KONSESJONSSØKNAD
HONNA TRANSFORMATORSTASJON (420kV/132kV) I ÅSERAL I VEST-AGDER .
Søknaden gjelder økt transformatorkapasitet (420kV / 132kV) i Åseral i Vest-Agder.
September 2012
2 Forord
Agder Energi Nett AS (AEN) (Organisasjonsnummer: 982 974 011) legger med dette fram søknad om konsesjon etter energiloven § 3-1 for bygging av Honna transformatorstasjon 420/132kV (300/110 kV), i Åseral kommune i Vest Agder. Sentralnettlinjen søkes lagt innom nye Honna transformatorstasjon, og dagens sentralnettlinje på samme strekning fjernes.
.
Det planlegges også og sløyfe innom dagens 110kV-linje mellom Skjerka og Logna, slik at denne går oppom Honna transformatorstasjon.
Videre planlegges det og rive dagens 110kV linje ved den nødvendige innsløyfing til Honna transformatorstasjon.
Samtidig søker AEN om ekspropriasjonstillatelse etter oreigningslova § 2 og ber om at det blir fattet vedtak om forhåndstiltredelse etter oreigningslova § 25 slik at arbeidet med anleggene kan påbegynnes før rettskraftig skjønn foreligger. Planene vil bli forelagt systemansvarlig myndighet i henhold til FOS § 14.
Søknaden behandles av Norges Vassdrags- og Energidirektorat (NVE) i henhold til gjeldende lovverk og søknaden vil bli lagt ut på nettsidene www.nve.no.
Høringsuttalelser til søknaden sendes NVE på følgende adresse merket ”Honna TS”
NVE, Postboks 5091, Majorstua, 0301 Oslo Eller på e-post: [email protected]
Send gjerne også kopi av uttalelsen direkte til AEN på følgende adresse:
Agder Energi Nett AS, Postboks 794 STOA, 4809 Arendal, eller på e-post:
Informasjon om Agder Energi Nett finnes på internettadressen: http://www.aenett.no
Prosjektledelse Agder Energi Nett AS:
Bjarne Tufte Telefon 38606227 [email protected] Anne Tove S. Løvland Telefon 38607130 [email protected] Eller direkte til AEN på følgende adresse:
Agder Energi Nett AS, Postboks 794 STOA, 4809 Arendal, eller på e-post: [email protected]
Adm.Dir.
Agder Energi Nett
3 Innholdsfortegnelse
1 SAMMENDRAG ... 4
2 GENERELLE OPPLYSNINGER... 5
2.1 PRESENTASJON AV SØKER OG TILTAKSHAVERE ... 5
2.2 LOVER OG FORSKRIFTER SOM REGULERER BYGGING AV ELEKTRISKE ANLEGG ... 5
2.3 ANLEGGES BELIGGENHET ... 6
2.4 HENVISNING TIL EKSISTERENDE KONSESJONER... 7
3 SØKNAD OG FORMELLE FORHOLD ... 8
3.1 HONNA TRANSFORMATORSTASJON 420KV/132KV(300KV/110KV) ... 8
3.2 OMLEGGING AV DAGENS SENTRALNETTSLEDNING ... 9
3.3 ANDRE AKTØRER I OMRÅDET. ... 9
4 BAKGRUNN, BEGRUNNELSE OG TEKNISK- ØKONOMISK VURDERING ... 10
4.1 KRAFTSYSTEMPLAN ... 10
4.2 POTENSIELL KRAFTUTBYGGING... 11
4.3 ALTERNATIVE FORSTERKNINGSLØSNINGER... 12
4.4 KOSTNADSSAMMENLIKNING AV ALTERNATIVE FORSTERKNINGSLØSNINGER ... 12
4.4.1 Investeringskostnader ... 13
4.4.2 Tapskostnader ... 14
4.4.3 Kostnader for drift –og vedlikehold ... 14
4.4.4 Avbruddskostander ... 14
4.4.5 Totale kostnader ... 15
5 FORARBEIDER OG SAKSGANG ... 17
5.1 KUNNGJØRING OG BEHANDLING AV SØKNAD ... 17
5.2 KONTAKT MED LOKALE MYNDIGHETER OG RETTIGHETSHAVERE. ... 17
5.3 FORHOLDET TIL ANDRE OFFENTLIGE ELLER PRIVATE PLANER ... 17
5.4 TIDSPLAN FOR HONNA TS ... 18
6 BESKRIVELSE AV ANLEGGENE ... 19
6.1 HONNA TRANSFORMATORSTASJON, BESKRIVELSE AV ANLEGGET ... 19
6.2 TRASEBESKRIVELSE FOR SENTRALNETTLINJE ... 21
6.3 PLANLAGTE TILTAK I REGIONALNETTET ... 23
7 VIRKNINGER FOR MILJØ, NATURRESSURSER OG SAMFUNN ... 24
7.1 AREALBRUK OG INFRASTRUKTUR ... 24
7.2 BEBYGGELSE OG BOMILJØ ... 24
7.3 LANDSKAP, KULTURMINNER,INON OG NATURVERN ... 24
7.4 PLANTE, DYRELIV, VEGETASJON OG NATURTYPER ... 25
7.5 FRILUFTSLIV OG REKREASJON ... 25
7.6 NÆRINGSLIV OG SYSSELSETTING ... 25
7.7 STØY ... 26
7.8 ELEKTROMAGNETISKE FELT OG HELSE ... 26
7.9 ANLEGGSARBEID OG TRANSPORT ... 26
7.10 VANNFORSYNING OG AVLØP ... 26
7.11 AVBØTENDE TILTAK ... 27
8 REFERANSER OG ANDRE RAPPORTER ... 28
9 VEDLEGG ... 28
4 1 Sammendrag
Agder Energi Nett AS (AEN) søker i medhold av Energiloven § 3-1 [Ref 1] om konsesjon for å bygge ny Honna transformatorstasjon (420kV/132kV) i Åseral kommune i Vest-Agder.
Bakgrunnen for søknaden er behov for å forsterke transformeringskapasitet mellom
regionalnettet og sentralnettet. Statnett har pekt på tiltaket i sin nettutviklingsplan i 2010 og 2011.
For å finne den beste løsningen for å forsterke transformeringskapasiteten mot sentralnettet med tanke på å tilknytte ny produksjon engasjerte AEN og Statnett våren 2010 i fellesskap konsulentselskapet Norconsult til å gjennomføre en utredning for å finne den beste fremtidige løsningen. Resultatet av denne utredningen, ”Transformatorkapasitet mellom 110 kV og 300 kV i Vest-Agder”, pekte på at etablering av sentralnettstransformering på Tonstad, økning av transformeringskapasiteten i Øye og ny transformatorstasjon på Honna, var det
samfunnsøkonomiske beste alternativet gitt en viss kraftutbygging.
Utredningen konkluderte også at det burde sees nærmere på reduksjon av tapskostnader ved innføring av blant annet Honna transformatorstasjon, da det i utredningen var en viss usikkerhet omkring benyttet forutsetninger for beregning av nettap. Dette er studert nøyere av AEN i ettertid og viser at beregnet tapsreduksjon i utredningen var noe lav. Dette styrker konklusjonen ytterligere om at etablering av Honna transformatorstasjon er det beste samfunnsøkonomiske alternativet.
Når det gjelder ny produksjon konsesjonssøker Agder Energi Produksjon omkring 140 MW ny vannkraft i Åseral. HybridTech har meldt 105 MW vindkraft. Det er også søkt om ca 5 MW småkraft, og småkraft kan forventes å øke dersom nett –og transformeringsutfordringene blir løst. I vestre Agder er det forøvrig mange nye produksjonstiltak og det er nærmere beskrevet i kapittel 4.
AEN er i dialog med grunneierne i grenda Honna hvor stasjonen er planlagt. Plassering er like ved dagens 300kV linje fra Solhom-Arendal. Her passerer også en skogsveg av relativt god standard. Skogsvegen må likevel påregnes utbedret, og total veglengde fra hovedvegen er omkring 2-3 km. Det er søkt om 2 alternative vegtraseer, den ene er omkring 1,1 km kortere ved en ny terskelovergang over elva.
Transformatorstasjonen planlegges som en standard transformatorstasjon på dette spenningsnivået. Selve stasjonsområdet med transformator, koblingsfelt og stasjonsbygg kan dekke omkring 35da, men inklusiv veg, gjerder, endemaster m.m. kan det medgå et større areal. For å ha mulighet til justeringer i plassering av stasjonen inklusiv innsløyfing av linjer, byggeplass, vegadkomst og lagerareal inklusiv masselagring, er det en fordel at arealet er på omkring 100 da. Stasjonen planlegges for 2 mulige transformatorer med tilhørende felt, men omsøkes med 1 transformator. Det søkes om 4, evt. 5, bryterfelt for 132kV avganger, men det skisseres for dette spenningsnivået plass til inntil 7 felt.
Regionalnettlinjen ved grenda Honna må sløyfes oppom den nye Honna transformatorstasjon og dagens trase her på omkring 2,6 km kan fjernes.
5 2 Generelle opplysninger
2.1 Presentasjon av søker og tiltakshavere
Agder Energi Nett AS (AEN) org. nr. 982 974 011 er et selskap i Agder Energi konsernet.
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 de fleste Sørlandsbyene i Agderfylkene. Selskapet har idag 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.
Den nye Honna transformatorstasjon i Åseral kommune vil bli omsøkt og bygd av AEN. Det tas sikte på å inngå avtale med Statnett om å overta eierforhold og drift av transformator og 420 kV-delen av stasjonen. Anlegget vil bli driftet etter de samme forskrifter og rutiner som gjelder for stasjoner som allerede er i drift.
2.2 Lover og forskrifter som regulerer bygging av elektriske anlegg
Det er flere lover og forskrifter som regulerer bygging av elektriske anlegg. Nedenfor er det listet opp noen av de viktigste av disse, samt gitt en kort beskrivelse av hvilken betydning disse har for utarbeidelsen av konsesjonssøknaden.
1. Energiloven av 29.06.90 [Ref 1] § 3-1 med forskrifter krever at alle elektriske anlegg med spenning over 1000 V (1 kV) skal behandles etter denne loven og kan ikke bygges uten at det er gitt konsesjon for anlegget.
2. Ekspropriasjonstillatelse gis i medhold av Lov om oreigning av fast eigedom av 1.7.1960, § 2, punkt 19 [Ref 2]. Ekspropriasjonstillatelsen skal gjelde retten til å disponere nødvendig grunn for å bygge og drive de elektriske anleggene, herunder rettigheter for all nødvendig ferdsel/transport i forbindelse med anleggene.
3. Lov om planlegging og byggesaksbehandling 01.07.2009 [Ref 3] med forskrifter stiller krav til konsekvensutredning med tilhørende forhåndsmeldingsfase for kraftledninger med spenning på 66 kV eller høyere, og lengde over 20 km. Denne omlegging av linje på omkring 300 m på hver side av stasjonen er ikke utredningspliktig.
4. For transformatorstasjoner stilles det i følge ”Forkrift om konsekvensutredninger” [Ref 5] § 3 punkt 2 b ikke slike krav til denne type anlegg.
5. I følge forskrift om byggesak § 4-3 bokstav c [Ref 5] er anlegg for fordeling av elektrisk energi som bygges etter bestemmelser gitt eller med hjemmel i Energiloven unntatt fra søknad om byggetillatelse.
6. Hensynet til kulturminner og kulturmiljø ved etablering elektriske anlegg er regulert av Lov om kulturminner av 15.02.1979 [Ref 7]. Det er viktig at kulturmyndigheten
kontaktes på et tidlig tidspunkt i planleggingen.
7. I følge § 6 i Lov om naturmangfold [Ref 8] av 01.07.2009 skal enhver opptre aktsomt og gjøre det som er rimelig for å unngå skade på naturmangfoldet i strid med §§ 4 og 5.
8. Transformatorstasjonen skal knyttes opp mot regionalnettet og må i følge § 14 i
”Forskrift om systemansvaret i kraftsystemet” (FOS) [Ref 6] godkjennes av systemansvarlig før den settes i drift.
9. Det må søkes forhåndstiltredelse i medhold av ”Oreigningsloven § 25”, for at arbeidet på anlegget kan påbegynnes før rettskraftig skjønn foreligger[Ref 2].
6
2.3
Anlegges beliggenhet
Den omsøkte transformatorstasjonen vil bli liggende i Åseral kommune i Vest Agder. Nord for Kyrkjebygd ligger grenda Honna og transformatorstasjonen søkes plassert 500-600 m øst for grenda.
Figur 2-1 Plassering av Honna transformatorstasjon ved Solhom-Arendal linje
Denne plassering er i hovedsak valgt ut fra at sentralnettet krysser dalføret her, og det er egnet terreng med et naturlig platå der anlegget omsøkes (vedlegg1). Anleggets beliggenhet er ca. 500 m.o.h. Det kan dermed plasseres slik at det ikke blir på selve høyfjellet og heller ikke nede i dalen. Videre får anlegget god avstand til nærmeste fast bosetting med omkring 500-600 m. Det er en hytte omkring 400 m øst for omsøkt plassering.
Det er en eksisterende skogsveg som går fra Røyland og Honna og opp forbi omsøkt plassering av Honna transformatorstasjon. Denne konsesjonssøkes som vegadkomst, alternativ 1, og søkes omlangt i nedre del. Det konsesjonssøkes også en mulig tilkomst til denne adkomstvegen kalt alternativ 2, som et alternativ til første del av vegtrase alternativ 1 (se vedlegg 2). Like ved dagens skogsveg, mellom skogsvegen og foreslått plassering for Honna TS, er et myrområde som er godkjent som dyrkingsareal. Dette er hensyntatt og areal
7 for transformatorstasjon er trukket vest for dette. På denne måte kan hele det godkjente dyrkingsarealet unngå og komme i konflikt med arealet til Honna TS. Se også vedlegg 3.
Det berørte arealet består vesentlig av myr, noe fjell i dagen og variende vegetasjon.
Vegetasjonen bærer preg av bjørk, krattskog og litt furu. Område har lav bonitet og skrint jordsmonn. Det er blåbærlyng og røsslyng i tillegg til grasarter på myrområdene.
Figur 2-2 Bilde fra areal for Honna TS, typisk vegetasjon i området. (Foto:AEN/ATL)
2.4 Henvisning til eksisterende konsesjoner
Det er i hovedsak den eksisterende ledningen fra Solhom til Arendal som berøres av denne søknaden. Det er gitt tillatelse til denne ledningen i vedtak av 20.april 1977, til NVE, til ledning gjennom Kvinesdal og Åseral kommuner i Vest-Agder og videre Evje og Hornnes, Birkenes og Froland kommuner i Aust - Agder. (Jnr.4638 E-76, TJN/eb). (Vedlegg 10).
Regionalnettslinjen fra Skjerka TS til Logna TS må også sløyfes oppom Honna TS. Dette er en eldre linje som fikk fornyet konsesjon (anleggskonsesjon) 13.02.2002 fra NVE. Ref.nr.
NVE 200105104-3. Linjen er omtalt i pkt.47. Linjen fikk fornyet konsesjon på et spenn i sist gitte konsesjon til Skjerka TS av 19.04.2012 (NVE ref. 201106756-16) (Vedlegg 9)
8 3 Søknad og formelle forhold
AEN søker i medhold av Energiloven av 29.06.90 § 3-1 [Ref 1] om konsesjon for bygging, drift og vedlikehold av tiltakene som beskrevet nedenfor. Ytterligere beskrivelse av tiltakene framgår av kapittel 6.
AEN er i dialog med de berørte grunneiere og rettighetshavere når det gjelder kjøp av grunn til den nye stasjonen samt veg eller vegrett inn til anlegget.
Dersom forhandlinger om kjøp av grunn og avtale om rettigheter ikke fører fram, søkes det i medhold av Oreigningslovens av 01.07.1960 § 2 punkt 19 [Ref 1] om tillatelse til
ekspropriasjon av nødvendig grunn og rettigheter for å bygge og drive det elektriske anlegget med tilførselsveier. Samtidig ber AEN også om at det blir fattet vedtak om forhåndstiltredelse etter oreigningslovens § 25, slik at arbeidet med anlegget kan påbegynnes før rettskraftig skjønn foreligger. En ber derfor om at alle parter også uttaler seg til dette.
Søknaden inneholder også en beskrivelse av anleggene med en begrunnelse for
utbyggingsplanene. Planene bygger på data og analyser fra Statnetts nettutviklingsplan [Ref 14]. Regional Kraftsystemsutredning for Agder (KSU) [Ref 10] samt de mer inngående analyser som er gjort av kraftsystemet i området.
3.1 Honna transformatorstasjon 420kV/132kV (300kV/110kV)
Honna transformatorstasjon og vegadkomst omsøkes med følgende installasjoner, vist på kart i vedlegg 2 og 3.
Det planlegges for totalt 2 transformatorer. Det konsesjonssøkes nå etablert en 300(420)kV /110 (132kV) kV transformator med en ytelse på 300 MVA.
Stasjonen planlegges med inntil 6 stk 420 kV-felt. I denne omgang søkes det på utbygging av 3 bryterfelt med to-brytersystem (doble samleskinner):
o Ett bryterfelt for omkoblbar 300 (420)kV /110(132) kV transformator(er) o Ett bryterfelt for 300(420) kV ledning mot Solhom
o Ett bryterfelt for 300(420) kV ledning mot Arendal
Omlegging av eksisterende ledning Solhom-Arendal i forbindelse med tilkopling til ny stasjon, omkring 300m på hver side av transformatorstasjonen. Det
omsøkes inntil 2 nye master på sentralnettsledningen. Eksempel-layout vist i vedlegg 3.
Stasjonen planlegges for inntil 7 stk 132 kV-felt. I denne omgang søkes det på utbygging av 4, alternativt 5 bryterfelt, med to-brytersystem (doble
samleskinner). Antallet bryterfelt avhenger av tillatelser til produsenter i området og tilknytningsløsning for Smeland kraftverk.
Det skal bygges to stk. kontrollhus med nødvendig styrings -og kontrollanlegg.
(Et for 300kV (420kV) anlegg og et for 110kV (132kV) anlegg).
Et areal på inntil 100 da, arealbruk vist i skisse på vedlegg 3.
9
Adkomstveg, 3,5 – 5,5 m bred med akseltrykk 10 t og stigning inntil 10 %. Begge vegalternativer konsesjonssøkes (alternativ 1 og alternativ 2 vist i vedlegg 2).
Transformatorcellen bygges i betong med tak over, og oljegruven under transformatoren vil sørge for at det ikke renner olje ut i naturen dersom det skulle lekke olje fra transformatoren (tett utførelse uten vannlås).
Arealbehovet for den nye stasjonen er på omkring ca 100 dekar inklusiv areal for 132kV felt.
Dette omfatter interne veger, endemaster og nedstrekk fra sentralnettslinjen. Videre kan det bli behov for lagring av jordmasser og steinmasser til bruk i planering av tomt og eventuelt for utbedring av adkomstveg. Detaljplassering av anlegg kan også medføre mindre justeringer av areal. Skisse vist i vedlegg 3.
Eksempel på kontrollbygg er vist i vedlegg 4.
Planskisse for 420kV (300kV) bryteranlegg er vist i vedlegg 16.
Planskisse for 132kV (110kV) er vist i vedlegg 8.
3.2 Omlegging av dagens sentralnettsledning
Dagens sentralnettsledning må sløyfes nedom den nye sentralnettsstasjonen. Det er
omkring 300 m, på hver side, fra dagens linje til omsøkt plassering av ny sentralnettsstasjon.
Det vil sannsynligvis bli behov for 1 ekstra mast for sentralnettsledningen for å kunne sløyfes innom transformatorstasjonen fra vest. Dette for å kunne håndtere innsløyfing like etter det lange spennet over dalføret. Hvordan denne mast plasseres må sees på i prosjekteringen.
Fra øst er det ikke planlagt nye master for innsløyfing. Dersom det under prosjekteringen skulle bli behov for mast på øst-siden vil en omsøkte dette også som en mulighet. Det vil si det kan bli behov for inntil 2 nye master i området. Dagens sentralnettledning kan fjernes på samme strekning som den nye bygges, når byggearbeidet ellers er ferdig. Det kan fjernes inntil 2 av de eksisterende master når sentralnettet er lagt om.
Det planlegges videre at regionalnettledning mellom Eikemoen eller Herredsbekken og Røyland må sløyfes oppom Honna TS. Det planlegges at den eksisterende traseen kan rives når den nye er bygd. Dette utgjør ca 2,6 km.
3.3 Andre aktører i området.
Agder Energi Produksjon (AEP) har planer om utbygging av ca.140 MW i Åseral kommune som planlegges tilknyttet Honna TS eller nærliggende regionalnett. AEP konsesjonssøker dette i løpet av kort tid. HybridTech har meldt 105 MW med vindkraft som planlegges inn mot Honna TS. Dette føres enten på selvstendig linje eller på felles linje med AEP fra området ved Øygard kraftverk. Et alternativ for HybridTEch er også å gå via Smeland kraftverk og ha fellesføring med denne mot Honna TS.
Det er også søkt nett-tilknytning for omkring 5 MW småkraft i Honna/Logna området.
Småkraft vil bli faset på 22kV mot Logna TS eller mot Skjerka TS. Det er behov for fornying i underliggende nett eller løsning i Logna TS. Det er gitt positive signaler fra AEP om mulighet for noe mer inntak i Logna TS, noe som kan løse omkring 3 MW småkraft under forutsetning av at det løses tilsvarende mot sentralnettet.
En ny 420kV stasjon med transformering til 132kV (110kV) på Honna vil løse utfordringer mot sentralnettet. Det kan også bli muligheter for småkraft dersom det blir løsninger mot sentralnettet ved Kristiansand eller i Øie.
10 4 Bakgrunn, begrunnelse og teknisk- økonomisk vurdering
Sommerstid med lav last og høy produksjon er transformatorkapasiteten mot sentralnettet på vei til å bli begrensende for ny kraftutbygging i Vest-Agder. Når Lista Vindkraftverk etter planen er i full drift i løpet av vinteren 2012/13, vil det ikke være ledig transformatorkapasitet mot sentralnettet til å tilknytte ytterligere kraftproduksjon til regionalnettet mellom
Kristiansand og Øye. I området er det en rekke småkraftverk under planlegging (ca 125 MW) i tillegg til flere vindkraftverk (ca 540 – 750 MW) og noen større vannkraftverk og
oppgraderinger (ca 140 MW).
Vinterstid er lastuttaket fra regionalnettet mellom Kristiansand og Øye betydelig høyere enn transformeringskapasiteten mot sentralnettet og der er derfor krav om kraftproduksjon i regionalnettet for å opprettholde kraftforsyningen vinterstid. Dette har historisk sett ikke vært noe problem da det normalt har vært tilstrekkelig produksjon vinterstid, men lavt tilsig, lav magasinfylling og lav temperatur vintersesongene 2009/10 og 2010/11 førte til tvungen kjøring av vannkraftproduksjonen og omkoblinger/oppdelinger i regionalnettet for å unngå overbelastning av sentralnettstransformatorene. Dette medførte et økonomisk tap for berørt vannkraftproduksjon og betydelig dårligere leveringspålitelighet i regionalnettet. Dersom langvarige feil i transformator mellom regional- og sentralnettet hadde oppstått i disse vintersesongene ville det vært umulig å opprettholde kraftforsyningen til store deler av Vest- Agder.
På bakgrunn av overnevnte begrensninger har AEN i samarbeid med Statnett gjennomført flere utredninger for å finne det beste alternativ for å øke transformeringskapasiteten mellom regional- og sentralnettet i Vest-Agder [Ref 11] og [Ref 12].[Ref 12]
Resultatet av disse utredningene viser at etablering av sentralnettstransformering på Ertsmyra (Tonstad), økning av transformeringskapasiteten i Øye (Feda) og ny
transformatorstasjon på Honna er det samfunnsøkonomiske beste alternativet gitt en viss kraftutbygging. I tillegg er det på kort sikt anbefalt å øke transformatorkapasiteten i
Kristiansand da dette tiltaket avhjelper de anstrengte nettforholdene merkbart, samtidig som tiltaket er forholdsvis rimelig og kan gjennomføres betydelig raskere enn etablering av nye transformatorstasjoner eller økning av transformatorkapasiteten i Øye (Feda/nye Kvinesdal transformatorstasjon). Med økt transformatorkapasitet i Kristiansand vil det være betydelig mindre behov for produksjonsstøtte vinterstid og det vil være mulig å tilknytte en begrenset mengde ny kraftproduksjon.
4.1 Kraftsystemplan
Kraftledningsnettet med tilhørende stasjoner skal planlegges, bygges og drives slik at det har tilstrekkelig overføringskapasitet til å dekke forbruket og utnytte produksjonssystemet for strøm på en god måte. Det skal tilfredsstille krav til overføringskapasitet, kvalitet og forsyningspålitelighet. AEN er pålagt å koordinere arbeidet med å utrede hvordan regionalnettet i fylkene Aust – og Vest- Agder skal utvikles i årene som kommer. I den forbindelse utarbeides det en årlig rapport, Regional kraftsystemutredning for Agder (KSU) [Ref 10], som omhandler regionalnettet og hvordan dette knytter sammen kraftstasjonene og transformatorpunktene for distribusjonsnett og sluttbrukere i regionalnettet. Videre omhandler rapporten punkter i regionalnettet der inn- og utmating til sentralnettet er etablert, samt at den gir en oversikt over planlagte nye tiltak i regionalnettet.
11 Etablering av Honna transformatorstasjon er beskrevet i Regional kraftsystemutredning for Agder 2012 – 2022, Grunnlagsrapport, kapittel 7.4.14. Generelt er behovet for økt
transformeringskapasitet mellom regional- og sentralnettet i Vest-Agder beskrevet i punkt 7.4.3 i samme rapport.
4.2 Potensiell kraftutbygging
Tabell 4-1 Oversikt over planlagte større kraftutbygginger i Vest-Agder med potensiell tilknyting til regionalnettet i Vest-Agder
beskriver de større planlagte kraftutbyggingene og utvidelsene av eksisterende
kraftstasjoner i Vest-Agder. Mest sannsynlig tilknytningspunkt er beskrevet, samt tidligst antatt tilknytningstidspunkt. Tilknytningstidspunkt er vurdert på bakgrunn av fremdriftsplaner i meldinger/konsesjonssøknader eller ut ifra direkte kommunikasjon med utbygger.
Tilknytningstidspunkt er i tillegg justert etter informasjon fra NVE for å få med forskyvninger i fremdriftsplaner som resultat av NVEs saksbehandlingstid. Det presiseres at det er svært usikkert når og om alle kraftutbyggingene vil bli realisert.
For Blåberg vindkraftverk er det i meldingen skissert to alternative utbyggingsløsninger på hhv. 90 MW og 300 MW. AEN ser ikke tilknytning av et vindkraftverk på 300 MW til
regionalnettet som hensiktsmessig da dette vil kreve svært kraftig dimensjonering. På bakgrunn av dette er det regnet med en utbygging på 90 MW dersom vindkraftverket skal tilknyttes regionalnettet.
Tabell 4-1 Oversikt over planlagte større kraftutbygginger i Vest-Agder med potensiell tilknyting til regionalnettet i Vest-Agder
I tillegg til disse større kraftutbyggingene er det en rekke småkraftprosjekter som planlegges tilknyttet underliggende distribusjonsnett, totalt 125 MW. Vedlegg 14 viser oversikt over småkraftverk som har søkt om / forhørt seg om tilknytning til AENs distribusjonsnett i Vest- Agder. Vedlegg 14 viser også hvilke kommuner kraftverkene ligger i, hvilken
transformatorstasjon kraftverkene mest sannsynlig vil bli tilknyttet ved eventuell realisering og hvilket sentralnettspunkt AEN ser for seg at nevnte transformatorstasjon vil være tilknyttet i fremtiden. Austerdalen og Øvre Kvinesdal transformatorstasjoner er fremtidige
transformatorstasjoner som det ikke er hensiktsmessig å bygge før økt
sentralnettstransformering er etablert da hovedhensikten med transformatorstasjonene er å tilknytte nye småkraftverk. AEN har fått konsesjon for bygging av Austerdalen
transformatorstasjon. For mer informasjon om Austerdalen og Øvre Kvinesdal
Prosjekt Type Effekt (MW) Tilknytningspunkt Antatt (tidligste)
tilknytningstidspunkt
Lista Vindkraft 71,3 110 kV Øye - Vanse 2012
Kvinesheia Vindkraft 60 110 kV Øye - Lyngdal 2015
Blåberg Vindkraft 90 - 300 Sentralnettet, eventuellt Øye - Skjerka ved 90 MW utbygging 2017
Skjerka (ny dam) Vannkraft 6 110 kV ssk Skjerka 2016
Skorveheia Vindkraft 36 60 kV Søyland - Åna-Sira (eventuelt egen linje mot Åna-Sira) 2017
Skjerka 2 (Nytt aggregat Skjerka) Vannkraft 110 110 kV ssk Skjerka 2017
Øygard Vannkraft 20 110 kV Smeland - Logna, eventuelt Hodna trafostasjon 2020
Tonstad Vindkraft Ca 80 Sentralnettstransformering Tonstad 2017
Skveneheii Vindkraft 105 110 kV Smeland - Logna, eventuelt Hodna trafostasjon 2015
Dovreheia Vindkraft 60 110 kV ssk Lyngdal 2018
Buheii Vindkraft 105 Sentralnettstransformering Tonstad 2018
Logna (nytt løpehjul) Vannkraft 1 110 kV ssk Logna Etter 2020
Finså (nytt løpehjul) Vannkraft 4 60 kV ssk Finså Etter 2020
12 transformatorstasjoner henvises det til Regional kraftsystemutredning for Agder 2012 – 2022, Grunnlagsrapport, kapittel 7.4.6 og 7.4.16.
Under transformatorstasjoner tilknyttet regionalnettet mellom Kristiansand og Øye (og fremtidig Honna) er det planer om totalt 82 MW småkraft. Resterende (ca 43 MW) vil i fremtiden bli tilknyttet transformatorstasjoner tenkt tilknyttet ny sentralnettstransformering på Ertsmyra (Tonstad).
4.3 Alternative forsterkningsløsninger
Gjennomførte utredninger [Ref 11] og [Ref 12] viser at etablering av en ny
sentralnettstransformering på Tonstad (Ertsmyra) er samfunnsøkonomisk beste løsning for å tilknytte ny produksjon i Sirdal og øvre Kvinesdal. For resterende deler av fylket er det to løsninger som er vurdert i utredningene:
1. Øke eksisterende transformatorytelse mot sentralnettet i Kristiansand og Øye 2. Etablere ny transformatorstasjon på Honna i Åseral kommune i tillegg til å øke
transformatorkapasiteten i Øye og Kristiansand.
Den store fordelen med å etablere en ny transformatorstasjon på Honna er at man reduserer nettapet i regionalnettet betydelig og man vil kunne tilknytte en betydelig større mengde av de planlagte kraftprosjektene med relativt få tiltak i regionalnettet i motsetning til dersom man kun utvider transformatorkapasiteten i Kristiansand og Øye. Etablering av Honna
transformatorstasjon er også positivt for leveringspåliteligheten i regionalnettet da man har flere tilknytninger til sentralnettet og dermed større driftsfleksibilitet i blant annet
feilsituasjoner eller ved reinvestering/vedlikehold av nettet.
4.4 Kostnadssammenlikning av alternative forsterkningsløsninger
Ved sammenlikning av totale kostnader for forsterkningsalternativene er følgende forutsetninger valgt:- Uavhengig av forsterkningsalternativ må transformatorkapasiteten i Øye/Feda økes.
Dette vil i praksis bli gjort i sammenheng med spenningsoppgradering av 300 kV koblingsanlegget på Feda og kostnaden for dette vil derfor være relativ lik uavhengig om forsterkningsalternativ 1 eller 2 velges. På bakgrunn av dette er det ikke regnet med kostnader for økning av transformatorkapasitet i Øye/Feda p.g.a. av at dette vil være tilnærmet samme kostnad for begge alternativene
- Det er antatt at transformatorkapasiteten i Kristiansand må økes uavhengig av forsterkningsalternativ for håndtere tunglastsituasjoner med lav produksjon og åpne opp for begrenset produksjonsutbygging før Honna transformatorstasjon er realisert.
Kostnader for økt transformatorkapasitet i Kristiansand er derfor ikke regnet med.
Med valgte forutsetninger vil forskjellen mellom forsterkningsalternativ 1 og 2 bestå i - Forskjell i behov for forsterkning av regionalnettet for å håndtere ny produksjon - Forskjell i nettap
- Forskjell i drift- og vedlikeholdskostnader (ny sentralnettsstasjon på Hodna vil føre til økt drift- og vedlikeholdskostnad)
- Forskjell i KILE-kostnader
13 Av disse punktene vil punkt 1 og 2 være svært avhengig av hvilke kraftprosjekter som blir realisert. For å se hvordan realiseringsgraden av prosjekter påvirker totalkostnaden, er det laget 3 produksjonsscenarioer:
1. Dagens produksjon (inkl. Lista vindkraftverk som idriftsettes i løpet av 2012) 2. Dagens produksjon + 73 MW småkraft, Kvinesheia vindkraftverk, Blåberg
vindkraftverk, ny dam Skjerka, Skorveheia vindkraftverk, Skjerka 2.
3. Øygard kraftverk og Skveneheii vindkraftverk i tillegg til prosjektene i scenario 2.
4.4.1 Investeringskostnader
Tabell 4-2 Forsterkningskostnader og regionalnettslinjer(mill.NOK) viser hvor store
investeringskostnader nødvendig linjeoppgradering vil utgjøre for å tilknytte ny produksjon avhengig av forsterkningsalternativ og produksjonsscenario. Alle kostnadene er oppgitt i millioner kroner. Med dagens produksjon (prod. scenario 1) er det ikke behov for
linjeoppgradering. For produksjonsscenario 2 og 3 vil forsterkningsalternativ 2, etablering av Honna transformatorstasjon, redusere behovet for linjeoppgradering med hhv. 62 og 115 millioner kroner i forhold til forsterkningsalternativ 1.
Tabell 4-2 Forsterkningskostnader og regionalnettslinjer(mill.NOK) Forsterkningsalternativ Prod. scenario
1
Prod. scenario 2
Prod. scenario 3
Alternativ 1 0 104 157
Alternativ 2 0 42 42
Differanse 0 62 115
Referert kostnader i tabell 4-3 vil en ny transformatorstasjon på Hodna koste ca 230 millioner kroner. Dette er en kostnad som kun vil tilkomme i alternativ 2.
Investeringskostnader for ny transformatorstasjon inklusiv innsløyfing av sentralnettslinje, opparbeiding av tomt m.m. er estimert av Norconsult. Dette ut fra erfaringstall og
kostnadskataloger (REN). Kostnader er anslått for både regionanettsanlegg og sentralnettsanlegg. Hovedtall for stipulerte kostander gjengis her.
Alle kostnader i mill kr. Et mer detaljert overslag over byggekostander er i vedlegg 15 (Norconsult).
Tabell 4-3 Hovedposter i foreløpig beregnet byggekostnader
Komponenter Kostnad
Omlegging av 300kV ledning, 420kV bryteranlegg
(3 stk), transformator (1 stk) inkl. sjakt 120 132 kV – anlegg
(bryteranlegg og kontrollhus) 40
Tomt
Grunnarbeider, veg kontrollanlegg etc. 30 Teknisk usikkerhet, administrasjon m.m. 40
Sum byggekostnad 230
Antatte årlige drifts og vedlikeholdskostnader antas å være 1,5 % av investeringskostnad som utgjør 3,75 mill kr årlig
14 4.4.2 Tapskostnader
For å beregne redusert nettap er faktisk målt årlig nettap og beregnet nettap i lettlastsituasjoner med høy produksjon benyttet. Beregnet nettap med dagens
produksjonsapparat i lettlast med høy produksjon er 15,5 MW i regionalnettet mellom Øye og Kristiansand. På bakgrunn av historiske måleverdier er det estimert et gjennomsnittelig årlig på 75 GWh i regionalnettet med dagens last/produksjon i et normalår. Basert på 15,5 MW tap i lettlast med høy produksjon fører dette til en tapsbrukstid på ca 4800 timer.
Basert på en tapsbrukstid på 4800 timer er kapitalisert tapskostnad over en periode på 35 år vist for de forskjellige alternativene i Tabell 4-tabell 4-4. Benyttet kalkulasjonsrente er 4,5 % og benyttet kraftpris er 40 øre/kWh. Resultatene viser at allerede med eksisterende
produksjon vil etablering av Honna transformatorstasjon (forsterkningsalternativ 1) redusere kapitalisert nettap i regionalnettet med 184 millioner kroner. Økning av produksjonen
medfører betydelig økte besparelser i nettap ved valg av forsterkningsalternativ 2.
Tabell 4-4 Kapitaliserte tapskostnader (mill.NOK) Forsterkningsalternativ Prod. scenario
1
Prod. scenario 2
Prod. scenario 3
Alternativ 1 519 898 1 441
Alternativ 2 335 546 556
Differanse 184 352 885
4.4.3 Kostnader for drift –og vedlikehold
Etablering av en ny sentralnettstransformering på Honna vil medføre drifts- og
vedlikeholdsutgifter for stasjonen. Forsterkning av eksisterende regionalnettslinjer vil normalt sett ikke medføre økte drift- og vedlikeholdskostnader.
For estimering av årlig drift og vedlikeholdskostnad for Honna transformatorstasjon er 1,5 % av investeringskostnaden benyttet. Dette tilsvarer en årlig kostnad på 3,75 millioner kroner.
Kapitalisert over 35 år med kalkulasjonsrente på 4,5 % tilsvarer dette 65 millioner kroner.
4.4.4 Avbruddskostander
Det aller meste av regionalnettet mellom Kristiansand og Øye er driftet i maske-drift med relativt god linjekapasitet i forhold til lastuttak. D.v.s. at i de fleste situasjoner vil utfall av en enkel komponent ikke føre til avbruddskostnader. Dette viser også avbruddsstatistikk de siste 10 årene som viser en gjennomsnittelig avbruddskostnad i dette nettet er i underkant av 600 000 kroner pr.år.
Etablering av en ny sentralnettstransformering på Honna vil bedre leveringspåliteligheten i nettet da man har større omkoblingsmulighet/driftsfleksibilitet ved feil eller arbeid i
regionalnettet, samt bedre reserveforsyningskapasitet ved eventuell feil i en (av 3) sentralnettstransformeringer. Historiske avbruddskostnader viser at sammenliknet med overnevnte investerings- og tapskostnader vil eventuell reduksjon i avbruddskostnader være svært marginale. Det er derfor ikke satt noe eksplisitt beløp for redusert avbruddskostnad på grunn av etablering av Honna transformatorstasjon.
15 4.4.5 Totale kostnader
Tabell 4-5 viser oppsummert alle kostnader for de to forsterkningsalternativene avhengig av produksjonsscenario. Feil! Fant ikke referansekilden. viser kostnadssammenlikningen grafisk.
Tabell 4-5 Totalkostand avhengig av forsterkningsalternativ og produksjonsscenario
Figur 4-1
Med dagens produksjon er forsterkningsalternativ 1 mest lønnsom. D.v.s. at det ikke bør etableres ny sentralnettstransformering på Honna med dagens produksjon. Med
produksjonsscenario 2 eller 3 er derimot forsterkningsalternativ 2 den beste samfunnsøkonomiske løsning.
Forst. alt. 1 Forst. alt. 2 Forst. alt. 1 Forst. alt. 2 Forst. alt. 1 Forst. alt. 2
Investeringskostnad linjer 0 0 104 42 157 42
Investeringskostnad Hodna TS 230 230 230
Kapitalisert tapskostnad 519 335 898 546 1441 556
Kapitalisert økt D&V-kostnad 0 65 0 65 0 65
KILE - - - -
Total kostnad 519 630 1002 883 1598 893
Prod. scenario 1 Prod. scenario 2 Prod. scenario 3
0 200 400 600 800 1 000 1 200 1 400 1 600 1 800
Forst. alt. 1 Forst. alt. 2 Forst. alt. 1 Forst. alt. 2 Forst. alt. 1 Forst. alt. 2
Prod. scenario 1 Prod. scenario 2 Prod. scenario 3
Kapitalisert kostnad (mill. NOK)
Totalkostnad avhengig av forsterkningsalternativ og produksjonsscenario
Kapitalisert økt D&V-kostnad Kapitalisert tapskostnad Investeringskostnad Hodna TS Investeringskostnad linjer
16 Kostnadsberegningene viser videre at reduserte nettap, som etablering av Honna
transformatorstasjon medfører, er hovedårsaken til at forsterkningsalternativ 2 er best gitt en viss produksjonsutbygging.
AEN anser det som sannsynlig at det vil bli etablert en del ny kraftproduksjon i området, og da spesielt i området Skjerka – Honna som har stor innvirkning på nettapet i dagens regionalnett.
Anbefalt løsning er ut ifra dette å etablere Honna transformatorstasjon
(forsterkningsalternativ 2) som et av flere tiltak for å kunne tilknytte planlagt ny
kraftproduksjon i Vest-Agder og opprettholde tilstrekkelig kraftforsyning i tunglastsituasjoner med liten lokal produksjonskapasitet.
17
5 Forarbeider og saksgang
5.1 Kunngjøring og behandling av søknad
Konsesjonssøknaden sendes Norges Vassdrags- og Energidirektorat (NVE) som vil
behandle den etter gjeldende lovverk og sender den på høring til lokale myndigheter. I tillegg vil AEN, etter avtale med NVE, sende søknaden på høring til alle aktuelle grunneiere. Fristen for å sende inn uttalelser/kommentarer til søknaden vil bli satt av NVE og skal være på minst 6 uker fra den kunngjøres.
Uttalelse til søknaden sendes NVE som vil avgjøre om det skal gis anleggskonsesjon eller om det eventuelt er behov for videre utredning før det kan gis konsesjon for bygging av anlegget.
Et vedtak fra NVE om anleggskonsesjon kan påklages til Olje og Energi Departementet innen 3 uker fra det tidspunkt underretningen er kommet fram til partene, jf.
Forvaltningsloven kap. VI. Eventuell klage skal begrunnes skriftlig, stiles til Olje og energidepartementet og sendes gjennom NVE.
5.2 Kontakt med lokale myndigheter og rettighetshavere.
I prosessen med konsesjonssøknaden har det vært dialog med Statnett som sentralnettseier, med grunneiere i området og kommunen er orientert om prosessen. Det er avholdt møte med direkte berørte grunneiere 24.04.2012, og med grunneiere for regionalnetttraseer inn til Honna TS 12.06.2012. Det er videre gitt orientering om Honna TS i grunneiermøte/offentlig møte for interessenter for tiltak i regi av Agder Energi Produksjon i Åseral 20.09.2012.
Tabell 5-1 Kontaktliste
Etat Adresse Poststed
Åseral kommune Gardsvegen 68 4540 Åseral
Statnett SF Pb 5192 Majorstuen 0302 OSLO
Grunneiere i området, se egen liste
som vedlegg 12 Se liste Se liste
5.3 Forholdet til andre offentlige eller private planer
Så langt vi kjenner til er det ikke andre offentlige eller private planer i området som vil
berøres. Unntaket er den private godkjente dyrkingsplan for område like ved adkomstvegen, som er hensyntatt ved at plassering av Honna TS er skjøvet noe lengre mot vest. Se vedlegg 3. Videre kjenner AEN til at Statnett planlegger å søke om oppgradering av dagens 300kV linje til 420kV spenningsnivå (Arendal-Solhom).
18
5.4 Tidsplan for Honna TS
Det er satt opp en antatt tidsplan for konsesjonsfase og utbygging av Honna TS. Det er flere momenter som kan påvirke tidsplanen, og den må sees på som mulig ut fra dagens
situasjon.
5-2 Forslag tidsplan Tidsplan for
Honna TS
Høst 2012
Vår 2013 Høst 2013
2014 2015 2016
NVE behandling konsejonssøknad
X X
Konsesjonsvedtak X X
Detaljplanlegging (X) (X) X
Grunnarbeid / bygging
X Bygging –
idriftsettelse
(X) X
19 6 Beskrivelse av anleggene
6.1 Honna transformatorstasjon, beskrivelse av anlegget
Stasjonen er planlagt tilknyttet sentralnettet ved Statnetts 300 kV-ledning Solhom – Arendal som krysser Åseral kommune i øst-vest retning (vedlegg 1). Stasjonen vil anlegges på østsiden av grenda Honna, øst for dalførest fra Kyrkjebygd til Logna. Oversiktskartet viser plassering av Honna TS i forhold til hoveddalførene i Åseral og grenda Honna.
Figur 6-1 Plassering av Honna TS ved sentralnettet
Det går en traktorveg fra grenda Honna og Røyland opp til omsøkt areal. Stasjonen krever permanent adkomstvei og eksisterende traktorveg må utbedres og stedvis legges om, slik at bæreevne (10t), bredde (3,5 – 5,5 m), svingradius og stigningstall(10 %) blir
tilfredsstillende.
Adkomstveg, alternativ 1, går fra Røyland og blir ca. 3 km. Alternativ 2 , som tar av fra Sandvandshylen og krysser elva ved dagens terskel, blir omkring .1,9 km. Alternativ 1 har bru over elva, mens en ved alternativ 2 må lage ny kjøreterskel over elva. Det er vesentlig kortere vegtrase ved bruk av alternativ 2.
Dagens traktorveg går videre østover til Hæresvatnet. Begge vegalternativ er vist på vedlegg 2.
20 Det nærmeste bebtyggelse er en hytte omkring 400 m sørøst for stasjonsarealet.
Området består vesentlig av skog og myrområder. Vegetasjonen bærer preg av at det er skrint jordsmonn og det er alminnelig vegetasjon med furu, bjørk, blåbærlyng og røsslyng.
Dagens veg ligger greit i terrenget, bæreevne må undersøkes og vegen må påregnes opprustet til nødvendig standard.
Figur 6-2 Bilde av dagens skogsveg ved omsøkt areal for Honna TS (foto: AEN/ATL)
Vegetasjonen er blandet, her sees også dagens mast på området for transformatorstasjon. Denne mast vil mest sannsynlig bli revet når det nye anlegget er ferdig.
Figur 6-3 Bilde fra området for Honna TS, dagens sentralnettlinje og mast (foto: AEN/ATL).
21 I tillegg til transformator med bryterfelt må det oppføres to kontrollhus for nødvendig kontroll og styringsanlegg. Et kontrollhus for sentranlettanlegget og et kontrollhus for
regionalnettanlegget.
Eksempeltegning av kontrollhus er vist i vedlegg 4 (sentralnettet) og vedlegg 5, 6 og 7 (regionalnettet).
Vedlegg 3 er en eksempel-layout. Det må påregnes at prosjekteringsfasen kan gi andre løsninger for plassering av bygg, veg og hvordan anlegget vinkles mot sentralnettet.
Arealet er lagt noe innpå selve platået, noe som gir en kantsone mot sør og vest, for å redusere innsyn fra hovedveg og dalbunnen. Bildet viser øvre del av platået som kan bli benyttet til areal for Honna TS.
Figur 6-4 Bilde fra øvre del av platået fra sør for Honna TS (foto: AEN/ATL).
6.2 Trasebeskrivelse for sentralnettlinje
Som nevnt må sentralnettet sløyfes innom Honna TS. Dette er en strekning på omkring 300m på hver side av stasjonen. Plasseringen gir kort avstand til sentralnettlinje, og
byggeprosessen kan vesentlig foregå sør for dagens linje. Se vedlegg 3. Bildet her viser del av strekningen hvor sentralnettet søkes sløyfet innom transformatorstasjonen. Den del av strekningen, som er godkjent dyrkingsfelt, skal beholdes uten inngrep. Den omlagte linjen vil ha en annen vinkel over dyrkingsfeltet og inn på innstrekkstativet/innstrekkmast.
22 Figur 6-5 Bilde fra godkjent dyrkingsareal under sentralnettlinje (foto: AEN/ATL).
Figur 6-6 Bilde fra dagens sentralnettlinje mot vest, mast i området for Honna TS (foto: AEN/ATL).
23
6.3 Planlagte tiltak i regionalnettet
Regionalnettlinjen fra Skjerka til Logna må også innom nye Honna TS. Dette først og fremst for å gi bedre tilknytning mellom Skjerka TS og Honna TS. Eksisterende regionalnettlinje kan fjernes når ny linje er knyttet til det nye anlegget. Det kan fjernes omkring 2,6 km linje vesentlig fra grenda Honna.
Figur 6-7 Honna transformatorstasjon med ledningsinnføring
Linje fra Smeland kraftstasjon til dagens sentralnettslinje vil bli omsøkt slik den er tilknyttet i dag. Dersom dette må endres kan det bli nødvendig med linje fra Smeland til Honna TS og eget felt for Smeland-linjen. Dette blir omtalt og konsesjonssøkt i egen søknad om
regionalnettslinje fra Skjerka - Honna - Logna. Det nevnes likevel som en mulig linje inn mot Honna transformatorstasjon.
24 7 Virkninger for miljø, naturressurser og samfunn
Ved etablering av nye elektriske anlegg er det alltid viktig å foreta en vurdering av de lokale forholdene og undersøke virkningen på miljø, naturressurser og samfunn slik at eventuelle konflikter kan avverges eller tas hensyn til i utviklingen av prosjektet.
7.1 Arealbruk og infrastruktur
Området der transformatorstasjonen er tenkt plassert og trase for planlagt tilkomstvei, er i kommuneplanens arealdel 2010 – 2020 for Åseral kommune avsatt til LNRF- område.
Stasjonsområdet vil båndlegge et areal på ca. 100 da. I tillegg kommer adkomstveg, omlegging av 300kV linjen og innsløyfing av regionalnettslinje.
Veitilknytning til Honna trafo vil i utgangspunktet gjelde opprustning av eksisterende vei. I tilegg anlegges det en ny veitrase på deler av strekningen. Adkomstveien tilknyttes fylkesveien enten ved dagens veg inn mot Røyland eller ved kryssing av elva nord for bebyggelsen ved Honna.
Området der Honna trafo er planlagt er i dag preget av at den ligger under eksisterende 300 kV sentralnettsledning. Veitrasen går fra område ved fylkesveien gjennom skogsterreng opp til det nye stasjonsområdet. Det valgte stasjonsområdet er en godt egnet lokalitet direkte under sentralnettslinjene, tilkomst i stor grad i eksisterende veitrase og avstand og lite innsyn fra bebygde områder.
7.2 Bebyggelse og bomiljø
Honna trafo blir beliggende omkring 500-600 meter fra den nærmeste bebyggelse på Honna.
Opprustning av veien medfører noe hugging av skog langs eksisterende veitrase og trase for ny vei. Dette vil kunne være synlig fra bebyggelsen på Honna/ Smeland, i alle fall de første årene før vegetasjonen vokser tilbake. Synligheten av selve trafostasjonen vil avhenge av hvor langt vest stasjonen blir lagt. Synligheten av både vei og trafostasjon antas å bli liten fra bebyggelsen på Honna og Smeland.
I forbindelse med utvidelse av tilkomstveien og byggingen av trafostasjonen vil det bli behov for anleggstrafikk inn i området og sprengning og massetransport internt i anleggsområdet.
Dette er midlertidig og antas å ikke være til større sjenanse for bebyggelsen nede i dalen.
I driftsfasen vil trafostasjonen gi fra seg en konstant summende lyd. Da det er avstand til bebyggelse og offentlig vei anses dette å ikke være til sjenanse. I driftsfasen vil det være behov for tilgang til stasjonen året rundt for drift og vedlikehold. Veien vil derfor sannsynligvis vinterbrøytes, men trafikken antas å bli beskjeden.
7.3 Landskap, kulturminner, INON og naturvern
Landskapsmessig vil trafostasjonen og tilkomstveien blir anlagt på en slik måte at de i stor grad vil skjermes for innsyn fra bebyggelse og områder som offentlig vei der allmennheten ferdes. Det planlegges ombygging av eksisterende regionalnettslinjer i området som knyttes til den nye trafoen. Disse linjene er ikke en del av inneværende konsesjonssøknad og blir konsesjonssøkt på et senere tidspunkt.
25 Søk i kulturminnedatabasen Askeladden viser at ingen registrerte kulturminner kommer i konflikt med tiltaket. Fylkeskonservatoren i Vest-Agder fylkeskommune overflateregistrerte og vurderte kulturminner og kulturmiljø i tiltaksområdet i 2011. Ved registreringene i 2011 ble det gjort funn av to strukturer vest av Rosseland. Dette gjelder en liten heller med noen små rydningsrøyser og rester etter et steingjerde. Begge registreringene er beliggende vest for den planlagte traseen for tilkomstvei slik at tiltaket ikke kommer i konflikt med kulturminner.
Områdene som omfattes av den planlagte utbyggingen er i stor grad berørt av tekniske inngrep. Planene vil i svært liten grad berøre INON områder.
Områdene som omfattes av de planlagte tiltakene berører ikke områder som er vernet eller foreslått vernet etter naturmangfoldsloven (Naturbase) eller område omfattet av Verneplan for vassdrag (NVE Atlas).
7.4 Plante, dyreliv, vegetasjon og naturtyper
Titakshaver har engasjert SWECO til å gjennomføre en befaring av tiltaksområde og skrive en enkel miljørapport [Ref 13], sammendrag i vedlegg 11. Konsulenten har innhentet relevante opplysninger fra skriftlige og muntlige kilder, bl.a. ved intervjuer av personell fra Åseral kommunen, Fylkesmannen i Vest – Agder, Norsk ornitologisk forening avd. Vest – Agder og Agder Naturmuseum. SWECO gjennomførte feltbefaring av tiltaksområdet 13.
september 2011 i gode værforhold.
Det er ikke registrert noen verdifulle naturtyper, truete vegetasjonstyper eller rødlistede plantearter i influensområdet. Området vurderes å ha liten verdi for tema vegetasjon og naturtyper.
På grunn av flere observasjoner av rødlistede fuglearter i området, samt nærhet til en registrert hekkelokalitet for rovfugl, vurderes området å ha middels/stor verdi for fugl og pattedyr.
De planlagte tiltakene har begrenset omfang og nær lokalisering med eksisterende infrastruktur. Da trafostasjonen planlegges bygget like ved og delvis under eksisterende sentralnettslinje vurderer AE Nett at konsekvensene for fugl og pattedyr blir moderate.
7.5 Friluftsliv og rekreasjon
Det berørte området er etter vår informasjon ikke brukt til friluftsliv eller rekreasjon i særlig grad. Oppgradering av veien vil lette tilgangen inn i området for brukerne. Det antas at transformatorstasjonen ikke vil ha noen negativ innvirkning på friluftsliv og rekreasjon.
7.6 Næringsliv og sysselsetting
Næringsliv i området er vesentlig tradisjonell landbruksdrift. Selve tomten for Honna TS er som beskrevet tidligere lav bonitet og skrinn skogsmark med spredt bjørke -og furuskog. Den kjente planlagte aktivitet her er et dyrkingsfelt like ved skogsvegen og arealet for Honna TS.
Av hensyn til dyrkingsfeltet (ca. 5 da) er Honna TS søkt plassert vest for dette.
Av annet næringsliv kan nevnes at Herredsbekken er konsesjonssøkt til vannkraftanlegg av de lokale grunneiere.
Det kan være mulig med lokal innsats i forbindelse med anleggsarbeidene.
26
7.7 Støy
Miljøverndepartementet har utarbeidet en veileder (T-1442) [Ref 14] med retningslinjer som skal legges til grunn av kommune, regionale myndigheter og berørte statlige etater ved behandling av tiltak som avgir støy.
Transformatorer, koblingsanlegg og kraftledninger avgir støy. Transformatorer avgir kontinuerlig støy uavhengig av værforhold og høres ut som en dyp brumming. Det er ikke egne forskrifter eller retningslinjer for transformatorstøy. Veilederen anbefaler at man for transformatorstasjoner benytter grenseverdier for industristøy med korreksjon for
rentoneinnhold. Kravene til støynivå gjelder uteplass og utenfor rom med støyfølsom bruk ved nærliggende boligbebyggelse. Norconsult har utført beregninger for AEN og det er gjort etter nordisk beregningsmetode for industristøy (se vedlegg 13 og 15).
Resultatene viser at støynivåene er over anbefalt grenseverdi i en avstand opp mot 180m ved en åpen transformatorstasjon. Nærmeste bebyggelse er en hytte som ligger omkring 400-450 m unna. Det er dermed ingen bygg eller bebyggelse som utsettes for støynivåer over anbefalte verdier.
Denne transformatoren søkes innebygget og det vil dermed redusere støyomfanget betydelig.
7.8 Elektromagnetiske felt og helse
Fra sommeren 2006 ble det ny offisiell forvaltningsstrategi i Norge at det ved bygging av nye ledninger eller nye hus nær blant annet kraftledninger, skal utredes avbøtende tiltak dersom gjennomsnittlig strømstyrke over året i ledningene gir sterkere magnetfelt enn 0,4 μT i bygg beregnet for varig opphold for mennesker.
I forbindelse med den planlaget stasjonen og ledningene inn til stasjonen er det ingen
nærføring til boliger. Magnetfeltet rundt selve transformatorstasjonen er vanskelig å beregne, men vekslende strømretninger vil ofte føre til reduksjon i magnetfeltstyrken, siden to like kraftige motsatt rettede magnetfelt nøytraliserer hverandre. Tidligere erfaring og målinger på transformatorstasjoner viser at magnetfeltet er godt under 0,4 μT i en avstand av 50 meter fra en transformatorstasjon.
Siden nærmeste bolig i dette tilfellet ligger omkring 600 m (hytte omkring 400 m) fra den planlagte stasjonen mener AEN at det ikke er behov for avbøtende tiltak for å redusere magnetfeltet rundt stasjonen.
7.9 Anleggsarbeid og transport
Det er forventet at det blir noe sprengningsarbeid i forbindelse med etableringen av stasjonen, adkomstvegen samt i forbindelse med fundamentering av endemaster, innstrekkstativ m.m.
Transporten vil foregå på hovedvegen og deretter på adkomstvegen som vist i vedlegg 1.
7.10 Vannforsyning og avløp
Stasjonen vil trenge vann til sanitæranlegg m.m. Dette må omsøkers separat, og vil bli sendt til og behandlet av Åseral kommune i henhold til lover, forskrifter og praksis i området.
27
7.11 Avbøtende tiltak
Transformatoren inneholder ca. (15) tonn olje. Transformatoren vil bli plassert over en oljegruve som er dimensjonert for å samle opp oljen og slukkevann ved et eventuelt uhell eller en brann. I tillegg etableres en felles nedgravd oljetank som er dimensjonert for å ta imot oljevolum fra en trafo. Ved en eventuell lekkasje vil da hele oljegruven være tilgjengelig volum for slukkevann.
28 8 Referanser og andre rapporter
[Ref 1] LOV 1990-06-29 nr 50: Lov om produksjon, omforming, overføring, omsetning, fordeling og bruk av energi m.m. (energiloven); (http://www.lovdata.no )
[Ref 2] LOV 1959-10-23 nr 03: Lov om oreigning av fast eigedom.
(http://www.lovdata.no).
[Ref 3] LOV 2008-06--27 nr 71: Lov om planlegging og byggesaksbehandling (plan- og bygningsloven). (http://www.lovdata.no )
[Ref 4] FOR 2010-03-26 nr 488: Forskrift om byggesak (byggesaksforskriften).
[Ref 5] FOR-2009-06-26 nr 855: Forskrift om konsekvensutredninger.
Miljøverndepartementet.
[Ref 6] FOR 2002-05-07 nr 448: Forskrift om systemansvaret i kraftsystemet.
[Ref 7] LOV 1978-06-09 nr 50: Lov om kulturminner. (http://www.lovdata.no ) [Ref 8] LOV 2009-06-19 nr.100: Lov om naturmangfold. (http://www.lovdata.no ) [Ref 9] Statnett, Nettutviklingsplan 2011 (www.statnett.no)
[Ref 10] Regional Kraftsystemutredning for Agder (KSU) (www.aenett.no)
[Ref 11] Rapport ”Transformatorkapasitet mellom 110 kV og 300 kV i Vest-Agder”, Norconsult 2010 (u.off)
[Ref 12] Rapport ”300/110 kV transformatorkapasitet i Vest-Agder, Behovsanalyse og utbyggingsplan”, Agder Energi Nett 2011 (u.off)
[Ref 13] Notat, Sweco Miljørapport 1.3.2012
[Ref 14] Veileder – Miljøverndepartementets retningslinjer for behandling av støy i arealplanlegging (T-1442) http://www.regjeringen.no
9 Vedlegg
1 Oversiktskart 300kV linje Solhom til Arendal gjennom Åseral 2 Hodna transformatorstasjon (TS) + adkomstveg
3 Eksempellayout stasjonsareal med antall felt og innsløyfing 4 Eksempelskisse kontrollbygg til 420kV –nivå
5 Kontrollhus regionalnett (132kV – nivå) 6 Kontrollhus regionalnett plan 1.etg.
7 Kontrollhus regionalett snitt A og B
8 Planskisse for 132kV (110kV) bryteranlegg 9 Konsesjon for linje Skjerka – Logna (132kV) 10 Konsesjon for linje Solhom –Arendal (300kV) 11 Miljønotat fra Sweco (naturfaglig rapport)
12 Grunneierliste
13 Støykart plassering (1) 420kV 14 Vedlegg småkraft i området
15 U.Off Notat fra Norconsult, kostnader m.m.
16 U.Off Planskisse for 420kV (300kV) bryteranlegg
