Halvårsrapport fra Landssentralen andre halvår 2014 (pdf

Halvårsrapport fra
Landssentralen
2/2014
Dok.id.:
Side 1
Innhold
Sammendrag fra driften ............................................................................................................. 3
Energisituasjonen ...................................................................................................................... 3
Handelsgrenser og flaskehalshåndtering .................................................................................. 6
Forsyningssikkerhet ................................................................................................................. 10
Frekvenskvalitet ....................................................................................................................... 11
Spenningskvalitet..................................................................................................................... 11
Annet ....................................................................................................................................... 12
Halvårsrapporten fra Landssentralen presenterer informasjon om tekniske forhold og
økonomiske nøkkeltall for systemdriften.
For begreper, definisjoner og informasjon tilknyttet de ulike temaene, se
http://www.statnett.no/Drift-og-marked/
Tom Tellefsen
Direktør Systemdrift og markedsoperasjoner
Dok.id.:
Side 2
Sammendrag fra driften
Norges kraftproduksjon og – forbruk har vært henholdsvis ca. 7 % og 2 % høyere enn
tilsvarende periode i 2013. Netto utveksling(eksport) var ca. 63 % høyere enn 2. halvår 2013.
1.halvår[TWH]
2.halvår[TWH]
Sum
Produksjon
2014
2013
71,7
67,9
70,0
65,5
141,7
133,4
Forbruk
2014
2013
65,4
68,4
60,6
59,7
126,0
128,1
Utveksling
2014
2013
6,2
-0,6
9,3
5,7
15,5
5,1
Tabell 1: Samlet norsk produksjon, forbruk og utveksling.
1. halvår[MWh]
2. halvår[MWh
Produksjon
Maks
Min
26 512
8 710
26 076
7 550
Forbruk
Maks
Min
22 957
9 242
21 258
8 633
Utveksling
Maks
Min
4 934
- 4 274
5 207
- 3 666
Tabell 2: Maks og min timesverdier for produksjon, forbruk og utveksling.
Forbruk
Produksjon
Utveksling
4 000
3 500
3 000
GWh
2 500
2 000
1 500
1 000
500
0
-500
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53
Uke
Figur 1: Forbruk, produksjon og utveksling for Norge 2014.
Halvåret har vært preget av mange utkoblinger i forbindelse med vedlikehold og
utbyggingsprosjekter, blant annet:
 Bygging av Ørskog-Sogndal har medført mange utkoblinger i det eksisterende 132
kV-nettet. Spesielt har utkoblingen av Haugen-Sykkylven medført store flaskehalser.
Ny forbindelse mellom Haugen og Ørskog var planlagt idriftsatt 1.desember, men
dette skjedde først 14. januar. Samlede spesialreguleringskostnader pga. utkoblinger
i forbindelse med Ørskog-Sogndal er ca. 100 MNOK. I tillegg kommer produsentenes
kostnader i forbindelse med produksjonstilpasning.
 Østre korridor ble satt i drift i november med 420 kV-forbindelse fra KristiansandArendal-Bamble-Grenland-Rød. Dette bidrar til økt kapasitet til/fra Sørlandet i
forbindelse med idriftsettelsen av SK4.
 SK4 ble kommersielt idriftsatt 29. desember etter å ha vært i prøvedrift fra oktober.
Opprinnelig plan for idriftsettelse var 1. desember, men ble utsatt pga. tekniske
problemer på forbindelsen. Kapasiteten på Skagerakforbindelsen er nå økt fra 950
MW til 1632 MW. Dette inkluderer leveranse av systemtjenester til ENDK.
Prosjektet Hasle Pilot var i drift fra uke 44 til 51. I denne perioden kunne inntil 50 MW
kapasitet mellom NO1 og SE3, og inntil 25 MW på hver av korridorene NO5-NO1 og NO2NO1 være reservert for salg av sekundærreserver, FRR-A, til SvK. En samfunnsøkonomisk
Dok.id.:
Side 3
analyse ble lagt til grunn for hvor mye kapasitet som ble reservert, bla. forventede
prisforskjeller i elspot.
Større feil og driftsforstyrrelser 2. halvår var:
 Utfall av Kanstadbotn-Kvitfossen onsdag 2. juni grunnet ras i forbindelse med
sprengningsarbeid. Deler av Vesterålen og Lofoten var strømløse i ca. 25 minutter.
 23. juli falt 300 kV ledningen Tegneby-Hasle ut, og 420 kV ledningen Tegneby-Hasle
ble nødutkoblet på grunn av skogbrann under ledningene. Medførte mye
spesialregulering ned i Sør-Norge og tilbakekjøp av effekt fra Sverige da kapasiteten
til Sverige ble sterkt redusert. Linjen kom inn neste dag.
 Utfall av Hasle-Halden 4. august medførte mørklegging av Halden. Linjen kom inn
etter ca. 3 minutter.
 Kraftig tordenvær 4. august førte til mange utfall og mørklegging av 132kV-nettet fra
Dokka og Valdres ned til Kongsengen, samt store deler fra Vang mot Elverum.
 Utfall av Varangerbotn-Ivalo to ganger 5. august pga. lyn. Medførte kortvarig
mørklegging av Øst-Finnmark.
 11. september falt transformatorene T4 og T5 i Flesaker ut. Medførte mørklegging av
store deler av Buskerud. Alt forbruk var gjeninnkoblet etter ca. 30 minutter.
 26. september falt Fardal-Høyanger (Statnett) ut på grunn av lyn. Mel-Fardal lå ute
for revisjon. Medførte mørklegging fra Fardal til Grov.
 Onsdag 6. oktober falt T5(300/132kV) i Ulven og medførte bortfall av 195 MW forbruk
i ca. 40 min.
 Lørdag 6. desember falt 420 kV Ørskog-Viklandet pga. jordfeil. Dette medførte at
hele Sunnmøre ble mørklagt, ned til Åskåra. Det meste av området var spenningssatt
igjen etter ca. en time.
Dok.id.:
Side 4
Energisituasjonen
Kraftsituasjonen i Norge var god gjennom hele 2. halvår 2014. Halvåret var meget mild og
månedstemperaturene, for hele landet sett under ett, lå i perioden juli-desember over de
respektive månedsnormalene. Juli hadde det største avviket og lå hele 4,3 grader over
normalen, noe som gjorde dette til den varmeste juli-måned i en serie som går tilbake til
1900. Totalt for hele landet kom det litt over normalt med nedbørsenergi i perioden. Den
hydrologiske balansen har vist et lite underskudd gjennom store deler av 2. halvår 2014. Ved
utgangen av halvåret var den hydrologiske balansen 3 TWh under normalen, 4 TWh lavere
enn ved inngangen til halvåret.
Magasinfyllingen lå ved utgangen av halvåret, som ved inngangen, rundt medianen for
måleserien 1990-2013. Ved utgangen av perioden var magasinfyllingen ca. 69 prosent, ett
prosentpoeng under medianen
TWh
25
20
15
10
5
0
-5
-10
-15
-20
-25
-30
-35
1
4
7
10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52
2014
2013
2012
Uke
Figur 2: Hydrologisk balanse i Norge for årene 2012-2014(Kilde: Markedskraft).
100
90
80
70
60
50
% 40
30
20
10
0
1
4
7
10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52
Uke
2014
2013
2012
Maks 1993-2013
Median 1993-2013
Min 1993-2013
Figur 3: Magasinfylling i Norge for årene 2012-2014(Kilde: NVE).
Dok.id.:
Side 5
Handelsgrenser og flaskehalshåndtering
Elspotområder
Det har ikke vært noen endringer i inndeling av elspotområdene 2. halvår 2014.
Handelsgrenser
Gjennomsnittlig tilgjengelig handelskapasitet med utlandet for første halvår var 76% av
teknisk maksimal kapasitet for eksport. Tilsvarende tall for import var 74%.









NO2-NL: Forbindelsen var utkoblet 6 dager i august pga. revisjonsarbeid. Har også
vært redusert i forbindelse med andre revisjoner på Sørlandet.
NO2-DK1: Har vært redusert i forbindelse med samleskinnearbeid i Kristiansand,
utkobling av Arendal stasjon og installasjon og testing av SK4.
NO1-SE3: Har hatt jevnlige reduksjon pga. revisjonsarbeid. Mest redusert i
forbindelse med Holen-Rød i juli, Rød-Hasle i august og arbeid på svensk side i
august.
NO2-NO5: Handelsgrensen nordover mot Vestlandet fra NO2 har vært begrenset for
å hindre handelstransitt til NO1 via NO5.
NO2-NO1: Redusert pga. feil på Kvilldal-Rjukan og Songa-Vemorkstoppen noen
dager i november/desember.
NO5-NO1: Redusert under utkobling av Ådal stasjon i juli og Nore1-Sylling i august.
NO3-SE2: Importkapasiteten fra SE2 har vært redusert for å hindre handelstranstitt til
NO3 via NO1.
NO4-SE1: Redusert i forbindelse med revisjonsarbeid på flere forbindelser mellom
Kobbelv og Verdal.
NO4-SE2: Redusert pga. samme årsaker som SE2-NO3 og fordeling mellom NO4SE1 og NO4-SE2.
Handels-korridor
NO1-SE3
NO3-SE2
NO4-SE2
NO4-SE1
NO2-DK1
NO2-NL
NO2-NO1
NO2-NO5
NO5-NO1
NO4-NO3
Maks.
kapasitet
[MW]
Tidsandel
med maks.
kapasitet
Kapasitetens
tilgjengelighet, i
gjennom-snitt i
perioden [%]
Markedets
utnyttelse av
tilbudt
kapasitet [%]
Tidsandel med
elspotflyt lik
tilbudt kapasitet
i markedet [%]
2 145
600
250
700
1 000
700
3 500
500
3 700
1000
26 %
95 %
0%
0%
0%
82 %
0%
0%
5%
0%
78 %
96 %
55 %
84 %
81 %
93 %
77 %
22 %
87 %
84 %
80 %
28 %
42 %
42 %
56 %
95 %
45 %
7%
64 %
42 %
67 %
14 %
43 %
20 %
46 %
87 %
6%
4%
5%
7%
Tabell 3: Kapasitetstilgjengelighet og-utnyttelse i 2. halvår 2014, eksport.
Handels-korridor
SE3-NO1
SE2-NO3
SE2-NO4
SE1-NO4
DK1-NO2
NL-NO2
NO1-NO2
NO5-NO2
NO1-NO5
NO3-NO4
Maks.
kapasitet
[MW]
Tidsandel
med maks.
kapasitet
Kapasitetens
tilgjengelighet, i
gjennom-snitt i
perioden [%]
Markedets
utnyttelse av
tilbudt
kapasitet [%]
Tidsandel med
elspotflyt lik
tilbudt kapasitet
i markedet [%]
2 095
1 000
300
600
1 000
700
2 200
600
300
200
51 %
50 %
0%
0%
23 %
95 %
0%
0%
93 %
0%
83 %
83 %
66 %
70 %
87 %
96 %
78 %
58 %
99 %
18 %
2%
33 %
17 %
15 %
20 %
1%
2%
26 %
0%
2%
0%
18 %
17 %
9%
13 %
0%
0%
12 %
0%
9%
Tabell 4: Kapasitetstilgjengelighet og-utnyttelse i 2. halvår 2014, import.
Dok.id.:
Side 6
Konsekvenser ved bortfall av overføringskapasitet
Tabell 3 viser de samfunnsøkonomiske kostnadene1 knyttet til bortfall av
overføringskapasitet. Ved bortfall av overføringskapasitet menes her redusert kapasitet som
følge av feil eller revisjoner på norsk og utenlandsk side. De største kostnadene fordeler seg
på tre elspotkorridorer:



NO1-SE3: Kostnadene skyldes revisjonsarbeid, blant annet utkobling av Rød-Hasle
og arbeid på svensk side i august.
NO2-DK1: Skyldes utkobling av Arendal stasjon, vedlikehold på forbindelsen, samt
installasjon og testing av SK4.
NO2-NL: NorNed var utkoblet 5 dager i august pga. vedlikehold på forbindelsen.
Kapasiteten har også vært redusert i forbindelse med annet revisjonsarbeid på
sørlandet, blant annet Arendal stasjon.
NO1– SE3
NO3 – SE22
NO4 – SE1
NO4 – SE23
NO2 – DK1
NO2 – NL4
NO1 – NO25
NO1 – NO55
NO2 – NO55
NO4 – NO32
Revisjon
Feil/utfall
Revisjon
Feil/utfall
Revisjon
Feil/utfall
Revisjon
Feil/utfall
Revisjon
Feil/utfall
Revisjon
Feil/utfall
Revisjon
Feil/utfall
Revisjon
Feil/utfall
Revisjon
Feil/utfall
Revisjon
Feil/utfall
Sum
2008
2009
2010
2011
2012
2013
9
1159
0
117
55
10
116
0
73
0
14
0
14
0
112
0
3
2
11
0
25
474
29
16
19
1
24
61
1777
338
20
3
8
168
1
0
1
0
0
0
9
0
311
16
5
12
38
0
0
6
0
17
0
2
0
224
126
0
3
0
13
0
4
0
95
0
47
1
10
8
1
0
4
0
9
0
321
250
5
10
0
11
0
4
0
96
0
55
147
6
9
0
0
0
0
6
0
599
1.
halvår
2014
223
0
1
0
3
0
1
0
59
0
18
3
3
3
2
0
0
0
2
0
318
2.
halvår
2014
80
0
0
0
2
0
1
0
31
0
16
0
0
2
2
0
0
0
1
0
135
Tabell 5: Markedskostnader ved bortfall av overføringskapasitet(MNOK).
2 500
Timer
2 000
1 500
1 000
500
0
NO1-SE3
NO2-DK1
NO2-NL
Figur 4: Antall timer flaskehals ved bortfall av overføringskapasitet for utvalgte elspotkorridorer.
1
Kapasitetsreduksjon * prisforskjell (mellom områdene).
Til og med 3. tertial 2009 ble NO4-SE og NO3-SE rapportert som én forbindelse.
3 Til og med 2011 ble NO4-SE1 og NO4-SE2 rapportert som én forbindelse.
4 NorNed ble satt i drift i 2008.
5 Sør-Norge ble delt i tre prisområder i 2010.
2
Dok.id.:
Side 7
Spesialregulering
Intakt nett,
overlast
Intakt nett,
spenning
Revisjoner
Feil/utfall
Annet
Sum
2008
2009
2010
2011
2012
2013
1. halvår
2014
2. halvår
2014
50
50
75
44
44
38
19
65
6
8
28
0
2
1
3
1
38
19
4
117
75
18
4
154
32
5
2
143
57
46
1
147
54
19
2
121
43
20
2
104
49
10
1
81
110
10
3
189
Tabell 6: Spesialreguleringskostnader(MNOK) per år fordelt på hovedårsakene, 2008 – 2014.
Oppregulering
Nedregulering
Totalt
2008
2009
2010
2011
2012
2013
377
566
943
399
791
1190
542
318
860
381
638
1019
242
791
1033
366
475
841
1. halvår
2014
375
192
567
2. halvår
2014
429
967
1 396
Tabell 7: Spesialreguleringsvolum(GWh) per år, 2008- 2014.
Nærmere beskrivelse av de ti mest kostnadskrevende spesialreguleringene:
 Haugen-Sykkylven: Linjen ble koblet ut i midten av mai og har gitt en flaskehals på
gjenværende 132kV-linje ut fra Haugen stasjon med behov for nedregulering. Linjen
var utkoblet frem til januar 2015.
 Ofotensnittet: Flaskehals ved intakt nett som oppstår ved høy/lav produksjon nord for
Ofoten. Det var behov for nedregulering i juli/august og deretter oppregulering i
november/desember.
 N.Røssåga-Svabo 1+2: Flaskehals ved intakt nett som oppstår ved høy/lav
produksjon i Helgelandsnettet. Det var behov for oppregulering fra oktober.
 Siso-Valljord 1+2: Flaskehals ved intakt nett som oppstår ved lav produksjon i Saltennettet. Det var jevnlig behov for oppregulering fra august.
 T_Høyanger-Fardal: Linjen ble koblet ut i mai og skapte en flaskehals på
gjenværende 132kV linje inn til Fardal med behov for nedregulering. Linjen lå utkoblet
frem til august.
 Guolassnittet: Flaskehals ved intakt nett som oppstår ved høy produksjon nord for
Guolas. Det var behov for nedregulering i juli og august.
 Kvandal-Bardufoss: Linjen var utkoblet i flere omganger fra juli til september. Dette
skapte en flaskehals på gjenværende 132kV-linjer med behov for nedregulering nord
for Kvandal.
 Kristiansand T2: Transformatoren var utkoblet fra juli til oktober og gav ensidig
forsyning inn til 110kV-nettet i Vest-Agder. Det var stort behov for nedregulering,
hovedsakelig i juli.
 Mel-Fardal: Linjen var utkoblet fra midten av september til midten av november. Dette
skapte en flaskehals på gjenværende 132kV linje inn til Fardal med behov for
nedregulering.
 Max overskudd nord m/nettsplitt: Begrensning ved intakt nett. Oppstår ved høy
produksjon fra Nord-Trøndelag til Finnmark og nord for Kobbelv spesielt. Gav behov
for nedregulering i juli og august.
Dok.id.:
Side 8
70
60
MNOK
50
40
30
20
10
0
Feil/utfall
Intakt nett overlast
Intakt nett spenning
Revisjon
Figur 5: Kostnadskrevende spesialreguleringer 2. halvår 2014, fordelt på årsak og anleggsdeler.
12
10
GWh
8
6
4
Revisjon
2
Intakt nett overlast
0
Feil/utfall
Figur 6: Regulert volum for kostnadskrevende spesialreguleringer 2. halvår 2014.
Dok.id.:
Side 9
Forsyningssikkerhet
Antall timer med redusert driftssikkerhet er på samme nivå som tilsvarende periode i 2013, og
lavere enn i 2012. Redusert driftssikkerhet skyldes hovedsakelig utkoblinger, med unntak av
Nord-Norge.





Timer med redusert driftssikkerhet i Bergen skyldes utkobling av Fana-Samnanger,
Arna-Dale og Dale-Evanger i juli for vedlikehold på effektbrytere og montering av
flymarkører.
Nord-Norge har hovedsakelig hatt redusert driftssikkerhet ved intakt nett i årets tre
siste måneder.
I Finnmark var det særlig redusert driftssikkerhet på grunn av utkoblinger i
sommerhalvåret. Dette dreide seg om temperaturoppgradering og annet vedlikehold
rundt Kvænangen og Lakselv. Arbeidet var ferdig i august, og driftssikkerheten har
bedret seg vesentlig siden 1.havlår 2014.
I Lofoten var det lange perioder med redusert driftssikkerhet på grunn av
oppgradering av Kanstadbotn-Kvitfossen. Arbeidet var ferdig i oktober.
Møre og Stavanger har svært få timer med redusert driftssikkerhet.
Statnett har en driftspolicy som angir hvor stor risiko vi er villig til å ta i driften basert på
konsekvenser av enkeltutfall. Driftspolicyen sier blant annet:
 Ved intakt nett skal et enkeltutfall maksimalt mørklegge 200MW forbruk og ha varighet på
maksimalt 1 time.
 Ved revisjoner skal et enkeltutfall maksimalt mørklegge 500MW forbruk og varighet skal
maksimalt være 2 timer.
Det ble kun sendt to varsel om brudd på driftspolicy fra revisjonskontoret i andre halvår 2014.
Dette gjaldt oppgraderingen av Kanstadbotn-Kvitfossen og en nødutkobling av KjellandStokkeland.
Timer redusert driftssikkerhet
Årsak til redusert driftssikkerhet
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
Stavanger
Bergen
Nord-Norge
Finnmark
Lofoten/
Vesterålen
Møre
Utkobling
13
193
55
216
1461
11
Intakt nett
2
0
664
61
89
33
Figur 7: Antall timer med redusert driftssikkerhet i utvalgte områder 1. halvår 2014.
Dok.id.:
Side 10
Frekvenskvalitet
I Norden er kravet at frekvensen skal være innenfor et bånd på 50,00 +/- 0,10 Hz. Frekvens
utenfor båndet blir regnet som avvik. Målet er færre enn 10 000 minutter med frekvensavvik
per år.
14000
12000
Minutter
10000
8000
6000
4000
2000
0
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
År
Totalt
1. halvår
2. halvår
Figur 8: Antall minutter med frekvensavvik.
Spenningskvalitet
Figur 9 viser antall minutter med høy spenning for 2014, dvs. spenning over 301/421 kV.
80 000
70 000
Minutter
60 000
50 000
40 000
Region Nord
30 000
Region Midt
20 000
Region Sør
10 000
0
Figur 9: Antall minutter med spenningsoverskridelse.
Dok.id.:
Side 11
Annet
S ystem - og balansetjenester
Primærreserve
Sekundærreserve
Tertiærreserve(RKOM)
Spesialregulering
Reaktiv effekt
Produksjonsflytting
kvarter
Systemvern
Sum
2008
2009
2010
2011
2012
2013
135
62
87
104
6
9
1.
halvår
2014
63
11
29
85
4
3
2.
halvår
2014
42
9
5
189
3
2
68
34
117
5
10
117
50
153
13
5
201
79
145
17
19
199
31
173
7
10
98
12
65
124
3
9
11
245
4
342
6
467
4
424
9
320
13
416
5
200
4
254
Tabell 8: Sammendrag av kostnader knyttet til system- og balansetjenester(MNOK).
Primærreserver
Ukemarkedet
Døgnmarkedet
300
MW/h
250
200
150
100
50
0
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51
Uke
Figur 10: Gjennomsnittlig timesinnkjøp av primærreserver per uke, inkludert videresalg til
utlandet.
Ukemarkedet
Døgnmarkedet
5
MNOK
4
3
2
1
0
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51
Uke
Figur 11: Kostnad per uke for innkjøp av primærreserver, ekskludert inntekter for videresalg til
utlandet.
Dok.id.:
Side 12
Sekundærreserver (Frequenc y Restoration Reserves, FRR)
150
100
MW
50
0
-50
-100
-150
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51
Uke
Figur 12: Gjennomsnittlig timesinnkjøp av kapasitet i markedet for sekundærreserver, inkludert
videresalg til utlandet.
900000
800000
700000
NOK
600000
500000
400000
300000
200000
100000
0
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51
Uke
Figur 13: Kostnad per uke for innkjøp av sekundærreserver, ekskludert inntekt for videresalg til
utlandet.
Dok.id.:
Side 13
Tertiærreserver(RKOM)
Fra høsten 2012 ble RKOM-uke delt opp i to produkter:
- Natt kl. 00.00-05.00
- Dag kl. 05.00-24.00
Sesong
2009/2010
2010/2011
2011/2012
2012/2013
2013/2014
441
499
634
634
871
Effektvolum (MW)
Tabell 9: Innkjøpt effektvolum i RKOM sesongmarkedet.
MW
Forbruk
Produksjon
1000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 50 51
Uke
Figur 14: Innkjøpt effektvolum i RKOM ukemarkedet.
Kvartersfl ytting av produksjon
Volum
(GWh)
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
209
181
258
290
233
228
245
1. halvår
2014
108
2. halvår
2014
113
Tabell 10: Volum av kvartersflytting av produksjon.
Energiopsjoner i forbruk
Sesong
Kostnad
(MNOK)
Effektvolum
(MW)
Energivolum
(GWh)
2007/2008
2008/2009
2009/2010
2010/2011
2011/2012
2012/2013
2013/2014
24
9
19
48
35
30
28
417
129
164
600
532
442
449
405
198
61
1100
500
555
507
Tabell 11: Kostnader og kvantum for kjøpte energiopsjoner fordelt på sesong.
Dok.id.:
Side 14
Produksjonstilpasning
Dato
Driftsstans/årsak
Berørt nettområde
Berørte stasjonsgrupper
Hjartdal
Årdalstangen
Svelgen
Røldal
Tafjord
Indre Sogn
Hemnes
Hemnes
Indre Sogn
Vinstra
Meråker
Suldal
Sogn og Fjordane
Vågåmo, Lom, Skjåk
Aurland
Indre Sogn
07.01
15.01
27.01-31-01
10.02-30.05
11.02
11.02
19.02
19.02
03.03-05-03
11.03-21.03
18.03
24.03
26.03-27.03
09.04-11.04
11.04
14.04
Hjartdøla-Knardalstrand
Øvre Årdal-Årdalstangen
Svelgen T11
Røldal-Novle
Giskemo-Tafjor 1 og 2
Fortun T7 og T8
N.Røssåga-T_Finneidfjord 2
Bjerka-N.Røssåga
Leirdøla-Fortun
N.Vinstra-Fåberg
Eidum-T_Funna
Kvilldal-Holen
Åskåra-Leivdal
Vågåmo 132kV-anlegg
Aurland2-Aurland3
Fardal-Leirdøla
22.04-16.05
24.04-25.04
28.04-30.04
28.04-30.05
29.04
05.05-08.05
05.05-09.05
12.05
12.05-14.05
12.05-14.05
Evanger-Voss
Ballangen-Kjøpsvik
Lyse-Tonstad
Sundsfjord-Hopen
Senumstad-Vassfossen 1 og 2
Midtfjell T2
Tokke-Rød
Orkdal T1
Rendalen-Vang
Fardal-T_Høyanger
T_Høyanger-Hydro Høyanger 2
Kulia-Grødal
Orkdal T2
Høyanger T1
Dokka-Torpa
Fortun T7/T8
Kvandal-Hergot
Farda-T_Høyanger
T_Høyanger-Hydro Høyanger 2
Såheim-Frøystul
Haugen-Sykkylven
Fardal-Høyanger
Svelgen-Grov
Hove 300kV-anlegg
Dalen-Lysebotn
Såheim-Frøystul
Kvandal-Sildvik
Bjerka-N.Røssåga
Grøa-Driva
Haugen-Sykkylven
Fardal-Høyanger
Grov-Moskog
Nordheim-Smøla
Slidre-Ylja
Skogfoss-Varangerbotn
Skogfoss-Melkefoss
Samnanger-Nordheimsund
Kvandal-Sildvik
Fardal-Leirdøla
Voss
Tysfjord
Tonstad
Salten
Froland
Fitjar
Seljord
Orkdal
Rendalen
Høyanger
Hjartdøla
Naddvik
Svelgen
HER
Tafjord
Tyin, Fortun, Naddvik
Rana, Helgeland
Røssåga
Fortun, Tyin, Naddvik
Nedre Vinstra
NTE
Ulla-Førre
Åskåra, Svelgen
Ø.Otta og Skjåk
Aurland
Leirdøla, Jostedal, Fortun, Tyin,
Naddvik
BKK
Sørfjord
Sira-Kvina
Sundsfjord
Agder-Syd
Midtfjellet
Sundsbarm
Svorkmo, Sokna, Håen og Sama
Rendalen
Høyanger
Songdalen
Orkdal
Høyanger
Nordre Land
Indre Sogn
Narvik
Høyanger
Øie
Svorkmo, Sokna, Håen og Sama
Høyanger
Torpa
Fortun, Tyin, Naddvik
Nygårdsfjell
Høyanger
Rana G1-G4
Helgeland
12.05-16.05
13.05
13.05
19.05-23.05
21.05
21.05
22-05-28.05
27.05-28.05
02.06-15.06
02-06-20.06
05.06
05.06-25.08
10.06
13.06
16.06-17.06
16.06-06.07
17.06
17.06
17.06-19.06
27.06
27.06
30.06
07.07-10.07
Dok.id.:
Tinn
Sunnmøre og Sogn og
Fjordane
Rjukanverkene
Åskåra, SFE, Svelgen, Tussa,
Sunnfjord, Høyanger
Vik
Lysebotn
Tinn
Narvik
Hemnes
Sunndalen
Sunnmøre og Sogn og
Fjordane
Vik
Lysebotn
Rjukanverkene
Nygårdsfjell
Røssåga
Nordmøre, Driva
Åskåra, SFE, Svelgen, Tussa,
Sunnfjord, Høyanger
Smøla
Valdres
Sør-Varanger
Samnanger, Kvam
Narvik
Indre Sogn
Smøla
Ylja
Skogfoss, Melkefoss
Bjølvo
Nygårdsfjell
Leirdøla, Jostedal, Fortun, Tyin,
Naddvik
Helgeland, Røssåga
Side 15
07.07-06.08
28.07-11.09
04.08
04.08
07.08-10.08
08.08-05.09
11.08
11.08-15.08
13.08-14.08
16.08-31.08
18.08-25.09
18.08-22.08
20.08-21.08
25.08-26.08
26.08-30.08
26.08-28.08
28.08
01.09-04.09
01.09-04.09
02.09
02.09-07.09
06.09-07.09
08.09-17.09
09.09
09.09-10.09
09.09-10.09
09.09
11.09
13.09-14.09
13.09-14.09
15.09-12.10
17.09-19.09
15.09-25.09
15.09-02.10
16.09
22.09-23.09
22.09-26.09
30.09
03.10
06.10
08.10
13.10-01.11
16.10
20.10-23.10
20.10-28.10
23.10-30.10
23.10
29.10-30.10
02.11-03.11
03.11
04.11
04.11-30.11
05.11
Dok.id.:
Haugen-Sykkylven
Fardal-Høyanger
Åsen T3
Giskemo-Tafjord1
Sildvik-Kvandal
Haugen-Sykkylven
Åna-Sira G1-G3
Mauranger T3
Haugen-Sykkylven
Haugen-Håheim
Haugen-Leivdal
Nordreisa-Kvænangen 1+2
Kvænangen-Alta Trafo 1+2
Haugen-Sykkylven
Rana-Svabo1
Kolltveit 66kV Stasjon
Adamselv-Futelv
Einangsmoen-Knardalstrand2
Holen-Skarg
Samnanger-Norheimsund
Skrimsdalen-Haukrei
Kvanndal-Songa
Førre-Stølsdal
Åbjøra-Heggenes
Ballangen-Kjøpsvik
Monehagen
Nelaug-Åmli
Røldal-Åsen-Oksla
Kjøpsvik-Sørfjord
Tussa 66kV stasjon
Kvandal-Sildvik
Granvin-Ulvik
Åmli-Nelaug
Arendal-Bøylefoss-Bjorendal
Haugen-Sykkylven
Mel-Fardal
Øljusjøen stasjon
Norheimsund-Øystese
Borgund-Øljusjøen
Varangerbotn-Kirkenes
Fardal-Høyanger
Førre-Stølsdal
Kvandal-Sildvik
Lomi-Sulitjelma1
Selbu-Eidum
Bjerka-N.Røssåga
Haugen-Sykkylven
Mel-Fardal
Svelgen-Grov
Samnanger-Norheimsund
Nea T3
Tysso2-Stanavegen
Tysso2-Samteig
Hjartdøla-Grønvollfoss
Skogfoss-Melkefoss
Eidum-Funna
Haugen-Sykkylven
Svelgen-Grov
Granvin-Ulvik
Rendalen-Balbergskaret
Haugen-Sykkylven
Svelgen-Moskog
Vågåmo T1
Sunnmøre og Sogn og
Fjordane
Odda
Tafjord
Narvik
Sunnmøre og Sogn og
Fjordane
Sørlandet
Folgefonn
Sunnmøre og Sogn og
Fjordane
Åskåra, SFE, Svelgen, Tussa,
Sunnfjord, Høyanger
Oksla, Tysso
Tafjord
Nygårdsfjell
Åskåra, SFE, Svelgen, Tussa,
Sunnfjord, Høyanger
Sira-Kvina
Folgefonn
Åskåra, SFE, Svelgen, Tussa,
Sunnfjord, Høyanger
Kvænangen, Finnmark
Havøygavlen, Kjøllefjord
Sunnmøre og Sogn og
Fjordane
Rana
Vinje, Seljord
Mehamn
Fyresdal-Porsgrunn
Bykle
Samnanger, Kvam
Fyresdal
Vinje
Hjelmeland
Valdres
Sørfjord
Åmli
Åmli
Odda
Sørfjord
Ørsta
Narvik
Ulvik
Åmli
Arendal, Froland, Åmli
Sunnmøre og Sogn og
Fjordane
Lærdal
Kvam
Lærdal
Kirkenes
Høyanger
Hjelmeland
Narvik
Sulitjelma
Selbu
Hemnes
Sunnmøre og Sogn og
Fjordane
Åskåra, SFE, Svelgen, Tussa,
Sunnfjord, Høyanger
Rana
Skafså
Kjøllefjord
Fjone
Breive
Bjølvo, BKK
Haukrei
Songa
Ulla-Førre
Valdres
Sørfjord
Agder-Syd
Agder-Syd
Tysso, Oksla
Sørfjord
Tussa
Nygårdsfjell
BKK
Agder-Syd
Agder-Syd
Åskåra, SFE, Svelgen, Tussa,
Sunnfjord, Høyanger
Borgund
Bjølvo
Borgund
Skogfoss
Høyanger
Ulla-Førre
Nygårdsfjell
Sulitjelma
Selbu
Røssåga
Åskåra, SFE, Svelgen, Tussa,
Sunnfjord, Høyanger
Samnanger, Kvam
Nea
Odda
Hjartdal
Sør-Varanger
Meråker
Sunnmøre og Sogn og
Fjordane
Ulvik
Rendalen
Sunnmøre og Sogn og
Fjordane
Vågåmo, Lom, Skjåk
Bjølvo, BKK
Nea
Tysso
Hjartdøla
Skogfoss
NTE
Åskåra, SFE, Svelgen, Tussa,
Sunnfjord
BKK
Rendalen
Åskåra, SFE, Svelgen, Tussa
Ø.Otta, Skjåk
Side 16
10.11-11.11
11.11
11.11
17.11-20.11
19.11-20.11
24.11-28.11
24.11-15.12
27.11-28.11
09.12-10.12
11.12
12.12
Granvin-Ulvik
Glosimot-Knardalstrand1
Førre-Stølsdal
Kristiansand-Steinsfoss
Åmela 66kV stasjon
Åsen T3
Knardalstrand-Vrangfoss
Granvin-Ulvik
Follafoss-Steinkjer
Mauranger T3
Mår-Mæl
Ulvik
Fyresdal-Porsgrunn
Hjelmeland
Vennesla
Volda
Odda
Lunde
Ulvik
Steinkjer
Folgefonn
Tinn
BKK
Fjone
Ulla-Førre
Agder-Syd
Tussa-Sør
Oksla, Tysso
Vangfoss-MTE
BKK
NTE
Folgefonn
Rjukanverkene
Tabell 12: Tilfeller med produksjonstilpasning.
Utkopling av fleksibelt forbruk
Dato
20-27. januar
14.-15. februar
14.-15. mars
16.-30. oktober
05.-11. november
Årsak
Høyt forbruk
Nødrevisjon av Ballangen-Kanstadbotn
Utfall ifm. Uværet Kyrre.
Revisjon Straumsmo-Bardufoss.
Revisjon Straumsmo-Bardufoss.
Berørt nettområde
Narvik og nordover.
Lofoten, Vesterålen og nord for Kvandal.
Narvik og nordover.
Bardufoss og nordover.
Bardufoss og nordover.
Tabell 13: Tilfeller med utkobling av fleksibelt forbruk i 2014.
Dok.id.:
Side 17