Leikanger kraftverk

(1)

Sognekraft AS

Leikanger kraftverk

Konsekvensutgreiing hydrologi

BKK Produksjon AS

26.08.2008

(2)

BKK Produksjon AS Kokstadvegen 37 Postboks 7050 5020 Bergen

Tel.: 55 12 70 00 Faks: 55 12 70 01 E#post:firmapost@bkk.no www.bkk.no

Org. nr: NO 876 944 642 BKK AS: NO 880 309 102 MVA Bankkonto: 5202 05 09503

Leikanger kraftverk

Konsekvensutgreiing hydrologi

Sognekraft AS

^10608132

:

Torbjørn Kirkhorn 26.08.2008 1

Kunde: 160263

Internt:

Samandrag

Det er gjennomført konsekvensutgreiing for overflatehydrologien i Henjaelvi# og Grindselvvassdraga i Leikanger kommune som følgje av den planlagte utbygginga av Leikanger kraftverk.

Planane for Leikanger kraftverk er presentert i to alternativ, Alternativ A og Alternativ B.

:

Leikanger kraftverk vil utnytte den øvste delen av Henjaelvi og Grindselvi gjennom totalt 11 bekkeinntak i elvane og sideelver. Inntaka vert liggande på kote 600. Total tunnellengd vert om lag 15 km.

Leikanger kraftverk vil utnytte den øvste delen av Henjaelvi og Grindselvi gjennom totalt 4 bekkeinntak i elvane og sideelver. Inntaka vert liggande på kote 365. Total tunnellengd vert om lag 9,5 km.

For begge alternativa vil utløpet av kraftverket verta i Sognefjorden ved Suppam. Det er ikkje planlagt nye reguleringsmagasin, men den eksisterande reguleringa av Store Trastadalsvatn vil bli utnytta.

For alternativ A vert vassføringa ved utløpet av Henjaelvi i Sognefjorden ved Hermansverk redusert med 70 % i forhold til før utbygging og ved utløpet av Grindselvi i Sognefjorden ved Grinde vert vassføringa redusert med 68 % i forhold til før utbygging. Og for alternativ B vert vassføringa redusert med 78 % ved Hermansverk og 79 % ved Grinde.

For begge alternativa vert flaumforholda i Henjaelvi og Grindselvi redusert marginalt.

Flaumriskoen og risikoen for potensielle skadeflaumar vil i prinsippet verta like store som før utbygginga.

Resultat av produksjonsimuleringane er at Leikanger kraftverk kan produsere i

gjennomsnitt 184 GWh for alternativ A og 125 GWh for alternativ B. I vurderingane for begge alternativa er det forutsatt minstevassføring lik alminneleg lågvassføring vinterstid og 2alminneleg lågvassføring sommarstid på alle inntaka.

Det er i denne rapporten sett på verknader ved inntil 8 referansepunkt i dei berørte vassdraga.

Vurderingane baserer seg på skalering av representative tilsigsserie og produksjonssimuleringer vha simuleringsprogrammet nMag.

Karakteristiske hydrologiske verdiar er utrekna vha LAVVANN og ved bruk av ETabell i NVE sitt databasesystem HydraII.

(3)

Leikanger kraftverk

Konsekvensutgreiing hydrologi

BKK Produksjon AS 26.08.2008

INNHOLD

1 INNLEIING... 3

1.1 Metodikk ... 3

1.2 Konsekvensutgreiingsprogram ... 3

1.3 Utbyggingsplan ... 4

1.3.1 Leikanger kraftverk, alternativ A ... 4

1.3.2 Leikanger kraftverk, alternativ B ... 4

2 GRUNNLAG... 4

2.1 Hydrologisk underlag ... 4

2.1.1 Tilsig og referanseperiode... 6

2.1.2 Vurdering av datagrunnlag ... 7

2.2 Produksjonssimulering ... 7

3 INNGANGSDATA ... 9

3.1 Delfelt, areal og tilsig... 9

3.2 Tekniske data for kraftverk og reguleringar ...11

3.3 Referansepunkt...11

4 RESULTAT ... 12

4.1 Karakteristiske feltparametre...12

4.2 Utrekning av karakteristiske vassføringar ...12

4.2.1 Alminneleg lågvassføring ...12

4.2.2 5 % Percentilen...14

4.3 Simuleringsresultat ...15

4.4 Restvassføring ved referansepunkt ...16

4.4.1 Resultat for Alternativ A ...17

4.4.2 Resultat for Alternativ B ...18

4.5 Flaumforhold ...18

4.5.1 Konsekvens av utbygging ...19

4.6 Klimaendringer ...19

4.7 Kommentarar til resultat ...19

5 REFERANSAR ... 21

6 VEDLEGG... 22

Figurliste Figur 1: Aktuelle observasjonsserier ... 5

Figur 2: Varighetskurve for VM 078.3 Sogndalsvatn... 6

Figur 3: Vassføringskurver VM 078.3 Sogndalsvatn... 7

Figur 4: Leikanger kraftverk alternativ A ... 9

Figur 5: Leikanger kraftverk alternativ B ...10

Figur 6: Magasinkurve for Store Trastadalsvatn, alternativ A...18

Figur 7: Sesongfordeling av flaumar. VM 078.3 Sogndalsvatn ...19

Tabelliste Tabell 1: Samanlikning av nedbørsfelt Sogndalsvatn, Nessedalselvi og Henjaelvi ... 5

Tabell 2: Nedbørsfelt, areal og tilsig, alternativ A... 9

Tabell 3: Nedbørsfelt, areal og tilsig, alternativ B...10

Tabell 4: Tekniske data Leikanger kraftverk ...11

Tabell 5: Referansepunkt...11

Tabell 6: Karakteristiske feltparametre, vist for alternativ A...12

Tabell 7: Utrekna verdiar for alminneleg lågvassføring vha LAVANN, Alternativ A ...12

Tabell 8: Alminneleg lågvassføring, skalering av VM 077.3 Sogndalsvatn, alternativ A ..13

Tabell 9: Alminneleg lågvassføring, skalering av VM 077.3 Sogndalsvatn, alternativ B ..13

Tabell 10: 5% persentilen, for alternativ A...14

Tabell 11: 5% persentilen, for alternativ B...14

Tabell 12: Minstevassføringsalternativ, Leikanger kraftverk Alt A...15

(4)

Leikanger kraftverk

Konsekvensutgreiing hydrologi

Tabell 13:Produksjonssimulering for Leikanger kraftverk, alt A...15 Tabell 14: Minstevassføringsalternativ, Leikanger kraftverk Alt B...16 Tabell 15:Produksjonssimulering for Leikanger kraftverk, alt B...16

(5)

Leikanger kraftverk

Konsekvensutgreiing hydrologi Side 3 av 24

1 INNLEIING

Denne rapporten er ei samanstilling av konsekvensane for overflatehydrologien i Henjaelvi og Grindselvi som følgje av ei utbygging av Leikanger kraftverk.

Oppdragsgjevar er Sognekraft AS som er utbyggjar.

Omfanget av denne rapporten er bestemt av det fastsatte

konsekvensutgreiingsprogrammet. Denne rapporten er grunnlag for ei rekke av tema og forslag til eventuelle avbøtande tiltak som er omtalt i andre delrapportar i

konsekvensutgreiinga.

1.1 Metodikk

NVE rettleiar 1/98: ”Konsesjonsbehandling av vannkraftsaker” er gjeldane rettleiar for gjennomføring av KU. I denne rapporten er i tillegg enkelte data utleia etter ønskjer frå oppdragsgjevar og dei andre fagrapportane.

Ved utrekning av feltparametre er digitalt kartgrunnlag nytta. Til utrekning av karakteristiske lågvassføringer er verktøy i HYDRA II nytta, henholdsvis ETabell og LAVVANN.

Simuleringar av tilsig, produksjon, flaumtap og forbitapping er gjort ved bruk av programmet nMag. Inngangsdata til programmet er data for kraftverk, magasin tilsigsvolum og tidsseriar for tilsig.

1.2 Konsekvensutgreiingsprogram

Konsekvensutgreiingsprogrammet for Leikanger kraftverk vart fastsett av NVE den 26.03.2008.

For hydrologiske forhold skal følgjande utgreiiast:

”Overflatehydrologi

Overflatehydrologiske forhold, som vannførings- og vannstandsendringer, restvannføringer,

flomforhold m.m. samt grunnlagsdata, skal utredes og beskrives i samsvar med NVEs veileder 1/98, så langt det er relevant, jf. pkt. 4.a.3 i del V. Beregning av alminnelig lavvannføring skal inngå som en del av dette. I tillegg gjøres beregninger av typiske lave vannføringer for vinterhalvåret og

sommerhalvåret hver for seg. Vannføringen i Henjaelvi og Grindselvi før og etter utbygging skal fremstilles på kurveform for "reelle år" ("vått", "middels" og "tørt"). Det skal tas foto av elvene på utvalgte steder ved best mulig tallfestet vannføring og vannstand, for så langt som mulig å illustrere hvordan en eventuell minstevannføring vil fortone seg og hvordan endringer i vannstanden vil se ut.

Mulige fremtidige endringer i vannføringen (totalt volum og periodisitet) skal kort vurderes på bakgrunn av klimascenariene som er omtalt i NVE rapport 1-2006.

Grunnvann

Det skal gis en vurdering/omtale av grunnvannsforholdene, mulige konsekvenser for vegetasjon og eventuelle brønner i området.

Vanntemperaturendringer, isforhold

Det skal gis en vurdering/omtale av virkningene for is- og vanntemperaturforhold i vassdragene,

sammenholdt med den planlagte driften av kraftverket. Vurderingen skal også omfatte mulige

(6)

Leikanger kraftverk

virkninger av nedsatt sommertemperatur i fjorden ved utløpet fra kraftstasjonen. Temaet sees i sammenheng med lokalklima.

Flom, sedimenttransport, erosjon, skredfare

Det skal gis en vurdering/omtale av flomforholdene i vassdraget, samt løsmasser i nedbørfeltet, spesielt løsmasser i tilknyting til elveløpet, og eventuell risiko for ras/skred eller lignende.

Eventuelle endringer i erosjons- og sedimentasjonsprosesser som følge av utbyggingsplanene, samt ras/skredfare i områder med arealinngrep og fremtidige anleggsområder skal vurderes og omtales”

I denne rapporten er det gjort vurderingar for overflatehydrologien og av flaumforholda.

For tema ! !" " # $ !" ! "

" # ! er dette omtalt i henholdsvis fagrapportane om Vasskvalitet og i

konsesjonssøknaden for Leikanger kraftverk.

1.3 Utbyggingsplan

Utbyggingsplanen er å nytte vatnet i Grindselvi og Henjaelvi til kraftproduksjon i Leikanger kraftverk. Planane føreligg i to alternativ.

1.3.1 Leikanger kraftverk, alternativ A

Driftstunnelen vert omlag 15 km lang og vil ha totalt 11 inntak på kote 600, herav 5 i Grindselvi og 6 i Henjaelvi. Dagens regulering av Store Trastadalsvatn vil verta nytta til kraftproduksjon, men vassforsyning til kommunalt vassverk og settefiskanlegg vil verte prioritert.

Kraftverket vert plassert i fjellet med tilkomsttunnel ved Suppam. Det vert bygt ei kraftlinje til eit koplingsanlegget ved Seljevollen i Grindsdalen.

Det er i vurderingane i denne rapporten forutsatt at det vert installert eit pelton aggregat med 5 strålar. Nedre slukeevne er ca 5% av maksimal slukeevne.

1.3.2 Leikanger kraftverk, alternativ B

Driftstunnelen vert om lag 9,5 km lang og vil totalt ha 4 inntak, 2 i kvart vassdrag på kote 365. Dagens regulering av Store Trastadalsvatn vil verta nytta til kraftproduksjon, men vassforsyning til kommunalt vassverk og settefiskanlegg vil verte prioritert.

Kraftverket vert plassert i fjellet ved Suppam og det vert bygt ei kraftlinje til koplingsanlegg ved Seljevollen i Grindsdalen.

Det er i vurderingane i forutsatt at det vert installert eit peltonaggregat med 5 strålar.

Nedre slukeevne er ca 5% av maksimal slukeevne. Det kan vere aktuelt å installere 2 francisaggregat som eit alternativ, men driftsmønsteret vil vere nokolunde likt

alternativet med peltonaggregat.

2 GRUNNLAG

2.1 Hydrologisk underlag

Det vart i gangsett vassføringsmålingar i begge vassdraga i 2007. Dataseriane til desse observasjonane er så korte at det i det ikkje har vore hensiktsmessig å nytte data frå desse direkte i vurderingane i denne rapporten. Foreløpige vurderingar som er gjort viser at det er god korrelasjon mellom observasjonane for VM 077.20 Henjaelva mot VM 077.3 Sogndalsvatn. Dataloggaren for Grindselvi har hatt ein del problem etter oppstart og denne har hatt for lite data til at ein kan gjere ei tilfredsstillande analyse.

VM 077.3 Sogndalsvatn har noko større nedbørsfelt enn hhv Grindselvi og Henjaelvi, men når ein samanliknar feltparametrane for Sogndalsvatn mot feltparametrane for spesielt Henjaelvi så er det også god korrelasjon. Dei feltparametrane som spesielt vert vektlagt

(7)

Leikanger kraftverk

er effektiv sjøprosent, breandel, høgdefordeling og avstand til kyst. For Grindselvi er både sjøprosenten og breandelen låg, men vi vel likevel å bruke Sogndalsvatn i dette vassdraget også.

VM 077.3 Sogndalsvatn ligg i nabovassdraget til Henjaelvi ca 10 km frå VM 077.20 Henjaelvi.

Det er også sett på å bruke VM 079.3 Nessedalselvi som ligg i Balestrand kommune ca 25 km lenger ute i Sognefjorden i forhold til Grindselvi. Det er relativt god korrelasjon på feltparametrane mellom VM 079.3 Nessedalselvi og Grindselvi, ingen av desse felta har bre.

Tabell 1: Samanlikning av nedbørsfelt Sogndalsvatn, Nessedalselvi og Henjaelvi VM 077.3

Sogndalsvatn VM 079.3

Nessedalselvi VM 077.20 Henjaelvi

Feltareal km² 110 29,9 48,1

Hmin moh 395 291 350

H50 moh 1003 822 970

Hmax moh 1601 1347 1560

Effektiv sjøprosent % 2,24 1,29 0,43

Breandel % 6,3 0 8

Snaufjellsandel % 59 67 >70

Sjøprosent % 4,2 4,1 3,3

I tillegg er lengda på observasjonsserien av stor betydning for gode analyser.

Avrenningskartet for normalperioden 1961 #90 er nytta som grunnlag til utrekning av tilsigsvolum.

Figur 1: Aktuelle observasjonsserier

(8)

Leikanger kraftverk

2.1.1 Tilsig og referanseperiode

VM 077.3 Sogndalsvatn er ein observasjonsserie som har data for perioden 1962 til dd, i tillegg er serien uregulert. Volumet som er observert for perioden 1962 #91 er nokolunde det same som avrenningskartet (1961#90) gir.

Spesifikt tilsig for VM Sogndalsvatn er 73 l/skm² (referert perioden). Spesifikt tilsig for Henjaelvi og Grindselvi er noko lågare enn for Sogndalsvatn. Sjølv om det i rettleiar 1/98 er spesifisert at referanseperioden for vassføring skal vere 1931 – 1990 er det valt å nytte perioden 1961 – 1990 som referanseperioden i vurderingane i denne rapporten.

077.3 Sogndalsvatnet

Varighetskurve for perioden: 1962 #2008, Årsmiddel q = 8.169 m³/s 100 % svarer til 8.169 m³/s Sesong: År

050100150200250300

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Varighet (sum lavere, slukeevne) i %

Vassføring i % av middelavløp 050100150200250300

Varighet Sum lavere Slukeevne

Figur 2: Varighetskurve for VM 078.3 Sogndalsvatn

(9)

Leikanger kraftverk

Vassføringskurver for VM Sogndalsvatn

0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0

jan feb mar apr mai jun jul aug sep okt nov des

m³/s Tørraste 1996

Middels 1987 Våtaste 1990

Figur 3: Vassføringskurver VM 078.3 Sogndalsvatn

2.1.2 Vurdering av datagrunnlag

Basert på kvalitet og lengde på referanseserien som er valt å nytte i vurderingane her og dei foreløpige analysane av denne mot dei faktiske vassføringsobservasjonane i

vassdrag, vil vi karakteriser datagrunnlaget som middels godt. For å ytterlegare forbetre datagrunnlaget fram til ei eventuell utbygging vert realisert, vil vi foreslå at

observasjonane av vassføring i vassdraget skal holde fram.

2.2 Produksjonssimulering

Simuleringsprogrammet nMag er nytta til å modellere vassdraget.

Modellen som er nytta i denne rapporten er oppbygd av følgjande hovudmodular:

1. Store Trastadalsvatnet

Denne modulen er lagt inn som eit reguleringsmagasin med

magasinfordelingskurve som strategi. Maksimal tappekapasitet er ikkje satt.

Tapping, flaumtap og forbitapping til Modul nr 2 2. Henjaelvi

Denne modulen inkluderer alle bekkeinntaka i Henjaelvi, modulen er lagt inn som ei overføring til Modul nr 3 Grindselvi.

Forbitapping og flaumtap går til modul 4. Kapasiteten på overføringa er lik den prosentvis andelen av den total slukeevne i forhold til totalt tilsiget. Dvs overføringskapsiteten er ca 60 % av total slukeevne.

3. Grindselvi

Denne modulen er lagt inn som inntak og kraftverk, modulen inkluderer alle bekkeinntaka i Grindselvi. Forbitapping og flaumtap går til modul 5. Tapping går gjennom kraftverket.

Kraftverket er modellert med ei effektkurve (peltonturbin/generator) som har

(10)

Leikanger kraftverk

minste pådrag på 5% av slukeevna.

4. Hermansverk

Dette er eit kontrollpunkt for restvassføringa i Henjaelvi ved utløpet til sjøen ved Hermansverk.

5. Grinde

Dette er eit kontrollpunkt for restvassføringa i Grindselvi ved utløpet til sjøen ved Grinde.

Ved bruk av dette oppsettet vert mellom anna flaumtap og eventuell forbitapping til minstevassføring fordelt i ”rett” vassdrag, men må fordelast på inntaka i dei ulike vassdraga ved å sjå på andelen av tilsiget i dei ulike bekkeinntaka i forhold til totalen i vassdraget.

(11)

Leikanger kraftverk

3 INNGANGSDATA

3.1 Delfelt, areal og tilsig

Figur 4: Leikanger kraftverk alternativ A

Tabell 2: Nedbørsfelt, areal og tilsig, alternativ A

Areal Spesifikt

tilsig Tilsig Gjennomsnitt Inntak Nedbørsfelt

km² l/skm² mill m³/år m³/s

I Skitstøla 1.8 61.3 3.5 0.11

II Gildøla 5.3 65.3 10.9 0.35

III Stavseta 14.1 77.8 34.7 1.10

IV og V Nyastøla 4.5 78.9 11.2 0.36

VI og VII Skulåna 3.5 53.9 5.9 0.19

VIII Friksdøla 13.4 80.8 34.1 1.08

IX Slettabotn 6.5 80.6 16.4 0.52

# Store Trastadalsvatn 4.6 80.1 11.5 0.36

X Traståna (inkl. Store

Trastadalsvatn) 8.8 71.6 19.9 0.63

XI Reiseteåi 10.8 48.3 16.5 0.52

SUM Inntak i Henjaelvi 42.9 68.6 92,8 2.94

SUM Inntak i Grindselvi 25.7 74.3 60,3 1.91

SUM Leikanger kraftverk 68.7 70.7 153.1 4.85

(12)

Leikanger kraftverk

Figur 5: Leikanger kraftverk alternativ B

Tabell 3: Nedbørsfelt, areal og tilsig, alternativ B

Areal Spesifikt

tilsig Tilsig Gjennomsnitt Inntak Nedbørsfelt

km² l/skm² mill m³/år m³/s

I Skitstøla 2.88 51.7 4.7 0.15

II Grindselvi 30.1 68.1 64.6 2.05

III Skulåna 3.8 53.4 6.4 0.20

# Store Trastadalsvatn 4.6 79.3 11.5 0.36

IV Henjaelvi 42.7 63.1 85 2.70

SUM Inntak i Henjaelvi 51 64 102.9 3.26

SUM Inntak i Grindselvi 33 66.6 69.3 2.2

SUM Leikanger kraftverk 84 65 172.2 5.46

Tilsig er oppgitt som gjennomsnitt for perioden 1961 – 1990

(13)

Leikanger kraftverk

3.2 Tekniske data for kraftverk og reguleringar Viser også til den tekniske omtalen av anlegget.

Tabell 4: Tekniske data Leikanger kraftverk

Alternativ A Alternativ B Store Trastadalsvatnet

HRV moh 1013 1013

LRV moh 1008,5 1008,5

Magasinvolum mill m³ 3,8 3,8

Leikanger kraftverk

Sum tilsig mill m³/år 153.1 172.2

Inntak moh 600 365

Utløp/turbinsenter moh 4 4

Brutto fallhøgd m 596 361

Energiekvivalent kWh/m³ 1.413 0.856

Maksimal slukeevne m³/s 14.6 16,4

Minste slukeevne m³/s 0.73 0,82

Simulert generator effekt MW 74 50

3.3 Referansepunkt

Det er valgt å referere vassføring i vassdraga før og etter utbygging ved 8 punkt, 5 punkt i Henjaelvi og 3 punkt i Grindselvi. I tillegg er konsekvensane i Store Trastadalsvatn vist.

Tabell 5: Referansepunkt

Areal Tilsig før

Referansepunkt: km² mill m/år

Henjaelvi ved Nyastølen kote 550

% % " & ' ( 28.7 70.40

Henjaelvi ved Flyane, kote 300

# % ) & ( 52.02 105.10

Henjaelvi ved inntak vassverk kote 135

63.21 116.5 Henjaelvi ved inntak settefiskanlegg kote 90

64.16 117

Henjaelvi ved Hermansverk, kote 0

% % 65.03 117.60

Grindselvi ved Nyastølen, kote 550

# # % & *+ % 23.93 56.80

Grindselvi ved Seljevollen, kote 300

30.11 65.50 Grindselvi ved Grinde, kote 0

# % % 42.68 78.50

(14)

Leikanger kraftverk

4 RESULTAT

4.1 Karakteristiske feltparametre

Nedanfor er resultat av utrekning av karakteristiske feltparametre gjengjeve, det er ikkje gjort utrekning av feltparametre for dei ulike inntaka for alternativ B

Tabell 6: Karakteristiske feltparametre, vist for alternativ A Areal Middelvass

føring

Spesifikt avløp

Felt=

akse

Felt=

bredde

Snaufjells prosent

Effektiv sjøprosent

Maksimal høgde=

forskjell

Bre=

prosent Nedbørsfelt

km² m³/s l/skm² km km % % m %

Grindselvi 42.68 2.49 58.3 11 3.88 72 % 0.0 % 1520.0 ~0 %

Henjaelvi 65.03 3.73 57.3 14 4.65 64 % 0.3 % 1560.0 5 %

Skitstøla 1.8 0.11 61.3 2.0 0.91 96 % 0.0 % 556.8 0

Gildøla 5.3 0.35 65.3 2.9 1.82 89 % 0.0 % 820.0 0

Stavseta 14.1 1.10 77.8 4.7 3.01 98 % 0.0 % 942.4 ~0%

Nyastøla 4.5 0.36 78.9 2.8 1.61 99 % 0.0 % 762.9 0

Skulåna 3.5 0.19 53.9 2.3 1.51 89 % 0.0 % 704.0 0

Friksdøla 13.4 1.08 80.8 5.2 2.57 81 % 0.0 % 958.7 12 %

Slettabotn 6.5 0.52 80.6 3.6 1.79 69 % 2.1 % 978.3 20 %

&

' ,-. /-0. 1/-2 3-3 3-/4 1. 5 /-/ 5 633-7 20 5

Reiseteåi 10.8 0.52 48.3 5.6 1.94 79 % 5.4 % 398.4 0

Traståna (inkl. Store

Trastadalsvatn) 8.8 0.63 72.0 5.3 1.65 80 % 5.0 % 932.7 7%

4.2 Utrekning av karakteristiske vassføringar 4.2.1 Alminneleg lågvassføring

Alminneleg lågvassføring er rekna ut på to metodar.

1. Bruk av LAVVANN

2. Skalering av referanseserie

Programmet LAVVANN er nytta til å rekne ut alminneleg lågvassføring og midlare 7 døgns lågvassføring. Inngangsverdiar til utrekningane er gitt i tabell 6.

Tabell 7: Utrekna verdiar for alminneleg lågvassføring vha LAVANN, Alternativ A Midlere 7=døgns lågvassføring

Sommar Vinter Alminnelig

lågvassføring Nedbørsfelt:

l/s l/s l/s

Grindselvi, ved utløpet i sjøen 370 108 95

Henjaelvi , ved utløpet i sjøen 604 163 144

Skitstøla, Grindselvi 7 6 5

Gildøla 31 17 15

Stavseta 125 51 45

Nyastøla 30 17 15

Sum inntak Grindsdalen 193 91 80

Skulåna 15 9 8

Friksdøla 117 51 45

Slettabotn 52 25 22

& ' 37 27 24

Reiseteåi 40 31 27

Trastånå (inkl. Store Trastadalsvatn) 63 31 28

Sum inntak Henjadalen 287 147 130

(15)

Leikanger kraftverk

Ved å nytte Etabell i HYDRA II er alminneleg lågvassføring for VM 077.3 Sogndalsvatn er 2.9 l/skm² (321 l/s) for perioden 1962 # 2007, sjå også vedlegg 9

Tabell 8: Alminneleg lågvassføring, skalering av VM 077.3 Sogndalsvatn, alternativ A

Alminnelig lågvassføring Nedbørsfelt:

l/s Grindselvi, ved utløpet i sjøen 107

Henjaelvi , ved utløpet i sjøen 161

Skitstøla 5

Gildøla 15

Stavseta 47

Nyastøla 15

Sum inntak Grindsdalen 82

Skulåna 8

Friksdøla 47

Slettabotn 22

& ' 2.

Reiseteåi 23

Trastånå (inkl. Store Trastadalsvatn) 27

Sum inntak Henjadalen 127

* Store Trastadalsvatn er inkl. i Traståna

Tabell 9: Alminneleg lågvassføring, skalering av VM 077.3 Sogndalsvatn, alternativ B

Alminnelig lågvassføring Nedbørsfelt:

l/s

Grindselvi, ved utløpet i sjøen 107

Henjaelvi , ved utløpet i sjøen 161

Skitstøla 6

Grindsdalen 88

Sum inntak Grindsdalen 94

Skulåna 9

Henjaelvi 132

Sum inntak Henjadalen 141

Ved å samanlikne resultatet frå skalering av referanseserien og programmet LAVVANN gir dette nokolunde like resultat for alminneleg lågvassføring.

Derfor er det valgt å nytte verdiane som framkjem ved skalering av VM Sogndalsvatn i dei vidare vurderingane, jamfør verdiane i tabell 8 og tabell 9

(16)

Leikanger kraftverk

4.2.2 5 % Percentilen

Ved å skalere referanseserien er følgjande verdiar funne for 5% percentilen:

Tabell 10: 5% persentilen, for alternativ A Nedbørsfelt

Vinter 1.okt – 30.april

l/s

Sommar 1.mai – 30.sept

l/s

År l/s

Henjaelvi, ved utløpet i sjøen 132 1785 160

Skitstøla 4 54 5

Gildøla 12 168 15

Stavseta 39 533 48

Nyastøla 13 172 15

Sum inntak Grindsdalen 68 927 83

Skulåna 7 91 8

Friksdøla 39 524 47

Slettabotn 19 252 23

Store Trastadalsvatn 20 244

Reiseteåi 19 254 23

Traståna (inkl. Store Trastadalsvatn) 23 306

Sum inntak Henjadalen 105 1427

Tabell 11: 5% persentilen, for alternativ B

Nedbørsfelt Vinter

1.okt – 30.april l/s

Sommar 1.mai – 30.sept

l/s

År l/s

Henjaelvi, ved utløpet i sjøen 132 1785 160

Skitstøla 5 72 6

Inntak Grindselvi 73 993 89

Sum inntak Grindsdalen 82 1065 95

Skulåna 7 98 9

Inntak Henjaelvi 109 1484 117

Sum inntak Henjadalen 116 1582 126

Legg merke til at verdien for 5 % persentilen for året er tilsynelatande lik alminneleg lågvassføring.

(17)

Leikanger kraftverk

4.3 Simuleringsresultat

Produksjonen er simulert i programmet nMag og modelloppbygginga er omtalt i kapittel 2.2.

Det er gjort simuleringar for 4 forskjellige minstevassføringsalternativ for begge

alternativ. Minstevassføringsperiodane er delt inn i vintersesong (1.november – 30 april) og sommarsesong (1.mai # 30.september)

For scenarie 2 – 4 er talla summert opp for alle inntak i henholdsvis Henjaelvi og Grindselvi og i resultat for dei ulike referansepunkta er minstevassføringa fordelt på dei ulike inntaka i forhold til andelen av totaltilsiget.

Tabell 12: Minstevassføringsalternativ, Leikanger kraftverk Alt A

Inntak i Henjaelvi Inntak i Grindselvi Scenarie

Vinter

l/s Sommar

l/s Vinter

l/s Sommar

l/s

1. Utan minstevassføring 0 0 0 0

2. Qalm 127 127 82 82

3. Qalm (v) og 2 Qalm (s) 127 254 82 164

4. 5 persentil sommar og vinter 105 1427 68 927

Tabell 13:Produksjonssimulering for Leikanger kraftverk, alt A

Scenarie Uten

minstevassføring Minstevassføring = qalm

Minstevassføring

= qalm vinter og 2qalm sommar

Minstevassføring = 5 persentil sommar og vinter

Slukeevne m³/s 14.6 14.6 14.6 14.6

Effekt MW 73.2 73.2 73.2 73.2

Vinter

produksjon GWh 44.25 40.02 39.41 35.52

Sommar

produksjon GWh 151.87 148.31 144.78 111.57

Total

produksjon GWh 196.1 188 184.1 147

Flaumtap

Henjaelvi mill m³/år 5.8 5.5 5.3 3.8

Flaumtap

Grindselvi mill m³/år 3.4 3.2 3.1 1.9

Forbitapping

Henjaelvi mill m³/år 0 4.0 6 23.4

Forbitapping

Grindselvi mill m³/år 0 2.6 3.9 15.3

(18)

Leikanger kraftverk

Tabell 14: Minstevassføringsalternativ, Leikanger kraftverk Alt B

Inntak i Henjaelvi Inntak i Grindselvi Scenarie

Vinter

l/s Sommar

l/s Vinter

l/s Sommar

l/s

1. Utan minstevassføring 0 0 0 0

2. Qalm 141 141 94 94

3. Qalm (v) og 2 Qalm (s) 141 282 94 188

4. 5 persentil sommar og vinter 116 1582 82 1065

Tabell 15:Produksjonssimulering for Leikanger kraftverk, alt B Uten

minstevassføring Minstevassføring = qalm

Minstevassføring

= qalm vinter og 2qalm sommar

Minstevassføring = 5 persentil sommar og vinter

Slukeevne m³/s 16.4 16.4 16.4 16.4

Effekt MW 49.6 49.6 49.6 49.6

Vinter

produksjon GWh 30.06 27.19 26.77 24.2

Sommar

produksjon GWh 2.98 0.55 98.15 75.68

Total

produksjon GWh 133 127.7 124.9 99.8

Flaumtap

Henjaelvi mill m³/år 6.3 6.1 5.8 4.1

Flaumtap

Grindselvi mill m³/år 4.1 3.8 3.6 2.4

Forbitapping

Henjaelvi mill m³/år 0 4.4 6.7 25.9

Forbitapping

Grindselvi mill m³/år 0 3.0 4.5 17.6

I samråd med oppdragsgjevar og basert på konklusjonar i dei andre fagrapportane er det i dei vidare vurderingane vist resultat for scenarie 3 som er basert på simulering med minstevassføring = Qalm vinter og 2Qalm sommar.

4.4 Restvassføring ved referansepunkt

Kurver som viser vassføringa i hhv tørt, middels og vått år og tabellar med

prosentvisfordeling av lokale tilsig, flaumvassføring og forbitapping sjå i vedlegg 3 til vedlegg 6

I resultat er det teke omsyn til andel flaum og forbitapping frå dei ulike bekkeinntaka.

Tørt år er definert som det året i før situasjonen som har minst totaltilsig. Tilsvarande er vått år det våtaste året for den vurderte perioden og middels år er året som har

totaltilsig nokolunde likt gjennomsnittet sett over året.

(19)

Leikanger kraftverk

4.4.1 Resultat for Alternativ A Henjaelvi:

Referansepunkt Henjaelvi ved utløpet i sjøen Henjaelvi ved kote 90

Før Etter Før Etter

mill m³/år mill m³/år mill m³/år mill m³/år

Tørt år 78.1 23.8 0/ 5 77.8 23.5 0/ 5

Middels år 113.3 33.6 0/ 5 112.9 33.2 37 5

Vått år 181.3 56.1 02 5 180.5 55.3 02 5

Gjennomsnitt 117.7 36.2 02 5 117.2 35.7 0/ 5

Referansepunkt Henjaelvi ved kote 135 Henjaelvi ved Flyane

Tørt år 77.31 22.31 37 5 69.7 15.4 33 5

Middels år 111.92 31.75 31 5 101.2 21.5 32 5

Vått år 179.44 53.72 0/ 5 161.9 36.7 30 5

Gjennomsnitt 116.5 34.41 0/ 5 105.1 23.6 33 5

Referansepunkt Henjaelvi ved Nyastølen

Før Etter

mill m³/år mill m³/år

Tørt år 46.7 5.3 22 5

Middels år 67.8 7.0 2/ 5

Vått år 108.4 12.8 23 5

Gjennomsnitt 70.4 8.2 23 5

Grindselvi:

Referansepunkt Grindselvi ved utløpet i sjøen Grindselvi ved Seljevollen

Tørt år 52.1 16.8 03 5 45.7 12.4 34 5

Middels år 75.6 23.4 02 5 66.4 17.2 3. 5

Vått år 120.9 38.5 03 5 106.1 28.5 34 5

Gjennomsnitt 78.5 25.1 03 5 68.9 18.6 34 5

Referansepunkt Grindselvi ved Nyastølen

Før Etter

mill m³/år mill m³/år

Tørt år 30.5 3.6 23 5

Middels år 44.2 4.5 2/ 5

Vått år 70.7 7.9 22 5

Gjennomsnitt 45.9 5.3 23 5

Sjå også vedlegg 3 og vedlegg 4

(20)

Leikanger kraftverk

Store Trastadalsvatn Magasinkurver

1008.5 1009.0 1009.5 1010.0 1010.5 1011.0 1011.5 1012.0 1012.5 1013.0

jan feb mar apr mai jun jul aug sep okt nov des

m³/s

Tørt år Middels år Vått år Abs min Abs maks

Figur 6: Magasinkurve for Store Trastadalsvatn, alternativ A.

4.4.2 Resultat for Alternativ B Henjaelvi:

Referansepunkt Henjaelvi ved utløpet i sjøen Henjaelvi ved Flyane

Tørt år 77.0 16.8 33 5 56.4 8.1 2, 5

Middels år 111.8 23.4 32 5 81.9 10.7 20 5

Vått år 178.8 39.8 33 5 130.9 19.5 26 5

Gjennomsnitt 116.1 25.7 33 5 85.0 12.5 26 5

Grindselvi:

Referansepunkt Grindselvi ved utløpet i sjøen Grindselvi ved Seljevollen

Tørt år 51.5 10.9 32 5 42.9 5.0 23 5

Middels år 74.7 14.9 3/ 5 62.2 6.5 2/ 5

Vått år 119.5 25.2 32 5 99.5 11.6 23 5

Gjennomsnitt 77.6 16.5 32 5 64.6 7.6 23 5

Sjå også vedlegg 5 og vedlegg 6

Konsekvensane for Store Trastadalsvatn vil vere som for alternativ A.

4.5 Flaumforhold

Henjaelvi er ei elv som delvis er prega av bre og sjø medan Grindselvi har eit nedbørsfelt utan bre og det er lite sjøareal i feltet. Vi er ikkje kjent med at nokon av vassdraga er spesielt flaumutsatte.

I løpet av den korte observasjonsperioden på både Henjaelvi og Grindselvi er det for tidleg å gjere ei god flomfrekvensanalyse av desse dataseriane.

Basert på vurderingar som er gjort av VM Sogndalsvatn så er følgjande verdiar funne for middelflaum for VM Sogndalsvatn er 58.2 m³/s og hundreårsflaumen er ca 120 m³/s.

(sjå vedlegg 10)

(21)

Leikanger kraftverk

Flaumane i VM Sogndalsvatnet er i all hovudsak etter periodar med stor nedbør med eit moderat tilskot frå bre# og snøsmelting. Hovudtyngda av dei største flaumane i

vassdraget er nedbørsdominerte haustflaumar, figur 7 viser distribusjonen av årsflaumar (største vassføring kvart enkelt år).

Fordeling av flaumar

= VM 077.3 Sogndalsvatn 1962 = 2007

0 5 10 15 20 25 30

Jan. Feb. Mars Apr. Mai Juni Juli Aug. Sep. Okt. Nov. Des.

%

Figur 7: Sesongfordeling av flaumar. VM 078.3 Sogndalsvatn

Etter vår meining vil også dette gjelde for Henjaelvi, sidan nedbørsfeltet har nokolunde dei same felteigenskapane. Dette gir at middelflaumen i Henjaelvi er ca 27 m³/s og hundreårsflaumen er ca 60 m³/s

Flaumane i Grindselvi vil vere meir dominert av reine nedbørstilfelle og dei største flaumane vil sannsynlegvis vere om hausten der nysnø i dei høgare liggande delane av nedbørsfeltet vil smelte i periode saman med stor nedbør. Brukar same forholdstall mellom middelflaum og normal avløp som for VM Sogndalsvatn og middelflaumen her vil vere i storleiken 18 m³/s og hundreårsflaumen vil vere i storleiken 40 m³/s i Grindselvi.

4.5.1 Konsekvens av utbygging

Flaumforholda i vassdraga vil ikkje endre seg vesentleg sidan det ikkje vert noko særleg større reguleringar i vassdraga. Ved normale driftsforhold vert vassføringa i dei enkelte vassdraga redusert deira andel av den totale slukeevna til kraftverket.

4.6 Klimaendringer

Det er ulike scenarier for kva som vil kunne skje ved ei klimaendring. Eit av scenarie som er presentert medfører at klimaet vil verte meir ekstremt. Med andre ord så kan ein risikere at det både vert meir flaum men også lenger tørrværsperiodar. Vinteren vert kortare og snøsmeltinga skjer raskare.

Ei vurdering av 10 % auke i totaltilsiget medfører ei produksjonsauke på ca 10 GWh.

4.7 Kommentarar til resultat

I simuleringane er forslag til minstevassføring lagt inn som absolutt krav til vassføring ved dei ulike inntaka. Det vil seie at sjølv om vassføringa (overløp el.tilsv) er større enn kravet til minstevassføring, vil det kunne verta tappa forbi vatn på inntaka.

(22)

Leikanger kraftverk

I utgangspunktet skal kraftverket stoppe når tilsiget vert så lågt at det ikkje er nok vatn til å drifte kraftverket. Dette volumet er også forutsett at det skal tappast forbi inntaka, men modellen som er nytta i simuleringane vil tappe dette vatnet gjennom kraftverket, men utan at det gir energi. Volumet på vatnet som tappast gjennom ved lågt tilsig er utrekna til å utgjere ca 1 % av total vassmengd ved installasjonen/verknadsgradskurva som forutsett i vurderingane som er gjort i denne rapporten.

(23)

Leikanger kraftverk

5 REFERANSAR

1. Lavvannføring # estimering og konsesjonsgrunnlag. NVE rapport 1 2002 2. Veilleder 01/98 Konsesjonsbehandling av vannkraftsaker, NVE 1998 3. Digitalt avrenningskart for Norge, NVE 2001

(24)

Leikanger kraftverk

6 VEDLEGG

Vedlegg 1: Leikanger kraftverk, Oversiktskart utbyggingsplan Alternativ A Vedlegg 2: Leikanger kraftverk, Oversiktskart utbyggingsplan Alternativ B Vedlegg 3: Kurver for referansepunkt i Henjaelvi, Alternativ A

Vedlegg 4: Kurver for referansepunkt i Grindselvi, Alternativ A Vedlegg 5: Kurver for referansepunkt i Henjaelvi, Alternativ B Vedlegg 6: Kurver for referansepunkt i Grindselvi, Alternativ B Vedlegg 7: Kurver for magasinfylling i Store Trastadalsvatnet Vedlegg 8: Karakteristiske data for utvalgte observasjonsserier Vedlegg 9: Utskrift frå Etabell for VM 077.3 Sogndalsvatn Vedlegg 10: Flaumfrekvensanalyse VM 077.3 Sogndalsvatn