Full resolution (JPEG) - On this page / på denna sida - H. 9. 4 mars 1950 - Överföring av elkraft från Norge över Sverige till Danmark, av Je - Brittiska kraftverksindustrin efter förstatligandet, av Lr
<< prev. page << föreg. sida << >> nästa sida >> next page >>
Below is the raw OCR text
from the above scanned image.
Do you see an error? Proofread the page now!
Här nedan syns maskintolkade texten från faksimilbilden ovan.
Ser du något fel? Korrekturläs sidan nu!
This page has never been proofread. / Denna sida har aldrig korrekturlästs.
198
TEKNISIv TIDSKRIFT
överföring av elkraft från Norge över Sverige till
Danmark. Under de senaste trettio åren har vid skilda
tillfällen diskuterats överföring av vattenkraft från Norge
till Danmark. Frågan togs på nytt upp hösten 1948, varvid
de danska, norska och svenska regeringarna tillsatte en
kommitté, vari Sverige representerades av generaldirektör
Rusck och överdirektör Nilsson. Kommittén har i
december 1949 framlagt en rapport.
Elkraftproduktionen i Danmark sker i ångkraftverk. Den
utgör nu ca 2 050 milj. kWh/år eller 485 kWh per
invånare och år. Härav faller 60 % på öarna öster om
Stora Bält, Själland och Lolland-Falster, vilka för
närvarande ensamma kommer i fråga för kraftöverföring från
Norge. Här finns tre stora ångkraftstationer, som samkör
över ett vitt förgrenat 50 kV nät. Maximibelastningen
285 MW täcks med utnyttjande av alla reserver.
Kraftutbyte med Sverige äger rum via en sjökabel under
Öresund med överföringsförmågan 40 MW. Utökning av
maskineffekten i de befintliga stationerna samt nybyggnad av
en station för elkraft och fjärrvärme planeras.
Den norska elkraftproduktionen baseras så gott soin belt
på vattenkraft. De totala resurserna uppskattas till 80 000
milj. kWh/år, varav nu 15 000 milj. är utbyggt
motsvarande 4 700 kWh per invånare. Alla större stationer i
östnorge är anslutna till ett nät med hälften av landets
generatoreffekt, medan förbindelse över fjällområdena med
stationerna i övriga landsdelar saknas. De bästa fallen i
Östnorge är nu utnyttjade, varför man framdeles måste
tillföra kraft från nya stationer i Västnorge. Man har en
200 km lång 200 kV ledning till Oslo i drift och en annan
lika lång under byggnad, vilka utgör början till ett
stamledningsnät. Produktionsförmågan är nu knapp relativt
belastningen, och i första hand vill man skaffa elkraft
till de 17 % av befolkningen, som ännu saknar tillgång till
dylik, samt till industrins ökade behov. Det föreliggande
utbyggnadsprogrammet överskrider väsentligt vad som
tidigare byggts per år och ligger på gränsen till
prestationsförmågan.
Den svenska elförbrukningen täcks vid normal
vattenföring till 97—98 % av vattenkraft. Den utgör ca 16 000
milj. kWh/år, vilket motsvarar 2 300 kWh per invånare.
Den utbyggda vattenkraften är knapp i förhållande till
förbrukningen. Ett omfattande byggnadsprogram föreligger,
och man räknar med att uppnå balans 1953, då
produktionsförmågan blir 21 500 milj. kWh eller ca 40 % av
landets tillgängliga vattenkraft. Praktiskt taget samtliga
kraftstationer drivs kontinuerligt sammankopplade.
Ledningsnätets stomme utgörs av 200 kV ledningar, men ett
380 kV nät är under utbyggnad.
Det kraftöverföringsprojekt, som framlagts av
kommittén, innebär att Norge bygger ut såväl årskraft som
sommarkraft för leverans till Danmark. Man har tänkt
sig 600 milj. kWh/år, varav 240 milj. i årskraft och 360
milj. i sommarkraft. Maximieffekten skulle utgöra 120 MW.
För överföring inom Norge fram till Oslo erfordras vissa
utvidgningar av 200 kV nätet. Från Oslo byggs en ny 200
kV ledning till Öresundskusten norr oin Hälsingborg, där
kraften nedtransformeras till 120 kV och överföres till
Danmark på 120 kV sjökablar. Från Helsingör
transporteras kraften på 120 kV luftledning till Köpenhamn.
Det är nu praktiskt ogenomförbart att bygga en helt ny
station i Norge för kraftexport, varför man räknar med
att utvidga befintliga och under byggnad varande stationer.
Årskraft kan därvid endast i mycket ringa omfattning
erhållas från Östnorge. I stället föreslås utökning av
stationen Aura i Sunndalen med två 30 MW aggregat samt
med en 110 MVA transformatorgrupp för
upptransformering till 200 kV, vilken spänning används för en ny 150
km ledning över högfjället till Vinstra kraftverk i
Gud-brandsdalen. Vid maximal produktion i Vinstra kan 40 MW
från Aura överföras till Oslo på befintlig ledning.
Transformatoreffekten i Aura har tagits till så stor, att den
räcker för överföring under sommartid även från ett
tredje aggregat, såvida detta ej erfordras för områdets
egna behov.
För utökande av kraften från Aura med sommarkraft,
så att man kommer upp till en genomsnittlig årlig
leverans från Norge om 600 milj. kWh, och för skapande
av reserv i Östnorge för upprätthållande av
årskraftleve-ransen vid driftavbrott föreslås installation av ett 26 MW
aggregat i Nore I och av två 12 MW aggregat i
Solberg-fossen. Norekraften överföres på befintligt 120 kV nät till
Oslo, medan Solbergfossen anslutes till 200 kV ledningen
från Oslo till svenska gränsen.
Vid Oslo bygges en 200 kV ringledning, delvis i form av
kabel, och vidare installeras en 100 MVA 120/200 kV
transformatorgrupp. Från kopplingsstationen Ulven bygges en
200 kV ledning, som anslutes till det svenska nätet i
Trollhättan och Mörarp. I slutpunkten vid öresundskusten sker
nedtransformering till 120 kV i en 180 MVA
transformatorgrupp. Tre trefasiga 120 kablar nedläggs, var och en
bestående av 5,7 km sjökabel, 2 km jordkabel på svenska
sidan och 1,5 kin jordkabel på danska sidan. De slutar
i en kopplingsstation norr om Helsingör, varifrån en 30 km
luftledning avslutad med 7 km jordkabel dras till
transformatorstationen Glentegård vid Köpenhamn. 200 kV
ledningen genom Sverige har i projektet beräknats för
överföring av 120 MW, varvid en ledning med enkla
faslinor förutsatts. Eventuellt utrustas den dock i verkligheten
med duplexledare, varigenom en ökning av
överföringsförmågan erhålles, som kan utnyttjas för kraftutbyte mellan
Norge och Sverige samt för krafttransport inom Sverige.
Hela projektet har kostnadsberäknats till ca 120 Mkr.,
varav 62 % faller på Norge, 30 ’% på Sverige och 8 %
på Danmark. 38 % beräknas behöva läckas genom
import mot hårdvaluta, då de skandinaviska ländernas
verkstäder är så hårt belastade, att leverans därifrån ej kan
ske till önskad tidpunkt. Varje land bekostar och äger
anläggningarna inom eget land. Danmark skall dock genom
lån finansiera anläggningarna i Norge samt dit överföra
ca 250 fackarbetare under 3 à 4 år. Vidare skall Danmark
tillhandahålla Sverige materiel och utrustning, som
behöver importeras, eller motsvarande valutor. Sverige skall
bistå vid byggandet av 200 kV ledningen från Oslo till
gränsen. Den utländska valuta, som erfordras, avses bli
täckt genom Marshallhjälp. Till en början räknas med
leverans av 600 milj. kWh/år, varav 240 milj. kWh årskraft.
Kraften levereras vid svensk-norska gränsen till ett pris
i norsk valuta av 2,2 öre/kWh; kraftkostnaden i
Köpenhamn blir därvid i dansk valuta 3,15 öre/kWh.
Rapporten har överlämnats till de tre ländernas
regeringar. Om positivt beslut fattas i början av 1950, kan
samkörningen börjas den 1 juli 1953 och nå full
omfattning från utgången av 1954. Det föreslås, att en
Kommission för Skandinaviskt Kraftsamarbete tillsätts, vari
de tre ländernas regeringar vardera utser två
representanter. (Utdrag ur "Rapport om möjligheterna för överföring
av elektrisk kraft från Norge över Sverige till Danmark".)
Je
Brittiska kraftverksindustrin efter förstatligandet.
Den brittiska elkraftförsörjningen förstatligades den 1
april 1948. Då övertogs omkring 540 företag inom
branschen med ca 300 kraftstationer och 145 000 anställda.
Värdet av anläggningarna beräknades till ca 13 000 Mkr
(900 M£, 1 £ = 14,50 kr.). Enligt den nya
elektricitetslagen, som fastställdes av parlamentet den 13 augusti
1947, skall elkraftförsörjningen i England, Wales och södra
Skottland handhas av en centralförvaltning (British
Elec-tricity Autrority, BEA) och 14 lokala kraftföretag (Area
Board) samt i var och en av de fjorton områdena en
"Consultative Council". Norra Skottland, som på grund av
sin rikliga vattentillgång och glesa befolkningstäthet, har
en annan karaktär än landet i övrigt, är helt fristående
och skötes av North of Scotland Hydro Electric Board.
Centralförvaltningen, BEA, är ansvarig för all produktion
<< prev. page << föreg. sida << >> nästa sida >> next page >>
