Rapporten er udarbejdet af. Peter Christensen. Jesper Bach Jensen. Bent Cramer. N1 (deltog ikke i de sidste møder i arbejdsgruppen)

Appendiks 3

Rapporten er udarbejdet af Per Christensen Jørn Grauballe Jesper Bach Jensen Jørgen Holm Bent Cramer Peter Christensen Henrik Søndergaard Allan Norsk Jensen Kurt Kølbæk Jensen NESA EnergiMidt HEF Vestjyske Net N1 NVE (deltog ikke i de sidste møder i arbejdsgruppen) N1 (deltog ikke i de sidste møder i arbejdsgruppen) DEFU DEFU DEFU rapport: 521 Klasse: 2 Rekvirent: Dansk Energi - Net Dato for udgivelse: November 2006 Sag: 7085 DEFU 2006, 2. udgave 2

Resumé Resumé Rapporten omhandler generelle tekniske og økonomiske forudsætninger til brug ved planlægning af udbygninger og ændringer af 30-150 kv net. Rapporten omfatter ikke dimensionering af transmissionsnet. Rapporten angiver ikke procedurer og sagsgange for behandling af udbygningssager. Netkomponenters belastning afhænger af tidsmæssigt sammenhørende værdier for forbrug og produktion på vindmøller henholdsvis decentrale kraftværksenheder. Rapporten redegør for hvilke belastningsdata, der bør anvendes ved gennemførelse af beregninger i forskellige belastningssituationer, for at de stillede krav til forsyningen i normal drift samt ved fejl, revisioner og ombygninger kan anses for opfyldt inden for den anbefalede interessehorisont. Rapporten angiver, hvilke spændingsgrænser og hvilke termiske belastningsevner hos netkomponenterne, der bør anvendes ved netplanlægningen. Udgifterne inden for interessehorisonten omfatter - ud over anlægsinvesteringer - udgifter til drift og vedligeholdelse samt tab. Rapporten angiver hvilke udgifter til drift og vedligeholdelse, der bør anvendes, hvis et selskab ikke selv har en opgørelse over disse udgifter. Udgifterne til tab afhænger bl.a. af tabenes benyttelsestid tabstiden. I net, hvor der ud over forbrug også er decentral produktion, vil tabstiden afhænge af forholdet mellem det maksimale årsforbrug samt den installerede effekt på vindmøller og decentrale kraftværksenheder mm. Rapporten indeholder tabeller, som kan anvendes til at estimere tabstiden ud fra det aktuelle miks. Bilag 2 indeholder eksempler på udbygningssager, hvor rapportens metoder er anvendt. 3

Indholdsfortegnelse Indholdsfortegnelse Side Resumé...3 1. Indledning...6 2. Formål og gyldighedsområde...7 3. Afgrænsninger...8 4. Terminologi...9 5. Koordineret netudbygning...10 5.1. Overgang fra netreserve til stationsreserve...10 5.2. Etablering af et nyt indfødningspunkt fra 150 kv nettet...11 5.3. Restrukturering af net...11 5.4. Samarbejde over netgrænser...11 6. Belastningsdata...12 6.1. Belastningsdata i udgangssituationen...13 6.1.1. Decentral produktion af aktiv effekt...13 6.1.2. Forbrug af aktiv effekt...13 6.1.3. Udveksling af reaktiv effekt....14 6.2. Prognoser for belastningsudviklingen...14 6.2.1. Prognoser for forbrug...15 6.2.2. Prognoser for decentral produktion...15 7. Forsyning ved fejl, revisioner og ombygninger...16 7.1. Fejl på en enkelt netkomponent...16 7.2. Fejl på en enkelt netkomponent mens en anden netkomponent er udkoblet pga. revision/ombygning...17 7.3. Fejl på flere netkomponenter samtidigt...17 8. Dimensionerende belastningssituationer...18 8.1. Maksimal effektoverførsel til net på et lavere spændingsniveau...18 8.2. Maksimal effektoverførsel til net på et lavere spændingsniveau om sommeren...19 8.3. Maksimal effektoverførsel fra net på et lavere spændingsniveau...19 9. Dimensionerende kortslutningseffekt...20 10. Tekniske forudsætninger vedr. netkomponenters overføringsevne...21 10.1. Luftledningers belastningsevne...21 10.2. Kablers belastningsevne...21 10.3. Transformeres belastningsevne...22 10.4. Øvrige stationsmateriels belastningsevne...23 10.5. Spændinger under stationære forhold...24 4

Indholdsfortegnelse 11. Økonomiske forudsætninger...25 11.1. Generelt...25 11.2. Interessehorisont...25 11.3. Kalkulationsrente...25 11.4. Nuværdi af nedskrevne anlæg...25 11.5. Udgifter til drift og vedligeholdelse...25 11.6. Udgifter til tab...26 11.7. Effekt- og energipriser...27 12. Referenceliste...28 Appendiks A: Beregning af nuværdi for investeringer og anlægsværdier...29 Appendiks B: Beregning af udgifter til drift og vedligeholdelse...30 B.1. Diskontinuerte udgifter:...30 B.2. Kontinuerte udgifter...30 Appendiks C: Beregning af udgifter til tab...31 Appendiks D: Bestemmelse af tabstider...33 Appendiks E: En luftlednings belastningsevne når der i belastningen indgår strøm fra vindmøller...38 Bilag 1: Årlige udgifter til drift og vedligeholdelse af anlæg...40 Bilag 2: Eksempelsamling...41 B2.1. Indledning...41 B2.2. Eksempel I: Ny 132/10 station versus renovering af 50/10 kv station...43 B2.2.1. Beskrivelse af det nuværende 50 kv net til forsyning af GRN...43 B2.2.2. Alternativ A: Udskiftning med nye 50 kv PEX-kabler...45 B2.2.3. Alternativ B: Etablering af 132 kv forsyning til GRN...52 B2.2.4. Sammenfatning...56 B2.3. Eksempel II: Udbygning ved stor decentral produktion...58 B2.3.1. Nuværende netforhold...58 B2.3.2. Alternativ A: Kabellægning af 60 kv luftledning over Vejlerne...60 B2.3.3. Alternativ B: Etablering af simpel 150/60 kv station ved KLF...64 B2.3.4. Sammenfatning...67 B2.4. Eksempel III: Ny 150/60 kv station versus løbende forstærkning af 60 kv net...69 B2.4.1. Nuværende netforhold...69 B2.4.2. Alternativ A: Forstærkning af 60 kv nettet...72 B2.4.3. Alternativ B: Etablering af 150/60 kv station ved HST...74 B2.4.4. Sammenfatning...77 5

Indledning 1. Indledning Hidtil har det ofte været det samme netselskab, som ejede og drev 30-60 kv og 132-150 kv nettene i et regionalt område. Netselskabet har derfor kendskab til såvel overføringsevnen og reserveforholdene i begge net. Det er en politisk målsætning at ejerskabet af 132-150 kv nettene i fremtiden skal overgå til Energinet.dk. Nettene kan således på sigt få forskellige ejere. Stigninger i forbruget og den decentrale produktion, ændrede transportmønstre eller netkomponenters tilstand kan skabe behov for f.eks. nye ledninger, transformere eller stationer, herunder restrukturering af net. Tiltag i 30-60 kv og 132-150 kv nettene bør fortsat koordineres, hvilket forudsætter et samarbejde mellem ejere/operatører. Som udgangspunkt bør der - uanset ejerforhold - tilstræbes teknisk/økonomisk optimale løsninger med hensyntagen til udviklingen i forbruget og den decentrale produktion inden for den valgte interessehorisont samt eventuelle politiske/miljømæssige begrænsninger. 6

Formål og gyldighedsområde 2. Formål og gyldighedsområde Ved planlægning af udbygninger/ændringer i 30-150 kv net bør anvendes de samme tekniske og økonomiske forudsætninger ved beregninger på de forskellige spændingsniveauer, således at det er muligt at foretage en objektiv sammenligning af udbygningsalternativer. Det er rapportens formål at opstille generelle tekniske og økonomiske forudsætninger til brug ved netplanlægning, således at udbygninger kan ske på den mest optimale måde og uden hensyntagen til ejerforhold. Rapporten har gyldighed for net til opsamling af elektricitet fra decentrale produktionsanlæg og/eller fordeling af elektricitet til kunder i et afgrænset område. Området forudsættes at have en sådan udstrækning, at gennemførelse af udbygningsalternativerne ikke forringer overføringsevnen eller reserveforholdene i net uden for området i betydende omfang. Rapporten behandler ikke dimensionering af transmissionsnet. Rapporten angiver ikke procedurer og sagsgange for behandling af udbygningssager. 7

Afgrænsninger 3. Afgrænsninger Rapporten behandler ikke krav til leveringssikkerheden og spændingskvaliteten i skillefladen mellem 132-150 kv og 30-60 kv net. Decentrale produktionsanlæg med asynkrongeneratorer (vindmøller) har et stort forbrug af reaktiv effekt i forbindelse med en netkortslutning. Er der tilsluttet store produktionsanlæg, kan det være nødvendigt at stille særlige krav til nettet og at anvende kompenseringsanlæg for at undgå spændingskollaps. Denne problematik behandles ikke i rapporten, idet der ikke kan opstilles generelle krav. 8

Terminologi 4. Terminologi 10 kv: Fællesbetegnelse for 10, 15 og 20 kv. 60 kv: Fællesbetegnelse for 30, 50 og 60 kv. 150 kv: Fællesbetegnelse for 132 og 150 kv. Afskrivningstid: Antal år, hvorover værdien af et anlægsaktiv afskrives. Belastning: Den effekt/energi, der overføres gennem en netkomponent som f.eks. et kabel eller en transformer. Distributionsradial: En radial der dels forsyner forbrugere dels anvendes til opsamling af produktion fra decentrale anlæg. Forbrug: Den effekt/energi, som et netselskabs kunder aftager inklusive nettab. Interessehorisont: Årrække, inden for hvilken de tekniske udbygningskriterier skal være opfyldt, og inden for hvilken de samlede økonomiske omkostninger opgøres og omregnes til nuværdi. Korttidsbelastning: En belastning, som er højere end netkomponentens vedvarende belastningsevne, men som ikke medfører en højere temperatur end den som netkomponenten er dimensioneret til. Kraftværksenhed: Benyttes her om elproduktionsenheder der ikke er drevet ved vind, sol eller vand. Netkomponenter: 150 kv eller 60 kv ledning inklusive liniefelter (en 2-systemsledning består af to netkomponenter). Overbelastning: Produktion: Årsmaksimum 150/60 kv transformer inklusive transformerfeltet. 150 kv eller 60 kv samleskinne (en dobbelt samleskinne og en samleskinne med langsadskillelse består af to netkomponenter). 60 kv kondensatorbatteri inklusive feltet. 60 kv reaktor inklusive feltet. En belastning, som er højere end netkomponentens vedvarende belastningsevne, og som medfører en højere temperatur end den som netkomponenten er dimensioneret til. Den effekt/energi, som leveres af vindmøller og/eller decentrale kraftværksenheder. Den maksimale belastning af en netkomponent henholdsvis et net i det betragtede år. 9

Koordineret netudbygning 5. Koordineret netudbygning Når et 150 kv eller 60 kv net ikke længere kan opfylde de opstillede tekniske kriterier, kan et eller flere af følgende tiltag være nødvendige: - Forstærkning af 60 kv nettet, herunder udbygning af netreserven - Ændring fra 60 kv netreserve til stationsreserve - Ny 150/60 kv station (opdeling af 60 kv nettet) - Renovering af 60 kv og 150 kv net Der bør vælges den løsning, som total set er den teknisk/økonomisk optimale, når der tages hensyn til anlægsinvesteringer og udgifterne til drift og vedligeholdelse samt tab inden for interessehorisonten. Forsyner en 150/60 kv station flere netselskabers 60 kv net, bør eventuelle økonomiske fordele/ulemper for andre netselskaber indgå i den løsning, der vælges. 5.1. Overgang fra netreserve til stationsreserve Når 60 kv netreserven er ved at være brugt op på grund af belastningsstigninger i et område uden 150/60 kv stationsreserve, kan opretholdelse af leveringssikkerheden opnås ved at udbygge 60 kv nettet og/eller at etablere stationsreserve. Valget bør afhænge af hvilket af alternativerne, der medfører de mindste udgifter inden for interessehorisonten. Stationsreserve forudsætter at stationen har tosidet 150 kv forsyning og transformerreserve, samt at stationsanlægget gør det mulig at opretholde den normale forsyning af 60 kv nettet ved en fejl i 150/60 kv stationen henholdsvis ved revision eller ændringer af stationsanlægget. Kan havari af en transformer i en station med to (eller flere) 150/60 kv transformere medføre overbelastning af transformere, er der behov for (delvis) netreserve. Er netreserven utilstrækkelig, vil fuld stationsreserve kunne opnås ved udskiftning af eksisterende transformere med nye transformere med en større mærkeeffekt. Hvis etablering af stationsreserve kun medfører en kortsigtet dækning af behovene, må etablering af en ny 150/60 kv station indgå i overvejelserne. 10

Koordineret netudbygning 5.2. Etablering af et nyt indfødningspunkt fra 150 kv nettet Opfylder et 60 kv net ikke rapportens tekniske kriterier, kan det være aktuelt at etablere et nyt indfødningspunkt fra 150 kv nettet. 5.3. Restrukturering af net Ved langtidsplanlægning af net bør der ikke kun tages hensyn til om nettet har tilstrækkelig overføringskapacitet inden for interessehorisonten, men også til netkomponenternes fysiske tilstand og til miljøet. Det kan være relevant at vurdere om en del af et eksisterende net bør erstattes af et nyt net med ændrede linieføringer og en anden topologi. Efter en restrukturering af nettet i et område bør de tekniske kriterier være overholdt i såvel 150 kv som 60 kv nettene. I områder med høj fladebelastning kan restruktureringen omfatte nedlæggelse af dele af 60 kv nettet og direkte transformering fra 150 kv til 10 kv. 5.4. Samarbejde over netgrænser Kan et 60 kv net ikke længere opfylde reservekriterierne, bør det undersøges om reserverne med fordel kan hentes fra et naboselskabs 60 kv net. Er det tilfældet, bør der indgås aftaler desangående. Behovene på begge sider af en geografisk grænse mellem 150 kv net med forskellige ejere bør indgå i beslutningsgrundlaget for etableringen og placeringen af nye 150/60 kv stationer. 11

Belastningsdata 6. Belastningsdata Ved beregninger på net uden decentral produktion er det tilstrækkeligt at anvende data fra det tidspunkt af udgangsåret, hvor forbruget har været størst i de stationer, som aftager energi fra det net der regnes på. Der bør tages hensyn til at stationernes maksimale årsforbrug ikke ligger på samme tidspunkt ved at nedregulere stationernes maksimale forbrug med samme faktor. Faktoren bestemmes således, at summen af de nedregulerede forbrug bliver lig med den største effekt, der fødes ind i nettet. Nedreguleringen kan principielt medføre, at nogle ledningers belastning undervurderes. Normalt vil korrelationen mellem belastningsvariationerne i de enkelte stationer dog være så stor, at metoden er anvendelig. Er der tilsluttet decentrale produktionsanlæg i de underliggende net, kan forannævnte fremgangsmåde ikke umiddelbart anvendes af følgende grunde: For at kunne udarbejde prognoser for belastningsudviklingen må belastningens fordeling på forbrug, produktion på decentrale kraftværksenheder og produktion på vindmøller kendes. Der er korrelation mellem forbruget og produktionen på decentrale kraftværksenheder. Er der tilsluttet en decentral kraftværksenhed under en station, vil det maksimale forbrug derfor - afhængig af effektretningen gennem stationen - være enten større eller mindre end stationens maksimalbelastning. Er der tilsluttet vindmøller under en station, vil disse også påvirke stationsbelastningen. Da der kan ses bort fra korrelation mellem forbrug og produktion på vindmøller, vil der sandsynligvis forekomme forbrug i nærheden af det maksimale årsforbrug på tidspunkter med lav vindhastighed. Det største årsenergiforbrug under en station kan principielt bestemmes ud fra kundernes afregningsmålinger og Velanderkorrelationen. Velanderkoefficienterne for de forskellige forbrugerkategorier er dog behæftet med nogen usikkerhed. Det anbefales derfor at tage udgangspunkt i registreringer af kvartersværdier (eller timeværdier) for stationernes belastning samt for produktionen på decentrale kraftværksenheder og vindmøller, som angivet i det følgende. Kapitel 8 giver anbefalinger vedrørende hvilke datasæt, der bør anvendes ved beregninger. 12

Belastningsdata 6.1. Belastningsdata i udgangssituationen 150 kv linie 60/10 kv station 60/10 kv station Kraftværksenhed og/eller vindmøller Figur 6.1. Eksempel på effektretningen i et 60 kv net med decentral produktion De data, som skal anvendes ved netberegninger, skal stamme fra stationer, der udveksler effekt med net på et lavere spændingsniveau, f.eks. fra 60/10 kv stationer ved beregninger på et 60 kv net. Udveksler det aktuelle netområde effekt med net på samme spændingsniveau uden for det betragtede netområde, skal der tages hensyn til dette i beregningerne. 6.1.1. Decentral produktion af aktiv effekt De registrerede kvartersmiddelværdier for decentrale anlægs produktion summeres for alle vindmøller henholdsvis alle decentrale kraftværksenheder under en station, således at der kvarter for kvarter skabes et sæt middelværdier for den samlede produktion på de to anlægskategorier. 6.1.2. Forbrug af aktiv effekt Kvartersmiddelværdier for forbruget under en station kan bestemmes ved at korrigere de målte kvartersmiddelværdier for stationsbelastningen (med fortegn) med kvartersmiddelværdierne for den decentrale produktion. 13

Belastningsdata 6.1.3. Udveksling af reaktiv effekt. Registreres den udvekslede reaktive effekt i stationerne (med fortegn), bør der ved beregninger anvendes kvartersmiddelværdier fra samme kvarter, som kvartersmiddelværdierne for den aktive effekt. Effektfaktoren for de dimensionerende belastningssituationer i udgangsåret (se kapitel 8), kan anvendes ved beregninger de følgende år, forudsat at der ikke forventes at ske væsentlige ændringer i belastningssammensætningen. Måles den udvekslede reaktive effekt i stationerne ikke, kan den aktuelle værdi bestemmes ud fra den aktive effekt og følgende værdier for tangens (φ). Forbrug. Tangens (φ) varierer over døgnet og året. En analyse af kvartersmiddelværdierne indikerer, at tangens (φ) ligger i området 0,1..0,2 ved lavlast og 0,3 0,4 ved spidslast. Anvendes tangens(φ) lig 0,3 uanset forbrugstidspunktet, vil dette kun medføre en unøjagtighed på strømbelastningen på nogle få procent. Vindkraft. Forbruget af reaktiv effekt i vindkraftanlæg afhænger af vindmøllernes data og kompenseringsanlæg samt vindhastigheden. Det anbefales at anvende værdierne i tabel 6.1, som inkluderer forbruget af reaktiv effekt i maskintransformerne. Tangens(φ) Tomgangskompenserede vindmøller 0,35 Fuldlastkompenserede vindmøller 0,05 Tabel 6.1. Tangens(φ) for vindmøller til brug ved sammenligning af alternative tiltag Kraftværksenheder. Produktionen af reaktiv effekt på decentrale kraftværksenheder må fastlægges ud fra data for det enkelte værk, herunder reguleringen af tangens(φ). Kondensatorbatterier. Er der tilsluttet kondensatorbatterier, skal der tages hensyn til hvornår batterierne er ind- henholdsvis udkoblede. 6.2. Prognoser for belastningsudviklingen Et net skal inden for en given interessehorisont kunne overføre de effekter, der skyldes forbrug og decentral produktion. Effekterne i udgangssituationen må derfor reguleres ud fra prognoser for udviklingen. En fremtidssikker udbygning af nettet er afhængig af nøjagtige prognoser over udviklingen i forbruget og i tilslutningen af decentrale produktionsanlæg. 14

Belastningsdata Det kan være relevant at variere usikre parametre i prognoserne og at gennemføre beregninger, for at vurdere om en udbygningsplan er tilstrækkelig robust over for ændringer i forudsætningerne. 6.2.1. Prognoser for forbrug Prognosen for forbrugsudviklingen på stationerne bør baseres på en prognose over elforbrugets udvikling opdelt på forbrugerkategorier, f.eks. en prognose udarbejdet af den systemansvarlige virksomhed. Hvis forbrugets fordeling på de enkelte sektorer ikke kendes, bør prognosen for udviklingen i det samlede forbrug anvendes. Har den hidtidige forbrugsudvikling på stationsniveau afveget væsentligt fra landsgennemsnittet, eller er der forventning om at den fremtidige udvikling vil afvige væsentlig fra landsgennemsnittet, bør der opstilles lokale prognoser for forbrugsudviklingen på de aktuelle stationer. De lokale prognoser bør opstilles med udgangspunkt i forannævnte prognoser som justeres i henhold til en realistisk vurdering af den lokale forbrugsudvikling. Ud over udviklingen i det almindelige forbrug skal der således medregnes planlagte bortfald af eksisterende store punktforbrug samt planlagte nye punktforbrug og udviklingen i sidstnævnte. Der bør mindst udarbejdes detaljerede prognoser for udviklingen de første 10 år af den betragtede periode. For de efterfølgende år bør der regnes med en konstant procentuel udvikling i forbruget, f.eks. den samme som i det tiende år i den betragtede periode. 6.2.2. Prognoser for decentral produktion Udviklingen i den decentrale produktion har store lokale udsving, hvorfor der ikke kan opstilles en generelt anvendelig prognose for den langsigtede udvikling. I stedet bør der opstilles prognoser for udviklingen under de aktuelle stationer, baseret på den forventede installation af vindkraftanlæg og kendte planer om opførelse af kraftværksenheder. Prognoserne skal så vidt muligt tage udgangspunkt i gældende regions-/ og kommuneplaner. Prognoserne bør mindst omfatte udviklingen de første 10 år af den betragtede periode. 15

Forsyning ved fejl, revisioner og ombygninger 7. Forsyning ved fejl, revisioner og ombygninger Kunderne skal normalt kunne forsynes i de situationer, som er defineret nedenfor. Det vil ofte være situationer med unormale koblingstilstande, der er dimensionerende for et net. 7.1. Fejl på en enkelt netkomponent 7.1.1. Forbrug. Forsyningen til forbrugerne skal kunne retableres med en vilkårlig netkomponent ude af drift, uden at dette medfører overbelastning af netkomponenter eller uacceptable spændingsforhold, se kapitel 10. Kravet (N-1 kriteriet) skal være opfyldt med nettene i normal koblingstilstand før fejlen og uanset tidspunktet. 2-systemsledninger kan normalt regnes for to uafhængige netkomponenter, det vil sige at der kan ses bort fra fejl på begge systemer samtidigt. Retableringen af forsyningen efter en fejl bør kunne gennemføres med et begrænset antal omkoblinger. 7.1.2. Decentral produktion. Det er anerkendt praksis ved dimensionering af 60 kv net kun at anvende N-1 kriteriet på forbrugsinstallationer og at udkoble produktionsanlæg, hvis der er behov for det i forbindelse med fejl og - hvis det ikke kan undgås - ved udførelse af reparations- og vedligeholdelsesarbejder. Retableringen af forsyningen ved fejl i et 60 kv net forsinkes, hvis der er behov for at reducere produktionen fra decentrale anlæg i underliggende 10 kv net (produktionsanlæggene genindkobler automatisk). Er der tilsluttet mange produktionsanlæg på 10 kv distributionsradialer, kan dette medføre en uacceptabel forlængelse af udetiden. I sådanne tilfælde kan N-1 kriteriet finde anvendelse, såfremt dette, sammenholdt med andre løsninger, er den teknisk/økonomisk optimale løsning, herunder etablering af fjernbetjente adskillere. Produktion på decentrale anlæg kan medføre overbelastninger ved udfald af en 60 kv ledning og et deraf følgende fald i forbruget. Afbrydelsens omfang bør ikke udvides på grund af automatisk udkobling af andre 60 kv ledninger eller behov for at tage 60 kv ledninger ud af drift, fordi korttidsreserven er opbrugt, inden den decentrale produktion er blevet reduceret. 16

Forsyning ved fejl, revisioner og ombygninger Havari af en komponent i et 60 kv net kan i sjældne tilfælde medføre en langvarig afbrydelse af produktionsanlæg. Arbejdsgruppen har ikke vurderet forudsætningerne for at etablere reserveforbindelser. 7.2. Fejl på en enkelt netkomponent mens en anden netkomponent er udkoblet pga. revision/ombygning Der bør ikke dimensioneres efter at kunne retablere forsyningen til alle forbrugere i en situation, hvor der opstår fejl på en netkomponent under årsmaksimum mens en anden netkomponent er ude af drift på grund af revision eller ombygning. Er det ikke muligt hurtigt at indkoble en af netkomponenterne igen, kan revisionen/ombygningen henlægges til tidspunkter, hvor de fornødne reserver forefindes, se afsnit 8.2. 7.3. Fejl på flere netkomponenter samtidigt Der bør normalt ikke dimensioneres med henblik på at kunne retablere forsyningen til alle forbrugere ved samtidige fejl på to eller flere netkomponenter, idet sandsynlighed for samtidige fejl på den normale forsyning til et område og fejl på en alternativ forsyningsvej er lille. 17

Dimensionerende belastningssituationer 8. Dimensionerende belastningssituationer Et net skal kunne overføre de effekter, der skyldes forbrug og decentral produktion, i de situationer og med de begrænsninger, som er beskrevet i kapitel 7. I det følgende er angivet belastningssituationer, som kan være dimensionerende. Hvilke af disse belastningssituationer, der bør gøres til genstand for beregninger, vil afhænge af størrelsen af den decentrale produktion på kraftværksenheder henholdsvis vindmøller. Ved netberegninger skal anvendes en spænding, som er repræsentativ for den aktuelle belastningssituation. Indgår der kompoundering i reguleringen af spændingen i det net, der regnes på, må der tages hensyn til dette. 8.1. Maksimal effektoverførsel til net på et lavere spændingsniveau En situation hvor effektoverførslen er størst til net på et lavere spændingsniveau. Den største udveksling forekommer i følgende belastningssituation: - Stort forbrug - Ingen produktion på vindmøller - Produktion på decentrale kraftværksenheder, se nedenfor Et netudfald kan medføre, at produktionen på en eller flere kraftværksenheder først er normal nogen tid efter at elforsyningen er retableret. Med mindre der haves sikkerhed for at en kraftværksenhed genoptager produktionen inden nettets korttidsreserver er opbrugte efter en netfejl, anbefales det at se bort fra produktion på kraftværksenheden. Kan produktionen på kraftværksenheden garanteres, bør der vælges data fra det kvarter, hvor den målte effektoverførsel til net på et lavere spændingsniveau er størst, efter at produktionen på vindmøller er trukket ud af de målte kvartersmiddelværdier. Der bør tages hensyn til kendte ændringer i kraftværksenhedernes driftsmønstre Der skal tages højde for, at en vilkårlig kraftværksenhed kan være ude af drift på grund af fejl. Der bør derfor foretages beregninger med forannævnte målte og korrigerede stationsbelastninger plus produktionen i det aktuelle kvarter på en af kraftværksenhederne på skift. Er der en del kraftværksenheder i området, kan det være aktuelt at addere produktionen på relevante kombinationer af to kraftværksenheder. 18

Dimensionerende belastningssituationer 8.2. Maksimal effektoverførsel til net på et lavere spændingsniveau om sommeren De fleste vedligeholdelsesarbejder og forstærkninger foretages normalt i sommerperioden, hvor forbruget er lavere end resten af året. Nettet bør derfor kunne overføre effekterne i de tre sommermåneder i den fejlsituation, som er beskrevet i afsnit 7.2. Den største udveksling i de tre sommermåneder bestemmes på samme måde som beskrevet i afsnit 8.1 ud fra kvartersværdierne for sommermånederne. 8.3. Maksimal effektoverførsel fra net på et lavere spændingsniveau En situation hvor effektoverførslen i stationer er størst til nettet på et højere spændingsniveau. Er den decentrale produktion mindre end det minimale forbrug, er der ikke behov for en beregning. Den største overførsel forekommer i følgende belastningssituation: - Lavt forbrug - Maksimal produktion på vindmøller - Produktion på decentrale kraftværksenheder Der bør vælges data fra det kvarter, hvor den målte effektoverførsel til net på højere spændingsniveau er størst, efter at produktionen på vindmøller er trukket ud af de målte kvartersmiddelværdier. Der bør tages hensyn til kendte ændringer i kraftværksenhedernes driftsmønstre. Belastning regnes lig med summen af forannævnte målte og korrigerede belastning og den samlede mærkeeffekt for vindmøllerne i området regnet med fortegn. Kan en automatisk frekvensaflastning af forbrug medføre, at forbruget bliver lavere, må der tages hensyn til dette. 19

Dimensionerende kortslutningseffekt 9. Dimensionerende kortslutningseffekt Ved valg af materiel skal der tages hensyn til den største og mindste kortslutningsstrøm i det punkt hvor materiellet tilsluttes. Overskrides den tilladelige kortslutningsstrøm for allerede installerede komponenter som følge af udbygninger i nettet, skal der gennemføres analyser der kan afklare om udskiftning af komponenter, eller tiltag til nedbringelse af kortslutningsniveauet er den teknisk økonomisk optimale løsning. Omkostningerne herved skal indregnes i udbygningsplanen som ligger til grund for udbygningen. Den mindste kortslutningsstrøm kan have betydning for selektivitet og korrekt funktion af overstrømsbeskyttelsen af nettets komponenter. Kan der ikke opnås selektivitet og overstrømsbeskyttelse med moderne beskyttelsesudstyr, bør netudbygninger med det formål at øge kortslutningsstrømmen, undersøges. 20

Tekniske forudsætninger vedr. netkomponenters overføringsevne 10. Tekniske forudsætninger vedr. netkomponenters overføringsevne 10.1. Luftledningers belastningsevne Luftledningers vedvarende belastningsevne afhænger bl.a. af lufttemperaturen, vindstyrken og solindstrålingen. Det anbefales at basere luftledningers belastningsevne på forudsætningerne i tabel 10.1. Under normale driftsforhold bør en luftledning ikke belastes højere end svarende til dets vedvarende belastningsevne ved en vindhastighed på 0,6 m/s. Luftledningers strømbelastningsevne som funktion af de nævnte parametre kan bl.a. findes i reference [1] og [6]. Luftledninger har en lille termisk tidskonstant, som kan udnyttes under omkoblinger i et net. Udgør produktion på vindmøller en væsentlig del af belastningen, kan belastningsevnen være højere, hvilket kan udnyttes i forbindelse med unormale koblingstilstande på grund af fejl, revisioner eller ombygninger. Appendiks E viser hvilken belastningsevne, der kan regnes med, når belastningens fordeling på forbrug samt produktion på decentrale kraftværksenheder og vindmøller er kendt. Dimensionerende Lufttemperatur Vindstyrke Solindstråling belastning: Forbrug eller produktion Sommer: 30 C 0,6 m/s 900 W/m 2 på kraftværksenheder Vinter: 10 C 0,6 m/s 900 W/m 2 Vindkraft Sommer: 30 C 3 m/s 900 W/m 2 Vinter: 10 C 3 m/s 900 W/m 2 Tabel 10.1. Forudsætninger ved bestemmelse af luftledningers belastningsevne. 10.2. Kablers belastningsevne Et kabelanlægs vedvarende belastningsevne afhænger normalt af jordtemperaturen og varmeledningsevnen i kablets omgivelser. Det anbefales at basere et kabelanlægs belastningsevne på forudsætningerne i tabel 10.2, med mindre der forefindes data for jordens specifikke modstand langs kabeltracéet og/eller andre forhold af betydning for belastningsevnen. IEC 60287 angiver metoder til beregning af et kabelanlægs vedvarende belastningsevne [7]. 21

Tekniske forudsætninger vedr. netkomponenters overføringsevne Normalt anvendes i sommerperioden en dimensionerende temperatur på 15 o C. I områder med hårde overflader (asfalt og lignende) bør der dog regnes med en temperatur på 20 o C. Jordtemperatur, sommer: 15(20) C Jordtemperatur, vinter: 5 C Jordens specifikke termiske modstand: 1 C m/w Tabel 10.2. Forudsætninger ved bestemmelse af kablers belastningsevne Anvendes et kabelanlæg primært til forsyning af forbrugere i et begrænset lokalområde, vil belastningen variere en del i løbet af et døgn. Da et kabelanlæg har store termiske tidskonstanter, kan det normalt under døgnmaksimum belastes højere end ved vedvarende belastning. PEX-kablers korttidsbelastningsevne er behandlet i reference [5]. Indgår der produktion fra decentrale produktionsanlæg i belastningen, må det forudsættes, at denne del af belastningen er konstant, hvilket kan reducere korttidsbelastningsevnen. Anvendes kabelanlægget primært til transmissionsformål, kan det være højt belastet i længere perioder (> 24 timer). Det bør derfor ikke belastes højere end dets vedvarende belastningsevne. I forbindelse med unormale koblingstilstande på grund af fejl, revisioner eller ombygninger kan et kabelanlæg kortvarigt belastes højere, idet der ikke skal tages hensyn til udtørring af omgivelserne før temperaturen på kappen er steget. IEC 60853-2 angiver metoder til beregning af et kabelanlægs dynamiske belastningsevne [8]. 10.3. Transformeres belastningsevne Transformeres vedvarende belastningsevne afhænger af lufttemperaturen. Det anbefales at basere belastningsevnen på en lufttemperatur på 20 C. Ved denne temperatur kan en transformer belastes vedvarende med mærkeeffekten 1. Ved indendørs stationer kan det være nødvendigt at korrigere for kølingsforholdene. 1 Den vedvarende belastningsevne kan være større end mærkeeffekten, hvilket vil fremgå af dokumentationen for varmeprøvningen. 22

Tekniske forudsætninger vedr. netkomponenters overføringsevne En transformer har en stor termisk tidskonstant og kan dagligt belastes med mere end mærkeeffekten under døgnmaksimum. Loading guiden reference [2] kan anvendes til at vurdere levetidsforbruget i afhængighed af lufttemperaturen, korttidsbelastningens varighed og størrelse samt den forudgående belastning. De anbefalede belastningsgrænser ved normal cyklisk drift i loading guiden er vist i tabel 10.3. Tabellen er baseret på en forenklet døgnkurve, hvor belastningen ændrer sig momentant fra døgnminimum til døgnmaksimum og fra døgnmaksimum til døgnminimum. Under normale driftsforhold bør transformere ikke belastes højere end mærkeeffekten. Korttidsbelastningsevnen i henhold til tabel 10.3 bør dog udnyttes ved unormale koblingstilstande på grund af fejl, revisioner og netudbygninger. Forholdet mellem døgnmaks og døgnmin 3:2 2:1 3:1 Varighed af døgnmaks Belastningsevnen i procent af mærkeeffekten ved 20 C 2 h 130 % 4 h 120 % 8 h 110 % 2 h 140 % 4 h 125 % 8 h 115 % 2 h 150 % 4 h 130 % 8 h 115 % Tabel 10.3. Korttidsbelastningsevne ved cykliske belastninger for transformere med naturlig oliecirkulation og mærkeeffekter op til 100 MVA 2 I forbindelse med omlægninger kan transformere normalt kortvarigt belastes op til en grænse, som er bestemt af viklingskoblerens eller gennemføringernes mærkestrømme. 10.4. Øvrige stationsmateriels belastningsevne Belastningsevnen bør sættes lig med materiellets mærkestrøm, dog kan strømtransformere eventuelt have en højere belastningsevne 3. 2 Transformere, som leveres med naturlig luftventilation, men som senere udstyres med blæsere for forceret luftkøling, kan have en mindre overbelastningsevne i forhold til den opnormerede mærkeeffekt. Ved ældre transformere kan en kraftig overbelastning medføre, at en del af isolationens vandindhold frigøres, hvilket bevirker at oliens dielektriske styrke nedsættes. Den tilladelige overbelastningsevne bør derfor vurderes i hvert enkelt tilfælde. 23

Tekniske forudsætninger vedr. netkomponenters overføringsevne Nyanlæg bør dimensioneres således, at stationsmateriellet ikke begrænser mulighederne for at udnytte nettenes belastningsevne. 10.5. Spændinger under stationære forhold Spændingen på 60 kv siden af 150/60 kv transformere bør ligge i det område, som er angivet i tabel 10.4. Spændingsfaldet i 60 kv net og i 60/10 kv transformere bør ikke være større end at det er muligt at holde en spænding i området 10,3-10,8 kv på sekundærsiden af transformere med et reguleringsområde, som angivet i DEFU-rekommandation 2, reference [4]. I den i afsnit 8.1 nævnte beregningssituation skal kunne opnås en spænding på 10,8 kv og i den i afsnit 8.3 nævnte beregningssituation skal kunne opnås en spænding på 10,3 kv. Medfører decentrale produktionsanlæg en spændingsstigning af en sådan størrelse, at det er umuligt at overholde forannævnte spænding i 60/10 kv stationerne, bør dette så vidt muligt løses ved at sænke 60 kv fødespændingen i 150/60 kv stationerne i perioder med et lavt forbrug. Er der kun et indfødningspunkt i 60 kv nettet, kan det være hensigtsmæssigt at anvende spændingsregulatorer med kompoundering i 150/60 kv stationen. Nominel spænding 60 kv skinnespænding i 150/60 kv stationer Minimum Maksimum 30 kv 28,5 kv 33 kv 50 kv 48 kv 54 kv 60 kv 60 kv 66 kv Tabel 10.4. Anbefalede grænseværdier for mindste og største 60 kv skinnespænding 3 En udbredt praksis i Danmark har været at anvende strømtransformere, som tåler en kontinuert belastning på 120 % af strømtransformernes mærkestrøm. 24

Økonomiske forudsætninger 11. Økonomiske forudsætninger 11.1. Generelt Udbygning af net bør baseres på en teknisk-økonomisk sammenligning af udbygningsalternativer. For hvert alternativ beregnes summen af nuværdierne af anlægsinvesteringer og af de kapitaliserede udgifter til drift og vedligeholdelse samt nettab. Anlægsinvesteringer i kompenseringsanlæg (slukkespoler, kondensatorbatterier, reaktorer mm.) skal medregnes. 11.2. Interessehorisont Ved planlægning af 60 kv og 150 kv net bør den ønskede langsigtede udvikling i netstrukturer indgå og tilgodeses ved løsning af de mere kortsigtede behov. Ved beregning af de økonomiske konsekvenser af netudbygninger anbefales det at anvende en interessehorisont på 25 år. De tekniske kriterier skal overholdes i hele interessehorisonten. 11.3. Kalkulationsrente Kalkulationsrenten er renten på et byggelån med korrektion for inflationen på planlægningstidspunktet (realrenten). Der bør vælges renten på et byggelån med en løbetid på 25 år og en kursværdi tæt ved pari.. 11.4. Nuværdi af nedskrevne anlæg Ved sammenligning af udbygningsalternativer bør værdien af anlægsaktiver der er forskellige i udbygningsalternativerne opgøres ved udgangen af interessehorisonten og diskonteres til nutidsværdi. Anlægsaktivernes værdi opgøres ved lineær nedskrivning over den valgte afskrivningstid, og restværdien omregnes til nutidsværdi med kalkulationsrenten. Nuværdien af de nedskrevne anlægsaktiver indregnes som en negativ investeringsomkostning. Beregningen af nuværdien for de nedskrevne anlægsaktiver kan ske ved regnereglerne beskrevet i appendiks A 11.5. Udgifter til drift og vedligeholdelse En netudvidelse/-ændring indebærer en ændring i de løbende udgifter til drift og vedligeholdelse af nettet. 25

Økonomiske forudsætninger Udvides med en ny netkomponent, vokser udgifterne til drift og vedligeholdelse. Omvendt vil udgifterne til drift og vedligeholdelse falde, hvis en netkomponent nedtages. Råder et netselskab ikke over en opgørelse over de årlige udgifter til drift og vedligeholdelse af netkomponenter, kan der tages udgangspunkt i de udgifter, som er listet i bilag 1. Tallene skal reguleres med forbrugerprisindekset med 2004 som basisår (prisindeks 108). Udgifterne vil variere meget i afhængighed af transportafstande, anlægstilstande mv. Udgifter i forbindelse med større havarier indgår ikke i udgifterne i bilag 1. Nogle selskaber har tegnet en forsikring til dækning af sådanne udgifter, andre selskaber er selvforsikrede. Forsikringspræmien udgør mindre end en halv promille af de forsikrede anlægs nyværdi. En ændring af forsikringspræmien positiv eller negativ som følge af en netudvidelse/-ændring skal medregnes i de samlede udgifter. Beregning af nuværdien af de samlede årlige driftsudgifter inden for interessehorisonten kan ske ved hjælp af regnereglerne i appendiks B. Beregningsarbejdet kan reduceres ved ikke at medtage udgifter til drift og vedligeholdelse af netkomponenter, som er uændrede i de alternativer, der sammenlignes. 11.6. Udgifter til tab Udgifterne til tab afholdes løbende inden for interessehorisonten. Ved beregning af tabsudgifterne kan der begås den tilnærmelse kun at beregne tabene i de første 10 år og derefter at regne med samme tab i de følgende år. Har netplanlæggeren konkret kendskab til væsentlige ændringer ud over de første 10 år, bør beregningen af tabene foretages frem til og med disse ændringer. Tabene i en netkomponent kan bestemmes ud fra en netkomponents maksimale belastning og belastningens tabstid. Appendiks C viser hvorledes de samlede årlige tabsudgifter for en netkomponent kan bestemmes. Appendiks D angiver tabstiden for forskellige kombinationer af forbrug og decentral produktion bestemt ud fra kvartersmiddelværdierne for den målte effekt i et stort antal 60 kv stationer og de målte kvartersmiddelværdier for produktionen på de tilsluttede decentrale produktionsanlæg. Dette materiale kan også anvendes til skøn over tabstider for ledninger. 26

Økonomiske forudsætninger 11.7. Effekt- og energipriser En beregning af de marginale udgifter til effekt- og energitab bør baseres på netejernes gennemsnitlige indkøbspriser for effekt og energi i det foregående år. 27

Referenceliste 12. Referenceliste Ref. 1. ELSAM notat S80/207: Strømbelastningsevne for luftledninger og ledere i friluftsstationer. Ref. 2. IEC 60354: Loading guide for oil-immersed transformers Ref. 3. DEFU Rekommandation 1: Tekniske bestemmelser mv. for transformere for 50-60/10-20 kv netspænding og med mærkeeffekt 6,3-25 MVA Ref. 4. DEFU Rekommandation 2: Tekniske bestemmelser mv. for transformere for 132-150/50-60 kv netspænding og med mærkeeffekt 63-200 MVA Ref. 5. Eltra-rapport udarbejdet af de jysk-fynske transmissionsselskaber: 150 kv og 400 kv PEX-kabelanlæg. Ref. 6. KR 16, 2. udgave: 50-60 kv stationsanlæg Ref. 7. IEC 60287: Electrical cables Calculation of the current rating Ref. 8. IEC 60853-2:Calculation of the cyclic and emergency rating of cables greater than 18/30(36) kv and emergency ratings for cables of all voltages 28

Appendiks A: Beregning af nuværdi for investeringer og anlægsværdier Appendiks A: Beregning af nuværdi for investeringer og anlægsværdier Udgifter til investeringer i andre år end udgangsåret, samt restværdi af nedskrevne anlægsværdier ved udgangen af interessehorisonten diskonteres til udgangsåret ved formlen K 0 r = K ) 100 i i ( 1 + Formel A.1 Hvor K 0 er nuværdien af investeringen/restværdien, og K i er investeringen/den nedskrevne restværdi i år i. Restværdien af anlægsaktiver ved udgangen af interessehorisonten beregnes ved lineær nedskrivning af anlægsaktivet over den valgte afskrivningstid. R 25 i = Ri 1, for L 25 i Formel A.2 A 25 Hvor R 25 er restværdien ved udløbet af interessehorisonten, R i er værdien opgjort i år i og A er den resterende afskrivningstid for anlægsaktivet opgjort i år i. 29

Appendiks B: Beregning af udgifter til drift og vedligeholdelse Appendiks B: Beregning af udgifter til drift og vedligeholdelse Udgifterne til drift og vedligeholdelse kan opdeles i udgifter, som kommer med nogle års mellemrum og udgifter, som er løbende år for år. B.1. Diskontinuerte udgifter: Nuværdien (K d ) af udgifterne de enkelte år kan beregnes ved hjælp af følgende udtryk: n r K drift = K ) 100 i= 1 i i ( 1 + Formel B.1 hvor K i er udgifterne i år i og r er kalkulationsrenten i procent. B.2. Kontinuerte udgifter Forudsættes konstante årlige udgifter (K k ) til drift og vedligeholdelse inden for interessehorisonten - n år -, kan nuværdien af udgifterne bestemmes ved hjælp af følgende udtryk: K drift r n 1 (1+ ) = K 100 k Formel B.2 r 100 Ved en konstant procentuel årlig stigning i udgifterne (p %), er nuværdien af udgifterne til drift og vedligeholdelse følgende: K drift k p r p 1 (1 + ) 100 r p 100 n Formel B.3 K p er udgifterne i udgangsåret 30

Appendiks C: Beregning af udgifter til tab Appendiks C: Beregning af udgifter til tab Ved nogle netkomponenter, som f.eks. transformere, er der både tomgangstab og belastningstab, mens der ved andre, som f.eks. ledninger, kun er belastningstab. Forudsættes tidsuafhængige effekt og energipriser, kan nuværdien (K tab ) af tabene i en netkomponent et givet år beregnes ved hjælp af følgende udtryk: K tab ( Pt ( Q R + q Tdrift ) α t + Pb ( Q s + q Ttab ) ) = α Formel C.1 P t : Effekttabet i kw når netkomponenten er ubelastet. Q: Effektprisen i kr./kw (kan eventuelt sættes til 0 kr.). q: Energiprisen i kr./kwh. R: Sandsynligheden for at netkomponenten er indkoblet på de tidspunkter af året, hvor forbruget i netselskabets forsyningsområde er størst. T drift: Antallet af driftstimer pr. år. P b : Det største effekttab i kw som følge af belastning af netkomponenten i udgangsåret. s: Sandsynligheden for at effekttabet i netkomponenten er størst på de tidspunkter af året, hvor forbruget i netselskabets forsyningsområde er størst. T tab : Tabenes benyttelsestid (tabstiden) i timer, se appendiks D α t Tilbagediskonteringsfaktor for tomgangstab α b : Tilbagediskonteringsfaktor for belastningstab r Kalkulationsrenten i procent Det samlede tab bestemmes ved at summere tabene for de enkelte år inden for interessehorisonten (i=1, 2 25). Nuværdien af tabene i året i findes ved at anvende r 25 i α b = α t = (1 + ) Formel C.2 i= 1 100 Er belastningstabene konstante inden for interessehorisonten, kan tabene i hele perioden findes ved at anvende tilbagediskonteringsfaktorerne r 25 1 (1 + ) α 100 t = og α b = α t Formel C.3 r 100 Er belastningstabene derimod ikke konstante, men stiger med p procent om året, kan belastningstabene estimeres med r p 25 1 ( 1 + ) α 100 b Formel C.4 r p 100 b 31

Appendiks C: Beregning af udgifter til tab Er tabene ikke konstante fra år j til år 25, men vokser med p procent om året i denne periode, kan nuværdien af belastningstabene i perioden j til 25 år findes ved at anvende tilbagediskonteringsfaktoren r p 1 ( 1 + ) 100 r p 100 ( j 25) r 100 j α b, j 25 = ( 1 + ) Formel C.5 32

Appendiks D: Bestemmelse af tabstider Appendiks D: Bestemmelse af tabstider Tabel 1 viser tabstider for den energi, som en 60/10 kv transformer udveksler med et 60 kv net. Der er angivet en største, en mindste samt en middelværdi for tabstiden ved forskellige kombinationer af forbrug og produktion på vindmøller henholdsvis kraftværksenheder. Ved opslag i tabellen skal anvendes følgende størrelser: pu ( vind ) = pu ( kraft var me ) = Årsenergi _ produceret _ Årsenergi _ på _ vindmøller forbrug Årsenergi _ produceret _ på _ kraft var mevær ker Årsenergi _ forbrug En mere nøjagtig bestemmelse af tabstiden kan opnås ved først at bestemme benyttelsestiden for den energi, som en 60/10 kv transformer udveksler med et 60 kv net: T ( udveksling ) = a T ( forbrug ) + b T ( kraft var me ) c b b b + T b ( udveksling ): Benyttelsestiden for den udvekslede energi T b ( forbrug ) : Benyttelsestiden for forbruget T b ( kraft var me ) : Benyttelsestiden for produktionen på kraftværksenheder Konstanterne a, b, og c kan aflæses i tabel 2. Med benyttelsestiden for den udvekslede effekt kan tabstiden bestemmes ved hjælp af følgende udtryk: T ( udveksling ) = A T ( udveksling ) B tab b + Konstanterne A og B kan aflæses i tabel 3. 33

Appendiks D: Bestemmelse af tabstider Eksempel Årsenergiforbrug: Benyttelsestiden for forbruget: Årsproduktion på kraftværksenheder: Kraftværksenhedernes samlede mærkeeffekt: Årsproduktion på vindmøller: 20000 MWh 4500 timer 10000 MWh 2 MW 30000 MWh Benyttelsestiden for produktionen på kraftværksenhederne: T b ( kraft var me ) = Årsenergi _ produceret _ på _ kraft var mevær ker Installeret _ effekt _ på _ kraftvær ker 10000MWh = = 2MW Bestemmelse af pu værdier: 10000MWh pu ( kraft var me ) = = 0,5 20000MWh 30000MWh pu ( vindmøller ) = = 1,5 20000MWh 5000timer Beregning af benyttelsestiden for den udvekslede energi: Tb ( udveksling ) = a Tb ( forbrug ) + b Tb ( kraft var me ) + c T b ( udveksling ) = 0,02 4500 + 0 5000 + 1328 = 1418timer Beregning af tabstiden for den udvekslede energi: I tabel 3 aflæses A=0,59 og B=-245. T ( udveksling ) = A T ( udveksling ) B tab b + T tab ( udveksling ) = 0,59 1418 + ( 245 ) = 592timer 34

Appendiks D: Bestemmelse af tabstider Pu pu(vind) (kraftvarme) 0 0,1 0,3 0,5 0,7 0,9 1,5 3 5 0 Middel 2614 2139 1833 1539 947 744 633 650 675 Min. 1380 1154 884 846 797 629 554 587 615 Maks. 3222 2917 2730 2074 1220 952 758 732 746 0,1 Middel 2260 1978 1728 1246 820 686 620 647 672 Min. 1144 942 722 737 642 551 531 574 602 Maks. 3217 2951 2854 1763 1127 913 757 738 751 0,3 Middel 1648 1473 1363 847 666 618 614 653 678 Min. 817 665 542 612 494 478 511 576 608 Maks. 2380 2332 2301 1300 956 845 764 752 761 0,5 Middel 1249 1185 993 690 612 598 618 661 684 Min. 676 540 455 503 468 472 512 576 611 Maks. 2128 2188 1737 1054 858 792 747 763 772 0,7 Middel 1226 1267 880 679 627 617 631 670 690 Min. 423 362 456 530 501 502 528 581 612 Maks. 2298 2487 1469 968 836 783 753 762 780 0,9 Middel 1585 1470 930 742 681 660 655 679 696 Min. 317 323 573 563 565 549 554 588 615 Maks. 2890 2328 1390 1020 856 801 772 770 779 1,2 Middel 1945 1609 1116 895 799 751 704 698 706 Min. 465 576 744 688 671 629 593 606 621 Maks. 2989 2234 1440 1153 963 861 814 792 788 1,5 Middel 2098 1863 1331 1069 935 858 764 721 717 Min. 980 1200 1001 855 787 718 641 623 630 Maks. 2871 2331 1581 1259 1096 971 868 817 802 3 Middel 2810 2616 2131 1792 1559 1392 1107 873 792 Min. 2191 1976 1645 1425 1273 1140 915 738 686 Maks. 4026 3594 2935 2240 1824 1586 1254 988 893 5 Middel 3129 3007 2644 2339 2098 1906 1519 1105 921 Min. 2436 2282 2029 1832 1675 1529 1233 919 782 Maks. 4676 4432 3870 3248 2746 2406 1823 1270 1047 Tabel 1. Tabstider 35

Appendiks D: Bestemmelse af tabstider pu pu(vind) (kraftvarme) 0,0 0,1 0,3 0,5 0,7 0,9 1,5 3,0 5,0 0,0 a 1,00 0,85 0,67 0,44-0,03-0,01 0,00-0,01-0,01 b 0,00-0,01 0,00 0,00-0,02-0,01 0,00 0,00 0,00 c -0,07 269 430 1375 2665 2148 1647 1500 1511 0,1 a 0,93 0,84 0,79 0,28 0,01 0,02 0,02 0,02 0,02 b -0,04-0,04-0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 c 238 265-45 1542 2070 1719 1413 1343 1346 0,3 a 0,64 0,57 0,57 0,08 0,04 0,03 0,02 0,02 0,02 b -0,04-0,06-0,08 0,03 0,02 0,01 0,00 0,00 0,00 c 728 785 581 1613 1513 1393 1312 1323 1345 0,5 a 0,43 0,36 0,19 0,03 0,03 0,02 0,02 0,02 0,01 b -0,11-0,17-0,08 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 c 1218 1611 1677 1640 1468 1390 1328 1342 1360 0,7 a 0,36 0,35 0,06 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,01 b -0,40-0,46-0,16-0,08-0,05-0,04-0,01 0,00 0,00 c 2732 3065 2516 2039 1763 1625 1470 1409 1405 0,9 a 0,43 0,20 0,02 0,01 0,02 0,02 0,02 0,02 0,01 b -0,68-0,56-0,18-0,11-0,07-0,05-0,02 0,00 0,00 c 4160 4498 2963 2324 2002 1825 1601 1476 1449 1,2 a 0,21 0,07 0,00 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 b -0,58-0,34-0,10-0,06-0,04-0,03-0,01 0,00 0,00 c 5004 4297 2970 2419 2129 1957 1712 1549 1494 1,5 a 0,16 0,05-0,01 0,00 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 b -0,20 0,00 0,03 0,02 0,02 0,01 0,01 0,01 0,00 c 3715 3154 2658 2301 2094 1962 1756 1591 1526 3,0 a 0,07 0,00-0,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,01 b 0,60 0,57 0,44 0,35 0,28 0,24 0,16 0,08 0,04 c 1055 1341 1562 1632 1676 1702 1724 1681 1623 5,0 a 0,04 0,00-0,01-0,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 b 0,77 0,74 0,63 0,54 0,47 0,42 0,30 0,16 0,10 c 562 791 1059 1217 1328 1411 1575 1692 1689 Tabel 2. Tabel med konstanter til bestemmelse af benyttelsestiden for den udvekslede energi. 36

Appendiks D: Bestemmelse af tabstider Pu pu(vind) (kraftvarme) 0 0,1 0,3 0,5 0,7 0,9 1,5 3 5 0 A 0,97 0,99 1,06 0,74 0,36 0,38 0,48 0,48 0,44 B -1858-1895 -1816-819 52,5-45,5-161 -64,4 16,3 0,1 A 0,96 0,99 1,04 0,59 0,43 0,47 0,5 0,48 0,44 B -1839-1850 -1693-443 -130-196 -172-59,4 25,5 0,3 A 0,89 0,93 0,87 0,65 0,64 0,63 0,59 0,49 0,43 B -1415-1402 -1069-563 -487-413 -266-69 41,6 0,5 A 0,93 0,85 0,8 0,78 0,69 0,65 0,59 0,48 0,43 B -1239-950 -807-712 -497-403 -245-45,3 51,3 0,7 A 0,63 0,62 0,43 0,32 0,32 0,35 0,45 0,45 0,41 B -424-401 -46,9 99,16 93,7 49,6-53,9-8,18 67,9 0,9 A 0,66 0,64 0,4 0,31 0,27 0,28 0,37 0,42 0,4 B -504-457 9.187 128 183 176 60,4 24,8 76,5 1,2 A 0,81 0,76 0,52 0,43 0,37 0,36 0,39 0,4 0,39 B -882-806 -230-55,1 38,9 58,9 21 30,5 78,9 1,5 A 0,95 0,72 0,37 0,31 0,32 0,34 0,39 0,4 0,39 B -1368-591 284 292 216 130 7,48 19,8 73,9 3 A 0,59 0,56 0,41 0,3 0,25 0,22 0,21 0,28 0,34 B 437 463 714 826 826 777 593 269 138 5 A 0,7 0,67 0,57 0,48 0,41 0,36 0,27 0,24 0,28 B 228 280 485 622 698 729 714 511 311 Tabel 3. Tabel med konstanter til bestemmelse af tabstiden for den udvekslede energi. 37

Appendiks E: En luftlednings belastningsevne når der i belastningen indgår strøm fra vindmøller Appendiks E: En luftlednings belastningsevne når der i belastningen indgår strøm fra vindmøller Ved beregninger på belastningssituationer, hvor produktionen på vindmøller er dimensionerende for en luftledning, bør der tages hensyn til at vindhastigheden er høj i den dimensionerende belastningssituation. I det følgende udledes en formel, som kan anvendes til at bestemme en luftlednings belastningsevne ud fra summen af vindmøllernes mærkeeffekter og den dimensionerende kombination af produktion på decentrale kraftværksenheder og forbrug, når der ses bort fra produktion på vindmøller. Det forudsættes indledningsvis at forbrug og decentral produktion sker ved cosinus(φ) lig 1. Vindhastigheden skal ligge over 12-15 m/s ved vindmøllerne, for at de producerer mærkeeffekten. Ved luftledningen kan vindhastigheden være lavere på grund af lævirkning ved passage gennem skov eller lignende, og varmebortledningen vil endvidere afhænge af vindretningen i forhold til luftledningens orientering. I det følgende forudsættes vindhastigheden at være mindst 3 m/s ved luftledningen, når vindmøllerne producerer mærkeeffekten, hvilket er i overensstemmelse med reference [1]. En luftledning belastningsevne kan regnes at være 1,45 gange større ved 3 m/s end ved 0,6 m/s. Dette betyder, at hvis stationsmateriellet dvs. afbrydere, adskillere og strømtransformere dimensioneres for en strøm på 1,45 gange luftledningens belastningsevne ved 20 o C og 0,6 m/s, kan den øgede belastningsevne af luftledningen udnyttes til overførsel af en merproduktion fra vindmøller på 45 % af ledningens normale belastningsevne. Afkølingen af tråden ved x m/s kan tilnærmet sættes lig med afkølingen ved 0,6 m/s gange I I x 0, 6 x 0, 6 2. 0, 466 og opvarmningen af tråden kan sættes lig med opvarmningen gange Dvs. x 0, 6 0, 466 I I x 0, 6 2 eller I x 0, 233 x I0, 6. 0, 6 Ved fuld produktion på vindmøllerne kan der regnes med en minimum vindhastighed på 3 m/s. Indsat i ovenstående formel ses at for x = 3 m/s er I 3 = 1,45 I 0,6. 38

Appendiks E: En luftlednings belastningsevne når der i belastningen indgår strøm fra vindmøller På nedenstående figur ses, at såfremt luftledningen er fuldt belastet med forbrugsstrøm ved 0,6 m/s ved luftlinien og at linien gennemløbes af yderligere en vindmøllestrøm på 45 % af liniens nominelle strøm, da vil luftlinien også kunne bære det fulde forbrug og den aktuelle vindmøllestrøm ved vindhastigheder mellem 0,6 og 3 m/s. Over 3 m/s ved luftledningen vil belastningsevnen stadig være stigende med stigende vindstyrke, medens vindmølleproduktionen har nået sit maksimum ved den tilsvarende vindstyrke på 12 m/s ved vindmøllerne. Dvs., at stiger vindstyrken fortsat efter, at vindmøllerne har nået maksimal produktion, vil luftledningen heller ikke blive overbelastet. En loadflowberegning med forbrugsbelastning eksklusiv vindmøller og med ledningernes belastningsevne ved 0,5 m/s, plus en beregning med forbrugsbelastning inklusiv maksimal vindmølleproduktion ved ledningernes belastningsevne bestemt ved 3 m/s, er tilstrækkelig. Merbelastningsevne for luftledninger kontra produktion på vindmøller 160% 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% Mølleproduktion+forbrug i % af lufledningens nominelle strøm Luftledningens belastningsevne i % 0% 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 m/s ved luftledning 2 4 6 8 10 12 14 m/s ved møller Figur D.1. Merbelastningsevne på luftledninger kontra produktion på vindmøller ved forskellige vindhastigheder. En 130 mm 2 St Al luftledning kan som eksempel belastes med 442 A ved 20 o C, 0,6 m/s og 900 W/m 2 solindstråling. Dens belastningsevne ved 3 m/s kan estimeres til 145 % af belastningsevnen ved 0,6 m/s, dvs. 640 A. Er den maksimale belastning af linien eksklusiv vindmøller 440A, er der således plads til en vindmøllestrøm på 200 A, svarende til ca. 22 MW. 39

Bilag 1: Årlige udgifter til drift og vedligeholdelse af anlæg Bilag 1: Årlige udgifter til drift og vedligeholdelse af anlæg 150 kv luftledning: 3.000 kr./systemkm 150 kv kabel: 1.000 kr./systemkm 150 kv felt med 1 effektafbryder: 10.000 kr. 150 kv felt med 2 effektafbrydere: 15.000 kr. 150/60 kv transformer: 5.000 kr. 150/60 kv stationsbygning m. kontroludstyr og udendørsareal: 60 120.000 kr. 60 kv luftledning: 5.000 kr./ systemkm 60 kv kabel: 1.000 kr./ systemkm 60 kv felt: 5.000 kr. 60/10 kv transformer: 5.000 kr 60/10 kv stationsbygning m. kontroludstyr og udendørsareal: 30 60.000 kr. 40

Bilag 2: Eksempelsamling Bilag 2: Eksempelsamling B2.1. Indledning De følgende udbygningseksempler er opstillet med det formål, at belyse anvendelsen af de, i nærværende rapport, beskrevne udbygningskriterier og økonomiske kalkuler. Eksempler er udarbejdet med inspiration i virkelige udbygningssager. Dog er der af hensyn til opfyldelse af ovenstående formål, foretaget væsentlige forenklinger og ændringer i forhold til de virkelige udbygningssager. Eksempelsamlingen kan således ikke anvendes til vurdering af dispositionerne i de virkelige udbygningssager. Der er i det følgende opstillet 3 eksempler: 1) Ny 132/10 station versus renovering af indfødning til 50/10 kv station 2) Udbygning ved stor decentral produktion 3) Ny 150/60 kv station versus løbende forstærkning af 60 kv net I eksemplerne er der opstillet 2 alternative løsninger på et behov for netudbygning, der hhv. skyldes: 1) Udtjente kabelstrækninger 2) Tilslutning af decentral produktion 3) Overskridelse af netdimensioneringskriterier Alle de opstillede løsninger opfylder de i rapporten opstillede tekniske netdimensioneringskriterier. For at kunne udvælge de teknisk/økonomisk optimale løsninger, foretages der en beregning og en sammenligning af de økonomiske nøgletal for de alternative løsningers marginale omkostninger. Da målet er en udvælgelse af den bedste/billigste løsning, udelades omkostninger og investeringer der er ens for de alternative løsninger. De beregnede omkostninger afspejler således ikke de fulde omkostninger ved etablering og drift af de enkelte løsninger. Til hjælp for gennemførelse af de økonomiske kalkuler er der opstillet et regneark, hvor de i rapporten beskrevne formler og metoder er indarbejdet. Regnearket er udelukkende udviklet som værktøj ved opstilling af nærværende eksempelsamling, og er ikke gennemtestet eller låst for utilsigtet anvendelse. Regnearket kan rekvireres ved henvendelse til DEFU. Al anvendelse sker på brugerens egen regning og risiko, og der ydes ingen form for support. 41

Bilag 2: Eksempelsamling I eksemplerne er der anvendt følgende økonomiske forudsætninger: Økonomiske nøgletal Referenceår 2006 år Interessehorisont 25 år Kalkulationsrente 4,0 % Effektpris 400 kr/kw Energipris 400 kr/mwh Tabel B2.1 Økonomiske forudsætninger. Omkostninger til materiel og etablering af anlæg er fiktive, valgt ud fra gennemsnitsbetragtninger og erfaringstal. 42

Bilag 2: Eksempelsamling B2.2. Eksempel I: Ny 132/10 station versus renovering af 50/10 kv station Nærværende eksempel er opstillet med inspiration af de overvejelser NESA har gjort sig ved renovering af forsyningen til station Grønnegård (GRN). Eksemplet er opstillet med det formål at illustrere anvendelsen af de beskrevne metoder og derved stærkt simplificeret, idet der ses bort fra en række afledte virkninger i NESAs net. Eksemplet kan således ikke anvendes til vurdering af NESAs konkrete dispositioner. DYR 132 kv 2048 2024 Udtjente 50 kv kabler Udtjente 50 kv kabler 2020 2050 2020 2015 2015 2015 2020 2020 DYR 50 kv 2015 2015 2020 2020 2020 GRN 50 kv 2020 GLN 50 kv 2026 2026 2026 2028 2006 2031 DYR 10 kv GRN 10 kv Figur B2.1 Enstregsskema af forsyning til GRN før renovering. Komponenter der ikke er omfattet af mindst et af udbygningsalternativerne er udeladt af skemaet. De med rødt markerede 50 kv kabler har en høj fejlrate og bør udskiftes/renoveres. Transformere og 50 kv afbrydere er markeret med det årstal hvor de forventes udskiftet hvis nettet forbliver uændret. Følgende løsninger er her undersøgt og sammenlignet: A. Nye 50 kv kabler (2 stk.) mellem Dyregård og Grønnegård. B. Ny 132 kv forsyning til Grønnegård. B2.2.1. Beskrivelse af det nuværende 50 kv net til forsyning af GRN Station Grønnegård forsynes i dag med 2 parallelle 50 kv olie-kabler fra station DYR og 2 parallelle olie-kabler fra GLN. Disse kabelsystemer har en uacceptabel høj fejlrate og betragtes derfor som udtjente. Siden etableringen af det pågældende netafsnit, er belastningen øget væsentligt. Det er derfor relevant at undersøge hvorvidt det er teknisk/økonomisk fornuftigt at ombygge station GRN til 132 kv forsyning, i forhold til en renovering af 50 kv forsyningen til GRN. 43

Bilag 2: Eksempelsamling 50 kv felter: Selskabet har igangsat udskiftning af de ældste 50 kv afbrydere, der inden for interessehorisonten når deres forventede levealder. Afbryderne og deres forventede udskiftningsår fremgår af figur B2.1. Gennemføres der ikke nogen skrotning/forceret udskiftning forventes udskiftet jævnfør nedenstående tabel. Felt Antal Forventes udskiftet Transformerfelter 3 2015 Liniefelter 2 2015 Transformerfelter 5 2020 Liniefelter 3 2020 Budgetpris for udskiftning af et 50 kv felt vurderes til ca. 2,0 mio. kr. for et liniefelt og 2,0 mio. kr. for et transformerfelt. 132/50 kv transformere på DYR: De eksisterende 132/50 kv transformere på DYR fremgår af nedenstående tabel sammen med deres forventede tidspunkt for udskiftningen ud fra en forudsat levetid på 60 år. Navn Effekt Produktionsår Forventes udskiftet Afskrivningstid pr. 2006 Restværdi 2006 DYR T12 94/125 MVA 1988 2048 42 år 3,35 mio. kr. DYR T13 64/80 MVA 1966 2024 18 år 1,15 mio. kr. Tabel B2.2 Eksisterende 132/50 kv transformere på station DYR. Budgetpris for udskiftning af en 132/50 kv transformer er vurderet til 7,0 mio. kr., heraf 5,5 mio. kr. til transformeren. Transformerens restværdi i 2006 beregnes som genanskaffelsesværdien for en tilsvarende transformer, nedskrevet lineært til samme restlevetid, minus omkostningerne til flytning af transformeren. Levetiden for en ny transformer er vurderet til 60 år, og omkostningerne til flytning af transformeren er vurderet til 0,5 mio. kr. Hermed bliver restværdien i 2006 for T12 transformeren 5,5 42/60 0,5 = 3,35 mio. kr. 50/10 kv transformere: De eksisterende 50/10 kv transformere i DYR og GRN fremgår af nedenstående tabel sammen med deres forventede tidspunkt for udskiftningen ud fra en forudsat levetid på 60 år. 44

Bilag 2: Eksempelsamling Navn Effekt Produktionsår Forventes udskiftet Afskrivningstid pr. 2006 Restværdi 2006 GRN T1 16/20 MVA 1968 2028 22 0,80 mio. kr. GRN T2 16/20 MVA 1966 2006 0 0 mio. kr. GRN T4 16/20 MVA 1971 2031 25 0,95 mio. kr. DYR T1 16/22 MVA 1966 2026 20 0,70 mio. kr. DYR T2 16/22 MVA 1966 2026 20 0,70 mio. kr. DYR T3 16/22 MVA 1966 2026 20 0,70 mio. kr. Tabel B2.3 Eksisterende 50/10 kv transformere på station GRN og DYR. Budgetpris for udskiftning af en 50/10 kv transformer udgør ca. 3,5 mio. kr., heraf 3,0 mio. kr. til selve transformeren. Restværdien i år 2006 beregnes som beskrevet i afsnit 11.4, med en levetid på 60 år for nye transformere og 0,3 mio. kr. i omkostninger til flytning. GRN T2 har fejl i nulpunktet og udskiftes derfor allerede i 2006. 10 kv anlæg: Udskiftninger og renoveringer af 10 kv anlægget i de to konkurrerende udbygningsalternativer er identiske, og kan derfor udelades af de økonomiske kalkuler. Belastningsforhold: 50 kv stationen GRN har i 2006 en maksimal stationsbelastning på ca. 34 MVA. Denne forventes frem til 2016 at vokse til ca. 37 MVA. Ved en horisont på ca. 15-20 år estimeres belastningen til ca. 40 MVA, mens der med en horisont på 50-60 år svarende til den forventede tekniske levetid for et kabelanlæg må forventes en stigning i belastningen til 45-50 MVA. Da GLN og DYR tilhører to forskellige 132 kv øer, er det ikke muligt at forsyne GRN samtidig fra GLN og DYR. Derfor skal GRN sikres en tosidig forsyning, som hver især kan klare denne belastning. B2.2.2. Alternativ A: Udskiftning med nye 50 kv PEX-kabler Ved denne løsning etableres en alternativ forsyning via nye 50 kv PEX-kabler, mens øvrige anlægsdele udskiftes, når disse er udtjent i henhold til beskrivelsen i afsnit B2.2.1. 45

Bilag 2: Eksempelsamling DYR 132 kv 2048 2024 2006 2020 2050 2020 2015 2006 2006 2006 2006 2006 DYR 50 kv GRN 50 kv 2015 2015 2020 2020 2020 2026 2026 2026 2028 2006 2031 Figur B2.2 Enstregsskema af forsyning til GRN i alternativ A med nye 50 kv kabler til DYR. Transformere og 50 kv afbrydere er markeret med det årstal hvor de forventes udskiftet. Dette giver anledning til følgende anlægsaktiviteter. Nye kabler: Den eneste gangbare løsning med dobbelt sikker forsyning af GRN med 50 kv er, at forsyne GRN på et dobbelt stik fra DYR. Dvs. der skal etableres 2 stk. 50 kv kabler á 9 km, som erstatter de nuværende kabler på strækningen. Disse kabler skal af forsyningssikkerhedsmæssige årsager lægges i adskilte traceer. Dvs. som minimum i hver sin side af Frederikssundsvej. Kablerne designes til at kunne overføre den samlede belastning for station GRN. Dvs. de nye kabelforbindelser skal designes til en overføringsevne på 50 MVA. Denne opnås ved at etablere en forbindelse med minimum 630 Al PEX-kabel (alternativt 800 Al PEX) som nedlægges i tæt trekant. Metoderne beskrevet i rapportens appendiks C, kan anvendes i det følgende til estimering af de samlede omkostninger til tab ved de 2 alternative tværsnit. Maksimalstrømmen i dobbeltledningen beregnes ved 50 kv og tan-phi=0,3, og ud fra en forventet maksimaleffekt på 34 MW i 2006, lineært voksende til 36,7 MW i 2015, hvorefter der regnes med en lineær tilvækst i tabene på 0,5 % p.a. 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 flg. År Strøm [A] 410 414 417 421 424 428 431 435 438 442 0 Tab 630 AL PEX [kw] 106 108 110 112 114 116 118 120 122 124 0,5% Tab 800 AL PEX [kw] 83 85 86 88 89 91 92 94 95 97 0,5% Tabel B2.4 Strømbelastning og resulterende tab ved maksimalbelastning af de 2 alternative tværsnit. 46

Bilag 2: Eksempelsamling Af tabel b2.5 tabel B2.5 ses at der over interessehorisonten spares ca. 0,58 mio. kr. til tab ved valg af 800 Al PEX i forhold til 630 Al PEX. Merprisen for 800 Al PEX kablet vurderes at være større end dette beløb, hvorfor 630 Al PEX anvendes i de følgende beregninger. 630 AL PEX 800 AL PEX Diskonterede tab 1890 kw 1479 kw Tabstid 2507 h 2507 h Faktor R 1,00 1,00 Faktor s 1,00 1,00 Diskonterede tabsudgifter tkr 2.651 tkr 2.075 Tabel B2.5 Samlede udgifter til tab over interessehorisonten, angivet i nutidsværdi. Omkostningerne til etablering af de nye 50 kv kabler påregnes at blive ca. 2,0 mio. kr. per km., svarende til en samlet omkostning på 36 mio. kr. for hele kabellægningen. Linier Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Type Længde Pris Restværdi år 2031 kv 50 DYR-GRN 1 2006 år 40 3x630 AL PEX km 9,000 kr 18.000.000 kr 6.750.000 kv 50 DYR-GRN 2 2006 år 40 3x630 AL PEX km 9,000 kr 18.000.000 kr 6.750.000 Tabel B2.6 Investering og restværdi for nye 50 kv kabler. Der regnes med en afskrivningstid for kablerne på 40 år, hvorved kablerne ved udgangen af interessehorisonten har en restværdi på 6,75 mio. kr. i år 2031. Udover etableringen af de nye kabler skal der ligeledes foretages en tømning af de eksisterende 50 kv kabler, som ikke udskiftes. Omkostningen til dette udelades af beregningerne, da disse er identiske for de to konkurrerende udbygningsalternativer. 50 kv stationsanlæg: Udskiftning af de eksisterende 50 kv liniefelter i felterne i DYR og GRN foretages i forbindelse med etableringen af kabelanlægget. De resterende felter til transformere og kondensatorbatterier udskiftes i henhold til retningslinier beskrevet i afsnit B2.2.1. Med en afskrivningstid på 40 år, og en omkostning på 2 mio. kr. per felt alt inkl., giver det følgende investeringer og restværdier. Felter Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Antal Pris Restværdi år 2031 kv 50 GRN 1+2 2006 år 40 2 kr 4.000.000 kr 1.500.000 kv 50 DYR 1+2 2006 år 40 2 kr 4.000.000 kr 1.500.000 kv 50 Trf. på DYR 2015 år 40 3 kr 6.000.000 kr 3.600.000 kv 50 Trf. på DYR og GRN 2020 år 40 5 kr 10.000.000 kr 7.250.000 Tabel B2.7 Investeringer og restværdi for transformer- og liniefelter. 47

Bilag 2: Eksempelsamling Transformere: Transformerne i GRN og DYR udskiftes i henhold til planen beskrevet i afsnit B2.2.1. De transformere der forventes udskiftet inden for interessehorisonten giver følgende omkostninger: Transformere Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Mærkeeffekt Tomgangstab Pris Restværdi år 2031 50/10 GRN T2 2006 år 50 MVA 22 kw 13 kr 3.500.000 kr 1.750.000 132/50 DYR T13 2024 år 50 MVA 80 kw 50 kr 6.000.000 kr 5.160.000 50/10 DYR T1 2026 år 50 MVA 22 kw 13 kr 3.500.000 kr 3.150.000 50/10 DYR T2 2026 år 50 MVA 22 kw 13 kr 3.500.000 kr 3.150.000 50/10 DYR T3 2026 år 50 MVA 22 kw 13 kr 3.500.000 kr 3.150.000 50/10 GRN T1 2028 år 50 MVA 22 kw 13 kr 3.500.000 kr 3.290.000 50/10 GRN T4 2031 år 50 MVA 22 kw 13 kr 3.500.000 kr 3.500.000 132/50 DYR T12 2048 år 50 MVA 80 kw 50 kr - kr - Tabel B2.8 Investeringer og restværdi for 132/50 og 50/10 kv transformere. DYR T12 der først udskiftes efter udløbet af interessehorisonten, medtages af hensyn til beregning af udgifterne til drift og tab. 10 kv anlæg: Der ses bort fra udskiftningen af 10 kv anlægget, da omkostningerne til dette belaster de 2 udbygningsalternativer ens. Tab: I det følgende er der kun medtaget tab i de netkomponenter som ikke optræder i begge udbygningsalternativer. Der ses bort fra tabene i det eksisterende 132 kv net, vel vidende at tabene vil være påvirket af om effekten til GRN hentes fra 132 kv skinnen på DYR, eller 132 kv skinnerne på BAG og EBY. Kabler: Det forudsættes at belastningen på GRN fordeles ligeligt på de to kabler. Som ovenfor beskrevet beregnes maksimalstrømmen i dobbeltledningen ved 50 kv og tan-phi=0,3, 34 MW i 2006, lineært voksende til 36,7 MW i 2015, derefter en tilvækst i tabene på 0,5 % p.a. Dette giver anledning til følgende omkostninger til tab over interessehorisonten: Linier Tab i kw i år % stig. Spænding Benævnelse 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 flg. År pukraftv. puvind TB forbrug TB Kraftv. 50 kv DYR-GRN 1 106 108 110 112 114 116 118 120 122 124 0,5% 0,00 0,00 4500 h 0 h 50 kv DYR-GRN 2 106 108 110 112 114 116 118 120 122 124 0,5% 0,00 0,00 4500 h 0 h Tabstid Diskont. Faktor Faktor Udgifter til tab i interessehorisonten mid min max tab R s mid min max 2507 h h h 1890 kw 1,00 1,00 tkr 2.651,1 tkr - tkr - 2507 h h h 1890 kw 1,00 1,00 tkr 2.651,1 tkr - tkr - Tabel B2.9 Omkostninger til tab over interessehorisonten for nye 50 kv kabler. 48

Bilag 2: Eksempelsamling Transformere: Stationerne DYR og GRN er hver forsynet med 3 stk. 50/10 kv transformere, hvor af den ene på hver station er udkoblet. I beregningerne af tabene forudsættes belastningen ligeligt fordelt på de indkoblede transformere, der dermed under årsmaks bliver belastet med 75 % af deres nominelle effekt og en benyttelsestid for belastningen på 4500 timer. For 132/50 kv transformerne forudsættes en belastning på 50 % af nominel effekt og ligeledes en benyttelsestid for belastningen på 4500 timer. Tabene forudsættes at øge med 0,5 % pr. år. Ovenstående giver anledning til følgende udgifter til tab over interessehorisonten: Transformere Belastningstab i kw i år % stig. Spænding Benævnelse 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 flg. År pukraftv. puvind TB forbrug TB Kraftv. 50/10 kv GRN T2 48 48 48 49 49 49 49 50 50 50 0,5% 0,00 0,00 4500 h 0 h 132/50 kv DYR T13 73 73 73 74 74 74 75 75 75 76 0,5% 0,00 0,00 4500 h 0 h 50/10 kv DYR T1 50 50 50 50 50 51 51 51 52 52 0,5% 0,00 0,00 4500 h 0 h 50/10 kv DYR T2 50 50 50 50 50 51 51 51 52 52 0,5% 0,00 0,00 4500 h 0 h 50/10 kv DYR T3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0% 0,00 0,00 4500 h 0 h 50/10 kv GRN T1 50 50 50 50 50 51 51 51 52 52 0,5% 0,00 0,00 4500 h 0 h 50/10 kv GRN T4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0% 0,00 0,00 4500 h 0 h 132/50 kv DYR T12 73 73 73 74 74 74 75 75 75 76 0,5% 0,00 0,00 4500 h 0 h Tabstid Diskonterede Faktor Faktor Driftstimer Udgifter til tab i interessehorisonten mid min max bel.tab tomg.tab R s mid min max 2507 h h h 785 kw 203 kw 1,00 1,00 8760 h tkr 1.894,2 tkr - tkr - 2507 h h h 1190 kw 781 kw 1,00 1,00 8760 h tkr 4.719,4 tkr - tkr - 2507 h h h 813 kw 203 kw 1,00 1,00 8760 h tkr 1.933,0 tkr - tkr - 2507 h h h 813 kw 203 kw 1,00 1,00 8760 h tkr 1.933,0 tkr - tkr - 2507 h h h 0 kw 203 kw 0,00 1,00 0 h tkr - tkr - tkr - 2507 h h h 813 kw 203 kw 1,00 1,00 8760 h tkr 1.933,0 tkr - tkr - 2507 h h h 0 kw 203 kw 0,00 1,00 0 h tkr - tkr - tkr - 2507 h h h 1190 kw 781 kw 1,00 1,00 8760 h tkr 4.719,4 tkr - tkr - Tabel B2.10 Omkostninger til tab over interessehorisonten for udvalgte transformere. 49

Bilag 2: Eksempelsamling Driftsomkostninger: Ved beregning af de samlede driftsomkostninger anvendes følgende årlige omkostninger: 50 kv Kabler: 1.000 kr. per km., år 50/10 og 132/50 kv trf: 5.000 kr. per år 50 kv felter: 5.000 kr. per år Linier Spænding Benævnelse 2006 2007 2008 2009 2010 2 50 kv DYR-GRN 1 9 9 9 9 9 50 kv DYR-GRN 2 9 9 9 9 9 Transformere Spænding Benævnelse 2006 2007 2008 2009 2010 50/10 kv GRN T2 5 5 5 5 5 132/50 kv DYR T13 5 5 5 5 5 50/10 kv DYR T1 5 5 5 5 5 50/10 kv DYR T2 5 5 5 5 5 50/10 kv DYR T3 5 5 5 5 5 50/10 kv GRN T1 5 5 5 5 5 50/10 kv GRN T4 5 5 5 5 5 132/50 kv DYR T12 5 5 5 5 5 Felter Spænding Benævnelse 2006 2007 2008 2009 2010 50 kv GRN 1+2 10 10 10 10 10 50 kv DYR 1+2 10 10 10 10 10 50 kv Trf. på DYR 15 15 15 15 15 50 kv Trf. på DYR og GRN 25 25 25 25 25 t.kr/år Diskonterede 2026 2027 2028 2029 2030 flg. år udgifter 9 9 9 9 9 9 tkr 140,6 9 9 9 9 9 9 tkr 140,6 t.kr/år Diskonterede 2026 2027 2028 2029 2030 flg. år udgifter 5 5 5 5 5 5 tkr 78,1 5 5 5 5 5 5 tkr 78,1 5 5 5 5 5 5 tkr 78,1 5 5 5 5 5 5 tkr 78,1 5 5 5 5 5 5 tkr 78,1 5 5 5 5 5 5 tkr 78,1 5 5 5 5 5 5 tkr 78,1 5 5 5 5 5 5 tkr 78,1 t.kr/år Diskonterede 2026 2027 2028 2029 2030 flg. år udgifter 10 10 10 10 10 10 tkr 156,2 10 10 10 10 10 10 tkr 156,2 15 15 15 15 15 15 tkr 234,3 25 25 25 25 25 25 tkr 390,6 Tabel B2.11 Driftsomkostninger for nye kabler og udvalgte transformere og felter. Økonomisk sammenligningsgrundlag: Det økonomiske grundlag for sammenligning af de to konkurrerende udbygningsalternativer udgør summen af investeringer og løbende omkostninger (tab + drift og vedligeholdelse), fratrukket restværdien af anlægsaktiverne ved udløbet af interessehorisonten. Alt sammen beregnet for de komponenter som udgør en forskel mellem de to udbygningsalternativer, og alt sammen tilbageregnet til 2006 værdier. 50

Bilag 2: Eksempelsamling Linier Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 50 kv DYR-GRN 1 tkr 18.000 tkr 2.532 tkr 2.792 tkr 18.260 50 kv DYR-GRN 2 tkr 18.000 tkr 2.532 tkr 2.792 tkr 18.260 Transformere Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 50/10 GRN T2 tkr 3.500 tkr 656 tkr 1.972 tkr 4.816 132/50 DYR T13 tkr 2.962 tkr 1.936 tkr 4.798 tkr 5.824 50/10 DYR T1 tkr 1.597 tkr 1.182 tkr 2.011 tkr 2.427 50/10 DYR T2 tkr 1.597 tkr 1.182 tkr 2.011 tkr 2.427 50/10 DYR T3 tkr 1.597 tkr 1.182 tkr 78 tkr 494 50/10 GRN T1 tkr 1.477 tkr 1.234 tkr 2.011 tkr 2.254 50/10 GRN T4 tkr 1.313 tkr 1.313 tkr 78 tkr 78 132/50 DYR T12 tkr - tkr - tkr 4.798 tkr 4.798 Felter Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 50 kv GRN 1+2 tkr 4.000 tkr 563 tkr 156 tkr 3.594 50 kv DYR 1+2 tkr 4.000 tkr 563 tkr 156 tkr 3.594 50 kv Trf. på DYR tkr 4.216 tkr 1.350 tkr 234 tkr 3.099 50 kv f. på DYR og GRtkr 5.775 tkr 2.720 tkr 391 tkr 3.446 Tabel B2.12 Omkostninger i 2006 værdier for udvalgte komponenter. Sum Totaler Investering Restværdi Løb. omk. Total Linier tkr 36.000 tkr 5.064 tkr 5.583 tkr 36.519 Transformere tkr 14.044 tkr 8.684 tkr 17.757 tkr 23.117 Felter tkr 17.990 tkr 5.195 tkr 937 tkr 13.732 Stationsbygninger mm. tkr - tkr - tkr - tkr - I alt tkr 68.034 tkr 18.943 tkr 24.278 tkr 73.368 Tabel B2.13 Økonomisk sammenligningsværdi for alternativ A. 51

Bilag 2: Eksempelsamling B2.2.3. Alternativ B: Etablering af 132 kv forsyning til GRN Ved denne løsning foretages en gennemgribende renovering af nettet, idet der etableres en ny 132 kv forsyning fra BAG og EBY. 2006 2006 DYR 132 kv 2006 EBY 132 kv 2006 2006 GRN 132 kv 2006 2006 2006 BAG 132 kv 2007 2007 2006 2006 DYR 10 kv GRN 10 kv Figur B2.3 Enstregsskema af forsyning til GRN i alternativ B med 132 kv forbindelse til EBY og BAG, samt ombygning af DYR og GRN til 132/10 kv station. Transformere og afbrydere er markeret med det årstal hvor de forventes etableret. Ombygningen af DYR og GRN til 132/10 kv, muliggør at 50 kv anlægget i området kan sløjfes, hvorved der frigøres 50/10 kv transformere til anvendelse andre steder i nettet. Kabler: Netberegninger har vist at 132 kv kabler på strækningerne BAG-GRN (ca. 2 km) og GRN-EBY (ca. 10 km) er en teknisk fornuftig løsning af 132 kv forsyningen til GRN, der samtidig er fremtidssiker, idet den senere kan videre udbygges mod syd når også 50 kv kablerne i dette område skal renoveres. Da de nye kabelforbindelser indgår i det samlede 132 kv transmissionsnet, etableres disse med 630 Al PEX kabler. Kablerne etableres for en gennemsnitlig pris på 2,5 mio. kr. per km, alt inklusiv. Linier Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Type Længde Pris Restværdi år 2031 kv 132 BAG-GRN 2006 år 40 630 Al PEX km 2,000 kr 5.000.000 kr 1.875.000 kv 132 GRN-EBY 2006 år 40 630 Al PEX km 10,000 kr 25.000.000 kr 9.375.000 Tabel B2.14 Investering og restværdi for nye 132 kv kabler. 52

Bilag 2: Eksempelsamling Udover etableringen af de nye kabler skal der ligeledes foretages en tømning af de eksisterende 50 kv kabler som ikke udskiftes. Omkostningen til dette udelades af beregningerne, da disse er identiske for de to konkurrerende udbygningsalternativer. 132 kv stationsanlæg: Ved denne løsning kan både DYR og GRN ombygges til at være 132/10 kv stationer. GRN etableres i en ny bygning med 4 felter på det halve stationsareal og i DYR erstattes de eksisterende 132/50 kv transformere med nye 132/10 kv transformere. Station BAG og EBY udvides med et ekstra liniefelt. På station DYR genanvendes de eksisterende 132 kv transformerfelter. De samlede omkostninger til etablering af et 132 kv transformer-/liniefelt er estimeret til 5,0 mio. kr. Ved en afskrivningstid på 40 år, opnås følgende investeringsomkostninger i 2006 og restværdier i 2031. Felter Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Antal afbrydere Pris Restværdi år 2031 kv 132 GRN trf.felter 2006 år 40 2 kr 10.000.000 kr 3.750.000 kv 132 GRN liniefelter 2006 år 40 2 kr 10.000.000 kr 3.750.000 kv 132 BAG liniefelt 2006 år 40 1 kr 5.000.000 kr 1.875.000 kv 132 EBY liniefelt 2006 år 40 1 kr 5.000.000 kr 1.875.000 Tabel B2.15 Investeringer og restværdi for transformer- og liniefelter. 132/10 kv transformere: Der påregnes indkøbt i alt 4 stk. 132/10 kv transformere med en ydeevne på 45/30 MVA. Pris pr. stk. forventes at blive 3,5 mio. kr. alt inklusiv. Transformerne i GRN forventes etableret i 2006, mens de tilsvarende transformere i DYR opsættes i 2007. Transformere Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Mærkeeffekt Tomgangstab Pris Restværdi år 2031 132/10 GRN 132 T1 2006 år 50 MVA 45/31,5 kw 11 kr 3.500.000 kr 1.750.000 132/10 GRN 132 T2 2006 år 50 MVA 45/31,5 kw 11 kr 3.500.000 kr 1.750.000 132/10 DYR 132 T1 2007 år 50 MVA 45/31,5 kw 11 kr 3.500.000 kr 1.820.000 132/10 DYR 132 T2 2007 år 50 MVA 45/31,5 kw 11 kr 3.500.000 kr 1.820.000 50/10 * GRN T1 2006 år 22 MVA 22 kw kr -800.000 kr - 50/10 * GRN T4 2006 år 25 MVA 22 kw kr -950.000 kr - 50/10 * DYR T1 2007 år 20 MVA 22 kw kr -700.000 kr - 50/10 * DYR T2 2007 år 20 MVA 22 kw kr -700.000 kr - 50/10 * DYR T3 2007 år 20 MVA 22 kw kr -700.000 kr - 132/50 * DYR T13 2007 år 42 MVA 80 kw kr -3.500.000 kr - 132/50 * DYR T12 2007 år 18 MVA 80 kw kr -1.150.000 kr - Tabel B2.16 Investeringer og restværdi for 132/10 kv transformere. Transformere på DYR og GRN som nedtages i forbindelse med ombygning af DYR og GRN til 132/10 kv station er markeret med *. Værdien af de tiloversblevne transformere i DYR og GRN (markeret med *), som ikke har opbrugt deres levetid, anføres som en negativ omkostning i hhv. 2006 og 2007 hvor de forventes nedtaget. Transformernes restværdi er beregnet i tabel B2.3. 53

Bilag 2: Eksempelsamling 10 kv anlæg Der ses bort fra udskiftningen af 10 kv anlægget, da omkostningerne til dette belaster de 2 udbygningsalternativer ens. Tab: I det følgende er der kun medtaget de tab i netkomponenterne som forventes at være forskellige i de 2 udbygningsalternativer. Der ses bort fra tabene i det eksisterende 132 kv net, vel vidende at tabene vil være påvirket af om effekten til GRN hentes fra 132 kv skinnen på DYR, eller 132 kv skinnerne på BAG og EBY. Kabler: Tabene i den nye 132 kv strækning vil være bestemt af dels belastningen på station GRN og transitten gennem strækningen som et led i det formaskede 132 kv net. For at forenkle beregningerne ses der bort fra transiteffekten, idet det forudsættes, at der sker en reduktion af tabene i det øvrige 132 kv net, svarende til tabene hidhørende fra transitten i den nye strækning. Det forudsættes endvidere at belastningen på GRN fordeler sig ligeligt på de 2 kabler, hvilket i praksis ikke vil være tilfældet. Herved opnås der lidt større tab end ved fordeling efter strømdelerprincippet, og dermed kompenseres der delvist for den manglende transiteffekt ved beregning af tabene. Tabene i kablerne er beregnet ved 84 A, svarende til 37 MW, fordelt på 2 kabler ved 132 kv og tan-phi=0,3. Der regnes med en årlig tilvækst i tabene på 0,5 %, hvorved der opnås følgende omkostninger til tab. Linier Tab i kw i år % stig. Spænding Benævnelse 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 flg. År pukraftv. puvind TB forbrug TB Kraftv. 132 kv BAG-GRN 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,1 2,1 2,1 0,5% 0,00 0,00 4500 h 0 h 132 kv GRN-EBY 9,9 10,0 10,0 10,1 10,1 10,2 10,2 10,3 10,3 10,4 0,5% 0,00 0,00 4500 h 0 h Tabstid Diskont. Faktor Faktor Udgifter til tab i interessehorisonten mid min max tab R s mid min max 2507 h h h 33 kw 1,00 1,00 tkr 45,7 tkr - tkr - 2507 h h h 163 kw 1,00 1,00 tkr 228,7 tkr - tkr - Tabel B2.17 Omkostninger til tab over interessehorisonten for nye 132 kv kabler. Transformere: 132/10 kv transformerne på station GRN vil i udgangsåret være belastet ca. 61 % af deres nominelle effekt (31,5 MVA) hvis belastningen fordeles ligeligt mellem de to transformere. Antages transformernes at have et kobbertab på 125 kw ved nominel belastning, vil tabene i transformerne udgøre 0,61^2*125 kw = 47 kw. Der forventes tilsvarende belastning/tab for transformerne på station DYR. 54

Bilag 2: Eksempelsamling Tabene forudsættes at øge med 0,5 % pr. år og der regnes med en benyttelsestid for belastningen på 4500 timer. Ovenstående giver anledning til følgende udgifter til tab over interessehorisonten: Transformere Belastningstab i kw i år % stig. Spænding Benævnelse 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 flg. År pukraftv. puvind TB forbrug TB Kraftv. 132/10 kv GRN 132 T1 47 47 47 47 47 48 48 48 48 49 0,5% 0,00 0,00 4500 h 0 h 132/10 kv GRN 132 T2 47 47 47 48 48 48 48 49 49 49 0,5% 0,00 0,00 4500 h 0 h 132/10 kv DYR 132 T1 47 47 48 48 48 48 49 49 49 0,5% 0,00 0,00 4500 h 0 h 132/10 kv DYR 132 T2 47 47 48 48 48 48 49 49 49 0,5% 0,00 0,00 4500 h 0 h 50/10 kv * GRN T1 0,0% 0,00 0,00 4500 h 0 h 50/10 kv * GRN T4 0,0% 0,00 0,00 4500 h 0 h 50/10 kv * DYR T1 50 0,0% 0,00 0,00 4500 h 0 h 50/10 kv * DYR T2 0 0,0% 0,00 0,00 4500 h 0 h 50/10 kv * DYR T3 50 0,0% 0,00 0,00 4500 h 0 h 132/50 kv * DYR T13 73 0,0% 0,00 0,00 4500 h 0 h 132/50 kv * DYR T12 73 0,0% 0,00 0,00 4500 h 0 h Tabstid Diskonterede Faktor Faktor Driftstimer Udgifter til tab i interessehorisonten mid min max bel.tab tomg.tab R s mid min max 2507 h h h 764 kw 172 kw 1,00 1,00 8760 h tkr 1.742,3 tkr - tkr - 2507 h h h 772 kw 172 kw 1,00 1,00 8760 h tkr 1.753,5 tkr - tkr - 2507 h h h 740 kw 172 kw 1,00 1,00 8760 h tkr 1.709,4 tkr - tkr - 2507 h h h 740 kw 172 kw 1,00 1,00 8760 h tkr 1.709,4 tkr - tkr - 2507 h h h 0 kw 0 kw 1,00 1,00 8760 h tkr - tkr - tkr - 2507 h h h 0 kw 0 kw 1,00 1,00 8760 h tkr - tkr - tkr - 2507 h h h 48 kw 0 kw 1,00 1,00 8760 h tkr 67,4 tkr - tkr - 2507 h h h 0 kw 0 kw 1,00 1,00 8760 h tkr - tkr - tkr - 2507 h h h 48 kw 0 kw 1,00 1,00 8760 h tkr 67,4 tkr - tkr - 2507 h h h 70 kw 0 kw 1,00 1,00 8760 h tkr 98,5 tkr - tkr - 2507 h h h 70 kw 0 kw 1,00 1,00 8760 h tkr 98,5 tkr - tkr - Tabel B2.18 Omkostninger til tab over interessehorisonten for udvalgte transformere. Driftsomkostninger: Der anvendes samme omkostninger for drift som i udbygningsalternativ A: Linier Spænding Benævnelse 2006 2007 2008 2009 2010 132 kv BAG-GRN 2 2 2 2 2 132 kv GRN-EBY 10 10 10 10 10 Transformere Spænding Benævnelse 2006 2007 2008 2009 2010 132/10 kv GRN 132 T1 5 5 5 5 5 132/10 kv GRN 132 T2 5 5 5 5 5 132/10 kv DYR 132 T1 5 5 5 5 132/10 kv DYR 132 T2 5 5 5 5 50/10 kv * GRN T1 50/10 kv * GRN T4 50/10 kv * DYR T1 5 50/10 kv * DYR T2 5 50/10 kv * DYR T3 5 132/50 kv * DYR T13 5 132/50 kv * DYR T12 5 t.kr/år Diskonterede 2026 2027 2028 2029 2030 flg. år udgifter 2 2 2 2 2 2 tkr 31,2 10 10 10 10 10 10 tkr 156,2 t.kr/år Diskonterede 2026 2027 2028 2029 2030 flg. år udgifter 5 5 5 5 5 5 tkr 78,1 5 5 5 5 5 5 tkr 78,1 5 5 5 5 5 5 tkr 76,2 5 5 5 5 5 5 tkr 76,2 tkr - tkr - tkr 4,8 tkr 4,8 tkr 4,8 tkr 4,8 tkr 4,8 Felter Spænding Benævnelse 2006 2007 2008 2009 2010 132 kv GRN trf.felter 20 20 20 20 20 132 kv GRN liniefelter 20 20 20 20 20 132 kv BAG liniefelt 10 10 10 10 10 132 kv EBY liniefelt 10 10 10 10 10 t.kr/år Diskonterede 2026 2027 2028 2029 2030 flg. år udgifter 20 20 20 20 20 20 tkr 312,4 20 20 20 20 20 20 tkr 312,4 10 10 10 10 10 10 tkr 156,2 10 10 10 10 10 10 tkr 156,2 Tabel B2.19 Driftsomkostninger for nye kabler og udvalgte transformere og felter. 55

Bilag 2: Eksempelsamling Økonomisk sammenligningsgrundlag: De i ovenstående beskrevne investeringer og omkostninger til drift og tab, er omregnet til 2006 værdier og listet i nedenstående tabeller: Linier Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 132 kv BAG-GRN kr 5.000 kr 703 kr 77 kr 4.374 132 kv GRN-EBY kr 25.000 kr 3.517 kr 385 kr 21.868 Transformere Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 132/10 GRN 132 T1 kr 3.500 kr 656 kr 1.820 kr 4.664 132/10 GRN 132 T2 kr 3.500 kr 656 kr 1.832 kr 4.675 132/10 DYR 132 T1 kr 3.365 kr 683 kr 1.786 kr 4.468 132/10 DYR 132 T2 kr 3.365 kr 683 kr 1.786 kr 4.468 50/10 * GRN T1 kr -800 kr - kr - kr -800 50/10 * GRN T4 kr -950 kr - kr - kr -950 50/10 * DYR T1 kr -673 kr - kr 72 kr -601 50/10 * DYR T2 kr -673 kr - kr 5 kr -668 50/10 * DYR T3 kr -673 kr - kr 72 kr -601 132/50 * DYR T13 kr -3.365 kr - kr 103 kr -3.262 132/50 * DYR T12 kr -1.106 kr - kr 103 kr -1.002 Felter Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 132 kv GRN trf.felter kr 10.000 kr 1.407 kr 312 kr 8.906 132 kv GRN liniefelter kr 10.000 kr 1.407 kr 312 kr 8.906 132 kv BAG liniefelt kr 5.000 kr 703 kr 156 kr 4.453 132 kv EBY liniefelt kr 5.000 kr 703 kr 156 kr 4.453 Tabel B2.20 Omkostninger i 2006 værdier for udvalgte komponenter. Totaler Investering Restværdi Løb. omk. Total Linier tkr 30.000 tkr 4.220 tkr 462 tkr 26.242 Transformere tkr 5.490 tkr 2.678 tkr 7.579 tkr 10.391 Felter tkr 30.000 tkr 4.220 tkr 937 tkr 26.717 Stationsbygninger mm. tkr - tkr - tkr - tkr - I alt tkr 65.490 tkr 11.118 tkr 8.978 tkr 63.350 Tabel B2.21 Økonomisk sammenligningsværdi for alternativ B. B2.2.4. Sammenfatning I tabel B2.13 og tabel B2.21 er de udvalgte investeringer, restværdier og løbende omkostninger summeret for de to udbygningsalternativer. Som tidligere beskrevet er investeringer og omkostninger som er ens i de to udbygningsalternativer udeladt, idet det er forskellen i de samlede omkostninger der er interessant. Sammenligningsgrundlaget er således 73,4 mio. kr. for alternativ A, og 63,7 mio. kr. for alternativ B. Udbygningsalternativ B er således ca. 10 mio. kr. billigere end udbygningsalternativ A, set over den valgte interessehorisont på 25 år. Besparelsen hentes primært ved lavere driftsomkostninger, og ved at den store investering som alternativ B indbefatter, delvist betales af restværdien af de 132/50 kv og 50/10 kv transformere som frigives ved ombygning af GRN og DYR til 132/10 kv. 56

Bilag 2: Eksempelsamling En øget interessehorisont vil således gøre alternativ B endnu mere attraktiv. Ved at ændre på interessehorisonten kan det vises at de to alternativer bliver økonomisk ligeværdige ved en interessehorisont på ca. 16 år. Ud over de økonomiske fordele ved alternativ B, eksisterer der andre fordele ved denne løsning. Herunder mulighed for udbygning når øvrige 50 kv kabler skal renoveres i området, og mulighed for anden anvendelse af stationsarealet på station DYR, når 50 kv delen kan nedtages. Ikke mindst giver 132 kv løsningen med ringforbindelsen et net der er væsentligt bedre rustet til uforudsete stigninger i belastningen end 50 kv løsningen med GRN på dobbelt stik. 57

Bilag 2: Eksempelsamling B2.3. Eksempel II: Udbygning ved stor decentral produktion Dette eksempel er opstillet med inspiration i udvidelse af en vindmøllepark ved Vejlerne i Nordjylland og dennes tilslutning til nettet. På figur B2.4 er vist et enstregsskema over det relevante 150- og 60 kv net. Den nye etape af vindmølleparken skal tilsluttes 60/10 kv station KLF, hvor den første etape også er tilsluttet. Luftledningen bærer normalt effekten fra den decentrale produktion på BRÆ, KLF og AGS - der langt overstiger maksimal belastningen på disse stationer til 150/60 kv station FRT. Luftledningen FRT til B over det naturreservatet Vejlerne er imidlertid planlagt nedtaget/kabellagt. Herved kan BRÆ, KLF og AGS omlægges til 150/60 kv station FRD, hvilket vil betyde en lang transportvej for den decentrale produktion. Alternativt kan der etableres et nyt 60 kv kabel over Vejlerne. Begge løsninger omfatter kun 60 kv nettet. FRT Luftledning skrottes ifølge kabelhandlingsplan B BRÆ FJR BRV FRD A 150 kv 60 kv KLF AGS 60 kv 150 kv G Ny etappe af vindmøllepark Figur B2.4 Enstregsskema af det for eksemplet relevante 150- og 60 kv net. 150 kv forbindelsen mellem FRT og FRD går tæt forbi station KLF. En alternativ løsning er derfor at etablere en simplificeret 150/60 kv station på en T-afgrening ved KLF. B2.3.1. Nuværende netforhold 60 kv net: En del af 60 kv luftledningen mellem FRT og BRÆ går gennem Danmarks største naturvidenskabelige reservat Vejlerne. Af hensyn til miljøet er det derfor besluttet at nedlægge denne strækning som et led i den jysk/fynske kabelhandlingsplan. Uden etablering af en alternativ forbindelse enten ved en kabellægning af FRT-BRÆ, eller ved en ny forbindelse fra AGS syd over Aggersund, vil stationerne AGS, KLF, BRÆ, FJR og BRV stå uden alternativ 60 kv forsyning i tilfælde af havari på BRV-FRD. 58

Bilag 2: Eksempelsamling I forbindelse med nettilslutning af vindmølleparken opstilles der en ny 60 kv transformer med tilhørende felter mm. Dette gennemføres ens i de to udbygningsalternativer og udelades derfor af beregningerne. Renovering/udskiftning af eksisterende 150-10 kv anlæg: Ud over nedtagningen af 60 kv linien over Vejlerne, indregnes der i dette eksempel ikke omkostninger til den løbende udskiftning og renovering af 150-10 kv anlæggene i det pågældende net. Det vurderes at udbygningsalternativerne overordnet set vil have sammenlignelig indvirkning på de fremtidige omkostninger til renoveringer og udskiftninger af de ikke berørte anlægsdele. Belastningsforhold: Følgende belastninger indgår i udgangsåret for stationerne: 60/10 kv station FRD BRV FJR BRÆ KLF AGS Stations maks 1,5 MW 6,0 MW 4,2 MW 4,0 MW 1,5 MW 1,2 MW Stations min 1,0 MW 3,6 MW 2,4 MW 2,6 MW 0,6 MW 0,6 MW Vindmøller -18,0 MW -3,0 MW -7,2 MW -10,3 MW -24,7 MW -9,0 MW Kraftvarme -0,8 MW -6,2 MW Energi Belastning 6,8 GWh 27,0 GWh 18,9 GWh 18,0 GWh 6,8 GWh 5,4 GWh Energi Vind 36,0 GWh 6,0 GWh 14,4 GWh 20,6 GWh 49,4 GWh 18,0 GWh Energi Kraftvarme 3,2 GWh 22,0 GWh Tabel B2.22 Stationsbelastninger i udgangsåret. Den decentrale produktion er dominerende for samtlige stationsbelastninger. Som dimensionerende belastningssituation anvendes den belastningskombination der giver den årlige maksimal belastning for hver enkelt netkomponent. Der skal her tages hensyn til udligning mellem produktionsbelastninger og decentral produktion. Ideelt bør der indsamles dataserier for middeleffekten i hvert kvarter, opdelt på belastning, vindmøller og decentral produktion under hver station. Disse tidsserier kan så kombineres for hver netkomponent afhængig af koblingen i nettet. I dette tilfælde er sådanne detaljerede data ikke tilgængelige. I stedet anvendes belastningskombinationen af 50 % stationsmaks. og fuld produktion på kraftværksenheder og vindmøller, reduceret med estimerede udligningsfaktorer, som dimensionerende belastningskombination. Til estimering af tabstiderne for tabene i linierne, har vi behov for at kende forholdet mellem det årlige energiforbrug og hhv. den årlige produktion på vindmøller, hhv. decentrale kraftværksenheder, der ligger nedstrøms for linien. Til det brug er der i tabel B2.22 indsat nogle fiktive årsenergier for de tre kategorier. 59

Bilag 2: Eksempelsamling B2.3.2. Alternativ A: Kabellægning af 60 kv luftledning over Vejlerne I dette udbygningsalternativ erstattes luftledningen over vejlerne med et nyt 60 kv kabel, se figur B2.5. FRT BRÆ FJR BRV FRD Nyt 60 kv kabel B A 150 kv 60 kv KLF G AGS G 60 kv 150 kv Figur B2.5 Enstregsskema for 60 kv net i udbygningsalternativ A. 60/10 kv transformerne er af hensyn til overskueligheden udeladt. For at mindske tabene i 60 kv nettet omlægges station BRÆ til station FRD i normalkoblingen. Nyt kabel: Den nye kabelstrækning forudsættes udført med 400 Al PEX kabler. Den samlede kabellængde fra KLF til FRT estimeres til 13 km. Kablet forventes at have en pris på ca. 1,5 mio. kr. pr. km. Linier Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Type Længde Pris Restværdi år 2031 kv 60 FRD-BRV år 176 st-al km 2,660 kr - kr - kv 60 BRV-FJR år 176 st-al km 17,530 kr - kr - kv 60 FJR-BRÆ år 176 st-al km 1,700 kr - kr - kv 60 BRÆ-A år 176 st-al km 0,700 kr - kr - kv 60 A-B år 70 Cu km 6,100 kr - kr - kv 60 FRT-B 2006 år 50 400 Al PEX km 13,000 kr 19.500.000 kr 9.750.000 kv 60 B-KLF år 240 Cu km 2,700 kr - kr - kv 60 KLF-AGS år 240 Cu km 7,400 kr - kr - Tabel B2.23 Investering og restværdi for nyt 60 kv kabel, samt data for eksisterende ledningsstrækninger. De eksisterende ledningsstrækninger er medtaget i tabel B2.23 af hensyn til beregning af nettabene i disse. Transformere: Der foretages ingen ændringer i transformerkapaciteterne i forbindelse med udbygningsalternativet. I det konkurrerende udbygningsalternativ indgår samme transformere som i dette, hvorfor transformerne udelades af kalkulerne. Felter: Den nye kabelstrækning tilsluttet det allerede eksisterende 60 kv felt på station FRT. Der foretages ikke yderligere investeringer i felter. 60

Bilag 2: Eksempelsamling Tab: Der foretages en estimering af omkostningerne til nettab i interessehorisonten for de netkomponenter der er forskellige i de to udbygningsalternativer, og for de netkomponenter i hvilke tabene er forskellige i de to udbygningsalternativer. Da effektflowet i 60 kv nettet mellem FRD og FRT, samt stikket til AGS ændres indgår disse i beregningerne. Der foretages ikke ændringer blandt 60/10 kv transformerne, eller ændringer af effektflowet gennem disse, hvorfor disse udelades af beregningerne. Det vurderes at nettabene i 150/60 kv transformerne, samt i 150 kv nettene ikke er væsentlig forskellig i de to udbygningsalternativer. Disse udelades derfor af beregningerne. Herved betragtes følgende effekt- og energiflow i udgangsåret, idet AGS og KLF omlægges til FRT, og BRÆ omlægges til FRD. Sum årsmaks. Sum årsenergi Linie Forbrug Vind Kraftvarme Forbrug Vindprod. Kraftvarme FRD-BRV 14,2 MW 4,3 MVAr -20,5 MW 1,0 MVAr -6,2 MW 0,0 MVAr 63,9 GWh 41,0 GWh 22,0 GWh BRV-FJR 8,2 MW 2,5 MVAr -17,5 MW 0,9 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 36,9 GWh 35,0 GWh 0,0 GWh FJR-BRÆ 4,0 MW 1,2 MVAr -10,3 MW 0,5 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 18,0 GWh 20,6 GWh 0,0 GWh BRÆ-A 0,0 MW 0,0 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 0,0 GWh 0,0 GWh 0,0 GWh A-B 0,0 MW 0,0 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 0,0 GWh 0,0 GWh 0,0 GWh FRT-B 2,7 MW 0,8 MVAr -33,7 MW 1,7 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 12,2 GWh 67,4 GWh 0,0 GWh B-KLF 2,7 MW 0,8 MVAr -33,7 MW 1,7 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 12,2 GWh 67,4 GWh 0,0 GWh KLF-AGS 1,2 MW 0,4 MVAr -9,0 MW 0,5 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 5,4 GWh 18,0 GWh 0,0 GWh Tabel B2.24 Effekt- og energiflow i 60 kv linier fordelt på forbrug, vind og kraftvarme. Som dimensionerende belastningssituation vælges fuld decentral produktion kombineret med 50 % af maksimal belastning på stationerne. For linier der gennemløbes af effekt til flere stationer reduceres sum-effekten med en udligningsfaktor. Der regnes med en tangens(φ) på 0,3 for forbrug, -0,05 for vindmøller og 0 for kraftværksenheder. Herved opnås følgende udlignede belastninger og tab i 60 kv linierne: Linie Type Længde Udlig. Effekt Strøm Tab pukr.v puvind TB forbr. TB Kraftv. FRD-BRV Luftled. 176 st-al 2,7 km 85% -16,7 MW 2,7 MVAr 162 A 40 kw 0,34 0,64 4500 3548 BRV-FJR Luftled. 176 st-al 17,5 km 90% -12,1 MW 1,9 MVAr 117 A 139 kw 0,00 0,95 4500 FJR-BRÆ Luftled. 176 st-al 1,7 km 100% -8,3 MW 1,1 MVAr 81 A 6 kw 0,00 1,14 4500 BRÆ-A Luftled. 176 st-al 0,7 km 100% 0,0 MW 0,0 MVAr 0 A 0 kw 0,00 0,00 A-B Luftled. 70 Cu 6,1 km 100% 0,0 MW 0,0 MVAr 0 A 0 kw 0,00 0,00 FRT-B Kabel 400 Al 17,0 km 95% -30,7 MW 2,0 MVAr 296 A 348 kw 0,00 5,00 4500 B-KLF Kabel 240 Cu 2,7 km 95% -30,7 MW 2,0 MVAr 296 A 54 kw 0,00 5,00 4500 KLF-AGS Kabel 240 Cu 7,4 km 100% -8,4 MW 0,6 MVAr 81 A 11 kw 0,00 3,33 4500 Tabel B2.25 Estimering af nettab og p.u. værdier for kraftvarme og vindkraft. 61

Bilag 2: Eksempelsamling Tabene er hovedsageligt defineret ved den decentrale produktion. Det antages derfor at tabene er konstante i interessehorisonten. Diskonteringsfaktoren for tabene kan hermed beregnes af formel C.3 4 1 (1 + ) α = 100 4 100 25 = 15 62 t, Indsat i formel C1, med de i tabel B2.1 angivne nøgletal, kan tabene opgøres til: K = P ( 400 kr / kw + 0, 4 kr / kwh T ) 15 62 tab b tab, Ved at anvende pu værdierne for hhv. kraftvarme og vind, samt benyttelsestiden for forbruget og kraftvarmen under hver 60/10 kv station, kan tabstiderne T tab bestemmes ved opslag i tabel 2 og tabel 3 i appendiks D. Afrundes puvind til 0,7 og pukraftvarme til 0,3, aflæses a=0,04, b=0,02, c=1513 i tabel 2. Hermed benyttelsestiden for den udvekslede energi for linien FRD-BRV beregnes som: Tb ( udveksling ) = a Tb ( forbrug ) + b Tb ( kraft var me ) + c T b ( udveksling) = 0, 04 4500 + 0, 02 3548 + 1513 = 1764 timer I tabel 3 i appendiks D aflæses A=0,64 og B=-487, hvorved tabstiden kan beregnes som: T ( udveksling ) = A T ( udveksling ) B tab b + T tab ( udveksling) = 0, 64 1764 + ( 487) = 642 timer I det udarbejdede regneark er der indarbejdet en funktion der laver 2 dimensional interpolation ved opslag i tabellerne i appendiks D. Dermed reduceres den fejl der introduceres ved afrundingen af pu. værdierne. De herved beregnede tabsværdier er angivet i tabel B2.26 Linier Spænding Benævnelse 60 kv FRD-BRV 60 kv BRV-FJR 60 kv FJR-BRÆ 60 kv BRÆ-A 60 kv A-B 60 kv FRT-B 60 kv B-KLF 60 kv KLF-AGS Tabstid pukraftv. puvind TB forbrug TB Kraftv. mid min max 0,34 0,64 4500 h 3548 h 673 h h h 0,00 0,95 4500 h 0 h 747 h h h 0,00 1,14 4500 h 0 h 714 h h h 0,00 0,00 0 h 0 h 2614 h 1380 h 3222 h 0,00 0,00 0 h 0 h 2614 h 1380 h 3222 h 0,00 5,00 4500 h 0 h 661 h h h 0,00 5,00 4500 h 0 h 661 h h h 0,00 3,33 4500 h 0 h 639 h h h Tabel B2.26 Tabstider for linier ved etablering af ny kabelforbindelse over Vejlerne. 62

Bilag 2: Eksempelsamling Tabene kan hermed beregnes til: Linier Spænding Benævnelse 60 kv FRD-BRV 60 kv BRV-FJR 60 kv FJR-BRÆ 60 kv BRÆ-A 60 kv A-B 60 kv FRT-B 60 kv B-KLF 60 kv KLF-AGS Faktor Faktor Udgifter til tab i interessehorisonten R s mid min max 1,00 1,00 tkr 420 tkr - tkr - 1,00 1,00 tkr 1.513 tkr - tkr - 1,00 1,00 tkr 68 tkr - tkr - 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr - 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr - 1,00 1,00 tkr 3.617 tkr - tkr - 1,00 1,00 tkr 557 tkr - tkr - 1,00 1,00 tkr 113 tkr - tkr - Tabel B2.27 Udgifter til tab for linier ved etablering af ny kabelforbindelse over Vejlerne. Driftsomkostninger: Under driftsomkostninger undlades omkostninger der er ens i de to udbygningsalternativer. For udbygningsalternativ A, medtages derfor kun driftsomkostninger til det nye 60 kv kabel, og dets 60 kv felt på station FRT, der forudsættes nedtaget i udbygningsalternativ B. Driftsomkostningerne til 60 kv kablet estimeres til 13 t.kr. pr. år, og driftsomkostningerne til 60 kv feltet til 5 t.kr. pr. år. Over interessehorisonten, og med en diskonteringsfaktor på 15,62, beregnet ved formel B1 i appendiks B, giver det driftsomkostninger på 203 t.kr. for kablet og 78 t.kr. for feltet i 2006 kr. Økonomisk sammenligningsgrundlag: Det økonomiske grundlag for sammenligning af de to konkurrerende udbygningsalternativer udgør summen af investeringer og løbende omkostninger (tab + drift og vedligeholdelse), fratrukket restværdien af anlægsaktiverne ved udløbet af interessehorisonten. Alt sammen beregnet for de komponenter som udgør en forskel mellem de to udbygningsalternativer, og alt sammen tilbageregnet til 2006 værdier. Linier Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 60 kv FRD-BRV tkr - tkr - tkr 420 tkr 420 60 kv BRV-FJR tkr - tkr - tkr 1.513 tkr 1.513 60 kv FJR-BRÆ tkr - tkr - tkr 68 tkr 68 60 kv BRÆ-A tkr - tkr - tkr - tkr - 60 kv A-B tkr - tkr - tkr - tkr - 60 kv FRT-B tkr 19.500 tkr 3.657 tkr 3.820 tkr 19.663 60 kv B-KLF tkr - tkr - tkr 557 tkr 557 60 kv KLF-AGS tkr - tkr - tkr 113 tkr 113 Felter Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 60 kv FRT liniefelt tkr - tkr - tkr 78 tkr 78 Tabel B2.28 Omkostninger i 2006 værdier for udvalgte komponenter. 63

Bilag 2: Eksempelsamling Totaler Investering Restværdi Løb. omk. Total Linier tkr 19.500 tkr 3.657 tkr 6.491 tkr 22.334 Transformere tkr - tkr - tkr - tkr - Felter tkr - tkr - tkr 78 tkr 78 Stationsbygninger mm. tkr - tkr - tkr - tkr - I alt tkr 19.500 tkr 3.657 tkr 6.569 tkr 22.412 Tabel B2.29 Økonomisk sammenligningsværdi for alternativ A. B2.3.3. Alternativ B: Etablering af simpel 150/60 kv station ved KLF Som tidligere nævnt passerer 150 kv forbindelsen mellem FRT og FRD tæt forbi station KLF. En alternativ løsning er derfor at etablere en simplificeret 150/60 kv station på en T-afgrening ved KLF. FRT B BRÆ FJR BRV FRD A 150 kv 60 kv KLF AGS 60 kv 150 kv Ny simpel 150 kv station G G KLT Figur B2.6 Enstregsskema af 150 og 60 kv net, med en ny simpel 150/60 kv station ved KLF. 150 kv indfødningen etableres ved at flytte en af 150/60 kv transformerne, inklusiv felter, fra FRD til KLF. Den nye 150/60 kv indfødning vil både reducere nettabene og forbedre reserveforholdene i 60 kv nettet, samtidig med at en kabellægning af strækningen over Vejlerne undgås. Luftledning: 150/60 kv transformeren etableres på en simpel T-afgrening på 150 kv linien FRT- FRD. Linien etableres som luftledning med en samlet længde på 450 m. Pris inkl. afgreningsmast ca. 2,1 mio. kr. Linier Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Type Længde Pris Restværdi år 2031 kv 60 FRD-BRV år 176 st-al km 2,660 kr - kr - kv 60 BRV-FJR år 176 st-al km 17,530 kr - kr - kv 60 FJR-BRÆ år 176 st-al km 1,700 kr - kr - kv 60 BRÆ-A år 176 st-al km 0,700 kr - kr - kv 60 A-B år 70 Cu km 6,100 kr - kr - kv 60 B-KLF år 240 Cu km 2,700 kr - kr - kv 60 KLF-AGS år 240 Cu km 7,400 kr - kr - kv 150 KLF-KLT 2006 år 50 594 st-al Curlew km 0,450 kr 2.100.000 kr 1.050.000 Tabel B2.30 Investering i T-afregning til station KLF. 64

Bilag 2: Eksempelsamling 150 kv stationsanlæg og transformer: 150 kv anlægget på KLF etableres med et 150kV felt og en 150/60 kv transformer med plads til udvidelse med endnu et felt og en transformer. Transformer og bryder hentes fra station FRD. De eksisterende 60- og 10 kv stationsbygninger på KLF udvides. Dette giver anledning til følgende omkostninger: Transformere Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Mærkeeffekt Tomgangstab Pris Restværdi år 2031 150/60 KLF flyttes fra FRD 2006 år MVA 0 kw kr 500.000 kr - Tabel B2.31 Omkostninger til flytning og etablering af fundament til transformer på KLF. Felter Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Antal afbrydere Pris Restværdi år 2031 kv 150 Transformerfelt 2006 år 50 1 kr 1.500.000 kr 750.000 Tabel B2.32 Omkostninger til etablering af transformerfelt på KLF. Der genanvendes udstyr fra FRD. Stationsbygning m. kontroludstyr og udendørsareal Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Årlige udgifter Pris Restværdi år 2031 Plads og bygning 2006 år 60 kr 6.000 kr 1.300.000 kr 758.333 Øvrigt stationsudstyr 2006 år 25 kr - kr 1.350.000 kr - Tabel B2.33 Omkostninger til udvidelse af stations bygninger og stations område, samt til øvrigt højspændingsmateriel i forbindelse med etablering af 150 kv stationsanlægget. Tab: Ved etablering af 150 kv stationen på KLF reduceres transportvejen i 60 kv nettet, og dermed reduceres tabene i 60 kv linierne. Tabene i 150 kv nettene vil også påvirkes, men disse er primært styret af transitten gennem nettet og det vil dermed ikke kunne forudsiges hvorvidt disse vil blive større eller mindre ved etableringen af 150 kv stationen. Tabene i 150/60 kv transformerne på station FRT og FRD vil blive påvirket af den nye station. Da den nye station etableres med en transformer fra station FRT, vil tomgangstabene i transformerne forblive uændrede. De samlede belastningstab til 150/60 kv transformerne på de betragtede stationer vil givetvis ændres ved at ombygge KLF til 150 kv. Det har ikke ved opbygningen af dette eksempel været muligt at lave detaljerede beregninger af hvorledes tabene ændres i 150 kv nettet og 150/60 kv transformerne. Der ses derfor bort fra effekttabene i det eksisterende 150 kv net. I det følgende betragtes således kun tabene i 60 kv linierne og i den nye 150 kv luftledning KLT-KLF. 65

Bilag 2: Eksempelsamling Idet det antages at 60 kv nettet opdeles som angivet på figur B2.6 opnås følgende effekt og energiflow gennem de betragtede 60 og 150 kv linier. Sum årsmaks. Sum årsenergi Linie Forbrug Vind Kraftvarme Forbrug Vind Kraftvarme FRD-BRV 10,2 MW 3,1 MVAr -10,2 MW 0,5 MVAr -6,2 MW 0,0 MVAr 45,9 GWh 20,4 GWh 22,0 GWh BRV-FJR 4,2 MW 1,3 MVAr -7,2 MW 0,4 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 18,9 GWh 14,4 GWh 0,0 GWh FJR-BRÆ 0,0 MW 0,0 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 0,0 GWh 0,0 GWh 0,0 GWh BRÆ-A 4,0 MW 1,2 MVAr -10,3 MW 0,5 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 18,0 GWh 20,6 GWh 0,0 GWh A-B 4,0 MW 1,2 MVAr -10,3 MW 0,5 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 18,0 GWh 20,6 GWh 0,0 GWh B-KLF 4,0 MW 1,2 MVAr -10,3 MW 0,5 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 18,0 GWh 20,6 GWh 0,0 GWh KLF-AGS 1,2 MW 0,4 MVAr -9,0 MW 0,5 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 5,4 GWh 18,0 GWh 0,0 GWh KLF-KLT 6,7 MW 2,0 MVAr -44,0 MW 2,2 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 30,2 GWh 88,0 GWh 0,0 GWh Tabel B2.34 Effekt og energiflow gennem 60 og 150 kv linier. Som ved de øvrige beregninger antages det at den maksimale belastning opnås ved fuld decentral produktion og 50 % belastning på stationerne. Herved opnås følgende udlignede maksimalbelastninger af 60 og 150 kv linierne og deraf følgende effekttab. Linie Type Længde Udlig. Effekt Effekt Strøm Tab pukr.v puvind TB forbr. TB Kraftv. FRD-BRV Luftled. 176 st-al 2,7 km 90% -10,2 MW 1,8 MVAr 99 A 15,1 kw 0,48 0,44 4500 3548 BRV-FJR Luftled. 176 st-al 17,5 km 100% -5,1 MW 1,0 MVAr 50 A 25,1 kw 0,00 0,76 4500 FJR-BRÆ Luftled. 176 st-al 1,7 km 100% 0,0 MW 0,0 MVAr 0 A 0 kw 0,00 0,00 BRÆ-A Luftled. 176 st-al 0,7 km 100% -8,3 MW 1,1 MVAr 81 A 2,6 kw 0,00 1,14 4500 A-B Luftled. 70 Cu 6,1 km 100% -8,3 MW 1,1 MVAr 81 A 32 kw 0,00 1,14 4500 B-KLF Kabel 240 Cu 2,7 km 100% -8,3 MW 1,1 MVAr 81 A 4 kw 0,00 1,14 4500 KLF-AGS Kabel 240 Cu 7,4 km 100% -8,4 MW 0,6 MVAr 81 A 11 kw 0,00 3,33 4500 KLF-KLT Luftl. 594 st-al 0,45 km 90% -36,6 MW 2,9 MVAr 141 A 1,8 kw 0,00 2,92 4500 Tabel B2.35 Udlignede maksimalbelastninger og effekttab i linier. Antages tabene konstante over hele interessehorisonten opnås følgende kapitaliserede nettab. Linier Tab i kw i år % stig. Spænding Benævnelse 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 flg. År pukraftv. puvind TB forbrug TB Kraftv. 60 kv FRD-BRV 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 0,0% 0,48 0,44 4500 h 3548 h 60 kv BRV-FJR 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 0,0% 0,00 0,76 4500 h 0 h 60 kv FJR-BRÆ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,0% 0,00 0,00 0 h 0 h 60 kv BRÆ-A 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 0,0% 0,00 1,14 4500 h 0 h 60 kv A-B 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 0,0% 0,00 1,14 4500 h 0 h 60 kv B-KLF 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 0,0% 0,00 1,14 4500 h 0 h 60 kv KLF-AGS 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 0,0% 0,00 2,92 4500 h 0 h 150 kv KLF-KLT 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 0,0% 0,00 3,33 4500 h 0 h Tabel B2.36 Kapitaliserede nettab. Tabstid Diskont. Faktor Faktor Udgifter til tab i interessehorisonten mid min max tab R s mid min max 780 h h h 235 kw 1,00 1,00 tkr 167,6 tkr - tkr - 900 h h h 392 kw 1,00 1,00 tkr 298,1 tkr - tkr - 2614 h 1380 h 3222 h 0 kw 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr - 714 h h h 41 kw 1,00 1,00 tkr 27,9 tkr - tkr - 714 h h h 498 kw 1,00 1,00 tkr 341,1 tkr - tkr - 714 h h h 64 kw 1,00 1,00 tkr 43,8 tkr - tkr - 634 h h h 27 kw 1,00 1,00 tkr 18,0 tkr - tkr - 639 h h h 177 kw 1,00 1,00 tkr 116,2 tkr - tkr - 66

Bilag 2: Eksempelsamling Driftsomkostninger: De årlige driftsomkostninger til 60 kv luftledningerne er uændrede i forhold til udbygningsalternativ A. For det nye 150 kv stik, påregnes der årlige omkostninger på 1.350 kr. (3.000 kr. pr. km.), eller 21 t.kr. for hele interessehorisonten, ved en diskonteringsfaktor på 15,62. For det udvidede stationsanlæg påregnes der årlige driftsomkostninger på 6.000 kr., eller ca. 94 t.kr. for hele interessehorisonten. Økonomisk sammenligningsgrundlag: Hermed opnås følgende økonomiske nøgletal, der kan anvendes til sammenligning med tilsvarende for udbygningsalternativ A. Linier Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 60 kv FRD-BRV tkr - tkr - tkr 1 tkr 1 60 kv BRV-FJR tkr - tkr - tkr 2 tkr 2 60 kv FJR-BRÆ tkr - tkr - tkr - tkr - 60 kv BRÆ-A tkr - tkr - tkr 14 tkr 14 60 kv A-B tkr - tkr - tkr 170 tkr 170 60 kv B-KLF tkr - tkr - tkr 137 tkr 137 60 kv KLF-AGS tkr - tkr - tkr 56 tkr 56 150 kv KLF-KLT tkr 2.100 tkr 394 tkr 30 tkr 1.736 Transformere Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 150/60 LF flyttes fra FR tkr 500 tkr - tkr - tkr 500 Felter Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 150 kv Transformerfelt tkr 1.500 tkr 281 tkr - tkr 1.219 Stationsbygning mm. Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total Plads og bygni tkr 1.300 tkr 284 tkr 94 tkr 1.109 Øvrigt stationsu tkr 1.350 tkr - tkr - tkr 1.350 Tabel B2.37 Omkostninger i 2006 værdier for udvalgte komponenter. Totaler Investering Restværdi Løb. omk. Total Linier tkr 2.100 tkr 394 tkr 410 tkr 2.116 Transformere tkr 500 tkr - tkr - tkr 500 Felter tkr 1.500 tkr 281 tkr - tkr 1.219 Stationsbygninger mm. tkr 2.650 tkr 284 tkr 94 tkr 2.459 I alt tkr 6.750 tkr 960 tkr 504 tkr 6.294 Tabel B2.38 Økonomisk sammenligningsværdi for alternativ B. B2.3.4. Sammenfatning I tabel B2.29 og tabel B2.38 er de udvalgte investeringer, restværdier og løbende omkostninger summeret for de to udbygningsalternativer. Som tidligere beskrevet er investeringer og omkostninger som er ens i de to udbygningsalternativer udeladt, idet det er forskellen i de samlede omkostninger der er interessant. 67

Bilag 2: Eksempelsamling Det ses at alternativ B har de absolut laveste omkostninger set over interessehorisonten. Både de løbende omkostninger (primært til tab), og investeringsomkostningerne er betydeligt lavere. Investeringsomkostningerne vil givetvis have været større hvis ikke 150 kv materiellet fra FRD kunne genanvendes. 68

Bilag 2: Eksempelsamling B2.4. Eksempel III: Ny 150/60 kv station versus løbende forstærkning af 60 kv net N1 s kontrolrum har konstateret problemer med belastningerne i 60 kv nettet i Horsens Vejle området, hvilket er anledning til igen at se på forstærkning i området. I dette eksempel er der, ud fra de eksisterende forhold, foretaget en sammenligning af de mulige udbygninger/forstærkninger af 60 kv nettet kontra etablering af en ny 150/60 kv station i eller omkring Hedensted. B2.4.1. Nuværende netforhold Der er tale om området mellem 150/60 kv stationerne Hatting (HAT) og Knabberup (KNA), som hovedsageligt omfatter 60 kv net ejet af Energi Horsens, men derudover har også TRE-FOR og EnergiMidt 60 kv net-andele i området. BRD NSN ØBI HON HAT LUN LGE HAN EBJ HOV HAD ØRT ODD BYG FUS ÅBO ELB JEL HAU LIN KOR DRO SHO KRL LØS ÅRU HST QHO TOR TER BLI GLU LDR LYS BJE OLL HØG KNA NMR SGR SVN BRB BBT ØRG BAR JUL VHV SYT ULV VEV SYK Figur B2.7 Betragtet 60 kv net mellem station KNA og HAT. 60 kv nettet drives som formaskede øer under hver 150/60 kv station. Der er fuld stationsreserve på hver 150/60 kv station. 69

Bilag 2: Eksempelsamling 60 kv net: Kabler Ved beregning af en korttidsbelastningsevne for kabler i nettet, udnyttes det faktum at kablet der igennem længere driftsperiode har været belastet mindre end kablets cykliske eller konstante reference overføringsevne, vil have en driftstemperatur som ligger under den temperatur, for hvilken kablet ældes ekstraordinært. Beregningen kan gennemføres i henhold til metoderne beskrevet i IEC 60853-2, men kræver indgående kendskab til kablets konstruktion, varmeledningsforhold og starttemperatur på kablet. I IEC 60853-2 er der gennemregnet et eksempel på et 400 kv kabel der med en konstant nominel belastning på 75 % af reference overføringsevnen, kan belastes med 142 % i op til 6 timer uden overskridelse af den maksimale ledertemperatur. I Eltra Notat ELT2001-295d er der vist en tabel hvor 150 kv kabler ved en forudgående belastning på 75 % kan belastes hhv. 151 % i 10 timer, 124 % i 50 timer og 117 % i 100 timer uden overskridelse af den maksimale ledertemperatur. Der kan forekomme lokale hotspots som følge af dårlige varmeledningsforhold eller nærføring med andre varmekilder. Sammenholdt med at den eksakte kabelkonstruktion ikke kendes ved udarbejdelsen af dette eksempel anvendes 115 % som korttidsoverføringsevne i dette eksempel. 150/60 kv transformere Transformernes belastningsevne ved cyklisk belastning, kan aflæses af tabel 10.3 i afsnit 10.3. I dette eksempel antages et forhold mellem døgnmaks. og døgnmin. på 2:1, hvilket giver en belastningsevne på 125 % af mærkeeffekt ved en varighed af maks. på 4 timer. Belastningsforhold: Der forekommer ikke væsentlig decentral produktion i området, hvorfor disse udelades af beregningerne. For forbruget på 60/10 kv stationerne regnes der med en tan-phi på 0,3. Belastningssituationen i udgangsåret udgør de udlignede årsmaks. for 60/10 kv stationerne, hvor udligningsfaktorerne for 60/10 kv stationerne under hver 150/60 kv transformer, er fastlagt således at summen af stationernes udlignede årsmaks. er identisk med den målte årsmaks. for 150/60 kv transformeren. 70

Bilag 2: Eksempelsamling Prognose: Der er regnet med en årlig stigning i belastningen på 1,45 %. Stigningen er jævnt fordelt på samtlige 60/10 kv stationer. Under normalkobling i 2031 vil følgende linier være belastet med mere end 100 %: BYG-ÅBO (124 %), KNA-SGR (118 %) og TOR-TER (102 %). Linierne er angivet med fuldt optrukket røde streger på figur B2.8. Af forsigtighedshensyn regnes der ikke med korttidsoverføringsevne over 100 % under normal drift. BRD NSN ØBI HON HAT LUN LGE HAN EBJ HOV HAD ØRT ODD BYG FUS ÅBO ELB JEL HAU LIN KOR DRO SHO KRL LØS ÅRU HST QHO TOR TER BLI GLU LDR LYS BJE OLL HØG KNA NMR SGR SVN BRB BBT ØRG BAR JUL VHV SYT ULV VEV SYK Figur B2.8 60 kv net mellem station KNA og HAT. Røde linier indikerer linier som har mere en 100 % belastning i 2031 under normallast (fuldt optrukne), eller som har en belastning på 115 % eller derover under n-1 kriterium (stiplede). Reserveforhold: Der er foretaget beregninger ved udfald af en enkelt linie i år 2031. Linier der har en belastning på 115 % eller derover under n-1 i 2031 er angivet med rødt på figur B2.8. Følgende linier vil også i 2006 have en belastning på over 115 % i n-1 situationerne: BYG-ÅBO (149 %), KNA-SGR (115 %) og QHO-TOR (121 %) 71

Bilag 2: Eksempelsamling B2.4.2. Alternativ A: Forstærkning af 60 kv nettet I alternativ A, er de beskrevne overskridelser af netudbygningskriterierne søgt løst ved forstærkning af de eksisterende 60 kv liniestrækninger med 60 kv kabler. Der ses bort fra en eventuel mulighed for at udskifte faseledere til en større dimension Topologien af nettet bibeholdes, men den konkrete kabellinieføring følger ikke nødvendigvis det oprindelige luftledningstracé. Nye kabler: For at imødekomme de skitserede overbelastningssituationer skal der planlægges følgende forstærkninger i 60 kv nettet: Linier Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Type Længde Pris Restværdi år 2031 kv 60 KAN-SGR 2006 år 50 630 AL PEX km 4,000 kr 3.600.000 kr 1.800.000 kv 60 BYG-ÅBO 2006 år 50 2x240 AL PEX km 2,200 kr 2.662.000 kr 1.810.160 kv 60 QHO-TOR 2006 år 50 630 AL PEX km 2,700 kr 2.430.000 kr 1.846.800 kv 60 BYG-HAT 2&3 2009 år 50 400 AL PEX km 5,500 kr 3.432.000 kr 2.333.760 kv 60 NMR-SGR 2015 år 50 630 AL PEX km 2,500 kr 2.250.000 kr 1.125.000 kv 60 KAN-LYS 2015 år 50 800 AL PEX km 10,000 kr 11.400.000 kr 5.700.000 kv 60 QHO-ÅBO 2018 år 50 2x400 AL PEX km 1,600 kr 1.936.000 kr 1.432.640 kv 60 TER-TOR 2019 år 50 630 AL PEX km 2,000 kr 1.800.000 kr 1.512.000 kv 60 DRO-HAT 2023 år 50 2x400 AL PEX km 2,500 kr 3.025.000 kr 1.694.000 Tabel B2.39 Investering og restværdi for nye 60 kv kabler. Der er regnet med følgende kabelpriser alt inklusiv: 1140 kr/m for 800 AL PEX 900 kr/m for 630 AL PEX 624 kr/m for 400 AL PEX 1210 kr/m for 2x400 AL PEX Transformere og felter: De eksisterende 60 kv liniefelter genbruges i forbindelse med udskiftningen af kabler. Eventuelle omkostninger i forbindelse med renovering/udskiftning af de eksisterende felter forudsættes ens i de to udbygningsalternativer og udelades derfor af beregningerne. Omkostninger til renovering/udskiftning af de eksisterende transformere forudsættes ligeledes uændrede i de to udbygningsalternativer. Tab: Den successive forstærkning af 60 kv nettene bevirker, at en nøjagtig estimering af nettabene før og efter forstærkningen, skal gennemføres ved beregning af tabene i hvert år af interessehorisonten. I dette eksempel er reduktionen i tabene estimeret i perioden 2006-2015, hvorefter der forudsættes årlige tilvækst i tabene på kvadratet af belastningstilvæksten, dvs. en årlig tilvækst på 2,92 %. I år 2015 er i alt 79 % af den samlede investering foretaget, så fejlen ved ikke at indregne nyttevirkningen af forstærkningerne efter år 2015 er marginal. 72

Bilag 2: Eksempelsamling Linier Tab i kw i år % stig. Spænding Benævnelse 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 flg. År pukraftv. puvind TB forbrug TB Kraftv. 60 kv KAN-SGR 0,0% 0,00 0,00 0 h 0 h 60 kv BYG-ÅBO 0,0% 0,00 0,00 0 h 0 h 60 kv QHO-TOR 0,0% 0,00 0,00 0 h 0 h 60 kv BYG-HAT 2&3 0,0% 0,00 0,00 0 h 0 h 60 kv NMR-SGR 0,0% 0,00 0,00 0 h 0 h 60 kv KAN-LYS 0,0% 0,00 0,00 0 h 0 h 60 kv QHO-ÅBO 0,0% 0,00 0,00 0 h 0 h 60 kv TER-TOR 0,0% 0,00 0,00 0 h 0 h 60 kv DRO-HAT 0,0% 0,00 0,00 0 h 0 h Samlet net -75,6-77,8-80,1-113 -116-120 -123-127 -130-287 2,9% 0,00 0,00 4500 h 0 h Tabel B2.40 Kapitaliserede nettab. Tabstid Diskont. Faktor Faktor Udgifter til tab i interessehorisonten mid min max tab R s mid min max 2614 h 1380 h 3222 h 0 kw 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr - 2614 h 1380 h 3222 h 0 kw 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr - 2614 h 1380 h 3222 h 0 kw 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr - 2614 h 1380 h 3222 h 0 kw 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr - 2614 h 1380 h 3222 h 0 kw 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr - 2614 h 1380 h 3222 h 0 kw 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr - 2614 h 1380 h 3222 h 0 kw 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr - 2614 h 1380 h 3222 h 0 kw 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr - 2614 h 1380 h 3222 h 0 kw 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr - 2507 h h h -3642 kw 1,00 1,00 tkr (5.109) tkr - tkr - Driftsomkostninger: Eftersom den samlede længde af 60 kv nettet i udbygningsalternativ A og B er næsten ens, antages det at driftsomkostningerne for 60 kv linierne i udbygningsalternativ A og B også er ens. Disse udelades derfor af beregningerne. Økonomisk sammenligningsgrundlag: Linier Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 60 kv KAN-SGR tkr 3.600 tkr 675 tkr - tkr 2.925 60 kv BYG-ÅBO tkr 2.662 tkr 679 tkr - tkr 1.983 60 kv QHO-TOR tkr 2.430 tkr 693 tkr - tkr 1.737 60 kv BYG-HAT 2&3 tkr 3.051 tkr 875 tkr - tkr 2.176 60 kv NMR-SGR tkr 1.581 tkr 422 tkr - tkr 1.159 60 kv KAN-LYS tkr 8.009 tkr 2.138 tkr - tkr 5.871 60 kv QHO-ÅBO tkr 1.209 tkr 537 tkr - tkr 672 60 kv TER-TOR tkr 1.081 tkr 567 tkr - tkr 514 60 kv DRO-HAT tkr 1.553 tkr 635 tkr - tkr 918 Samlet net tkr - tkr - tkr (5.109) tkr (5.109) Tabel B2.41 Omkostninger i 2006 værdier for 60 kv linier. Ændringen i tab er indført som en negativ omkostning. Totaler Investering Restværdi Løb. omk. Total Linier tkr 25.177 tkr 7.223 tkr (5.109) tkr 12.845 Transformere tkr - tkr - tkr - tkr - Felter tkr - tkr - tkr - tkr - Stationsbygninger mm. tkr - tkr - tkr - tkr - I alt tkr 25.177 tkr 7.223 tkr (5.109) tkr 12.845 Tabel B2.42 Økonomisk sammenligningsværdi for alternativ A. 73

Bilag 2: Eksempelsamling B2.4.3. Alternativ B: Etablering af 150/60 kv station ved HST Som alternativ til løbende forstærkninger af 60 kv nettet, undersøges omkostningerne og konsekvenserne ved etablering af et nyt indfødningspunkt i 60 kv nettet. 150/60 kv stationen etableres i umiddelbar forbindelse med eksisterende 60/10 kv station Hedensted (HST). Stationen sløjfes ind på den eksisterende 150 kv luftledning mellem KNA og HAT, se figur B2.9. BRD NSN ØBI HON HAT LUN LGE HAN EBJ HOV HAD ØRT ODD BYG FUS ÅBO ELB JEL HAU LIN KOR DRO SHO KRL LØS ÅRU HST QHO TOR TER BLI GLU LDR LYS BJE OLL HØG KNA NMR SGR SVN BRB BBT ØRG BAR JUL VHV SYT ULV VEV SYK Figur B2.9 Ny 150/60 kv station ved HST, der indsløjfes på 150 kv linien KNA-HAT. Denne løsning er valgt ud fra ønsket om mulighed for at etablere stationsreserve på den nye 150/60 kv station. Nye linier: Fra 150 kv linien KNA-HAT etableres 2 stk. 2x3x1600 mm2 AL PEX + 95 mm2 Cu i en 9 km. lang 4-systems tracé. Linier Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Type Længde Pris Restværdi år 2031 kv 150 KNAHAT-HST 2006 år 50 2x3x1600 AL PEX km 18,000 kr 57.800.000 kr 28.900.000 Tabel B2.43 Investering og restværdi for 150 kv sløjfe. 74

Bilag 2: Eksempelsamling 150 kv stationsanlæg og transformere: Station HST udvides med et 150 kv anlæg i umiddelbar nærhed af 60 kv delen. 150 kv anlægget bestykkes med: 2 stk. 150 kv tobryder liniefelter, 1 stk. 150 kv transformerfelt, 1 stk. 60 kv transformerfelt, 1 stk. 125 MVA transformer, et ekstra støbt transformerfundament til evt. trf. 2 samt tilhørende manøvreanlæg og -bygning. Dette giver anledning til investeringsomkostningerne angivet i nedenstående tabeller. Transformere Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Mærkeeffekt Tomgangstab Pris Restværdi år 2031 150/60 HST KT31 2006 år 60 MVA 125 kw 80 kr 7.175.000 kr 4.185.417 Tabel B2.44 Investering og restværdi for 150/60 kv transformer på HST. Felter Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Antal Pris Restværdi år 2031 kv 150 HST liniefelter 2006 år 40 2 kr 7.700.000 kr 2.887.500 kv 150 HST transformer 2006 år 40 1 kr 2.850.000 kr 1.068.750 kv 60 HST trf. alt inkl. 2006 år 40 1 kr 1.950.000 kr 731.250 Tabel B2.45 Investering og restværdi for 150 kv og 60 kv transformerfelter på HST. For 60 kv transformerfeltet er der medtaget afregning, fjernkontrol, manøvreanlæg mm. Stationsbygning m. kontroludstyr og udendørsareal Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Årlige udgifter Pris Restværdi år 2031 150/60 HST 2006 år 60 kr 90.000 kr 2.160.000 kr 1.260.000 Tabel B2.46 Investering og restværdi for 150 kv stationsbygning, areal, byggemodning og ekstra transformerfundament. Tab: Ændringen i tabene i 150-60 kv nettet opgjort i år 2006. Værdien af tomgangstabene i den nye 150/60 kv transformer beregnes separat. Linier: Forudsættes den årlige tilvækst i tabene at være kvadratet på belastningstilvæksten, fås en årlig tilvækst på 2,92 %. Diskonteringsfaktoren for tabene kan estimeres af formel C.4: r p 1 ( 1 + ) α 100 r p 100 25 4 2, 92 1 ( 1 + ) = 100 4 2, 92 100 25 = 21 8 b, 75

Bilag 2: Eksempelsamling Med en reduktion i tab på 1.160 kw i 2006 og en estimeret tabstid på 2507 timer (benyttelsestid på 4500 for forbrug), opnås ifølge formel C.1 følgende nuværdi af nettabenes reduktion: K tab = 1160 kw ( 400 kr / kw + 0, 4 kr / kwh 2507h) 21, 8 = 35, 5 mio. kr. 150/60 kv transformer: Tomgangstabene i den nye 150/60 kv transformer udgør 80 kw. Med en diskonteringsfaktor på 15,62 kan nuværdien af tomgangstabene beregnes til K tab = 80 kw ( 400 kr / kw + 0, 4 kr / kwh 8760h) 15, 62 = 4, 88 mio. kr. Driftsomkostninger: Over interessehorisonten på 25 år og med en kalkulationsrente på 4 % kan diskonteringsfaktoren beregnes af formel A.2 til 15,62. Ved faste årlige omkostning til drift og vedligehold opnås følgende diskonterede omkostninger over interessehorisonten for de nye anlægsdele: Linier Årlige omk. Disk. omk. 150 kv KNAHAT-HST tkr 18,0 tkr 281,2 Transformere 150/60 kv BJE KT31 kv tkr 5,0 tkr 78,1 Felter 150 kv HST liniefelter tkr 30,0 tkr 468,7 150 kv HST transformer tkr 15,0 tkr 234,3 60 kv HST trf. alt inkl. tkr 5,0 tkr 78,1 Stationsbygning 150/60 kv HST tkr 90,0 tkr 1.406,0 76

Bilag 2: Eksempelsamling Økonomisk sammenligningsgrundlag: Linier Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 150 kv KNAHAT-HST tkr 57.800 tkr 10.841 tkr 281 tkr 47.240 Samlet net tkr - tkr - tkr (35.500) tkr (35.500) Transformere Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 150/60 HST KT31 tkr 7.175 tkr 1.570 tkr 4.958 tkr 10.563 Felter Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 150 kv HST liniefelter tkr 7.700 tkr 1.083 tkr 469 tkr 7.086 150 kv HST transform tkr 2.850 tkr 401 tkr 234 tkr 2.683 60 kv HST trf. alt inkl tkr 1.950 tkr 274 tkr 78 tkr 1.754 Stationsbygning mm. Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 150/60 HST tkr 2.160 tkr 473 tkr 1.406 tkr 3.093 Tabel B2.47 Omkostninger i 2006 værdier for udvalgte komponenter. Totaler Investering Restværdi Løb. omk. Total Linier tkr 57.800 tkr 10.841 tkr (35.219) tkr 11.740 Transformere tkr 7.175 tkr 1.570 tkr 4.958 tkr 10.563 Felter tkr 12.500 tkr 1.758 tkr 781 tkr 11.523 Stationsbygninger mm. tkr 2.160 tkr 473 tkr 1.406 tkr 3.093 I alt tkr 79.635 tkr 14.642 tkr (28.074) tkr 36.919 Tabel B2.48 Økonomisk sammenligningsværdi for alternativ B. B2.4.4. Sammenfatning Sammenlignes tabel B2.42 og tabel B2.48, ses en væsentlig difference imellem de samlede marginale omkostninger for udbygningsalternativ A og B. Det er således klart at skal der foretages et valg baseret udelukkende på økonomi er alternativ A mest fordelagtig. Alternativ B må derimod forventes at være væsentlig mere robust for en uforudset belastningsstigning. Værdien af dette er ikke opgjort i dette eksempel. 77