F or ett år siden estimerte SINTEF Energi AS at norske kraftprodusenter kunne komme til å tape hele 5,4 TWh/ år av produksjonen som følge av nye miljøkrav i vilkårsrevisjoner. Vilkårsrevisjonene tar utgangspunkt i den nye Vannforskriften og EUs vanndirektiv,

Etter å ha detaljstudert og finregnet på hvert enkelt vassdrag, har forskere fra SINTEF Energi nå justert dette tallet på forventet tap ned til cirka 3 TWh/år.

Strengere krav

Dette er resultater fra prosjektet SumEffekt, som er finansiert av Forskningsrådet og en rekke norske kraftselskaper. Prosjektet, som Energiteknikk beskrev i mai 2021, ledes av Fornybar Norge.

Mange vassdragsregulanter har fått eller kommer til å få strengere krav til minstevannføring og fylling av magasiner som påvirker når de får lov til å bruke vannet til kraftproduksjon. Det er bra for fisken og de økologiske forholdene, men det koster kraftsystemet milliarder av kilowattimer. Men altså ikke så mange som tidligere antatt.

Ny metode

Seniorforsker Ingeborg Graabak i SINTEF Energi er ansvarlig for SumEffekt-prosjektet, der SINTEF Energi er utførende forskningsinstitusjon. Sluttdato for prosjektet er 1. november.

– Vi har utviklet en generell metode for individuell vurdering av hvilket krav til minstevannføring vi regner med kommer i hver vilkårsrevisjon, sier hun.

Historiske målinger

De har først beregnet en naturlig lavvannsføring kalt Q95. Dette er en metode som også NVE har benyttet seg av tidligere. Enkelt forklart betyr at de vurderer vannmengdene i et regulert vassdrag ut fra historiske målinger. Minstevannføringen Q95 er den verdien som den naturlige vannføring er over i 95 prosent av tiden.

Lavvannsføringen er så justert ved å ta hensyn til miljøverdien, slik NVE vurderte i en rapport fra 2013.

– I tillegg har vi tatt hensyn til energiekvivalenten for det enkelte kraftverk og gradienten i hvert enkelt vassdrag. Energiekvivalenten brukes her som en indikator for mulig krafttap, og gradienten representerer de fysiske forholdene i vassdraget, sier SINTEF-forskeren.

Strengere miljøkrav i vilkårsrevisjonene reduserer vannkraftproduksjonen. Illustrasjonsfoto: AdobeStock

Mer i dybden

Det betyr at de har gått enda mer i dybden og regnet på flere, detaljerte faktorer, og kombinert nye tall med de litt grovere anslagene fra i fjor.

– Vi har også sammenlignet våre kriterier med allerede vedtatte vilkårsrevisjoner, og vi ser at vi med den nye metoden, får mer sannsynlige krav til minstevannføring enn vi opprinnelig hadde, sier Graabak.

Fleksibilitet

SINTEF-forskerne jobber fremdeles med å regne på hva dette betyr for grunnlaget for fleksibilitet i produksjonen fra regulerte vassdrag. Tallene er ikke helt klare ennå, men:

– Det vi ser, er at det er færre kraftverk som kan tilby oppregulering, særlig i ukene fra og med uke 18 og noen uker fremover, poengterer Graabak.

Innvirkning på pris

Dette får naturligvis også innvirkning på prisdannelsen. Graabak forteller at de har beregnet at prisene som følge av de nye kravene, vil øke med 2-3 prosent i gjennomsnitt.

– I enkelte perioder kan vi få prisøkning opp til 100 øre/kWh. I vanskelige situasjoner, typisk fra uke 18 og utover i tørrår, vil prisen kunne gå ganske høyt når vi har miljørestriksjoner. Det indikerer også en knappet på effekt i de periodene, sier hun.

Unødvendig stort tap

Graabak forteller at når kraftprodusentene får et krav til minstevannføring, legger de seg ofte på en streng tolkning av kravet for å være sikre på at de har nok vann.

– Enkelte sier de legger på opptil 25 prosent, for å være sikre på at de slipper forbi nok vann. Vi har bare regnet i forhold til et antatt krav. Hvis kraftprodusentene legger på enda mer, vil tapet bli enda større, sier Ingeborg Graabak.

D et er en kjent sak at vassdragsreguleringen kan brukes for å dempe flomtopper. Men metodene for å beregne potensialet, og samtidig kunne styre reguleringen og kraftproduksjonen optimalt, har vært enkle og ofte unøyaktige.

– Vi er i ferd med å sluttføre arbeidet med å utvikle en mye mer effektiv metode, sier forsker Håkon Sundt ved SINTEF Energi AS. Han leder prosjektet SamVann, der forskerne blant annet skal fastsette den samfunnsøkonomiske verdien vannkraftregulering bidrar med til med flomdempning.

Todimensjonal

– Den gamle metoden var mer endimensjonal, den beregnet vannhastigheten i elva fra bredde til bredde. Vi utvikler en todimensjonal metode, som i større grad enn tidligere vurderer elvebunnens topografi og variasjonen i vannhastigheten over tid. Den nye modellen tar også inn klimaendringene, og hva de har å si for hydrologien, sier Sundt.

Det er også to forsikringsselskaper med i prosjektet. De ser ikke bare nytten for sin egen del i å bidra til å utvikle et verktøy som forhåpentligvis skal kunne nyansere forsikringsutbetalinger til flomødeleggelser i tiårene som kommer. De sitter også på viktige flomdata fra virkeligheten som forskerne ved SINTEF og NTNU kan bruke for å kalibrere modellen opp mot.

Klimaendringer

Etter å ha studert flere tidligere flomhendelser, blant annet i Bøelva og Bergsdalselva, og flommer i både regulerte og uregulerte vassdrag, har forskerne funnet at effekten av flomdemping i regulerte system er avhengig av flomstørrelse. Større flommer dempes mindre.

– Det gir visse perspektiver. Da blir det enda mer utfordrende å redusere framtidas flommer når klimaendringene tilsier at flommene antakelig vil øke i intensitet, varighet og hyppighet, sier SINTEF-forskeren.

Hydrauliske modeller

tillegg til å ha etablert en database med prosesserte kostnadsdata for test-vassdrag og tilhørende områder, har prosjektet også utarbeidet hydrauliske modeller for testvassdragene der det foreligger kostnadsdata.

Deretter har de bygget generiske kostnadsfunksjoner for flomskader basert på sammenhengen mellom flomparametere og observerte kostnader, og analysert forskjellige scenarioer for test-vassdrag der de har vurdert den samfunnsøkonomiske verdien av flomdemping fra vannkraftregulering og økte flomkostnader i framtida sett i lys av klimarisikoen.

Omdømme

Seks kraftprodusenter representerer vassdragsregulantene i prosjektet. I prosjektbeskrivelsen står det at «Synliggjøring av samfunnsmessige kostnadsbesparelser av flomdempning fra vannkraftregulering vil være med å bedre omdømmet til kraftaktører».

– Det er legitimt for vassdragsregulantene å synliggjøre de positive effektene på samfunnsøkonomien ut over den rene kraftproduksjonen. Dette prosjektet kan bli et viktig grunnlag for framtidige diskusjoner rundt vannkraftens rolle, spesielt sett i lys av klimaendringene, sier Sundt.

I slutten av februar presenterte regjeringen ordningen der borettslag, flerbolighus og næringsbygg får være med å dele strøm gjennom plusskundeordningen. Fram til nå har kun eneboliger med egen strømproduksjon vært omfattet av denne ordningen.

Plusskunder betaler ikke fastledd for innmating, og kan måle og avregne innmating og uttak i et felles målepunkt. De slipper også elavgift.

Regjeringen fastsatte grensen på 1000 kilowatt, dobbelt så mye som det var foreslått i høringen.

– Distriktsfiendtlig

Daglig leder Knut Olav Tveit i Småkraftforeninga er kritisk til hvordan forslaget er utformet, ved at de som deler strømmen må ha samme gårds- og bruksnummer.

– Det er distriktsfiendtlig, fordi det i praksis betyr at strømdeling forbeholdes folk i by. Det er svært få leilighetsbygg på landsbygda. Siden det må være samme gårds- og bruksnummer, betyr det at man innfører noe som ikke er relevant i Bygde-Norge. Det er veldig dumt, fordi i Bygde- Norge kan man bygge både sol, gårdsvindmøller og vannkraft, og grensen på 1000 kilowatt er ganske romslig. Men dette er ubrukelig «utenfor Ring 3», sier han.

– Vi mener det er kritikkverdig at de ikke har funnet en løsning hvor også Bygde-Norge kan dele strøm, sier han.

Overasket over Senterpartiet

– Men i byen ligger de vel gjerne inntil hverandre ganske nært, og da blir det vel mindre nett som andre må betale for?

– Det vil det jo være, men det at noen nabogårder ikke kan gå sammen og bygge et minikraftverk og dele strømmen, eller en stor solpark eller en gårdsvinmølle, det mener vi er feil. Det er overaskende at Trygve Slagsvold Vedum fra Senterpartiet ikke har sett at han innfører noe som ikke fungerer på landsbygda. Det finnes avgrensningsproblemer, men det å i praksis ekskludere Bygde- Norge fra strømdeling, synes vi er å gå for langt, sier Tveit.

E n database over hendelser knyttet til feil på komponenter kan være svært verdifull for kraftprodusentene i deres vedlikeholdsarbeid. Bransjen har diskutert en felles feildatabase i en mannsalder, men det er ikke enkelt å etablere en åpen oversikt over noe som kan oppfattes som bedriftssensitivt.

Gjennom Smartgridsenterets prosjekt «SmartKraft» forsøker en av de fire tekniske gruppene med representanter fra seks kraftselskaper pluss bransjeorganisasjonen Fornybar Norge på nytt å etablere en slik database.

Pilot

– Vi er i gang med å etablere en pilot for en felles feildatabase, sier seniorrådgiver Simon Willmann hos Norconsult.

Norconsult er prosjektleder for arbeidsgruppen for kjernekomponenter og deling av data i SmartKraft, og Willmann skal holde en innledning over temaet under årets Produksjonstekniske Konferanse (PTK) i Trondheim i midten av mars.

– Vi har landet på en avtale der vi melder inn feil med seks måneders forsinkelse. Da anser vi det ikke som markedssensitivt lenger, forteller han. I tillegg blir sensitive data anonymisert.

Utfordrende lang levetid

Willmann trekker blant annet fram den veldig lange levetiden på mange av de tekniske komponentene i et kraftverk som en utfordring. Så gamle komponenter er nemlig ofte lite instrumentert, slik at man ikke får data fra dem.

– Lang levetid er bra for stabiliteten og kontinuiteten i anleggene, men det hjelper oss ikke i å avdekke systemiske feil. Da trenger vi mer data, sier Willmann.

Han forteller at de i første omgang vil konsentrere seg om ett eller to enkeltkomponenter i flere kraftverk hos flere selskaper, for eksempel bærelager. Akkurat nå diskuterer prosjektdeltakerne klassifiseringen (taksonomien).

Forenkle rapporteringen

– Det finnes systemer i dag som er til dels ganske kompliserte og tidkrevende å bruke. I noen tilfeller er alle komponenter og hendelser karakterisert med styrke og tilstand, og kan få karakterer fra mange forskjellige tester. I en ny metodikk vil vi legge vekt på å gjøre innrapporteringene så enkle og lite tidkrevende som mulig. Det er avgjørende for et vellykket prosjekt, tror han.

I tillegg vurderer en av kraftprodusentene «å vaske dataene» fra et relativt nylig havari som kan brukes som case i prosjektet.

Tilgjengelighet

Etter endt prosjekt vil det etter planen være Fornybar Norge som forvalter databasen og metodikken. Det er også Fornybar Norge som har eierskap til håndbøkene for tilstandskontroll, underlag som har vært til stor nytte for å bygge opp feiltaksonomien som benyttes til å rapportere feil til feildatabasen.

L iv Randi Hultgreen, leder for FME-sentret HydroCen, påpeker at vannkraftforskningen har gitt resultater som i høy grad er relevante for de utfordringer vannkraftbransjen står overfor. Dette ble også bekreftet da styret for senteret nylig oppsummerte status.

– Føringene for hva vi skulle forske på, ble lagt under planleggingen av HydroCen, før etableringen i 2016. Tingene endrer seg raskt, og det er ikke så lett å se hva som vil bli relevant i løpet av en programperiode på åtte år. Nå er HydroCen inne i sitt nest side år, og vi er stolte over at vi har lykkes så godt med våre prioriteringer, sier Hultgreen.

I tillegg til økt kunnskap om ulike konsekvenser av et langt tøffere kjøremønster for kraftverkene, ikke minst økt slitasje på turbiner og generatorer som følge av hyppigere start/ stopp, trekker Hultgren frem resultatene fra forskningen på miljødesign. Det tette samarbeidet mellom teknologer og biologer har gitt unike resultater i form av løsninger som bedrer livsbetingelsene for fisk og planter i regulerte vassdrag.

Sterkt forskningsmiljø

– Med det forskningsmiljøet som er bygd opp gjennom FME-sentrene Cedren og HydroCen, har vi alle forutsetningene som skal til for å kunne møte utfordringene som ikke minst Energikommisjonen adresserer. Det samlede forskningsmiljøet innen vannkraft er i dag supersterkt internasjonalt, og den tverrfagligheten som vi har klart å få til, finner du ingen andre steder. Dette er en styrke, som vi må holdes ved like om vi fortsatt skal være ledende, sier Hultgreen.

I rapporten som ble lagt frem i februar, påpeker Energikommisjonen at det «trengs et dramatisk taktskifte i utbyggingen av fornybar kraftproduksjon, kombinert med en storstilt omstilling av kraftsektoren », for å unngå en situasjon der landet får kraftunderskudd om få år.

Økt behov for mer kunnskap

– Mye skal gjøres, og det skal skje raskt. En slik ny giv for å få opp produksjonen av fornybar kraft, vil kreve mer kunnskap om mulighetene og konsekvensene av ulike tiltak. Energikommisjonens rapport forsterker behovet for mer forskning, sier Hultgreen.

HydroCen har et tett samarbeid med vannkraftsektoren. Representanter for kraftselskaper, leverandører, konsulenter og myndigheter deltar aktivt, blant annet gjennom fagutvalg, for å sikre at forskningen har høy relevans for næringslivet og samfunnet.

Som senterleder for Hydro- Cen har Hultgreen god oversikt over det som skjer i vannkraftsektoren.

Regner på spreng

– Samfunnet presser på for at det skal bygges ut mer kraft. Men det enkelte kraftselskap må foreta bedriftsøkonomiske analyser for å vurdere lønnsomheten i prosjektene. De kommer til oss for å høre om det er resultater fra forskningen som kan tas i bruk.

Vi opplever at det er en veldig travel tid for kraftselskapene, de skal håndtere en usikker situasjon med kraftpriser som har skutt i været og rammebetingelser som skifter over natten. Ingeniøravdelingene regner på spreng, sier hun.

– Det kan være behov for en pustepause for å se hvordan dette vil slå ut. Det vil åpenbart fortsatt være lønnsomt å bygge ut mer kraft med det høyere prisnivået vil ser for oss i årene fremover, men det må gjøres om på regnestykkene. Da er det viktig med forskningsbasert kunnskap, for eksempel om hvordan et kraftverk vil se ut dersom du endrer driftsprofil til et tøffere kjøremønster.

Følgene av effektkjøring

Senterlederen forteller at mange av forskningsprosjektene er innenfor tekniske disipliner som turbin og generator, som er organisert i en egen arbeidspakke i HydroCen, men det forskes også mye på vannveier og dammer, i arbeidspakken Vannkraftkonstruksjoner. Mye av forskningen dreier seg om å utvikle ny teknologi for å øke yteevnen og fleksibiliteten til vannkraftsystemet, ikke minst i forbindelse med effektkjøring.

– Kraftselskapene vil vite hva som blir kostnadene når kraftverkene skal kjøres hardere, hva turbiner, generatorer og vannveier utsettes for i form av økt slitasje, hvilke kostnader blir det når aggregatene får mange start/stopp i døgnet. Dette forsker vi på, for å finne beregningsmetoder basert på historiske data. Vi har blant annet utviklet et regneark som Statkraft har tatt i bruk for å beregne start/ stopp-kostnader.

Skepsis til miljøforskere

Men det blir også forsket på hvilke konsekvenser økende effektkjøring får for livet i vassdragene, gjennom prosjektene i arbeidspakken Miljødesign.

– Målet er at slik effektkjøring av kraftverk skal kunne gjøres uten at det får uheldige konsekvenser for fisken og livet i vassdragene. Løsningene ligger i samspillet mellom natur og mekanikk. I fremtiden skal alt vi gjør, være naturpositivt, du må ha med deg det som bor i vannet, for å kunne jobbe med det.

Hultgreen betegner forskningen innen miljødesign som unik. Men hun legger ikke skjul på flere partnere i starten av HydroCen var skeptiske til å slippe natur- og miljøforskere til; en slik forskning ble oppfattet som kontroversiell. Denne holdningen endret seg forholdsvis raskt etter at forskerne og kraftselskapene ble bedre kjent med hverandre.

– Vi har fått et tett samarbeid og god dialog, og denne forskningen har gitt resultater som vekker internasjonal oppsikt, og som kraftselskapene setter stor pris på.

Usikkerhet om markedet

–Men får resultatene den samme mottagelsen hos miljøbevegelsen?

–Det avhenger hvem du spør. Enkelte vil kategorisk avvise all forskning der kraftselskap er finansielle bidragsytere, mens andre oppfatter at det som skjer i regi av HydroCen, er uhildet forskning, noe det også er.

Hultgreen legger til at kraftselskapene opplever stor usikkerhet i forhold til et markedssystem som ennå ikke er lagt, og som for tiden blir kraftig utfordret. Hun viser til at en av de fire arbeidspakkene i HydroCen tar for seg markedet, for å få svar på spørsmålet om hvordan verdien av norsk vannkraft kan maksimeres i fremtidens energimarked.

– Men det er utfordrende å skulle forske på et kraftmarked det er knyttet så stor usikkerhet til, blant annet når det gjelder prising av effekt.

Det jobbes for ny FME

Programperioden til HydroCen går ut til sommeren neste år, og de fleste prosjektene blir avsluttet til da, men Forskningsrådet har gitt et halvt års utsettelse, slik at de siste doktorgradsstudentene rekker å bli ferdige.

Hultgreen forteller at det jobbes med en søknad om en ny FME for å videreføre vannkraftforskningen etter 2024.

– Store endringer er på gang på energiområdet, og vi klarer ikke løse alt gjennom HydroCen. Det trengs mye mer kunnskap for å kunne omstille vårt vannkraftsystem for produksjon av mer effekt, for å finne ut hvordan vannkraften kan spille sammen med økt innslag av uregulert vind- og solkraft, og for å undersøke hvordan et fremtidig energimarked vil kunne påvirke driften av vannkraftverkene, bare for å nevne noen av utfordringene vi vil stå overfor frem til 2040, sier senterleder Liv Randi Hultgreen.

D en første vindparken på Smøla ble Norges første store vindpark da de 20 turbinene på 2 MW fra Siemens Gamesa sto ferdig i 2002. Den gangen regnet Statkraft med at vindparken kunne ha en nominell levetid på rundt 20 år.

I fjor gikk de imidlertid i gang med tiltak for å forlenge levetiden, med blant annet å reparere slitasje og småskader på de 36,8 meter lange propellbladene fra produsenten LM Wind Power. I løpet av sensommeren rakk de å overhale cirka halvparten av propellbladene, resten skal de ta nå til sommeren.

Åpenbart lønnsomt

– Vi regner med å øke levetiden til vindparken med opptil åtte år ved å overhale bladene, sier vedlikeholdskoordinator Andreas Rokstad hos Statkraft.

Han kan ikke gi Energiteknikk noe nøyaktig tall på hva vedlikeholdet koster, men antyder at det har en ramme på rundt fire millioner kroner. Energiteknikk kan gjøre en antakelse basert på at de 20 vindturbinene med en samlet ytelse på 40 MW produserer normalt oppunder 100 GWh årlig.

Rask inntjening

Dersom vi antar, veldig konservativt, at netto inntekt per kilowattime de neste åtte årene er 50 øre, vil den nå nedskrevne vindparken generere et økonomisk overskudd på rundt 50 millioner kroner årlig. Da er fire millioner kroner tjent inn på en måned – det første året.

Rokstad vil ikke kommentere denne antakelsen, men bekrefter: – Det er ikke vanskelig å argumentere for at dette er lønnsomt.

Rokstad understreker at slitasjen fortsatt ikke var kommet så langt at det var blitt en vesentlig reduksjon i turbinenes ytelse.

– Vi reparerer skadene nå, før slitasjen blir betydelig og den innvendige strukturen på bladene er intakt, sier vedlikeholdskoordinatoren.

Ikke alvorlig skadet

Bladtekniker og vedlikeholdsekspert Viktor Ramon Szamosvari hos Vertikal Service AS kan bekrefte for Energiteknikk at turbinbladene på Smøla ikke var alvorlig skadet av vær og vind etter å ha gjort sin tjeneste i røft og ramsalt vestlandsvær i tjue år.

– De mest slitte bladene på Smøla hadde bare moderate erosjonsskader. Det vil si at deler av coatingen og glassfiberen var erodert vekk, men i hovedsak var den underliggende strukturen fremdeles intakt, sier han.

Etter en inspeksjonsrunde i fjor utførte Vertikal Service vedlikehold på de turbinene der slitasjen var kommet lengst. Resten skal få nytt liv nå til sommeren.

Startet i fjor

Selve reparasjonsarbeidet på Smøla 1 startet høsten 2022. Statkraft hyret inn det norske firmaet Vertikal Service AS, som utførte vedlikeholdet på halvparten av de 20 turbinene i fjor.

– Vi rakk å overhale de mest slitte turbinbladene i fjor. Resten tar vi i sommer, sier driftssjef (COO) Åsmund Vaage til Energiteknikk.

Knekt blad

Torsdag 9. februar oppsto det også en akutt skade på en av turbinene i vindparken. Ett blad knakk, sannsynligvis forårsaket av et lynnedslag. Statkraft har stengt ned vindturbinen og sperret av området.

I skrivende stund undersøker Statkraft sammen med eksperter fra produsenten Siemens Gamesa skadene for å kunne fastslå nøyaktig hva som har hendt, og om turbinen ellers er intakt.

Smøla 2

Statkraft installerte ytterligere 48 vindturbiner i 2005 på Smøla. Disse var på 2,3 MW hver, også levert av Siemens Gamesa. Rokstad forteller at de har utført noen små reparasjoner underveis på disse bladene og inspisert resten ved hjelp av droner, så de har foreløpig ingen planer om å gjennomføre en omfattende overhaling av bladene i denne vindparken.

D et norske firmaet Vertikal Service AS vant i fjor kontrakten på vedlikeholdsoppdraget på Smøla 1, i konkurranse med 5–6 internasjonale konkurrenter. Driftssjef (COO) Åsmund Vaage forteller til Energiteknikk at dette er en av de første store vedlikeholdsjobbene som de nå regner med vil komme i årene framover.

Denne antakelsen baserer han på den store utbyggingsboomen fra 2017 til 2020, da utbyggingen bråstoppet av politiske årsaker. Disse turbinene passerer nå en alder da det er naturlig å inspisere bladenes tilstand.

Inspeksjon

– Vi ser en liten boom i dette markedet. Hittil har vi jobbet mest med inspeksjon på norske vindturbiner. Smøla 1 er den andre store vedlikeholdsjobben på så mange blader i en enkelt vindpark. Vi regner med at det nå kommer flere, tror han.

Han understreker hvor viktig det er at operatørene av vindparkene jevnlig inspiserer bladenes tilstand, og at de gjennomfører det nødvendige vedlikeholdet før slitasjen har kommet for langt.

– Når glassfiberen under slitebelegget begynner å bli borte, og erosjonen når inn til balsatreet, oppstår en rekke nye, potensielle konsekvenser som kan påvirke kalibreringen av turbinen. Det kan forårsake følgefeil på hovedkomponentene, sier Vaage.

Han kan trøste operatørene med at de som oftest ikke trenger å overhale hele bladet dersom slitebelegget (coatingen) begynner å bli borte. Det er sjeldent de overhaler mer enn den ytterste tredelen på bladene. Tuppen av bladene på disse vindturbinene kan kommer opp i over 300 km/t når de produserer på topp.

Flere internasjonale

Det er mange internasjonale selskaper i dette markedet som tilbyr vedlikehold på både norske og internasjonale vindparker. Vaage sier at Vertikal Service er den eneste norske aktøren som selv besitter riktig kompetanse og nødvendig utstyr for å utføre denne typen arbeidsoperasjoner. Andre norske må ifølge Vaage leie inn dette fra utenlandske aktører.

– Det er mange svært kompetente selskaper i Europa som har lang fartstid innen faget. Men jeg våger påstanden at risikoen for misforståelser og vanskelig kommunikasjon er mindre med en norsk leverandør for norske kunder, sier Vaage.

Teknologiutvikling

Mye har skjedd på teknologiområdet siden 2002. Også etter 2017 har det vært en viss utvikling, både når det gjelder materialteknologi og metodikk for inspeksjon og reparasjoner.

Viktor Ramon Szamosvari hos Vertikal Service er prosjektleder for Smøla 1-jobben, med mangeårig bakgrunn som vedlikeholdstekniker og ekspert på vedlikehold av turbinblader hos større europeiske vindkraftselskaper.

Han forteller til Energiteknikk at glassfiberen stort sett er uforandret de siste tjue årene, men belegget (coatingen) har gjennomgått visse forandringer. Det gjelder ikke minst det han kaller LEP, Leading Edge Protection, det vil si det syntetiske harpiksbelegget som beskytter den ytterste eggen av bladet.

– Her pågår utviklingen kontinuerlig, men vi holder oss oppdatert, forsikrer Szamosvari.

Balsa

Av miljømessige årsaker har mange produsenter ønsket å gå bort fra kjernestruktur av PVC (polyvinylklorid). Noen har byttet ut PVC med PET (polyetylentereftalat, med varierende resultat.

Andre har gått helt bort fra polymerbasert kjerne. Bladene til Siemens Gamesa kommer fra produsenten LM Blades. De benytter balsatre i kjernen av bladene, med stort hell.

– Det kan være en god løsning, ikke minst av helse- og miljømessige årsaker, påpeker Szamosvari.

Klatring og sikring

Selve metodikken for vedlikeholdet og inspeksjonen har ikke endret seg stort siden 2002. Vedlikeholdet utføres gjerne med tilkomstteknikk (klatring og sikring) opp til området der erosjonsskaden tilsier reparasjon. Deretter benytter de gjerne en vinsjbasert plattform som teknikerne kan stå på.

– Det mest spennende på dette området er utviklingen av autonome droner for inspeksjon, sier Szamosvari.

A dm. direktør Kjetil Toverud i Andritz Hydro er bekymret for fremtiden til leverandørindustrien her i landet. I dette intervjuet med Energiteknikk uttaler han seg som leder for Vannkraftforum i Norsk Industri, som består av de store leverandørene innen elektromekanisk utstyr til vannkraftprosjekter her i landet.

Vannkraftforumet har fokus på hvordan Norsk Industri kan bidra til å få fortgang i utnyttelsen av vannkraftpotensialet og hjelpe kraftselskapene til å få realisert viktige prosjekter fremover raskere, men også å sørge for en bærekraftig leverandørindustri for vannkraften fremover.

Norsk Industri har gjort beregninger som viser at det i perioden 2014-2020 var en samlet oppdragsmengde for leverandørene på 11,7 milliarder kroner, eller mindre enn to milliarder kroner i året. I stedet for fortjeneste, har oppdragene i vannkraftsektoren samlet sett gitt et tap på 316 millioner kroner, i gjennomsnitt minus tre prosent per år.

Beinhard konkurranse

Ifølge Toverud opplever de store leverandørene et marked med beinhard konkurranse, der kraftselskap med fremvekst av sterke innkjøpsorganisasjoner har presset ned prisene i et marked med relativt lavt volum. Han nevner at leverandørene opplever konkurransen tøffere i Norge enn i mange andre europeiske land.

– Dette er bekymringsfullt. Jeg mener at kraftselskapene i nærmeste fremtid er avhengig av en bærekraftig leverandørindustri, som kan investere i videreutvikling av kompetanse og teknologi, sier Toverud

Kjøpers marked

– Oppdragsmengden har også svingt mye fra år til år, og når det er få oppdrag å konkurrere om, blir prispresset enda større. I enkelte år har det bare vært to-tre oppgraderingsprosjekter, og da er det kjøpers marked.

Toverud nevner at leverandørene må legge inn store kostnader for å utarbeide tilbud på større prosjekter. Når det dessuten er generelt svært høy risiko i revisjons - og oppgraderingsprosjekter, blir det ikke lett å oppnå tilstrekkelig lønnsomhet.

De to siste årene har nok vært ekstra utfordrende for leverandørene, med dramatisk økte materialpriser og priser på innkjøpte tjenester i fastpriskontrakter uten eller med begrenset mulighet for kompensasjon.

– Utviklingen må snus

– Denne negative utviklingen må snus dersom vi fortsatt skal ha en bærekraftig leverandørindustri her i landet, med verksteder og sterk kompetanse lokalt. Uten positive marginer over tid, forsvinner leverandører til andre bransjer eller trekker seg ut. Det er verken vi eller kraftselskapene tjent med, advarer Toverud.

Toverud tror at kraftselskapene nå har innsett at det sjelden blir gode prosjekter ved å presse prisene helt i bunnen, men at andre kriterier, som referanser, leveransedyktighet, tilstedeværelse i markedet, service og beredskap, og ikke minst kvalitet, blir mer avgjørende fremover.

Tegn til positiv utvikling

– Vi ser tegn til en positiv utvikling, kraftselskapene jobber tettere sammen med leverandørene, blant annet med nye samhandlingsmodeller, og de er blitt flinkere til å informere om kommende prosjekter. Men her er det langt igjen - til mer balanserte opphandlings- og gjennomføringsprosesser, slik man ser i andre bransjer.

– Kraftselskapene og leverandørene må snakke sammen for å finne løsninger begge parter kan være tjent med, blant annet om å skape vilkår for en mest mulig sunn konkurranse. Det er også viktig at kraftselskapene blir flinkere til å fordele prosjektene bedre, slik at ikke alt kommer på samme tid og det oppstår kapasitetsproblemer.

– Vannkraftkompetansen forvitres her landet. Vi ser en kamp om de beste hodene som driver lønningene opp og er usunn. Bransjen har en gedigen utfordring med å opprettholde vannkraftkompetansen her i landet. Og løsningen er ikke som tidligere; at leverandørene skal forsyne bransjen med erfarne ingeniører og montører.

Svært lavt oppdragsvolum

Toverud betegner en oppdragsmengde i det elektromekaniske markedet på under to milliarder kroner de siste ti årene som svært lavt. Leverandørindustri har et sterkt ønske om et høyere, og ikke minst mer stabilt og forutsigbart volum på oppdrag.

– Det håper vi skal komme, blant annet med referanse til Energikommisjons tilrådinger om å få opp farten på utbyggingen av fornybar kraft.

Det er gledelig å se at antall revisjons- og oppgraderingsprosjekter har økt betydelig det siste året, legger Toverud til. – Så får vi håpe dette fortsetter, og at de større utbyggingene og utvidelsene kommer de neste årene.

Unngå kostbar utetid

Toverud understreker viktigheten av at dagens produksjonssystem blir best mulig tatt vare på, med fokus på vedlikehold og tilstand, slik at kraftverkene unngår kostbar utetid som følge av havarier.

– Vi har i dag en svært aldrende installert base av kraftverk. Det er sterkt fokus på tilgjengelighet på de største og mest kritiske aggregatene, og på kortest mulig nedetid i forbindelse med revisjoner og oppgraderinger. Leverandørene ønsker tett dialog rundt disse utfordringene og å bidra med optimaliserte løsninger.

Stort etterslep

Norsk Industri mener at det lave volumet av oppdrag, spesielt når det gjelder service- og oppgradering, ikke står i forhold til at kraftverkene kjøres langt hardere enn før. Med mer slitasje på utstyret, i tillegg til at anleggene er blitt eldre, har mange av dem et økt behov for revisjoner og oppgraderinger.

– Norsk Industri vurderer at det er et betydelig etterslep på revisjon og oppgraderinger av norske vannkraftverk, sier Toverud.

– Det kan forklares ut fra relativt lave kraftpriser over mange år og at konsekvensene av at nedetid har vært moderat. Nå er det helt andre rammevilkår som endrer dette bildet vesentlig for kraftselskapene, både med hensyn til kraftpriser og beskatning.

Ikke oppgradert på 30 år

Toverud forteller at Vannkraftforum har kartlagt alder og behov for modernisering av kraftverkene. Ifølge oversikten har om lag 40 prosent av de 83 kraftverkene med en installert effekt på over 100 MW ikke blitt oppgradert de siste tretti årene. For de 261 kraftvelene mellom 10 MW og 100 MW er tallet antakelig høyere.

– Vannkraften blir avgjørende fremover som balansekraft når vi får vesentlig høyere andel uregulert kraft inn på nettet. Da stilles det høye krav til vår installerte base, både med hensyn til tilgjengelighet og reguleringsevne, sier han.

Antallet havarier øker

– Vi leverandører registrerer at antallet havarier i kraftverkene øker. Med kraftpriser rundt 25 øre/kWh, var det kanskje lønnsomt med noe mer «havaristyrt vedlikehold», men dagens høye prisnivå gjør at det kan bli store tap dersom feil oppstår og aggregatet blir liggende ute.

Toverud ser at dette er noe kraftselskapene kommer til å ha økt oppmerksomhet mot. Det forsterker behovet for lokale leverandører med verksteder og personell som kjenner anleggene og kan tilby teknologi og kompetanse som ikke minst er viktig av hensyn til beredskap, sier Kjetil Toverud.

V i merker et betydelig press fra våre kunder for å få minsket nedetiden når det skal utføres vedlikehold og rehabiliteringer på kraftverk. Produksjonstapet kan bli på mange millioner kroner i døgnet når et aggregat er ute av drift.

Vi har derfor begynt å sende våre servicefolk ut til anleggene med småfly og sjøfly fra Eggemoen flyplass for å unngå tidkrevende reiser, sier Kristian Glemmestad, markedssjef og leder for Service & Rehab i Andritz Hydro AS.

Glemmestad legger til at reiser til kraftverk på Nord- og Vestlandet, som ellers vil ta en hel arbeidsdag og gjerne mer, nå kan gjennomføres på en time eller to. 90 prosent av kundene i Norden kan nås på denne tiden.

Dermed kan montørene bruke de mange timene de sparer i reisetid på å gjøre den jobben de er satt til. Og de slipper å måtte legge ut på en langdryg hjemreise om kvelden etter en lang arbeidsdag.

– Det er en vinn-vinn-situasjon for alle parter. Ikke minst er kundene fornøyd, det er et opplegg vi har hatt stor nytte av, særlig under pandemien. På det meste har vi oppdrag på over tretti anlegg samtidig. Det blir litt av en logistikk, med frakt av folk, verktøy og utstyr, og da gjør bruk av innleide fly hverdagen en god del enklere, sier Glemmestad.

Energiteknikk møter Glemmestad og adm. direktør Kjetil Toverud i fabrikken på Jevnaker, der Andritz Hydro AS holder til med sine 175 ansatte, inkludert lærlinger.

I verkstedet på 5500 kvadratmeter blir det produsert luker og øvrige vannveikomponenter, og her skjer revisjon av turbiner, ventiler og generatorer, dessuten sveising, maskinering, montasje, sandblåsing og maling.

Norsk verdiskaping

Når Andritz Hydro gjennomfører et større oppdrag på et norsk kraftverk, skjer om lag 70 prosent verdiskapingen i Norge, påpeker Toverud.

Det utføres flere tusen timer i verkstedet og ute på anlegget, der også lokale underleverandører deltar, i tillegg til selskapets egne montører. Foruten montasje, for eksempel av turbin, blikking av nye statorer og viklearbeid på generator, går det mye tid til testing i forbindelse med driftsettelse. Det er leveranser av ulike komponenter, for eksempel løpehjul, fremstilt i konsernets fabrikker i Europa, som utgjør andelen av den utenlandske verdiskapingen på 30 prosent.

Press på nedetid

Andritz Hydro merker et press fra kraftverkseierne for å få redusert nedetiden for anlegg som er ute av drift som følge av vedlikehold og rehabiliteringer. Med de høye kraftprisene vi har hatt det siste året, er presset blitt enda større på å gjøre ferdig oppdragene raskest mulig.

Ikke minst i prosjektet på Tysso II for Statkraft, der Andritz Hydro leverte nye statorer og rotorpoler til de to generatorene, var det et kraftig fokus på nedetid. – Vi er stolt over at vi klarte å få ferdig prosjektet én måned før kontraktstidspunktet, sier Glemmestad. Han legger til at Andritz Hydro på Jevnaker har styrket kompetansen betydelig på generatorsiden når det gjelder service og oppgradering.

Størst i Norden

Med en årlig omsetning på om lag 750 millioner kroner, er Andritz Hydro AS den klart største av konsernets bedrifter i Norden. Konsernets svenske bedrift i Østersund har kuttet kraftig ned på virksomheten. I Sverige har øst-europeiske leverandører tatt mesteparten av markedet med sine lave kostnader og lønninger.

Andritz Hydro Østersund med sine 25 ansatte er nå en filial av Andritz Hydro Jevnaker, og blir ledet av Toverud. Han sitter for øvrig i styret for Andritz Hydro OY i Tampere, som har ansvaret i Norden for design og engineering av Kaplan – og bulbturbiner.

– Vi har nå en «nordisk hub» der de tre lokasjonene jobber tett sammen, noe som gir god fleksibilitet og kapasitet på tvers av landegrensene, sier Toverud.

Han opplyser at Andritz Hydro i den senere tid har oppgradert mange av Kaplanturbinene i Norge med nye oljefrie løpehjul. Bedriften har om lag 3500 MW pågående og nylig leverte oppgraderinger av Pelton- og Francisturbiner med nye løpehjul. Dette utgjør rundt 10 prosent av den installerte effekten her i landet.

Tror på bedre marked

Hovedsakelig omfatter disse prosjektene de største aggregatene. – I tillegg har vi gjennomført, og har i bestilling, større generatorprosjekter med nye statorer, legger han til.

Etter mange år med forholdvis få oppdrag og magre marginer, tror Toverud at markedet vil ta seg opp igjen, noe det også er tydelige tegn på. Han viser også til at det nå ropes unisont på mer energi og effekt i samfunnet, samtidig som alt tyder på at kraftprisene vil legge seg på et høyere nivå i årene fremover. – Vi forventer en økning i oppgraderinger, spesielt av mellomstore aggregater mellom 10-100 MW fremover, sier han.

Lønnsomt med utvidelser

– Det finnes en type kraftverk som er 60-70 år gamle, som det hittil har vært god økonomi å kjøre uten å gjøre nevneverdige investeringer. Jeg tror at det nå vil bli lønnsomt med utvidelser for flere av disse kraftverkene, ved å fornye vannveier og bygge ny stasjon ved siden av det gamle, innenfor samme konsesjon, ikke minst for å få ut mer effekt. Produksjonstapet kan bli minimalt ved slike løsninger.

Toverud trekker frem to av Andritz Hydros egne leveranser, Nye Nedre Fiskumfoss og Lysebotn II som slike vellykkede utvidelsesprosjekter, også miljømessig.

Han opplyser at de har registrert 10-12 større prosjekter som kraftselskap har trukket opp av skuffen og holder på å utvikle, og der det nok kommer søknader om konsesjonsendringer. –Vi skal være klar

når disse prosjektene kommer, sier adm. direktør Kjetil Toverud i Andritz Hydro AS.

D et er med sin mangeårige bakgrunn som småkrafteier at Løvenskiold Fossum Kraft har påtatt seg den nye rollen som agent for en utenlandsk produsent av GRPrør (glassfiber), nærmere bestemt tyrkiske Subor.

Løvenskiold driver i dag åtte småkraftverk, i tillegg til et pumpekraftverk. Det tiende, Holt kraftverk nord for Skien, er under bygging og skal stå ferdig til sommeren. Her blir det i disse dager installert tre kilometer med slike rør.

Teknisk sjef Roger Johnsen i Løvenskiold Fossum Kraft forteller at selskapet har fått inn de første bestillingene fra småkraftverk, og at de er i dialog med flere interessenter om tilbud. Produktet vil bli markedsført på utstillingen under Småkraftdagene i slutten av mars.

– I forbindelse med dette byggeprosjektet, som inkluderer en klassifisert rørgate, gjorde vi en omfattende jobb med å finne alternativer til dagens rørleverandører, både med tanke på pris og leveranse. Vi ble anbefalt Subor, som tidligere har levert rør til det norske markedet i en årrekke, men som ikke lenger hadde distributør her i landet.

– Våre erfaringer, både når det gjelder pris, kvalitet og leveranse, var så positive at vi endte med å inngå en avtale om å bli deres døråpner og agent.

Johnsen forteller at de leverer GRP-rør i alle trykklasser opp til 35 bar, og med diametere opp til fire meter. Rørene kan kuttes og leveres i standard lengder.

Han påpeker at det er god kvalitet på rørene som blir levert i det norske markedet, men at prisnivået har vært høyt som følge av liten konkurranse.

– Det ønsker vi å gjøre noe med, samtidig som vi er sikre på at våre rør også holder kvalitetsmessig, sier teknisk sjef Roger Johnsen i Løvenskiold Fossum Kraft AS.

T ussa Energi AS har lenge hatt utfordringer knyttet til driften og produksjonen fra Åmela kraftverk i Volda kommune. Det er den 45 år gamle turbinregulatoren fra ASEA Per Kure som har stått for problemene.

Kunne ikke melde inn

Lederen for kraftstasjonsavdelingen i Tussa, Svein Vassbotn, forteller til Energiteknikk at det er noen markeder de ikke har kunnet ha deltatt i på vanlig måte med produksjonen fra Åmela, slik de har ønsket.

– Det gjelder blant annet anmelding i spotmarkedet, intradagsmarkedet og regulerkraftmarkedet. Basert på prisprognoser, skulle vi kunne melde prisen time for time. Vi har i stedet lagt inn fastlaster eller stopp. Det har blant annet gitt lite fleksibel effektregulering, sier Vassbotn.

Kompetanse og reservedeler

Han peker også på at kontrollsystemet ble så gammelt at det begynte å skorte på både reservedeler og kunnskap om systemet i selskapet og hos leverandører.

– Etter hvert som rekruttering og naturlige avganger har gjort ingeniørstaben vår litt yngre, har også den dyptgående innsikten i de eldste anleggene forvitret. Da ble det klart for oss at vi måtte investere i et nytt kontrollanlegg, sier Vassbotn.

Ferdig til sommeren

I månedskiftet januar/februar startet arbeidet med å skifte kontrollanlegget og nødvendig tilhørende utrustning, men magasinet i Storlidvatnet er nær nedre reguleringsgrense. Arbeidene skal være ferdig i begynnelsen av juni. Da kan Tussa begynne prøvedriften av det nye anlegget.

Tussa har skrevet kontrakt med Rainpower, nå Aker Solutions, om at de skal levere hele kontrollanlegget med tilhørende strømforsyning, og all lavspentfordeling inkludert stasjon- og magnetiseringstransformatorer. De gamle hovedkomponentene i kraftverket er imidlertid beholdt.

Komplett leveranse

Fagsjef Håkon Edvardsen i Aker Solutions, avdeling for «Electrical design & Control systems», forteller til Energiteknikk at dette er et svært spennende og interessant prosjekt for dem.

– Dette er en komplett leveranse for oss, der vi får levere flere av produktene vi har utviklet under den tidligere Hymatek-paraplyen: Kontrollanlegget Hymacon 20, turbinregulatoren Hydrotrol 20, magnetiseringssystemet Magnostat 20, i tillegg til et nytt oljetrykksanlegg.

Prediktivt vedlikehold

Han forteller at det nye anlegget er designet for å kunne levere svært mye mer data fra anlegget til operatørene, men også til personell som jobber med prediktivt vedlikehold og tilstandsanalyser.

– Vår nye plattform for kontrollanlegg er bygd opp med en filosofi som skal legge til rette for enkel strømming av data. Da kan vi skille på viktige data som tilhører kontrollanlegget og målte verdier som kommer fra felt. Disse er i utgangspunktet ikke viktige for driftsoperatørene, men kan strømmes parallelt uten at det øker kontrollanleggets kompleksitet, sier Edvardsen.

Denne parallelle datastrømmen dirigeres til en utgang (gateway) som kan leses av for personell som jobber med vedlikehold og tilstandsanalyser. Den kan også gjøres tilgjengelig for en tredjepart som skal utvikle modeller eller liknende.

Hyppige oljeprøver

Edvardsen forteller at det nye anlegget er oppinstrumentert, med nye sensorer og et komplett vibrasjonsvern.

– Det er ikke veldig unikt, men i kombinasjon med at vi for eksempel for hovedtransformatoren som skal bli stående, har vi implementert en oljeanalysator som tar jevnlige oljeprøver flere ganger i døgnet. Vi leser av en del viktige parametere for å se på utviklingen i oljen, og bruker det for den kontinuerlige tilstandsovervåkingen av en gammel trafo, sier Håkon Edvardsen.

D et gamle kraftverket har fått en splitter ny francismaskin og stator. Kontrollanlegget er også nytt. Ytelsen er økt fra 48 til 62 MW. Da blir kraftverket også kraftig modernisert, og satt i stand til å kjøre med effekt i en helt annen grad enn tidligere.

– En annen viktig grunn til oppgraderingen, er at det 60 år gamle kraftverket var mer enn modent for en teknisk rehabilitering, sier prosjektleder og maskiningeniør Jan Eiterstraum hos Helgeland Kraft Vannkraft AS til Energiteknikk.

To anleggsperioder

De startet allerede i 2018 med en mulighetsstudie, før de kom i gang med prosjekteringen i 2019. Den fysiske rehabiliteringen har gått over to perioder. Først byttet de transformator og apparatanlegg i 2021. Så ble kraftverket kjørt uten stopp fram til april 2022, da de satte i gang med den siste delen av rehabiliteringen av kraftstasjonen og overflatebehandling av rørgatene. Det er ikke gjort noe med de tre relativt store magasinene.

– I tillegg til at vi har fått et solid anlegg som er tilpasset effektkjøring, har vi nå et maskineri som er mye bedre instrumentert enn det gamle. Det skal legge til rette for at vi kan kjøre et prediktivt vedlikehold på anlegget, sier Eiterstraum.

Digitalt og papir

De har også fått utviklet en digital tvilling og tredimensjonal modell av anlegget.

– Siden kraftstasjonen ligger uveisomt til, har vi muligheten til å «gå inn i» kraftstasjonen digitalt. Den har vi også delt med leverandørene, så de kunne sjekke fysiske mål og planlegge leveranse og montasje i detalj, sier Eiterstraum.

Til tross for den digitale og tredimensjonale modellen, har de valgt å ikke kjøre et papirløst prosjekt. – Det ble mest hensiktsmessig å gjennomføre i alle fall deler av prosjektet med tradisjonelle papirtegninger. Deler av leverandørbransjen er ikke kommet helt opp på det nivået at de er helt komfortable med en papirløs leveranse, sier han.

Hyllevare

Eiterstraum forteller at de teknologiske løsningene er tradisjonell hyllevare, det har ikke vært behov for å kaste seg ut i det med risikable utviklingsprosjekter.

– Økt instrumentering og tilrettelegging for prediktivt vedlikehold har jo blitt tradisjonelle løsninger, så her har vi fått våre behov dekket på en enkel måte, sier han.

Det har vært noen små forsinkelser, uten at det har gitt seg vesentlige utslag på kostnadene for prosjektet.

– Vi kommer i mål omtrent på budsjett, men litt senere enn planlagt.

Settefiskanlegg

Bortsett fra et nedstrøms settefiskanlegg, har det ikke vært noen spesielle interessenter de har vært nødt til å ta hensyn til under prosjektperioden.

– Settefiskanlegget tar en kubikkmeter vann i sekundet fra vår driftstunnel, ikke fra Grytågaelva. Løsningen ble at settefiskanlegget sørget for å gjøre en vedlikeholdsstopp da vi måtte stenge vannet mens vi skiftet ut maskineriet. Likevel måtte vi en periode finne en kreativ løsning for å forsyne dem med vann under klekking av rogn. Men vi fikk det til, sier maskiningeniøren.

S tubholt er partner i Advokatfirmaet Selmer AS, har blant annet vært statssekretær for Senterpartiet i OED, og er nå styreleder i småkraftselskapet Cadre. Hun var også medlem av Energikommisjonen.

I et fagmøte om Energikommisjonen i begynnelsen av februar, hvor Cadre var vertskap, sa Småkraftforeningas leder Knut Olav Tveit at de kun har funnet seks-sju kraftverk som er nedskalert under grensen på 10 megavoltampere. Tveit mener problemet i praksis er svært lite, og at NVE lett kan instrueres til å si nei til alle forsøk på nedskalering.

– Likevel møter vi dette i NOU etter NOU. Men hvis vi hadde hatt grunnrenteskatt, hadde de fleste av de åtte terawattimene vi har bygget siden 2003-2004, ikke blitt bygget, sa Tveit til Stubholt.

– Vi må være offensive. Jeg synes vi skal si at grunnrenteskatt- terskelen bør opp, at mer skal kunne bygges uten grunnrenteskatt, svarte Stubholt.

– Man må være offensiv ved å tydeliggjøre hvorfor småkraft er så viktig både for det lokale miljøet og sysselsetting og verdiskaping, men nå vel så viktig for den nasjonale agendaen om å hente ut mest mulig fornybar kraft fortest mulig, sa Cadrestyrelederen.

– Hvor tror du småkraftbransjen og Cadre er i 2030, spurte Tveit.

– Jeg tror småkraftbransjen i 2030 har vokst eksponensielt i samband med at fornybar kraftproduksjonen må opp. Vannkraften kommer til å få en renessanse, og Cadre kommer til å ri den bølgen, sa Stubholt.

S om regel er kraftutbyggere sjeleglade for å komme i mål til rett tid på budsjett. Ikke så rent sjelden blir overskridelsene betydelige. Men når NTE nå er i ferd med å avslutte den omfattende ombyggingen, viser det seg at de havner langt under de opprinnelige prognosene og budsjettet.

– Fantastisk bra

– Det har gått helt fantastisk bra, sier prosjektleder Tor Martin Fossan hos NTE til Energiteknikk.

– Vi kartla alle risikoer nøye i forkant av prosjektet, og hadde en bra oversikt over hva slags situasjoner som kunne oppstå. Da var vi forberedt, og hadde satt av midler. Det er en av suksesskriteriene, sier han.

Før de satte i gang med de fysiske arbeidene i april 2020, beregnet de prosjektet til å koste 145 millioner kroner. Etter å ha barbert prognosene litt, havnet de på et budsjett på 142 millioner kroner. Nå, en måned før prosjektet er i havn, ser den endelige prislappen til å ende på 107 millioner kroner. Det er 25 prosent under budsjettet.

– Nå er vi ferdige med alt som innebar risiko for overskridelser, sier Fossan.

Spenningsoppgradering

Det som ble utløsende for at NTE besluttet å oppgradere Aunfoss, var behovet for å spenningsoppgradere regionalnettet. Aunfoss ligger noen få kilometer nord for kraftverkene Øvre Fiskumfoss og nye Nedre Fiskumfoss i elva Namsen. Sistnevnte er et helt nytt kraftverk under utbygging som etter planen skal settes i drift mot slutten av 2023. Herfra mates energien inn på regionalnettet på 132 kV.

Gamle Aunfoss kraftverk ble bygd i årene 1954–1959, og matet inn kraften på 66 kV. På grunn av strukturen i regionalnettet og utbyggingen av nye Nedre Fiskumfoss var det nødvendig å gå over på 132 kV spenning i Aunfoss for kunne fortsette driften.

Teknisk utrangert

Samtidig med overgang til 132 kV ble en rekke anleggsdeler skiftet ut, basert på teknisk tilstand og alder. NTE børstet også støvet av gamle planer om å øke effekten i kraftverket ved å tilrettelegge for en ytelsesøkning i framtida.

De to gamle transformatorene på 2x18 MVA (28 MW) ble byttet ut med to nye transformatorer på 2x25 MVA (39 MW). En tilsvarende økning av ytelsen ble også gjennomført for høyspentanleggene.

Produksjonen er foreløpig den samme, rundt 200 GWh årlig fra et fall på 28 meter i Namsen. Ytelsesøkningen kan oppnås når den gamle turbinen og generatoren skiftes ut etter endt levetid.

– En del av det gamle utstyret var det restlevetid på, så det har vi beholdt. Tilstanden på de gamle løpehjulene har vi også kontroll på, sier Fossan.

Entusiastisk

Fossan blir entusiastisk når han skal beskrive prosessen med å sy sammen et gammelt og et nytt anlegg. I løpet av det toårige prosjektet var anlegget helt ute av drift i kun tre uker. I ti uker var ett av aggregatene ute av drift, mens det var full drift i de resterende 108 ukene.

– Det har vært en helt fantastisk jobb å ha gjennomført. Det å sy sammen gammelt anlegg med nytt, er komplisert. Det skal man ikke undervurdere. Det er artigere enn nye anlegg. Det er så komplekst, og så mye som skal gå i hop.

Hovedutfordringen var hva NTE skulle gjøre med transformatorene.

– Rommene i fjellet hadde ikke plass til 132 kV-transformatorer, uansett om de var på 25 eller 18 MVA. Dimensjonene ble for store. Utsprengning var en mulighet. Men å sprenge i fjell tett ved et anlegg i drift, ble for risikabelt, sier Fossan.

Bygg på overflaten

Til slutt kom de fram til at transformatorene måtte opp i et eget bygg, i likhet med det nye BlueGIS (SF6-fritt) bryteranlegget. Da unngikk de også problemet med transport av tungt utstyr til et fjellanlegg uten adkomsttunnel. Det gamle utstyret var transportert ned til anlegget gjennom en trang montasjesjakt, som var vanlig å bruke på 1950-tallet. I dag er denne byggemåten uaktuell på grunn av problemer med rømningsvei, i tillegg til tungvint montasje.

– Å få transformatorene opp på overflaten og generatorbrytere i fjell, har redusert risikoen for brann i fjellanlegget, påpeker Fossan

Med transformatorer i overflaten ble det lange føringsveier med høy strøm fra generator til transformator. Det ble boret åtte hull, disse ble foret med syrefast stålrør fra fjellanlegget opp til bygget med transformatorer, og det ble montert forsert, redundant luftkjøling i rørene. Kablene i rørene ligger samlet på en måte som får magnetfeltene rundt kablene til å utlikne hverandre, for å minimere induksjonstap.

Suksess i forprosjektet

Prosjektansvarlig Steinar Maalen hos Voith Hydro AS, som har vært totalleverandør, kan bekrefte at prosjektet har vært usedvanlig veldrevet. – Mye av suksessen ligger i det grundige forprosjektet, der leverandørene også var involvert, påpeker han.

Maalen kan fortelle om en byggeperiode der mye av montasjearbeidet var milli- meterarbeid som trengte store fingerferdigheter. Det var svært trangt i rommet for generatorbrytere og kabler.

– Blant annet hadde vi 12 millimeter å gå på når vi skulle plassere høyspentcellene i trafogruva. Vi måtte plukke av sideplatene på cellene, og skyve dem inn samlet, tre og tre. Og de veier et tonn til sammen, sier han.

Temperaturovervåking

Maalen forteller at de brukte Pt-100-elementer for å måle temperaturen på kablene i kabelsjaktene. Dette er temperaturfølere med et element av platina som endrer motstanden med temperaturen. Motstanden er 100 ohm ved null grader celsius.

– Det er kritisk viktig å overvåke temperaturen på disse kablene. Derfor er sjaktene også utstyrt med doble vifter for å sørge for god nok luftkjøling, sier prosjektansvarlig Steinar Maalen I Voith Hydro.

P hD-stipendiat Nils Solheim Smith har gjort modellforsøk i Vassdragslaboratoriet ved NTNU i Trondheim som gir grunn til optimisme.

Ved hjelp av 3D-modellering har han utformet såkalte vinge- murer, eller ledemurer, i plast. Disse er blitt montert på hjørn-er nede på damkonstruksjonen i forsøksmodellen, for eksempel på hjørnet til lukehuset.

Så har han studert hydraulikken i vannet rundt, og påvist at strømningsforholdene i damm-en blir endret med bruk av slike vingemurer av ulikt design, slik at flomkapasiteten i modellen økte med opptil sju prosent.

I sitt prosjekt, InSpillyFish, som gjennomføres i regi av FME-senteret HydroCen i et samarbeid mellom NTNU, SINTEF og NINA, ser Solheim Smith på såkalt inkrementell (trinnvis) økning i flomkapasitet i eksisterende damanlegg, uten å forverre situasjonen for fiskevandring.

Klimaendringer

Bakgrunnen for denne tverrfaglige forskningen er klimaendringene som fører til økt vannføring i elvene, foruten at NVE skjerper kravene til dagens damanlegg i forbindelse med klassifisering, spesielt når det gjelder flomvannføring og vannstand. Mange av anleggene er gamle og blitt utformet uten den kunnskapen vi har i dag om hydraulikk og fiskevandring.

– Typisk utforming av et elvekraftverk er at vi har en dam med fast overløp, og med inntaket og stasjonen ved siden av. Ved høy vassføring og flom skal overløpet fungere slik at du får ledet vannet trygt forbi. Det er denne konstruksjonen, selve flomløpet, jeg ser på, sier Solheim Smith.

Han tok fatt på det treårige PhD-prosjektet i fjor høst, og understreker at det gjenstår en god del forskning før de endelige konklusjonene kan trekkes.

Samarbeid med Vattenfall

Nå ser han frem til å fortsette forsøkene i laboratoriet, men da med en modell som er skalert opp for å kunne gi mer presise resultater. Dagen etter at Energiteknikk var på besøk, skulle Solheim Smith til Sverige for å drøfte samarbeid med et forsk-ningsprosjekt som Vattenfall er i gang med, sammen med universitetet i Luleå. Også dette prosjektet tar for seg flomløp og fiskevandring, men med ulik tilnærming.

I de fleste av dammene er lukehus og pilarer i betong støpt med skarpe hjørner som skaper betydelig skjevstrømning, det vi kaller for kontraksjon, og det blir mye vann som strømmer til side for inntaket. Dette skaper ugunstige forhold for fisken, men gjør også at den effektive lengden på overløpet blir mindre, og dette svekker flomkapasiteten til dammen. I dag vil slike konstruksjoner aldri blitt godkjent.

Finne billigere løsninger

– Med økning på 10-20 prosent i dimensjonerende flomvannføring i elevene som følge av klimaendringene, vil disse problemene bli større. En løsning vil være å bygge nye damanlegg, men dette vil bli svært kostbart, ikke minst fordi kraftverkene vil være ute av drift i lang tid.

Ifølge Solheim Smith vil det bli langt billigere å gjøre noe med konstruksjonene som påvirker strømforholdene i dammen.

– En mulighet er å snitte av hjørnene på for eksempel lukehus, men jeg mener at flomkapasiteten kan økes langt mer, og forholdene for fisken bli mye bedre, ved å montere på ledevinger med riktig geometrisk utforming. For eksempel skal vi nå gjøre forsøk med en spesiell type ellipseformet komponent, med et design lik en bulb som store skip har i baugen for å bryte bølgene best mulig, sier PhD-stipendiaten.