Hjem
Nr. 2 – mars 2018 – 131. årg.

106-åring får
nye muskler

Ett aggregat beholdes som kulturminne, men for øvrig
gjennomgår Frøland kraftverk i Samnanger en omfattende
opprustning. Produksjonen økes med 14 GWh.

Temasider vedlikehold/utbygging av kraftverk 16–31

Entreprenører sliter
med å få nok betalt

side 10–11

Roper et varsko
mot overinvestering

side 5

Tester datafangst i Kvilldal kraftverk

Temasider smarte nett 36–39

innhold

  • Tror på høyere risikoprofil 3
  • Studenter løste støyproblem 4
  • Kostnadskontroll i fokus på PTK 5
  • Blått lys for viklerfaget 7
  • Entreprenørene presses til tap 8
  • Nexans fra offshore til kraft 9
  • Småkraftsiden 10
  • Rørgrøfter er sårbare for flom 11
  • Utvikler bedre sandfang 12
  • HydroCen fyller ett år 13
  • Tverrfaglig fokus i HydroCen 14
  • Studerer vibrasjoner i turbinblad 16
  • Mye ny kraft i oppgradering 17
  • Lavvarmebetong gir klimagevinst 18
  • Tar mastergrad på vibrasjoner 19
  • Bedre fjernstyring med kamera 20
  • 106 år gammelt kraftverk fornyes 21
  • Rosten Kraftverk klar for kjøring 22
  • Intervjuet: Olav Osvoll 23
  • Støtter privat kapital i vannkraft 24
  • Statkraft tester datafangst 25
  • Vil handle kraft med blockchain 26
  • Smarte nett mer utsatt for støy 27
  • Flere får lese NEK-standarder 28
  • Fagartikkel: Generatorbrytere 29
  • Fagartikkel: Ras i vanntunneler 31
7
9
12
13
23
25

Energiteknikk

Leder

leder

Energiteknikk 130 år – hva nå?

28. mars er det 130 år siden dette bladet ble etablert, den gangen som Norsk Telegraf-Tidende. Mesteparten av denne lange tiden er bladet blitt gitt ut under navnene Norsk Elektroteknisk Tidsskrift og Elektro, de siste ti årene som Energiteknikk.

Energiteknikk er et av landet eldste fagblader. Når vi nå runder 130 år, gir det grunn til å komme med noen refleksjoner omkring fremtiden for bladet.

Tidsskriftet har hatt sine gyldne tider, men også opplevd nedturer. Noen ganger har det sett mørkt ut, men bladet har alltid reist seg. Det har vist seg å fylle et behov, fordi bladet har klart å formidle hva som skjer på det elektrotekniske området, men også vært med å prege utviklingen ved å sette dagsorden.

De siste to-tre årene har vært utfordrende. I likhet med fagpressen for øvrig og våre konkurrenter, har Energiteknikk opplevd betydelige nedgang i annonsevolumet. Samtidig må vi takle en ny mediehverdag som stiller store krav til digitalisering av virksomheten.

Vi har valgt å bruke mye ressurser på nettstedet energiteknikk. net, blant annet på å etablere en moderne publiseringsplattform. Men så langt har annonseinntektene til nettstedet vært beskjedne, og det setter begrensninger for den digitale satsingen.

Det er bladet annonsørene slutter opp om. Dette er gledelig, men vi må legge til grunn at annonseinntektene ikke lenger vil få den samme betydningen de hadde for noen år siden.

Mindre annonsevolum må derfor kompenseres med høyere inntekter fra abonnement. Det er nødvendig for å gi et bærekraftig grunnlag for den videre utviklingen av fagbladet Energiteknikk og nettavisen energiteknikk.net.

Vi mener at det tekniske fagbladet for energibransjen har et betydelig potensial for flere abonnementer blant ansatte i energiselskapene.

Vårt budskap er at ingeniører, montører og andre tekniske ansatte som leser Energiteknikk og følger med på det som skjer på sine fagområder, vil utgjøre verdifull ressurs og bidra til å bygge kompetanse i bedriften.

Vi går nå ut og tilbyr energiselskapene årsavtaler som omfatter alle ansatte. For en svært rimelig fast sum i året får samtlige medarbeidere tilgang til digitalutgavene av bladet og nettavisen med daglige nyheter.

Så får vi håpe at ledelsen i selskapene ser betydningen av at bransjen har et solid teknisk fagblad, mot nye 130 år.



energi teknikk

(Tidligere Elektro)
Energiteknisk fagblad
www.energibransjen.no
Nr. 2, 2018, 131. årgang
ISSN - 1890-9957

Ansvarlig redaktør:

Stein Arne Bakken
[email protected]
Mob: 922 56 358

Utgiver:

ElektroMedia AS
Postboks 4 – 1371 ASKER
Tlf: 922 56 358
E-post: [email protected]

Energiteknikk eies av
Norsk Elektroteknisk Forening

Neste utgave:

Nr. 3/4, uke 18
2. mai 2018

Annonser:

[email protected]-bransjen.no
Arne Aardalsbakke
(annonseansvarlig)
[email protected]
Tlf: 64 87 67 90
Mob: 900 43 282

Materiellfrist 19. april 2018
Tema:
Vedlikehold/utbygging nett
Spesial: kabelteknikk/kabelutstyr
Bilag: NEF 100 år

Abonnement:

Mediaconnect AS
[email protected]-diaconnect.no
Tlf: 22 99 80 52

Årsabonnement komplett
(med papirutgaven):
kr. 980 + mva

Digitalt abonnement:
kr. 860 + mva

Redaksjonelle medarbeidere:

Tore Halvorsen
[email protected]

Atle Abelsen
[email protected]

Sigurd Aarvig
[email protected]

Grafisk formgiving:

VATNE design
[email protected]

Trykk:

Merkur Grafisk AS

Forsidefoto:

Lofotkraft

Copyright ElektroMedia.
Forbud mot ettertrykk.
Medlem av Den Norske Fagpresses Forening

Snart vil eierne blø
Partner Erik Maurud, her under befaring på et kullkraftverk i Kosovo, roper et kraftig varsko om den høye og fortsatt økende kostnadsutviklingen i norske kraftselskaper. |
Foto: PA Consulting
– Snart vil eierne blø
Med fortsatt lave kraftpriser og for høye kostnader blir kraftselskapene snart en utgift framfor en inntektskilde for eierne. Det overinvesteres for kanskje en milliard årlig, hevder kraftanalytiker.

Tekst: Atle Abelsen

S elskapet PA Consulting Group har siden 1990-tallet analysert kraftselskapenes økonomi og inntjeningsevne. Selskapets energiekspert i Norge, partner Lars Erik Maurud, roper nå et varsko og tar til orde for høyere risikoprofil.


Maurud har tidligere ertet på seg deler av Kraft-Norge ved å hevde at kraftselskapene overinvesterer i alt for lav risikoprofil.

– Men de siste par årene har vinden snudd, og flere er enige med meg. For et par år siden fikk jeg spørsmål om hva jeg hadde stappet i pipa mi, og om jeg ville at selskapene skulle drive etter havaribasert vedlikehold. I dag kommer det ingen syrlige kommentarer, og de større selskapene og stadig flere av de litt mindre er på vei over i en annen risikoprofil en tidligere.

Ulike risikoprofiler

Maurud er snar til å understreke at fokuset på at kundene skal oppleve en avbruddsfri strømforsyning, ikke skal svekkes.

– Med vår distribuerte og fragmenterte kraftproduksjon og et nett som over store deler av Norge er i stand til å rute om de fleste problemer som måtte oppstå hos den enkelte kraftprodusent, vi jeg hevde at vi kanskje har verdens mest robuste kraftsystem når det gjelder tilgjengelighet. De virkelig store effektprodusentene, som Svartisen, Sira-Kvina og Sima, der skal det aldri tolereres en høy risiko. Men på mindre produksjonsanlegg bør eierne tvinge selskapene over på en høyere risikoprofil.

Kostnader opp og priser ned

Maurud peker på at selskapenes kostnadsnivå falt fra et skyhøyt nivå i mange år helt fram til 2007, mens kraftprisene i samme periode steg. Da snudde det, og kostnadene begynte å stige igjen, fortsatt mens prisene var høye og hyggelige for selskapene – fram til 2012. Da falt prisene. Men kostnadene fortsatte bare å stige. Bare fra 2007 til 2015 steg kostnadene med 20 prosent.

– Vi sa klart fra om dette og pekte på at det var så godt som ingen ikke-planlagte produksjonsstans i kraftforsyningen. Norske kraftprodusenter hadde en så lav risikoprofil at det gikk ut over kostnadseffektiviteten. Lenger sør i Europa kjører kraftselskapene anleggene mye tøffere, men aksepterer en produksjonsstans av og til. Likevel er deres anlegg stort sett i god stand, og ikke-planlagte produksjonsstans skjer sjelden. Dit bør også norske kraftprodusenter komme!

Mister utbytte

Maurud hevder at overinvesteringen kan ligge på så mye som en milliard kroner årlig. – Det er klart at dette er betydningsfullt for eierne! Dette er penger som går rett på bunnlinja til selskapene, som til syvende og sist kunne gått til utbytte til eierkommunene. Dette er kommuner der inntektene fra kraftselskapet har reddet mange svake budsjetter.

Men disse inntektene er ifølge Maurud nå i ferd med å forsvinne, og melkekua kan fort bli en ubehagelig utgiftspost. – Utbyttet til eierne har falt med 60 prosent de siste ti årene! Det er dramatisk! Det kan fort tvinge fram strukturendringer og salg. Men å selge i en slik posisjon, er noe av det minst gunstige man kan gjøre. Men kommunene kan fort bli nødt til det.

Fra skrekk til muligheter

En milliard kroner mindre i investeringer høres ut som et skrekkscenario for leverandørindustrien.

– Det er klart, noen kommer dette til å gå ut over. Leverandørindustrien kan ikke belage seg på å leve på fortsatt overinvesteringer i den norske kraftbransjen. De må ta dette på pulsen, snu seg rundt og komme med rimeligere og smartere løsninger.

Maurud mener at både leverandører og små og mellomstore kraftselskaper bør gi opp hellige kuer som proprietære løsninger og satse på å tilby økt automatiseringsgrad. – Flere selskaper er allerede i ferd med å gjennomføre dette. Og de mindre kraftselskapene bør gi opp drømmen om en egen, døgnbemannet driftssentral.

Løste støyproblem
Fagansvarlig for maskin Kjell-Tore Fjærvold i Statkraft flankeres av femteårssudentene Haakon Lie Hokstad og Guro Vassend under Produksjonsteknisk Konferanse i Trondheim.
Løste støyproblem
Statkraft engasjerte to sisteårsstudenter på maskinlinja på NTNU for å se på et støyproblem i et kraftverk som flere konsulenter ikke hadde klart å løse. Studentene gjorde en solid innsats.

Tekst og foto: Atle Abelsen

D et kan være veldig lønnsomt å bruke unge, smarte mennesker til å løse problemer vi sliter litt med, smiler Kjell- Tore Fjærvold, fagansvarlig for maskin i Statkraft. Under årets Produksjonstekniske Konferanse (PTK) i Trondheim kunne han la to femteårsstudenter på maskinlinja ved NTNU, Guro Vassend og Haakon Lie Hokstad, presentere løsningen de fant på de store støyproblemene Statkraft og deres stedlige operatører har slitt med på Eiriksdal kraftverk i Høyanger kommune i Ytre Sogn.


Anlegget er betydelig, med en installert effekt på 80 MW og årsproduksjon på 320 GWh, med en pelton- og en francisturbin. Anlegget er ganske nytt og ble satt i drift så seint som i 2014, men har slitt med støyproblemene siden oppstarten. Der er målt over 110 dB inne i anlegget, noe som har medført at enkelte av de som arbeider der, er påført en betydelig tinnitus-skade.

Grundige analyser

– Vi fikk Norconsult til å gjennomføre en grundig frekvensanalyse av hele anlegget, sier Haakon Lie Hokstad. Guro Vassend legger til: – Vi ville også kjøre en grundig fundamentanalyse, som i forkant var gjort ganske overflatisk. Alle konsulentene og leverandørene vi snakket med, mente dette var interessant og kunne føre til en løsning.

På forhånd hadde de undersøkt peltonaggregatet og funnet ut at det hadde en RSI, det vil si rotor-stator-interaksjonen, med en egenfrekvens på 212,5 Hz. Ved å modifisere løpehjulet litt, og øke avstanden mellom avløpskanten på løpehjulet og innløpet, samt en liten modifikasjon av sugerørskonusen, fikk de redusert støyen litt, men ikke mye.

Unngikk dyr løsning

De fikk Norconsult til å installere en pulsator som målte frekvensresponsen på hele anlegget ved enkelte frekvenser. Deres forslag til løsning var å bytte ut løpehjulet.

– Det er en drastisk og dyr løsning. Vi ville undersøke videre om vi kunne gjøre noe med fundamentet i stedet, sier Hokstad. Han og Vassend fikk tilgang til brukerlisenser til ANSYS, et omfattende dataprogram for strukturanalyse av fysiske objekter. Ved å mate inn alle relevante data og kjøre en mengde simuleringer, fant de ut at fundamentet hadde en egenfrekvens på 211 Hz, tett opp til aggregatets RSI på 212,5 Hz.


Flyttet egenfrekvensen

– Vi begynte å endre på parameterne i simuleringen for å undersøke hvordan modifikasjoner på fundamentet ville påvirke dets egenfrekvens. Ved å endre lengden litt på innløpstunnelen og betongfundamentet, fikk vi flyttet egenfrekvensen slik at den ikke lenger ligger så tett opp til aggregatets RSI, sier Vassend.

Kjell-Tore Fjærvold forteller at Statkraft nå er i ferd med å gjennomføre endringene. – Vi får fasiten i april, når anlegget er oppe og går igjen med de gjennomførte modifikasjonene. Vi har gjennomgått arbeidene til disse studentene og funnet at de har gjort et solid stykke ingeniørarbeid, så vi har stor tro på at dette vil løse problemet.

img
Tror på Acer
Svært mange besøkende og utstillere hadde funnet veien til Produksjonsteknisk Konferanse i Trondheim i begynnelsen av mars.
Tror på Acer
Den største mediedebatten om norsk kraftforsyning den siste tiden, om norsk tilknytning til det europeiske energibyrået Acer, var nesten ikke-eksisterende under Produksjonsteknisk Konferanse (PTK) i Trondheim.

Tekst og foto: Atle Abelsen

E t par innledere sveipet så vidt innom temaet på innpust første dagen, mens NHOs regiondirektør i Trøndelag, Tord Lien, avsluttet konferansen med tørt å konstatere at både NHO-sjef Kristin Skogen Lund og administrerende direktør Stein Lier Hansen i Norsk Industri er tilhengere av en norsk tilslutning.


– Ingen skal fortelle meg at Lund og Hansen, med de medlemmene de har i ryggen, er Acer-tilhengere dersom det skulle bety at norske kraftpriser vil stige noe vesentlig som følge av en tilslutning. Det ville i så fall være første gang i verdenshistorien, kommenterte den tidligere energiministeren.

Kostnadskontroll

– Poenget er at vi må være med i verdens mest effektive og innovative miljøer for å etablere morgendagens klima –og miljøvennlige kraftsystem. Der er et medlemskap i Acer sentralt.

Lien pekte på en rekke av de samme utfordringene som tidligere ble tatt opp i den politiske delen av konferansen, første dag: Selskapene er nødt til å få kontroll på driftskostnadene som bare øker, og helst redusere dem drastisk før de blir absolutt nødt.

– Panikk er et dårlig utgangspunkt for å agere strategisk riktig, påpeker han.

Han viste til at oljebransjen siden 2014 har gjennomgått en svært tøff periode med kostnadskutt etter at oljeprisene stupte.

– Mange selskaper har gått fra nesten ikke å tjene penger på 115 dollar fatet, til å bli svært lønnsomme nå som prisene er under 30 dollar fatet. Det må kraftbransjen lære av, påpekte han.

image
Viklerfaget vakler
image
Mange tusen generatorer, transformatorer og elektriske motorer over hele landet er avhengig av kompetansen i viklerfaget.
|
Foto: Stein Arne Bakken
Viklerfaget vakler
Det brenner et blått lys for viklerfaget. Av mangel på søkere risikerer dette opplæringstilbudet å bli lagt ned. Det vekker sterke reaksjoner i energibransjen.

Tekst: Tore Halvorsen

F orslaget om nedleggelse er kommet opp under den omfattende revisjonen av yrkesfaglig opplæring her i landet, forteller Are Solli, forbundssekretær i EL og IT Forbundet og leder av faglig råd for elektrofag.


– I og for seg er det en forståelig reaksjon. Når rekruttering til et opplæringstilbud svikter, er det en naturlig konsekvens å vurdere endringer eller nedleggelse.


I sterk kontrast til behovet
Forslaget står i sterk kontrast til behovet for viklerfaget. I landets mer enn 1500 kraftverk sørger flere tusen generatorer og transformatorer for stabil strømforsyning til folk og land. Disse krever regelmessig ettersyn og vedlikehold. Viklinger er en utsatt komponent. Ved fornyelse og utskifting må det faglig kompetanse til.

Blant de som har reagert negativt på forslaget om å legge ned tilbudet om opplæring i viklerfaget, er EL og IT Forbundet, Nelfo, Energi Norge, Norsk Industri og industrielle aktører i bransjemiljøet. Siemens i Trondheim har følgende å si om saken: – Å kunne vikle magnetiske komponenter i Norge, i nær tilknytning til produksjonsmiljøet, er et viktig argument for å kunne lykkes med utvikling av teknologi for kraftelektronikk i Norge.


Haster å ta grep
Mange forhold må vurderes i prosessen som pågår, fortsetter Are Solli. – Spørsmålet er om de eksisterende læreplanene i viklerfaget er optimalt tilpasset behovet i markedet, eller om det er nødvendig med fornyelse og tilpasninger. Det som står fast, er at det haster med å ta grep på denne utfordringen. Her har både de faglige organisasjonene og de industrielle aktørene et klart og tydelig ansvar.

Til fortsatt liv for dette opplæringstilbudet må det være koblet et tilstrekkelig antall med lærlingplasser. Hvem som skal står for opplæringen, både i skolen og ute i de elektrofaglige miljøene, er også relevante spørsmål. Det er grunn til å tro at det vil være nødvendig å mobilisere i pensjonistenes rekker, som fortsatt blir kalt ut til tjeneste på dette forsømte fagområdet. Spørsmålet er hvor lenge dette går. De faglærte viklerne begynner å nå en alder hvor dette stopper seg selv, sier Solli.


Viktig for samfunnet
Å videreføre viklerfaget dreier seg om mye mer enn å håndtere faglige utfordringer i tilknytning til landets kraftverk. Over hele landet, og i ulike sammenhenger, holder mange tusen transformatorer, generatorer og elektriske motorer samfunnsmaskineriet i gang. Viklerens innsats er av avgjørende betydning både i produksjon, montasje, reparasjon og vedlikehold av denne maskinparken.

– Jeg håper det vil være mulig for et fortsatt liv for viklerfaget. En viktig forutsetning er at det mobiliseres i bransjemiljøene, og at det på en eller annen måte ryddes plass i skoleverket for et tilbud i denne sammenheng, sier Are Solli.

Dersom berørte miljøer unnlater å mobilisere, er det en risiko for at opplæringstilbudet i viklerfaget blir borte, sier Are Solli, forbundssekretær i EL og IT Forbundet og leder av faglig råd for elektrofag. |
Foto: Tore Halvorsen
Ikke bærekraftig
image
Nettpartner AS er ett av flere entreprenørselskaper som sliter med røde tall på bunnlinjen. Det er vanskelig å få godt nok betalt for oppdrag i et fortsatt umodent entreprenørmarked. |
Foto: Nettpartner
Ikke bærekraftig for entreprenørene
Konkurransen i entreprenørmarkedet er blitt stadig tøffere. Flere større selskaper har svak lønnsomhet, deriblant Nettpartner. – Utviklingen er ikke bærekraftig, sier administrerende direktør Arild Borgersen.

Tekst: Stein Arne Bakken

N ettpartner er en av de største entreprenørselskapene i landet, med en omsetning på drøyt én milliard kroner. Men virksomheten har hatt svak lønnsomhetsutvikling de siste årene, noe administrerende direktør Arild Borgersen er svært lite fornøyd med.


– Det er utfordrende å drive entreprenørvirksomhet i energibransjen. Markedet er fortsatt umodent og begrenset. I tillegg er det hard konkurranse mellom entreprenørselskapene, også fra nykommere i markedet. Det presser prisene nedover, sier Borgersen.


Betydelig prisfall
Han legger til at Nettpartner kan dokumentere at det fra 2015 og frem til i dag har vært et betydelig prisfall på rammeavtaler knyttet til vedlikehold og nytilknytninger, men også på større prosjektrelaterte oppdrag. På noen typer oppdrag har prisene falt med over 30 prosent.

– Denne prisreduksjonen kommer de nettselskapene som konkurranseutsetter, til gode gjennom lavere kostnader og bedre lønnsomhet. Dette i sterk kontrast til utviklingen de større entreprenørene opplever gjennom fallende marginer, svak lønnsomhet og i noen tilfeller store tap.

Når dette er sagt, skal vi ikke legge hele skylden på markedet. Vi, de større aktørene, må erkjenne at vi ikke har vært gode nok og raske nok til å effektivisere oss. Som bransje er vi heller ikke flinke nok til å ta oss betalt, for ekstra kostnader som følge av økte krav til våre leveranser, f.eks. når det gjelder dokumentasjon, HMS etc. Det kan virke som våre kunder er flinkere rundt forhandlingsbordet enn det vi leverandører er. Det er likevel vårt ansvar å sette riktig pris på våre tjenester, og at vi får kompensert for de ekstra oppgaver som blir lagt inn i prosjektene, sier Borgersen.

Nettpartner har tatt en rekke grep for å unngå røde tall på bunnlinjen fremover. Blant annet er det gjennomført en større omorganisering. Konsernmodellen er forlatt. Virksomheten er samlet i Nettpartner AS, organisert gjennom divisjonene drift og prosjekt.


Ny selskapsstruktur
– Vi har nå fått en enklere og mer samordnet selskapsstruktur. Det vil kunne gi innsparinger på områder som regnskap, økonomistyring og administrasjon, sier Borgersen.

I tillegg fortsetter selskapet arbeidet med å få utgiftene ned. – Vi er etter hvert blitt mer kostnadseffektive, ikke minst ved å utnytte de gode montørressursene våre langt bedre på tvers av selskapet. Økt fokus på innkjøp og logistikk, og videre effektivisering av prosesser gjennom digitalisering vil også bidra til økt lønnsomhet.


Taper på prosjekter
Nettpartner har en prosjektportefølje (større prosjekter) på om lag 400 millioner kroner i året. Borgersen medgir at det er på slike oppdrag de først og fremst har tapt penger, ikke på drift.

– Det er primært forhold knyttet til prosjektgjennomføring som har gjort at vi har gått på tap, ikke at prosjektene har vært priset feil. Derfor har vi nå mer oppmerksomhet rettet mot å ha riktig prosjekt- og anleggsledelse på prosjektene. Med bedre styring og ledelse av prosjektene oppnår vi god lønnsomhet også i prosjekter som i utgangspunktet er lavt priset. I tillegg øker vi vår kontraktskompetanse. Det er nødvendig ettersom vi i større grad enn tidligere møter en profesjonell motpart på anleggsplassen.


Mer velfungerende marked
Ifølge Borgersen har prisene på oppdrag i entreprenørmarkedet nådd et bunnivå. Det er begrenset hva leverandørene alene kan gjøre mer for å kutte kostnader. Skal prisene reduseres ytterligere, må det til et samarbeid mellom kunde og leverandør der «vekslingene» mellom partene må bli smidigere.

Han etterlyser en snarlig bedring av bransjens rammebetingelser, for å få et åpent og velfungerende entreprenørmarked med fri og reell konkurranse om oppdrag. Det er også viktig at myndighetene sanksjonerer mot aktører som ikke overholder gjeldende lover.


Usikkerhet etter AMS
– Det skal investeres for store milliardbeløp i nettet de neste ti årene. Fremtiden ser vel lys ut for entreprenørselskapene?

– Jo, det er grunn til å være optimist på sikt. Men vi lever med en god del usikkerhet om hva som kommer til å skje de nærmeste årene, for eksempel om AMS vil føre til økte nettinvesteringer når utrullingen er sluttført ved årsskiftet. Men ny teknologi og digitalisering vil også gjøre det mulig å utnytte eksisterende nett bedre, og dermed minske behovet for investeringer.

Vi har over mange år blitt vant til å forholde oss til svære anslag for nettinvesteringer de neste ti årene. Så langt har det ikke slått til. Men nettet blir eldre for hvert år som går, så vi får leve i håpet. I mellomtiden jobber vi med interne forbedringer og effektivisering, sier Arild Borgersen i Nettpartner AS.

– Vi må bli flinkere til å ta betalt for det vi gjør, sier administrerende direktør Arild Borgersen i Nettpartner AS.
Ikke bærekraftig
image
Kabelskipet C/S Skagerrak har vært Nexan Norways flaggskip. Nå har selskapet bestilt et nytt og større spesialskip for å håndtere nye, krevende prosjekter. |
Foto: Nexans
Sterkt marked for kraftkabler
Nexans Norway merker fremdeles nedgangen i offshorevirksomheten, men greier i stor grad å kompensere med et fortsatt potent kabelmarked.

Tekst: Atle Abelsen

E uropa har svært mange kabelprosjekter på gang, noe som er til fordel for Nexans Norway. Denne «norske» delen av den franske industrigiganten Nexans med blant annet kraftkabelfabrikk i Halden har som så mange andre offshore-relaterte leverandørbedrifter merket nedgangen i offshoremarkedet.


Der er de først og fremst til stede som en av de store leverandørene av umbilicals, navlestrengskabler til offshoreanleggene. Men denne nedgangen klarer de i stor grad å kompensere for ved at markedene for deres andre hovedbein – kraftkabler – ser ut til å fortsatt å ha høy aktivitet både i Europa og i verden for øvrig.


Produserer i Halden
– Vi har den fordelen at vi kanskje er den eneste store leverandøren av både umbilicals og store kraftkabler på markedet, sier teknisk direktør Vegard S. Larsen til Energiteknikk. – Vi produserer begge deler i vår fabrikk i Halden, og vi kan trekke veksler på delvis felles produksjonslinjer og at de to hovedproduktene har mange felles trekk ellers i produksjonen.

Et av de viktigste konkurransefortrinnene til Nexans Norway er deres høye FoU-aktivitet, for kontinuerlig å holde tritt med markedets krav og stadig mer krevende og kompliserte prosjekter. Utviklingen av kabelteknologien er en av nøkkelkomponentene for at kraftselskapene skal kunne realisere sine våteste drømmer om enorme, flytende vindkraftparker på dypt vann langt ute på havet der det virkelig blåser «hammer og spiker», jevnt, forutsigbart og til evig tid.

Samtidig skal kabelprodusentene med Nexans i spissen presse teknologien til nye høyder og produksjonsprisen til nye dybder for å sikre lønnsomheten i de nye store kraftoverføringene mellom land og kontinenter.


Nye laboratorier
Dette er en del av bakgrunnen for at Nexans-konsernet åpnet flere nye, store testlaboratorier på slutten av fjoråret. I november åpnet de offisielt høyspentlaboratoriet Calais Center of Excellence i Frankrike, dedikert til HVDC-kabler. De første kablene som skal testes i denne laben, er til den bunnfaste havvindparken DolWin 6 utenfor tyske Emden. De to 90 km lange kablene på 320 kV med 900 MW kapasitet skal leveres til TenneT før åpningen av vindparken i 2023.

Samtidig åpnet Nexans Norway et nytt høyspent testlaboratorium i tilknytning til fabrikken i Halden. – Dette gjør vi for å stå enda bedre rustet i konkurransen om de nye, store prosjektene som er under oppseiling i Europa, sier Larsen.

Han forteller at de forskjellige laboratoriene i konsernet utfyller hverandre, men at det også er viktig for dem at de ligger i geografisk nærhet til fabrikken.

– Kabler, skjøter og annet utstyr som testes, er store enheter som vi vil flytte minst mulig på. Vi benytter oss gjerne av for eksempel tilbudet som høyspentlaboratoriet til SINTEF i Trondheim tilbyr, men vil helst slippe å flytte for mye rundt, sier han.


Ut med blyet
Larsen forteller at utviklingen på sjøkabler går mot stadig høyere spenningsnivåer. Hittil har kablene til havvindparkene ofte vært på 36 kV AC.

– Med økende kapasitet på turbinene kommer også kravene om 66 kV. Da er det viktig å finne de kostnadseffektive løsningene også på de høyere spenningene. Vi må ha våtdesign og ta vekk blykappen, som kan erstattes med en diffusjonsbarriere som består av en polymersandwich. Vi har ikke levert noe av dette ennå, men har det ferdig utviklet og testet og en del av sortimentet om det kommer en bestilling med rette spesifikasjoner. Dette er vi helt komfortable med helt opp til minst 100 kV. På 145 kV og over, om det blir aktuelt i noen sammenheng, må vi kanskje se på løsninger som innebærer fortsatt blykappe. Men ikke på dynamiske kabler, der må vi inn med andre tiltak som hindrer eller forsinker vannet i å komme gjennom.

En annen grunn til at Nexans vil vekk fra blykappe, er at dette er uforenlig med dynamiske kabler. – Bly er helt uegnet når kabelen skal stå i svai i mange år, understreker Larsen.

Han peker også på at utfordringene til den dynamiske delen blir større jo grunnere vann den flytende konstruksjonen står på. – På grunnere vann blir det veldig mye dynamikk. Da blir utmattingsproblematikken også mye større.


Nytt kabelskip
Nexans Norway har også bestemt seg for å bygge et nytt kabelutleggingsfartøy. Det unike utleggingsskipet C/S Skagerrak begynner å bli for lite og begrenset for de mest utfordrende prosjektene Nexans står overfor i framtida.

– I tillegg til å øke kapasiteten til 10.000 tonn vil det nye skipet også få muligheten til å installere fra to tromler i tillegg til en fibertrommel. Da kan vi bundle (flette – red.anm.) en topolet kabel pluss en fiberkabel, noe som etterspørres stadig oftere. Det nye skipet vil også være klargjort for en vertikal utlegger, som kan være mer aktuelt på de større dypene.

Det er kroatiske Uljanik Group som har fått oppdraget med å bygge skipet, som skal designes av Skipsteknisk AS. Etter planen skal skipet leveres og settes i drift Q3 2020.

Teknisk direktør Vegar S. Larsen hos Nexans Norway peker på forskning og utvikling av nye kraftkabler som en nøkkelfaktor for fortsatt overlevelse og vekst. |
Foto: Atle Abelsen
Må ikke ha sertifikat
smånytt fra småkraft
Trafoen heises på plass i Fiskløysa kraftverk, ett av småkraftverkene Norsk Grønnkraft har under bygging. |
Foto: NGK Utbygging
Må ikke ha sertifikat
Norsk Grønnkraft skal åpne fire nybygde småkraftverk i år, og i løpet av våren begynner de å bygge fire nye. Selskapet har kuttet utbyggingskostnadene drastisk og er ikke avhengig av sertifikatene.

Tekst: Sigurd Aarvig

S iste frist for å bli med i sertifikatordningen, som utløper i 2021, er ingen merkestein for NGK Utbygging AS.

– Verdien av sertifikatene er så lav at det ikke betyr så mye for våre beslutninger. Vi bygger småkraftverk uansett, og jeg regner med at vi greier det uten sertifikater, sier daglig leder Rune Skjevdal til Energiteknikk.

To kroner per kWh

Sigdestad kraftverk i Bremanger, Sogn og Fjordane, er ett av de fire prosjektene som nå er under bygging. Det får en francisturbin på 9 MW, som skal gi en årlig produksjon på 28 GWh. Utbyggingskostnaden ligger på Må ikke ha sertifikat under 2 kr/kWh, som er uvanlig lavt for småkraftverk.

– Mye av årsaken til den lave kostnaden ligger i naturgitte forhold, ved at utbyggingen gjelder en relativt kort strekning med mye vann. Men vi har også fått ned prisen gjennom våre valg av løsninger, leverandører og entreprenører, sier Skjevdal.

Overtok prosjekter

I Lierne i Nord-Trøndelag bygges Fiskløysa kraftverk med peltonturbin på 5,1 MW og stipulert årsproduksjon 17,9 GWh. Prosjektet ble overtatt fra NTE og Statskog. Utbyggingskostnaden var da beregnet til 5,50 kr/kWh, men den har Skjevdal & co fått ned i 3,60 kr/kWh.

Store kutt ble også gjennomført ved prosjekteringen av Grytendal kraftverk i Bindal kommune i Nordland. Der hadde NTE lagt til en grunn en kostnad på om lag 5,10 kr/kWh. NGK kjøpte prosjektet og realiserer det for 3,60 kr/kWh. Her brukes francisturbin.

Sandneselva i Masfjorden i Hordaland skal også settes i drift i år. Det får en effekt på 2,3 MW med peltonturbin og skal produsere 6,9 GWh per år.

Skal bygge i nord og vest

Til våren går NGK Utbygging i gang med fire nye byggeprosjekter i Nord-Norge og på Vestlandet.

Veiski kraftverk i Sørfold kommune, Nordland, skal utstyres med 6,6 MW francisturbin.

Salvasskardelva skal bygges i Bardu i Troms med peltonturbin på 8,9 MW.

I Vanylven kommune i Møre og Romsdal starter snart byggingen av Helgåa og Røfsdalselva kraftverk, som får peltonturbiner på henholdsvis 2,5 MW og 3,8 MW.

Til sammen skal disse fire kraftverkene produsere 65 GWh årlig.

Rune Skjevdal regner ikke med å få mindre å gjøre i de neste årene. – Kanskje litt mer aktivitet enn nå, men man må være forsiktig med å bemanne opp. Vi har utviklet en bra måte å jobbe på, og vi setter næring etter tæring.


Clemens bygger stort

Nordkraft selger sitt vannkraftprosjekt Tokagjelet i Kvam herad til Clemens Kraft. De to selskapene har også inngått en samarbeidsavtale om å utvikle nye prosjekter. Tokagjelet er et større prosjekt enn vanlig for Clemens, med installert effekt på 25,5 MW og årsproduksjon på 78 GWh.

Gir råd om flomsikring
image
Ferske rørgrøfter er særlig sårbare ved flom, og spesielt i bratt terreng. |
Illustrasjonsfoto: Nordkraft
Gir råd om flomsikring
Flom som rammer småkraftverk, er et av temaene på NVE-dagen 20. mars. Flere har opplevd at rørgater er ødelagt av flomvann etter store nedbørsmengder.

Tekst: Sigurd Aarvig

R une Engesæter i NVEs tilsyns- og beredskapsavdeling skal på NVE-dagen stille spørsmålet – tåler vannkraftverket ditt vann? Han har ikke noe statistikk for flomskader i småkraftverk. Alvorlige hendelser ved kraftverk skal rapporteres til NVE, men han regner med at det er store mørketall.

– Generelt er det anbefalt at man skal dimensjonere inntaksdammer i konsekvensklasse 0 for 200-årsflom, men dette er ikke noe forskriftskrav. I konsesjonssaker heter det at kraftverket skal være «solid bygd», sier Engesæter til Energiteknikk.


Brått på
Han har inntrykk av at flomberegninger ikke vektlegges like sterkt for små som for store kraftverk. Store kraftverk med reguleringsmagasin har også mer tid til å dempe flom, mens flomvannet gjerne kommer raskere på småkraftverk – kortvarig, men intenst. Da kan for eksempel nedgravde trykkrør bli ødelagt.

– Risikoen er størst der rørgaten er bratt og byggegropen fersk, før det er kommet vegetasjon. Rørene er da i en sårbar fase. Ved elvekrysning skal man passe på at det ikke kommer vann i rørgrøfta.

Engesæter gir følgende råd ved prosjektering av elvekrysninger: – Vær føre var og ta i litt ekstra. Bruk litt større rør eller bygg en god og solid renne med høye kanter.


Mer naturskade
Jan Fredrik Flock er frittstående takstmann og har tidligere vært skadebehandler og fagsjef på maskinskade i Gjensidige.

– I løpet av 22 år har jeg vurdert 1500 skader på kraftverk, og jeg så en økning på naturskade som følge av vær og vind i de siste ti årene, forteller han.

Blant annet takserte Flock en flomskade ved et småkraftverk på Vestlandet i høst. Der ble en ti år gammel duktil rørgate revet opp.

– Løsningen er å sørge for god drenering og grøftesystemer som gir god avrenning. Hvis flomvann er kommet inn i rørene, må man få det ut. Da må man krabbe inn i røret eller inspisere med kamera. Kommer det løsmasse i maskineriet, da blir det kostbart, sier takstmann Flock.

image
Forskning skal
tema: Vedlikehold/utbygging av kraftverk
Kaspar Vereide viser frem den tretten meter lange forsøksmodellen av sandfang 3 på Tonstad kraftverk som er bygd på Vasskraftlaboratoriet. Modellforsøkene starter etter påske.
Forskning skal løse sandfangproblem
I mange kraftverk kan effekten økes betydelig ved å forbedre sandfang og svingekammer. Grus og stein i turbinene er blitt et stort problem. Ved landets største kraftverk, Tonstad, gir det kostbare driftsrestriksjoner.

Tekst: Stein Arne Bakken

S ira-Kvina kraftselskap har fått støtte fra Regionale Forskningsfond for Agder til å sette i gang et større forskningsprosjekt ved Vassdragslaboratoriet. Her er det nå bygd en modell av sandfang 3 (pilotanlegg) i Tonstad kraftverk. Etter påsken kommer man i gang med modellforsøkene.

FoU-prosjektet Fleksible Sandfang (FlekS) er et samarbeid mellom Sira-Kvina kraftselskap, NTNU/HydroCen og Graz tekniske universitet i Østerrike. Modellforsøkene skjer ved Vassdragslaboratoriet ved NTNU i Trondheim, mens Graz skal stå for CDF-kjøringene og utvikling av numeriske modeller.


20 prosent økt effekt
Ifølge beregninger gjort på universitetet Graz, vil det være mulig å øke effekten med 20 prosent i Tonstad kraftverk gjennom tiltak for å forbedre sandfang og svingekammer. Det kan blant annet skje ved å bygge et nytt eller utvide eksisterende kammer.

– Målet med FoU-prosjektet er å utvikle ny teknologi for å oppgradere eksisterende sandfang, slik at vi ikke trenger å kjøre kraftverket med begrensning på effekt for å unngå at det kommer grus og stein i turbinene. Det gjelder å finne frem til tiltak som lar seg gjennomføre raskt, uten for store kostnader.

Det sier lederen for FoUprosjektet, Kaspar Vereide. Han er prosjektutvikler i Sira-Kvina kraftselskap og har deltidsstilling som førsteamanuensis ved NTNU i Trondheim. FoUprosjektet har også utløst sandfangaktivitet i HydroCen gjennom ph.d.-stipendiat Ole Haugen Havrevoll. Så langt har prosjektet omfattet datainnsamling, kartlegging og analyse av eksisterende sandfang.


Selvregulerende sandfang
– Vi har flere idéer til hva som kan gjøres. Nå får vi mulighet til å teste ut ulike tiltak i den fysiske modellen på laboratoriet, foruten å gjøre numeriske beregninger. Disse kan verifiseres gjennom modellforsøkene, slik at det kan gjøre simuleringer av ulike løsninger for å forbedre sandfanget på Tonstad, sier Vereide.

– Målet er å kunne designe et selvregulerende sandfang, hvor man ikke trenger å tømme sandfangerne for sedimenter på den manuelle måten med gravemaskin og dumper. Vi håper at prosjektet vil ende opp med at vi kan implementere en slik fullskalaløsning på Tonstad.


Bygd for jevn last
Vereide viser til at sandfangene skal beskytte turbinene mot sedimenter. Sandfangene er bygd for jevn lastkjøring uten hyppig effektendring. Dagens effektkjøring i kraftverkene skaper større dynamiske bevegelser i vannveiene. Grus og stein i virvles opp, sedimentene fanges ikke opp av sandfangene, men blir dratt med vannstrømmen inn i turbinene.

Dette var ikke noe problem tidligere, men har oppstått etter at kraftverkene er blitt rehabilitert med sikte på effektkjøring. Sandtransport vil også bli et problem ved fremtidige oppgraderinger til pumpekraftverk.

– For å unngå skader på turbinene må kraftverkene innføre driftsrestriksjoner. For Tonstad kraftverk innebærer det at vi ikke kan kjøre med full effekt, spesielt når det er lav vannstand i magasinet og lite tilsig i bekkeinntakene. Dette blir kostbart.


Jetstrøm i sandfanget
Vereide forklarer dette med at vannstanden i svingsjakten har et nivå på 50 meter når kraftverket står stille, men synker når kjøringen starter. I enkelte tilfeller kan vannstanden synke helt ned i sandfanget, som i de fleste kraftverk i Norge er plassert nedstrøms tunellen i kraftverket (trykkstrømning). I så fall vil det skapes frispeilstrømning som kan spyle stein og grus inn i turbinen. Når kraftverket starter opp, får man også en slags jetstrøm i sandfanget som bringer med seg sedimenter.

– Overgangen til mer effektkjøring har gjort at driftssituasjonen i kraftverkene er blitt vesentlig endret. Prissignalene fra markedet bestemmer produksjonen. Vi har fått et kjøremønster som herjer med vannkraftsystemet. Det tikker stadig inn meldinger fra nye kraftverk om problemer med sandfang.

image
En 3D-modell av sandfang. Ved at tverrsnittet utvides senkes vannets hastighet, slik at sedimentene skilles ut og synker til bunnen. |
Ill: Sira-Kvina kraftselskap

Må tømmes oftere
Vereide forteller at sandfangene i norske kraftverk er utformet for å kunne virke i mange år før det var nødvendig å tømme dem. Med kjøring på jevn last har ikke dette vært noe problem. Sandfanget på Aura kraftverk var designet for aldri å måtte tømmes. Det ble tømt for første gang i fjor.

Vereide legger til at de tre sandfangene på Tonstad tidligere ble tømt hvert femte år. Etter at kraftverket begynte med effektkjøring, skjer tømmingen hvert halvår. Da må van net stenges av og produksjonen stoppes i flere dager. Man må inn i sandfanget med gravemaskin for å tømme det for grus og stein.

Her er sedimenter som er plukket ut av turbinen på Tonstad kraftverk. Det er ikke sand som skaper problemer, men grus og steinpartikler med et tverrsnitt på to–tre millimeter og oppover.
Foto: Sira-Kvina kraftselskap
Eksempler på skader etter at kraftige bevegelser i vannveiene har ført til at steinpartikler i sandfanget er blitt virvlet opp og ført inn i turbinene.
Foto: Sira-Kvina kraftselskap
image
HydroCen
HydroCen er i fart
Ett år er gått etter den offisielle åpningen av HydroCen i Trondheim. Aktivitetsnivået er allerede imponerende. – Vi kom raskt ut av startgropen, sier Hege Brende, lederen for FME-senteret.

Tekst og foto: Stein Arne Bakken

tema: Vedlikehold/utbygging av kraftverk
Hege Brende er meget godt fornøyd med oppstartsåret for HydroCen. – Nå har vi sju år igjen på å nå ambisjonene. Mye jobb skal gjøres, dette blir nok langt fra noe hvilehjem, sier hun.

B rende kan fortelle at det så langt er satt i gang 17 nye FoU-prosjekter og ansatt 14 nye stipendiater, i tillegg til de som ble videreført fra Norsk Vannkraftsenter (NVKS). Aktiviteten har også resultert i 28 artikler i vitenskapelig publikasjoner.

Fire nye FoU-prosjekter settes nå i gang, og flere ph.d.- stipender utlyses. I tillegg deltar HydroCen i 25 såkalte assosierte prosjekter i samarbeid med utenlandske forskningsinstitusjoner, eksempelvis i regi av EU.

Energiteknikk besøkte Hydro- Cen (Norwegian Research Centre for Hydropower Technology) mens det ble arrangert et såkalt fagutvalgsmøte på Gløshaugen, for øvrig det fjerde i rekken siden starten. Virksomheten i HydroCen er organisert i fagutvalg for hver av fokusområdene vannvei, turbin/generator, marked/ tjenester og miljødesign.

I fagutvalgene møtes representanter for de om lag 50 nasjonale og internasjonale partnerne fra forskning, industri og forvaltning.


Taktskifte i bransjen
Brende er godt fornøyd med oppslutningen HydroCen har fått fra brukerne. – Vi opplever at storsatsingen på senteret har ført til et taktskifte i vannkraftbransjen når det gjelder holdningen til FoU. Kraftselskapene har langt større oppmerksomhet mot forskning nå enn tidligere og deltar med sine dyktigste folk i fagutvalgene. Det lover godt for det videre arbeidet, sier Brande.

HydroCen er en prosjektorganisasjon der alle stipendiatene/ forskerne er ansatt på sine institutt, men samarbeider på tvers gjennom HydroCen. Ifølge Brende skjer mye av fremdriften gjennom arbeidet i de fire fagutvalgene, og hun samarbeider tett med forskningslederne for disse.

– Det har vært viktig fra første dag å få på plass organiseringen og arbeidet i fagutvalgene. Min oppgave er å holde farten oppe, at alle opplever sine oppgaver som viktige og er seg bevissist hvilke mål det skal jobbes mot, sier hun.


«Look to Gløshaugen»
HydroCen har et budsjett på om lag 400 millioner kroner over åtte år. Det er en satsing på vannkraftforskning som også blir lagt merke til i vannkraftmiljøet internasjonalt.

– Forskningsrådet forventer at HydroCen og de andre forskningssentrene for miljøvennlig energi skal sikre at Norge får større innpass i det internasjonale forskningssamarbeidet, ikke minst i EU. Vi merker stor interesse for HydroCen fra utenlandske aktører, sier Brende.

Blant annet ønsker det amerikanske energidepartementet et nærmere samarbeid med HydroCen når de nå skal utarbeide nye strategier innen vannkraft. Det samme gjelder India, og Brende har hatt møter med Norad og Verdensbanken, som følger interessert med.


– Konservativ bransje
– I mine øyne er den norske vannkraftbransjen veldig konservativ, og den har ikke hatt så høye tanker om seg selv.

Kraftbransjen har kanskje ikke vært bevisst hvilke svære verdier den forvalter. Når man sitter med nedbetalte anlegg i et marked som har duret og gått, er det lett å lene seg tilbake. Det er ikke derfor så merkelig at vi utfordres av bransjen på våre ambisjoner om at virksomheten skal bidra til å doble verdien av norsk vannkraft.


Stor interesse
Heldigvis er det et taktskifte på gang i bransjen, der vi nå merker økt interesse blant våre aktører om å være med der viktige beslutninger blir tatt om vannkraftens fremtid. Vi har en historisk satsning på forskning og utvikling, og sammen med en pågående holdningsendring i bransjen så lover det godt for bransjens fremtidige verdiskaping, sier Brende.

– Samtidig må vi erkjenne at det fortsatt er ulike interesser og synspunkter i bransjen. Det er også stor avstand mellom hvordan den operative hverdagen oppleves i kraftselskapene og i forskningsinstitusjonene. Slik vil det alltid være, og det skaper kontinuerlige diskusjoner. Men dette hindrer ikke at man kan jobbe mot de samme målene. Mitt utgangspunkt er at vi skal være hverandres krevende kunder og partnere, sier direktør Hege Brende i HydroCen.

På tvers
tema: Vedlikehold/utbygging av kraftverk
Deltakerne på fagutvalgsmøtet i HydroCen i Trondheim.
På tvers av fagene
HydroCen handler mye om tverrfaglighet, om å se sammenhengen i det som skjer i et kraftverk, der de tradisjonelle tekniske fagene vassdragsteknikk, maskin og elektro går over i hverandre sammen med økonomi- og miljøfag.

Tekst og foto: Stein Arne Bakken

S tatus i arbeidspakkene med vekt på tverrfaglighet var temaet for fellessamlingen av de fire fagutvalgene i HydroCen 14. februar.

– Det har tidligere vært tette skott mellom de vannkraftrelaterte fagene på NTNU, fremholdt professor Ole Gunnar Dahlhaug på Vannkraftlaboratoriet. Han så for seg store muligheter for innovasjoner gjennom tverrfaglig forskning, blant annet ved kopling mellom maskin- og miljøsiden.

Dahlhaug er prosjektleder for HydroFlex, et EU-prosjekt som skal utvikle en turbin som tåler tretti start og stopp i døgnet. NTNU har fått koordineringsansvaret for det fireårige prosjektet, som omfatter 16 partnere i fem land. Prosjektet er tildelt nesten 60 millioner kroner i forskningsmidler fra EUkommisjonens program Horizon 2020.

Sentrale problemstillinger i prosjektet er hvordan hyppige start og stopp vil påvirke fisk og annet liv i vassdraget. Norsk institutt for naturforskning (NINA) er en av partnerne i prosjektet.

HydroFlex er følgelig et godt eksempel på forskning på tvers av fagene. Det er definert flere sentrale forskningsområder i prosjektet, fleksibilitet i turbiner, fleksibilitet i generatorer, konsekvenser for miljø og biologisk mangfold, formidling og utnyttelse av vannkraft.

Har du en
image
Avleser vannets
tema: Vedlikehold/utbygging av kraftverk
Carl Bergan viser her det forenklede francis-turbinbladet som blir brukt i forsøksmodellen.
Avleser vannets natur
Han startet med å måle hastighetsprofiler ved utløpet av francisturbin. Etter hvert har doktorgradsarbeidet til Carl Bergan dreid over mot å studere vibrasjoner på turbinblader.

Tekst og foto: Stein Arne Bakken

A rbeidet hans er et bidrag til forskningen i HiFrancis. Det omfattende prosjektet har som mål å avdekke årsakene til sprekkdannelser i høytrykks francisturbiner og utvikle et design som hindrer slike problemer.

Bergan er en av flere p.h.d.- stipendiater som er knyttet til HiFrancis, som blir gjennomført på Vannkraftlaboratoriet i regi av HydroCen. Han tar sikte på å disputere i oktober.

– Jeg har tatt på meg verdens største skylapper, smiler Bergan. Han forteller at det er snakk om å dukke ned i et snevert forskningsområde for å studere de dynamiske bevegelsene til vannet som treffer turbinbladene og hvordan kreftene fra vannet og stålet påvirker hverandre, det som blir betegner som fluid structure interactions.

Bergan foretar avanserte lasermålinger av vannstrømninger, for eksempel trykkforhold i sugerøret, for å se hvordan turbinbladene vibrerer. Målingene i laboratoriet brukes til å verifisere numeriske simuleringsmodeller som trengs for å utvikle et optimalt turbindesign.

– Mitt doktorgradsarbeid dreier seg også om å forstå fysikken i det som foregår i vannet, å kunne avlese vannets natur, og da er vi over i mer grunnleggende forskning.

Vi kan designe en turbin med gitte egenfrekvenser og se at den responderer forutsigbart på disse egenskapene. Men det er ikke så lett å fange opp hvilken effekt vann i dynamisk bevegelse har på turbinen, for eksempel hvilken dempende effekt vannet har på vibrasjoner, sier Bergan. Han har gjort en serie målinger for å studere effekter av slike dempinger, og hvor på bladet dempingene skjer.

– Dette er ganske komplisert, det krever at vi forenkler virkeligheten, blant annet for å begrense den enorme datamengden fra målingene, sier Carl Bergan.

image
På tvers
tema: Vedlikehold/utbygging av kraftverk
– Vassdragslaboratoriet er viktig for vår forskning og undervisning, sier professor Leif Lia, her ved en modell av et flomløp som er utstyrt med valsesluke med kjettingopptrekk.
Oppgradering gir mye mer kraft enn antatt
Det er mulig å øke den årlige produksjonen med mellom 22 og 30 TWh gjennom opprustnings- og utvidelsesprosjekter i norske kraftverk. Dette er langt mer enn man tidligere regnet med.

Tekst og foto: Stein Arne Bakken

M esteparten av økningen kan oppnås med en kombinasjon av tiltak. – Vi er overrasket over at potensialet er så stort, sier professor Leif Lia ved Vassdragslaboratoriet/Institutt for bygg og miljøteknikk ved NTNU i Trondheim.

– Det har tidligere vært snakket om to til tre prosent for slike prosjekter, hovedsakelig knyttet til oppgradering av komponenter som turbiner og generatorer. Men erfaringene som er gjort de siste 15 årene, tilsier gevinster som er mange ganger større.

Lia viser til kartleggingen som sivilingeniør Mikal Naug Aas gjorde i sitt mastergradsarbeid i 2015. Han jobber nå i Sweco i Trondheim. Aas viser at mange oppgraderingsprosjekter også har omfattet ulike tiltak med vannveiene, og da snakker vi om langt større økninger i energiproduksjonen.


23 prosent økning i snitt
Aas undersøkte i alt 20 opprustnings- og utvidelsesprosjekter som er blitt gjennomført de siste 15 årene. Etter å ha trukket ut to prosjekter som skilte seg spesielt gunstig ut, fant han ut at den totale produksjonsøkningen for de 18 gjenværende prosjektene var på tre TWh, eller 23 prosent i snitt. Ingen av prosjektene hadde lavere gevinst enn seks prosent, mens økningen for det beste, Saudautbyggingen, var på hele 61 prosent.

– Dette er oppsiktsvekkende gode resultater. Gjennom redesign og nye teknologiske løsninger er det mulig å oppnå en langt høyere økning i energiproduksjon for oppgraderingsprosjekter enn de to til tre prosentene som har vært vanlig å operere med i utredninger.


Økt oppmerksomhet
Professor Leif Lia leder arbeidspakken for vannkraftkonstruksjoner (innkludert vannveier), en av de fire arbeidspakkene i forskningssenteret HydroCen.

– Det er fantastisk at det er blitt så mye oppmerksomhet mot vannveiene og at det nå blir satset på forskning på dette området, ikke minst gjennom HydroCen. Jeg gleder meg over at vi kan drive prosessorientert forskning omkring problemstillinger knyttet til vannveiene, der det blir lagt stor vekt på tverrfaglighet for å oppnå gode resultater, sier Lia.


Alt henger sammen
Lia tegner opp et bilde av kraftverk der vannsystemet er blodomløpet og aggregatet selve hjertet.

– Alt henger sammen og er avhengig av hverandre. Gjennom vår forskning skal vi sørge for at tunnelsystemet kan levere «tjenester» til resten av kraftverket. Det blir ikke minst viktig når målet er størst mulig fleksibilitet i kraftproduksjonen.

Vi må forholde oss til et helt annet driftsmønster i fremtiden enn det norske vannkraftsystemet er bygget for. Det er ikke så mye å hente ved å gnikke på det gamle systemet, som er bygd for jevn last. Skal vi for eksempel oppnå større fleksibilitet, må tunnelsystemet modifiseres. Vi må finne frem til nye tekniske løsninger, og de må være rimelige. Behovet for ny kunnskap er betydelig.


Unngå driftsstans Ifølge Lia vil det å unngå tap av kraftproduksjon bli den store utfordringen for modernisering av vannkraftverkene. Langvarig produksjonsstans er svært kostbart.

Det må i de fleste tilfeller bygges nye parallelle vannveisystemer. Da oppnår man også robuste løsninger med høy sikkerhet.

Lia er mektig imponert over løsningen Statkraft valgte for opprustningen og utvidelsen av Nedre Røssåga på. Det ble bygget et nytt aggregat på 225 MW ved siden av de gamle, og så satte man i gang med å oppgradere tre av de seks gamle aggregatene, ett etter ett.


To separate vannveisystem – Nå står man igjen med et kraftverk som har økt effekten med 30 prosent og energiproduksjonen med 11 prosent. Prosjektet er gjennomført uten vesentlig utetid, og man har oppnådd den sikkerheten i kraftverket som to separate vannveisystemer gir. Samtidig utnytter de restlevetiden på det gamle kraftverket maksimalt. Det er genialt, sier Lia.

Han hevder det er mer realistisk å bygge om eksisterende kraftverk for pumpekraft enn å bygge nye pumpekraftverk. – Tanken om et grønt batteri mot Europa er besnærende, men jeg tror ikke det kommer i det omfanget som har blitt diskutert, dessverre. Det vil kreve svære politiske beslutninger, både her hjemme og i andre land. Likevel blir vi trigget av det det europeiske systemet og deres behov for vannkraft som miks i deres uregulerte energisystem. Norge og Norden har kraftoverskudd, vi har ikke bruk for mer effekt eller energi før vi tar den i brukj til industriutvikling.


Krevende å drive laben Lia er blant dem som har stått på barrikadene for å redde Vassdragslaboratoriet fra å bli nedlagt. De siste årene er situasjonen blitt mindre truende. Den store satsingen på vannkraftforskning gjennom HydroCen bidrar til at fremtiden ser lysere ut.

– Laboratoriet er viktig for å kunne drive forskning og undervisning på et høyt nivå. Ledende universiteter ruster nå opp sin infrastruktur for fremtiden, både innenfor maskin-, elkraftog byggfagene. Vi har god plass og begynner å få en avansert utstyrspark. Men vi har lite teknisk personell. Tilgjengelighet av dyktige laboratoriefolk er vår store utfordring, sier Lia.

Både Vassdragslaboratoriet og Vannkraftlaboratoriet er eid av NTNU. Driften er avhengig av oppdrag fra kraftselskaper og leverandører. – Det er krevende å kjøre oppdragsforskningen gjennom NTNU-systemet, det er ikke noen naturlig oppgave for oss å drive denne typen kommersiell virksomhet, sier Lia. Han ønsker at det etableres et SINTEF innenfor de vannkraftrelaterte fagområdene bygg og maskin.

image
På tvers
tema: Vedlikehold/utbygging av kraftverk
Illustrasjon av inntaket i Storåselva. |
Foto/ill: NTE
– Dammer bør bli mer klimavennlige
Forstemmende få energiselskaper utnytter tilgjengelig teknologi og byggemetoder for å bygge klimavennlige dammer. Slike løsninger er attpåtil ofte bedre teknisk.

Tekst: Atle Abelsen

S åkalt lavvarmebetong, eller lavkarbonbetong, har ikke vært hyllevare, men spesielt innen veibygging har Vegvesenet vært offensiv og spesifisert klimavennlige løsninger. Det største prosjektet var Operatunnelen i Oslo, der det gikk med rundt 200 000 m3 spesialbestilt betong.

Nå begynner kraftbransjen å komme forsiktig etter. – Vårt aller første kraftverksprosjekt der lavvarmebetongen også fikk status som lavkarbonbetong, ble Storåselva kraftverk, som vi nettopp overleverte til byggherren NTE, sier professor og sjefsrådgiver Sverre Smeplass hos Skanska Norge. Han forteller at NTE sammen med Hydro Energi er de mest offensive kraftselskapene når det gjelder å bygge klimavennlig.

– Det er større aktivitet i markedet nå, der blant annet nye sikkerhetsinnstramminger og behov for oppgradering av eldre kraftverk utløser en del byggeaktivitet. Vi forsøker å få kraftselskapene interessert i å benytte nye metoder og produkter som kan bidra til å redusere karbonavtrykket. Sementproduksjon er kilden til et av de største industriutslippene av fossilt CO2, så dette kan gi vesentlige bidrag til å redusere våre utslipp, påpeker han.


En tredel erstatningsmiddel
Det er ingen fast definisjon på hva som er lavvarmebetong, men bransjen opererer med et selvpålagt krav om at minst 30–35 prosent av bindemiddelet (sementen) skal erstattes av et tilsetningsmateriale med betydelig lavere karbonavtrykk. De tekniske kravene til et slikt tilsetningsmateriale kan variere, men til lavvarmebetong er dagens alternativer flyveaske fra europeiske kullkraftverk eller slagg fra enkelte metallindustrier.

– Den største haken er at det er begrensede tilganger til disse tilsetningsmaterialene. Det er simpelthen ikke nok slagg og flyveaske til å erstatte inntil 30 prosent av sementen i europeiske byggeprosjekter. Og med mindre flyveaske kommer fra kullfyrte anlegg med karbonfangst og lagring, vil det hefte et betydelig karbonavtrykk ved et slikt produkt.


Bedre tekniske egenskaper
Dette er en av grunnene til at blant andre Skanska sammen med Kværner, SINTEF, NTNU og en rekke andre aktører fra norsk byggebransje er inne i det nest siste året av et femårig prosjekt – DACS – som skal finne nye, gode tilsetningsmidler.

Ikke bare karbonavtrykket er en fordel med lavvarmebetong. Den har også ofte bedre egenskaper med hensyn til kloridinntrengning (salt) og dermed redusert fare for armeringskorrosjon. Dessuten har lavvarmebetong ofte bedre mekaniske egenskaper med hensyn til sprekkdannelser.

image
Studerer vibrasjoner
tema: Vedlikehold/utbygging av kraftverk
Studerer vibrasjoner
To NTNU-studenter jobber med realistiske mastergradsoppgaver. De skal finne årsakene til kraftige vibrasjoner i turbinen på Smeplassland kraftverk i Vest-Agder og foreslå tiltak for å løse problemet.

Tekst og foto: Stein Arne Bakken

Johannes Kverno (t.v.) og Vegard Ulvan med utstyret de tok med seg til Smeland kraftverk for å måle trykkpulsasjoner og virkningsgrad.

K raftverket ble bygget i 1985, det ligger i Åseral kommune og har et 24 MW aggregat med francisturbin. Den har hatt problemer med vibrasjoner i mange år, spesielt ved kjøring av på full last. Agder Energi Produksjon tok kontakt med professor Ole Gunnar Dalhaug på Vannkraftlaboratoriet, og det resulterte altså i to masteroppgaver.

Studentene har vært på kraftverket sammen med Dahlhaug og gjennomført målinger. Johannes Kverno har målt trykkpulsasjoner i turbinen ved hjelp av sensorer, mens Vegard Ulvan har foretatt termodynamiske målinger for å beregne virkningsgrad.


Problemet kan være løst
Besøket på Smeland kraftverk ble vellykket. Løsningen på problemet kan alt være funnet. I samråd med driftspersonellet i Agder Energi prøvde man å sprøyte inn luft og vann i sugerøret gjennom løpehjulet for å dempe vibrasjonene. Det viste seg at luftinnsprøyting hadde overraskende god effekt.

De to studentene skal nå analysere resultatene av målingene og dokumentere hvor god dempingen av vibrasjonene er.


Redusert virkningsgrad?
– Måling av trykkpulsasjoner og virkningsgrad i turbinen er i utgangspunktet to selvstendige oppgaver. Men vi er også opptatt av å undersøke om det kan være noen sammenheng, om trykkpulsasjonene og vibrasjonene har ført til at virkningsgraden er blitt redusert i forhold til det som ble oppgitt da turbinen ble levert i 1985, sier Ulvan.

– All energien i vannet som går tapt, blir til varme. Med fallhøyder som i dette tilfellet, 95 meter, er det mulig å måle virkningsgraden ved å plassere temperaturfølere i vannstrømmen før og etter at den passerer turbinen. Vi bruker følere som måler temperaturer med en nøyaktighet på én tusendels grad Celsius, sier Ulvan.


Trykksensorer
Kverno hadde med seg en neve av trykksensorer til Smeland. Disse ble blant annet plassert ved innløpet av spiraltrommen, og to sensorer med 180 graders vinkel målte trykket på vannet i sugerøret. En trykksensor ble også plassert i lekkasjevannet fra øvre lokk for å undersøke om det var trykkpulsasjoner der.

Trykkmålingene ble gjort med ulike laster over hele driftsområdet. Trykkpulsasjonene ble målt over tid, med åtte tusen målinger i sekundet. Ifølge Kverno gir det en god oppløsning, slik at man kan se hvordan trykket varierer. Ved å studere amplituden for trykkvariasjonen, kan man fastslå hvor stor forskjell det er mellom laveste og høyeste trykk på en puls.

På tvers
tema: Vedlikehold/utbygging av kraftverk
Overløpet ved inntaksdammen til Eitro småkraftverk i Sævereidsvassdraget i Hordaland blir kontinuerlig overvåket av kameraer. Bildedataene brukes i maskinlæring for å analysere og predikere forholdene over året. |
Foto: GeoMonitor
– Filmer for å effektivisere
Mulighetene er større enn noensinne for å effektivisere fjernstyrt drift og vedlikehold av kraftverk ved hjelp av autonome kameraer, bildegjenkjenning, maskinlæring og kunstig intelligens.

Tekst: Atle Abelsen

S elskapet GeoMonitor har blant annet samarbeidet med SKL om å bruke Eitro småkraftverk i Sunnhordland for å utvikle en statistisk modell på basis av data de henter ut fra autonome kameraer og bildegjenkjenning. Dermed får operatørene effektiv datastøtte for å vurdere når de skal reise ut på anlegget for å iverksette tiltak som spyling og rensing av inntak og rist, fjerne sedimenter og vedlikeholde overløpene.

– Dette er teknologi som brukes i mange andre industrier. Kraftbransjen er overmoden for å ta i bruk disse mulighetene for å effektivisere sin drift og sitt vedlikehold, sier daglig leder Eivind Susort hos GeoMonitor AS.

De installerte kameraene er svært robuste for å tåle røffe forhold og vær og vind, og energieffektive for å redusere behovet for å skifte batterier for ofte.


Prosessorkraft i skyen
Susort mener det er på høy tid å ta i bruk denne teknologien: – Damregulatorene har oftest ikke full oversikt over hva som skjer ved inntakene og overløpene, spesielt ikke over året. Når man reiser ut for å inspisere én eller to ganger i året, får man ikke med seg endringene i mellomtiden, for eksempel overløpshistorikk og hvordan isgangen har påvirket anlegget. Med et kamera får man data med høy oppløsning, og man får mer informasjon og bruker mindre ressurser på å innhente dem.

GeoMonitors systemer bruker en skybasert plattform fra Google for å få tilgang til tilstrekkelig prosessorkraft og lagringskapasitet til å kverne og tygge data fra kameraene. Ved hjelp av avanserte bildegjenkjenningsalgoritmer kan systemet følge med på rusk og rask som samler seg i ristene og inntakene, utviklingen av snø og is og om overløpene fungerer optimalt slik at vanntapet blir minimalt.


Neste nettportal
– Ved hjelp av maskinlæring og kunstig intelligens utvikler vi et system som reduserer behovet for tilstedeværelse og rutineinspeksjoner ute på anleggene. Det blir også enklere for operatørene å drifte anlegg som ligger helt andre steder i landet, eller i utlandet, sier Susort.

Selskapet utvikler nå neste nettportal for brukerne, som kan legge inn sine data og dermed bidra til å «trene opp» modellene. – De har egne kriterier for hva de ønsker, både for å definere et overløp i størrelse, men også å se på nye områder og anvendelser av bildegjenkjenningsteknologien.

image
– Kraftbransjen er overmoden for å ta i bruk bildegjenkjenning og statistiske modeller, sier daglig leder Eivind Susort hos GeoMonitor.
Foto: GeoMonitor
Gammelt blir
tema: Vedlikehold/utbygging av kraftverk
Prosjektleder Petter Rikstad (t.h.) sammen med byggeleder Øystein Gjerde inspiserer arbeidet med å lage plass til det nye aggregatet i kraftstasjonen. |
Foto: BKK
Gammelt blir som nytt
Ærverdige Frøland kraftverk i Samnanger gjennomgår en omfattende opprustning. Blant annet er aggregat 3 fra 1916 blitt erstattet med et nytt, og i løpet av året skal de to aggregatene fra 1960-tallet rehabiliteres.

Tekst: Stein Arne Bakken

F røland forsynte Bergen med strøm da det sto ferdig i 1912. I 1921 ble andre byggetrinn ferdig, og kraftverket var da i drift med seks aggregater. I 1962 ble fire av de første maskinene erstattet med to større, og produksjonen kom opp i ca. 138 GWh i året.

– Vi har valgt å beholde et av de gamle aggregatene som kulturminne. Etter hundre år med kraftproduksjon får vi vel si at de maskinene har gjort jobben sin, sier Petter Rikstad i BKK Produksjon AS. Han leder arbeidet med rehabiliteringen av kraftverket.


Ulønnsomt å bygge nytt
Rikstad forteller at de opprinnelige planene var å bygge et nytt kraftverk som kunne utnytte det over 150 meter høye fallet, mens Frøland skulle beholdes som småkraftverk. Det ble søkt om konsesjon i 2010, men i 2014 ble søknaden trukket. BKK vurderte prosjektet som lite lønnsomt med de kraftprisene man så for seg.

Av samme grunn droppet man også tanken på å strosse den fire kilometer lange driftstunnelen for å øke produksjonen, dessuten ble dette sett på som teknisk svært krevende. Det hele endte altså med beslutningen om å rehabilitere det eksisterende gamle kraftverket.


Felles transformator
Rikstad opplyser at rehabiliteringen vil øke årsproduksjonen med 14 GWh. – En del av gevinsten oppnår vi ved å fjerne behovet for individuelle aggregattransformatorer. Nå vil strømmen fra aggregatene gå rett ut på en felles samleskinne. Den gamle felles transformatoren som leverte ut på 132 kV-nettet, er erstattet med en treviklet transformator som muliggjør trinnvis omlegging av de forskjellige aggregatene.

Rikstad legger til at produksjonen vil øke som følge av bedre virkningsgrad til det nye aggregatet og nye løpehjul i de to aggregatene som nå skal rehabiliteres.


Mye vann i byggegropen
Arbeidet med rehabiliteringen kom i gang høsten 2016. Da kom den nye transformatoren på plass, samtidig som det ble gjort forberedelser til driftsstansen i fjor vår for å skifte ut aggregat 3 og gjennomføre en rekke tiltak i vannveiene.

Mye nedbør under driftsstansen skapte problemer med å få ferdig fundamenteringen til aggregatet ifølge den stramme tidsplanen som var satt. Det samlet seg vann i byggegropen, og arbeidet ble et par uker forsinket. Aggregatet er for øvrig levert av Andritz Hydro.


Manglende på dokumentasjon
Prosjektet omfattet også rehabilitering av inntaksluker, rørbruddsluker og tappeluke, samt bytte av inntaksrist i inntaksmagasin og rister i fordelingskammer. I tillegg skulle den over hundre år gamle rørgaten korrosjonsbehandles. Dette ble sist gjort på 1980-tallet.

– Mangel på dokumentasjon skaper ofte problemer ved forts. neste side rehabilitering av gamle kraftanlegg. Selv om man har gjort en grundig kartlegging av tilstanden på forhånd, kan det lett komme overraskelser. Det viste seg blant annet at tilgjengelig dokumentasjon ikke ga fullstendig informasjon om hvilke malingsprodukter som var brukt tidligere, og det gjorde at det tok mer tid enn forutsett å fjerne de gamle lagene med maling, sier Rikstad.


Robot tok rørgaten
Han forteller at rørgaten ble sandblåst ved hjelp av robot, utført av folk fra Solid Vedlikehold. – Dette arbeidet gikk bra, og det er et stort fremskritt for HMS at jobben kunne gjøres med robot, sier Rikstad.

Frøland kraftverk får nå installert et nytt apparat- og kontrollanlegg levert av Voith Hydro. I tillegg har kraftstasjonen fått oppgradert varme, ventilasjon, lys og stikk.


140 millioner kroner
Over påske begynner Rainpower å rehabilitere det ene av de to aggregatene fra 1960-tallet, og etter sommerferien blir prosjektet avsluttet med at også de andre aggregatene får nye løpehjul, foruten at alle ikke innstøpte turbindeler skiftes ut. Rehabiliteringen av Frøland kraftverk er beregnet til å koste 140 millioner kroner.

På det meste har et førtitall personer jobbet med rehabiliteringen av Frøland kraftverk. BKK har mye vannkraftkompetanse i eget hus som blir brukt i slike prosjekter. Rikstad opplyser at deres egen entreprenør har bidratt med over 35.000 arbeidstimer i prosjektet. De har utført det meste av bygg og anlegg, og de har bistått leverandørene med montører i arbeider på maskin og elektro.

– Det er viktig å delta med våre egne folk. På den måten bygger vi opp kompetanse både blant fagarbeider og ingeniører, og vi får inngående kjennskap til anleggene våre, sier prosjektleder Petter Rikstad i BKK Produksjon AS.

Den godt over hundre år gamle og vel 250 meter lange rørgaten holder seg godt. Tre av rørene er i bruk, og i fjor ble disse sandblåst innvendig ved hjelp av robot før de ble malt. Alle fire rørene ble rengjort og malt utvendig.
Foto: BKK
Fra arbeidet med fundamentet for det nye aggregatet. Mye nedbør under driftsstansen skapte problemer på grunn av vann i byggegropen.
Foto: BKK
Prosjektet omfattet også rehabilitering av inntaksluker, rørbruddsluker og tappeluke.
Montasje av nye finvaregrinder i fordelingsbasseng.
image
image
Innspurt på
tema: Vedlikehold/utbygging av kraftverk
Maskinsalen i Rosten kraftverk, slik den fremstår før siste finpuss. |
Foto: Eidsiva Energi
Innspurt på Rosten kraftverk
Siden anleggsstarten for fire år siden er byggingen av Rosten Kraftverk i Sel og Dovre kommuner øverst i Gudbrandsdalen gjennomført så godt som knirkefritt. I uke 11 slippes vannet på turbinene.

Tekst: Tore Halvorsen

P rosjektleder Rolf Kleiven i Eidsiva vannkraft har lave skuldre og gode følelser for jobben som er gjort. Rosten kraftverk er fullført i henhold til fastlagt tidsplan og innenfor budsjett.

Nærmere 900 millioner kroner har gått med på å realisere denne verdifulle fornybartilveksten med en årsproduksjon på pluss minus 192 GWh. Dette tilsvarer strømforbruket til omtrent 10 000 husstander. Installert effekt er beregnet til 80 MW.


Norske hender
Kraftverket er bygget for energiselskapene Oppland Energi og Eidefoss og er et av de største pågående prosjektene innen vannkraftutbygging her i landet, forteller Kleiven. Anleggsarbeidene er i stor grad gjennomført med norske hender, mens store deler av den tekniske utrustningen i kraftverket kommer fra land over hele verden. Blant disse kan nevnes Kina, India, Brasil, Tyrkia, Tyskland, Sverige og Romania.

Voith har ansvaret for generatorleveransene, inkludert apparat- og kontrollanlegg. ABB har levert de to krafttransformatorene og Siemens bryteranleggene.

Styvo Bismo er montasjenansvarlig for kjøle- og lenseanlegg, Eløk på Otta for de elektriske husinstallasjonene. Hovedventilasjonsanlegget er signert GK Norge.


Turbiner fra Rainpower
Blant de norske teknologileverandørene er det Rainpower som står fremst, med leveranse av de tre francisturbinene, inkludert hovedstengeventiler, turbinregulatorer, tilløpsrør og forbislippingsanlegg med tilhørende mekanisk utrustning. Lukene i vannveien er produsert og levert av norske Lysaker & Thorud.

Med sin beliggenhet øverst i Gudbrandsdalen kan dette med rette karakteriseres som et kraftverk på Norges tak. I konsesjonsbetingelsene har NVE stilt strenge krav til flomavledning. Dette har medført spesielle krav til damkonstruksjonen, som ifølge prosjektleder Kleiven er bygget for å tåle en dobbel 1000-årsflom.


Største støp på land
Inntaksmagasinet er en 20 meter høy betongdam som skal føre vannet gjennom en 4,1 km lang tunnel til kraftstasjonen, som bygges i fjell ved Brenna i Sel. Selve kraftstasjonen ligger 350 meter inne i fjellet og er 33 meter høy, 15 meter bred og 60 meter lang.

Om Rolf Kleiven skal nevne noen spesielle utfordringer knyttet til anleggsarbeidet, trekker han spesielt frem midtseksjonen i damanlegget. Dette gjelder spesielt avstanden ned til fjellfast grunn i elveløpet. For å komme dit måtte 14 meter med sammensatte masser fjernes. Over den etterfølgende støpeoperasjonen var det spenstige dimensjoner. Rett i underkant av 1000 billass med til sammen 5632 kubikkmeter betong ble døgnkontinuerlig «matet» inn i forskallingen. I sitt slag er det den hittil største støpeoperasjonen som er gjennomført i Fastlands-Norge.

– Vi er godt fornøyd med å komme i mål med byggingen av Rosten kraftverk både budsjett- og tidsmessig, opplyser prosjektleder Rolf Kleiven i Eidsiva Vannkraft.
Foto: Eidsiva Energi
Det er solide dimensjoner over teknologien i Rosten Kraftverk.
Foto: Eidsiva Energi
image
Vannkraftentusiasten
intervjuet
Olav Osvoll
Vannkraftentusiasten
Olav Osvoll er vestlandspatriot og vannkraftentusiast. Det er ikke noe dårlig utgangspunkt for å kunne ta over som produksjonsdirektør i BKK og spille en nøkkelrolle i utviklingen av det som kan bli et større kraftsamarbeid på Vestlandet.

Tekst og foto: Stein Arne Bakken

Osvoll overtok som konserndirektør produksjon i BKK 1. februar. Han kommer fra stillingen som produksjonssjef i Sunnfjord Energi, der for øvrig BKK er største eier.

52-åringen fremstår som «en likandes kar», utpreget sosial og utadvendt. Han har lett for å snakke med folk, enten det skjer i store forsamlinger eller på tomannshånd.

Han ønsket å bruke den første måneden før tiltredelsen til å reise rundt på produksjonsanleggene i BKK for å bli bedre kjent med de ansatte. Osvoll betegner rundreisen som fire lærerike uker, han satte stor pris på å kunne treffe folk i deres vante omgivelser og få høre hvor skoen trykker.

– Jeg sitter igjen med et meget godt inntrykk. BKK Produksjon har god orden i sysakene. Selskapet har medarbeidere med masse god kompetanse og er på offensiven med å ta i bruk ny teknologi. BKK fremstår som en meget spennende arbeidsplass.

Osvoll utdannet seg som ingeniør innen bygg og anlegg i Trondheim på slutten av 1980-tallet. I tillegg studerte han økonomi ved Trondheim Økonomiske Høgskole og hydrologi ved NTNU. Da han var ferdig med studiene, hadde jappetiden sørget for at byggenæringen lå nede med brukket rygg, her var det var ingen jobber å få.

16 år med hydrologi

Osvoll valgte å bli byråkrat, han begynte i hydrologi-avdelingen i Norges vassdrags- og energidirektorat. Oppgaven var å kartlegge vannressurser, med Vannkraftentusiasten vekt på kraftverkshydrologi.

Det ble i alt 16 år i NVE, i ulike stillinger, stort sett med Førde som arbeidssted. Nils Sinnes fra Statnett fortalte om oppdrageringsprosjektet Vestre Korridor.

For vestlandspatrioten og friluftsmannen passet det godt å ha landsdelen som laboratorium. Han trives med å farte rundt ute i felten med utstyr for å måle snømengder, breer og vannføringer.

Mye av fritiden er blitt tilbrakt ombord i seilbåten mellom Stadt og Bergen, hvis da ikke Fjordane Flyklubbs Socota TB10 tar av med Osvoll bak spakene, og han flyr over de mange fjelltoppene som er blitt besteget gjennom årene.

Osvolls solide bakgrunn fra arbeidet i NVE førte til et tre år langt opphold i Angola, som rådgiver for Ministry of Energy and Water. Han var med å kartlegge vannressursene og utarbeide en ny vannlov i landet.

Skiftet beite

Etter utenlandsoppholdet jobbet han noen år til i NVE, men fant så tiden inne til å skifte beite. Han begynte i Sunnfjord Energi, og nå fikk han endelig bruk for sin kompetanse som ingeniør innen bygg og anlegg. Osvoll jobbet noen år som byggeleder for småkraftverk, før han i 2010 ble produksjonssjef.

I BKK må Osvoll forholde seg til at alt er ti ganger større enn i Sunnfjord Energi. Han opplever likevel ikke spranget så stort. – Problemstillingene rundt vannkraft er like, vi forholder oss til de samme rammebetingelsene. Det dreier seg mye om å utnytte vannet i vassdragene, slik at vi får en god drift av kraftverkene.

Tilstandsbasert vedlikehold

– Det er blitt stor oppmerksomhet rundt på kostnadskutt i vannkraftproduksjonen. Er det mye å hente her?

– Det er fullt mulig å kunne jobbe smartere og mer lønnsomt, ikke minst ved å ta i bruk ny teknologi. Jeg tror mye kan oppnås ved å skifte filosofi fra forebyggende til tilstandsbasert vedlikehold av kraftverkene. De senere årene har det skjedd store fremskritt innen digitalisering, vi kan ta hånd om langt større datamengder som fanges opp av nye og flere sensorer. Dette lover godt med tanke på å kunne gå over til tilstandsbasert vedlikehold.

Data til maskinlæring

Det gjelder å ta i bruk ny teknologi systematisk for å kunne analysere store mengder driftsdata for å se på trender innen utviklingen av tilstanden til komponentene. Da kan du forlenge levetiden uten å risikere havari. Dette krever nye typer analyser, ny kompetanse og nytt fokus.

– Vi trenger en kombinasjon av flere datasett for å få driftsdataene på et felles format, slik at de kan brukes til maskinlæring. Det vil kreve en helt annen integrasjon av datasystemer, datakontroll og tankesett fremover.

Stor tro på FoU

Osvoll forteller at BKK har opprettet et testsenter på Dale, der kraftverket har innbygget en rekke sensorer og blir instrumentert opp med nye sensorer for å oppnå bedre driftsstatus.

Den nye produksjonsdirektøren er blant dem som heier på HydroCen og fremhever betydningen av FoU innen vannkraften. – Vi har store forventninger til at dette skal gi resultater, også for BKK. Derfor har Vestlandsalliansen deltakere i samtlige fire arbeidspakker, og i mars vil vår divisjonssjef Erik Skorve gå inn som styremedlem i HydroCen.

Stålkontroll på tilstanden

– Hva med havaribasert vedlikehold, noen mener det kan være god økonomi å strekke strikken til den brister?

– Det har jeg liten sans for. Vi må ha lavest mulig driftskostnader til minst mulig risiko. Det gjelder å ha stålkontroll på tilstanden til komponentene i kraftverket. Enorme midler er investert i kraftverkene våre. Havari er utrolig kostbart som følge av lange nedetider med tap av produksjon.

– Ifølge Rein Husebø ligger det store besparelser ved å gå grundigere til verks når man prosjekterer nybygg og opprustninger av kraftverk. Han mener det bygges for dyrt...

– Jeg tror det er mye å hente her. Med de tøffe rammebetingelsene vannkraftsektoren har, spesielt på grunn av grunnrenteskatten, blir det enda viktigere å få ned byggekostnadene. Det må knas mer på prosjektene enn tidligere for å oppnå god nok lønnsomhet.

Snudde hver stein

Osvoll trekker frem utbyggingen av Østerbø kraftverk i Høyanger kommune. BKK deltar med 42 prosent av i utbyggingen, mens Sogn og Fjordane Energi (SFE) skal eie resten av kraftverket, som vi gi en årsproduksjon på 165 GWh når det står ferdig i 2020.

– I dette prosjektet har BKK sammen med SFE jobbet intensivt i planleggingen med å snu alle steiner. Resultatet er blitt over 100 millioner kroner i reduserte byggekostnader, forteller Osvoll.

Begeistret over fusjonsplaner

– Jeg er overbevist om at den regulerbare vannkraften har en svært viktig rolle i det grønne skiftet. Vi har lave operasjonskostnader, lang levetid på våre anlegg og verdens billigste batteri. Det gir oss unike konkurransefortrinn.

Vannkraftentusiasten og vestlandspatrioten lar seg naturlig nok begeistre over utsiktene for at BKK, SFE og Hydro danner et felles produksjonsselskap. Med en samlet produksjon på 12 TWh vil et eventuelt Vestlandskraft DA bli den nest største kraftprodusenten i landet.

En styringsgruppe med representanter for de tre selskapene leverte i fjor sommer en utredning som konkluderte med at man bør gå videre i prosessen med å etablere et slikt selskap. En løsning som også inkluderer Hydros anlegg i Røldal-Suldal, vil gi økt verdiskaping.

God industriell løsning

– Løsningen som ligger på bordet, der også Hydro er blitt med i samarbeidet, fremstår som en veldig god industriell tanke. Hvis du skal gjøre noe fornuftig industrielt, må du kunne ta ut synergier på drift, og da er geografisk tilhørighet viktig. Vi er gjensidig avhengig av den kraftkrevende industrien, og vi finner frem til gode samarbeidsløsninger.

Osvoll peker på at det er knyttet store systemkostnader til å drive kraftanlegg. Når tre selskaper går sammen om å produsere 12 TWh, gir det stordriftsfordeler og synergier på flere områder.

– BKK ønsker å være en foretrukket samarbeidspartner på Vestlandet, slik vi er det innenfor Vestlandsalliansen. De selskapene vi skal samarbeide med, er alle hjørnesteinsbedrifter i sine lokalsamfunn, og det blir viktig å opprettholde sterke kompetansemiljøer også ute i distriktene. Vi skal bygge Vestlandet sammen, sier Olav Osvoll.

Ønsker privat
Ønsker privat kapital velkommen
Hvor viktig er det at eierskapet til norsk vannkraft er på norske hender? Vi har spurt fire fremtredende representanter for vannkraftprodusentene om deres syn på dette spørsmålet.

Tekst og foto: Tore Halvorsen

Im du ymter kke bare er dette en aktuell politisk problemstilling. Den angår i høyeste grad også de som har ansvar for daglig forvaltning og utvikling av våre vannkraftressurser.

Loven slår fast at eierskapet til store vannkraftverk skal være i norsk offentlig eie, gjennom staten, fylkeskommuner eller kommuner. Inntil en tredel kan eies av private, så fremt de offentlige eierne har reell offentlig kontroll.

Dette er det bred enighet om politisk. Vannkraftselskapenes viktigste oppgave er å forsyne samfunnet med elektrisitet og å videreutvikle kraftsystemet i tråd med samfunnets behov. Med andre ord er det snakk om samfunnskritisk forsyning og infrastruktur, basert på landets naturressurser.

Slik svarer de fire representantene for vannkraftprodusentene.

KONSERNDIREKTØR VANNKRAFT JAN TØNNESSEN, AGDER ENERGI:

– Jeg tror det kan være en fordel for kraftselskapene å få inn langsiktige, ikke-offentlige medeiere som pensjonsfond i den eierandelen som ikke nødvendigvis må være offentlig. Det kan være en viktig kapitaltilførsel for å utvikle selskapene videre og bidra til en overmoden konsolidering i bransjen.

Jeg vil også peke på en problemstilling som ikke rører ved det offentlige eierskapet, men om det såkalte gjennomstrømmingsprinsippet. Det medfører at dersom man etablerer et felles vannkraftforetak mellom et kommunalt eiet selskap og vannkraftproduksjonen til et industriselskap som er børsnotert, har man «brukt opp» deler av eller hele den tredelen vannkraftselskapet kan ha fraikke-offentlige eiere. Det betyr i praksis at de kommunalt eide aksjene får svært begrenset omsetningsverdi og kan hemme videreutviklingen av selskapet. Det betyr også at det er vanskeligere for industriselskap å få løst hjemfallsproblematikk ved å legge sin vannkraftproduksjon inn i offentlig eide selskap.

PRODUKSJONSDIREKTØR TOM FLATTUM, AKERSHUS ENERGI:

– Vannkraft har spilt en svært viktig rolle for industrialiseringen og utviklingen av velferden i Norge. Når spørsmålet om norsk eierskap settes på dagsorden, er det flere forhold å tenke igjennom. Hvilken betydning har eierskapet med tanke på utviklingen av kraftbransjen, og hvilken betydning har eiertskapet for verdiskapingen i samfunnet?

Som for annen norsk industri er også vannkraftbransjen avhengig av å få til en modernisering som er helt nødvendig for å møte morgendagens etterspørsel og ikke minst det økende tilbudet fra eksempel sol- og vindenergi. Norsk vannkraft vil for alltid bli værende i Norge, verdiskapingen i tilknytningen til vannkraftverkene vil alltid foregå lokalt i form av lokale arbeidsplasser.

Norsk vannkraft er gjennomregulert av staten, både med tanke på lovverket og konsesjonssystemet vårt og ikke minst beskatningen som sørger for at svært store andeler av verdiskapingen tilfaller fellesskapet. Dermed er det i større grad rom for at private, gjerne i form av utenlandske interesser, tar del i og bidrar til en videre utvikling av bransjen.

DIREKTØR PRODUKSJON ODDLEIV SÆLE, EIDSIVA ENERGI:

– Vannkraftproduksjon er utnyttelse av en naturressurs som spesielt kjennetegnes ved svært lang levetid, der de initielle kapitalkostnadene er høye, mens driftskostnadene er lave. Dette legger til rette for en høy verdiskaping i et langsiktig perspektiv. Dette utgangspunktet tilsier prinsipielt at høsting av denne naturressursen i stor grad skal tilfalle det offentlige fellesskapet. Norsk politikk og lovgiving har derfor i mer enn hundre år vært tuftet på dette.

Fellesskapets andel av verdiskapingen kan ivaretas gjennom eierskap eller gjennom skatter og avgifter. Historisk har målet med utbygging av norsk vannkraft vært å skaffe landets innbyggere og industri tilstrekkelig elektrisk energi. I dag er dette endret til at rammene for vannkraften er virksomhet basert på forretningsmessige prinsipper, det vil si mer i tråd med annen industri og næring. Vannkraftvirksomhet er ikke lenger bare å sikre at det «lyser i lampa», men å maksimere verdiskapingen ved utnyttelse av denne naturressursen.

Endringen i rammebetingelsene som vannkraftbransjen fikk gjennom dereguleringen tidlig på 90-tallet, har bidratt til mer riktige investeringsbeslutninger og ikke minst mer kostnadseffektiv drift. Hele energibransjen går nå inn i en periode der kraftsystemets innretning kan bli betydelig endret og der det også for vannkraften blir viktig å tilpasse seg dette i best mulig grad. Eierskap og styring er viktige elementer i dette, og min vurdering er at et innslag av privat eierskap innenfor rammene av gjeldende lovgiving kan bidra til å sikre nødvendig omstillingsevne og eventuell tilførsel av nødvendig kapital. For eksempel vil pensjonsfond med sine krav til langsiktig avkastning være en type eier som vannkraften vil være tjent med. Gjeldende lovverk åpner allerede for det.

PRODUKSJONSSJEF TORKIL NERSUND, HELGELAND KRAFT:

– Det er den regulerbare vannkraften som gjennom lovgivningen er sikret offentlig eierskap og kontroll. Utgangspunktet for offentlig norsk eierskap er at vannressursene tilhører og skal forvaltes til beste for allmenheten. Gjennom dette har man tilstrekkelig kontroll over forsyningssikkerhet og beredskap, og ikke minst mulighet for å legge til rette for annen verdiskapende virksomhet og samfunnsbygging.

Jeg opplever nasjonalt og i vårt tilfelle regionalt eierskap som positivt, da man i større grad tar hensyn til øvrige samfunnsinteresser og synergier når man skal enes om strategier for selskapet. Vannkraftens bidrag til lokal og regional utvikling og verdiskaping har også gjort det lettere for våre kommunale eiere å støtte opp om nye vannkraftutbygginger.

Når dette er sagt, har det offentlige gjort seg avhengig av relativt store skatteinntekter fra norsk regulerbar vannkraft, og det høye skattenivået oppleves i dag som et hinder for modernisering og ytterligere utbygging. I denne sammenheng kan offentlig eierskap og kontroll virke konserverende og konkurransehemmende.

Jan Tønnessen i Agder Energi: En fordel å få inn langsiktige, ikke-offentlige medeiere.
Tom Flattum i Akershus Energi: Det er i større grad blitt rom for private nå.
Oddleiv Sæle i Eidsiva Energi: Vannkraften vil være tjent med pensjonsfond som eier.
Torkil Nersund i Helgeland Kraft: Offentlig eierskap kan virke konserverende.
Digital pilot
tema: smarte nett / kraft-IKT
Gjennom Kvilldalprosjektet skal Statkraft skaffe seg ytterligere erfaring i hvordan datafangst og analyse kan bedre grunnlaget for daglig drift, vedlikehold og investeringsbeslutninger. | Foto: Statkraft
Digital pilot i Kvilldal
Statkraft har satt i gang et pilotprosjekt i Kvilldal for å høste nye erfaringer fra datafangst og -analyse av produksjonsanlegg. Her ligger muligheter for effektivisering.

Tekst: Atle Abelsen

Statkraft mener det ligger et stort effektiviseringspotensial i å digitalisere produksjonen ytterligere. Selskapets mange produksjonsanlegg har allerede i lang tid vært fjernstyrt, som hos de fleste andre norske kraftprodusenter. Nå har de satt i gang nye prosjekter for å bygge videre på tidligere erfaringer.

– SCADA-systemet genererer mye data som kan utnyttes til å gi forbedret innsikt i kraftverkenes tilstand, sier Camilla Feurst, som er senior specialist risk manager i Statkraft.

– Optimale vedlikeholds- og reinvesteringsbeslutninger dreier seg om å avgjøre hva som er rett tiltak til rett tid. Vi har utviklet et omfattende system for tilstandsvurderinger. Det er sannsynlig at tilgjengeliggjøring og bruk av data kan forenkle prosessen og styrke grunnlaget for å bedømme tilstanden på anleggene.

De potensielle gevinstene ligger i å strekke levetider på komponenter og redusere omfanget av kalenderstyrte vedlikehold. – Gitt størrelsen av vår portefølje og skalafordelene ved digitalisering, så virker potensialet stort. Vi er dog i en tidlig fase, og det er høy usikkerhet.

Viderefører erfaringer

Statkraft høstet erfaringer gjennom prosjektet HydroCord, som ble kjørt i Trollheim kraftverk fra 2010 til 2016 i samarbeid med Flow Design Bureau, National Instrument og Svorka Energi med finansiering fra Forskningsrådet. Nå skal disse erfaringene videreføres i et pilotprosjekt i Kvilldal kraftverk.

– Vi anskaffet en datalagringsplattform, og det første trinnet blir å samle inn og strukturere data slik at de blir lettere tilgjengelig for bruk til analytiske formål. Trinn to blir å utvikle dashboard-løsninger for vannkraft slik at vedlikeholdsgruppene har tilgang til en god visualisering av dataene.

I tillegg jobber Statkraft med en målrettet satsning på hovedkontoret med tema «Advanced analytics» der de vil utforske mer avanserte analysemetoder. – Etter hvert håper vi å kunne implementere verifiserte modeller.

Bransjesamarbeid

Kvilldalpiloten vil trekke veksler på bransjesamarbeidet som foregår gjennom prosjektet MonitorX og FME HydroCen. Samtidig vil de i størst mulig grad unngå å «finne opp kruttet på ny».

– Kraftbransjen, og særlig vannkraften, har sitt særpreg. Samtidig må vi se på oss selv som en hvilken som helst bransje. Vi ønsker å studere andre aktører, særlig innen prosessog oljeindustri. Vi får dessuten innspill gjennom kontakt med leverandører.

Hun understreker at de mener det er fornuftig med et bredt perspektiv. – Vi er også åpen for å se på selskaper som Google, Netflix og Spotify og finne ut hvorfor de ligger langt fremme i et digitaliseringsperspektiv.

Laveste frukt

– Vi har startet et løp for å samle inn flere data for analytiske formål og sørge for at disse blir lett tilgjengelig og visualisert på en god måte. Dette er for så vidt den lavest hengende frukten, men det er ikke dermed sagt at den henger så veldig lavt.

Samtidig involveres vedlikeholdsorganisasjonen for å identifisere problemstillinger som kan avhjelpes eller løses ved digitalisering. – Vi tror det er en vekselvirkning mellom dette og tilgjengeliggjøring av data og utvikling av analysemodeller.

Blockchain inn
tema: smarte nett / kraft-IKT
Stadig flere tjenester og funksjoner innen kraftbransjen og andre deler av samfunnet sikres og effektiviseres av blockchain-teknologi. | Foto: Shutterstock
Blockchain inn i krafthandel
Norske aktører vil etablere en blockchainbasert handelsplass for bilateral krafthandel i Norden. Enerchain har sin opprinnelse i Tyskland, der en liknende markedsplass går på lufta over sommeren.

Tekst: Atle Abelsen

Petter Marthinsen i enmanns- konsulentselskapet Construo Consulting kommer fra blant annet Nasdaq, og han samarbeider med det tyske selskapet Ponton Consulting om etableringen av markedsplassen Enerchain i Norden. Ponton har utviklet en plattform med en API (programvare som gjør at forskjellige IT-systemer kan kommunisere og utveksle data) som ligger som et lag over en «blockchain-motor».

– Vi blir dermed uavhengig av typen blockchain-teknologi og kan skreddersy systemet til et skjermbilde som gir krafthandlerne nøyaktig den informasjonen de trenger, verken mer eller mindre, sier Marthinsen.

På den tyske handelsplassen, som nå er inne i en fase med «proof of concept», deltar i dag 39 store og små selskaper. Flere av de største selskapene er med, som Vattenfall, e-on og Statoil, i tillegg til noen som er så små at de normalt ikke ville fått tilgang til den ordinære kraftbørsen. Vanligvis foregår slik bilateral krafthandel over telefon og chattekanaler, mens Enerchain gir traderne et øyeblikkelig helhetsbilde over egen og andres handel.

Samtidig sikrer blockchainteknologien at handelen gjennomføres hundre prosent sikkert og transparent.

Mens den tyske handelsplassen etter planen går på lufta allerede over sommeren, kan en nordisk handelsplass være på plass kort tid etter. – Vi er i forhandlinger med flere interesserte parter og skal i gang med en proof of concept allerede nå før sommeren. Vi trenger bare 10–12 selskaper for å komme i gang med handelen, det tror jeg vi skal klare ganske greit.

Enerchain vil ikke være en konkurrent til Nord Pool, men snarere komplementær. I motsetning til Nord Pool vil Enerchain kunne håndtere handel med finansielle produkter som sertifikater og opprinnelsesgarantier.

Mer sårbart
tema: smarte nett / kraft-IKT
Elbilladere er blant de mange nye installasjonene som kan skape problemer med støy og interferens på nettet.
Mer sårbart for støy
Når nettet blir smartere, blir det også mer sensitivt for støy og transienter. Forskere skal kartlegge omfanget, og NEK arbeider for å harmonisere og utvikle nødvendige standarder.

Tekst og foto: Atle Abelsen

Problematikken rundt støy og transienter i nettet vil øke når det blir stadig mer sofistikert utstyr med sårbar elektronikk ikke bare i boliger og andre bygninger, men også i nettstasjonene. Samtidig får vi stadig flere ladestasjoner til elbiler, solcellepaneler, induksjonstopper, gjennomstrømningsvarmere og annet utstyr som generer transienter og høyfrekvent støy inn på nettet.

Hver for seg kan disse enhetene oppfylle de standardiserte produktkravene som angir hvor mye støy de har lov til å generere, og hvor mye støy de skal tåle. – Likevel kan vi oppleve at godkjent utstyr skaper problemer for andre, sier daglig leder Henrik Kirkeby i konsulentselskapet Power Quality Analysis (PQA) til Energiteknikk.

Vanskelig å feilsøke

Kirkeby har inntil nylig jobbet som forsker ved SINTEF Energi med de samme problemstillingene. – Der erfarte jeg at dette var en kilde til hodepine for mange nettselskaper. Kundene kunne klage på dårlig spenningskvalitet som fikk utstyret deres til å svikte, men det kunne være svært utfordrende å feilsøke seg fram til støykilden på nettet.

Kirkeby og PQA har tatt initiativ til forskningsprosjektet EMC i smarte nett, som har oppstart i april og løper ut 2019. Nettselskapene og brukerforeningene som deltar, skal finne fram gode kasus (case) som de skal bruke for å utvikle metoder for å feilsøke bedre og forebygge slike tilstander.

– Selv om disse problemene tilsynelatende øker, betyr det ikke at utstyret støyer mer enn før. Det er snarere omfanget av utstyr som støyer, som øker, i tillegg til at omfanget av sårbart utstyr også øker. Dermed får vi en skalaeffekt med økte forekomster av problematisk interferens og støy, sier han.

Må samordne standarder

Et av hovedproblemene er at det ikke er tilstrekkelig samordnede standarder for hvor mye utstyr får lov til å støye, hvor godt det skal være skjermet mot støy eller hvordan det skal være merket. – Vi er klar over problemstillingen, og vi deltar i grupper som jobber med dette, sier Per Magne Tveiten, fagsjef for blant annet EMC i standardiseringsorganet Norsk Elektroteknisk Komité (NEK).

– Et hovedproblem er at standarden for forskjellige utstyrsklasser ikke er tilstrekkelig samordnet, og heller ikke tilstrekkelig harmonisert til de siste EU-direktivene. Dette jobbes det nå med både hos oss og i det europeiske standardiseringsorganet CENELEC. Men vi trenger også en instans der både brukere og produsenter kan melde inn hvilke utfordringer de står overfor.

fakta

Prosjekttittel:
EMC i smarte nett
Løpetid: 2018–2019
Budsjett: 3,3 millioner kroner
Støtte: 1,1 millioner kroner
(Forskningsrådet/EnergiX)
Partnere: PQA (prosjekteier), Energi Norge (prosjektledelse), NVE, Hafslund, Eidsiva, NTE, Lyse, Skagerak, Smartgridsenteret, Solenergiklyngen og Elbilforeningen. EMC står for elektromagnetisk kompatibilitet.
Flere får
tema: smarte nett / kraft-IKT
NEKs abonnementstjeneste og andre onlinetjenester er modernisert og gjort enda enklere tilgjengelig for alle i bedriften din.
Flere får standarder på nett
Nå kan alle i bedriften din få tilgang til alle NEKs standarder, så lenge én i bedriften har kjøpt abonnement. NEK vil at så mange som mulig får tilgang til standardene de trenger.

Tekst: Atle Abelsen

N orsk Elektroteknisk Komité (NEK) har nylig utvidet tilbudet i sin nettbutikk med en abonnementsordning der hver bedrift bare trenger ett abonnement for at alle de ansatte skal få tilgang til NEKs standarder.

– For oss er det verdien for brukeren som er viktigst. Vi skal ikke primært tjene mest mulig penger, men sørge for at så mange som mulig får tilgang til standardene, sier fagsjef Lars Ihler hos NEK.

Bare under faggruppen «elektroteknikk» kan man boltre seg i 18 standardsamlinger som dekker det viktigste av hva saksbehandlere og andre ingeniører kan befatte seg med på jobb.

– Det viktigste er at dette er online og heldigitalt, og at standardene man til enhver tid har behov for og åpner, er siste versjon og helt oppdatert, sier Ihler.

Han peker også på den omfattende FAQ-tjenesten (ofte stilte spørsmål) der brukerne både kan få informasjon om hva standardene inneholder, hvilke standarder som gjelder og en rekke andre spørsmål.

– Dersom FAQ-tjenesten ikke skulle dekke kundenes spørsmål, har de muligheten for å stille et direkte spørsmål til våre fagsjefer gjennom en chattetjeneste.

Ihler bekrefter at nettbutikken og de øvrige nettbaserte tjenestene deres blir brukt av mange allerede, og at interessen og aktivitetene er økende. – Det er tydelig at det er et behov for dette, og at kundene liker å forholde seg til digitale tjenester, sier han.

TEMADAGER VEILYS
image
Kortslutningsring
produktnyheter
Kortslutningsringen er rimelig for kunden, effektiv å jobbe med for montørene ute i felten og sikrer alle brukere mot at uavsluttede kabler spenningsettes ved et uhell. | Foto: Lyse Elnett
Kortslutningsring for lavspentkabler
Lyse Elnett har patentert en kortslutningsring som skal sikre montører og andre mot uhell og ulykker dersom kabler blir spenningssatt ved en feil.

Tekst: Atle Abelsen

H ittil har man hatt forskjellige løsninger som innebærer at man slår en spiker eller en stift gjennom lederne for på den måten lage en kortslutning for å hindre at en uavsluttet kabel blir liggende med spenningen på.


Lyse Elnetts patent innebærer en tilpasset aluminiumsring med fire stålskruer, en for hver fase pluss jord/null. Den tres enkelt på kabelenden, og de fire skruene sikrer en varig og tilfredsstillende kortslutning mellom de tre fasene og jord- eller nullederen. Til slutt isoleres hele enden inkludert kortslutningsringen med en konvensjonell endehette som krympes på.


RENs anbefaling er at man skal sikre kabler som ikke umiddelbart blir håndtert.


– Usikrede kabelender har vært en utfordring for Lyse Elnett og bransjen generelt i flere år. I forbindelse med avviksbehandling, og for å unngå uheldige hendelser ønsket vi å finne en enkel løsning som sikrer kabelender. Jeg skisserte en løsning, og vårt mekaniske verksted laget prototyper som viser seg å være effektiv, sier fagleder for montasjeavdelingen Johnny Stavnem i Lyse Elnett.


Etter en del intern testing ble leverandørbedriften Ensto koplet inn for endelig utforming og testing av løsningen, som gjør at produktet har en testrapport med oppgitte kortslutningsverdier. Nå lanserer Ensto løsningen for landets øvrige nettselskaper og entreprenørfirmaer.


– Vi har fått godkjent patentet, selv om et par små detaljer gjenstår. Vi er også straks i havn med en lisenskontrakt som sikrer både våre og Enstos rettigheter, sier Stavnem.


Forsiktig turbinoptimist
Daglig leder Arild Klette Steinsvik (t.v.) hos turbinprodusenten Energi Teknikk selger til både det norske markedet og til Balkan. | Foto: Atle Abelsen

Turbinprodusenten Energi Teknikk var til stede under årets Produksjonstekniske konferanse (PTK) på en stand sammen med Reins Maskinering og HMR Group. Daglig leder Arild Klette Steinsvik forteller at de har avsluttet et meget godt 2017 med en rekordstor ordreportefølje for 2018, selv om effekten fra elsertifikatmarkedet begynner å nærme seg en brå slutt.


– Vi merker en stadig større interesse fra utenlandske investorer med lang horisont og behov for trygge investeringer som ser på det norske småkraftmarkedet med stor interesse. For dem er det trygg avkastning på lang sikt som er viktig, ikke rask og høy fortjeneste, sier Steinsvik.


Energi Teknikk leverer fremdeles både pelton- og francisturbiner og aggregater opp til 10 MW, mye av dette basert på professor Hermod Brekkes design og patenter. De eier også halvparten av Proxima Hydro Tech, som leverer produkter til drift, overvåking og service på det norske småkraftmarkedet.


– Vår portefølje og erfaring med dette markedet gjør oss til forsiktige optimister også når det gjelder markedsutviklingen også etter 2021, sier Steinvik.

Vibrasjonsvern for kraftverk

Prosjektingeniør Sindre Karlsson (t.h.) på IKM Instruteks stand demonstrerer vibrasjonsvernet Vibro-Meter VM600 for en interessert kunde. | Foto: Atle Abelsen

Det var stor interesse for IKM Instruteks vibrasjonsvern Vibro-Meter VM600 fra sveitsiske Meggitt Sensing Systems blant deltakerne under årets Produksjonstekniske Konferanse (PTK). Prosjektingeniør Sindre Karlsson hos IKM Instrutek kan fortelle at ni av ti vibrasjonsvern i norske kraftstasjoner er av denne typen.


– Vi har levert nærmere 150 slike vern de siste årene. Denne modellen leverer vi stort sett til aggregater over ti megawatt. Ellers er det mindre varianter som oftest har færre sensorer.


VM600 ble lansert i 2000, men er oppgradert en rekke ganger siden da. Rundt 5000 kraftverk over hele verden har slike. Det er fleksibelt og skalerbart, og kan konfigureres via en PC (Ethernet eller RS-232).

Store fordeler
Fagartikkel
Store fordeler med moderne gneratorbrytere og -anlegg
I deregulerte energimarkeder, slik som i Norge, er driftssikkerhet, tilgjengelighet og reduserte kostnader i kraftverkene av høyeste prioritet. Tilgjengeligheten for kraftverket avhenger mye av hvordan generatoren kobles til overføringsnettet, og hvordan forsyningen av hjelpekraft bygges opp. I noen tilfeller er generator koblet direkte til transformator med bryter bare på høyspentsiden, mens mer vanlig er det i tillegg å ha generatorbryter mellom generator og transformator.

De siste årenes utvikling av ny bryterteknologi og nye typer anlegg for generatorbrytere har gitt gode muligheter for å utruste kraftverkene med gode løsninger for generatorbrytere.

Generatorbrytere

Generatorbrytere kan utsettes for ekstra store elektriske og mekaniske påkjenninger. Dette gjelder høye drifts- og kortslutningsstrømmer, ofte med høye toppverdier og stor asymmetri, Iasym, pga. betydelige likestrømsledd, Idc (fig.1). Likeledes får vi også høye, transiente tilbakevendende spenninger med stor steilhet når strømmen brytes i den første fasen (fig.2).

Figur 1: Kortslutningsstrømmer matet fra generator og fra nett må brytes sikkert av generatorbryteren.
Figur 2: Transient tilbakevendende spenning (TRV).

Espen Masvik fra DSB innledet med noen historiske betraktninger av kravene, sett opp mot dagens forskriftskrav til sikker drift. Basert på innspill fra netteierne i Sørnettet gjorde DSB i juni 2017 vedtak om utbedring av systemjordingen og/ eller endring av driftsformen for 132 kV-nettet som er tilkoplet Sørnettet, pga. brudd på fire paragrafer i FEF-forskriften fra 2006. Dette er andre gang siden 1994 at Sørnettet driftes utenfor forskriftenes krav, og nå skal nettet i tillegg øke i utstrekning. Dag Petter Lysheim og Ragnar Mangelrød, begge fra Statnett, orienterte om status for arbeidet med å finne løsninger i Sørnettet som gjør det mulig å oppfylle forskriftskravene.

Egenskaper og krav til testing av generatorbrytere er nedfelt i IEC/IEEE 62271-37-013.

Valg av riktig type generatorbryter gjøres på bakgrunn av dynamiske simuleringer som gir momentanverdier og feilforløpskurver for aktuelle feiltilfeller. Påkjenningene av bryteren må aldri bli høyere enn det aktuell brytertype er typetestet for.

Drift og tilgjengelighet

Riktig fungerende generatorbryter mellom generator og transformator er viktig for en tilfredsstillende beskyttelse av generator og transformator. Ved normal drift muliggjør generatorbrytere en pålitelig synkronisering av generator til nett og til effektiv drift av kraftverket.

Beskyttelse av transformator:

En alvorlig feil i transformatoren kan føre til stillstand i måneder og opptil et år. De verste tilfellene har vi ved overslag i eller på transformatoren. Uten generatorbryter som raskt vil koble generatoren fra feilen, vil transformatoren i verste fall eksplodere med påfølgende oljebrann med stor fare for personskade og massive følgeskader.

Skjevlast:

Ved én- eller tofasefeil blir generatoren utsatt for stor skjevlast for en kort periode. Dersom denne feilen ikke blir frakoblet raskt, vil det føre til kraftig oppvarming av dempevikling i generatoren, som i verste fall kan føre til havari. Ved bruk av generatorbryter vil slike feil frakoples raskt, og overoppheting av generator unngås.

Økt kortslutningsytelse i nettet:

Pågående forsterkninger av overføringsnettet fører til økning av kortslutningsstrømmene i underliggende nett. Vi ser da ofte at utstyr og anlegg i underliggende nett og kraftverk ikke er dimensjonert for de nye forholdene. Det er derfor stor grunn til å vurdere om eksisterende generatorbrytere og -anlegg er dimensjonert for å håndtere disse forhøyede kortslutningsstrømmene. Utskifting til moderne generatorbrytere og -anlegg med høyere merkeverdier og betydelig lavere vedlikeholdskostnader er derfor ofte nødvendig.

Synkronisering:

Som regel brukes generatorbryteren for sikker synkronisering av generator og nett. Moderne generatorbrytere er typetestet for også å kunne håndtere innkobling i motfase.

Stasjonsforsyning:

Hjelpekraft til stasjonen tas oftest fra generatorspenningen. Ved bruk av generatorbryter oppnås en sikker og fleksibel forsyning av hjelpekraft fra generator eller nett.

Personsikkerhet:

I mange kraftstasjoner finnes ennå helt eller delvis åpne høyspentanlegg, ofte med trykkluft effektbrytere og trykkluftstyrte skille- og jordingsbrytere som feilaktig kan betjenes uforriglet fra trykkluftventiler i styresøylen. Det finnes utallige hendelser med slike anlegg der skillebrytere er betjent på grunn av teknisk feil eller ved feilbetjening. I anlegg med store drifts- og kortslutningsstrømmer kan slike tilfeller føre til alvorlige hendelser med stor fare for personskader og andre følgeskader.

I dag leveres typetestede generatorbryteranlegg, ferdig bygget og testet i fra fabrikk. Disse dekker behovene for alle typer kraftverk, og gir den høyeste grad av person- og driftssikkerhet. Eldre anlegg med lav sikkerhet blir derfor stadig oftere skiftet til denne type sikre generatorbryteranlegg. Dette gjøres ofte i forbindelse med konstatering av at data på eksisterende brytere er overskredet, vedlikehold blir for komplisert for kostbart, eller kun for å tilfredsstille dagens krav til personsikkerhet.

Moderne generatorbryteranlegg levers komplett med vedlikeholdsfrie brytere, måletransformatorer overspenningsbeskyttelse, bremsebrytere og alle andre funksjoner som det måtte være behov for.

Figur 3. Vedlikeholdsfri vakuum generatorbryter fra Siemens.

Lavere kostnader

Ennå i 2018 finner vi mange kraftverk med trykkluftbrytere og oljefattige brytere på generator spenningsnivå. Disse bryterne krever hyppig og omfattende vedlikehold. Reservedeler og kompetanse for slikt vedlikehold er mangelvare og medfører store kostnader og lange driftsstanser. Dette i seg selv gjør at mange kraftverkseiere velger å modernisere sine kraftverk med bortimot vedlikeholdsfrie nye løsninger for generatorbrytere.

De siste årenes utvikling av vedlikeholdsfrie vakuum generatorbrytere for spenninger opp til 24 kV, driftsstrømmer opp til 12.500 A og for kortsluttingsstrømmer på 100 kA gir gode muligheter for oppgradering til tryggere anlegg med vesentlig lavere vedlikeholdskostnader. Disse bryterne kan leveres i fabrikkferdige typetestede bryteranlegg med kort ombyggingstid på stasjonen.

Moderne generatorbryteranlegg er typeprøvd iht. gjeldende normkrav. Personsikkerheten er derfor godt ivaretatt.

Generatorbryteranlegg leveres i dag som komplette enheter eller større transportenheter, direkte fra fabrikk til anlegg. Ombyggingstid og -kostnad for eksisterende anlegg kan derfor holdes nede til et minimum.

Figur 4. Moderne generatorbryteranlegg fra Siemens.
image
Stabilitetsproblem
Fagartikkel
Figur 1: Ras i tilløpstunnel ved Kvænangsbotn kraftverk etter ca. 25 års drift.
Stabilitetsproblem
og ras i vanntunneler
Kompetansen som er nødvendig for å unngå stabilitetsproblemer og ras i vanntunneler er i stor grad til stede, men hovedproblemet er at denne kompetansen i for liten grad benyttes.

INorge er det I forbindelse med utbygging av vannkraftanlegg totalt drevet ca. 4000 km tunneler. De aller fleste av disse tunnelene er bygd og har vært i drift lenge uten alvorlige stabilitetsproblemer eller ras. Det finnes imidlertid også eksempler på at det har skjedd utrasing med store konsekvenser for drift og økonomi. I enkelte tilfeller har raset skjedd under driving av tunnelen, men i de fleste av tilfellene har raset skjedd i forbindelse med oppfylling av vannveien. Slike ras har vanligvis skjedd mellom et halvt og 1–2 år etter vannfylling, men i noen tilfeller har det også skjedd ras etter lang tids drift av kraftverket (opptil 20-30 år etter oppstart, se eksempel i fig. 1).

Ingeniørgeologimiljøet ved NTNU har lenge vært involvert i undersøkelser, oppfølging og forskning knyttet til stabilitet og ras i tunneler, inklusive vanntunneler. Også i dag er det stor fokus på denne problemstillingen gjennom instituttets deltakelse i FME HydroCen. Aktualiteten av denne forskningen kan illustreres av følgende tall fra tidligere studier:

  • Bruland & Thidemann (1991) fant på grunnlag av inspeksjon av 45 vanntunneler at det i snitt hadde skjedd 1 utfall/ ras per 5,5 km tunnel, med i middel 20 % innsnevring av vannveien som resultat. Totalt antall blokkeringsras ved denne undersøkelsen ble oppgitt til sju.
  • Aagaard (2005) beskrev i foredrag på Bergmekanikkdagen 2005 seks nye blokkeringsras. Kostnaden for utbedring ble oppgitt å ha vært mellom 4 og 50 millioner kroner.

Nyere ras

Det finnes også eksempler på ras i vanntunneler av nyere dato, med følgende to eksempler fra 2017 som de mest kjente:

  • Matre Haugsdal, hvor et ras på 20–30 m3 i tilløpstunnelen høsten 2017 (fig. 2), etter bare ca. et halvt års drift, førte til at det måtte drives ny tverrslagtunnel inn til driftstunnelen og lages omløpstunnel forbi rasstedet. Reparasjonskostnadene beløp seg ifølge Teknisk Ukeblad (2017) til ca. 40 millioner kroner.
  • Nedre Vinstra kraftverk, hvor et ras i 2015 medførte nær full blokkering i en av de to tilløpstunnelene. Omfattende oppryddingsarbeid, med fjerning av ca. 2500 m3 rasmasser og driving av bypass-- tunnel forbi rasstedet ble utført i 2016–17. Raset ga ifølge Byggeindustrien (2017) et estimert årlig energitap på ca. 15 GWh.

Erfaringene har vist at de fleste rashendelser i vanntunneler i Norge er knyttet til svakhetssoner/ forkastninger som inneholder svelleleire (smektitt, og spesielt det ekstremt aktive varianten montmorillonitt). Dette var tilfelle for Matre Haugsdal, og sannsynligvis også for Nedre Vinstra, hvor det er rapportert at raset hadde sammenheng med en kryssende svakhetssone.

Mineralet montmorillonitt, som gir størst svelletrykk og som antakelig er årsak til de fleste ras i forbindelse med svakhetssoner, har i prinsippet en struktur som vist i fig. 3. Mineralet tilhører smektitt-gruppen og er et såkalt skiktgittermineral, hvor vann og kationer (Na+, Ca2+ etc.) kan trenge inn mellom de såkalte ryggradslagene som hver har en tykkelse helt nede i nanometer størrelse. Den spesifikke overflaten for montmorillonitt er helt oppe i 750 m2/g!

Ekspanderer ved vannopptak

Når det gjelder stabilitetsforhold i tunneler, er imidlertid det viktigste at svelleleire ekspanderer ved vannopptak og vil gi et stort trykk mot sikringskonstruksjoner, som vil kunne klappe sammen hvis de ikke er riktig designet og dimensjonert. Forholdene vil i mange tilfeller være stabil under driving, mens tunnelen er tørr. Men når tunnelen fylles med vann, vil forholdene endres, og stabilitetsproblemer og ras kan i noen tilfeller inntreffe hvor en under driving trodde at stabiliteten var under kontroll. Det var ganske sikkert dette som skjedde også ved Matre Haugsdal, hvor prøvetaking og testing av leirmateriale fra svakhetssonen etter tømming klart har vist at en her hadde å gjøre med meget aktiv svelleleire (svelletrykk for finstoff fra svakhetssonen på 0,7 MPa, eller 70 tonn/m2), se fig. 4. Dette illustrerer at slanke sikringskonstruksjoner som sprøytebetongbuer har sine begrensninger i brede soner med aktiv svelleleire, og at det må stilles det store krav til design og utførelse dersom denne typen sikring skal kunne vurderes som et alternativ til full utstøpning.

Ras av den typen som er beskrevet ovenfor, skjer selvfølgelig ikke bare i Norge. Det finnes mange eksempler på ras i vanntunneler forårsaket av svellende mineraler som smektitt og montmorillonitt også fra andre land. I andre geologiske provinser, og spesielt i områder med yngre sedimentære og vulkanske bergarter, er imidlertid erfaringen at problemene like ofte skyldes svellende bergarter (skiferbergarter, vulkansk tuff m.v.) som svellende leirmineraler i svakhetssoner.

Et sentralt spørsmål i denne sammenhengen er hvorfor stabilitetsproblemer og ras knyttet til svakhetssoner og svelleleire fortsatt kan skje, når problemstillingen tross alt er godt kjent. Mye av svaret på dette ligger nok i følgende punkter:

  • Sikringstiltakene er mangelfullt prosjektert og/eller har uheldig design. Dette vurderes i stor grad å skyldes at forundersøkelsene har vært mangelfulle og/eller for dårlige.
  • Utfordringen med hensyn til stabilitet er ikke observert og/eller ikke forstått, og lite eller ingen sikring utført i partier med tvilsom stabilitet. Dette vurderes i stor grad å skyldes at oppfølgingen under bygging har vært for dårlig.
  • Utfordringen er undervurdert slik at det er utført mangelfull/ for dårlig sikring. Mange tilfeller av stabilitetsproblemer og ras har skjedd i partier som har vært sikret med sprøytebetong, som har sine begrensninger i soner/partier med svelleleire.
  • Kvaliteten og/eller bestandigheten av bergsikringen har vært for dårlig. Spesielt ras som skjer etter lang tids drift, som f.eks. Kvænangsbotn- eksemplet i fig. 1, kan skyldes dette forhold.
Figur 2: Ras med innpressing av sikringsbuer i veggene i tilløpstunnel ved Matre Haugsdal.

Anbefalinger

For andre tunneltyper enn vannkrafttunneler, spesielt vegog jernbanetunneler, har det de siste 10–15 år som resultat av uheldige hendelser (Romeriksporten 1999, Hanekleivtunnelen 2006 m.fl.) skjedd en kraftig innskjerping av krav til bruk av ingeniørgeologiske kompetanse i forbindelse med undersøkelser, prosjektering og bygging. Innføringen av europeiske standarder (spesielt Eurokode 7, som i 2010 erstattet NS3480) har også medført strengere krav.

For vannkrafttunneler har det ikke skjedd en tilsvarende innskjerping med hensyn til bruk av ingeniørgeologisk kompetanse som for veg- og jernbanetunneler. Kompetansen som er nødvendig for å unngå stabilitetsproblemer og ras i vanntunneler er i stor grad til stede, men hovedproblemet er at denne kompetansen i for liten grad benyttes. Ras i driftsfasen vil som beskrevet i denne artikkelen kunne være meget kostbart, og for framtidige vannkraftprosjekter anbefales det derfor at geologien tas enda mer på alvor, og at det ved planlegging og bygging legges spesiell vekt på følgende viktige ingeniørgeologiske faktorer:

  • Grundige forundersøkelser, for å sikre et best mulig grunnlag for optimal design.
  • Kontinuerlig oppfølging i byggefasen for sikker identifisering og god forståelse av forhold som kan gi stabilitetsproblemer og i verste fall ras.
  • Økt fokus på svelleireproblematikk, spesielt for tunneler som skal fylles med vann.
  • Sikring med sprøytebetong har sine begrensninger for brede soner med aktiv svelleleire.
  • Kvalitetskontroll i alle ledd; forundersøkelser, prosjektering, bygging, er svært viktig.

Den om lag 200 kilometer lange spolejordede Brokkeledningen, som ble bygd i 1965 uten jordline og bardunerte stålmaster, går gjennom både tettsteder og over øde heistrekninger med til dels meget dårlig jord. Allikevel kjenner jeg ikke til at mennesker har blitt skadet av strømgjennomgang som følge av berøring av master og barduner i disse femti årene.

Over 1650 A gir problemer

I spolejordet 22 kV fordelingsnett er det strenge krav til utkoblingstiden ved jordfeil. Hvorfor er det ikke innført tilsvarende krav i spolejordet nett med høyere spenninger, hvor skaden og faren vil kunne være betydelig større?

Når jordfeilstrømmen kommer opp i 1650 A, som i Sørnettet, er min erfaring som releingeniør at det er vanskelig, for ikke å si nesten umulig, å stille inn Uo-releet til akseptabel god følsomhet. Mange master, som i Brokkenettet, står på hardt tørt høyfjell, med tiltalls ohm mot fjern jord. Det er ikke bare Uoreleet som har problemer med å registrere en slik høyohmig jordfeil, også spoleautomatikken sliter med å finne nettets resonanspunkt og stille spolen inn korrekt. Revolvering av fasetrådene er heller ikke alltid korrekt, noe som gjør det enda vanskeligere for vernene og spoleautomatikken å fungere korrekt.

Spolejordet nett

Undertegnede foreslår derfor:

  • Spolejording anbefales av samfunnsmessige hensyn i mindre nett og ved rehabilitering av eldre større nett. Men det settes grenser for nettets størrelse, som f. eks. max 800–1000 A jordfeilstrøm. Større nett deles eller direktejordes.
  • Det settes grenser for hvor lang tid man kan drifte et spolejordet regionalnett med jordfeil, som f.eks. 5 minutter. Har man ikke lokalisert og frakoblet feilstedet ved seksjonering innen denne tidsfristen, kobles nettet ut, og seksjon for seksjon innkobles til feilen påtreffes.

I Murphys 1. lov heter det: «Alt som kan gå galt, går galt – og på det verst tenkelige tidspunkt». Før eller senere vil linjenes tilstand bli så dårlig og ting faller ned. Personer som kommer bort i en mast, en bardun med jordfeil, en spenningsførende fase på bakken osv, kan bli alvorlig skadet eller miste livet. Tiden er derfor nå inne til å ta grep, ikke vente til en ulykke inntreffer. For da vil pendelens lov gjelde: «Tiltaket som iverksettes er betydelig overdrevet»

Referanser:

Byggeindustrien (2017): Har utbedret ras i tilløpstunnelen til Nedre Vinstra kraftverk. http://www. bygg.no/article/1315358 Publisert 22.05.2017

Teknisk Ukeblad (2017): Matre Haugsdal kraftverk. https://www. tu.no/artikler/splitter-nytt-kraftverki- sta-etter-tunnel-ras-turbiner-fra- 1950-matte-overta/404955 Publisert 5.9.2017.

Aagaard B (2005): Blokkeringsras i vanntunneler – eksempel fra overføringstunnel Svelgen, Blåfalli Vik. Fjellsprengningsteknikk/Bergmekanikk/ Geoteknikk 2005, NJFF, s. 30.1-30.14.

Bruland A & Thidemann A (1991): Sikring av vanntunneler. SINTEF Bergteknikk, Rapport STF36A91056, 88s.

Figur 3: Oppbygningen av mineralet montmollonitt, med såkalte ryggradslag og kationer pluss vannmolekyler som kan trenge inn mellom disse.
Figur 4: Svelletrykk for sleppemateriale fra Matre Haugsdal målt i ødometer ved Ingeniørgeologisk laboratorium, NTNU.
Beredskapen


Beredskapen fungerte
Avledere og transformatorer er blant utstyret som er blitt lettere tilgjengelig for nettselskapene gjennom REN Beredskap. | Illustrasjonsfoto: Sigurd Aarvig
Den 24. november i fjor opplevde BKK et havari på avledere som var plassert i et 145kV stasjonsanlegg. Gjennom REN Beredskap kom nye avledere på plass i løpet av noen få dager.

NNormalt kan man forvente en leveringstid fra leverandør på slike avledere på minimum åtte uker.

Kåre Johan Fredheim jobber i BKK Nett, og like etter ulykken logget han inn i IT-løsningen for REN Beredskap på www.ren.no. I materielldatabasen fant han raskt ut at Lyse hadde registrert at de hadde den samme typen avledere stående i beredskap. Med litt kommunikasjon mellom BKK og Lyse var avlederne allerede etter få dager ankommet BKK og montert.

Verdifullt samarbeid

Dette eksempelet viser styrken i å samarbeide i bransjen, og med en god og støttende IT-plattform, blir verdien av samarbeidet enda mer verdifullt.

Forholdsvis lange leveringstider og godt samarbeid mellom nett- og produksjonsselskap er basis for REN Beredskap. Det er en tjeneste som bransjen har utviklet sammen med myndigheter. Tidligere het tjenesten «e-Beredskap».

REN Beredskap utvides

Vi i REN har den seneste tiden utviklet muligheten videre for å opprette interne samarbeidsgrupper i REN Beredskap, og håper også dette skal gi gode synergier. Vi arbeider også med å legge til rette for muligheten til å registrere flere materielltyper.

Vi har også ved flere anledninger fått henvendelser fra leverandører som ønsker innsyn i databasen når det har oppstått et behov i bransjen. Men da må vi vennlig, men bestemt, henvise dem tilbake til kunden som har behovet, ettersom løsningen er kun tilgjengelig for KBO-enheter.

Halvparten er med

Over halvparten av nettselskapene i Norge har i dag REN Beredskap-avtale, men det er rom for flere.

En interessant konsekvens av prosjektet «Optimal beredskap for transformatorer» er at det til nå har blitt registrert 13 nye beredskapstransformatorer. Også prosjektet «Optimalberedskap for Sjøkabel og GIS anlegg» har medført nye registreringer i databasen. Vi arbeider også med å få inn flere produksjonsselskaper i løsningen.

Vi i REN er overbevist om at REN Beredskap vil være et godt supplement til det daglige beredskapsarbeidet som utføres ute i nettselskapene. Ta kontakt hvis dere ønsker mer informasjon.

Magnus Johanson, REN AS


Prosjekt for distribuert produksjon er fullført

Et prosjekt med sikte på å redusere kostnadene ved nettilknytning, er nå fullført og oppsummert.

DGnett-rosjektet har hatt som mål å redusere kostnadene ved nettilknytning av distribuert produksjon, gjennom å tilrettelegge for at ny teknologi og nye metoder tas i bruk av nettselskapene.

Produksjonen fra småkraftverk forventes å øke de nærmeste årene. Integrasjon av distribuert produksjon kan bli utfordrende for både distribusjon- og transmisjonsnettet.


Følgende prosjektnotater er blitt produsert gjennom prosjektet:


  • Tilknytning av distribuert produksjon – Rammevilkår og begrensninger for tilknytningskapasitet
  • Dagens praksis for planlegging og prosjektering av nett med DG
  • Beste praksis for trinnkobler i krafttransformator og spenningsregulator i DG-enheter
  • Spenningsreguleringsstrategier for bruk ved tilknytning av småkraftverk
  • Demonstration of benefits of voltage regulation options and the associated challenges
  • Implementering av fleksibel produksjonsbegrensning Case Oftedal: En samfunnsøkonomisk analyse av produksjonsbegrensning
  • Innføring av FRT-krav til DG-enheter
  • Forslag til endringer i REN 3000-serien
  • Forslag til nytt RENblad 3000 – Tilknytning av distribuert produksjon
  • Forslag til nytt RENblad 3009 – Spenningsregulering i nett med DG
  • Forslag til nytt RENblad 3010 – tiltak for økt tilknytningskapasitet.

  • Du kan lese mer om DGnett-prosjektet i årets første utgave av REN-nytt.

Ny NEK 399


Ny NEK 399 er klar
NEK 399 omhandler tilknytning mellom sluttbrukers elanlegg og ekomnett mot tilsvarende allment nett.
Den nye utgaven av NEK 399 – Tilknytningspunkt for el- og ekomnett er nå klar for utgivelse. Virkeområdet er vesentlig utvidet fra den forrige utgaven og omfatter nå tilknytning til alle typer bygg.

DNEK 399 omhandler tilknytning mellom sluttbrukers elanlegg og ekomnett mot tilsvarende allment nett. Normen spesifiserer krav til utforming av tilknytningspunkt, eierforhold, ansvar og plikter til involverte parter.

Hensikten er å legge til rette for effektiv samhandling, forutsigbarhet og størst mulig grad bruk av standardiserte løsninger. Normen utgjør grunnlaget for en privatrettslig avtale mellom de berørte parter.

Forutsigbarhet

– Forutsigbarhet er et bærende element i NEK 399. Når partene møter kjente grensesnitt, kjenner egne plikter og hva hver enkelte har ansvar for, glir alt så mye lettere. I slike situasjoner vil tidskostnadene til koordinering falle drastisk, hevder fagsjef Leif T. Aanensen.

Aanensen kan fortelle at den nye normen inneholder skjerpede krav til testing av tilknytningsskap. Det er lagt spesiell vekt på forebygging av kondens, korrosjon og isdannelser. Videre forteller han at normen forutsetter gjennomføring av tester hos uavhengig tredjepart.

NEK 400 på Eliaden

– Lanseringen av NEK 399 er timet bra i forhold til NEK 400, som slippes på Eliaden 2018. Det er viktig at produsentene av tilknytningsskap og annet utstyr relatert til NEK 399 får litt tid på seg til å utvikle produkter etter de nye spesifikasjonene som er nedfelt i normen, sier fagsjefen.

De tre sentrale myndighetene på området – Direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap (DSB), Nasjonal kommunikasjonsmyndighet (Nkom) og Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) – har deltatt i komitéen. Deltakelse fra myndighetsorganene har vært viktig for å sikre at normen ikke er i strid med lov eller forskrift.


Elektrifisering av skipsfarten

Store deler av den norske skipsflåten er moden for å ta i bruk elektrisitet som drivkraft. For å legge forholdene til rette for elektrifisering av norske fartøy har standardiserings-organisasjonen Norsk Elektroteknisk Komite (NEK) og Enova inngått et samarbeid om å etablere et forum for elektrifisering av skipsfarten. Forumet skal understøtte bransjen, inkludert Enova, til å drøfte store og små utfordringer i et standardiseringsperspektiv. Forumets navn er «Landstrømsforum – elektrifi- NEK 399 omhandler tilknytning mellom sluttbrukers elanlegg og ekomnett mot tilsvarende allment nett. sering av skipsfarten».

12. april er det klart for det første møte i forumet i Næringslivets hus i Oslo. Det er et ønske om bred deltakelse i forumet. Interesserte kan lese mer på www.nek.no/landstromsforumsmote.

Den elektrisk drevne bilferja har allerede kommet, og det jobbes med å elektrifisere også andre typer skip. | Illustrasjon: Norled

Damer, herr redaktør!
gnister


Damer, herr redaktør!
Eksempel på dame, sett forfra.

Må jeg få gratulere Dem, herr generalredaktør! Deres ustoppelige blad synes å ha kommet inn på et nytt og løfterikt spor! Selv om jeg har forlagt mine briller, observerer jeg dette. Nå kan også abonnentenes familie finne interessant stoff blant de absolutt nyttige utredninger om småkraftverk og kabelgrøfter. Og denslags.

At kvinner nå er et tema i bladet side om side med strømutfall og peltonturbiner, vil glede enhver samfunnsbevisst abonnent.

De skriver så klokt at også kvinner bør ta hensyn til klimaet. Ikke en dag for tidlig! Våre damer har det med å rote seg bort i parfymer og moter og fjas; nå er det på tide at alvoret siger inn over det svake kjønn. Skal bare vi herrer kjempe mot miljøødeleggelser og klodens mulige undergang? Nei, nå må damene ta neven i en annen hånd og løfte i flokk!

Jeg ser at De skriver om tilsetningsmidler for damene. Vet ikke riktig hva De mener her, men noe klokt er det helt sikkert! Et glass likør, kanskje?

Der fant jeg brillene, forresten. Nå ser jeg artikkelen Deres enda tydeligere. Men hva leser jeg? Her står det: «Dammer bør bli mer klimavennlige». Ikke damer?

Nå — likevel, herr redaktør. Likevel!

Søren Pokkersen
Fhv. sesongelektriker
Filur
Energiteknikk 130 år
Energiteknikk 130 år
28. mars er det 130 år siden dette bladet kom ut for første gang, under navnet Norsk Telegraf-Tidende.

125 årsjubileet ble markert for fem år siden, blant annet med utgivelsen av boken «Energiteknikk gjennom 125 år». Denne gangen gjør vi ikke noe mer ut av at bladet runder år. Men vi er stolt over å kunne gi et av landet eldste fagblader, sier redaktør Stein Arne Bakken.

Bladet ble etablert av Hans Henrik Berg-Jæger i 1888, og han var bladets redaktør og forretningsfører de neste 37 årene.

Tidsskriftets oppgave var først og fremst å informere og opplyse sine lesere på en faglig grundig måte, ikke minst å overføre kunnskap fra de elektrotekniske miljøene utenfor Norges grenser, spesielt Tyskland.

Redaktørene og de håndplukkede bidragsytere var ofte ingeniører og andre med høye posisjoner innenfor det elektrotekniske området. Redaktøroppgaven ble utøvet på fritiden. Først i 1957 fikk bladet en heltidsansatt redaktør.

Tidsskriftets navneskifter de første tiårene gjenspeiler ganske godt utviklingen i grove trekk. De første årene etter etableringen i 1888 var tidsskriftet et organ for telegrafetaten, som hadde vokst seg sterk siden 1850-årene. Alt i 1895 hadde den elektriske telefon nådd så langt i utvikling og praktisk bruk at tidsskriftet fant seg tjent med å endre navnet til «Telefon- og Telegraf-Tidende».

Den raske utbyggingen av elektrisiteten rundt slutten av århundret satte preg på innholdet i tidsskriftet og førte til at tittelen i bladhodet skiftet helt om, til «Elektroteknisk Tidsskrift ».

Etter hvert ble svakstrøm så å si borte fra spaltene. Fra 1921 av og de neste nær femti årene heter bladet «Elektroteknisk Tidsskrift», med forkortelsen «ETT».

Da Norsk Elektroteknisk Forening (NEF) ble stiftet i 1918, ble bladet organ for foreningen.

PÅ 1960-tallet ble «ETT» innlemmet i bladporteføljen til Ingeniørforlaget, og fikk da navnet «Elektro». 1970- og 1980-årene opplevde bladet sin «gullalder», mens det gikk nedover på 1990-tallet. I 2004 ble bladet overtatt av Elekro- Media, og i 2008 skiftet det navn til Energiteknikk.



Annonsér i
MEDIEPLAN 2018
Nr. Matr.
frist
Utgiv.
dato
Tema
3/4 19.4 2.5
    • Vedlikehold/utbygging nett
    • Spesial: Kabelteknikk/ kabelutstyr Bilag: NEF 100 år
5 31.5 12.6
    • Vedlikehold/utbygging kraftverk
    • Spesial nett: Linjeteknikk/ linjeutstyr Bilag: REN 20 år
6 30.8 11.9
    • Småkraft
7 11.10 24.10
    • Vedlikehold/utbygging kraftverk
    • Spesial: REN arbeidsmetoder i vedlikehold/utbygging nett (Teknisk Konferanse 2018)
8 22.11 4.12
    • Vedlikehold/utbygging nett: (Nettkonferansen 2018)
Kontakt: Arne Aardalsbakke
Tlf: 64 87 67 90 / 900 43 282
e-post: [email protected][email protected]
Selvhelbredende
Foreningsstoff fra NEF
Line Bergfjord fra BKK Nett holdt innlegg om virtuell robot for automatisert nettdrift.

Selvhelbredende nett
Bergen Gruppe hadde temamøte 13. november om Self-healing Grid. Møtet ble holdt I BKK sine lokaler..

D et var godt oppmøte og engasjerte folk i salen. Temaet var selvhelbredende nett, og BKK jobber med to ulike løsninger for å raskest mulig isolere en feil og få nettet opp igjen.

Dagens strømkunder har høye forventninger til kraftnettets oppetid. Nettselskapenes eiere stiller stadig tøffere krav til effektiv og lønnsom drift av kraftnettet. Disse kravene tvinger nettselskapene til å tenke nytt og kreativt.

Line Bergfjord fra BKK Nett fortalte oss hvordan de jobber sammen med Powel med et prosjekt for å utvikle en virtuell robot for automatisk nettdrift. Roboten er med programvare som skal håndtere store mengder nettdata for å gi nettoperatøren et beslutningsgrunnlag for hvordan håndtere driftssituasjoner i nettet.

De utvikler, tester og verifiserer hvordan en virtuell robot kan bidra til sanntids nettdrift i en digitalisert hverdag, preget av store mengder informasjon som skal bearbeides og omsettes til handling i et høyt tempo.

Odin Hammer Eliassen fra Siemens fortalte om en løsning med autonome effektbrytere I distribusjonsnettet (Reclosere). Disse kommuniserer direkte med hverandre, og sørger for hurtig og selektiv feilklarering samt gjeninnkobling av kunder som ikke er direkte berørt av feilen.


Vestre korridor tema på møte i Rogaland Gruppe
Nils Sinnes fra Statnett, prosjektleder for pakke 1 og 2 i Vestre korridor, holdt et meget interessant foredrag på medlemsmøte i Rogaland Gruppe for totalt 17 deltakere i Lyses lokaler i Sandnes.
Nils Sinnes fra Statnett fortalte om oppgraderingsprosjektet Vestre Korridor.

V estre korridor er betegnelsen på transmisjonsnettet mellom Kristiansand og Sauda. Statnett spenningsoppgraderer Vestre korridor fra 300 til 420 kV. Dette medfører oppisolering av eksisterende ledninger, bygging av nye ledninger, samt bygging av nye transformatorstasjoner. Oppgraderingen vil legge til rette for ny fornybar kraftproduksjon og utenlandsforbindelser. Prosjektet har en total forventet kostnad på sjumilliarder norske kroner, og det vil pågå frem mot 2021.

Vestre korridor er en fellesbetegnelse for sentralnettet på Sør-Vestlandet, og berører fylkene Aust-Agder, Vest-Agder og Rogaland.

Oppgraderingen vil foregå trinnvis, hvor de mest kritiske ledningene oppgraderes først. Det er utarbeidet egne nettsider for hver delstrekning som Statnett har søkt konsesjon for.

Alle de store lednings- og stasjonskontraktene er tildelt, og fra våren 2018 vil alle delprosjektene være i byggefase. Delprosjektene med tilhørende kontrakter er samlet i det vi kaller «pakker». Dette er gjort for å samle de prosjektene som har fellestrekk med hverandre. Det finnes tre ledningspakker og tre stasjonspakker. Hver pakke har sin egen prosjektleder, og på øverste nivå i Vestre korridor har Statnett to prosjektledere. I tillegg til Sinnes, Even Vandbakk, som har totalansvaret for pakke 3.

RTU fra WAGO
Norsk Grønnkraft