538 N. Land 6 720 6 680 955 928 7,2 -0,6 % -7,8 %0540 S.-Aurdal 3 194 3 204 1 109 1071 3,0 0,3 % -0,8 %0541 Etnedal 1 394 1 380 459 445 3,1 -1,0 % -0,5 %0542 N.-Aurdal 6 388 6 451 908 856 7,5 1,0 % 3,8 %0543 V. Slidre 2 212 2 194 465 421 5,2 -0,8 % -0,5 %0544 Ø. Slidre 3 166 3 181 964 882 3,6 0,5 % 19,3 %0545 Vang 1 591 1 583 1 504 1314 1,2 -0,5 % 5,1 %05 Oppland 183 037 184 288 25 191 23827 7,7 0,7 % 7,9 %4 681 134 4 799 252 323758 306252 15,7 2,5 % 21,9 %Hele fastlandet1)2)Medr. ferskvann (innsjøer).Prognose til 2025 er ut fra midlere rammebet.Tabell 2 BefolkningsoversiktSom det framgår av tabellen har bykommunene med omland samt Hadelandsområdeten viss befolkningsøkning. Resten av utredningsområdet er, med enkelte unntak,preget av stagnasjon og tilbakegang i befolkningsutviklingen. Da det meste av utredningsområdeter relativt grisgrendt befolket, blir gjennomsnittlig flatebelastningliten. Temperaturforholdene på vinterstid bærer preg av at fylkene er et typisk innlandsområdemed lave temperaturer i perioder med klarvær og høy utstråling omvinteren. Imidlertid er tilgangen på fyringsved og øvrig biobrensel god slik at andelenav boliger med ren elektrisk oppvarming er mindre enn landsgjennomsnittet.I tillegg til befolkningsutviklingen er belastningsutviklingen i en del områder, spesielti Trysil, Valdres og Gudbrandsdalen, preget av utviklingen innen turisme der SSBsprognoser viser befolkningsnedgang mens antall nettkunder kan ha en betydelig økning.Eksempelvis har folketallet i Midt-Gudbrandsdalen (GEs forsyningsområde) desenere årene gått noe ned mens antall nettkunder har økt merkbart – en utviklingsom ser ut til å fortsette i utredningsperioden.Den mest konsentrerte industrivirksomheten befinner seg i Raufoss-/Gjøvikområdet.Det er her lagt spesiell vekt på å gjøre forsyningen sikker (blant annet med spesieltbredt skogryddingsbelte og analyser av forsyningssikkerheten). For øvrig er de tofylkene relativt fattig på industri, men som nevnt i kapittel 3.3, er det en del områdersom er utbygd for vinterturisme (spesielt områder i Valdres, Bjorli, Skei, Kvitfjell,Hafjell, Sjusjøen og Trysilfjellområdet). Dette er i stor grad hytter med høy standard,hoteller og snøproduksjonsanlegg som medfører betydelige nettinvesteringer.KSU Hedmark og Oppland 2009 14

Områder med typisk produksjonsoverskudd er Valdres med produksjonsdimensjonert132 kV-nett mot Gjøvik-/Totenområdet, Skjåk med kraftverkene i Øvre Otta, Vinstramed 300 kV regionalnettsledning til Fåberg og et noe mindre overskudd i Nord-Østerdalen med 300 kV regionalnettsledning til sentralnettspunkt Balbergskaret (likeved Fåberg). For øvrig er det i dette nettområdet registrert stabilitetsproblemer underspesielle driftsforhold. Dette fenomenet har oppstått i situasjoner med overføringav produksjonsoverskudd fra kraftverkene Rendalen og Savalen nordover gjennomKVO-nettet (132 kV) samtidig med høy produksjon i KVO-verkene. Systemansvarlighar derfor beregnet en grenseverdi for overføring fra Savalen til Ulset kraftverk.Sammenlignet med kystområdene er terrenget i innlandet regnet som relativt lett åbygge og drive luftnett i. Framkommeligheten er normalt god, lite rasproblemer ogdet er naturlig nok ingen problemer med saltbelegg på isolatorer. I skogstraseer ersnølast og trefall under kraftig vind et så stort problem at det de siste årene er bruktbetydelige ressurser på skogrydding både i regional- og distribusjonsnettet. Vidererepresenterer hakkespettangrep på de stolpedimensjonene som benyttes i regionalnettetet visst problem i en del områder. Det brukes her også en god del ressurserpå nettingkledning av stolper.Normalt er både 132 og 66 kV-nettet spolekompensert. Unntaket er kun noen mindregalvanisk separate nettområder. På grunn av økning av kabelnettet på 66 kV i desenere år har kompenseringsbehovet økt tilsvarende.4 Dagens kraftsystem4.1 Energisammensetningen i utredningsområdetDe to fylkene har et registrert elforbruk på ca. 7 TWh med en topplast på rundt 1500MW som angitt i figurer i kapittel 4.4.Med referanse til kildeinformasjon i de lokale energiutredningene utgjør ledningsbasertelektrisk energi rundt 70 % av det stasjonære energiforbruket. Tilsvarende andelfor bioenergi (dominert av ved- og flisfyring) er anslått til vel 20 %. Resten erforskjellige typer fossile energiformer. Av infrastruktur for andre energibærere ennledningsbasert elektrisk energi og salgs-/distribusjonsapparat for ved og flytendefossil energi, er det i noen områder utbygd fjernvarmenett.Fjernvarmeutbyggingen er i stor grad basert på utnyttelse av lokalt produsert ogCO 2 -nøytral bioenergi fra pellets, flis, rivingsvirke og øvrig skogsavfall samt noe avfallsforbrenning.Informasjon om tilgjengelig effekt fra øvrige energikilder for lokale nærvarmeanleggog oppvarming av enkeltbygg (oljebrennere, vedovner med mer) er ikke tilgjengeligog har dessuten liten relevans i denne sammenheng.4.2 Beskrivelse av kraftnettet i utredningsområdet4.2.1 GenereltInnlandsfylkene ligger geografisk sentralt i Sør-Norge. De vestlige og nordlige delerav området nær vannskillet når opp i stor høyde med betydelig nedbør. Nedbøren fraJotunheimområdet dreneres gjennom hoveddalførene Gudbrandsdalen og Valdres.Øvrige dalfører i Oppland er langs elvene Etna og Dokka. I Hedmark danner Glommahoveddalføret fra vannskillet på Trøndelagssiden.Det er nedbøren i stor høyde sammen med fall inn mot hoveddalførene som gir detstørste tilskuddet av elektrisk energi i Oppland. I tillegg kommer tilskudd som følgeav fall i selve hovedvassdragene. Totalt er det i Oppland og Hedmark ved utgangenKSU Hedmark og Oppland 2009 15

av 2006 (nyeste tilgjengelige offisielle data) bygd ut henholdsvis 5,74 og 2,4 TWh –noe som utgjør omlag 4,7 og 2,0 % av landets samlede vannkraftproduksjon (kilde:NVE). Kraftproduksjonen innenfor området sett under ett er normalt noe høyere ennforbruket, mens produksjonen hovedsakelig er lokalisert til de tynnest befolkede områdeneslik at det er overføringsbehov øst- og sørover. Imidlertid er reguleringsgradenav produksjonssystemet totalt sett relativt dårlig, slik at området periodevis haret effektoverskudd om sommeren og et relativt betydelig behov for effekttilskudd omvinteren. Hedmark er for øvrig det eneste fylket som har høyere vernet årsproduksjonspotensialenn det som er utbygd. Andel vernet i forhold til totalt nyttbart erhenholdsvis 49 og 31 % for Hedmark og Oppland mot 22 % på landsbasis. Opplandsammen med Sogn og Fjordane og Nordland er de fylkene som har størst gjenværendeutbyggbart vannkraftpotensial.I takt med de store kraftutbyggingene i Oppland og Nord-Østerdalen er det byggettre 300 kV ledninger med utspring i N. Vinstra/Harpefossen, Ø. Vinstra og Rendalenvia Lillehammerområdet til Oslo-området – to ledninger på vestsida av Mjøsa og enpå østsida. 300 kV-ledningen fra Øvre Vinstra er senere bygget nordover medtransformering i Vågåmo og videre forbindelse til Aura og Trøndelag og utgjørdermed foreløpig den eneste sentralnettsforbindelsen på 300 kV-nivå mellom Sør- ogMidt-Norge.Neste figur viser Statnetts marginaltapsberegninger (fortegn referert uttak) for etutvalg av sentralnettspunktene fram til våren 2009 (ukentlig oppdatering fra 2007).Sesongvariasjonene viser at området har effektunderskudd under høylast. Videreviser tallverdiene for de fleste utvekslingspunkter at forbrukets systembelastning påsentralnettet er relativt moderat bortsett fra 132 kV-strengen østover fra Minne motriksgrensen der marginaltapsøkningen fram til Eidskog er nærmere 5 %-enheter ivinterperioden (grønn kurve viser perioder med maksimal avregningsverdi på 10 %).Et uttrykk for dette framgår også av forrige figur der verdiene for Vågåmo viser atinnmating det meste av året er tapsmessig ugunstig til tross for at punktet erdefinert innenfor område Midt-Norge med redusert fastledd for (såkalt”innfasingstariff”) for å gi insitament til kraftutbygging.Sentralnett - marginaltap virkedag10864%20jan. 98 jan. 99 jan. 00 jan. 01 jan. 02 jan. 03 jan. 04 des. 04 des. 05 des. 06 des. 07 des. 08-2-4-6Figur 1. Marginaltap i sentralnettetVågåmo Vang EidskogKSU Hedmark og Oppland 2009 16

AldersfordelingNeste to figurer viser aldersfordelingen for ledninger og transformatorer. Den høyeandelen ledninger som er mer enn 40 år gamle tilsier et relativt høyt reinvesteringsbehovi løpet av de nærmeste årene.Aldersfordeling linjer800700600500km400132 kV66 kV3002001000> 50 40-50 30-40 20-30 10-20 < 10Alder antall årFigur 2. Aldersfordeling luftlinjerAldersfordeling transformatorytelse ekskl. generatortransformatorer ref. primærreg.nettnettspenning12001000800MVA600132 kV66 kV4002000> 40 30-40 20-30 10-20 < 10ÅrFigur 3. Aldersfordeling for transformatorer fordelt på 132 og 66 kV primærspenningKSU Hedmark og Oppland 2009 17

Lengde kabel og luftledningI tabellen under er også kraftverksanlegg tatt med (blant annet de oppførte 5km med 300 kV kabel).Antall km 66 kV 132 kV 300 kVLuftledning 1160 1071 149Kabel 51 21 5Tabell 3. Nettstatistikk linjer og kablerTransformeringskapasitet mellom spenningsnivåer i reg.nettet og fra reg.nettmot distr.nettGeneratortransformatorer er ikke medtatt. Treviklingstransformatorer der den eneviklinga er mot generator eller har liten systembetydning (for eksempellokalforsyning til stasjonen) er kun tatt med som toviklingsenhet.Systemspenning MVA Antall300/132/66 145/100/45 1132/66/11 260/260/240 3132/66/22 132/110/70 3 (den ene i reserve)132/132 125 0,436 (norsk andel)132/66 360 6132/22 876 31132/11 40 166/22 928 5966/11 653 40Tabell 4. Nettstatistikk transformatorerSpenningsforhold/reaktiv effekt:Sentralnettet i området har problemer med periodevis høyt spenningsnivå. Det erderfor installert en 300 kV reaktor på 100 MVAr i Fåberg. Statnett har undervurdering om spenningsnivået i 300 kV-nettet generelt skal begrenses til normertøvre materiellgrense på 300 kV. I Rendalen har normalnivået ligget på nærmere 310kV helt siden anlegget ble bygd og omsetningsforhold på transformatorene ertilpasset dette (treviklingstransfor–mator T2: 310/132/65 kV – dessverre utenreguleringsmulighet). En eventuell senking av 300 kV-nivået vil gi et spenningsnivå iunderliggende 132 og 66 kV-nettet som både gir høyere nettap (beregnet til ca. 0,3MW som årsgjennomsnitt) og gir økte problemer ved sammenknytning mot nabonett(132 kV KVO-nettet nordover og 66 kV Koppang–Rena sørover).Spenningsforskjellen vil kunne forhindre sammenkobling slik at flytting av delingspunktvil innebære ”koblingsblunk” (med strømstans for kunder i 66 kV-nettet).Den reaktive effekten i regionalnettet søkes regulert slik at summen av reaktiveffektutveksling mot sentralnettet blir null under tunglast. Ideelt sett børreaktivforbruket produseres nærmest mulig forbruksstedene. Her benytteskondensatorbatterier og aggregatmagnetisering i lokale kraftstasjoner. Da regionalnetteti stor grad drives parallelt med sentralnettet, er riktig trinning avtransformatorene viktig for å unngå transitt av reaktiv effekt mellomsentralnettspunktene – spesielt i Vardal, Vang og Minne. På grunn av parallelldriftenkan det allikevel være vanskelig å oppnå balanse i hvert enkelt utvekslingspunkt.Nettet ønskes drevet med så høy spenning som mulig. I 132 kV Østnettet er det enKSU Hedmark og Oppland 2009 18

egrensning øverst i Valdres på ca. 142 kV med nåværende 22 kV spenningsnivå. Pågrunn av omsetningsforholdet på en del transformatorer ned til 11/22 kVdistribusjonsnettsspenning lenger øst blir maksimal utgangsspenning fra Vang ogMinne rundt 135 kV. I 66 kV-nettet er det også en del problemer med uheldigomsetningsforhold (60 kV i midtstilling samt lavt utgangsspenningsnivå idistribusjonsnettet) som begrenser muligheten for å heve dette spenningsnivået overen utgangsspenning fra sentralnettet på 66–68 kV.Figuren under viser utviklingen av lokal vannkraftutbygging der oppgangen helt tilhøyre angir tilskuddet fra Otta-utbyggingen:Utvikling av middelprodusjon og tilgj. vintereffektGWh8 0007 0006 0005 0004 0003 0002 0001 00001900 1920 1940 1960 1980 2000År16001400120010008006004002000MWAkkumulert årsprod. GWhAkkumulert vintereffekt MWFigur 4. Historisk produksjonstilgangAv total årsproduksjon utgjør bidraget fra de kraftverkene som er definert som magasinverkomkring 54 %.Den eneste registrerte kilde for elkraftproduksjon utenom vannkraft er fire produksjonsanleggfra forbrenning av gass fra avfallsplasser litt sør i Lillehammer sentrum(GLØR), på grensen mellom Hamar og Løten (Heggvin), i Gjøvik og på Hadeland. Registrerteffekt på i størrelsesorden 0,2-0,6 MW. I tillegg finnes et privat vindkraftverk(gardsmølle Lusæter) på 225 kW (0,5 GWh) i Heidal i Sel kommune idriftssatt i november2004.Områdekonsesjonær GWhEEV Nett 134Eidsiva energi Nett AS 452A/S Eidefoss 12Gudbrandsdal Energi AS 75Hadeland EnergiNett AS 74Nord-Østerdal Kraftlag 61ALSør Aurdal Energi 58Valdres Energiverk AS 12Vang Energiverk 22VOKKS Nett AS 18Tabell 5. Lokal produksjon og områdevis forbrukNeste tabell angir hvor mye produksjon som er elektrisktilkoblet de respektive distribusjonsnett (angittved midlere årsproduksjon) ved siden av totalt forbruki de respektive områder.Energi GWh Effekt MWOmråde Målt Målt Utk. NettoØsterdalen 1061 237 249Solør-Odal 743 195 204Hedemarken 1401 337 6 346Gudbr.dalen 1517 321 2 331Vest-Oppland 2403 527 38 511KSU Hedmark og Oppland 2009 19

Som kriterium for å tilordne kraftverk til distribusjonsnettet er det benyttet en definisjonav nettnivåtilknytning som inkluderer kraftverk der høyeste spenningsnivå ikkeer over 22 kV i det nettanlegget som er direkte tilknyttet kraftverket. Ovenfor er deten tabell som angir områdevis energi- og effektsum for totalforbruk og registrert utkoblbartforbruk. Nettoverdi til høyre er i tillegg temperaturkorrigert (prognosegrunnlag)slik at denne nettoverdien dermed ikke er lik målt pluss utkoblbart uprioritert).Neste to søylediagrammer framstiller effekt- og energiutviklingen for områdets totaleelforbruk. Til tross for at det er flere områder med en markert forbruksøkning (gjelderspesielt hytteområdene), viser områdesummen en stagnasjon.Målt effektforbruk områdevis2 0001 500MW1 00050001997 1998 1999 2000t105.2.01 t9 3.1.02 t9 6.1.03 t921.1.04 t9 3.3.05 t9 6.3.06 t925.1.07t919.12.07t912.2.09Vest-Oppland 472 460 481 497 547 507 498 484 494 486 485 503 518Gudbr.dalen 291 297 316 296 351 325 305 274 304 300 303 303 317Hedemarken 325 315 334 319 386 357 303 289 301 296 309 315 337Solør-Odal 184 191 205 202 230 226 190 184 185 182 187 190 195Østerdalen 219 245 248 246 283 268 221 225 222 221 221 226 237Sum 1492 1508 1583 1560 1796 1683 1516 1455 1506 1486 1505 1538 1604Figur 5. Forbruksstatistikk effektMålt energiforbruk områdevisG W h8 0007 0006 0005 0004 0003 0002 0001 00001997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008Vest-Oppland 2167 2291 2264 2265 2420 2359 2158 2313 2368 2273 2352 2403Gudbr.dalen 1358 1403 1418 1392 1482 1430 1304 1360 1456 1491 1500 1517Hedemarken 1351 1408 1411 1383 1457 1404 1263 1310 1337 1333 1366 1401Solør-Odal 862 900 895 885 933 864 768 857 846 841 830 743Østerdalen 1062 1093 1060 1081 1124 1083 996 1021 1016 1025 1048 1061Sum 6800 7095 7047 7006 7416 7140 6488 6860 7023 6963 7095 7125Figur 6. Forbruksstatistikk energiKSU Hedmark og Oppland 2009 20

5. FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLDEn vurdering av framtidig kapasitetsbehov i elnettet er todelt:1. Scenarier: Hva er mulige framtidige utviklingstrekk (politiske beslutninger ognæringsutvikling) og hvor sannsynlige er de forskjellige framtidsbilder.2. Konsekvenser av de enkelte scenarier i punkt 1: Analyse av scenariepåvirkningenpå enkeltprosjekter og hvilken betydning usikkerheten har for nettstrukturen?Kraftsystemutredningen for sentralnettet inneholder en del formuleringer av muligeutviklingstrekk og tilhørende nettkonsekvenser. Ingen av disse berører i vesentliggrad innlandsfylkene Hedmark og Oppland (som ligger i ”oljeskyggen” og relativtlangt unna de store utenlandsforbindelsene). Til en viss grad kan enkelte framtidsbilderpåvirke overføringsbehovet mellom Trøndelag og Østlandet der den mestsannsynlige traséen går gjennom Gudbrandsdalen, men gjeldende sentralnettsutredninghar ikke med dette som noe konkrete prosjekt.Lokalt i Hedmark og Oppland er det lansert to strategiske satsingsområder som beggeer direkte energirelatert:• Utnyttelse av gjenværende ikke utbygd vannkraftpotensial.• Utnyttelse av lokale bioenergiressurser fra landbruket.Mulig generell utvikling:• Storstilt overgang til varmepumper som oppvarmingsmetode i boliger: Der detteerstatter panelovner, bør det medføre et redusert elforbruk (sjøl om enkelteundersøkelser tyder på at energigevinsten i fyringsperioden helt eller delvisoppveies av kjøleforbruket om sommeren). Ved varmepumpeerstatning av andreoppvarmingsmetoder, vil elforbruket rimeligvis øke.• Krav om kabling: Dette vil åpenbart medføre betydelige investeringer med tilhørendesamfunnsøkonomiske kostnader tilsvarende prisdifferansen mellom luftnettog kabel (som øker med spenningsnivået). Sannsynligheten for at miljøkravpå grunn av estetiske forhold, elektromagnetiske felt eller frigjøring avarealer skal resultere i slike forskrifts- eller lovbestemmelser i løpet av få år, måanses som moderat.Utenom energisektoren er scenariespekteret i hovedsak begrenset til tanker rundtden generelle konjunkturutviklingen og momenter som påvirker markedsprisnivåetpå de andre energiformene – noe distriktet har felles med i hver fall resten av detnordiske elspotområdet. Dette gjelder også den generelle klimautviklingen som innebærerøkt vannkrafttilsig og reduksjon av energiforbruk til oppvarming. Spesielt kanen redusert snøleggingsperiode få stor betydning for utviklingen av vinteraktivitetsområdenesom er bakgrunnen for flere av de nettforsterkningsprosjektene somer nevnt i dette dokumentet og de som tidligere er gjennomført.En klimautvikling med mer såkalt ”ekstremvær” (vind og bløtsnø) vil dessuten kunnemedføre høyere nettfeilhyppighet og tilhørende avbruddskostnader. I følge informasjonfra meteorologisk fagkompetanse vil det for innlandsområdet spesielt måtte forventesøkt hyppighet av nedbørsperioder med bløt og tung snø.KSU Hedmark og Oppland 2009 21

Konsekvensen av de to nevnte lokale momentene er, med det som foreligger avkonkrete planer, ansett å ha liten innvirkning på de investeringstiltakene som ernevnt i denne utredningen. Generelt vil bioenergi brukt som varmekilde i lokalefjernvarmenett (eventuelt supplert med noe elproduksjon) erstatte elektrokjeler (ogoljebrennere) og dermed avlaste elnettet med uprioritert forbruk i byer og tettbygdeområder. Videre vil dette redusere behovet for ny nettkapasitet til utbyggingsområder.Når det gjelder konsekvenser av kraftutbyggingsplaner, er det senere i denne utredningennevnt noen prosjekter som betinger ny regionalnettstilknytning. I tillegg vilplanene om spenningsheving fra 66 til 132 kV nord for Tynset bli påvirket av omTolga kraftverk blir bygd. Dette vil medføre en svært nyttig innmating i et underskuddsområde.Fordelene er økt leveringssikkerhet (på grunn av at kapasitetennordfra i 66 kV-nettet til TrønderEnergi gir full forsyningsreserve i større deler avåret), nettapsgevinst (spesielt om vinteren) og stabilisering av spenningen med øktkortslutningseffekt og ”stivere” nett.5.1 Kraftutbyggingsprosjekter i Hedmark og OpplandNeste tabell angir noen av prosjektene som er under vurdering:Prosjekt Kommune Utbygger Planl. eff. Prod.[MW] [GWh]Rosten Sel OE 85 204 Søkn. i juni 2009Ula Sel OK 7,2 21Vulu Skjåk ØO 9 25Stamåi Skjåk ØO 2,6 7Pillarguri Sel/Vågå OK/EF 80-95N. Otta Pillarguri/280-380ÅsarenStorrusten Sel OK 25 100Smådøla Lom EF 13Kons.søknad på49høring 2009.Kåja Nord-Fron OK 34 125Bygdin Vang OK 5,4 19 Lagt på isVinsteren Øystre Slidre OK 2,3 10 Lagt på isØyangen Nord-Fron OK 8 32 Lagt på isRendalen Rendalen OK 94 37Kongsvinger Kongsvinger EVk 21 70 Under byggingNytt Einunna kraftverk Folldal ØKAS/OK 21 92Tolga Tolga OK 32-44 140-190Sum 440-454 1211-1312Tabell 6. Større kraftutbyggingsprosjekterAnalyse av nettilknytningsløsning for prosjektene i Otta og Lågen foreligger i form aven rapport datert november 2007 og et oppsummeringsnotat fra mai 2008 fra konsulentselskapetSWECO.Noen sentrale momenter fra rapporten:• Analysen viser at med full utbygging vil gunstigste alternativ for de to størstekraftverkene, Rosten og Pillarguri/ Åsåren (Nedre Otta), være tilknytning tilVågåmo via ny 132 kV-ledning. Et alternativ med 66 kV-tilknytning er beregnetå være 76 MNOK dyrere (høye nettap). Dette innebærer imidlertid at sumproduksjonskapasitet i dette 132 kV-nettet (med Øvre Otta) overstiger transformeringskapasiteten132/300 kV i Vågåmo på 300 MVA. Tilnærmet full produksjoni alle kraftverkene vil kunne inntreffe i korte perioder på ettersommeren/høstenmed nedbør etter oppfylling av magasinene. For å unngå en kostbarutvidelse av transformeringskapasiteten må kapasiteten på 132 kV-KSU Hedmark og Oppland 2009 22

forbindelsen Vågåmo-Osbu-Aura vurderes sammen med mulig transformeringfra 132 til 66 kV i Vågåmo eller ett av kraftverkene for å unngå produksjonstap.Sårbarhet ved eventuelt transformatorhavari forutsettes tidsbegrenset til ca.en måned som er Statnetts anslag for å kunne transportere og tilkoble en erstatningsenhet(sannsynligvis noe mindre ytelse enn 300 MVA).• Storrusten kraftverk forutsettes tilknyttet eksisterende 66 kV-linje mellom Heggerustenog Bolongen med normaldrift mot Vågåmo. Det forutsettes at kraftverketdefineres innenfor det området i regionalnettet der Statnett vil praktisereden såkalte innfasingstariffen.• Øyom kraftverk forutsettes tilknyttet 66 kV-nettet under Nedre Vinstra.• Smådøla vil bli tilknyttet 22 kV-nettet under Nedre Tessa – noe som krever økningav transformatorkapasiteten 22/66 kV til 20 MVA i denne stasjonen.I de forskjellige alternativene framkommer noe varierende behov også for å øketransformeringskapasiteten mellom 300 og 66 kV i de to 300 kVtilknytningspunktene.For Nedre Vinstra er behovet for kapasitetsøkning beregnet tilå ligge mellom 40 og 90 MVA. For alternativene med de to største kraftverkene tilknyttet66 kV-nettet er kapasitetsbehovet 300/66 kV i Vågåmo beregnet til mellom220 og 190 MVA. Nåværende enhet har en ytelse på 107 MVA.Figur 7. Plassering av planlagte kraftverkKSU Hedmark og Oppland 2009 23

Øvrige kommentarer til noen av prosjektene i tabellen:Dersom prosjektene i Nord-Gudbrandsdalen blir realisert, forutsettes produksjonen åkomme innenfor Statnetts nettavregningsprinsipper for innfasingstariff for det definerteområdet Midt-Norge (der grense mot sør i 66 kV-nettet er satt til Bolongentransformatorstasjon).I tillegg til Åsårenprosjektet har Eidefoss utarbeidet et forprosjekt for Nedre Smådølakraftverk (hovedalternativ 48,5 GWh/13,1 MW). Smådøla har utløp i sjøen Tesse.Kraftverket vil utnytte den nedre del av fallet i dette vassdraget.Det er også sendt forhåndsmelding på nytt Einunna kraftverk som planlegges gjennomførttil høsten 2010 med en effektøkning fra dagens 9,3 til 20 MW (både økt fallhøydeog slukeevne). Dette innebærer at dagens 22 kV-tilknytning må suppleresmed 66 kV-forbindelse til Alvdal transformatorstasjon.Arbeidet med ututvidelse av Kongsvinger kraftverk med et aggregat nummer to er igang. Nåværende aggregat har en slukeevne på kun 240 m 3 /s (tilsvarende ca. 20MW) som medfører vanntap i store deler av sommerhalvåret. Det nye aggregatet vilmuligens bli på 21 MW. Nettilknytningen er planlagt supplert med en 132 kVforbindelsetil linje Kongsvinger-Skarnes i tillegg til nåværende 22 kV-tilknytning.Denne regionalnettstilknytningen vil medføre en nettapsgevinst og mer stabile driftsforholdfor produksjonen. Dette er hovedbegrunnelsen for å anbefale dette alternativeti forhold til et vurdert alternativ med 22 kV-forsterkning som er beregnet å medføreomtrent de samme investeringskostnadene. Planlagt idriftsettelse er årsskiftet2010/2011.Det planlegges også utvidelser ved Rendalen kraftverk som (i likhet med Kongsvingerkraftverk) har kun ett aggregat. Økt produksjon ved å sette inn ett ekstra aggregater beregnet til 37 GWh.Fullført utbygging i Øvre Otta har gitt en tilgang på 99 MW/360 GWh i Øybergetkraftverk og 76 MW/165 GWh/år i Framruste kraftverk. Dette har økt med ca. 120GWh etter nylig fullført overføringstunnel mellom de to hovedmagasinene (BreidalsogRaudalsvatnet).SmåkraftverkspotensialGenerelt er det en økende interesse for bygging av private mini- og mikrokraftverk.Noen prosjekter er allerede realisert. Fra NVEs småkraftverksoversikt er følgende tografiske framstillinger hentet:KSU Hedmark og Oppland 2009 24

Hedmark - Potensiale for småkraftverk120,00100,0351000-9999kW mellom 3-5 kr80,01150-999 kWmellom 3-5 krGWh60,02001000-9999kW under 3 kr1640,020,00,010130800 02090 006027203002308197052716171040795 04616 1607005201550-999 kWunder 3 krSamlet Plan1000-9999kWKongsvingerHamarRingsakerStangeNord-OdalSør-OdalEidskogGrueÅsnesElverumFigur 8. Småkaftverkspotensial i HedmarkTrysilÅmotStor-ElvdalRendalenTolgaTynsetAlvdalFolldalOsOppland - Potensiale for småkraftverk160,0140,00151000-9999kW mellom 3-5 kr120,0280702050-999 kWmellom 3-5 kr21100,0GWh49080,08120560,019040,0220603820,038 5 00 2979016069110,0 0 00 0 0042084416031062400456929391021112520150138 7 80 0 0 0 0 22 30 00400Figur 9. Småkaftverkspotensial i OpplandLillehammerGjøvikDovreLesjaSkjåkLomVågåNord-FronSelSør-FronRingebuØyerØstre TotenVestre TotenJevnakerGranSøndre LandNordre LandSør-Aurdal6107012070331630 126001010331821 230EtnedalNord-AurdalVestre SlidreØystre SlidreVang1000-9999kW under 3 kr50-999 kWunder 3 krSamlet Plan1000-9999kW5.3 EffektprognoserMed utgangspunkt i prognoser for effektutviklingen for forbruket under de enkelteregionalnettspunkter gir det følgende områdeverdier i kommende 10-årsperiode:KSU Hedmark og Oppland 2009 25

Prognose prioritert forbruk områdevis, temp.korr. fra basis2008/0920001500MW100050002010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019Vest-Oppland 513 516 518 521 523 526 528 530 533 535Gudbr.dalen 334 337 341 344 348 351 354 358 361 364Hedemarken 348 349 350 351 353 354 355 356 358 359Solør-Odal 204 205 205 205 205 205 206 206 206 206Østerdalen 250 252 253 255 256 258 259 261 263 264Sum 1650 1659 1667 1676 1685 1694 1703 1711 1720 1729Figur 10. Prognosert effektforbruk (antatt årlig økning på ca. 0,5 %)Tilsvarende lav prognose for utviklingen anses å være representert ved en stagnasjoni forbruksutviklingen – det vil si siste vintersesongs effektregistreringer.En motsatt utvikling med høyt alternativ tilsvarende basisprognose pluss 0,5 %/årgir:Prognose prioritert forbruk områdevis: + 0,5 %/år20001500MW100050002010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019Vest-Oppland 516 521 526 531 536 541 547 552 557 563Gudbr.dalen 336 341 346 351 356 362 367 372 377 383Hedemarken 349 352 355 359 362 365 368 371 374 377Solør-Odal 205 207 208 209 210 212 213 214 215 217Østerdalen 252 254 257 260 263 266 269 272 275 278Sum 1658 1675 1693 1710 1728 1745 1763 1781 1799 1817Figur 11. Effektutvikling, høy prognoseKSU Hedmark og Oppland 2009 26

5.4 Nettanalyser av framtidig utvikling av kraftsystemetI de gjennomførte lastflytberegningene er ikke kraftutbyggingsprosjektene nevnt ikapittel 5.1 tatt med i beregningsmodellen da nettopologi og estimert vinterproduksjonforeløpig er usikkert. Videre vil det meste av den nye produksjonen bli overførttil sentralnettet over nye ledning drevet radielt slik at det øvrige nettet blir lite påvirket.Beregningsresultatene avdekker ingen kapasitetsproblemer av betydning ut overde kapasitetsøkende prosjektene som er foreslått. De fleste investeringsbehovene iregionalnettet er knyttet til leveringssikkerhet og sårbarhetsvurderinger. I de prosjekteneder begrunnelsen er behov for å forsyne vinterturistområder, vil det generelt(for å redusere den økonomiske risikoen) ikke bli foretatt nettinvesteringsbeslutningfør det foreligger konkrete anleggsutbyggingsvedtak.Referert til scenarieformuleringen i innledningen til kapittel 5 er høy og lav prognose ilastflytberegningen for stadium 2018 referert til følgende utviklingstrekk:Høy prognose: Klimautvikling med overgang til ”gammeldags” vintertemperaturmed normal snøleggingsperiode (betydning for utviklingen i hytte- og fritidsområdenei fjellet), avtrappende bioenergisatsing, positiv konjunkturutvikling og lave kraftmarkedspriser(lave priser på olje/gass/kull).Lav prognose: Fortsatt milde vintre og redusert snøleggingsperiode, fortsatt betydeligbioenergiutbygging, negativ generell konjunkturutvikling og høye kraftpriser(økning av priser på fossil energi og dårlig kraftbalanse i prisområdet). Dette er antattå innebære en utflating av effektutviklingen på nåværende nivå.5.5 Kost/nytte av alternative prosjekterI forhold til forrige revisjon av dette dokumentet er de prosjekter som ikke er fullførtopprettholdt.5.5.1 Kongsvinger kraftverk – ny 132 kV-tilknytningDet er gitt konsesjon på utvidelse av kraftverket med et nytt aggregat og byggeprosessstartet i 2008. I den forbindelse er det foretatt en nettanalyse med alternativeneforsterkning av eksisterende 22 kV-forbindelse mellom kraftverket og Kongsvingertransformatorstasjon og ny 132 kV-tilknytning til ledningen Kongsvinger-Skarnessom passerer en snau km fra kraftverket. Konklusjonen ble at sistnevnte alternativer økonomisk og driftsteknisk gunstigst. Eksisterende transformering mellom maskinspenningog 22 kV vil bli opprettholdt av nettaps- og driftsmessige årsaker for åkunne benytte vinterproduksjonen direkte for lokalforsyning. Da dette er en del avkraftutbyggingsprosjektet, er ikke nettanlegget kalkulert separat.KSU Hedmark og Oppland 2009 27

5.5.2 Beitostølen transformatorstasjonBeitostølenSkrautvålFigur 12. Linjekart Valdres – Beitostølen transformatorstasjonBehovet for å styrke forsyningen av Beitostølområdet med dekning av en rask belastningsutviklinger analysert av Valdres Energiverk. Optimal utbyggingsplan innebærerde tiltak med 22 kV-forsterkning som er gjennomført i de siste årene. Pågrunn av at lastøkningen har vært raskere enn tidligere forventet, tas det sikte på åfå bygd stasjonen så snart det er praktisk mulig, det vil si tidligst til vintersesongen2010/2011. På det tidspunktet er kapasiteten i 22 kV-nettet fullt utnyttet undertunglast i henhold til prognosene. Prosjektrapport fra VEAS: ”Raudalentransf.stasjon” datert 11.9.2002. Da de nevnte 22 kV-forsterkningene nå er gjennomført,er det i praksis ingen reelle alternativer til å bygge stasjonen. Den rimeligstetilknytningen er å bygge en 132 kV T-avgrening på linja mellom Kalvedalen ogHeggenes som en ca. 2,6 km luftlinje (kalkulert til ca. 20 mill. kr) fram til planlagttomt for stasjonen rett nedenfor tettbebyggelsen ved Beitostølen. Dette er foreløpigkalkulert til ca. 20 mill. kr. Et kabelalternativ over sjøen Øyangen antas å bli 6-7 mill.kr dyrere.Det ble gitt konsesjon på luftlinjealternativet høsten 2008, men konsesjonen er påklagettil OED som nå har klagesaken til behandling.5.5.3 Ny transformatorstasjon ved Fagernes (Skrautvål)22 kV nettet til Valdres Energiverk forsynes fra 132/22 kV transformator tilknyttetLomen kraftverk – 20 MVA, Kalvedalen kraftverk – 10 MVA (treviklingstransformator132/22/7 kV), Faslefoss kraftverk – 20 MVA, Åbjøra kraftverk – 20 MVA samt fraHeggenes transformatorstasjon – 20 MVA og Fossheimfoss småkraftverk – 2 MVA(forsyning på 22 kV-nettet).Kalvedalen og Lomen forsyner i tillegg Vang Energiverk.22 kV nettet i området er opprustet i tidsrommet 1977 til 1995 og vurderes som relativtgodt dimensjonert. Imidlertid er forsyningen i Fagernesområdet svært anstrengti tunglastperioden.Ved normal drift og normal driftsdeling er transformatoren i Faslefoss fullastet dersomaggregatet står.Belastninger:MWFaslefoss 23,0Åbjøra 9,0Heggenes 14,0Kalvedalen 6,0Lomen inkl. Fossheim 13,0Sum 65,0KSU Hedmark og Oppland 2009 28

Fordelingsnettet drives optimalt tapsmessig så langt dette er praktisk og driftsmessigmulig. Samtidig er begrensninger av KILE-kostnader ved driftsforstyrrelser forsøkthensyntatt.Ved større feil i Faslefoss på transformator eller 22 kV samleskinner under tunglastperiodenklarer en ikke å opprettholde strømforsyningen i Fagernesområdet, dvs. atkravet til N-1 ikke etterkommes.Beregninger og utfallsanalyse viser at det er en underdekning på ca. 3 MW selv nåren tar inn reserveforsyning fra naboverkene Sør Aurdal Energi og Hallingdal Energinett.Spenningsfallet blir ca. 8 %. Det er installert et kondensatorbatteri på 1200 kVAr iFagernesområdet for bl.a. for å redusere spenningsfallet ved reserveforsyning ogtap.En ny transformatorstasjon for sikring av strømforsyningen i området ble første gangbehandlet i kraftsystemplanen for Oppland 1998–2002 som konkluderte med enplassering av en ny transformatorstasjon i Skrautvål ved Kjørlisaga. Denne plasseringenvil i tillegg forbedre forsyningssituasjonen ved utfall av Heggenes og Lomen.Referert kartutsnittet over er transformatorstasjonen tenkt plassert under 132 kVledningenmellom Åbjøra og Heggenes. Det var behov for ytterligere dokumentasjonog beregning av samfunnsøkonomisk lønnsomhet før en eventuell konsesjonssøknadpå ny stasjon sendes NVE. Det ble i tilknyting til 2004-revisjonen av kraftsystemutredningenutført en lokal kraftsystemutredning for dette området som dokumentererbehovet for ny transformatorstasjon i Skrautvål. Med bakgrunn i redusert belastningsutviklingi forhold til tidligere prognoser er planlagt realiseringstidspunktet fordenne transformatorstasjonen under vurdering og vil tidligst bli etablert i 2013-2014.Kostnadsoverslag er ca. 20 mill. kr for et stasjonsanlegg med en 132/22 kV transformatorpå 20 MVA og ca. 3 stk 22 kV linjefelter. Som underlag for prosjektet henvisestil egen rapport fra VEAS: ”Faslefoss kraftverk” datert 27.9.2002.Med bakgrunn i at behovet er knyttet til økt innmatingskapasitet i distribusjonsnettet,er alternativet til en ny stasjon å øke transformeringskapasiteten i Faslefosskraftverk. Dette alternativet innebærer høyere anleggskostnader og gir høyere kostnaderi distribusjonsnettet da kraftverket er lengre unna lasttyngdepunktet enn denpåtenkte transformatorstasjonen.5.5.4 Raufoss industriparkDet er utarbeidet og vedtatt en reinvesteringsplan for høyspentnettet som går ut påå erstatte dagens sju regionalnettsanlegg (66 kV) med tre stasjoner og standardiserepå 11 kV som høyspent distribusjonsnettspenning (mesteparten del 5 kV i dag) overen periode på 10 år med et kostnadsestimat på ca. 40 mill. kr (både r- og d-nett).Hovedbegrunnelsen for prosjektet er at den tekniske levetida for regionalnettsanleggeneer definert som utløpt i kombinasjon med at industrivirksomheten har genereltsvært høye avbruddskostnader.KSU Hedmark og Oppland 2009 29

Bjugstad-tangenGjøvik transf.st.Transf. VestRA1Transf. ElvaTransf. NordTransf. SporetTransf. VaktaTransf. SydFigur 13. Prinsippskisse dagens 66 kV anlegg RaufossnettBjugstad-tangenGjøvik transf.st.Transf. NordTransf. VestTransf. VaktaFigur 14. Prinsippskisse ferdig utbygd 66 kV anlegg Raufossnett5.5.5 Nedre Vinstra – ny transformator 300/66 kVEksisterende 15 MVA 300/66 kV transformator er 50 år og mangler regulering. Deter gjennomført en samfunnsøkonomisk analyse av lønnsomheten av investering i nytransformator med følgende hovedresultater:Tall i mill. kr Gammel transformator Ny 50 MVA transf. Ny 100 MVA transf.Investering 8 12,5Avbruddskostnader 4,6Tapskostnader 7 4,9 4,9Sum 11,6 12,9 17,4KSU Hedmark og Oppland 2009 30

Teknisk levetid på den gamle transformatoren (på grunnlag av blant annet oljeprøver)er vurdert til omkring 2015. Lastflytanalysen viser at den begrensede transformeringskapasitetenbetinger tilskudd til det aktuelle 66 kV-nettet både sør- og nordfrai tunglastperioder. Den anstrengte driften med liten fleksibilitet og driftsmessigebegrensninger er generelt vanskelig å konkretisere i en økonomisk modell. Dette visesogså i tabellen over ved at fordelen med dobling av transformeringskapasiteten,som gir forbedret reserve, ikke har latt seg kvantifisere. Det er også vanskelig å finnenytteverdien av å ha delvis transformatorreserve mellom Vågåmo og Nedre Vinstra.Statnett har øremerket en transformator i Nord-Trøndelag for flytting til Nedre Vinstra.Denne operasjonen er knyttet til langsiktige planer om spenningsheving til 420 kVi den aktuelle stasjonen, men de aktuelle driftsproblemene i Gudbrandsdalen vurderesav GE som så alvorlige at det kan bli aktuelt å vurdere andre alternativer for åbedre driftssituasjonen på et tidligere tidspunkt.Dette behovet er tatt med i den pågående analysen av nettilknytning av kraftutbyggingsprosjektenei Nord-Gudbrandsdalen.5.5.6 66 kV-linje Rena–Koppang – reinvesteringFra internrapport EN datert 24.11.2006 gjengis følgende:Knapt 6 mil av de to linjestrekningene Elverum-Rena og Rena-Rødsmoen-Koppang erbygd i 1954 mens seksjonen på 24 km lengst nord er 10 år yngre. Den tekniske tilstandentil de eldste strekningene (spesielt de 28,5 km med FeAl 35 fra Rødsmoenog nordover) er i en slik tilstand at det må tas en snarlig beslutning mellom reinvesteringeller sanering.Figur 15. 66 kV-ledninger Elverum–RendalenDet er gjennomført en analyse av disse alternativene for begge de aktuelle strekningenemed følgende resultat:KSU Hedmark og Oppland 2009 31

Alternativ Nåv. [mill. kr] Internr. [%]1. Reinvest. Rena-Koppang og riving av Elverum-Rena 5,0 9,22. Reinvest. Elverum-Rena og riving av Rena-Koppang 5,7 8,93. Reinvestering av begge -4,0 4,5På grunn av analyseresultatet ovenfor synes alternativ 3 med komplett reinvesteringlite aktuelt.Hovedårsaken til at alternativ 1 viser noe dårligere lønnsomhet enn nummer 2 erlengre linjestrekning som må reinvesteres, men forskjellen antas å ligge innenforusikkerhetsmarginene. Til tross for at alternativ 1 er beregnet å gi et noe dårligereresultat enn nummer 2, er det valgt å satse på det første alternativet som gir tosidigforsyning av Koppang og en gjennomgående nord-syd-forbindelse (bestående avbåde 132 og 66 kV). Hovedårsaken til denne konklusjonen er forsyningsmessig sårbarhetmed tilhørende driftsmessige ulemper ved ensidig forsyning av Koppang (omdømme).Det anbefalte alternativet går ut på å benytte tverrsnitt FeAl 120(minstetverrsnitt for å oppnå tilstrekkelig mekanisk styrke) og bygge om nevnte 28,5km som er i dårligst forfatning først og deretter utnytte nevnte aldersforskjell på 10år ved å gjennomføre resten av reinvesteringsprosjektet 10 år senere. I hele denneperioden må det (for å ha tosidig forsyning til Rena-området) gjennomføres tiltak forå opprettholde drift av ledningen Rena-Elverum.5.5.7 66 kV-linje Bjørke–BekkelagetFigur 16. Prosjekt Bjørke-BekkelagetUtdrag fra EN-internrapport datert 6.10.2006:Begrunnelse: Bekkelaget transformatorstasjon er ensidig forsynt med T-avgreningfra Hedmarkslinja. Videre har Minne-ledningen for liten kapasitet for å dekkebelastningen i Stange i tunglast.Forslag til tiltak: I tidligere utredningsrevisjon for Hedmark er det foreslått løsningerpå dette (relativt kostbart kabelprosjekt fra Hamar) som har blitt mindreaktuelt som følge av endrede utredningsforutsetninger. Det rimeligste alternativetsom dekker begge overnevnte behov, er å forlenge den nyrenoverte ledningenKSU Hedmark og Oppland 2009 32

Hommerstad–Bjørke videre fra Bjørke til Bekkelaget. Nettkonfigurasjonen framgårav kartskissen under der prosjektet på totalt ca. 6 km er markert som stipletlinje. Alle linjene i kartutsnittet har condor-tverrsnitt.Figur 17. Traséforslag Bjørke-BekkelagetHele prosjektet har en relativt lav lønnsomhet (-2,3 mill. kr tilsv. 3,6 % internrente)sjøl for det rimeligste alternativet med minimal kabling (kun de siste 250 mfram til Bekkelaget). Hvis man imidlertid som første byggetrinn etablerer luftlinjeforbindelsenfra Bjørke fram til krysningspunktet med Hedmarkslinja (ca. 3,3 kmtil en kostnad på ca. 3,1 mill kr) med linjetilkobling her, er det beregnet en nåverdipå 1,7 mill. kr (tilsvarende internrente på 13,2 %) – hovedsakelig på grunnav nettapsgevinsten.Realisering av prosjektet avventes i påvente av avklaring omkring etablering avnytt sjukehus for Hedmarken-distriktet ved Sanderud.5.5.8 Strømforsyning til Gjøvik byByen er i dag forsynt med 11 kV spenning fra kun en transformatorstasjon somligger litt utenfor bysentrum. Det er gjennomført en analyse av risikoen som følgeav dette og en investeringsanalyse med utgangspunkt i ny Sentrum transformatorstasjon.For å gjøre denne stasjonen uavhengig av transformering i Gjøviktransformatorstasjon (Kallerud), må den tilknyttes 132 kV-nettet – enten på tampfra Kallerud eller med gjennomgående forbindelse videre til kabelmuffehus forMjøskablene. Det tas sikte på å flytte den ene 80 MVA-transformatoren fra Kallerudtil Sentrum. I tillegg til nettaps- og driftssikkerhetsgevinsten innebærer prosjektetnoe redusert framtidig reinvesteringsbehov i 11 kV kabelkapasitet fra Kallerudtil sentrumsområdene. Dette er i så fall avhengig av om distribusjonsnettetvil måtte fungere som en reserve for denne sentrumsstasjonen eller ikke. En nåverdianalyseviser at differansen i totalkostnader mellom ”nullalternativet” ogbygging av den nye stasjonen ligger innenfor usikkerhetsmarginene. En vesentligdel av kostnadene med dagens strømforsyningsløsning er knyttet til sårbarhetved en omfattende feil i stasjonen som lammer forsyningen av byen. Sjøl om deter gjennomført en del tiltak de senere år for å forhindre alvorlige situasjoner medfor eksempel brann, vil det fortsatt være en liten sannsynlighet for hendelser sominnebærer en uakseptabelt lang periode med avbrudd for det meste av byen. Detvil derfor bli søkt om en investeringsbeslutning og konsesjon for prosjektet beståendeav en enkel 132 kV kabeltilknytning fra Kallerud til en stasjon i sentrumsområdetmed tilstrekkelige utvidelsesmuligheter for en framtidig utvidelse medtransformator nummer to og ca. 4 km videreføring av 132 kV-tilknytningen tilBråstad kabelmuffehus nord for byen (ilandføringen av Mjøskablene fra Nes) ellerKSU Hedmark og Oppland 2009 33

som ny Mjøskryssing fram til tilsvarende muffehus på Nes-sida (omtrent sammekabellengde). Dette byggetrinn to vil ha som positiv miljøkonsekvens at 132 kVlinjafra nevnte muffehus til Kallerud kan rives. Beregningsresultatene er som følger:Alt.Navn/beskrivelseInv.utg. Nåverdi(Mkr) (Mkr)1 Beh. dagens nettstruktur. Kun utskifting av 11-kabler 67 302Det etableres ny 132/11 kV transformatorstasjon medtosidig forsyning og to transformatorer.131 623Det etableres ny forenklet 132/11 kV transf.stasjon.Denne forsynes ensidig og etableres med en transform.95 595.5.9 Kabling av 66 kV-ledninger i Gjøvik, Brumunddal, Kongsvingerog HamarLedningen mellom Gjøvik transformatorstasjon og Bjugstadtangen koblingsstasjongår gjennom et område som Gjøvik kommune ønsker å omregulere til bolig- ogindustriformål. Det vil derfor bli søkt om konsesjon for å legge ca. 1,7 km av ledningeni kabel for å utnytte det aktuelle området i henhold til intensjonen.Det er tilsvarende begrunnelse for kabling av dobbeltledningen over ca. 3 km nordfor Brumunddal transformatorstasjon (initiert av Ringsaker kommune) og ledningenKongsvinger tr.stasjon-Norsenga.Også ut fra Børstad mot Furnes i Hamar er det, på grunn av byggeprosjekter, aktueltå kable en strekning eller flytte eksisterende luftledning.5.5.10 Transformatorkapasitet i StangeStatus for transformatorkapasitet i to av stasjonene i Stange er følgende:Finstad: 16 + 10 + 6 MVA og Bekkelaget: 16 + 10 MVAI forbindelse med en konkret industriutvidelse er det nødvendig å erstatte 6 MVAenhetenpå Finstad. Det planlegges derfor å flytte 10 MVA-transformatoren fraBekkelaget til Finstad og anskaffe en ny enhet på 16 MVA til Bekkelaget der det erregistrert topplastforbruk på 24 MW.5.5.11 Elverum transformatorstasjon rehabilitering eller ny stasjonStasjonen ble bygd på begynnelsen av 50-åra. Bygget har et akkumulert behov forbygningsmessig vedlikehold. Videre er det en viss næringsmessig utbygging i lokalområdetsom krever flere 22 kV-avganger – noe det ikke er plass til i nåværendebygning. Disse forholdene er utgangspunkt for en pågående analyse av om eksisterendestasjonsanlegg skal rehabiliteres eller om det er mest hensiktsmessig å byggeny stasjon (enten som ren 66 kV primærspenning eller ved bruk av 132 kV-materiellforberedt for framtidig spenningsheving fra 66 kV). Skisse over aktuell nettstruktur iområdet framgår av følgende figur (grønt: 66 kV, rødt 132 kV):KSU Hedmark og Oppland 2009 34

RenaOsaElverumVangLøvbergsmoenLeiretLutufalletFigur 18. Nettstruktur i ElverumsområdetSom angitt nedenfor viser alternativet med ren 66 kV-løsning best lønnsomhet.Eventuell bruk av 132 kV-materiell er begrunnet ut fra framtidig mulighet for å avvikle66 kV som spenningsnivå i området. Det er i alle alternativene forutsatt at linjermed bryterfelt mot Rena og Lutufallet blir avviklet i framtida.AlternativHeradsbygd0: Beholde gammel stasjon. Nødvendig vedlikehold ogsikkerhetstiltakInvestering[Mkr]Nåverdi[Mkr]37 -5,41: Reinvestering i gammel stasjon 38 2,22: Ny stasjon bygd for 66 kV 38 33: Ny stasjon bygd med 132 kV-materiell 44 -4,4˜Skjefstadfossen6. TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV I NETTSYSTEMETDet er i utredningsperioden ikke noen anlegg som er planlagt frigjort for saneringbortsett fra den forenklingen av nettstrukturen i industrinettet i Raufoss som erbeskrevet i kapittel 5.5.4. Øvrige ikke tidsatte planer om nettsanering er 66 kVledningeneRena–Elverum, Elverum–Lutufallet og Sollia–Nedre Vinstra.6.1 Oversikt over planer for oppgradering av elektriske anlegg og fornyanleggTabellen under er en oppsummering fra kapittel 5.5 av de foreslåtte prosjektene derkostnadsanslaget kun gjelder selve investeringen. Dette er prosjekter som forutsettesrealisert uavhengig av den scenariebeskrivelsen som er nevnt i innledningen tilkapittel 5 i og med at forutsetningene med grunnlag for investeringene allerede er tilstede eller er knyttet til kapasitetsbehov fra kraftutbygging. Som angitt med spørsmålstegner investeringstidspunktene i liten grad fastlagt.KSU Hedmark og Oppland 2009 35

NrProsjekt i utredningsperiodenKostn.[Mkr]Åridrifts.Merknad, begrunnelse1 Kongsvinger kraftv.: ny 132 kV tilkn. EN/EV 2010 Del av kraftutb.prosj.2 Beitostølen transformatorstasjon EN 24-32 2011 Belastningsøkning3 Fagernes (Skrautvål) transf.stasjon EN Ca. 20 2013 Bel.økning, lev.sikk.4 Raufoss industripark EN Ca. 40 2008-17 Leveringssikkerhet5 Nedre Vinstra: Ny transf. 300/66 kV SN 12 2010? Lev.sikk., tekn. tilstand6 Rena–Koppang: reinvestering EN Ca. 29 2010-20 Teknisk tilstand, alder7 Ny 66 kV-ledning Bjørke–Bekkelaget EN 13 2013? Avbr.kostn. og nettap8 Forsyning av Gjøvik by EN 38 2012? Avbr.kostn. og nettap9Kabling av 66 kV-linje i Gjøvik (1,7km), Brumunddal (3 km), Kongsv.(3,5 km) og HamarEN3 + 12+8Konsesjonær2009-2012Miljø, anleggsbidrag10 Transformeringskapasitet i Stange SE 3 2009 Belastningsøkning11 Elverum transf.stasjon – renovering EN 38 2011 Tekn. tilstand, kapasitetTabell 7. Analyserte prosjekter6.2 Tiltak i senere revisjoner som ikke er ferdig analysertNrProsjektKonsesjonæridriftss. nelseÅr Merknad, begrun-12 Nye Einunna kr.verk: 66 kV linje fra Alvdal ØKAS 2011 Del av kraftutb.prosj.13 Ny Kvitfjell transf.stasjon GE 2012? Belastningsøkning14 Nettilkn. nye kraftverk i Otta og Lågen EF/GE/EV 2012-15 Del av kraftutb.prosj.15 Ny transf.st. Stange sør SEAS 2012? Belastningsøkning16 Spenningsheving Tynset-Tolga-Os. EN Sp.f. og nettap17 Åbjøra–Gjøvik: Tverrsnittsøkning EN Nettap, teknisk tilst.18 Reinv. 66 kV-linje Sandv.-Lunde-Engjom EN 2012-15 Teknisk tilstand19 Div. 66 kV-ledninger: Reinv. eller riving EN Teknisk tilstand20 66 kV-nett Fåberg-Mesna EN Miljø, teknisk tilstand21 Rybakken: Økning av transf.kapasitet GE Belastningsøkning22 Nedre Tessa: Økning av transf.kapasitet EF Kraftutbygging23 Krabyskogen tr.st.: Transf.kapasitet EN Kapasitet24 Eid kraftverk – transformering 132/22 kV EN KraftutbyggingTabell 8. Prosjekter under vurderingMed referanse til scenariebeskrivelsen i kapittel fem er en del av tiltakene (nr. 13, 15og 21) hovedsaklig knyttet til en fortsatt konjunkturutvikling med etterspørsel etterfritidseiendommer, vinteraktiviteter og hotellkapasitet.Kommentarer til prosjekter som ikke er beskrevet i kapittel 5:12. Nye Einunna kraftverk – nettilknytning: 66 kV-linje Alvdal-Einunna:Glommens og Laagens Brukseierforening (GLB) og Østerdalen KraftproduksjonAS (ØKAS) har sendt konsesjonssøknad om nytt Einunna kraftverk(bygd som fjellanlegg ved eksisterende stasjon) med ny inntaksdam (sekartskisse på figur 29 prosjekt 14). Økt generatorinstallasjon overstiger kapasiteteni det lokale 22 kV-nettet som dagens kraftverk er tilknyttet. Det rimeligstealternativet vil være å bygge ei 66 kV-linje fra Alvdal transformatorstasjontil kraftverket.KSU Hedmark og Oppland 2009 36

13. Ny transformatorstasjon i Ringebu (Kvitfjell): Med bakgrunn i utbyggingsplaneri Kvitfjell med tilhørende belastningsprognose vil det bli behov forøkning av transformeringskapasiteten om få år. I stedet for tidligere planerom utvidelse av kapasiteten i Ringebu transformatorstasjon synes det mestaktuelt å vurdere ny transformatorstasjon mellom Ringebu og Tretten. Foreliggendeplaner innebærer en belastningsøkning på rundt 18 MW. Detaljerteanalyser er ikke fullført.14. Nettilknytning nye kraftverk i Otta og Lågen:Som nevnt i kapittel 5.1 vurderes flere kraftutbyggingsprosjekter i Otta- ogLågenvassdraget mellom 300 kV-punktene Vågåmo og Nedre Vinstra (referertfigur under). Nettilknytningen er ikke endelig klarlagt, men de to størstekraftverkene vil sannsynligvis bli tilknyttet Vågåmo over ny 132 kV-ledning.Da nettutbyggingen vil være inkludert i konsesjonssøknaden for kraftverkene,er prosjektet tatt med her kun for oversiktens skyld.15. Ny transformatorstasjon Stange sørEt område med fritidsbebyggelse er planlagt i området Strandlykkja–Morskogen (på begge sider av fylkesgrensen mot Akershus) med et stipulertmaksimalt omfang på 1500–2000 tomter som kan komme til å kreve regionalnettforsterkninger.Endelig omfang av utbyggingen vil avgjøre om eksisterendedistribusjonsnett (11 kV i Stange og 22 kV i Eidsvoll) har tilstrekkelig kapasiteteller om det kreves nettforsterkninger. I så fall vil sannsynligvis en nytransformatorstasjon med tilknytning til 66 kV linje Minne-Tangen være denteknisk, økonomisk og miljømessig riktige løsningen (relativt lang avstand tilnærmeste transformatorstasjon på begge sider).16. Spenningsheving Tynset-Tolga-OsNettanalyse viser at spenningsfall og nettap mellom Tynset og Røros vil bli etøkende problem med økende belastning. Dette er behandlet i analyserapportfra Trønderenergi (”Forsyningsforholdene i R-nettet gjennom Nord-Østerdalentil Røros-området” datert 10. oktober 2002) som konkluderer med at tekniskøkonomiskoptimal systemløsning innebærer installasjon av kondensatorbatterier(gjennomført i 2005) og spenningsheving fra 66 til 132 kV på strekningenTynset-Tolga snarest mulig. Ved planlegging av dette prosjektet er det naturligå ta hensyn til behovet for en generell oppgradering av stasjonsanleggene iTolga og Os. Dersom disse kostnadene tas med i spenningshevingsprosjektet,er det ikke mulig å oppnå positiv nåverdi (med en dokumenterbar tapsgevinst itunglast på rundt 0,9 MW). For å kunne oppnå et akseptabelt økonomisk fundamentfor prosjektet er det nødvendig å definere en del av prosjektkostnadenesom en nødvendig teknisk standardheving av anleggene. Prosjektet er ikkeferdiganalysert. Før endelig investeringsbeslutning tas, vil det bli vurdert omman skal foreta spenningsheving helt fram til Os eller eventuelt stoppe i Tolga.Etter analysetidspunktet i 2002 er det registrert en stagnasjon og til dels nedgangi forbruksutviklingen – blant annet på grunn av at det er satt i drift fjernvarmeanleggbåde 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 Rørosi 2008 (Ormhaugfossen, 1,2 MW/7,3 GWh med antatt sommer- og vinterproduksjonpå hhv. 3 og 4 GWh). En ytterligere bedring av driftssikkerhet ogspenningsstabilitet vil oppnås dersom Tolga kraftverk blir utbygd. En realiseringav dette kraftverksprosjektet vil kreve en avklaring av hvilket spenningsnivåstasjonen skal tilknyttes og i stor grad være bestemmende for når eneventuell spenningsheving vil bli gjennomført.KSU Hedmark og Oppland 2009 37

17. 132 kV-nettet i Valdres (”Åbjøra”-ledningene)Av tapsøkonomiske årsaker (og alder/teknisk tilstand) er forsterkning av densvakeste av de parallelle ledningene mellom Åbjøra og Gjøvik (fra FeAl 120 tilFeAl 253) under løpende vurdering, men det er lite sannsynlig at det er økonomiskgrunnlag for forsterkningstiltak før utløp av den tekniske levetida. Påen strekning gjennom et boligområde ut fra Gjøvik har det vært forespørslerom feltreduserende tiltak. En analyse av dette ga som resultat at det er muligå oppnå en betydelig feltreduksjon ved å bygge om dobbeltledningen fra planoppheng(ved siden av hverandre) til en ”juletre”mast med større bakkeavstandkombinert med en optimal faserekkefølge i masta. Dette forslaget erimidlertid ikke videreført som konsesjonssøkt investeringsobjekt.18. Reinvestering Sandvold–Lunde–Engjom (Gausdal)Ledningsanlegget er en ca. 75 år gammel og 19 km lang betongmastlinje, enkelkursmed 50 mm 2 Cu som strømførende line. Spesielt seksjon Lunde-Engjom har vært en del utsatt for overslag mellom toppline og faseliner i periodermed ising. For øvrig er det en del betongskader på mastene.Driftsproblemene og den generelle tilstanden på linja tilsier at linja rives ogbygges opp igjen med trestolper og linetverrsnitt FeAl 120 26/7(minstetverrsnitt for å oppnå tilstrekkelig mekanisk styrke) etter følgendeframdriftsplan: Lunde–Engjom innen 2012 og Sandvold–Engjom innen 2015.19. Langsiktig plan for øvrige gamle 66 kV-ledningerDette gjelder lange linjer med lav nytteverdi. Drifts- og vedlikeholdskostnadenefor disse holdes under oppsikt for å avgjøre tidspunkt for utløp av teknisk/økonomisklevetid. Et par av disse vil det neppe være økonomisk forsvarligå gjenoppbygge (Sollia–NedreVinstra og Elverum–Lutufallet som antas revet).Framtida for de øvrige ledningene i samme aldersgruppe, bortsett fraledningen i forrige kapittel og Elverum-Rena-Koppang som er nevnt i kapittel5.5.7, er det ikke tatt stilling til. I denne kategorien hører også en kort ledningsseksjonmellom Rena og Rødsmoen transformatorstasjon på rundt en km(bygd i 1954) som forsyner Rødsmoen. Endelig konsesjon for å reinvestere idenne ledningen ble gitt i mai 2007, men konsesjonen vil neppe bli benyttet dabehovet for denne forbindelsen blir borte ved iverksetting av det som ligger iprosjekt nummer 6 ovenfor med avvikling av Rena (Nesvangen) transformatorstasjonog 66 kV-ledningen Rena-Elverum.Dobbeltledningen Fåberg-Brumunddal har betongskader som krever plan forlangsiktige tiltak.Ledningen Minne-Linder-Kvisler hører også med i denne kategorien der det iløpet av få år må tas en beslutning om framtidig nettstruktur. Foreløpige vurderingertyder på at det gunstigste alternativet er ensidig forsyning Minne–Nord-Odal med riving av strekningen Linder–Kvisler ved utløp av tekniskøkonomisklevetid.Generelt ser det ut til at med aktuell feil- og avbruddsstatistikk er det flere(grisgrendte) områder der det økonomisk beste alternativet er ensidig regionalnettsforsyningmed helt eller delvis reserve fra nabostasjoner i underliggendedistribusjonsnett (eventuelt supplert med lokal produksjon).20. Fåberg-MesnaKabelforbindelsen i Lillehammer mellom Fåberg og Mesna (del av byringen, 3 x1 x 1000 TXSE) har en parallellforbindelse gjennom den nordligste delen avdobbeltledningen gjennom Ringsaker mot Brumunddal og Furnes som er nevnti forrige avsnitt (17). Normalt drives denne ledningen uten forbindelse motKSU Hedmark og Oppland 2009 38

Mesna, men det er etablert en dobbeltledning på 600 m fra stasjonen opp tillinja som T-avgrening.De akutte problemene med betongskader og svekkelse av innfesting av isolatorerpå traversene er utbedret med forskjellige vedlikeholdstiltak, men detkan synes som om det må vurderes mer permanente tiltak spesielt på strekningenFåberg–Mesna der deler av denne strekningen går gjennom et boligområde.Dersom man i framtida skulle rive denne dobbeltledningen (2 x FeAl 240) utenå gjennomføre andre nettforsterkningstiltak, ville det medføre en betydelig reduksjonav overføringskapasiteten fra Fåberg og sørover gjennom Ringsakermed tilhørende svekkelse av forsyningssikkerheten for den mest folkerikekommunen i Hedmark. De mest nærliggende alternativene til å opprettholdeen tilstrekkelig overføringskapasitet på strekningen Fåberg–Mesna er dermedå reinvestere i luftledning i samme trase eller dublere eksisterende kabelforbindelse(ca. 4,5 km). Ut fra antagelsen om at førstnevnte alternativ av miljøhensynikke anses som akseptabelt gjennom boligområdet, synes kabelalternativetå være mest aktuelt. Tidspunktet for iverksettelse av tiltak vil væreavhengig av hvordan tilstanden på betongmastene utvikler seg.21. Rybakken – utvidelse av transformatorkapasitetLastutviklingen avgjør tidspunktet for erstatning av 10 MVA transformator T1med en enhet på 20 MVA.22. Nedre Tessa – utvidelse av transformatorkapasitetI forbindelse med kraftutbyggingsprosjektet Smådøla blir det behov for å skifteut en 5 MVA transformator med en 20 MVA-enhet.23. Krabyskogen – utvidelse av transformatorkapasitetI flere år har det vært nødvendig å overføre deler av lasten til nabostasjoner itunglast (nettapsmessig ugunstig) for å unngå overlast (merkeytelse: 20MVA). Det vurderes derfor praktiske muligheter for å øke transformatorkapasiteten.24. Eid kraftverk – ny transformering 132/22 kVKraftverket med installert ytelse 2 x 5,3 MVA er tilknyttet 22 kV-nettet til SørAurdal Energi (SAE). Sammen med tre mindre kraftverk i området gir dette etbetydelig produksjonsoverskudd det meste av året som flyter inn i regionalnetteti Bagn kraftverk og Begna transformatorstasjon med relativt høye nettapi 22 kV-nettet som resultat. I tillegg til de eksisterende kraftverkene er detsøkt om konsesjon på et nytt elvekraftverk i Begna nedstrøms Eid: Kvennfossenpå 3,7 MW (21 GWh). Ytterligere et prosjekt er under utredning.Nettapsinnsparing og bedre driftsstabilitet for kraftverket er hovedmotivet forå vurdere en 132 kV-transformering i stasjonen med T-avgrening fra 132 kVledningBagn–Begna (ca. 2,4 km). Aktuell transformatorytelse er 20 MVA.Prosjektet er i startfasen.7. Litteraturreferanser1. NVEs veileder for kraftsystemutredninger2. NVEs atlas for småkraftverk3. NVEs ressurskartlegging små vannkraftverk4. Statnetts nettutviklingsplan for sentralnettet5. NVEs oversikt over konsesjonssakerKSU Hedmark og Oppland 2009 39