Nettilkobling av småkraftverk på nordsida

av Åkrafjorden

h138220@stud.hib.no

13HELK

31. mai 2016

Dokumentkontroll

Rapportens tittel:

Nettilkobling av småkraftverk på nordsida av Åkrafjorden. Dato/Versjon

31.05.16/v3.0 Rapportnummer:

001 Forfattar(ar):

Bernhard-Inge Voster Vannes: h138220@stud.hib.no

Studieretning:

Elkraftteknikk Antall sider m/vedlegg

69

Høgskulens veiledar:

Lasse Sivertsen: Lasse.Sivertsen@hib.no Gradering:

Eventuelle merknadar:

Oppdragsgivar:

SKL AS

Oppdragsgivars referanse:

122402/1

Oppdragsgivars kontaktperson(ar) (inklusiv kontaktinformasjon): Arne Helleland: Arne.Helleland@skl.as

Revisjon Dato Status Utført av

v0.1 31.01.16 Fyrste utkast Bernhard-Inge Voster Vannes

v1.0 31.01.16 Forstudie Bernhard-Inge Voster Vannes

v1.1 19.04.16 Redigert Bernhard-Inge Voster Vannes

v2.0 27.04.16 Midtveis Bernhard-Inge Voster Vannes

v2.1 05.05.16 Redigert Bernhard-Inge Voster Vannes

v.3.0 31.05.16 Sluttprodukt Bernhard-Inge Voster Vannes

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 3(27) 31.05.16

Forord Som avsluttande oppgåve ved Høgskulen i Bergen baserer denne hovudoppgåva seg på det eg har lært

gjennom tre år ved elkraftteknikk. Noko av analysen starta eg med allereie sommaren 2015 då eg var

tilsett som vikar frå Juni til August. 04. Januar 2016 starta eg for fullt med prosjekteringa og resten av

analysane som var nødvendig for å gjennomføra oppgåva.

Hovudoppgåva vart laga av Arne Helleland hjå SKL AS (Sunnhordaland kraftlag), kor eg skulle sjå på

muligheitene for nettilknytting av småkraftverk på nordsida av Åkrafjorden. Her skulle kostnadane for

kvart alternativ kome fram, også med tanke på overføringstap i overføringa. Eg vart nøydt til å lære meg

å dimensjonere ei HS-linje etter forskriftene samtidig som eg måtte kjenne godt til SKL sine anlegg.

Gruppa har bestått av ein elkraftstudent ved HiB. Han har fullført VG3 med realfag, kor somrane har

gått med til å jobbe i ulike elverk. Her har han opparbeidd seg kunnskap og forståing for HS-anlegg

også med tanke på sikkerhet, HMS.

Eg vil takke min rettleiar hjå SKL, Arne Helleland, som har hjelpe meg undervegs med oppfølging og

rettleiing. Vil også takka min rettleiar og lærar, Lasse Sivertsen for god oppfølging gjennom heile

prosjektet. Utan hjelp frå Lasse hadde eg aldri fått lisens til Ren-databasen for å mekanisk dimensjonera

linja. Reidar Jøsok hjå Jøsok Prosjekt AS har tatt meg imot med opne armar på søndagsundervisning,

kor me gjekk i gjennom mykje som trengs å vita før ein kan begynna å bygge ei straumførande linje i

alle typar terreng. Ein stor takk skal også gis til Kim Arne Boska, tidlegare elkraftstudent frå Bergen og

nå ingeniør hjå Elektroutvikling AS. Han har lært meg programmet netLIN som er eit program for

prosjektering av luftlinjeanlegg. Hadde eg ikkje kome i kontakt med han, så er det ikkje sikkert at eg

hadde kunne prosjektert så mykje av linja som eg har gjort. Jan-Erik Fedje hjå SØK SA (Skånevik Ølen

kraftlag) har gitt meg kunnskap om ROS-analyse. ROS som står for Risiko Og Sårbarheits-analyse er

viktig for å avdekka konsekvensar og risikofaktorar i prosjektet. Til slutt vil eg takka Jon Christian

Jacobsen, tidlegare elkraftstudent og nå ingeniør hjå BKK, for hjelp med kostnadsoverslag av komplett

transformatorstasjon.

Bergen, 25. mai 2016

Bernhard-Inge Voster Vannes

Prosjektleiar

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 4(27) 31.05.16

Samandrag

Oppgåva handlar om å belysa problema som SKL har med overføringstap til Eikemo. Desto

lågare driftspenning på overføringa, endå høgare er overføringstapet. I rapporten er 22 kV linja

som går til Eikemo også prosjektert ved hjelp av netLIN. Dette programmet er til å for å

mekanisk dimensjonera luftlinjer med utgangpunkt frå terrengprofil i KOF-format. Oppgåva

forklarar med teori og bilete kort korleis programmet fungera.

Formålet med oppgåva er å sjå på muligheitene for nettilkopling på eksisterande linje, og

deretter vurdera overføringstapa opp i mot andre alternativ. Sjølve berekningane er gjorde ved

bruk av Excel kor all bakgrunnsdata er henta i frå arkivet hjå SKL. Utarbeiding av linjeprofil

er gjort ved bruk av forskriftene sidan dette allereie ligg inkludert i netLIN.

Linje og kabel er økonomisk dimensjonerte, det vil sei at kostnadane med material, tilbehør,

forlegningskostnad og tapskostnad akkumulert i løpet av kabelens livslengde skal bli lågast

mulig. Dette er viste med oversiktlige tabellar. Andre alternativ er også presentert opp imot

hovudalternativet med bruk av tabell. Tapa er kvadratisk avhengig av belastninga og dette fører

at dei korte belastningstopper får stor innvending.

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 5(27) 31.05.16

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 6(27) 31.05.16

1 Innhald

Dokumentkontroll ................................................................................................................................. 2

Forord ..................................................................................................................................................... 3

Samandrag ............................................................................................................................................. 4

1 Innleiing .......................................................................................................................................... 7

1.1 Oppdragsgivar ......................................................................................................................... 7

1.2 Problemstilling ........................................................................................................................ 8

1.3 Hovudidé ................................................................................................................................. 9

2 Kravspesifikasjon ........................................................................................................................ 10

3 Analyse av problemet .................................................................................................................. 11

3.1 Utforming av andre løysningar .............................................................................................. 13

3.1.1 Løysningsalternativ 2 ................................................................................................ 13

3.1.2 Løysningsalternativ 3 ................................................................................................ 14

4 Hovudalternativ: 22 kV Opstveit transformatorstasjon – Eikemo ......................................... 16

4.1 netLIN 3 ................................................................................................................................ 16

4.2 Val av linje ............................................................................................................................ 19

4.3 Val av kabel ........................................................................................................................... 20

4.4 Økonomisk dimensjonering................................................................................................... 21

5 Diskusjon ...................................................................................................................................... 22

6 Konklusjon ................................................................................................................................... 25

Appendiks A Litteraturlista ........................................................................................................... 26

Appendiks B Forkorting og formlar ............................................................................................. 27

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 7(27) 31.05.16

1 Innleiing

1.1 Oppdragsgivar

I 1953 sette Sunnhordaland kraftlag (SKL) i drift det første aggregatet i Blådalsvassdraget i

Kvinnherad, og med det blei det lagt eit svært viktig grunnlag for utvikling i regionen. I meir

enn 60 år har det, mest kontinuerleg, vore bygd ut vasskraft frå dette vassdraget og bygd

overføringslinjer som skal syta for ei god og sikker straumforsyning. SKL Produksjon AS er

eit kraftselskap som har som formål å eige, drive og utvikle kraftressursar. SKL Produksjon eig

og driv 9 kraftverk i Kvinnherad, Fusa og Stord, og har en eigardel på 8,75 % i Sima kraftanlegg

i Eidfjord samt en 15 % eigardel i Saudafaldene. Den samla effekten i eige kraftverk er 400

MW, og gjennomsnittlig årsproduksjon om lag 1 400 GWh. I tillegg eig selskapet fleire

småkraftverk i drift, og fleire som er under utvikling. Selskapet er eit dotterselskap av SKL. Dei

primære forretningsområda til SKL er kraftproduksjon, krafthandel engros og overføring av

kraft. SKL er eit selskap med regionale eigarar. Dei største eigarane er Haugaland Kraft AS

(40,5 %), BKK AS (33,4 %) og Finnås Kraftlag SA (10,0 %). Resten av aksjane eigast av Fitjar

Kraftlag SA, Fjelberg Kraftlag SA, Skånevik Ølen Kraftlag SA, Stord kommune og Tysnes

Kraftlag SA. Selskapet har hovudkontor på Stord og om lag 130 tilsette.

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 8(27) 31.05.16

1.2 Problemstilling

På nordsida av Åkrafjorden har SKL Produksjon planar om utbygging av 2

småkraftverk, Tøsse Kraftverk og Eikemo Kraftverk. Tøsse Kraftverk er planlagt med

ein turbininstallasjon på ca. 4 MW og Eikemo Kraftverk er planlagt med ein

turbininstallasjon på ca. 3 MW. Samla produksjon vert på om lag 25 GWh. På grunn av

Folgefonna Nasjonalpark som går heilt ned til Mosnes ved Åkrafjorden er det ikkje mulig å

opprusta eksisterande 22 kV linja til 66 kV som tilhøyrar områdekonsesjonshavar Skånevik

Ølen kraftlag. Alternativet med 66kV kraftleidning frå Blåfalli III er også for

kostnadskrevjande.

Det er også motstand mot kraftleidning ned Skredalen, slik at dette bør unngåast.

SKL Produksjon har 66 kV og 22 kV kraftleidning frå Opstveit trafostasjon til Blåfalli IV

kraftstasjon, med avgreiningar. Ei avgreining på 22 kV går til Vetrhus, og frå Vetrhus går det

ein tunell til Tjørndalsvatna.

Prosjektet sitt mål er å vurdere muligheitene for å få nettilknytting for omtalte småkraftverk på

22 kV nivå via eksisterande 22kV avgreining til Vetrhus, tunell til Tjørndalsvatna og vidare

med 22 kV luftleding utanom Skredalen til Eikemo/Tøsse. I vurderingane må ein også sjå på

nødvendig opprusting av 22 kV leidning mellom Opstveit trafostasjon og Vetrhus, samt vurdera

ein trafostasjon 22/66 kV i området ved avgreininga til Vetrhus som alternativ til opprusting av

tverrsnittet på 22 kV leidningen.

Det skal kome fram kva kostnadar ulike alternativ vil ha, også med tanke på overføringstap.

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 9(27) 31.05.16

1.3 Hovudidé

Som hovudalternativ er 22 kV løysninga prioritert grunna kostnadane.

Dagens avgreining til Vetrhus må forsterkast med streverar og/eller barduner. Nokon stader kan

krysstag brukast i tillegg til at mast 14 og 15 må få høgare stolpar1. Linja som er der i dag må

bytas til eit høgare tverrsnitt for å tåle dei ytre kreftene og belastningar. Frå Vetrhus vil den bli

ført ned i kabel og hengd (lagd i grøft) gjennom overføringstunnellen til Tjørndalsvatna. Her

vil det gå i luft ned til kraftverka (Figur 1 - Kart over området). Alternativet er kostnadsestimert

til 15 MNOK.

Figur 1 - Kart over området: Arne Helleland, SKL AS

1 Arne Helleland (2015) Hovudoppgåve: SKL AS, side. 2

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 10(27) 31.05.16

2 Kravspesifikasjon

Eigar/byggherre : SKL AS

Anlegg : 22 kV-linje Slettavika – Eikemo

Anleggets plassering : Matre i Kvinnherad kommune og Eikemo i Etne kommune

2 RENblad 2007 - HS Distribusjonsnett luft – prosjektering, side 16-20

Linje frå

Linje til

Traselengde

Driftspenning

Mastematerial

Mastetype

: Slettavika (M1)

: Eikemo (M80)

: 11 km

: 22 kV

: Kreosotimpregnert

rundtømmerstolpar

: Portalmast;

H-master2

Straumførande linje

Straumførande kabel

Jordlinje

Isolator

Faseavstand

: FeAl

: TSLF

: 1 x OPGW 24 fiber

: Strekkjede, kompositt

: 2 m, planoppheng

H-forankringsmast m/ strevere

H-forankringsmast m/ barduner

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 11(27) 31.05.16

3 Analyse av problemet

Den totale traselengda frå Eikemo til Opstveit transformatorstasjon er ca. 20 km. Med

driftspenning 22 kV utgjere det store tap i linja som igjen gir store økonomiske tap (Tabell 1 -

Overføringstap).

Opstveit trafostasjon har i dag nok kapasitet til å ta under ekstra last. Linja bør derimot

dimensjonerast på ny. I dag er det 3,9 km med FeAl 150 frå Opstveit til Blf. III. Her i frå er det

mykje forskjellige tversnitt inn til Blf. IV, eit strekk på 11,6 km. Stasjonar som matar inn på

22kV linja er Staffi kraftverk og Blf. III kraftverk aggregat 3.

Avgreininga til Vetrhus har straumførande linje FeAl 35 spesial som er omtrent 2,3 km lang

(opphavelig bygd som anleggslinje for arbeidet med Eikemooverføringa). Denne avgreininga

er ikkje sterk nok til produksjon og må difor forsterkast (krysstag, barduner, etc) i tillegg til

linjebyte. I tillegg til å syta for at linja klarar å ta under lasta som er produsert skal det også

dimensjonerast for brotlast.

Her ser ein for seg at i høgfjellet på rundt 800m kan i verste fall islasta væra på 100 kg/m og

meir. Dette blir rekna for å væra i eit 150 års gjentaksintervall. Området er utsatt for atmosfærisk

ising og blir kalla skyising. Dette er grunnen til dei ekstreme lastene. Ligger linja noko lågare

og meir skjerma i same område kan talet være 20 til 30 kg/m. Det er med andre ord veldig store

gradientar, og den einaste forsvarlige måten å dimensjonere linja for islaster på i slike områder

er ved å bruke numeriske atmosfæremodeller kopla mot modellar for isakkumulasjon.

Lågare nede (under 700 til 800 moh) vil den dominerande kjelda til atmosfærisk ising være våt

snø som fester seg til lina. Disse gir betydelig lågare 150 års islaster, typisk mellom 6 og 15

kg/m avhengig av nedbørsmengde i området samt korleis lina er skjerma av terrenget. For

vindlast er det vanleg å nytta seg av dimensjonerande vindlaster saman med islast. Som

dimensjonerande vindlast brukas vindstyrke midlet over 3 sekund med 50 års gjentaksintervall.

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 12(27) 31.05.16

Tabell 1 - Overføringstap3

3 Sintef Energi AS Planleggingsbok for kraftnett (2014)

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 13(27) 31.05.16

3.1 Utforming av andre løysningar

netLIN: mekanisk dimensjonering av luftlinjeanlegg.

Prosjektanalyse hos REN gir kostnadar for anleggsalternativa.

NVE Atlas kartdata lagar høgdeprofila som brukast vidare i oppgåva for å lage

terrengprofil.

3.1.1 Løysningsalternativ 2

Ved å etablera ein transformatorstasjon ved Slettavika slepp ein å opprusta tversnittet på den

eksisterande 22 kV linja. 66 kV linja frå Opstveit til Blf. IV har god kapasitet med FeAl 120.

Vil ein tenke meir langsiktig så bør ein transformatorstasjon byggast i Eikemo slik at krafta kan

koplas i saman med ein t-forbindelse frå Rullestad i Etne kommune. Med ei slik løysning kan

ein få ned overføringstapa frå Eikemo på eit høgare spenningsnivå, i tillegg vil ein kunne styrke

nettkapasiteten ved Rullestad. Det er i dag eit kraftpotensial på 85 MW i Rullestad. Skånevik

Ølen kraftlag som er områdekonsesjonshavar har ikkje tilstrekkelig kapasitet på si 22 kV linje

til å ta under all den nye produksjonen. Marine Harvest har også etablert seg i Fjæra med eit

nytt smoltanlegg. Det er også planlagt fleire byggetrinn i settefiskanlegget med behov for fleire

MW.

Arbeid NOK [kr]

8 MVA Transformatorstasjon 5.825.000

100 m 66 kV kabel

8500 m 22 kV linje Ca. 7.300.000

2000 m 22 kV kabel 400.000 + støyping av kanal

10500 m OPGW

SUM Ca. 15.000.000

Tabell 2 – Kostnadsoversikt

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 14(27) 31.05.16

Figur 2 – Trasèalternativ 2, 66/22 kV trasformatorstasjon

3.1.2 Løysningsalternativ 3

Eit tredje alternativ er å byggje 25 km med 66 kV linje frå Åkra til Eikemo. Her kan det lagast

ei avgreining av linja som går i frå Opstveit til Litledalen i Etne kommune. Det som gjere dette

alternativet lite sannsynlig er terrenget frå Åkra til Kallvika. Kabel i Åkrafjorden kunne også

vore eit alternativ til det vankelige partiet frå Åkra. Store utbyggingskostnadar er med på å gjere

dette alternativet veldig kostnadskrevjande. Ein vil også redusera inngrepsfri natur sone 2

grunna spenningsnivået på linja4.

Arbeid NOK [kr]

8 MVA Transformatorstasjon 5.825.000

25 km 66 kV linje 40.000.000

Skogrydding 300.000

SUM ca. 46.000.000

Tabell 3 - Kostnadsoversikt

4 http://inonkart.miljodirektoratet.no/inon/bortfall/rapport/1570-MBJESN/pdf

Transformatorstasjon

HS-linje

Kabel

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 15(27) 31.05.16

Figur 3 - 66 kV Åkra til Eikemo

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 16(27) 31.05.16

4 Hovudalternativ: 22 kV Opstveit transformatorstasjon – Eikemo

I heile elforsyningas eksistens har luftnett vore dominerande som infrastruktur for leveranse

av elektrisk energi. For å prosjektera ein linjeseksjon trengs det betydelige kunnskapar i

matematikk, statikk og mekanikk. Disse kunnskapane er implementert i konseptet netLIN.

netLIN 3 er eit dataprogram for prosjektering av luftlinjeanlegg av HallingKonsult og REN.

Programmet kan brukast til å utføra:

Mekanisk berekning for LS- og HS-luftnett.

Linje- og masteberekning med normer som grunnlag.

22 kV forbindelsen frå Slettavika til Eikemo er prosjektert ved hjelp av netLIN og tilhøyrande

normar forskrifter som gjeld for elektriske forsyningsanlegg. Terrenginnmåling gjorde eg ved

hjelp av NVE Atlas kor eg fekk ut ei CSV-fil som eg kunne nytta vidare til å lage ei KOF-fil.

4.1 netLIN 3

Det første ein begynn med er terrengprofilen. Den kan lages av å fysisk gå i terrenget med

oppmålingsutstyr og plotte koordinatar, eller ved hjelp av digitale kartverktøy. Då lagar ein ei

KOF-fil som lastas opp i databasen som terrenginnmåling. Her i frå koplas temakodar saman

med aktuelle punkter i traseen for å gi programmet informasjon om punkta. Nedanfor er ei liste

over temakodar som er nytta i prosjekteringa av linja.

Tabell 4 - Temakodar, mast: netLIN KOF filformat.pdf, side 5

Disse kodane vært lagt inn ved eksisterande stolper ute i terrenget. Eksempelvis ved å leggja til

temakode 8601 –mast, vil netLIN automatisk teikna inn ein stolpe på det målepunktet.

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 17(27) 31.05.16

Tabell 5 - Temakodar, krysningar: netLIN KOF filformat.pdf, side 5

Kodane over brukas til registrering av krysningar for ulike områder.

Når ein skal prosjektera ei linje må ein ta sjå til avstandar i terrenget. Spenningsatte delar skal

ha tilstrekkelig avstand innbyrdes og til

anleggsdelar med jordpotensial som

sikkerhet mot overslag ved lyn- og

koplingsoverspenningar5. Ein må ta hensyn

til avstanden fase-terreng og fase-jordlinje.

Avstanden blir vesentlig mindre når master er

plasserte i sideterreng, difor prøver ein å

unngå dette ved å endre traseen. Er ein nøydt

til å gå langs sideterreng må mastene byggast

høgare, detta gir igjen høgare

byggekostnadar.

5 REN, Brukerguide for Forskrift om Elektriske forsyningsanlegg (FEF)

2. utgave 2015, § 6-4 Avstander, kryssinger og nærføringer, s.114

Figur 4 - H-mast, skråterreng med temakodar

netLIN KOF filformat.pdf, side 6

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 18(27) 31.05.16

Andre ting som kan gi økte byggjekostnadar:

Vinkelpunkt (HV); ein vil ha ei mest mogeleg rett linje.

Veldig lange spenn 200< x <300 m; må i nokre tilfelle ha større faseavstand enn resten

av linja. Opphengsutstyr og master må forsterkast i tillegg.

Etter at terrenginnmålinga er lasta opp og importert til prosjektet kan ein leggja inn andre

parameterar om linja.

Spenningsnivå

Faseavstand

Leverandør av materiell

Fundamentering

Linjetype og dimensjon

Oppheng; travers, isolator (hengekjede, strekkjede)

Is/snø- og vindlaster

Plassere forankringspunkt

og meir.

Etter at all data er lagt til kan ein gjere linje- og masteberekningar for linja. Godtar

programmet at alle kreftene som verker på linja er innafor forskriftene og normene netLIN er

bygd på, vil ein kunne eksportere linjeprofilen til PDF med all tilhøyrande data. Nå har ein eit

fullt ferdig dokument som kan sendast til leverandørar for å starte anbodsrunde. Sjå vedlegg.

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 19(27) 31.05.16

4.2 Val av linje

HS-luftlinjer skal dimensjoneras for å tåla påreknelege klimatiske og andre naturgitte

påkjenningar som islast, vindlast, temperatur, flom, snøsig, jorderosjon og liknande. Mekanisk

dimensjonering av HS-luftlinjer skal foretas på basis av ein risikovurdering67 . Med maks

produksjon er det 195 A som vart overført i frå Eikemo. Linja dimensjonerast for ein statistisk

metode. Før dimensjonerte ein is- og vindlast etter linjediameter. Normkomiteen i Norge har

valt å la stadlege forhold avgjera lastane.

Linja har sitt høgaste punkt på 780 moh. Ut i frå data sendt i frå meteorologisk institutt viser at

i Sunnhordaland på rundt 800 moh. vil ein få store mengder skyis. Her kjem det an på om linja

ligg i eit ope- eller skjerma terreng. I verste fall kan islasta væra så tung som over 100 kg/m.

Lederar skal ha ein brotstyrke på minst 14 kN. Nedanfor har eg nytta formlar for utrekning av

islast.

6 REN, Brukerguide for FEF 2. utgave (2015), § 6-2 Mekanisk dimensjonering, side 109 7 Laga av forfattar, Ros-analyse av 22 kV linje

Tabell 6 - Belastningstabell, blank linje

Nexans:http://www.nexans.no/eservice/Norway-

no_NO/fileLibrary/Download_540200470/Norway/files/Nexans_Kabelboka_e-

verk_2014.pdf, side 52

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 20(27) 31.05.16

𝐻 =(𝑞+𝑔)∗𝑎2

8∗𝑏

𝑆 = 𝐻 + ∆ℎ ∗ (𝑞 + 𝑔)

𝐵𝑟𝑜𝑡𝑡𝑙𝑎𝑠𝑡 𝑛ø𝑑𝑣𝑒𝑛𝑑𝑖𝑔 =𝑆

0.8

Eg nytta meg av det spenna i øvre del då det er her det kjem størst påkjenning. I sektor 1 av

linja (sjå vedlegg) ser ein at linja har sitt høgste punkt på 780 moh. Dei lengste spenna kjem

lengre ned i traseen kor dei ytre påkjenningane er betydelig mindre. Ved utrekning manuelt får

eg ei nødvendig brotlast på 75 kN. Av dei berekningane er FeAl. 150 26/7 det økonomiske

tverrsnitt med ei brotlast på 83.76 kN som bør nyttast 8.

4.3 Val av kabel

Alternativ til kabel er mange, og i denne traseen bør ein tenke seg godt om. Ein kan velje

mellom 1-leder eller samansnodd 3-ledar HS-kabel. Samansnodde-kablar kan ein også få med

fiberrøyr/fiberkabel og jordtråd som gjer at betongkanalen kan reduserast.

Gjennom Eikemooverføringa er det fuktig og det renn vatn gjennom når tunellen er ope. Frå

opninga til Tjørndalsvatna er det 2 km, det betyr at ein er nøydt til å skøyta kablane som vært

lagde ned. Arbeidet med å skøyta og å laga endeavslutningar på ein snodd kabel kan væra verre

å få til i ei trong gate enn 1-ledar kablar. Pris på ein 3-ledar er rimeligare enn 1-ledarar med

prisar fått i frå Nexans.

Ein har også muligheit for å bruka trippeltrommel ved utlegging av 1-ledar kablar. Då kan ein

leggja tre fasar samtidig for å spare tid, men det er ei ulempe. Trippeltrommel kjem med kortare

lengder enn trommel med ei heilt standard lengde. Det fører til at det må skøytas tre gonger mot

ein gong ved legging av heile lengder.

TSLF 95 NOK [kr/m]

1-ledar 45

Snodd 3-ledar 130

Tabell 7 - Nexans TSLF 95, listepris

8 Horten Aliminium Condutor AS (2016): Dimensjonstabeller FeAl

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 21(27) 31.05.16

4.4 Økonomisk dimensjonering

Når ein kabel belastas med ein straum, utviklas det ein varmeeffekt i ledaren som er

proporsjonal med straumen i kvadrat og direkte proporsjonal med ledarresistansen. Ein må

gjerast oppmerksam på tap når ein dimensjonerer elektriske anlegg. Dette er fordi kabelen ikkje

skal få for høg temperatur og på den måten få ein kortare levetid, og fordi energitap kostar

pengar9. Ledartapa er effekttap og energitap er rekna ut i Excel med bruk av straumprisar

estimert av Sintef. I ei 22 kV linje er tapa betraktelig høgare enn i ei 66 kV linje. Ein

dimensjonerer linja på best mulig måte ved hjelp av økonomisk tverrsnitt. Ein står til slutt igjen

med størst gevinst når ein ser på levetida til anlegget.

Med uttrykket økonomisk dimensjonering meiner ein at summen av kostnadane for kabel med

tilbehør, forlegningskostnadane og tapskostnadene akkumulert i løpet av kabelens livslengde,

skal bli lågast mulig ved ein gitt belastning. Dette illustrerast i tabell 11 som viser

totalkostnaden for ulike kabeldimensjoner10.

Figur 5 – Dimensjonskriterium (2010)

Draka: http://media.draka.no/2015/06/Teknisk-H%C3%A5ndbok-2010_final-til-web.pdf, side31

9 http://media.draka.no/2015/06/Teknisk-H%C3%A5ndbok-2010_final-til-web.pdf, side 18 10 http://media.draka.no/2015/06/Teknisk-H%C3%A5ndbok-2010_final-til-web.pdf, side 41

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 22(27) 31.05.16

5 Diskusjon

«Sunnhordalands ringen» har underskot av kraft og kan verta avhengig av lokal produksjon om

det skulle skje noko med sentralnettsforbindelsane frå Sauda og/eller Samnanger.

Forbindelsane inn til Sunnhordaland og Haugaland er i dag underdimensjonert for dagens

behov.

I Rullestad er det eit kraftpotensial på 85 MW som er klar til å byggast ut. Med liten

nettkapasitet i området er det meir samfunnsnytte å byggja ei 66 kV linje frå Blåfalli. Då kan

kraftverka på Eikemo knytast på ved hjelp av ein «t-forbindelse» og 66/22/6.6 kV

transformatorstasjon. Skulle ein gjort detta vil det væra naudsynt med ein ny

transformatorstasjon i Blåfalli opp til sentralnettsnivå. Hovedtransformatoren i Blåfalli (T1)

nærmar seg sin nominelle effekt på 270 MVA. Sjølv om større transformatorar (over 100 MVA)

kan tynast 1.3 p.u.11 over merkestraum, reduserer ein kraftig levetida. Dette alternativet er valt

bort grunna store kostnadar.

Alternativ 3 har for liten samfunnsnytte til at det vil væra gjennomførande. Alternativ 2 er eit

godt alternativ kor ein byggjer ein 66/22 kV transformatorstasjon ved Slettavika. HS-linja kjem

i frå Opstveit og går inn til Blåfalli IV som produksjonslinje. Denne linja vart bygd i 1981 og

har ei forventa levetid på 30 år12.Frå Slettavika byggjer ein ei 22 kV linje slik som vist i vedlegg:

linjeprofil.

11 IEC:2005 60076-7, side 35 12 Arne Helleland, Tilstandsrapport_66 kV

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 23(27) 31.05.16

Ein må sjå på alternativ 2 og hovudalternativet opp i mot kvarandre.

Hovudalternativ Alternativ 2

Arbeid MNOK Arbeid MNOK

Opprusting av

22 kV linja

Opstveit

transformatorstasjon til

Slettavika.

3.9 km AL59-454: 3.5

7.0 km FeAl 150: 6.0

(7.0 km FeAl 185: 7.5)

66/22 kV transformator

stasjon

8 MVA trafo: 6.0

22 kV linje

Slettavika til Eikemo

8.5 km FeAl 150: 8.0

(8.5 km FeAl 185: 9.5)

2.0 km TSLF 95: 0.4

8.5 km FeAl 150: 8.0

(8.5 km FeAl 185: 9.5)

2.0 km TSLF 95: 0.4

Produksjon

(26 øre/kWh)

57 GWh: 15.0 114 GWh: 30.0

Overføringstap med

innmating av kraftverk

(Blåfalli III og Staffi +

Tøsse og Eikemo) på

linja.

8.5 km Feal 150: 0.140

2.0 km TSLF 95: 0.060

7.0 km FeAl 150: 0.110

3.9 km AL59: 0.060

Overføringstap med

innmating av kraftverk

(Blåfalli IV og V +

Tøsse og Eikemo) på

linja.

10.2 km 66 kV: 0.044

8.5 km Feal 150: 0.140

2.0 km TSLF 95: 0.060

SUM overføringstap 0.370 0.240

SUM 18.0

(21.0)

15.0

(17.0)

Tabell 8 - Samanlikning av alternativa

I år 2000 bygde ein om 22 kV linja frå Opstveit til Blåfalli III til FeAl 150. Denne strekning

reknast for å væra ganske god endå og har lang levetid igjen. 66 kV linja har 30 (+/- 5) år igjen,

og skal den først opprustast vil SKL få mykje større kostnadar (24.3 MNOK). På dei 30 åra er

ein då nøydt til å ha stans i produksjonen får å byggje nytt. Opprustar ein 22 kV linja kan og

dei inste kraftverka forsyna nettet via 22 kV linja om 66 kV linja ligg ute.

Utbyggingskostnadane med å opprusta linja frå Opstveit til Slettavika er dyrare enn om ein

byggjer ein transformatorstasjon på 8 MVA ved Slettavika. Årsaken til at det likevel

nedprioriteras er for at 66 kV linja har maksimalt 30 år igjen. Ei linje har ei avskrivingstid på

40 år, men den tekniske levetida er rekna 50 til 60 år. Generatorar held seg også i 50 år og

nokre plassar endå lengre utan at det er nødvendig med store utbetringar. Kabelen skal halda

seg i 40 år om den er dimensjonert rett.

Skal ein då ha eit avbrott om 30 år for å byggja om 66 kV linja inn til Blåfalli IV, så er

muligens ikkje nytta der lengre om fortenesta i kraftverka er for låg utan totalrevisjon på

anlegga. Blåfalli IV (1981) vil då væra ein gammal stasjon og fleire ting spelar inn då ei

avgjersle skal takast. Ved hjelp av noverdiberekningar fann eg ut at dei totale kostnadane for

TSLF varierer mykje. Noverdi totalkostnad står for verdien i dag av investering og energitap

for heile levetida til kabelen.

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 24(27) 31.05.16

TSLF Termisk grenselast

[A]

Tap pr. år

[kr/m]

Noverdi

framtidige tap

[kr/m]

Noverdi

totalkostnadar

[kr/m]

95 295 24 596 1134

150 370 15 383 962

240 465 9 233 846

400 590 6 145 842

630 745 3 87 884

Tabell 9 - Økonomisk dimensjonering av kabel (tabell utforma av forfattar)

Begge kraftverka ligg i same område men har likevel ikkje dei same vassføringane. Brukstida

er 3752 t for Eikemo og 3450 t for Tøsse. Akkumulert brukstid for overføringa er ikkje rekna

ut, men den ligg an til å gå med 4000 til 5000 timar. Detta er innafor til at overføringa har ei

høg brukstid og det beste alternativet er å følgje utrekningane for noverdien. Med ei teoretisk

avskrivingtid på 25 år har fortsatt kabelen mange år igjen som er av betyding. Difor var

kostnadane rekna ut med 40 års teknisk levetid, 1.25% avskrivingsrente og ei tapsbrukstid 2500

t. Det me kan lesa ut ifrå tabell 11 er at TSLF 240 og 400 kjem best ut. Det skilje dei berre 8000

kr på totalkostnadane om kabelen ikkje vert lengre enn 2000 m. Det er mykje lågare tap enn om

ein kunn hadde dimensjonert etter belastningsevne til kabelen, og ein har i tillegg muligheit til

å utvide på eikemosida i framtida.

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 25(27) 31.05.16

6 Konklusjon

Slik vurderinga er blitt gjort vil ei anbefaling væra på utbetring av eksisterande 22 kV linje,

samt forsterka mastene som i dag går til Vetrhus. Skilnaden på tapa er omtrent 100.000 NOK

årleg, frå Eikemo til Opstveit transformatorstasjon med innmating av Staffi, Blåfalli III låg,

Eikemo og Tøsse. I analysen av overføringstap og kostnadar er det også vurdert TSLF 400 som

eit betre alternativ enn TSLF 95. Det er grunna at kabelen vert dimensjonert med tanke på

økonomisk tversnitt og ikkje belastningsevne. Kabelen kan overføra meir straum ved behov, og

levetida er betydelig betre. Etter avskriving av ein slik dimensjonert kabel vil ein kunne ha att

halve av den tekniske levetida etter at avskrivingar er gjord. Utan at det er fare for å liggje på

for høg driftstemperatur med TSLF 95 kan ein ha god nytte av at ein nyttar ein kabel som er

dimensjonert ut i frå uttrykket økonomisk dimensjonering. Dette opnar opp for at dei som eig

konsesjonen til Djuvselva kraftverk (3 MW) kan væra med å bidra med anleggsbidrag for

nettilknytting og auke i transformatorkapasitet.

Linja frå Opstveit til Blf. III er vurdert til at den skal opprustast til legert aluminiums linje.

Legerte linjer oppnår betre overføringsevne og samanlikna med FeAl-linjer med same

utvendige diameter, endå mindre tap. Dette sparer ein 100.000 kr i året på i forhold til å nytta

dagens FeAl 150. Frå Blåfalli III skal det byggjast nytt med FeAl 150 fram til Slettavika. Linja

over til Eikemo følgjer i same tverrsnitt men fyrste mast startar med M1. Ein vil også auka

leveringskvaliteten til hytter og stasjonar i Blådalen som følgje av auke i tverrsnitt og kapasitet.

Overføring

Lengde

[m]

Termisk grenselast v/ 20 ᵒC

[A]

Tap pr. år

[kr]

Kostnad

[kr]

59Al-454 3900 1200 30000 3500000

FeAl 150 15500 766 240000 14000000

TSLF 400 1900 590 14000 530000

SUM

overføringstap

284000

SUM kostnadar 18300000

Tabell 10 - Kostnadar og tap for valt overføring ekskludert anleggskostnad. Avrunda til nærmaste 1000 NOK.

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 26(27) 31.05.16

Appendiks A Litteraturlista

[1] Arne Helleland (2015): Hovudoppgåve, side 2

[2] REN: RENblad 2007 - HS Distribusjon.snett luft – prosjektering, side 16-20

[3] Sintef Energi AS: Planleggingsbok for kraftnett (2014): Tapskostnader side 11-14

Henta frå: http://www.ren.no/produkter/planbok

[4] Bernhard-Inge Voster Vannes (2016): Inngrepsfri natur: soner

Henta frå: http://inonkart.miljodirektoratet.no/inon/bortfall/rapport/1570-MBJESN/pdf

[5] REN: Brukerguide for Forskrift om Elektriske forsyningsanlegg (FEF)

2. utgave 2015, § 6-4 Avstander, kryssinger og nærføringer, side 114

[6] REN: Brukerguide for Forskrift om Elektriske forsyningsanlegg (FEF)

2. utgave 2015, § 6-2 Mekanisk dimensjonering, side 109

[7] Bernhard-Inge Voster Vannes (2016): Ros-analyse 22 kV

[8] Horten Aliminium Conductors AS (2016): Datablad ACSR Norge FeAl 150 26/7

Henta frå: http://www.hac.no/hac/pdf/NorwayACSR.pdf

[9] Draka Teknisk handbok kraftkabel 4. utgave (2010), side 18 og 41

Henta frå: http://media.draka.no/2015/06/Teknisk-H%C3%A5ndbok-2010_final-til-web.pdf

[10] IEC:2005 60076-7, side 35

Henta frå:

http://www.standard.no.galanga.hib.no/no/Nettbutikk/produktkatalogen/Produktpresentasjon/

?ProductID=257881

[11] Arne Helleland (2015): Tilstandsrapport_66 kV

[12] Sintef Energi AS: Planleggingsbok for kraftnett (2014): Tapskostnader side 11-14

Henta frå: http://www.ren.no/produkter/planbok

Hovudoppgåve

Rev: v3.0 27(27) 31.05.16

Appendiks B Forkorting og formlar

Blf. Blåfalli kraftstasjon, Matre i Kvinnherad kommune

HS Høgspennings

OPGW Optical Ground Wire

a Spennlengd [m]

b Pilhøgd [m]

g Linjevekt [kg/m]

H Brottlast horisontal [kN]

∆h Høgdeforskjell, toppunkt mellom master [m]

p.u. per.unit.

q Islast [kg/m]

S Totalvekt vertikal [kN]