P umpekraft har fått et helt annen fokus hos ledelsen i kraftselskapene etter at krigen i Ukraina og skyhøye priser på gass i Europa sendte kraftprisene til himmels høsten 2021.

Det endret tenkningen omkring hva som kan bli prisene på elektrisk kraft i fremtiden. Nå ser man for seg et betydelig høyere prisnivå, men først og fremst langt større prisvariasjoner, som følge av at det vil bli produsert store mengder uregulert kraft fra sol og vind i Europa.

Dette vil gjøre det lønnsomt, trolig svært lønnsomt, å bygge om vannkraftanlegg for mer effektkjøring og til pumpedrift. Planene om utbygging av 130 TWh offshore vindkraft i Nordsjøen som skal transporteres i kabler til Norge, har også i høy grad satt pumpekraft på kartet.

650 MW fra Røldal-Suldal

Lyse og Hydro Energi har kommet lengst med sine planer om utbygging av pumpekraft. Selskapene har sendt inn konsesjonssøknad til NVE om en omfattende oppgradering av de 60 år gamle kraftverkene i Røldal-Suldal. Dette skal gi 650 MW ny effekt.

Planene omfatter bygging av i alt tre pumpekraftverk, Røldal 2, Novle 2 og Kvanndal 2, utvidelse Suldal 2, samt bygging av Nordmork kraftverk.

–Norge trenger mer kraft, og kraftsystemet trenger mer effekt for å kunne levere strøm når behovet er størst. Opprusting og utvidelse av anleggene i Røldal-Suldal (RSK) kan levere på dette behovet, uten store natur- og miljøinngrep, sier Bjørn Roger Otterdal, som er prosjektdirektør i Lyse og prosjektleder for Røldal-Suldal-utbyggingen.

Bakgrunn for lønnsmhet

Otterdal påpeker at opprustning og utvidelse av RSK-anleggene har som mål å øke samfunnsnytten ved fleksibelt å kunne spille sammen med den store forventede økningen i ikkeregulerbar kapasitet i det norske kraftsystemet, og gjennom mellomlandsforbindelsene.

–Pumping vil kunne utnytte lavpristimene til å legge vann på lager og så kjøre vannet tilbake i de timene hvor det er underskudd av sol og vind. På denne måten vil energi med lav samfunnsnytte, altså i timer med overskudd av sol og vind, og dermed lave priser, kunne konverteres til energi med høy samfunnsnytte ved at den produseres når prisene er tilsvarende høye, sier Otterdal.

Nær beslutning

Hydro Energi er også nær beslutning om bygging av Illvatn pumpekraftverk (se side 15), mens Otra Kraft sammen med Å Energi og Skagarak Kraft planlegger et stort pumpekraftverk i Holen i Setesdalen (s side 14).

Energiteknikk har forespurt Statkraft om deres planer, men fått beskjed om at de ikke vil vil kommentere dette nå. Pumpekraft er ikke nevnt i den omfattende pressemeldingen som selskapet har sendt ut om sine store investeringsplaner.

Her fremgår det at Statkraft skal investere 20-35 milliarder kroner i oppgradering og ombygging av sine norske vannkraftverk og 14-120 milliarder kroner i rehabilitering av dammer og modernisering av eldre kraftverk. Effekten i vannkraftverkene skal økes med 1500-2500 MW.

Tre prosjekter i Sira-Kvina

Kaspar Vereide i Sira-Kina kraftselskap har siden 2016 jobbet med planene om utbygging av pumpekraftverk. Han opplyser til Energiteknikk at det dreiser seg om investeringer på godt over tre milliarder kroner i tre konkrete prosjekter.

Duge pumpekraftverk er det største, med en installert effekt på 200 MW, Tjørhom ligger på 90 MW, mens Roskrepp er planlagt for en ytelse på 50 MW. Av disse er Tjørhom det pumpekraftprosjektet som er mest modent.

Kvalitetssikring

–Vi har kommet langt i planleggingen, men det er ikke søkt om konsesjon for noen av disse prosjektene ennå. Vi ønsker en ny runde med kvalitetssikring, og har tatt et skritt tilbake for å gjøre en grundig vurdering av hvordan pumpekraftverkene vil inngå en helhet sammen med fremtidige reinvesteringer i eksisterende anlegg, og hvordan de vil kjøres sammen med alle kraftverkene i Sira-Kvina, sier Vereide.

–Vi har stor tro på at det vil bli lønnsomt å produsere pumpekraft i fremtidens energisystem, som vil få betydelige innslag av uregulert kraft fra sol og vind. Allerede høsten 2021, da magasinene nærmest ble tomme, så vi klart behovet for å kunne pumpe opp vann og utnytte de store prisvariasjonene i kraftmarkedet, sier Kaspar Vereide.

I siste fase av idestudien spisser Otra Kraft og eierne Å Energi og Skagerak Kraft tre alternativer i det store effekt- og pumpekraftprosjektet i øvre Setesdal (EPØS), der ett eller flere av tre alternativer kan bli aktuelle å realisere.

Prosjektleder Magnus Glomnes antar, med et optimistisk anslag, at et nytt anlegg kan levere store mengder effekt til framtidas kraftsystem fra 2035.

– Jeg tror på at vi kommer i havn med en løsning, men prosessene er noe lange for en ivrig prosjektleder, smiler sivilingeniøren, som er ansatt i Å Energi Vannkraft.

Tre alternativer

Det er Otra Kraft DA som offisielt er hovedutbyggeren. Men dette er et driftsselskap med kun en håndfull ansatte, så det er eierne Å Energi Vannkraft AS og Skagerak Kraft AS som står for det meste av prosjekteringen. Det hele kan koste i området 4–8 milliarder kroner, avhengig av hvilket alternativ de bestemmer seg for.

De tre alternativene som idestudien jobber med nå, er:

1. Nytt pumpekraftaggregat i Holen kraftstasjon i Bykle kommune og bore ny 13 km lang tunnel i parallell med den gamle tunnelen til det eksisterende reguleringsmagasinet Vatnedalsvatn.
2. Nytt pumpekraftaggregat i Holen kraftstasjon i Bykle kommune og bore ny 13 km lang tunnel i parallell med den gamle tunnelen til de eksisterende reguleringsmagasinene Urevatn og Reinevatn.
3. Et nytt, femte effektaggregat i Brokke kraftstasjon i Valle kommune, og bore en ny 3 mil lang tunnel mellom Holen og Brokke. Dette er ikke et pumpeaggregat.

– Det kan bli aktuelt å utvikle bare ett av disse alternativene, eller en kombinasjon av flere av dem. Vi har ikke bestemt oss for størrelse på alternativene ennå, pumpealternativene er spesielt skalerbare. Vi kan for eksempel installere fire pumpekraftaggregater på 250 MW hver i Holen, sier Glomnes.

– Et voldsomt magasin

Magasinet i Vatnedalsvatnet inneholder 1150 millioner kubikkmeter vann. Til sammenlikning inneholder Norges største kraftmagasin, Blåsjø, 3105 millioner kubikkmeter.

– Otra Kraft har tre store magasiner, opplyser Glomnes, og minner om at man må ha to magasiner for å kunne bygge pumpekraft.

Dersom vannveier og pumpeaggregater designes til 1000 MW, og med høyeste vannstand i Vatnedalsvatnet og nederste vannstand i Bossvatnet som ligger nedenfor Holen, vil systemet ha en utholdenhet på rundt 10 dager. Dette kan balansere ubalanser fra ny fornybar kraft, kabelimport/-eksport og forbruk.

Stor variasjon i fallhøyde

Glomnes forteller at de to viktigste teknologiske utfordringene før de kan realisere prosjektet, er knyttet til den store fallhøydevariasjonen og nytteverdien av turtallsstyring.

– For Holen-løsningen fra høyeste regulerte vannstand i Vatnedalsvatnet til laveste regulerte vannstand i Bossvatn, som ligger nedenfor Holen, blir det betydelig variasjon i fallhøyden. Det gjør det svært utfordrende å designe pumpeaggregatet uten turtallstyring. Det kan til og med bli aktuelt å separere pumpe- og turbinfunksjonen, sier han.

Vatnedalsvatnet har en total reguleringshøyde på 140 meter, og Botsvatn 56 meter. Resulterende fallhøydevariasjon fra 345 til 149 meter utfordrer designen av en reversibel pumpeturbin. Det er flere alternativer som berører både teknikk og lønnsomhet, og dette betegner Glomnes som svært spennende og utfordrende.

– Det handler også om å samkjøre med tilsigshåndteringen. Det kan begrense hvor mye av reguleringsvolumene vi kan bruke i et pumpealternativ, sier han.

Balansemarkedet

Turtallsstyring er aktuelt for å håndtere fallhøydevariasjonen. Det gir også ekstra muligheter i balansemarkedet.

– Da kan man variere turtallet på aggregatet, både i pumpe og turbindrift, og være kvalifiserte til alle produkter i balansemarkedene, sier han.

– Vi kan ha dobbelt asynkron matning, altså magnetiseringen pluss minus ti prosent på turtall. Det kan være hendig. Men vi lurer på om det ikke er nok. Vi kan gå over til full turtallsstyring og ha kraftelektronikk på hele effektleveransen. Det er det ingen som har gjort tidligere på noe særlig større enn hundre megawatt, og da med kortere vannvei og «hissigere» aggregater. For Otra Kraft er timer og dager viktigere enn minutter og sekunder, sier Glomnes.

K onsesjonen har ligget klar siden april 2020. – Vi jobber intenst med utviklingen av prosjektet akkurat nå, sier prosjektleder Eve Cathrin Walseth hos Hydro Energi AS til Energiteknikk.

Hydros hensikt med å bygge pumpekraftverket er å redusere mengden vann som går utenom kraftverkene i tilknytning til Fortun-reguleringen i perioder med flom, slik at vannet heller kan utnyttes til vinterproduksjon. Illvatn pumpekraftverk vil produsere 113 GWh/år, i all hovedsak vinterkraft.

Illvatn pumpekraftstasjon i Luster kommune i Sogn vil da få et aggregat med maksimal ytelse 48 MW i turbindrift og 39 MW i pumpedrift. Siden det er en helt ny pumpekraftstasjon, og ikke en ombygget kraftstasjon, kan Hydro utforme både stasjonen og pumpeturbinaggregatet helt optimalt fra bunnen av.

Pumpeturbinen vil være mer dykket enn en tilsvarende Francisturbin, for å sikre optimale forhold i både turbin og pumpedrift.

Pumpekraftstasjonen får en 8,5 kilometer lang tunnel opp til Illvatn. Reguleringshøyden varierer mellom 292–364 meter, avhengig av vannstanden i Illvatn og det nedre magasinet Fivlemyr. Innholdet i Illvatn mellom HRV og LRV (høyeste og laveste regulerte vannstand) er cirka 140 millioner kubikkmeter, som kan slippes nedover tilløpstunnelen med opptil 15 kubikkmeter per sekund. Utløpstunnelen vil bli rundt 800 m lang, og ført ut på det dypeste området i Fivlemyrmagasinet.

– Illvatn er det største magasinet i Hydros Fortun-system. Vi har ikke regnet ferdig alle detaljene ennå, så vi kan ikke si noe om hvor lenge vi kan holde produksjonen i gang fra et fullt øvre magasin ennå. Men vi snakker om mange, mange timer, sier Walseth.

Illvatn er allerede i dag regulert med en reguleringshøyde på 15 meter, tilknyttet Herva kraftverk (33 MW).

N orske dammer skal være svært sikre, selv etter at regulantene har endret kjøremønster fra langsom nedtapping og oppfylling, til hyppigere og raskere opp- og nedregulering for å balansere ny, lite regulerbar kraft fra sol og vind.

Men et tøffere kjøremønster øker slitasjen og aldringsprosessene i dammene. Forskere peker på at gårsdagens kunnskaper ikke lenger er fullt ut tilstrekkelig for å opprettholde det høye nivået på damsikkerheten.

I juli 2023 skrev Energiteknikks nettavis at NVE ba om ekstra midler i årets budsjett. Det har de fått, og rundt 20 av 100 nye stillinger er innenfor tilsyns- og beredskapsmiljøet. Direktør Kristian Markegård sier til Energiteknikk at de ikke har landet på hvor mange av disse som skal jobbe konkret med damsikkerhet.

– Vi skal ha en dialog med bransjen for å få innspill og ønsker for hvordan vi skal revidere forskriften. Det vil vi gjøre før sommeren. Så vil vi bruke høsten til å sy dette sammen, sier han.

Han sier at forskriften ikke blir endret i år eller neppe neste år heller. – Dette er et omfattende arbeid. Det er også et behov for en oppdatering av veilederne, det har vi ikke vært i stand til å prioritere de siste årene.

Markegård understreker at dagens dammer holder et høyt sikkerhetsnivå.

– Krav til jevnlige revurderinger og eiernes egne tilsyn vil fange opp avvik og fortsatt gi sikre dammer. Det er imidlertid viktig at vi kontinuerlig jobber for bedre å forstå påvirkningen på dammer, både fra endret bruk og klimaendringer, og at vi åpner for å ta ny kunnskap i bruk på en sikker måte.

Markegård legger til at de også planlegger å etablere et forskningsprosjekt, der temaet er hvordan man kontrollerer overløpet for å gi en tilstrekkelig kapasitet for å ta unna de flommene man ser framover, og hvordan man skal sikre det på eksisterende og nye dammer.

Dameksperter har tidligere varslet at spesielt fyllingsdammer kan påvirkes negativt av effektkjøringen, ved at aldringsprosessen på dammene kan øke drastisk.

Dette skyldes poretrykket. Det vil si at vannet som naturlig finner veien inn i steinfyllingene, vil vaske ut sedimenter etter hvert som vannstanden i magasinet øker og synker. Dermed kan en aldringsprosess som i tidligere beregninger kunne ta flere tiår, nå øke hastigheten til bare få år.

Dette har hittil kun vært teori, som bransjen nå ønsker å få undersøkt nøyere. – Vi har spilt inn et ønske om å belyse dette i et eget forskningsprosjekt i HydroCen eller etterfølgeren, sier vassdragsteknisk ansvarlig Oddmund Brevik hos Hafslund Eco.

– Vi tror dette er et fenomen som kan være gjeldende for de små fyllingsdammene framfor de store. Hvis fyllingsdammen ikke er dimensjonert og kontrollert for større og flere svingninger i nivået, og dermed vanntrykket, kan det oppstå ustabilitet. Så dette er et veldig aktuelt tema å ta opp, sier Brevik.

Markegård hos NVE peker på at vi har flere tusen damanlegg i Norge, av disse er det sikkert flere hundre fyllingsdammer.

– Vi anser ikke situasjonen for noe i nærheten av prekær, men vil skaffe oss et enda bedre kunnskapsgrunnlag for framtidige vurderinger. Derfor ønsker vi bransjens initiativ til dette forskningsprosjektet velkommen, sier han.

Doktorgradsstudent Geir Helge Kiplesund ved NTNU skal levere doktorgraden om damsikkerheten ved fyllingsdammer i løpet av året. Han forteller at effektkjøring og poretrykk har blitt et hett tema innenfor damsikkerheten.

– Vi må finne ut hvor stort dette problemet egentlig er. Med hyppigere svingninger i magasinet, får man bråere poretrykksendringer i støttefyllingen. Og når det blir flere start-stoppsykluser, får man samme belastning på ett år som man tidligere fikk på kanskje flere tiår, sier Kiplesund.

D ette er den spennende, men så ambisiøse, målsettingen for prosjektoppgaven til masterstudent Ingrid Hals på Institutt for energi- og prosessteknikk ved NTNU i Trondheim.

Hun har så langt samlet vinddata basert på året 2019 for de områdene som er planlagt for offshoreutbygging, utenfor Utsira og sørlige Nordsjøen, og gjort beregninger av hvor mye en vindmølle kan gi av effekt og produksjon.

Utgangspunktet er en fremtidig produksjon på 130 TWh fra offshore vind. All denne kraften skal til Norge via kabler, ifølge de politiske føringene som er gitt.

Hennes oppgave går blant annet ut på å finne et driftsmønster for vindkraftverkene.

–Vindkraften vil være uforutsigbar, i perioder blir det ikke produsert energi. Det innebærer at det norske vannkraftsystemet vil måtte balansere energiforbruk og energiproduksjon, noe som gjør at det må installeres betydelig mer effekt i eksisterende vannkraftverk, sier Hals.

Basert på et driftsmønster for vindparkene, skal hun finne ut hvilket effektbehov som norske vannkraftverk skal kunne møte den betydelige vindkraftproduksjonen med.

En viktig del av oppgaven blir å velge hvilke vannkraftverk som skal oppgraderes med mer effekt, og hvor det det bør installeres pumpeturbiner, for å kunne innpasse de svære mengdene offshore vindkraft i det fremtidige norske kraftsystemet.

–Et slik scenario er det snakk om å doble effekten til vannkraftsystemet. Jeg vil starte med å se på kraftverk over 100 MW, og undersøke konsekvensene av en slik betydelig effektøkning, også for reservoarene og vannveiene.

–Dette fremstår jo som en nokså teoretisk øvelse. Masteroppgaven skal skissere et mulighetsrom. Hvis det da finnes en slik mulighet. Vi snakker her om en betydelig omlegging av vårt vannkraftsystem, til store kostnader, og mange faktorer spiller inn for at dette skal være mulig å gjennomføre, sier Ingrid Hals.

E tter at Energiteknikk sist omtalte PhD-prosjektet til Nils Solheim Smith på Vassdragslaboratoriet ved NTNU i Trondheim for ett år siden, har det skjedd betydelige fremskritt i forskningen for å endre strømningsforholdene ved elvekraftverk, slik at man kan unngå kostbare ombygginger av damanlegg og store tap som følge av nedetid.

Ved hjelp av 3D-modellering har Solheim Smith utformet såkalte vingemurer, eller ledemurer, i plast. Disse er blitt montert på hjørner nede på damkonstruksjonen i forsøksmodellene, f. eks på hjørnet til lukehuset.

Han har så studert hvordan disse ledemurene, med ulik utforming, kan endre strømforholdene i flomløpet, slik at belastningen på damkonstruksjonen blir mindre, samtidig som fisk kan ledes bort fra inntak og unngå å komme inn i turbinene.

PhD-arbeidet til Solheim Smith er en del av forskningsprosjektet InSpillyFish som gjennomføres i regi av FMEsenteret HydroCen ved NTNU i samarbeid med NINA.

–Det siste året har vi oppskalert forsøkene her i Vassdragslaboratoriet ved å bruke større og bredere renne. Oppskalering av modellene i svært viktig for å kunne oppnå mer presise resultater fra en type forskning der vi må forholde oss til komplekse strømningsforhold i vann, påpeker Solheim Smith.

I tillegg har han gjennomført modellforsøk i vassdragslaboratoriet til Vattenfall i Älvkarleby i Sverige. NTNU samarbeider med Luleå Tekniske Universitet (LTU) og Vattenfall om et forskningsprosjekt som også tar for seg flomløp og komplekse strømningsforhold, men med en annen tilnærming.

I laboratoriet til Vattenfalll er det en forsøksrenne med en demning som simulerer et noe større magasin, foruten at renna har en buet konstruksjonen som forårsaker kraftige skjevstrømning i vannet du ikke får i den rektangulære forsøksrenna i Trondheim.

Solheim Smith hadde med seg sine ledevinger fra Trondheim, og monterte disse i renna. Han fikk gjort en rekke forsøk som har bidratt positivt til forskningen. – Løsningen min er blitt mer robust og anvendbar, ved at det er gjort store steg fra laboratoriet og over mot virkeligheten, sier han.

Bakgrunnen for den tverrfaglige forskningen i InSpillyFish- prosjektet er klimaendringene, som fører til økt vannføring i elvene, foruten at NVE har varslet strengere krav til dagens damanlegg i forbindelse med klassifisering, spesielt når det gjelder flomvannføring og vannstand. Mange av anleggene er gamle og blitt utformet uten dagens kunnskap 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 legger til at mange eldre anlegg har lukehus og pilarer i støpt betong, med skarpe kanter som skaper betydelig skjevstrømming i vannet, det vi kaller kontraksjon. Dette skaper ugunstige forhold for fisken, men gjør også at lengden på overløpet blir mindre, slik at flomkapasiteten til anlegget blir svekket. I dag vil slike konstruksjoner aldri bli godkjent.

–I modellforsøkene har vi altså sett på mulighetene for å redusere kontraksjonen i vannet ved å montere ulike ledemurer, altså endre konstruksjonen. Da må vi forstå effekten og tapet som oppstår i det konkrete tilfellet, avhengig av strømningsforholdene og hvor kontraksjonen oppstår.

Jeg gikk rett på en spesifikk løsning ved å bruke ledevinger, men innså etter hvert behovet for å forstå selve problemet bedre, altså hva som påvirker overløpskapasiteten. Dette er en mer akademisk - og ganske krevende - øvelse, men viktig for å kunne forstå hvor flaskehalsene finnes og hvilke muligheter det er for å gjøre forbedringer.

Solheim Smith legger til at han er svært godt fornøyd med at forskningen har gitt en økning på 8 prosent i flomløpskapasiteten. Det er ganske mye, spesielt sett i lys av å unngå store og dyre ombygginger.

En ombygging vil bli kostbart, i tillegg kommer det betydelige produksjonstapet som følge av lang nedetid på kraftverket. Han mener at det er store summer å spare for kraftverkseiere ved å kunne velge slike enkle løsninger for å øke flomkapasiteten til eksisterende anlegg.

Storflommen Hans på Østlandet i august har gjort forskningen til Solheim Smith enda mer relevant.

De dagene flommen var på sitt verste i Drammensvassdraget, var han til stede på Hellefoss, Embretsfoss og andre berørte kraftverk for å observere de kraftige strømmene som belastet demningene.

Solheim Smith samarbeidet med dronepiloten til Å Energi for å ta bilder og filme de strie strømningene ved kraftverkene, blant annet for å ta punktmålinger av hastigheten til vannet. Han hadde også fått laget såkalte disker som ble kastet ut i vannet for å bli filmet av dronen.

– Under slike spesielle forhold er det ikke lett å kunne lykkes med slike tester, men jeg fikk gjort mange interessante observasjoner av de kraftige vannstrømmene.

Det var en stor opplevelse å få lov til å komme til anleggene og føle på de enorme kreftene på nært hold. Du opplever slike vannmengder kanskje bare en gang i løpet av karrieren.

Solheim Smith legger til at var faglig svært spennende å se hvordan strømningsforholdene rundt damkonstruksjonen endret seg ved så svære vannmengder i vassdraget. – Det dukker opp fenomener som tidligere er blitt oversett, blant annet stående bølger som oppstår når vannet kommer i sving rundt damkonstruksjonen, sier Solheim Smith.

Solheim Smith regner med å bli ferdig med sitt doktorgradsarbeid og disputere til sommeren neste år. Den nærmeste tiden skal han bruke for å bearbeide resultatene fra laboratorieforsøkene før selve skrivingen av avhandlingen tar til.

D e fleste av dagens kraftverk er ikke teknisk utrustet eller har tilstrekkelig finjusterte vannveier til å kunne levere systemtjenester til Statnetts markeder for frekvensreserver (FCR). I januar i år offentliggjorde de nordiske, systemansvarlige nettselskapene (TSOene) kravene som produsentene må oppfylle for å kunne kvalifisere seg til slike leveranser.

Nå viser det seg at turbinregulatorer som er mer enn et par år gamle, ikke tilfredsstiller kravene. Produsentene må også gjøre omfattende analyser av vannveiene for å oppnå de strenge kravene. De har fortsatt litt tid på seg, TSO-ene har satt 31. desember 2027 som siste frist for å kunne oppfylle kravene i sin helhet.

En bakgrunn for at Statnett har skjerpet kravene til leverandører av systemtjenester, spesielt til de nye FCR-markedene, er at de ønsker å luke ut suboptimale leveranser av primærreserver. Dersom disse leveransene er for trege, risikerer man harmoniske svingninger i nettet som i ytterste konsekvens kan føre til utfall. Dette blir spesielt viktig i et framtidig nett med større andel uregulerbar produksjon.

Derfor må alle landets kraftprodusenter som ønsker å levere systemtjenester til FCRmarkedene, teste sine anlegg, og sannsynligvis oppgradere eller bytte ut turbinregulatorene. De må også analysere vannveiene, for å kunne finstille regulatorene til deres fulle potensial. Det vil høyst trolig også være anlegg som ikke kan kvalifiseres uten større tiltak.

Landets største kraftselskap Statkraft er den første produsenten i Norge som har satt i gang et internt prosjekt for å teste ut hvordan deres anlegg responderer på de nye kravene for å delta i FCR-markedet. Prosjektet inkluderer også leverandører av turbinregulatorer og vannveisanalyser.

– Hovedjobben vår er omfattende vannveianalyse, sier produksjonssjef Stine Sannæss hos Statkraft til Energiteknikk.

– Både turbinene, reguleringssystemene og selve vannveiene inngår i våre analyser. Det vi må finne ut først, er hvilke anlegg som må oppgraderes for å kunne levere tjenester etter Statnetts nye og strengere krav til frekvensmarkedene, sier hun.

Sannæss forteller at Statkraft er motivert av at de som en ledende produsent i Norden bidrar til å utvikle vannkraften i tråd med dagens og framtidas behov for fleksibilitet.

– Vi ønsker å delta i markedene som gir verdiskapning. Dette er en inntektsstrøm vi vil forsvare, understreker hun.

Rådgiver Bjarke Dalsgaard Justesen hos Multiconsult AS bistår Statkraft i prosjektet. Han forteller at det nye FCR-markedet hos Statnett vil operere på tre forskjellige moduser, med ulike parametere. Hver modus er en separat tjeneste med eget marked.

– Disse modusene finnes ikke i eksisterende turbinregulatorer. Statnett har dessuten satt opp stramme krav både når det gjelder presisjon og responstid, sier han.

Verken Justesen eller Sannæss vil fortelle hvor mange eller hvilke anlegg Statkraft tester dette ut på nå.

– Vårt mål er å få testet de første anleggene i løpet av året, men ikke nødvendigvis å kvalifisere dem i år. Dette er en omfattende prosess, sier Sannæss.

Den analysejobben på vannveiene som Statkraft nå er først ute med å gjennomføre i Norge, kan ikke uten videre blåkopieres til andre anlegg.

– Hvert enkelt vannkraftanlegg er skreddersøm, spesialtilpasset vannmengde, trykk, døgn- og sesongvariasjoner og mange andre forskjellige parametere. Derfor må også Statkraft gjennomføre samme analyse på hvert enkelt av sine anlegg. Men vi opparbeider oss, sammen med leverandørene, en erfaring i dette som det kan være nyttig for andre kraftprodusenter også, understreker Justesen.

Det er tre dominerende leverandører av turbinregulatorer på det norske markedet: Aker Solutions (Hydrotrol), Voith (HyCon S7-1500) og Andritz (Hipase). De nyeste versjonene av de tre regulatorene kom på markedet for fire-fem år siden, og skal møte alle Statnetts nye krav til frekvensmarkedene.

Kjeld Fjeldberg er prosjektingeniør for turbinregulatorer hos Aker Solutions, og han forteller til Energiteknikk at de allerede i to år har vært i prosess med Statnett for å tilpasse deres produkter til de nye kravene.

– Utfordringen er de mange vannkraftaggregatene fra før 2018, som nå har turbinregulatorer som må oppgraderes eller byttes ut. Vi har fått en del henvendelser fra kraftprodusenter som trenger hjelp til å oppgradere sine anlegg. Vi deltar nå aktivt i Statkrafts analyse av egne anlegg, som de første i landet.

Han påpeker at det kan bli kø av oppdrag dersom mange av kraftprodusentene drøyer for lenge oppunder fristen i 2027 med å analysere sine egne anlegg.

– Vi vurderer nå behovet for å styrke våre ressurser, enten internt i selskapet eller ved nyansettelser, for å håndtere et skred av oppdrag. Vi har egentlig bare tida og veien før Statnetts frist utløpet, påpeker han.

Også hos Voith er de i full sving med å forberede seg på en oppgradering eller utskiftning av eldre turbinregulatorer. Produktsjef Geir Småøien forteller at deres nyeste turbinregulator, HyCon S7-1500, ble lansert i 2020, og den er kompatibel med markedets nyeste krav.

– For turbinregulatorene levert før 2020 av typen 6GB94 basert på Simatic S7-300/400, vil det være nødvendig å oppgradere den elektroniske turbinregulatoren for å oppfylle de nye kravene, forteller han.

Salgs- og produktansvarlig Uwe Krawinkel hos Andritz skriver i en e-post til Energiteknikk at en utskiftning av eldre turbinregulatorer kan bli omfattende.

– Det kreves flere hundrevis av ingeniørtimer med analyser, selve oppgraderingen, dokumentasjon og test på anlegg. Økonomisk sett er det mer hensiktsmessig å bytte hardware til vår nye Hipase-plattform enn å oppgradere gamle turbinregulatorer, skriver Krawinkel.

P rofessor Ole Gunnar Dahlhaug har stått sentralt i dette arbeidet. Høsten 2003 reiste han med familien til Kathmandu til ett års opphold for bygge opp utdanning av vannkraftingeniører på universitet.

I fjor høst kom han hjem etter å ha vært der nok et år, denne gangen for å sette i gang forskning og etablere PhDutdanning ved universitetet for et trettitalls studenter.

I disse tjue årene har det vært utstrakt samarbeid mellom NTNU og Kathmandu University. Et stort antall studenter fra Nepal har tatt sin mastergrad på Vannkraftlaboratoriet, og arbeider i dag som ingeniører og ledere i kraftselskap i hjemlandet.

I tillegg er det blitt utdannet flere med PhD-grad i Trondheim, og de utgjør i dag en vesentlig del av forskningsog undervisningsmiljøet ved Kathmandu University. Den første PhD-studenten som Dahlhaug var veileder for, Hari Neopane, er i dag professor ved universitet.

Men båndet mellom Norge og Nepal, et av verdens fattigste land, strekker seg enda lengre tilbake i tid. I 1958 kom ingeniøren og misjonæren Odd Hoftun til det daværende buddhistiske kongedømmet, utsendt av Tibetmisjonen. Men de fikk ikke lov til å drive misjonsvirksomhet, og bestemte seg i stedet for å sende ingeniører. Under Toftuns ledelse ble det bygget sykehus, skoler og infrastruktur. Landet fikk også sitt første vannkraftverk, fra et gammelt kraftverk i Norge. I sine 38 år i Nepal var Hoftun spesielt opptatt av å bygge vannkraftverk.

Også rektor ved daværende NTH, Inge Johansen, har spilt en sentral rolle i denne spesielle historien. Han ble kontaktet av professor Suresh Sharma som tok initiativet til etableringen av Kathmandu University i 1991. Inge Johansen var behjelpelig med å sette i gang utdanningen av ingeniører, med bistand fra flere professorer ved NTH. I 2002 tok Johansen kontakt med Dalhaug for å høre om han kunne ville dra over til Napal for å å bygge opp ingeniørstudiet innen vannkraft, med støtte fra Norad.

–På dette tidspunktet hadde vi en nepalsk student på Vannkraftlaboratoriet, Bhola Thapa, som jeg var blitt kjent med. Han ble med over og viste oss til rette i Kathmandu. Thapa er i dag rektor ved universitetet.

Vi startet arbeidet med på planlegge byggingen av forskning infrastruktur og det som skulle bli Turbin Testing Laboratory. Laboratoriet sto ferdig i 2011, med finansering fra Kathmandu University, Norad og UD, og det er i dag fullt på høyde med vårt eget, spesielt når det gjelder modellforsøk innenfor sedimenterrosjon.

–Sand og andre sedimenter i vannveien er et betydelig problem for kraftverkene i Nepal, og fører til enorm slitasje på løpehjulene, så det var naturlig å starte med å bygge opp forskningen på dette området.

Når det gelder forskningen på sanderosjon, som også er blitt et tiltagende problem i Norge, er det i dag vi som kan lære av dem. Samarbeidet med forskerne i Kathmandu har etter hvert bidratt til at vi i stor grad er blitt faglig likeverdige, sier Dahlhaug.

Første gangen tok Dahlhaug med seg hele familien. De bodde i en liten leilighet i den bedre delen av Kathmandu. –Vi hadde alt at vi trengte, men huset manglet isolasjon. Jeg har aldri frosset så mye i mitt liv, minnes han.

I disse tjue årene har Dahlhaug hatt tett samarbeid med universitetet, og vært på besøk hvert år. Da han fikk muligheten til et sabbatsår, ble trangen stor for å gjøre et nytt opphold i Nepal. Barna var blitt voksne, og denne gangen var det han og kona som dro av gårde på den lange reisen.

De bodde utenfor hovedstaden Kathmandu, over tre mil fra universitetet. –I løpet av disse tjue har byen vokst til over tre millioner innbyggere, og trafikken er blitt enormt. Jeg skaffet meg en motorsykkel for å komme raskt til og fra jobb, med bil eller buss kunne det ta flere timer. Kathmandu er for øvrig blitt sterkt preget av vestlig utvikling, i dag finner du kafeer og restauranter over alt i byen.

–Men på mange måter er det å komme til Nepal som å reise tilbake til en annen tidsalder. Det er store kulturforskjeller. Nepaleserne møter deg med vennlighet, og det er trygt å være der, vi har aldri følt oss truet. Men det ligger dypt i kulturen at folk har svært stor respekt for autoriteter, de opptrer underdanig og er redd for å gjøre feil og innrømme det. Dette var rart for oss å oppleve.

Det bor om lag tretti nordmenn i Kathmandu i dag, og mange jobber ved ambassaden. Mye av det sosiale ble dekket gjennom kontakt med dem, ofte med fredagspilsen som ukas høydepunkt, forteller Dahlhaug.

–Jeg føler meg hjemme når jeg kommer til Nepal, selv om svært mye er fremmedartet og annerledes. Nepal er et u-land, med store økonomiske ulikheter, spesielt mellom folk i byene og på landsbygda.

Dalhaug har et brennende engasjement for Nepal, men er fortvilet over hvor lite han som enkeltperson kan gjøre i forhold til de store utfordringene landet og folket står i.

–Samfunnet er gjennomsyret av omfattende korrupsjon. Det har svært uheldige konsekvenser for det fattige landet. Du må ofte ut med svære beløp i bestikkelser for å få offentlige stillinger, dette gjelder også for kraftbransjen.

–Mange unge har skaffet seg høyere utdanning, men en stor del av dem har forlatt Nepal, og selv om utdanningsnivået er på høyde med vårt, velger stadig flere unge å dra til andre land for å utdanne seg og få jobb der, uten å vende tilbake. Det er urovekkende, og frustrerende å være vitne til.

Korrupsjonen gjør også at vestlige selskaper vegrer seg for å investere i Nepal, blant andre Statkraft. Scenen er i stor grad er overlatt til investorer fra nabolandene India og Kina som er opptatt av å få tilgang på mineraler og energi.

Nepal har et vannkraftpotensial på godt over 43 GW, men bare 10 % av dette er bygget ut. Ikke minst India og Kina har sett mulighetene, og de bygger som bare det.

Ole Gunnar Dalhaug ønsker at også Norge, representert ved Norad, kommer langt sterkere på banen ved å satse langsiktig og målrettet for å bidra til utviklingen av Nepal som vannkraftnasjon og samfunn.

-J eg håper virkelig at dambyggere vender tilbake til praksisen med å låse steinfyllingsdammer med tåstein og fotgrøft igjen, sier doktorgradsstipendiat Geir Helge Kiplesund til Energiteknikk.

Dette er et av flere resultater som kommer fram i doktorgradsavhandlingen hans om analyse av hendelsesforløp ved dambrudd i fyllingsdammer, som han etter planen kommer til å fullføre i løpet av året.

– Det har lenge vært kjent at damtåa er svært viktig for stabiliteten til fyllingsdammer, men det virker som man over tid har gått vekk fra prinsippet med fotgrøft som sikring til en gravitasjonsmetode. Da baserer man seg på store steiner nederst i fyllingen som er så tunge at de ikke skal flytte seg, selv ved moderate overløp. Men nå virker det som at NVE har tatt dette inn over seg, og retter mer fokus på bedre sikring av tåsteinene, sier Kiplesund.

Han er rask til å understreke at dette ikke betyr at dagens steinfyllingsdammer ikke er sikre nok.

– Vi snakker om hva som kan skje ved ekstreme hendelser med voldsomme overløp, påpeker han.

Kiplesund sier at han ikke er den første til å trekke fram tåsteinens betydning i damkonstruksjoner. På NTNU bygger de stein på stein, både bokstavelig og billedlig talt. Ganesh Ravindra, som forsvarte sin doktorgrad i 2020, arbeidet mye med denne problematikken, og denne forskningen bygget igjen på arbeidet til Priska Hiller, som forsvarte sin doktorgrad i 2017.

Kiplesund har sammen med postdoktor Théo Dezert og professor Fjóla Sigtryggsdóttir sammenstilt forskningen på plastring og damtå i en vitenskapelig artikkel. Plastring er det ytterste laget av stein i dammen, som settes sammen slik at dammen ikke faller sammen under sin egen vekt og hindrer at strømmende vann graver ut massene under. Damtåa er de nederste steinene, som arrangeres på en ekstra sikker måte.

– Vi har blant annet demonstrert hvordan en fyllingsdam tåler minst tre ganger kraftigere overtopping dersom tåsteiner og fotgrøfter er godt sikret og utført. Dammen får en helt annen bruddmekanisme og tåler mye mer, sier han.

Men tåsteiner og fotgrøfter har ikke hovedfokus i Kiplesunds doktorarbeid. I sin doktorgrad har han bygget fysiske modeller i vassdragslaboratoriet på NTNU som har blitt utsatt for ekstreme vannføringer, den påfølgende bruddprosessen har han så observert og sammenlignet med ulike regnemetoder.

Kiplesund har sett på selve bruddutviklingen dersom det skulle gå så galt at en dam ryker på grunn av for høy overtopping, og hva det har å si at dammen plastres. Resultatene kan bidra til et grunnlag for modellering av dambrudd på fyllingsdammer med plastring.

Geir Helge Kiplesund bygger opp en modell av en fyllingsdam i laboratoriet. Foto: Juliet Landrø/NINA

– Vi har noen metoder for å regne på hvordan dammene bryter, disse ligger til grunn for beregningene av dambruddsbølger. Det er dette som gir oss oversvømmelseskartene som brukes ved evakuering dersom det er fare for dambrudd.

Vi vet at å plastre dammene gjør noe med bruddutviklingen. Men formlene som har vært tilgjengelig, har vært basert på historiske data, og det har vært svært få brudd i steinfyllingsdammer, spesielt ikke de med plastring. Dermed er det ingen av de statistiske modellene som finnes som gir meningsfulle resultater. Modellene er ikke i nærheten av å gi et riktig bilde på hvor fort et dambrudd i en slik dam kan utvikle seg, sier Kiplesund.

Han forteller at det finnes noen mer avanserte modeller som kunne fungert, men NVE vurderte ikke dette som aktuelt. Retningslinjer for dambruddsbølgeberegninger ble skrevet i 2009.

– Nå har utviklingen gått videre. Modellene har blitt mye bedre. Hvis jeg får tid, vil jeg se på de mer avanserte modellene. Da kan vi kanskje komme nærmere en realistisk beskrivelse av et dambrudd i en steinfyllingsdam med plastring. Det er ikke et så stort prosjekt, som jeg håper NVE vil ta tak i.

Han sier at det gjenstår en del arbeid før de kan gi konkrete anbefalinger for hvordan man kan beregne slike dammer.

– Det vi gjør i dag, fungerer ikke som et realistisk grunnlag for utarbeidelse av flomsoner og evakueringskart. Det bør vi få gjort noe med, sier Kiplesund.

Kiplesund er til daglig ansatt som faggruppeleder i Multiconsult med et overordnet ansvar for hydrologi.

-V i venter i spenning, sier Liv Randi Hultgreen, leder for FME-senteret HydroCen. En internasjonal evalueringskomite gjennomgår søknadene om nye sentre og gir sine karakterer. Så skal Forskningsrådet treffe sin beslutning.

Hultgreen peker på at Hydro- Cen kan vise til solide resultater siden starten i 2016, og sørget for at Norge er på verdenstoppen med sin vannkraftforskning. Dessuten har NTNU levert en meget gjennomarbeidet søknad sammen med NHH, NINA og SINTEF Energi.

–Men det er mye som skjer på fornybarområdet for tiden, konkurrensen om de offentlige forskningsmidlene er beinhard, og Forskningsrådet må prioritere. Så vi trenger nok toppkarakter.

Hultgreen bedyrer at det nye FME-senteret RenewHydro ikke vil bli noe kopi av HydroCen. Forskningsrådet stiller klare krav om fornyelse.

–I søknaden har vi med en videreføring av forskningen innenfor de tradisjonelle områdene, som turbiner, generatorer, vannveier og miljødesign. Men vi går bort fra dagens disiplinorienterte arbeidspakker og over mot tverrfaglige programmer.

Det vi må lykkes bedre med i et nytt senter, er at vi ikke lenger kan se på vannkraftforskningen stykkevis og delt, slik vi har slitt med, men at forskningen må skje i et samvirke med andre fagområder.

Helhetlig og flerfaglig forskning vil være stikkord for det nye FME-senteret RenewHydro, understreker Hultgreen.

Hun viser til at PhD-studentene må ha stor faglig dybde for å sin doktorgrad godkjent, og at dette kan være vanskelig å kombinere med kravet om større tverrfaglighet i forskningen.

Men i det nye senteret vil det bli etablert team av forskere som jobber flerfaglig, med bredere og mer overordnede problemstillinger, selv om de vil bestå av ulike PhD-studenter som går i dybden på sine fagområder. Poenget er at de samlet sett, og sammen med forskere fra instituttsektoren, jobber i forhold til de røde linjene for å bidra til å løse de større tingene, sier Hultgreen.

–På papiret ser dette enkelt ut, men det er det ikke. Vi sitter i hver vår organisasjon og kultur. Men alle er innstilt på å prøve og få dette til. Jeg tror vi skal klare det, men vi blir nødt til å kjøre veldig målrettet og stramt når vi setter opp strukturen på dette, sier hun.

Hultgreen tror en slik flerfaglig og helhetlig tilnærming vil gjøre vannkraftforskningen mer interessant og utfordrende for det vi kaller de beste hodene, og bidra til å bedre rekruttering av både studenter og forskere til sektoren.

Dersom FME RenewHydro får støtte fra Forskningsrådet, vil vannkraftforskningen bli supplert med relaterte tema innen samfunn og økonomi, blant annet gjennom samarbeid med Handelshøyskolen i Bergen og NMBU på Ås.

–Så vil vi ha et større fokus på hvordan klimaendringene, med endret nedbør og tilsig i vassdragene, vil påvirke vannkraften. Men også hvordan vannkraftsektoren kan bidra for å dempe flom. Storflommen Hans i august i fjor fikk nok åpnet øyene hos mange.

Men vi skal ikke være klimaforskere, vi skal samarbeide med dem.

–Hva kan du kort si om resultater fra forskningen i regi av HydroCen?

–Vi skal kjøre videre ut 2024, men kan nå slå fast at senteret i disse årene har produsert masse god forskning på de tingene vi har sagt vi skal levere på. HydroCen er blitt et viktig møtepunkt for all vannkraftrelatert forskning og for samarbeid mellom ulike forskningsmiljøer.

Vi har også i stor grad lykkes med å lede og delta i assosierte prosjekter i regi av EU og Forskningsrådet. HydroCen har lagt til rette for møteplasser som har resultert i mange gode prosjektideer og mye engasjement fra bedriftene i bransjen.

Så er vi svært godt fornøyd med at vi har levert på kunnskap og kompetanse. Så langt er det blitt 35 PhD- og Postdocgrader, noe som tilsvarer over hundre forsker-årsverk. Dessuten kan vi notere oss over 400 mastergrader innenfor vannkraft som er knyttet til virksomheten i HydroCen, sier senterleder Liv Randi Hultgreen.

F eios kraftverk bygges for en årsproduksjon på nærmere hundre GWh, det største i sitt slag i Norge, med byggestart i 2023.

–Det er positivt og utfordrende å få være med på et så stort og viktig kraftutbyggingsprosjekt her i Sogn, og ikke minst være del av et konsern som våger å satse på denne måten, sier teknisk prosjektleder Bernt Erlend Fridell i Sognekraft til Energiteknikk.

Fridell kan videre opplyse at prosjektfremdriften er i rute med planverket. Om det arbeidet som for tiden pågår, gir han følgende status:

• Ved Håastrondi er tunnelen kommet ca. 600 meter inn i fjellet og utsprengningen av kraftstasjonen tar til i disse dager. I rute med Feios kraftverk
• I Åfetdalen blir tunnelen drevet mot Haugasetdalen og ned mot Håastrondi Der er fremdriften kommet ca. 250 meter inn i hver retning.
• I Haugasete-dalen arbeides det med etablering av kabelgrøft for å legge til rette for byggestrøm utover våren.
• Betongarbeidet på kraftstasjonen og bygging av noen av bekkeinntakene blir snart påbegynt.

Ellers opplyser den tekniske prosjektlederen at turbin, generator og annet utstyr til vannveien er i produksjon, samtidig som det pågår prosjektering av kontrollanlegg. ELMEK-utstyr blir levert av Andritz Hydro og Spetals Verk, mens det bygningsmessige blir utført av Veidekke.

D enne typen tetning er tidligere ikke blitt installert i Norge. Å Energi ønsker å installere flere slike tetninger på sine francisturbiner.

Det var firmaet Fuglesangs AS som anbefalte daværende Glitre Energi å benytte denne teknologiske løsningen, som er utviklet av det amerikanske selskapet Chesterton.

Hans Peter Fuglesang, styreleder i det norske selskapet, som blant annet driver med pumper og tetningsteknikk, opplyser til Energiteknikk at flere hundre slike mekaniske akseltetninger for akseldiametere mellom 200 og 700 millimeter, er blitt installert på francis- og kaplanturbiner rundt om i verden.

–Denne teknologiløsningen er vesentlig dyrere enn en tradisjonell pakkboks-løsning med bokspakning av grafitt. Men fordelene er åpenbare; man fjerner lekkasje fra vannkjølingen rundt akslingen, det blir mindre vedlikeholdsarbeid og vesentlige HMS-forbedringer, foruten at friksjon og akselslitasje reduseres.

Dette gir god miljøgevinst, noe som henger sammen med bedre økonomi, fremhever Fuglesang.

Kaggefoss sin francisturbin, med 440 mm akseldiameter, ble totaloverhalt i 2012, og hadde en tradisjonell grafitt-tetning på turbinakselen.

Men det var betydelige utfordringer. Ifølge Henrik Karlsen i Å Energi økte lekkasjene så mye over tid at det ble et problem for lensepumpene å ta unna for alt vannet. Det skapte også andre problemer.

–Dessuten måtte grafittpakningene i pakkboksen stadig justeres, og til tider var det nødvendig å installere nye pakninger. Når slikt arbeid skal gjøres rundt roterende utstyr, kreves det betydelige sikkerhetsforanstaltninger, sier Karlsen.

Løsningen som ble gjort i februar 2020 for å stoppe lekkasjene, var å installere en splittet Chereston-tetning av typen 442 Jumbo. Installasjonen tok 2-3 dager.

–Som forventet hadde den nye tetningen en svak lekkasje de to første ukene. Siden har det ikke vært synlige lekkasjer.

Karlsen trekker frem som en vesentlig fordel at man lett og uten store kostander kan skifte tetningsflater når den tid kommer. Han opplyser at Å Energi ønsker å installere flere slike 442- Jumpo-tetninger på sine francisturbiner.

I disse dager, i begynnelsen av mars, prøvekjører Hywer det nye Gullbergelva kraftverk (3 MW/8,4 GWh) i Sørdalen i Åfjord kommune på Fosenhalvøya. Kraftverket skulle egentlig stått ferdig høsten 2023.

Men da entreprenøren oppdaget kvikkleire i grunnen der kraftstasjonen skulle bygges, måtte de stanse arbeidene, gjøre grundige undersøkelser og analyser av området og til slutt flytte plasseringen av kraftstasjonen noen titalls meter lengre unna.

– Forsinkelsen gjorde at vi kom inn i vinteren på et ugunstig tidspunkt i prosjektet. Derfor ble forsinkelsen såpass lang, sier prosjektleder Dag Ove Myklebust hos totalleverandøren Hywer til Energiteknikk.

Resultatet ble at Multiconsult gjorde en grundig utredning av forholdene, og utarbeidet sammen med Kvekroken Entreprenør AS en sikker metode for å fortsette arbeidene med å ta ut masse. Selve kraftstasjonen ble flyttet fra en skråning, der det var kvikkleire, til et flatt terreng.

– Vi slapp å søke NVE om noe annet enn en liten endring i arealbruken, så det gikk greit, sier Myklebust.

Vannveien er ei 1,5 km lang nedgravd rørgate fra inntaket 206 høydemeter lengre opp i Gullbergelva. Kvikkleira begynner omtrent der rørgata skulle føres inn i kraftstasjonen. Den ble nå i stedet ført opp i dagen og fylt over med masse de siste ekstra meterne inn til kraftstasjonen.

Forhistorien til Gullbergelva kraftverk er allerede to tiår gammel. Som i mange andre småkraftprosjekter, startet det med at en gruppe grunneiere, i all hovedsak lokale bønder, samlet seg og fikk hjelp av konsulenter og lokale energiselskaper til å utarbeide en konsesjonssøknad. Dette var på midten av 2000-tallet. Det opprinnelige prosjektet fikk konsesjon i 2011.

Men der stoppet det opp. Årsaken var høy utbyggingskostnad, spesielt nettilknytningen. Nettet i Sørdalen er sørgelig svakt, og det ville bli svært dyrt å legge den nødvendige 24 kV ledningen fra transformatorstasjonen i Åfjord.

Men Blåfall hadde en ide om en annen trase, som omfattet nedgravd kabel og to sjøkabler, som faktisk kunne bli rimeligere. I tillegg kjøpte de også opp to andre småkraftprospekter i samme dalføre, Trongstadlia og Kvernhusfossen. Trongstadlia er nå i en tidlig utbyggingsfase, mens Kvernhusfossen trenger en fornyet konsesjon for å kunne påbegynnes. Begge de to siste henter vann fra Sørdalselva.

– Ved å se disse tre utbyggingene under ett, og ved å fordele kostnadene på alle tre prosjektene, fikk vi akseptabel lønnsomhet inn i totalprosjektet, sier prosjektleder André Aune Bjerke hos Blåfall AS.

Det gjelder både kostnadene ved den nye 24 kV ledningen, men også en mer effektiv kontrahering og til dels prosjektgjennomføring.

Til sammen er 24 kV-kabelen til de tre kraftverkene 16 km. Den vil også gi beboere og næringsliv i Sørdalen en kraftigere og sikrere strømforsyning, i tillegg til sikkert internett gjennom fiber som legges sammen med kraftkabelen.

D aglig leder i Brunstad Kraft, Oddbjørn Brunstad, og daglig leder i Småkraftforeninga, Knut Olav Tveit, skal holde innlegg om ladestasjonene under Småkraftdagene i Bergen senere denne måneden.

Brunstad ser frem til å videreformidle ideen til andre småkraftverk.

–Innlegget på Småkraftdagene skal være til inspirasjon for de mange hundre andre småkraftverkene rundt om i landet. En god del av disse kraftverkene er lokalisert ved inngangen til naturen, gjerne ved skogsveier eller stier hvor folk går turer. Folk kan da lade bilene sine mens de går på tur.

Brunstad forklarer videre at monteringen av ladestasjonene har vært en stor suksess.

–Formålet er å gi muligheter turister og lokalbefolkning for å kunne lade elbilen sin. Vi ønsker å tilby kortreist, grønn kraft til en rimelig penge. Mottakelsen fra folk har vært over all forventning.

Også Knut Olav Tveit er begeistret for de nye ladestasjonene.

–Jeg syntes dette er en kjempeide. Dette er noe mange småkraftverk kan gjøre for å sørge for ladeinfrastruktur der det egentlig ikke er plass til det. Det er et gode at folk også kan lade ute i distriktene, samtidig som det er fin omdømmebygging for bransjen, sier Tveit.

Ifølge Brunstad har de levert rundt 3000 kWh fordelt på 30 til 40 brukere siden monteringen av ladestasjonene. Stasjonene kan levere opptil 22 kW effekt.

Brunstad forklarer at motivasjonen bak etableringen ikke var en forretningside, men et ønske om å gi lokalsamfunnet et ladetilbud.

–Poenget med å etablere ladestasjonene er ikke å øke våre kraftinntekter, det er det altfor smått til. Formålet har vært å gi noe tilbake ettersom vi har fått benytte oss av vannføringen i Brunstadelva. Som takk for hjelpen, ønsker vi å gi kortreist grønn strøm tilbake, sier Brunstad.

S elskapet har i dag en samlet årsproduksjon på i overkant over 2000 GWh, slik at økningen vil kunne bli på rundt 100 GWh og utgjøre anslagvis 50 millioner kroner.

–Det er flere muligheter for å kunne øke inntektene fra småkraftverk, både gjennom målrettete teknisk tiltak, men enda mer ved å kjøre produksjonen mer optimalt i forhold til skiftende priser i markedet, sier adm. direktør Terje Vedeler i Småkraft.

Han skal holde innlegg om mulighetene for å øke produksjonen fra eksisterende småkraftverk under Småkraftdagene 2024 i Bergen senere denne måneden.

Vedeler forteller at Småkraft arbeider systematisk for å få bedre styring med produksjonen fra sine anlegg gjennom automatisering. Det innebærer utskifting av kontrollanlegg. –Vi jobber for å få automatisert alle våre anlegg, og er snart i mål på dette området, sier han.

Det neste elementet Vedeler trekker frem, er teknisk oppgradering av anlegg der ytelsen er for lav. Selskapet har et kontinuerlig forbedringsprogram, og i fjor ble det skiftet løpehjul i et tjuetalls kraftverk.

–Vi er også begynt å se på muligheten for å optimalisere kjøremønsteret for våre anlegg, i lys av at markedet har endret seg betydelig, med langt større volatilitet over døgnet. Det gjør at vi kan få godt betalt for produksjon på tider av døgnet med høy etterspørsel. Her ligger det et betydelig økonomisk potensial for småkraften.

Vedeler trekker her frem prosjektet Climate Future, som er ledet av forskningssenteret Norce, der Småkraft deltar sammen med en rekke større kraftselskaper. Climate Future er Senter for Forskningsdrevet Innovasjon (SFI) som utvikler klimavarsling fra 10 dager til 10 år fremover for håndtering av klimarisiko i være og klimautsatte sektorer.

–Yr tilbyr nå 21 dagers værvarsel, og er kommet med en beta-versjon, som er virker svært spennende. Vi ser for oss å kunne utnytte meteorologiske data gjennom bruk av datateknologiske verktøy for å kunne planlegge og styre produksjonen i våre kraftverk automatisk etter værdata og forventede kraftpriser, sier Vedeler, og viser samarbeidet Småkraft har med det østeriske teknologiselskapet HydroGrid.

–Det er blitt bygget en rekke småkraftverk basert på tidligere strenge krav fra myndighetene om blant annet maksimal ytelse, som senere er frafalt. Ligger det et potensial for økt produksjon ved å oppgradere slike anlegg?

–Utvilsomt, og vi har en rekke konsesjonssøknader inne til behandling hos NVE, blant annet om endring i slukeevne og økt minstevannsføring, spesielt for anlegg med Francisturbiner.

Vedeler legger til at det også gir en gevinst å kunne utnytte stordriftsfordeler når selskaper drifter over 200 småkraftverk. – Her har vi gjort mye, men det gjenstår fortsatt en del finpuss.

Han er også opptatt av å kunne kjøre flere kraftverk mer effektivt med lav last. Her setter kravene til minstevannsføring begrensninger. Det er likevel teknologiske muligheter for å kunne kjøre kraftverk med kontinuerlig drift på lavere effekter, for eksempel ved å øke slukeevnen med Francstubiner som bedre kan utnytte lav vannføring.

Vedeler peker også på gevinsten som ligger i styring av vedlikeholdet av anleggene.
– For å kunne redusere uønsket nedetid, må vi over til tilstandsbasert vedlikehold, gjennom bruk av digitalisering og sensorteknologi.

–Norge ligger på verdenstoppen med sin vannkraftforskning, ikke minst takket være utstrakt bruk av offentlige midler. Også småkraften burde vel kunne gjøre seg nytte av denne forskningen?

–Ja, vi trenger drahjelp fra forskningsmiljøet, blant annet for å kunne ta i bruk nye teknologiske løsninger, eksempelvis bruk av maskinlæring og kunstig intelligens, for å kunne effektivisere driften og vedlikehold av kraftverkene, sier adm. direktør Terje Vedeler i Småkraft AS.

D et er de tre kraftverkene Bordalen, Skromme og Kvernhuselva i Etne kommune, også kjent under navnet Rullestad-utbyggingen, som styrene i Sunnhordland Kraftlag AS (SKL) og Småkraft AS nå har bestemt seg for å investere i.

Haugesunds Avis har tidligere publisert en total kostnadsramme på opp mot 500 millioner kroner, inkludert bygging av en ny kraftledning. Utbyggerne vil ikke si noe om kostnadene, men av kilder nært utbyggingen får Energiteknikk oppgitt at dette anslaget «er i nærheten».

SKL og Småkraft eier Rullestad & Skromme Energi (RSE) AS som et joint ventureselskap, med 50/50 prosent eierfordeling. Dette selskapet er byggherre og vil bli driftsselskap når det første kraftverket etter planen skal stå ferdig sommeren 2025.

Administrerende direktør Terje Vedeler i Småkraft AS forteller at de tre kraftverkene vil kontraheres under ett. Det kan skje i løpet av mars.

– Vi har valgt Kraftpartner AS som hovedentreprenør, og kontraherer alle de tre prosjektene under ett, sier Vedeler.

Det første kraftverket som påbegynnes, blir Kvernhuselva på 3,2 MW/10,2 GWh. Det skal stå ferdig sommeren 2025. Deretter bygges Skromme på 3,7 MW/9,5 GWh, før Bordalen på 10,9 MW/69,1 GWh ferdigstilles sommeren 2026. De tre kraftverkene vil bli bygget delvis i parallell, der entreprenørene vil flytte seg mellom anleggsplassene etter behov.

Rullestad-utbyggingen fikk konsesjon i 2016, med en forhistore enda et tiår bakover i tid. Men de økonomiske betingelsene den gangen var ikke gode nok for utbyggerne til at de besluttet å investere i prosjektet.

Nå er utsiktene til gode kraftpriser bedre. SKL har dessuten bidratt med en løsning for nettilknytningen, som tidligere var en økonomisk bøyg. Fagne AS blir nettleverandøren.

Opprinnelig var også Bordalen prosjektert med et sub-optimalt effektuttak (9,9 MVA) for å komme under den tidligere grensen for grunnrenteskatt (10 MVA).

– Den har regjeringen nå endret, så nå legger vi opp til at Bordalen skal bygges ut med optimal effekt for øye. Men på grunn av nettsituasjonen, er vi nødt til å kjøre med redusert effekt fram til cirka 2030, sier Vedeler

Totalt reduserer de effektuttaket fra Bordalen med cirka 3 MW, som utgjør cirka 7,3 GWh/år redusert energiproduksjon.

D et opplyser seksjonssjef Carsten Stig Jensen i Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) til Energiteknikk.

Ifølge Jensen vil saker om småkraftutbygging ikke bli behandlet foran søknader om større vannkraftutbygging. Energidepartementet har gitt NVE klare føringer om å prioritere større prosjekter som gir mye ny kraft, og ikke minst effekt, som bidrag til større fleksibilitet i kraftsystemet.

–De aller fleste småkraftprosjekter vil ikke falle inn under denne kategorien. Men det er også slik at NVE har fått midler til å økte saksbehandlingskapasiteten, og på sikt vil det det også komme småkraften til gode.

–Hvor raskt vi kan behandle søknader fra småkrafteiere, vil avhenge av hvor mange søknader om kraftutbygging vi vil få, fra store som små. Men de politiske signalene er tydelige, det skal bygges ut mye kraft i årene fremover, derfor har vi også fått midler til å øke vår bemanning, sier Jensen.

Han forventer at det vil komme flere tunge konsesjonssaker fremover, slike som Røldal- Suldal-utbyggingen de nå har fått på sitt bord. Disse må NVE prioritere. Det er dessuten stor pågang av store saker innenfor nettvirksomheten.

–Vi ser en liten øking i antall søknader om konsesjon innenfor småkraft, men vi er langt unna der vi en gang var. Majoriteten av søknader gjelder prosjekter som har vært omsøkt tidligere, enten ved at konsesjonen i mellomtiden har falt bort, eller at det søkes på nytt etter at tidligere konsesjonssøknad har fått avslag.

Jensen peker på nye trender som preger utviklingen i forhold til den tidligere småkraft-boomen, blant annet at boreteknologien er blitt mer kostnadseffektiv, slik at prosjekter som opprinnelig skulle bygges med nedgravd rørgate, nå kan få en mer miljøvennlig løsning med vannveien i tunnel.

–Det er ikke bare å kopiere de gamle søknadene, det er nødvendig med en oppdatering og ny gjennomgang av alle aktuelle fagtemaer, påpeker Jensen.

Seksjonssjefen viser spesielt til viktigheten av oppdaterte kartlegginger og dokumentasjon av naturmangfold etter dagens metodikk. Gode og komplette søknader bidrar til raskere og enklere saksbehandling.

–Tidligere kom mange av søknadene fra private grunneiere, nå er de fleste fra de store industrielle aktørene. Hva har det betydd for dere?

–Det er blitt langt færre og større aktører, og en klar nedgang i søknader fra grunneiere. Vi merker at småkraftbransjen er blitt mer profesjonell på dette området.

Mange av disse selskapene har fått mye god erfaring med hvordan konsesjonssøknader skal utformes, og for oss det en fordel at søkerne har inngående kjennskap til innhold og de vurderinger som blir gjort. Jo bedre søknader med godt planlagte prosjekter, desto mindre jobb får vi med å saksbehandle dem, sier seksjonssjef Carsten Stig Jensen i NVE.

P å Småkraftdagene i Bergen i mars skal Jakobsen snakke om solkraft i vannveien - en uforløst ressurs. Og det er det, mener han.

Kanskje ikke å bygge ut solkraft langs vannveiene; det kan raskt bli både kostbart og krevende.

– Men det ligger et potensial i å utnytte ledig areal og infrastruktur til solkraftverk. Jeg snakker da om en rask og billig utbygging av mindre solkraftverk. Dette er areal som allerede er regulert til kraftformål og som har tilgang til nett. Ofte ligger de utenfor allfarvei også, sier Jakobsen.

Endra er et heleid selskap av Haugaland Kraft som jobber med utbygging av bakkemontert solkraft i Norden.

Det er nå stor interesse for å bygge ut bakkemonterte solkraftverk i Norge ifølge NVE, men grunnet knapphet på nettkapasitet i store deler av landet, er det begrenset hvor mye som kan bygges ut.

Her kan småkraftverk ha et uforløst potensial, mener Jakobsen.

– De fleste småkraftverkene ligger langt utenfor bebyggede områder og har greie arealer. Og vannkraft og solkraft er ganske kompatibelt.

Norge har i dag solkraftanlegg med installert effekt på ca. 600 MW, tilsvarende ca. 0,45 TWh. Et mål om 8 TWh solkraftproduksjon i Norge innen 2030 innebærer at det må bygges solkraftanlegg med installert effekt på om lag 10.000 MW. Det betyr en utbygging over 15 ganger dagens nivå i løpet av seks år, ifølge NVE.

H alvveis inn i Førdefjorden, på sørsiden, der Ervikselva ut i Ervika, har Forte Vannkraft bygd sin nyeste kraftstasjon (5,5 MW / 16,7 GWh) nesten helt nede ved fjorden. Kraftverket henter vann to kilometer og 170 høydemeter lenger opp i Solheimsdalen ved utløpet av Øygardsvatnet, mellom fjellene Kamben og Holtane.

Men hadde det ikke vært for en lys ide om å legge den drøyt sju kilometer lange produksjonsradialen som sjøkabel gjennom Førdefjorden i stedet for en mye lengre luftledning, ville ikke det nye kraftverket sett dagens lys.

– Vi har også fire andre prosjekter som inkluderer tilknytning til nettet via sjøkabler, sier utbyggingssjef Sveinung Rud hos Forte Vannkraft AS til Energiteknikk.

– Vi bestilte kablene fra Nexans i en kontrahering. Dermed fikk vi prisen på hver enkelt kabellengde betydelig ned, sier han.

Prosjektansvarlig Svein Skarpenes hos Otera, nå Omexom AS, forteller til Energiteknikk at kabelen måtte spesialforsterkes på grunn av det store dypet i Førdefjorden, som er 400 meter på det dypeste.

Det er i utgangspunktet en ordinær 3x95 mm2 kobberkabel, men med forsterket stålarmering som skal tåle egenvekten av kabelen ned mot dypet. Kabelen er levert av Nexans Norway, og produsert i deres fabrikk på Rognan.

– Kabelen ble lagt i en enkelt lengde av Seaworks AS med kabelutleggingsskipet C/S Fjordkabel i november 2023. Selve leggeoperasjonen tok bare et par dager, og vi hadde med oss eksperter fra Nexans under utleggingen. På forhånd hadde vi forberedt ilandføringen både i Ervika på sørsiden av fjorden, og i Naustdal på nordsiden, sier Skarpenes.

Den 1650 meter lange tunnelen (1200 mm) ble dessuten boret i en enkelt operasjon med retningsstyrt boremaskin av Norhard AS. Dette er første gang det blir gjort med en tunnel av denne størrelsen, som Energiteknikk omtalte i september 2022.

Det er Forte Vannkraft som eier boremaskinene Norhard drifter. Det er også de som har investert i den siste 1200 mm riggen, som er utviklet av Norhard. Denne må ikke forveksles med en tradisjonell TBM (tunnelboremaskin).

Fordelen med den nye riggen er at man slipper å gjennomføre to boreoperasjoner; først et pilothull, som deretter skal rømmes opp til ønsket størrelse.

Administrerende direktør Rein Husebø hos Forte Vannkraft har stor tro på den nye boreteknlogien.

– Tunnelboring vil i økende grad bli foretrukket i mange utbyggings- og rehabiliteringsprosjekter i vannkraften, og vi ser for oss et betydelig marked i årene fremover, sa han til Energiteknikk i 2022.

I tillegg til småkraftprosjekter, mener Husebø at teknologien er godt egnet til sideinntak i større kraftverk. Han ser også for seg et spennende marked innen vann og avløp, fiskeoppdrett og flere andre industrigrener.