Oppgradering av Høgefossnettet

(1)

Oppgradering av Høgefossnettet

Søknad om konsesjon, ekspropriasjonstillatelse og forhåndstiltredelse

April 2015

(2)

Agder Energi | Side 2 av 72

Innhold

1 Sammendrag

4

2 Generelle opplysninger

6

2.1 Presentasjon av tiltakshaver 6

2.2 Tiltaksområdet 7

2.3 Utførte forarbeider 7

2.4 Fremdriftsplan og videre saksbehandling 8

2.5 Gjeldende konsesjoner i området 8

3 Søknader og formelle forhold

9

3.1 Søknad etter energiloven 9

3.2 Ombygging av 22 kV-ledninger - områdekonsesjon 11 3.3 Ekspropriasjonstillatelse og forhåndstiltredelse 11

3.4 Nødvendige tillatelser etter annet lovverk 12

3.5 Miljø-, transport og anleggsplan (MTA) 13

4 Begrunnelse for tiltaket

14

4.1 Dagens situasjon 14

4.2 Utbyggingsplaner i området 15

4.3 Systemløsning 17

5 Beskrivelse av anleggene

22

5.1 Nye Høgefoss transformatorstasjon 22

5.2 Høgefoss kraftverk 25

5.3 Berlifoss kraftverk 28

5.4 Dynjanfoss kraftverk 30

5.5 Støy fra transformatorstasjoner 32

5.6 132 kV kabelanlegg – stasjonsanlegg til Dynjanfoss og Berlifoss 32 5.7 Ny 132 kV-ledning Høgefoss transformatorstasjon –

Berlifoss/Dynjanfoss kraftverk 33

5.8 Andre utredede og vurderte løsninger 38

5.9 Forholdet til beredskapsforskriften 49

5.10 Sikkerhet mot flom og skred og steinsprang 50

5.11 Teknisk/økonomisk vurdering av omsøkt tiltak 52

6 Virkninger for miljø, naturressurser og samfunn

55

6.1 Landskap og kulturminner 55

(3)

6.2 Naturmiljø 57

6.3 Friluftsliv og rekreasjon 58

6.4 VerneINTERESSER 58

6.5 Arealbruk 58

6.6 Skogbruk 59

6.7 Jordbruk og andre naturressurser 59

6.8 Nærføring og elektromagnetiske felt 59

6.9 Støy 61

6.10 Luftfart og kommunikasjonssystemer 62

7 Referanser

64 Vedlegg 65

(4)

1 Sammendrag

Agder Energi Vannkraft AS (AEVK) og Agder Energi Nett AS (AEN) legger med dette frem en samordnet søknad om konsesjon, ekspropriasjonstillatelse og forhåndstiltredelse for fornyelse og spenningsoppgradering av eksisterende 66 kV-regionalnett mellom Høgefoss kraftverk, Berlifoss kraftverk og Dynjanfoss kraftverk til 132 kV. I de omsøkte tiltakene inngår oppgradering av overføringsanleggene i nevnte kraftverk, samt etablering av en ny transformatorstasjon like syd for Høgefoss kraftstasjon med et nytt utvendig 132 kV-koblingsanlegg, og med ny 132/22 kV-

transformering og nytt innendørs 22 kV-koblingsanlegg i eget bygg. I sist nevnte tiltak inngår også sanering av eksisterende innendørs 66 kV- koblingsanlegg og 22 kV-koblingsanlegg i Høgefoss kraftstasjon fra henholdvis 1950-tallet og 1970-tallet. Det vil overflødiggjøre nødvendig

reinvestering og vedlikeholdskostnader på nevnte anlegg. Tiltaket med sanering av eksisterende 66 kV-koblingsanlegg i Høgefoss kraftstasjon vil bidra til å øke personell- og brannsikkerheten i Høgefoss kraftstasjon.

Denne konsesjonssøknaden inneholder tiltak for begge selskapene AEVK og AEN.

AEVK omsøker ny 132 kV-ledning fra Høgefoss til Dynjanfoss og Berlifoss til erstatning for eksisterende 66 kV-ledninger som skal rives/saneres. Det omsøkes to traséalternativer: Primært:

2.0-2.2-1.1-1.0. Sekundært: 1.0-1.1-1.0. I tillegg omsøkes oppgradering av stasjonsanlegg i Høgefoss, Berlifoss og Dynjanfoss, samt andel av 132 kV-koblingsanlegg og stasjonsinstallasjoner i nye Høgefoss transformatorstasjon.

AEN omsøker nye Høgefoss transformatorstasjon med andel av 132 kV-koblingsanlegg, samt ny 25 MVA 132/22 kV- transformator med tilhørende 22 kV-koblingsanlegg og stasjonsinstallasjoner.

De konsesjonssøkte anleggene ligger i Nissedal kommune i Telemark fylke.

Med unntak av den nye omsøkte 132 kV-ledningen (med primært- og sekundær omsøkt trasé), vil de øvrige omsøkte fysiske anleggene plasseres innenfor AEVKs eiendomsgrense til henholdsvis gnr. 45 bnr. 51 (Lomsdalen), gnr. 45 bnr. 56 (Berlimoen) og gnr. 45 bnr. 118 (Eikhommoen).

Vedlegg 1 - Trasekart viser konsesjonssøkte og vurderte 132 kV ledningstraseer.

Vedlegg 3 – Situasjonsplan Høgefoss viser plassering av nye Høgefoss transformatorstasjon med tilhørende nettanlegg.

Vedlegg 5 – Grunneierliste beskriver grunneiere som er direkte berørt av tiltakene.

Tiltakene utløses av og må gjennomføres som følge av generelt behov for reinvestering i nettet som følge av alder og tilstand til komponentene i det berørte nettet. Planer om etablering av ny produksjon med tilknytning til Høgefossområdet, utløser i tillegg behov for forsterkning av nettkapasiteten til Høgefossnettet.

(5)

Flere løsninger er vurdert, inkludert fornyelsen av eksisterende 66 kV-nett.

Spenningsoppgradering fra 66 kV til 132 kV er funnet som samfunnsøkonomisk beste løsning.

Reduksjon av tap i nettet og færre anleggskomponenter i nettet er avgjørende faktorer i

vurderingen. Spenningsoppgraderingen til 132 kV medfører dessuten at eksisterende 132/66 kV- transformator i Høgefoss kraftstasjon utgår. Dette innebærer fjerning av en komponent i nettet som i dag er fult ut belastet i forhold til komponentens overføringskapasitet, og som i dag er nødvendig for å få ut kraftproduksjonen fra Høgefossområdet til overliggende 132 kV-nett.

Spenningsoppgraderingen legger således til rette for planer om ny småkraftutbygging med tilknytning til 22 kV nett i Høgefossområdet. Det gjelder også AEVKs planer om oppgradering av Høgefoss kraftverk med økt produksjonseffekt som følge av planer om løpehjulsskifte og økt slukeevne.

Tiltaket med fornyelse, restrukturering og spenningsoppgradering av Høgefossnettet sammenfaller med behov for generell fornyelse og oppgradering av Høgefossnettet og anlegg i Høgefoss kraftverk.

Tiltaket med spenningsoppgradering gir færre komponenter i nettet med tilhørende reduksjon av feilsannsynlighet og driftskostnader. Tiltaket overflødiggjør fremtidig reinvestering og mulig forsterkning av overføringskapasiteten til eksisterende 66/132 kV-transformering i Høgefoss som følge av planlagt ny produksjonstilknytning.

Fornyelse og oppgradering av AENs distribusjonsnettanlegg i Høgefoss kraftstasjon med ny 132/22 kV- transformering og nytt 22 kV-koblingsanlegg til forsyning av 22 kV-nettet i området, vil bidra til opprettholdelse av forsyningssikkerheten for uttakskundene i Høgefossområdet.

Den omsøkte nye 132 kV-ledningen fra nye Høgefoss transformatorstasjon til Dynjanfoss kraftverk med T-avgreining til Berlifoss kraftverk via primært- eller sekundært omsøkt ledningstrasé med henholdsvis ca. 7,7 km og 9 km ledningslengde, innebærer at dagens dobbel 7,5 km 66 kV-ledning fra Høgefoss til Dynjanfoss og enkel 2,2 km 66 kV-ledning fra Høgefoss til Berlifoss kan

saneres/rives. Sammenlignet med dagens ledningsløsning gir dette en reduksjon på henholdsvis ca. 9,5 km og ca.8,2 km summert total ledningslengde. Dette innebærer en betydelig reduksjon av drifts- og reinvesteringskostnader for nevnte overføringsanlegg.

Virkninger som omsøkte- og vurderte tiltak har for miljø, naturresurser og samfunn, er beskrevet i kapittel 6 i denne søknaden.

De nye omsøkte anleggene planlegges med ferdigstillelse i løpet av 2018 og med sanering av gammelt anlegg i løpet av 2019.

(6)

2 Generelle opplysninger

2.1 PRESENTASJON AV TILTAKSHAVER 2.1.1 Agder Energi Nett AS

Agder Energi Nett AS (AEN), org. nr. 982 974 011, er et heleid datterselskap til Agder Energi AS (AE). AEN eies av kommunene på Agder med 54,5 prosent, mens Statkraft Holding AS eier de resterende 45,5 prosent.

Selskapet har sitt hovedkontor i Arendal og distriktskontor i flere av Sørlandsbyene i Agderfylkene.

Selskapet har i dag ca. 155 ansatte. AEN eier og har driftsansvaret for mesteparten av det elektriske regional- og fordelingsnettet i begge Agder-fylkene, totalt 19.400 km linjer, 57

transformatorstasjoner og 7550 nettstasjoner. Forsyningsområdet består av 30 kommuner med til sammen over 175.000 nettkunder.

Mer informasjon om selskapet finnes på nettsidene www.aenett.no

2.1.2 Agder Energi Vannkraft AS

Agder Energi Vannkraft AS (AEVK), org. nr. 882 973 972, er et heleid datterselskap til Agder Energi AS (AE). Kommunene i Agder eier til sammen 54,5 prosent av aksjene i Agder Energi. De resterende 45,5 prosent eies av Statkraft AS. AEVK ivaretar utbygging, drift og vedlikehold av kraftstasjoner og reguleringsanlegg. Selskapet eier 31 kraftverk og er deleier i ytterligere 16 kraftverk. Samlet installert ytelse er rundt 1.700 MW, med en årlig midlere produksjon på ca 7,8 TWh.

Mer informasjon om selskapet finnes på nettsidene http://www.ae.no/virksomhet/vannkraft/

(7)

2.2 TILTAKSOMRÅDET

Figur 2-1. Tiltaksområdet i Nissedal kommune.

2.3 UTFØRTE FORARBEIDER

Våren 2014 utarbeidet AEN og AEVK grunnlag for en teknisk/økonomisk utredning som beskriver behovet for og forslag til systemløsning for oppgradering av Høgefossnettet. Resultatene fra utredningen er presentert i Regional Kraftsystemutredning (KSU) for Agder 2014-2033 (1).

Høsten 2014 utarbeidet AEN en intern alternativvurdering for valg av systemløsning i nye Høgefoss transformatorstasjon mht. valg av 132 kV- og 22 kV-bryterløsning og plassering av ny 132/22 kV-transformator med nødvendig ombygging av tilhørende 22 kV-nett. På bakgrunn av dette utarbeidet Norconsult, på oppdrag fra AEVK, sommeren og høsten 2014 en teknisk økonomisk forprosjektrapport som ser på alternative løsninger for spenningsoppgradering av Høgefossnettet (2). Ut fra skisserte løsninger for spenningsoppgradering av Høgefossnettet utarbeidet Norconsult høsten 2014 og vinteren 2014/2015 en miljørapport som omtaler verdier og interesser i området og mulige konsekvenser av de foreslåtte løsningene (3).

Nissedal kommune har vært orientert om planene ved brev og møte.

Berørte grunneiere og utvalgte naboer er informert gjennom utsendelse av brev. I tillegg er det arrangert et informasjonsmøte hvor foreløpige planer og foreløpige konklusjonene fra

miljøvurderingene ble presentert.

AEN har informert Vest-Telemark Kraftlag AS (VTK) om de planlagte omsøkte tiltakene i møte.

Innspill fra møtene er tatt med i planleggingen av tiltakene.

(8)

2.4 FREMDRIFTSPLAN OG VIDERE SAKSBEHANDLING

Behandlende myndighet etter energiloven er Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE). NVE vil foreta en høring av konsesjonssøknaden og deretter ta stilling til om søknad om konsesjon skal innvilges eller bli avslått. NVE kan også avgjøre om det eventuelt skal knyttes vilkår til

gjennomføringen av prosjektet.

Alle berørte parter har anledning til å påklage NVEs vedtak til Olje- og energidepartementet (OED).

En avgjørelse fra OED er endelig.

Tabell 2-1. Hovedtrekkene i en mulig fremdriftsplan for tillatelses- og byggeprosessen for tiltaket.

Aktivitet 2015 2016 2017 2018 2019

Konsesjonsbehandling (NVE) Detaljering, anskaffelse og

forberedelse utbygging (AEN/AEVK)

Byggeperiode med idriftsettelse av omsøkte anlegg (AEN/AEVK)

Sanering av gammelt anlegg (AEN/AEVK)

En evt. klagebehandling vil forskyve byggeperiode og idriftsettelse ut i tid.

2.5 GJELDENDE KONSESJONER I OMRÅDET

Tiltaket berører flere konsesjoner:

 Anleggskonsesjon for Agder Energi Vannkraft AS sine anlegg i bl.a. Nissedal kommune, (NVE 200105108-2)

 Anleggskonsesjon for Agder Energi Vannkraft AS sitt anlegg ved Dynjanfoss kraftstasjon (NVE 201003113-3)

 Anleggskonsesjon for Agder Energi Nett AS sin 132 kV-ledning fra Åmli transformatorstasjon til Høgefoss kraftverk (NVE 201003113-3)

 Anleggskonsesjon for Agder Energi Nett sin 22 MVA 66/22 kV transformator med nødvendig høyspenningsanlegg. (NVE 200702619-7)

(9)

3 Søknader og formelle forhold

Det er to tiltakshavere for anleggene som berøres av planene, Agder Energi Nett AS (AEN) og Agder Energi Vannkraft AS (AEVK). Se kapittel 2.5 Gjeldende konsesjoner i området. De nye anleggene vil også ha to eiere og det er derfor i det påfølgende skilt mellom anlegg som vil bygges, eies og driftes av AEN og AEVK.

3.1 SØKNAD ETTER ENERGILOVEN

AEVK søker i henhold til energiloven av 29.06.1990, § 3-1 om konsesjon for:

 Bygging og drift av følgende anlegg ved nye Høgefoss transformatorstasjon:

o 2 stk utendørs 132 kV-bryterfelt

o Nødvendig høyspent kabel- og apparatanlegg o Nødvendig kontroll- og hjelpeanlegg

Arealbehovet for den nye stasjonen er ca. 4 dekar. Arealet ligger i sin helhet innenfor AEVK sin eiendom. For nærmere omtale av anlegget se kapittel 5.1.

 Bygging og drift av nye Høgefoss transformatorstasjon medfører følgende endringer i stasjonsanlegget ved Høgefoss kraftverk:

o En ny 132/9 kV-transformator med ytelse 40 MVA (T7/8) o Nødvendig høyspent kabel- og apparatanlegg

o Nødvendig kontroll- og hjelpeanlegg i eksisterende bygg

o Eventuell mindre justering av eksisterende transformatorcelle og tilstøtende bygg o Eksisterende 132/66 kV-transformator (T1) utgår

o Eksisterende 66/5 kV-transformator (T6) utgår o Eksisterende 66/9 kV-transformator (T7) utgår o Eksisterende132 kV SF6-bryteranlegg utgår o Eksisterende 66 kV-koblingsanlegg saneres/utgår

 Bygging og drift av nye Høgefoss transformatorstasjon medfører følgende endring i anleggskonsesjon og eierforhold til eksisterende 132 kV-ledning mellom Åmli og Høgefoss kraftverk som følge av nye Høgefoss transformatorstasjon

o Eksisterende ca. 0,3 km 132 kV-ledning mellom Høgefoss kraftverk og nye Høgefoss transformatorstasjon på ledning mot Åmli, søkes overført til AEVK fra AEN. Dvs.

AEVK overtar eieransvaret og gis anleggskonsesjon til nevnte ledningsseksjon

(10)

 Bygging og drift av en ny transformator og nytt bryteranlegg ved Berlifoss kraftverk o 1 stk. utendørs 132 kV-bryteranlegg med et 132 kV-bryterfelt

o 1 stk. 13 MVA 132/6,6 kV-transformator i eksisterende bygg/transformatorcelle o En eventuell kort 132 kV-jordkabel mellom 132 kV-bryterfelt og kabelendemast med

tverrsnitt 3x1x400 mm²Al

o En ca. 45 m lang 132 kV-jordkabel mellom 132 kV-bryterfelt og transformator i eksisterende bygg med tverrsnitt 3x1x400 mm²Al

o Nødvendig høyspent kabel- og apparatanlegg o Kontroll- og hjelpeanlegg i eksisterende bygning

Arealbehov inntil ca. 340 m². Arealet ligger i sin helhet innenfor AEVK sin eiendom. For nærmere omtale av anlegget, se kapittel 5.3.

Eksisterende 66/6,6 kV-transformator (13 MVA) i Berlifoss kraftverk med tilhørende

66 kV-høyspentanlegg, samt 66 kV-kabel fra stasjonen fram til eksisterende 66 kV-ledning, utgår.

 Bygging og drift av nytt bryteranlegg ved Dynjanfoss kraftverk

o 1 stk. utendørs 132 kV-bryteranlegg med et 132 kV-bryterfelt

o En ca. 45 m 132 kV–jordkabel med tverrsnitt 3x1x400 mm² Al mellom bryterfelt og eksisterende transformator

o Nødvendig høyspent kabel- og apparatanlegg

Arealbehov inntil ca. 340 m2. Arealet ligger i sin helhet innenfor AEVK sin eiendom. For nærmere omtale av anlegget, se kapittel 5.4.

Eksisterende 66 kV-koblingsanlegg saneres/utgår.

 Ny 132 kV-ledning mellom nye Høgefoss transformatorstasjon og Berlifoss og Høgefoss og Dynjanfoss kraftverk, i prioritert rekkefølge:

1. Bygging og drift av ny 132 kV-ledning mellom nye Høgefoss transformatorstasjon via Berlifoss kraftverk til Dynjanfoss kraftverk, ca. 7,7 km (alt. 2.0-2.2-1.1-1.0)

2. Bygging og drift av ny 132 kV-ledning mellom nye Høgefoss transformatorstasjon og Dynjanfoss kraftverk ca. 7,5 km (alt. 1.0-1.1-1.0) og ny 132 kV-ledning mellom Brekka og Berlifoss kraftverk ca. 1.5 km (alt. 2.0)

 Sanering av eksisterende 66 kV-ledninger mellom Høgefoss og Dynjanfoss, ca. 2 x 7,5 km

 Sanering av eksisterende 66 kV-ledning mellom Høgefoss og Berlifoss, ca. 1 x 2,2 km

AEN søker i henhold til energiloven av 29.06.1990, § 3-1 om konsesjon for:

 Bygging og drift av følgende anlegg ved nye Høgefoss transformatorstasjon:

o 1 stk. 132/22 kV transformator med ytelse 25 MVA (ny T10) med 22 kV-jordspole, i egne bygg

o 2 stk. utendørs 132 kV-bryterfelt

(11)

o Et innendørs 22 kV-koblingsanlegg med tilhørende vern- og kontrollanlegg mv., i eget bygg

o Nødvendig høyspent kabel- og apparatanlegg

Arealbehovet for den nye stasjonen er ca. 4 dekar. Arealet ligger i sin helhet innenfor AEVK sin eiendom. For nærmere omtale av anlegget se kapittel 5.1.

 Ombygging av 132 kV-ledning Åmli transformatorstasjon – Høgefoss kraftverk for tilknytning til nye Høgefoss transformatorstasjon

 Eksisterende 66/22 kV-transformator (T1) i Høgefoss kraftverk med tilhørende anlegg

utgår/saneres. Det tas høyde for at T10 vil kunne bli benyttet andre steder i nettet på sikt og T10 kan inntil videre bli lagret på eksisterende plassering på Høgefoss kraftverk.

3.2 OMBYGGING AV 22 KV-LEDNINGER - OMRÅDEKONSESJON

AEN står som eier av og er konsesjonær for 22 kV-ledninger i Nissedal kommune fra Høgefoss kraftstasjon mot Dynjanfoss/Berlifoss, Tjønnefoss og Åmli. Vest-Telemark kraftselskap (VTK) står som eier av og er konsesjonær for 22 kV ledning fra Høgefoss kraftstasjon mot Setane, samt øvrig distribusjonsnett i Nissedal kommune. Nødvendig omlegging av 22 kV-ledninger ved Høgefoss kraftverk vil bli håndtert innenfor gjeldende områdekonsesjon til AEN og VTK. Nødvendige omlegginger er skissert på situasjonsplan for Høgefoss i vedlegg 3.

Ombygging av AENs eksisterende 22 kV-ledning mellom Høgefoss kraftverk og Dynjanfoss kraftverk er påbegynt og ferdig fram til Bjørnsund. Videre arbeid med ombygging av ledningen er stoppet i påvente av planer for ombygging av eksisterende 66 kV-ledninger på strekningen. Hvis det blir gitt konsesjon til ny 132 kV-ledning etter sekundært omsøkt traséalternativ 1.0-1.1-1.0 fra Høgefoss til Dynjanfoss, ser AEN det som naturlig at 22 kV-ledningen ved Halsteinkilen blir lagt om slik at den går parallelt med ny 132 kV-ledning langs traséalternativ 1.1. Hvis det blir gitt konsesjon til ny 132 kV-ledning etter primært omsøkt traséalternativ 2.0-2.2-1.1-1.0 fra Høgefoss til

Dynjanfoss, ser AEN det som naturlig at 22 kV-ledningen ved Halsteinkilen fortsatt går i

eksisterende trasé på nordsiden av Halsteinkilen langs traséalternativ 1.0. Omleggingen av nevnte 22 kV-ledning vil bli håndtert innenfor gjeldende områdekonsesjon til AEN.

3.3 EKSPROPRIASJONSTILLATELSE OG FORHÅNDSTILTREDELSE

AEVK tar sikte på å oppnå frivillige avtaler med grunneiere som blir direkte berørt av tiltaket med den omsøkte nye 132 kV kraftledningen. Normalt regnes man som direkte berørt dersom

ledningens/kabelens klausuleringsbelte berører eiendommen, eller man blir berørt av

stasjonsalternativer eller nødvendige adkomstveier. I enkelte tilfeller kan man regnes som en berørt part også ut over disse avgrensningene.

For det tilfelle at frivillige avtaler ikke fører frem, søkes det i medhold av oreigningslovens § 2 punkt 19, om tillatelse til ekspropriasjon av nødvendig grunn og rettigheter for å bygge og drive de elektriske anleggene. Herunder rettigheter for all nødvendig ferdsel/transport i både bygge- og driftsperioden.

(12)

AEVK ber samtidig om at det for den omsøkt nye 132 kV kraftledning blir fattet vedtak om forhåndstiltredelse etter oreigningsloven § 25, slik at arbeider med anlegget kan påbegynnes før skjønn er avholdt for dette tiltaket.

Det søkes bruksrett til traseer for luftledningene. Bruksretten søkes videre å innebefatte nødvendig transport til bygging og eventuell avvirking av skog i byggeprosessen, samt nødvendig

helikoptertransport/landing.

Nye Høgefoss transformatorstasjon, samt AEVKs nye omsøkte overføringsanlegg på

stasjonsområdene til Berlifoss kraftverk, Dynjanfoss kraftverk ligger på AEVK sine eiendommer.

Således omfattes disse anleggene ikke i AEVKs søknad om ekspropriasjonstillatelse og forhåndstiltredelse.

3.4 NØDVENDIGE TILLATELSER ETTER ANNET LOVVERK 3.4.1 Undersøkelser etter lov om kulturminner

Et eventuelt behov for registrering av ledningstrase, kabeltrasé, mastepunkt, stasjonsområder, transportveier og riggområder vil bli avklart med kulturminnemyndighetene i Telemark.

Eventuelle funn er meldepliktige og kan gjøre det nødvendig å justere mastepunkter eller trasé.

3.4.2 Forhold til naturmangfoldloven

Tiltaket berører ingen verneområder. For ytterligere vurderinger henvises det til kapittel 6.2 og miljørapport.

3.4.3 Tillatelse til adkomst i og langs ledningstraseen

I planleggingsfasen gir oreigningslovens § 4 rett til adkomst for «mæling, utstikking og anna etterrøking til bruk for eit påtenkt oreigningsinngrep». AEVK vil i tråd med loven varsle grunneiere og rettighetshavere før slike aktiviteter igangsettes.

I bygge- og driftsfasen vil enten minnelige avtaler, tillatelse til forhåndstiltredelse eller ekspropriasjonsskjønn gi tillatelse til adkomst til ledningstraseen. AEVKs sin søknad om

ekspropriasjon og forhåndstiltredelse omfatter også transportrettigheter, i tilfelle minnelige avtaler ikke oppnås.

3.4.4 Kryssing av ledninger og veier

AEVK vil overholde kravene til kryssing av eller nærføring med eksisterende veier, ledninger og annet i henhold til forskrift for elektriske forsyningsanlegg. Der hvor det er aktuelt vil AEVK søke tillatelse til kryssing av vei etter veiloven med tilhørende forskrift.

3.4.5 Forurensningsloven

Tiltak i forurensede sedimenter/masser ved graving eller mudring er søknadspliktig i henhold til

§ 22-6 i forurensningsloven. Fylkesmannen i Telemark er vedtaksmyndighet. AEVK og AEN er ikke kjent med at omsøkt ledningstrasé og stasjonsarealer kommer i konflikt med forurensede masser.

(13)

3.4.6 Tillatelse til avkjøring fra offentlig vei

Det vil bli søkt om nødvendige tillatelser til avkjørsel fra offentlig vei der dette er relevant.

Søknaden vil også omfatte eventuelle forsterkningstiltak på broer i forbindelse med transport.

3.4.7 Luftfartshindre

Generelt kan luftfartshindre medføre fare for kollisjoner der linene henger høyt over bakken. AEVK vil for omsøkt ny 132 kV-ledning følge luftfartsmyndighetenes krav til merking av luftspenn, i følge Lov om luftfart. Det er ikke foretatt en detaljprosjektering av mastepunkt. Foreløpig vurdering av traseen tilsier at det kun er ved Kjellarfoss merking kan være aktuelt. Det tas forbehold om at det ikke er foretatt en detaljprosjektering.

3.4.8 Forskrift om systemansvaret

I følge Forskrift om systemansvaret i kraftsystemet (FOR-2002-05-07-448), § 14 første ledd skal konsesjonær informere systemansvarlig om planer for nye anlegg eller endring av egne anlegg i eller tilknyttet regional- eller sentralnettet, når andre konsesjonærer blir berørt av dette.

Systemansvarlig skal fatte vedtak om godkjenning av nye anlegg eller endringer i eksisterende anlegg før disse kan idriftsettes.

3.4.9 Planbehandling etter plan og bygningsloven

I følge Forskrift om byggesak (FOR-2010-03-26-488), § 4-3 bokstav c, er anlegg for fordeling av elektrisk energi som bygges etter bestemmelser gitt eller med hjemmel i Energiloven unntatt behandling etter plan- og bygningsloven.

Plan- og bygningslovens kapitel om konsekvensutredninger gjelder for denne typen anlegg.

Forskrift om konsekvensutredninger for tiltak etter sektorlover (FOR-2014-12-19-1758), stiller krav om utarbeidelse av melding med forslag til utredningsprogram og konsekvensutredning for kraftledninger og jordkabler med spenning 132 kV eller høyere og lengde på mer enn 15 km.

AEVKs omsøkte nye 132 kV ledning er ca. 7,7 km (primært omsøkt) og ca. 9,0 km (sekundært omsøkt) og kommer dermed ikke inn under krav om konsekvensutredning.

3.5 MILJØ-, TRANSPORT OG ANLEGGSPLAN (MTA)

AEVK og AEN vil før anleggsstart utarbeide en miljø-, transport og anleggsplan (MTA) som

skisserer opp hvilke tiltak som må gjøres for å unngå unødige terrengskader og andre miljøulemper som følge av anlegget. Planen vil være et bindende dokument for utførende entreprenører.

En MTA vil bli utarbeidet basert på vilkår fastsatt av konsesjonsmyndighet, verdier dokumentert i miljøvurderingene, samt AEVKs og AENs egne miljøkrav. Planen blir normalt utarbeidet i samråd med berørt kommune og berørte grunneiere. Planen skal godkjennes av NVE før oppstart av anleggsarbeider.

(14)

4 Begrunnelse for tiltaket

4.1 DAGENS SITUASJON

Høgefoss kraftstasjon med tilhørende 66 kV-nett (Høgefossnettet) og underliggende 22 kV-nett er tilknyttet overliggende regionalnett (fra Aust-Agder) med en ensidig kraftoverføring via en 66/132 kV- kraftransformator (T1) i Høgefoss kraftstasjon, som videre er tilknyttet 132 kV-nettet med en ensidig 132 kV-ledning fra Høgefoss kraftstasjon til Åmli transformatorstasjon (i Aust-Agder). Det er AEN som eier denne ledningen som er fra 2005. Hovedfunksjonen for nevnte 132 kV-ledning er overføring av kraft fra Høgefossområdet til overliggende regional- og sentralnett i Aust-Agder.

AEN har mulighet for 22 kV-reserveforsyning til uttakskundene normalt forsynt fra Høgefoss transformatorstasjon ved utfall i overliggende nett.

AEVK eier store deler av Høgefossnettet; Høgefoss kraftverk, Berlifoss kraftverk, Dynjanfoss kraftverk med tilhørende 66 kV-ledninger mellom kraftverkene. Tilstandsrapporter indikerer at 66 kV-ledningene med tilhørende anlegg ved Høgefoss kraftverk er modne for reinvestering.

Eksisterende 80 MVA 132/66 kV-transformator i Høgefoss (T1), med tilhørende 132 kV GIS-anlegg er fra 1983 og eies av AEVK. Utførte oljeanalyser viser gode verdier for denne transformatoren, men lastflytanalyser og varighetskurve for effektflyt viser at transformatoren er fult belastet. Det er derfor ikke forsvarlig med økt produksjonstilknytning til underliggende nett på T1. Transformatoren er i praksis en flaskehals som blokkerer for planlagt ny produksjonstilknyting til underliggende

66 kV-nett. Dette gjelder også ny produksjonstilknytning i 22 kV-nettet som må mates ut på 132 kV- nettet mot Åmli via AENs 66/22 kV-transformatoren (T10) og AEVKs T1 i Høgefoss.

En alvorlig feil på T1 eller tilhørende GIS-anlegg i Høgefoss kraftverk, vil kunne føre til flere måneders utetid med tilhørende tapt kraftproduksjon fra AEVKs kraftverk Høgefoss, Dynjanfoss, Berlifoss, Tjønnfoss og Nisserdam, samt 4 andre småkraftverk (tilknyttet 22 kV nettet i Høgefoss), Totalt 79,5 MW installert produksjonseffekt og mer enn 450 GWh midlere årsproduksjon.

Eksisterende 45 MVA omkoblbare 132(66)/6,6 kV-transformator på Dynjanfoss kraftverk eies av AEVK og er fra 2005. Denne transformatoren er tilrettelagt for oppgradering til 132 kV. Eksisterende 132 kV effektbryter er fra 1985. Denne er nylig revidert og vurderes å ha en gjenværende levetid på 10-15 år.

Øvrige apparatanlegg med 66 kV skillebrytere og stativer er fra 1951 og anses som modne for reinvestering.

Eksisterende 4,5 MVA 66/6,6 kV-transformator i Berlifoss kraftverk eies av AEVK og er fra 2009, men er ikke forberedt for oppgradering til 132 kV. Det gjelder også eksisterende 66 kV høyspent

bryteranlegg. Anlegget må derfor byttes i sin helhet ved oppgradering til 132 kV.

Eksisterende 22 MVA 66/22 kV-transformator (T10) plassert på stasjonsområdet til Høgefoss kraftverk, eies av AEN og er fra 1982. Transformatoren er ikke tilrettelagt for oppgradering til 132 kV og anlegget må derfor byttes i sin helhet ved oppgradering til 132 kV. Lastflytanalyser viser at denne

(15)

transformatoren ikke er en flaskehals for produksjonstilknytning til 22 kV nettet i Høgefoss med grunnlag i eksisterende og forventet planlagt tilknyttet småkraftproduksjon mot Høgefoss. (Det er i dag tilknyttet 11,6 MW installert småkraftproduksjon til distribusjonsnettet forsynt fra denne

transformatoren). Tilsvarende gjelder for lastflyt fra uttakskunder, normalt forsynt fra denne transformatoren.

Eksisterende 22,5 MVA 9/66 kV-transformator (T7) tilhørende aggregat 7 til Høgefoss kraftverk, eies av AEVK og er i fra 1960. Utførte oljeprøver og den høye alderen på transformatoren tilsier at denne må fornyes i nærmeste fremtid. I tillegg tilsier tilstanden til aggregat 6 at dette med generator må fornyes i nærmeste fremtid. Med bakgrunn i dette planlegger AEVK fornyelse og restrukturering av nevnte anlegg. Forholdene ligger således godt til rette for spenningsoppgradering og etablering av en felles ny 132/9 kV transformator for nevnte aggregater i Høgefoss kraftverk.

4.2 UTBYGGINGSPLANER I OMRÅDET

I tilknytning til regionalnettet (eid av AEVK) er det i dag tilknyttet 3 kraftverk (eid av AEVK) med samlet installert ytelse på 67,9 MW. Dette er kraftverkene Høgefoss, Dynjanfoss og Berlifoss. AEVK

planlegger oppgradering av Høgefoss kraftverk med økt slukeevne og total fornyelse av aggregat 6 som planlegges erstattet av et nytt aggregat 8. I tillegg planlegges løpehjulsskifte på aggregat 7.

Nevnte oppgradering utgjør en økning av installert i effekt i Høgefoss kraftverk fra ca. 24,9 MW til ca.

31 MW, dvs. en utvidelse av installert effekt på ca. 6.1 MW (4). Det foreligger ingen andre kjente planer med tilknytning av ny produksjon til det berørte regionalnettet i Høgefoss.

I tilknytning til distribusjonsnettet i området (eid av AEN eller Vest-Telemark Kraftlag AS (VTK)) som normalt er forsynt fra Høgefoss kraftverk er det i dag totalt 6 mindre kraftverk med en samlet installert effekt på 11,6 MW. I tillegg er AEN kjent med at det er planer om utbygging av 3 nye kraftverk og utvidelse av et eksisterende kraftverk med samlet installert effekt på 6,5 MW. Totalt tilsvarer dette 18,1 MW.

I Nissedal og Fyresdal kommuner er det opplyst fra VTK at det foreligger planer om flere mindre vannkraftverk med en installert effekt på totalt 11,4 MW. Disse kraftverkene er plassert slik at de ved tilknytning til nærmeste distribusjonsnett vil bli tilknyttet en annen transformatorstasjon enn Høgefoss (Einangsmoen eller Drangedal), men vil kunne kreve nettforsterkninger i distribusjonsnettet.

I Nissedal er det også planlagt en ny transformatorstasjon for å kunne tilknytte disse nye kraftstasjonene. AEN er ikke kjent med om det er utført en samfunnsøkonomisk analyse av tilknytningsløsning for alle disse kraftverkene ut over at det er planer om nevnte nye

transformatorstasjon i Nissedal. Flere av kraftverkene (Støyldalen og Klovefoss) har beskrevet den nye transformatorstasjonen som aktuell nettilknytning.

Dersom ny transformatorstasjon i Nissedal eller mating mot dagens transformatorstasjoner skulle vise seg og ikke være hensiktsmessig for nye småkraftverk i Nissedal og/eller Fyresdal er et alternativ å forsterke / bygge nytt distribusjonsnett mot Høgefoss. Dersom dette skulle bli en realitet er den planlagte transformatorstasjonen tilrettelagt slik at transformatorkapasiteten mot regionalnettet kan økes dersom behov. Dette kan gjøres ved å skifte ut omsøkte 25 MVA transformator med en noe større transformator (f.eks. 35 MVA) da transformatorcellen i ny transformatorstasjon vil planlegges stor nok til dette. 25 MVA transformatoren kan i såfall benyttes i flere andre transformatorstasjoner til AEN (f.eks. ved behov for fornyelse) hvor 25 MVA transformatorstørrelse ofte er benyttet.

AEN anser sannsynligheten for at behovet for transformatorkapasitet over 25 MVA skal oppstå som liten og omsøker derfor 25 MVA transformatorytelse som normalt er benyttet i AENs sine

transformatorstasjoner.

(16)

I tabellene under er det vist oversikt over eksisterende og planlagte småkraftverk med mulig tilknytning mot Høgefoss.

Tabell 4-1 Oversikt over eksisterende og planlagte småkraftverk med tilknytning til distribusjonsnettet som i dag forsynes fra Høgefoss.

Navn På drift Planlagt Status Kommentar

Tjønnefoss 6,4 Eksisterende kraftverk Nisserdam 2,1 Eksisterende kraftverk

Soks 1,4 0,5 Eksisterende kraftverk Utvidelse

IATA 0,5 Eksisterende kraftverk

Naurak 0,4 Eksisterende kraftverk

Skogbuåna 0,8 Eksisterende kraftverk

Åmotfoss 4,0 Planer

Karslåna 1,0 Planer

Bjønntjønn 1,0 Planer

SUM 11,6 6,5

(17)

Tabell 4-2 Oversikt over eksisterende og planlagte småkraftverk med mulig tilknytning mot Høgefoss som i da ikke forsynes fra Høgefoss, men som alternativt kan tenkes tilknyttes Høgefoss.

Navn På drift Planlagt Status Kommentar

Trontveit 0,1 1,2 Eksisterende kraftverk Planer om utvidelse. Mater normalt mot Suvdøla i Drangedal

Grytåi 0,8 Eksisterende kraftverk Mater normalt mot Suvdøla i Drangedal

Nordbøåna 1,6 Eksisterende kraftverk Mater normalt mot Suvdøla i Drangedal

Støyldalen 2,7 Konsesjonssøkt Omsøkt tilknyttet ny transformator i Nissedal. Kan bli matet mot Drangedal

Klovefoss 1,5 Konsesjonssøkt

Kilåi 1,0 Planer

Fyresdal – nytt distribusjons nett mot Høgefoss nødvendig hvis mating mot Høgefoss. Området forsynes i dag fra Einangsmoen transformator

Glomsfoss 3,0 Planer

Vikåne 2,0 Planer

SUM 2,5 11,4

AEVK er anleggskonsesjonær for 132/66 kV-transformator (T1) i Høgefoss, og har således plikt til å legge til rette for tilknytning av ny produksjon mot Høgefoss, forutsatt at dette er en

samfunnsøkonomisk løsning.

Sannsynlighet for havari på eksisterende 132/66 kV-transformator (T1) og tilhørende 132 kV GIS- anlegg i Høgefoss kraftverk, innebærer risiko for inntil 12 måneders utetid med mulighet for over 450 GWh innestengt kraftproduksjon.

Tilstanden til eksisterende nett og planer for økt produksjon i området tilsier at det er behov for reinvestering/restrukturering og forsterkning av overføringskapasiteten i Høgefossnettet.

4.3 SYSTEMLØSNING

Vurdering av alternative løsninger for restrukturering, fornyelse og forsterkning av regionalnettet i Høgefossområdet er utredet av AEN i samarbeid med AEVK, der sist nevnte er eier av

størsteparten av regionalnettet i området. Samfunnsøkonomisk sammenstilling av alternativene viser at spenningsoppgradering til 132 kV er klart beste løsning på grunn av betydelig lavere tapskostnad og færre komponenter i nettet enn hva som alternativet med oppgradering av en 66 kV-løsning innebærer. 132 kV-løsningen eliminerer også sannsynligheten og risiko for en langvarig feil med påfølgende tapt energiproduksjon som en eventuell feil i eksisterende 132/66 kV

(18)

transformator representerer. Utredningen er presentert i Regional Kraftsystemutredning (KSU) for Agder 2014-2033 (1).

Høsten 2014 la AEN fram et tilleggsnotat hvor det konkluderes med at det økonomisk mest rasjonelle er å etablere et nytt 132 kV- og 22 kV-koblingsanlegg, samt ny 25 MVA 132/22 kV sør for Høgefoss kraftverk.

Høsten 2014 og vinteren 2014/2015 gjennomført Norconsult et teknisk forprosjekt (2) der teknisk løsning for ny transformatorstasjon ved Høgefoss og spenningsoppgradering av Høgefossnettet er presentert. Flere trasealternativer for ny 132 kV-ledninger mellom Høgefoss og Berlifoss og Dynjanfoss kraftverk ble vurdert.

Med bakgrunn i tekniske, økonomiske og miljøfaglige vurdering ble det besluttet å konsesjonssøke to alternative løsninger for ny ledning mellom Høgefoss og Berlifoss og Dynjanfoss. Alternativene er beskrevet i kapittel 5.

4.3.1 Vurderte regionalnettløsninger for Høgefossområdet

Våren 2014 gjennomførte AEN i samarbeid med AEVK en teknisk/økonomisk analyse av aktuelle systemløsninger for fornying, restrukturering og forsterkning av Høgefossnettet. Følgende alternativer ble her vurdert:

1. Nullalternativet med naturlig fornyelse/vedlikehold av eksisterende overføringsanlegg med grunnlag i teknisk levetid, og med fortsatt drift av eksisterende 66 kV-anlegg/ledninger i Høgefossnettet.

2. Økt transformatorkapasitet (66/132 kV transformering T1) i Høgefoss fra 80 til 120 MVA med restrukturering og fornyelse av eksisterende 66 kV-anlegg og 66 kV-ledninger i

Høgefossområdet, inkludert etablering av en ny Høgefoss transformatorstasjon og sanering av gammelt 66 kV-anlegg i gammelt stasjonsbygg i Høgefoss kraftstasjon.

3. Som 2, men med oppgradering av Høgefossnettet til 132 kV.

1. Nullalternativet

 Løsningen anses ikke som aktuell da denne ikke løser flaskehalsproblemet i 66/132 kV- transformeringen som blokkerer for ny produksjonstilknytning i underliggende 66 kV- og 22 kV- nett i Høgefossområdet.

 66 kV-anleggenes tilstand og alder tillater ikke videre drift uten betydelige tiltak for å forlenge levetiden på anleggene og opprettholde en forsvarlig drift.

 Løsningen gir ikke færre komponenter i nettet og redusert ledningslengde i 66 kV-nettet.

 Løsningen gir ikke mindre tap i nettet.

 Løsningen minsker ikke risikoen for at det kan oppstå innestengt/tapt kraftproduksjon i forbindelse med en alvorlig feil i eksisterende ensidige 80 MVA 66/132 kV-

transformeringen (T1) i Høgefoss.

(19)

2. Økt transformatorkapasitet (66/132 kV-transformering) med restrukturering av 66 kV-anlegg og 66 kV-ledninger i Høgefossnettet

 Løsningen løser nevnte flaskehalsproblem for tilknytning av ny kraftproduksjon i Høgefossområdet.

 Løsningen gir noe færre komponenter i nettet p.g.a. restrukturering av 66 kV-nettet med kortere ledningslengde.

 Løsningen minsker ikke risikoen for at det kan oppstå innestengt/tapt kraftproduksjon i forbindelse med en alvorlig feil i ensidige forsterket ny 120 MVA 66/132 kV-

transformeringen (ny T1) i Høgefoss.

3. Spenningsoppgradering til 132 kV med restrukturering av 66 kV-anlegg og 66 kV- ledninger i Høgefossnettet

 Løsningen løser nevnte flaskehalsproblem for tilknytning av ny produksjon i Høgefossområdet.

 Løsningen gir betydelig færre komponenter i nettet p.g.a. restrukturering av 66 kV nettet med kortere ny 132 kV ledningslengde, og p.g.a sanering av eksisterende 66/132 kV- transformering i Høgefoss (T1).

 Løsningen eliminerer risikoen for det kan oppstå innestengt/tapt kraftproduksjon i Høgefossområdet i forbindelse med at det kan oppstå en alvorlig feil i dagens ensidige 66/132 kV-transformeringen (T1) i Høgefoss med 132 kV GIS-bryter, som med løsningen kan saneres.

 Løsningen gir betydelig lavere tap i nettet.

 Teknisk/økonomisk sammenstilling med summering av investeringskostnader, endring av kapitaliserte driftskostnader og tapskostnad i nettet viser at denne løsningen er klart beste alternativ regionalnettløsning for Høgefossområdet.

For mer informasjon om den utførte utredningen vises det at AENs Regionale kraftsystemutredning for Agder, 2014 – 2033. Grunnlagsrapport kapittel 24.08. I tillegg vises det til kapittel 24.26 i denne utredningen der det er vurdert en alternativ løsning for fornyelse av eksisterende132 kV-ledning fra Brokkeledningene til Jørundland kraftverk (fra 1970), hvor denne alternativt erstattes av en ny 132 kV-ledning mot Dynjanfoss med videre innmating mot Høgefoss. Teknisk/økonomisk

sammenstilling viser at reinvestering av eksisterende ledning fra Brokkeledningene til Jørundland kraftverk er beste løsning.

4.3.2 Valg av ledningstverrsnitt Høgefoss/Dynjanfoss

I henhold til AENs kraftsystemutredning for år 2014 anses det ikke som teknisk/økonomisk hensiktsmessig med etablering av en fremtidig ringforbindelse fra Dynjanfoss kraftverk til

Jørundland kraftverk, som i dag er tilknyttet Brokkeledningene. Videre viser AENs utredning at det ved en fremtidig fornyelse av eksisterende 132 kV ledning fra Brokkeledningene til Jørundland kraftverk, ikke er teknisk/økonomisk optimalt med en alternativ løsning der nevnte ledning saneres og erstattes av en ny ledning fra Jøundland til Dynjanfoss og med videre innmating fra Jørundland kraftverk mot Høgefossnettet via AEVKs planlagte nye 132 kV ledning til Dynjanfoss. Det foreligger for øvrig ingen planer om utbygging av annen ny produksjon med tilknytning til nevnte regionalnett.

Med grunnlag i dette konkluderer AEN og AEVK at systemgrunnlaget for AEVKs omsøkte nye 132 kV ledning fra Høgefoss til Dynjanfoss/Berlifoss kun er AEVKs produksjon i Dynjanfoss

kraftverk og Berlifoss kraftverk. Med dette som grunnlag er optimalt ledningstverrsnitt for ny 132 kV ledning mellom Høgefoss og Berlifoss/Dynjanfoss vurdert til ledningstverrsnitt 1x3x95 FeAl i

(20)

Norconsult sin tekniske forprosjekt for oppgradering av Høgefossnettet. For å oppfylle

overføringskravet vil det være teknisk mulig med et lavere tverrsnitt, men av hensyn til mekanisk bruddlast og koronastøy anbefales ikke dette. AEVK legger til grunn valg av ledningstverrsnitt 1x3x95 FeAl for ny 132 kV ledning fra Høgefoss til Berlifoss/Dynjanfoss.

4.3.3 Alternative tilknytningsløsninger for nytt aggregat 8 i Høgefoss kraftverk

I forbindelse med etablering av nytt aggregat 8 i Høgefoss kraftverk til erstatning for eksisterende aggregat 6 som er modent for sanering, har AEVK vurdert følgende løsninger:

Tilknytning til 22 kV nettet via en ny 0,35 km 22 kV-kabelforbindelse fram til nye Høgefoss transformatorstasjon og med utmating via ny T10.

Tilknytning 9 kV samleskinne i planlagt ny 132/9 kV-transformering (T7/8) i Høgefoss kraftverk felles med aggregat 7.

Teknisk vurdering viser at begge løsninger er gjennomførbare. Investeringskostnadene er dog noe større for 22 kV-løsningen enn for 9 kV-løsningen. Videre beslaglegger 22 kV-løsningen verdifull kapasitet i AENs nye T10 som kan brukes til tilknytning av ny produksjon i 22 kV-nettet. Da etablering av nytt aggregat 8 forventes å ha lengre utbyggingstid eller tilsvarende utbyggingstid som et nytt overføringsanlegg til Høgefoss kraftverk T7/8 krever, foreligger det ikke noen gevinst å hente her mht. produksjonstap i byggeperioden. Dette hvis eksisterende aggregat 6 havarer og det er nødvendig med en forsert utbygging av aggregat 8. En 9 kV-løsning med felles 9/132 kV- transformering (ny T7/8) vurderes dermed som beste løsning.

4.3.4 Valg av ny 132 kV-bryterløsning til Berlifoss og Dynjanfoss

I forbindelse med etablering av nytt 132 kV-bryteranlegg til Berlifoss og Dynjanfoss har AEVK vurdert flere alternative bryterløsninger og lokaliseringer. AEVK vurderer at beste løsning er valg av en utomhus lokalisering på Berlifoss og Dynjanfoss med et konvensjonelt utendørs 132 kV-

bryteranlegg på AEVKs eiendom. Utomhus lokalisering minimaliser produksjonstapet i

byggeperioden. Et konvensjonelt utendørs 132 kV-bryteranlegg med skillebryter på begge sider av effektbryteren vurderes som et mer robust og oversiktlig anlegg enn en DCB-bryter med kombinert skille/effektbryter funksjon. Et DCB-bryteranlegg krever dog en del mindre arealbeslag enn et konvensjonelt anlegg og har videre ca. 0,2 MNOK lavere total investeringskostnad. Da det ikke foreligger noen miljøhensyn eller plassutfordringer og anleggene berører kun AEVKs eiendom, vurderer AEVK at et konvensjonelt bryteranlegg er beste løsning.

4.3.5 Valg av stasjonsløsning til nye Høgefoss transformatorstasjon

I forbindelse med etablering av nye Høgefoss transformatorstasjon har AEN vurdert ulike løsninger/kombinasjoner med hensyn til valg av 22 kV- og 132 kV-bryterløsning, med og uten dobbel samleskinne, samt lokalisering av ny 132/22-kV transformator. AEN vurderer at beste totale løsning er etablering av en ny transformatorstasjon på heia ca. 300 m syd for Høgefoss

kraftstasjon på AEVKs eiendom og at denne etableres med; en enkel utendørs konvensjonelt 132 kV-bryterløsning, en ny 25 MVA 132/22 kV-transformator i en lukket ny transformatorcelle

dimensjonert for inntil 35 MVA transformatorytelse, et nytt stasjonsbygg med et nytt innendørs 22 kV-bryteranlegg med enkel samleskinne for distribusjonsnettet.

(21)

4.3.6 Vurdering av om bruk av T-avgreining til Berlifoss kraftverk

I forbindelse med valg av ny 132 kV ledningsløsning fra nye Høgefoss transformatorstasjon til kraftverkene Berlifoss og Dynjanfoss er det vurdert løsning med to separate 132 kV-ledninger og et alternativ med en samordent trasé-/ledningsløsning via en enkel ny 132 kV-ledning fra nye

Høgefoss transformatorstasjon til Dynjanfoss kraftverk med T-avgreining og skillebrytere i

avgreiningspunkt mot til Berlifoss kraftverk. AENs Regionale kraftsystemutredning for 2014 viser at det ikke er hensiktsmessig med etablering en ny 132 kV-ledningsforbindelse fra Dynjanfoss og videre til Jørundland. Således omfatter systemgrunnlaget for ny ledning Høgefoss – Dynjanfoss kun tilknytning av produksjon fra Berlifoss og Dynjanfoss og ledningen kan dermed defineres som en mindre viktig 132 kV-ledning. Dette krever følgelig ikke fullverdig brytersystem i T-avgreining (eller 2 separate ledninger inn mot Høgefoss) som Statnetts Funksjonskrav i kraftsystemet tilsier for viktige nye 132 kV-ledninger. AEVK omsøker videre etablering av fiberkommunikasjon via OPGW i den ene topplinen til ny ledning til Dynjanfoss. Dette legger til rette for etablering av en fullverdig kommunikasjonsløsning mellom relévern i nye Høgefoss transformatorstasjon, Dynjanfoss kraftverk og Berlifoss kraftverk.

En T-avgreiningsløsning vurderes dermed som en klart teknisk gjennomførbar løsning, og som den mest optimale løsningen for oppgradering av Høgefossnettet med grunnlag i totale kostnader og miljøhensyn.

(22)

5 Beskrivelse av anleggene

Konsesjonssøknaden omfatter bygging av:

 en ny transformatorstasjon ved Høgefoss kraftverk

 en ny transformator i eksisterende bygg og et nytt utendørs bryteranlegg ved Berlifoss kraftverk

 et nytt bryteranlegg ved Dynjanfoss kraftverk

 en ny 132 kV-ledning mellom de tre stasjonene. Det er vurdert flere alternativer for ny 132 kV-ledning og det søkes konsesjon på 2 alternative ledningstraseer i prioritert rekkefølge.

5.1 NYE HØGEFOSS TRANSFORMATORSTASJON

Det søkes om å etablere en ny transformatorstasjon sør for Høgefoss kraftverk i Nissedal kommune.

Stasjonen vil ha delt eierskap mellom AEVK og AEN i stasjonsbygg og kontrollanlegg.

AEN vil eie omsøkt ny 25 MVA 132/22 kV-transformator (ny T10) med tilhørende 132 kV-bryterfelt, og 132 kV-bryterfelt for eksisterende forbindelse mot Åmli. AEN setter av plass for etablering av et ekstra reserve-bryterfelt for en eventuell fremtidig 132 kV-forbindelse mot Nissedal eller Gjerstad.

AEVK vil eie 132 kV-bryterfelt for Høgefoss kraftstasjon og bryterfelt til forbindelse mot Berlifoss og Dynjanfoss.

Ny T10 vil bli plassert i en egen transformatorcelle med vegger og tak i betong, samt med en innendørs oljegrop. Transformatorcellen dimensjoneres med plass for inntil 35 MVA transformator.

I tilknytning til transformatorcellen vil det bli et mindre bygg i betong hvor 22 kV-jordspole plasseres.

Det vil bli et eget stasjonsbygg hvor nødvendige høyspent kabel- og apparatanlegg, 22 kV- koblingsanlegg, kontroll- og hjelpeanlegg, stasjonsforsyning, batterianlegg mv. plasseres.

Tegningene i Figur 5-2 og i vedlegg 4 viser et eksempel på hvordan nye Høgefoss

transformatorstasjon kan se ut med 132 kV-innstrekkstativ, enkel 132 kV-samleskinne og bryterfelt, distribusjonsnett-transformatorcelle med ny 132/22 kV-transformator, samt eget bygg for

nødvendige høyspent apparatanlegg med 22 kV-koblingsanlegg, kontroll- og hjelpeanlegg mv.

Endelig utforming av stasjonen vil først bli klart når detaljprosjekteringen er gjennomført.

(23)

Et eksempel på en mulig situasjonsplan for nye Høgefoss transformatorstasjon er vist i Figur 5-1 og i vedlegg 3. Det gjøres oppmerksom på at stasjonsanlegg til nye Høgefoss

transformatorstasjon i vedlegg 3 er inntegnet med dobbel 132 kV-samleskinne. Dette da nye Høgefoss transformatorstasjon omsøkes med plass for utvidelse til fremtidig dobbel samleskinne og to-brytersystem. Anlegget vil i første omgang bygges med enkel samleskinne og en-

brytersystem.

Figur 5-1: Lokalisering av nye Høgefoss transformatorstasjon er vist som grått felt og to alternative adkomstveier med mørk grå farge. Eksisterende 132 kV-ledning Åmli-Høgefoss går igjennom området. Konsesjonssøkte ledningstraseer vist med rød farge.

(24)

Figur 5-2: Eksempeltegning av Høgefoss transformatorstasjon. Tegningen viser transformatorcelle uten tak, men transformatoren vil bli bygget inn med tak, vegger og innendørs oljegrop. Det vil også være krav om inngjerding av hele stasjonen. Detaljer rundt utforming av stasjonen vil først bli avklart under detaljprosjektering.

5.1.1.1 Bebyggelse

Nærmeste bebyggelse er en hytte og en sag henholdsvis ca. 90-150 meter sørvest for stasjonen.

Nærmeste bolighus er ca. 450 meter unna.

Støyberegninger viser at hverken hytte eller boliger vil bli berørt av støy fra transformatorstasjonen over gjeldene grenseverdier, se 6.9 og miljørapport.

5.1.1.2 Areal og grunnforhold

Området er relativt flatt og med granskog der hvor det ikke er ryddet for eksisterende 132 kV- og 22 kV-ledninger. Høyden over havet er ca. 190 meter. Grunnforholdene består av fjell med tynt morenedekke og tov og myr.

Håndtering av masser og behov for arealer i forbindelse med anleggsarbeidet forventes å kunne håndteres innenfor AEVK sin eiendom.

Arealbehov ca. 4000 m². Arealene ligger i sin helhet innenfor AEVK sin eiendom.

5.1.1.3 Veiadkomst

Adkomst er fra RV 41 med avkjøring til Høgefoss kraftverk og Lomsdalen. Det må etableres en avkjøring fra veien inn til Lomsdalen. Det er sett på to mulige alternativer. Valg av veialternativ vil først bli avklart etter detaljprosjektering. Det vurderes ikke behov for tiltak på eksisterende veianlegg.

(25)

5.1.2 132 kV-ledning Åmli - Høgefoss

132 kV-ledningen fra Åmli transformatorstasjon til Høgefoss kraftverk kommer fra sør og går igjennom området hvor ny Høgefoss transformatorstasjon er planlagt lokalisert. Ledningen sløyfes inn til ny transformatorstasjon. Det vil bare være behov for mindre endringer av traseføringen, men det vil være behov for å sette inn minst en ny mast på ledningen for å få spent inn på

innstrekkstativet på transformatorstasjonen. I perioden med gjennomføring av grunn- og

anleggsarbeider i forbindelse med etablering av nye Høgefoss transformatorstasjon, forventes det at det vil foreligge behov for etablering av en midlertidig provisorisk 132 kV-ledning eller alternativt en provisorisk forlagt kabelforbindelse gjennom/parallelt med det nye stasjonsarealet. Dette er nødvendig for å unngå uakseptabel høyt produksjonstap fra Høgefossområdet i anleggsperioden.

Valg av endelig løsning må bestemmes i detaljprosjekteringen.

5.2 HØGEFOSS KRAFTVERK

Kraftverket ble opprinnelig etablert i 1919. Stasjonen ble utvidet i 1932 med et vertikalt

francisaggregat (aggregat nr 6). Horisontale aggregater fra 1919 er i dag ikke i drift. I 1969 ble det bygget et nytt fjellanlegg med et vertikalt aggregat (aggregat nr 7). AEVK planlegger å oppgradere eksisterende aggregat 7 med et nytt løpehjul. I tillegg planlegger AEVK etablering av et nytt aggregat 8 med økt slukeevne (4) til erstatning for aggregat 6 som er på slutten av sin levetid og derfor planlegges sanert.

Det søkes om å etablere en ny 40 MVA 132/9 kV-transformator (ny T7/8) som plasseres i eksisterende transformatorcelle der dagens 80 MVA 132/66 kV-transformator (T1) er plassert på AEVKs eiendom, som utgår. (Se Figur 5-4 og vedlegg 3 med situasjonsplan for Høgefoss).

Ny T7/8 vil erstatte eksisterende generatortransformering tilhørende T6 og T7 (til aggregat 6 og 7) og omsøkes med direkte tilknytning til eksisterende 132 kV ledning via et nytt 132 kV utendørs konvensjonelt bryterfelt plassert i omsøkte nye Høgefoss transformatorstasjon. (Se kapittel 5.1).

Ny transformator T7/8 blir som eksisterende transformatorer T1 og T7 utført som en oljeisolert krafttransformator med luftkjøling.

Nødvendig høyspent apparatanlegg, kontroll- og hjelpeanlegg plasseres i eksisterende bygg hvor dagens 132 kV GIS-anlegg og 22.5 MVA 66/9 kV-transformator (T7) er plassert.

I høyspent apparatanlegg inngår stasjonsforsyning og nytt 9 kV-koblingsanlegg med GIS-brytere for ny T7/8, aggregat 7 og 8, samt stasjonstransformator.

Eksisterende 132 kV GIS-anlegg, transformator T1 og T7 som vist i Figur 5-3 og Figur 5-4, utgår.

De to korte 66 kV-ledningstrekkene tilhørende AEVK fra T1 og T7 inn til gammelt stasjonsbygg på Høgefoss kraftverk på AEVKs eiendom, saneres.

Eksisterende innendørs 66 kV-koblingsanlegg og T6, samt AENs 22 kV-koblingsanlegg plassert i gammelt stasjonsbygg til AEVK, saneres/utgår.

Eksisterende 66/22 kV-transformator (T10) tilhørende AEN som er plassert på AEVKs eiendom ved AEVKs lagerbygg som vist i Figur 5-5, utgår. AENs korte 66 kV-ledningsstrekk fra T10 til gammelt stasjonsbygg på Høgefoss kraftverk, saneres. T10 vil dog kunne bli benyttet andre steder i nettet på sikt og kan bli inntil videre bli lagret på eksisterende plassering på Høgefoss kraftverk.

Detaljer om dette vil bli nærmere beskrevet i MTAen.

(26)

Figur 5-3: Ortofoto som viser eksisterende installasjoner tilhørende Høgefoss kraftstasjon.

Figur 5-4: Bilde viser eksisterende stasjonsanlegg på Høgefoss med celle for T1, 132 kV- innstrekkstativ, og celle for T7 like ved portalbygg mot fjellanlegget der aggregat t er plassert. Omsøkt ny 40 MVA 132/9 kV- transformator (ny T7/8) er planlagt plassert der dagens 80 MVA T1 nå står (til venstre i bildet), som utgår. Nødvendig øvrig høyspent

apparatanlegg med 9 kV-bryteranlegg, kontroll- og hjelpeanlegg er planlagt plassert i de to cellene til høyre i bildet. I forbindelse med detaljprosjektering og utbygging av omsøkt ny transformering vil det bli foretatt nødvendig gjennomgang og rehabilitering av eksisterende transformatorcelle med oljegrop og tilstøtende bygninger for de omsøkte installasjonene.

(27)

Figur 5-5: Eksisterende 22 MVA 66/22 kV-transformator (T10) tilhørende AEN er plassert ved nordveggen på AEVKs lagerbygg på Høgefoss kraftverk. Eksisterende 66 kV ledningsstrekk mot gammelt stasjonsbygg tilhørende Høgefoss kraftverk kan ses øverst i bildet. Ved etablering av omsøkt ny 25 MVA 132/22 kV-transformering i nye Høgefoss transformatorstasjon (på heia 300 m sør for AEVKs lagerbygg), vil dette anlegget utgå fra nettet. T10 vil dog kunne bli benyttet andre steder i nettet på sikt og kan inntil videre bli lagret på eksisterende plassering på Høgefoss kraftverk.

5.2.1.1 Bebyggelse

Nærmeste bebyggelse er en bolig som ligger ca. 240 meter nord/vest for kraftverket.

5.2.1.2 Areal og grunnforhold

Tiltaket medfører ingen endring i eksisterende opparbeidet arealer.

Sett i lys av at eksisterende transformatorcelle (som ny T7/8 omsøkes plassert i), kun er ca. 10 m fra Nidelva, vil det i detaljeringsprosjekteringen bli vurdert ekstra tiltak for å sikre mot uønsket oljelekkasje og avrenning mot Nidelva. I denne forbindelse er det naturlig med inspeksjon og kontroll av eksisterende oljegrop og trafocelle for øvrig. Dette for vurdering av behov for gjennomføring av nødvendige rehabiliteringstiltak og implementering av eventuelle avbøtende miljø- og personellsikringstiltak.

5.2.1.3 Veiadkomst

Tiltaket medfører ingen endring i eksisterende veiadkomst.

(28)

5.3 BERLIFOSS KRAFTVERK

Kraftverket ble etablert i 1958. Eksisterende 13 MVA 66/6,6 kV-transformator i Berlifoss kraftverk er fra 2009, men er ikke forberedt for oppgradering til 132 kV.

Det søkes om å etablere et nytt 132 kV-bryterfelt (se Figur 5-7) ved dagens kraftverk (vist med oransje farge på Figur 5-7). Bryteranlegget vil bli gjerdet inn. Arealbehovet er ca. 13x24 m (inklusive inngjerding).

Figur 5-6: Eksempel på 145 kV konvensjonelt bryterarrangement.

Ny 13 MVA 132/6,6 kV-transformator etableres i eksisterende bygg/transformatorcelle (vist med grå farge på Figur 5-7). De to anleggene forbindes med en ny 132 kV-kabel.

For å få plass til en ny 13 MVA 132/6,6 kV-transformator i eksisterende transformatorcelle må denne utføres med en såkalt 132 kV-kabelbokstilknytning uten lastkobler, men med mulighet for eventuell omkopling av lasker under lokk. Transformatoren blir som eksisterende transformator utført som en oljeisolert krafttransformator med vannkjøling.

Nødvendig høyspent apparatanlegg, kontroll- og hjelpeanlegg plasseres i eksisterende bygg.

Dagens 66 kV-anlegg inne i stasjonen og dagens 13 MVA 66/6,6 kV-transformator i eksisterende transformatorcelle utgår/fjernes.

(29)

Figur 5-7: Konsesjonssøkt plassering av bryterfelt og transformator i nytt uteområde for

sekundært- og primært omsøkt 132 kV-trasealternativ. Skissen til venstre viser sekundært omsøkt trasealternativ og skissen til høyre viser primært omsøkt trasealternativ. Detaljprosjekteringen av anlegget vil bestemme endelig utforming av anlegget og det vil bli vurdert mulighet for

samordning av bryteranleggets innstrekkstativ og den nye 132 kV-ledningens tilstøtende master.

Stasjonen omsøkes tilknyttet ny 132 kV ledning fra nye Høgefoss transformatorstasjon til

Dynjanfoss kraftverk via en såkalt T-avgrening og et utendørs konvensjonelt 132 kV-bryteranlegg.

I sist nevnte inngår nødvendig innstrekkstativ, apparatanlegg med strøm- og spenningstransformatorer for relévern og kWh-måling, 132 kV-effektbryter med en

skillebryter/jordkniv mot 132 kV-kabel til ny transformator, og mot ny 132 kV-ledningen. I tillegg blir det et stasjonsgjerde rundt koblingsanlegget. Ny 132 kV-kabel fra koblingsanlegg til ny

transformator i eksisterende bygg, utføres forlagt i kulvert eller nedgravd i kabelgrøft. Det kan være behov for å flytte eksisterende 22 kV-forbindelsen til stasjonen for å få plass til det nye anlegget.

5.3.1.1 Bebyggelse

Nærmeste bebyggelse, et pelsoppdrettsanlegg, ligger ca. 550 meter sørøst for kraftverket.

5.3.1.2 Areal og grunnforhold

Området ligger ca. 170 m.o.h. på et relativt flatt platå bestående av breelvavsetninger.

Arealbehov ca. 340 m². Arealet ligger i sin helhet innenfor AEVK sin eiendom.

(30)

Figur 5-8: Berlifoss kraftverk. Aktuell plass for nytt bryteranlegg ligger omtrent der hvor den grønne brakka står, bakenfor eksisterende kabelendemast, til venstre i bildet.

5.3.1.3 Veiadkomst

Anlegget vil bli liggende i tilknytning til dagens vei inn til kraftverket og det er ikke behov nybygging eller opprusting av veier.

5.4 DYNJANFOSS KRAFTVERK

Kraftverket ble etablert i 1951 og utvidet i 1955 med den siste av de tre turbinene. Eksisterende 45 MVA 132(66)/6,6 kV-transformator på Dynjanfoss kraftverk er fra 2005 og er tilrettelagt for oppgradering til 132 kV. Eksisterende 132 kV effektbryter er fra 1985.

Det søkes om å etablere et nytt utendørs konvensjonelt 132 kV-bryteranlegg ved Dynjanfoss kraftverk i Nissedal kommune.

Nytt 132 kV bryteranlegg (se Figur 5-9) plasseres på et innegjerdet ca.14x24 m areal på område på sørsiden av veien. Bryterfeltet bygges som et konvensjonelt utendørs anlegg med enkel samleskinnearrangement. Ny 132 kV-tilkopling til eksisterende transformator utføres med kabel forlagt i kulvert eller i nedgravd i kabelgrøft. Økt avstand mellom bryterfelt og transformering, utløser behov for overspenningsavledere tilkoplet høyspent side av transformatoren.

Eksisterende 66 kV-anlegg saneres.

(31)

Agder Energi| Side31 av72

Figur 5-9: Konsesjonssøktplassering av bryteranleggpå området på sørsiden av veien.

5.4.1.1 Bebyggelse

Nærmeste bebyggelse, en bolig, ligger ca. 650 meter øst for kraftverket.

5.4.1.2 Areal og grunnforhold

Området ligger ca. 190 m.o.h. på et lite platå av breelvavsetninger ned mot Eikhomkilen. Det forventes ikke behov for større områder for deponering av masser.

Arealbehov er ca. 340 m²og ligger i sin helhet innenfor AEVK sin eiendom.

Figur 5-10: Eksisterende 66 kV-koblingsanlegg ved Dynjanfoss kraftverk. Dagens koblingsanlegg rives og nytt bryteranlegg plasseres på område markert med oransje farge.

(32)

5.4.1.3 Veiadkomst

Anlegget vil bli liggende i tilknytning til dagens vei inn til kraftverket og det er ikke behov nybygging eller opprusting av veier.

5.5 STØY FRA TRANSFORMATORSTASJONER

Det er gjort en støyberegning for nye Høgefoss transformatorstasjon. Beregningene viser at grenseverdiene overholdes for all bebyggelse. Se kapittel 6.9 for mer informasjon om støyberegningene.

Støynivået fra ny 40 MVA 132/9 kV-transformator T7/8 i Høgefoss kraftverk forventes ikke å øke utover støynivå til dagens transformatorer (T1, T7 og T10 med totalt 124,5 MVA ytelse), som utgår.

Støynivået fra transformatoren på Dynjanfoss vil ikke øke ved omkobling til 132 kV. Det er fra naboene (ca. 650 m øst for anlegget) på Eikhom påpekt at det ved spesielle værforhold er mulig å høre støy fra transformatoren. Det vil i detaljeringsfasen bli vurdert om det kan være aktuelt å etablere eventuelle avbøtende tiltak for å dempe støy mot Eikhom.

Støynivået fra ny transformatoren på Berlifoss forventes ikke å øke ved skifte til en ny 13 MVA 132/6,6 kV transformator. Dette p.g.a. transformatoren fortsatt vil være innelukket i eksisterende celle og vil få samme merkeytelse som i dag.

5.6 132 KV KABELANLEGG – STASJONSANLEGG TIL DYNJANFOSS OG BERLIFOSS

5.6.1 Teknisk beskrivelse

Tabell 5-1. Tekniske spesifikasjoner for konsesjonssøkt jordkabel

Komponent Beskrivelse

Type Jordkabel. TSLF. PEX isolert enleder kabel

Systemspenning 132 kV

Isolasjonsnivå 145 kV

Strømførende leder 3x1x400 mm² Al

Termisk overføringskapasitet Ca. 380 A / ca. 87 MVA (kapasitet ved tett trekant i kulvert).

Forlegning Forlagt i kulvert eller nedgravd i kabelgrøft forlagt i tett trekant.

Rettighetsbelte Ikke relevant. Legges på AEVKs eiendom.

Lengde Inntil ca. 50 m.

(33)

5.7 NY 132 KV-LEDNING HØGEFOSS TRANSFORMATORSTASJON – BERLIFOSS/DYNJANFOSS KRAFTVERK

5.7.1 Teknisk beskrivelse

Tabell 5-2. Tekniske spesifikasjoner for konsesjonssøkt ledning.

Komponent Beskrivelse

Systemspenning 132 kV

Isolasjonsnivå 145 kV

Linetype 3 x FeAl 95

Termisk overføringskapasitet Ca. 629 A / ca. 143 MVA (ved 80/20 grader, 900 W/m², 1 m/s).

Toppliner 2 x Fe 70 med OPGW i den ene lina.

Mastetyper

Portalmaster/H-master med kreosotimpregnerte trestolper, enkelte master kan ved behov bli utført i stål eller kompositt.

Innstrekkstativ i galvanisert stål (portalmaster/H-master).

Traverser Galvanisert stål, eller alternativt i aluminium

Faseavstand Normalt 4,5 m

Mastehøyde 15 – 22 meter

Isolatorer/lengde Hengeisolatorer av herdet glass. (Blank eller lett grønnfarget med ca. 2 m lengde). Alternativt kompositt

Spennlengder Ca. 150 meter i gjennomsnitt, avhengig av terreng Byggeforbuds- og ryddebelte Min. 29 meter.

Avstand ved parallelføring Min. 11 meter senter-senter 132 kV og 22 kV-ledning.

Trasélengde

Alternativ 1.0-1.1-1.0 ca. 7,5 + ca. 1,5 km = totalt ca. 9,0 km (sekundært omsøkt)

Alternativ 2.0-2.2-1.1-1.0 ca. 7,7 km (primært omsøkt)

Det er valgt en løsning med tre-, stål- eller komposittmaster med planoppheng. Tremaster er generelt mindre kostbart enn stål og kompositt, men egner seg i mindre grad for store linetversnitt og lange spenn. Verken overføringsbehovet eller terrenget tilsier behov for lange spenn, men detaljprosjektering er ennå ikke gjennomført og det er derfor ønskelig å beholde muligheten for å kunne benytte stål- eller komposittmaster hvis dette viser seg teknisk og økonomisk rasjonelt på investeringstidspunktet. Kompositt- og stålmaster kan males i en brun farge og vil visuelt fremstå

(34)

Agder Energi| Side34av72

brun farge.

Figur 5-11: 132 kV H-mast med stolper i tre/kompositt/stål. Bygge-og ryddebelte min. 29 meter.

For seksjoner med parallell føring med eksisterende 22 kV ledning vil det bli samordning av bygge-og ryddebeltei den grad det er teknisk gjennomførbart. Detinnebærer at forseksjoner med parallell føring med 22 kV ledning med belagt line (BLL) som typisk har bygge-og

ryddebeltepå 10 m og hvor det er min. 11 m avstand senter–sentermellom ny 132 kV-ledning og eksisterende 22 kV-ledning,blir totalt bygge-og ryddebeltet min. 30.5 m.

Trekantoppheng er ikke ønskelig, etter som det vil gi høyere master, noe som miljømessig anses som en dårlig løsning (se kapitel 5.8.2).

5.7.2 Trasealternativer

Figur 5-12: Konsesjonssøkte trasealternativer. Trasealternativene er også vist på kart i vedlegg 1.

(35)

Prioritet 1: Trasealternativ 2.0-2.2-1.1-1.0

Fra Høgefoss vil ledningen gå svakt nordvestover og krysse Nidelva, inn mot Brekka. Her dreier traseen sørvestover og går i eksisterende 66 kV-trase mot Berlifoss kraftverk. Her etableres det en T-avgreining mot Berlifoss kraftverk.

Figur 5-13: Trasealternativ 2.0 sør for boligene ved Brekka. Ledningen vil delvis bli skjult bak vegetasjonen. Eksisterende 66 kV-ledninger er retusjert bort og traseen til 66 kV-ledningene kan vokse igjen med skog, som på sikt i ennå større grad vil kunne skjerme mot ny ledning.

Mellom Høgefoss og Brekke kan trasealternativet kombineres med trasealternativ 1.0.

Traseealternativene er ca. like lange på strekningen.

Videre mot Dynjanfoss vil ledningen gå videre vestover over Kjellarfoss og ned mot Sandemoen.

Nede på Sandemoen dreier traseen nordover og krysser Halsteinkilen før den kommer inn på alternativ 1.1 og krysser vei 512. Nord for Eikhom kommer traseen inn på eksisterende 66 kV- traseer. Inn mot Dynjanfoss legges ledningen øst for dagens ledninger for å få større avstand til den ras- og skredutsatte fjellsiden.

Figur 5-14: Fra Berlifoss vil man på relativt lang avstand kunne se ny ledning passere over Øyfjellet før ledninger spenner over Kjellerfoss og blir borte bak terrenget.

Trasealternativet er ca. 7,7 km langt.

(36)

Med riving av eksisterende 66 kV-ledninger vil tiltaket redusere antall km med kraftledninger med ca. 9,5 km.

Prioritet 2: Trasealternativ 1.0-1.1-1.0

Fra Høgefoss vil ledningen gå nordvestover og krysse Nidelva før den kommer inn i traseen til dagens 66 kV-ledninger ved Brekka.

Figur 5-15: Trase for alternativ 1.0 og 2.0 vist med henholdsvis grå og hvit strek for lineføringene.

Eksisterende 66 kV-ledninger er retusjert bort. Bildet er tatt ca. 7 meter over bakken for å komme over trærne i forkant som delvis skjermer for innsyn til ledningstraseen.

Mellom Høgefoss og Brekka kan trasealternativet kombineres med trasealternativ 2.0.

Ved Brekka etableres det en T-avgreining mot Berlifoss. Videre vestover mot Dynjanfoss vil ledningen gå parallelt med og nord for dagens 22 kV-ledning fram til Halsteinberga.