Høy kraftpris gir
flere prosjekter
Side 10
Doblet kø for
nett-konsesjoner
Side 11
Lønnsom ombygging
til pumpekraft
Temasider vannkraft 13-26
Francis kan kjøres
på dellast
Side 22
Utvikler
småskala kjernekraft
Sverige skal teste kjernekraftverk som kan fraktes med lastebil dit kraften trengs. NTNU søker
støtte fra Forskningsrådet for å utvikle en versjon av reaktoren som kan brukes på store skip.
Side 27
innhold
- Vil erstatte Putins gass med havvind 4
- Turbinprodusent må permittere 5
- Ber om norsk kraft til britisk sokkel 7
- Fremskritt for fusjonsenergi 8
- Advarer mot rask fjerning av flaskehals 9
- Skyhøye kraftpriser gir flere prosjekter 10
- Konsesjonskøen for nett er doblet 11
- Eviny bygger nytt kraftverk 13
- Ombygging til pumpedrift er lønnsomt 14
- Fraflytting tvang frem salg av kraftverk 16
- Vil bygge nytt kraftverk i Skjerka-elva 17
- Må stanse vindturbiner om natten 18
- Vannveiregulator gir stor gevinst 19
- Advarer mot tap ved Tokke-revisjon 20
- «SmartKraft» digitaliserer kraftverk 21
- Francis kan kjøres på dellast 22
- Løpehjul ruller videre med stor sprekk 23
- Miljøkrav koster enda flere TWh 24
- Aluminium fremfor betong i inntak 25
- Luftetank skal forhindre kavitasjon 26
- Svensk satsing på småskala kjernekraft 27
- NTNU vil forske på skipsreaktorer 30
- Cigre-siden 32
- REN-siden 33
leder
Situasjonen viser at det er risikabelt å stå alene når
man er nabo til et ekspansivt, aggressivt nasjonalistisk
diktatur som vil gjenreise svunnen storhet.
Den russiske invasjonen av Ukraina og forsøket på
å legge under seg et land og en befolkning som nå
kjemper tappert for sin selvstendighet, er også et
angrep på demokratiet og de verdier som i stadig
større grad utfordres av nasjonalistiske krefter.
Det meningsløse angrepet på Ukraina har utløst
et samhold i Europa som historien ikke har sett
maken til, og som Putin neppe kan ha forestilt seg.
Vi er vitne til et tidsskille når det gjelder europeisk
samarbeid, ikke bare militært og sikkerhetspolitisk,
men på mange områder, i regi av EU og NATO. Det
gjelder også i høy grad energi.
Europas, og spesielt Tysklands avhengighet av russisk
gass, er en av årsakene til at Putin har fått ture
fram i årevis uten at det demokratiske vesten har
turt å sette foten ned.
I skrivende stund har ikke Russland kuttet gassforsyningen,
men EU-kommisjonen har varslet en
storstilt forsterkning av sin allerede betydelige
fornybar-satsing.
Den nye situasjonen i Europa bør endre vår energipolitikk.
Senterpartiet, SV, Rødt og venstresiden i
Ap – følelsesmessig forankret i sin dype EU-skepsis
- har i flere år kommet med både misforståtte og
villedende angrep på et europeisk samarbeid på
energiområdet som omfatter Acer og utveksling av
kraft over landegrensene.
Vi står overfor enorme utfordringer for å redde
verden fra en miljøkatastrofe som følge av den
globale oppvarmingen. Midt oppe i krigen i Ukraina,
kommer FNs klimapanel med nok en alarmerende
rapport som forsterker behovet for rask handling,
nasjonalt som internasjonalt, der ikke minst fornybar
energi vil spille en nøkkelrolle.
Den privilegerte energinasjonen Norge skal ikke
møte disse utfordringene ved å trekke nisselua
ned over hodet og være seg selv nok. Vi må nå stå
sammen med det demokratiske Europa og la oss
integrere i et felles strømmarked. Acer er et redskap
for å sikre at dette gjøres på en fornuftig og rasjonell
måte. Norge vil fremdeles bestemme hvilke
kabler som skal bygges.
For å få det demokratiske Europa ut av Putins grep,
må Norge bidra med en massiv satsing på havvindutbygging
i norske områder, og vi må koble oss
sammen med de andre nordsjølandene. Ved å dimensjonere
kablene på riktig måte, kan man samtidig
sikre at nok kraft flyter til Norge, slik at prisene
her ikke går i været. Om prisene forblir høye, må
strømstøtteordningen videreføres i lang tid.
Samtidig må vi legge til rette for utbygging av fornybar
energi også på land for å sikre kraftoverskuddet.
Med dagens høye kraftpriser og utsikter for å
få godt betalt for kraften også på lang sikt - og som
et viktig bidrag til det grønne skiftet - bør vi kunne
komme i gang med en omfattende opprustning og
utbygging av vårt kraftsystem.
Nå må vi få fart på fornybar-satsingen, også her i
landet, sammen med Europa!!
energiteknikk
(Tidligere Elektro)
Energiteknisk fagblad
www.energiteknikk.net
Nr. 2, 2022 135. årgang
ISSN - 1890-9957
Publisher:
Stein Arne Bakken
stein@energiteknikk.net
Mobil: 922 56 358
Redaktør:
Øyvind Zambrano Lie
oyvind@energiteknikk.net
Mobil: 980 47 286
Utgiver:
ElektroMedia AS
Postboks 4 – 1371 ASKER
Tlf: 922 56 358
E-post: post@energiteknikk.net
Neste utgave:
Nr. 3, uke 19
10. mai 2022
Annonser:
annonser@energiteknikk.net
Arne Aardalsbakke
(annonseansvarlig)
arne@aamedia.no
Mob: 900 43 282
Materiellfrist:
28. april 2022
Tema: Drift/vedlikehold/
utbygging av nett
Redaksjonelle medarbeidere:
Atle Abelsen
atle@energiteknikk.net
Morten Valestrand
morten@energfiteknikk.net
Dag Yngland
dag@energiteknikk.net
Jørn-Arne Tomasgard
jorn.arne@energiteknikk.net
Grafisk produksjon:
Medievekst AS
Verksgata 28, 0566 Oslo
kontakt@medievekst.no
Tlf: 21 62 78 00
Abonnement / kundeservice:
Medievekst AS
Tlf.: +47 21 62 78 00
E-post:
energiteknikk@aboservice.no
www.medievekst.no
Trykk:
Merkur Grafisk AS
Forsidefoto:
Uniper
Copyright ElektroMedia.
Forbud mot ettertrykk.
gass med fornybart
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
I Stortingets spørretime 2. mars påpekte Høyres Nikolai Astrup at flere land nå melder om forsert satsing på fornybar energi som følge av Ukrainakrigen og mangelen på gass.
– Vil det være aktuelt, i lys av den situasjonen som nå er, å forsere utbyggingen og utlysningen av fase to på Sørlige Nordsjø II? Kan vi i tillegg forvente at Utsira Nord blir forsert som følge av den situasjonen vi står i nå, spurte Astrup.
Hybridkabler
Han ønsker også fremdeles hybridkabler.
– Tilleggsmeldingen til energimeldingen er fortsatt ikke lagt frem, og det er dermed ikke for sent for regjeringen å fastslå at fase to av Sørlige Nordsjø II skal bygges ut med hybridkabler, og at vi kan komme i gang også med den prosessen. Er det noe regjeringen nå vil vurdere i lys av at situasjonen er helt annerledes enn den var da regjeringens medlemmer sto på Vippetangen og la frem satsingen på havvind tidligere i vinter, spurte Astrup.
Venstres Ola Elvestuen spurte om det samme temaet.
– Hvordan skal Norge hjelpe Europa med å bli mindre gassavhengig? Da trenger vi å ha et positivt bilde av overføringskabler, havvind, hybridkabler og hele det samarbeidet vi trenger i Europa. Vil regjeringen revurdere sitt standpunkt på disse, og gi et mandat til energikommisjonen om å se på vår energipolitikk i lys av sikkerhetspolitikk og den nye situasjonen Europa står i, han.
Vil jobbe raskt
Energiminister Marte Mjøs Persen (Ap) svarte at regjeringen jobber så raskt den kan med havvind på norsk sokkel, og at utbyggingen av Utsira Nord og Sørlige Nordsjø II nå er på høring.
– Vi kommer tilbake til det, og jeg vil gjøre alt jeg kan for at vi kommer raskt i gang, og at vi også kan bygge ut mer enn de områdene som ligger der, sa Persen.
– Det er veldig viktig for meg å presisere at det er første fase av de 1 500 MW vi har sagt at vi ønsker i en radial til Norge, sa energiministeren.
Tekst: Jørn-Arne Tomasgard
I forbindelse med høy strømpris, økt behov for strøm som følge av elektrifisering, og stor motstand mot vindkraftprosjekter på grunn av beslag av naturressurser, er modernisering av vannkraftverk trukket frem som den enkleste og raskeste veien til økt kraftproduksjon.
Da blir det et paradoks at den eneste norske produsenten av teknologi til slik oppgradering, opplever oppdragstørke og må permitterte folk. Permitteringene rammer 11,5 stillinger og til sammen 14 ansatte på verkstedet i Sørumsand.
– Det er tørke i oppdragsmarkedet. Det virker som at det har vært full stopp i prosjekter. blant annet som følge av covid. Det kan også være en mulig årsak at kraftselskapene nå tjener mye penger på høy strømpris, og ikke ønsker å stanse produksjonen. Vi har en del spennende oppdrag, men dette må håndteres gjennom produksjon i Kina og Øst-Europa, og kommer dessverre ikke serviceavdelingen vår på Sørumsand til gode, sier administrerende direktør i Rainpower, Hege Brende, til Energiteknikk.
Håper på april
Hun håper de permitterte skal kunne komme tilbake på jobb i april.
– Vi håper det, så sant ikke urolighetene i Øst-Europa skaper uforutsette utfordringer, sier Brende, og kommer med et hjertesukk:
– Kraftselskapene må kjenne sin besøkelsestid, NVE som konsesjonsmyndighet må være effektiv, og politikerne må forstå hvilken gullgruve de sitter på med vannkraft. Med en total virkningsgrad på over 90 prosent og en unik evne til å regulere nettet og lagre energi, har vannkraft en ekstremt viktig rolle i det fornybare energisystemet, sier hun.
5 TWh
Romerikes Blad omtalte saken først. I artikkelen ble det påpekt at NVE har anslått et potensial på i underkant av 5 TWh innenfor nåværende konsesjoner ved blant annet å oppgradere løpehjul i mange av Norges 1600 vannkraftverk, noe Energiteknikk også har omtalt.
– Og anslagene fra NVE er relativt konservative, sier Brende.
Må stille krav
Leder Geir Arild Solvang i Fellesforbundets verkstedklubb i Rainpower mener myndighetene må stille krav til kraftselskapene for å få fart i oppgraderingen av utstyr for å ta ut mer effekt av vannkraft.
– Det holder ikke bare å gi skattelette uten å stille krav. Kraftselskapene sitter med «bukten og begge endene». Når de tjener mye penger på grunn av høy strømpris, har de ikke råd til å stanse produksjonen, fordi de taper penger. Og når strømprisen er lav, har de ikke råd til å investere på grunn av dårlig inntjening. Dette er noe politikerne bør stramme inn.
Klubblederen sier de ansatte er innforstått med permitteringene. Han representerer mellom 40 og 50 ansatte på verkstedet, inkludert utemontører.
– Permitteringene er i forståelse med Verkstedklubben. Vi ser at det er lite arbeid. Vi tar inn folk igjen så fort vi får inn oppdrag, og håper vi er tilbake i vanlig drift i slutten av mars eller begynnelsen av april, sier Solvang. Han sier de permitterte er sveisere og maskinarbeidere. Selv er han blant de heldige som har unngått å bli permittert.
Skattegrep gir ikke effekt
Brende vil ikke mene noe om hvorvidt myndighetene bør gripe inn, men påpeker at politikerne har mulighet til å sette agendaen.
– Kraftbransjen er i stor grad politisk styrt og forvaltningsstyrt. Det offentlige har stor påvirkningskraft, i og med at kraftverkene i all hovedsak er eid av stat, kommuner og fylkeskommuner. Politikerne har både styringsrett og -evne.
I statsbudsjettet for 2021 ble skattereglene endret slik at kraftselskapene kunne utgiftsføre investeringskostnader direkte, og ikke over tid, slik reglene var før. Brende påpeker at skattegrepet foreløpig ikke ser ut til å gi noen direkte effekt for dem.
– Konservative kraftselskaper
– Vi opererer i et veldig tøft marked når det gjelder marginer, der vi har sterke internasjonale konkurrenter som er høyst tilstedeværende i Norge. Vi mener at store norske aktører som eksempelvis Statkraft kan ta leverandører med i en tidligfase i prosjekter, slik at vi kan bidra på prosjektutvikling. Det er til både kundens og prosjektets beste at vi som teknologiutvikler kan bidra til de beste løsningene, ikke kun svare ut en sluttspesifikasjon som bare konkurrerer på pris.
Kraftselskapene må ta sin rolle som leverandørutviklere mye mer på alvor hvis de faktisk ønsker å sikre de beste tekniske løsningene for fremtiden. Norske kraftselskaper er altfor konservative, og de bør hente erfaring fra andre bransjer på samarbeid med leverandører for å utvikle prosjektene, teknologien og forretningsmodellene. Her er det mye å hente, både i strømproduksjon, lønnsomhet og energisikkerhet for samfunnet, sier Hege Brende.
Tekst: Øyvind Zambranao Lie
S om Energiteknikk tidligere har omtalt, har oljeselskapet BP spurt norske myndigheter om å få tilknytning til et forbruk på rundt 200 MW til installasjoner på britisk side i Nordsjøen. Kraften skal gå til feltene Elgin, Shearwater og Eastern Trough Area project (ETAP). En fullelektrifisering skulle redusere de årlige CO2-utslippene med til sammen 800.000 tonn.
Kraften skulle hentes fra Lista eller Kvinesdal i Agder, gjennom en 300 kilometer lang HVDCkabel. Det skulle kunne legge til rette for elektrifisering også av norske plattformer i nærheten, og det skulle være teknisk mulig å tilkoble ny norsk havvind til HVDC-plattformen.
I juli 2020 sa imidlertid Statnett at de og Olje- og energidepartementet (OED) anså saken som en utenlandsforbindelse, og at Statnett ikke hadde tilknytningsplikt.
Ønsker avklaring
I mellomtiden har Sweco med jevne mellomrom forsøkt å holde prosjektet varmt ved å kontakte Statnett, går det fram av eposter Energiteknikk har sett.
«Jeg ønsker først å minne om at BP fortsatt [har] inne to søknader om nettkapasitet til BPs planlagte forbruk, og BP ønsker fortsatt en avklaring på disse tilknytningssakene»», skriver Sweco 2. november 2021.
Sweco fremholder at Energilovens §4-2 (3. ledd) gir åpning for å gi konsesjon til BPs anlegg, «og vi følger derfor opp meldingen som er sendt til NVE», heter det i eposten.
Går inn i hybrid-debatten
Ifølge Sweco har BP «en ambisiøs tidsplan for prosjektet», og skal være villig til å gjennomføre investeringer i Norge for å få det til.
Ideen om en kombinasjon med havvind har ikke BP lagt fra seg.
«Det er for tiden mye snakk om hybridkabler og offshore vind, og vi tror BP sitt prosjekt kan være en mulighet for å realisere et slikt prosjekt tidligere enn det som er anslått», skriver Sweco.
I 2020 var BPs mål å få elektrifiseringen av innretningene på plass allerede høsten 2023. Dette er utvilsomt blitt forskjøvet nå, men BP vil overfor Energiteknikk nå ikke opplyse hva som er revidert mål for oppstarten.
Statnett behandler saken
Energiteknikk har spurt Statnett om det er aktuelt å gi tilknytning til prosjektet, all den tid mange mener at vi ikke har nok strøm selv til plattformer på vår egen sokkel.
«Denne saken er til behandling i Statnett, og reiser flere spørsmål som vi må vurdere grundig. Vi komme tilbake med svar på denne henvendelsen når dette er gjort», svarer kommunikasjonsrådgiver Håkon Smith- Isaksen Holdhus i Statnett.
Heller ikke OED vil si hvordan de stiller seg til prosjektet. «Departementet er kjent med det nevnte prosjektet. Energimyndighetene vil komme tilbake til saken», svarer OED på spørsmål fra Energiteknikk.
Ingen beslutning tatt
Sweco ønsker ikke å kommentere saken, og viser til BP. Kommunikasjonssjef Stephen Christie i BP opplyser til Energiteknikk at kraft fra Norge er en av flere alternativer som vurderes for å elektrifisere plattformene.
Han understreker at ingen beslutninger om de ulike konseptene er tatt. På spørsmål om BP tror det er realistisk at Norge elektrifiserer britiske plattformer, gitt den motstanden det er hos mange mot elektrifisering selv av plattformer på norsk sokkel, svarer Christie dette:
«Vi er klar over de konkurrerende behovene rundt kraft fra Norge og fremtidige havvind-utbygginger. Løsninger som ikke er gjennomførbare vil ikke bli gått videre med, og beslutningene vil tas i løpet av de nærmeste månedene».
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
I usjon, prosessen som driver stjernene, kan i teorien bli en nesten ubegrenset grønn strømkilde.
Fusjonsprosessen bringer sammen atomer av lette elementer, som hydrogen, ved høye temperaturer for å danne helium og frigjøre enorme energimengder som varme.
I motsetning til fisjon, som brukes i dagens atomreaktorer, er fusjon trygg ved at den ikke kan starte en løpende prosess som kommer ut av kontroll.
11 MW
I JET-laboratoriet i Oxford i England har man nå klart å produsere totalt 59 megajoule varmeenergi fra fusjon over en periode på fem sekunder, som var så lenge eksperimentet varte.
Under eksperimentet hadde JET gjennomsnittlig en effekt på rundt 11 megawatt, opplyses det på nettsiden til den britiske kjernekraftmyndigheten.
Den forrige rekorden fra et fusjonseksperiment, oppnådd av JET i 1997, var 22 megajoule varmeenergi. Toppeffekten på 16 MW oppnådd i 1997 har ikke blitt overgått i nyere eksperimenter, siden oppmerksomheten nå heller er rettet mot å få fusjonsprosessene til å vare lenger.
I ITER og i fremtidige kraftverk planlegger de å bruke den samme deuterium-tritiumdrivstoffblandingen og operere under lignende forhold som i rekordforsøket som ble gjennomført i Oxford.
100 millioner grader
Temperaturen under fusjonen er 100 millioner grader celsius, ti ganger varmere enn i midten av solen, skriver BBC News.
Det finnes ingen materialer som tåler direkte kontakt med slik varme. Derfor har forskerne utviklet en løsning der kraftig opphetet gass, det vil si plasma, holdes inne i et smultringformet magnetfelt.
JET kan ikke kjøre lenger enn de fem sekundene fordi kobberelektromagnetene blir for varme. For ITER vil det imidlertid brukes internt kjølte superledende magneter.
– Et stort øyeblikk
– Rekorden, og enda viktigere hva vi har lært om fusjon under disse forholdene og hvordan den bekrefter våre forutsigelser, viser at vi er på riktig vei mot en fremtidig verden med fusjonsenergi. Hvis vi kan opprettholde fusjon i fem sekunder, kan vi gjøre det i fem minutter og siden i fem timer når vi oppskalerer vår virksomhet i fremtidige maskiner, sier Tony Donné, leder i EUROfusjon-programmet, i pressemeldingen.
– Dette er et stort øyeblikk for alle i hele fusjon-miljøet. Det avgjørende er at driftserfaringen vi har fått under realistiske forhold, gir oss stor selvtillit for neste fase av eksperimenter ved ITER og Europas demonstrasjonskraftverk EU DEMO, som er designet for å sende strøm på nettet, sier han.
Langt igjen
– En vedvarende puls av deuterium- tritium-fusjon på dette kraftnivået – nesten industriell skala – gir en rungende bekreftelse til alle som er involvert i det globale fusjonsoppdraget. For ITERprosjektet er JET-resultatene en sterk tillitsbygger for at vi er på rett vei når vi går videre mot å demonstrere full fusjonskraft, sier generaldirektør i ITER, Bernard Bigot, i meldingen.
Gjennombruddet kommer imidlertid neppe til å påvirke strømprisen på Nord Pool eller prisen på langsiktige kraftkontrakter.
Selv ikke etter det siste eksperimentet ventes det at fusjonsenergi vil bli tatt i bruk til å normal kraftproduksjon før i andre halvdel av dette århundret, ifølge BBC.
fremskyndet utbygging
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
F or å redusere prisforskjellen mellom sør og nord har Statnett varslet at de vil vurdere å forsere arbeidet med 420 kV-forbindelsen mellom Gudbrandsdalen, som ikke er planlagt å bygges før utpå 2030-tallet. Statkraft-sjef Christian Rynning-Tønnesen er ikke overbevist om at det er fornuftig.
– Hovedproblemet her er de høye prisene i Sør-Norge, ikke at det er lave priser i Midt- eller Nord-Norge. Så det staten bør gjøre er å videreføre kompensasjonsordningene for husholdningene som har veldig høye priser nå.
– For Statnetts planer er det viktig at vi får bedre sammenkobling mellom Sør- og Nord- Norge, men dette er prosesser som tar lang tid. En av de neste planlagte forbindelsene er å koble Fosen-prosjektet, som vi har vært med på å bygge, gjennom kabel under Trondheimsfjorden og videre inn i nettet sør for Trondheimsfjorden. Den type prosjekter bør fortsette, sier Rynning-Tønnesen i et intervju med Energiteknikk.
Økt pris ikke ønskelig
– Hadde vi koblet sammen nord og sør veldig fort, ville vi bare økt prisene i Midt- og Nord- Norge, og det er ikke ønskelig, selv om prisene ville gått litt ned i sør. Så jeg vil heller si at det relevante spørsmålet er hvordan vi kan få prisene i hele Europa og i Norge ned igjen, heller enn å spørre hvordan vi kan løfte prisene i nord ved å koble sammen, sier Statkraft-sjefen.
– Bør man kanskje heller la den utbyggingen ligge til 2035, istedenfor å bygge alt det remmer og tøy kan holde og få det klart i 2027?
– Vi bør koble sammen. Men jeg har ikke grunnlag for å si at planene bør fremskyndes. Jeg tror de prosessene er vanskelige å fremskynde. Mitt poeng er bare at selv om man hadde gjort det, hadde man ikke løst det problemet som foreligger nå. Det er at det er høye kraftpriser i hele Europa inkludert Sør-Norge. Det blir ikke løst ved å koble til Nord-Norge, det blir løst ved å få mer fornybar kraft inn i hele systemet, i Norge og i resten av Europa.
Trenger mye havvind
– Er det kanskje fornuftig å ha en relativt billig øy i den nordlige delen av Norge et par tiår til?
– Det som ville være bra, er at vi greier å få prisen så langt ned i sør at dette ikke blir noe tema mer. På lang sikt er det jo bra å ha sterke nettforbindelser, for vi kommer til å få både mye ny kraftproduksjon og mye nytt forbruk, og da er det ønskelig at kraften kan flyte best mulig.
– Det som virkelig monner for Norge for å få prisene ned, er å bygge ut veldig mye havvind.
Vil ha stor plan
Statkraft-sjefen bekrefter at selskapet planlegger å by på havvind i den sørlige Nordsjøen sammen med Aker Offshroe Wind og BP.
– Er opplegget med radiell tilknytning til den første bolken godt nok?
– Det som er viktig i den videre utviklingen, er at vi lager en plan i Norge som er stor nok. Det er enorme ressurser der ute. Hvis vi utnytter ti prosent av vindressursene som finnes i den sørlige delen av Nordsjøen, vil det være nok til å tredoble norsk kraftproduksjon. Det må gjøres på en slik måte at vi sikrer netto kraftflyt til Norge, slik at det vi bygger der hjelper til med å holde prisene nede i Norge. Det er fullt mulig ved å dimensjonere kablene riktig i forhold til størrelsen på feltutbyggingen, slik at kraften går til både Norge og andre land.
Vil begrense kabelkapasiteten
– Bør radialen i den første utbyggingen legges til rette for at man på et senere tidspunkt gjør den om til kabel med vindpark på midten?
– Ikke direkte det feltet. Men det må kobles sammen med andre felt, sånn at det i sum må være en stor produksjonskapasitet i den sørlige Nordsjøen og begrenset kabelkapasitet både til Norge og til England eller et annet land, sier Statkraft-sjefen.
Alt kobles sammen
– Mener du opplegget med å starte med radiell tilknytning er fornuftig?
– Regjeringen har tatt beslutningen, så det er ikke noen vits å vurdere noe annet enn det de faktisk har besluttet. Men det som er viktig, er at de ser dette som et første steg i et fremtidig stort gigantisk offshoresystem i Norge. Hele systemet må kobles både til Norge og andre land, sier Rynning-Tønnesen.
gi flere prosjekter
Tekst: Stein Arne Bakken
K raftprodusentene i prisområdene N01, NO2 og NO5 i Sør-Norge har lagt bak seg et år med svære inntekter som følge av de høye kraftprisene i 2. halvår, men også 2022 tegner til å bli et meget godt år, viser en rundspørring Energiteknikk har gjort, der vi har stilt flere spørsmål knyttet til høye kraftpriser/ inntekter i forhold til selskapenes investeringsstrategier.
Vi må imidlertid vente til april-mai før resultatene fra 1. kvartal blir offentliggjort.
Det er ikke bare Statkraft som kan melde om eventyrlige resultater. Hafslund Eco gikk med nærmere 7,9 milliarder kroner i overskudd i fjor, mens Agder Energi Vannkraft kan vise til et driftsresultat på ca. 4,8 milliarder kroner, mer enn åtte ganger større enn i 2020.
Kraftselskap må betale 59 prosent av overskuddet bare i selskaps- og grunnrenteskatt, men de to selskapene sitter igjen med henholdsvis 2,5 og 2 millioner kroner, hvor anslagsvis 20-30 prosent kan gå til investeringer når eierne har fått sitt.
Jubelstemning
Andre kraftprodusenter har ennå ikke offentligjort sine regnskaper for 2021, men det er åpenbart at også selskap som opererer i de tre prisområdene med spesielt høye kraftpriser, vil kunne legge frem resultater som nok vil skape jubelstemning på generalforsamlingene fremover mot sommeren.
Kraftselskapenes investeringsstrategi har et langsiktig perspektiv, og det er stor usikkerhet knyttet til fremtidige kraftpriser. Situasjonen er svært uforutsigbar, noe også krigen i Ukraina bidrar til. Men flere kraftselskaper gir uttrykk for forventninger om et høyere prisnivå på lengre sikt.
Også grunnrenteskatt
Vel så viktig for investeringslysten fremover, ifølge svarene Energiteknikk har fått, er det nye regimet for grunnrentebeskatning, som gir selskapene fullt fradrag for investert beløp i investeringsåret.
Adm. direktør Bjørn Aase Honningsvåg i Lyse Kraft sier at begge disse forholdene vil gjøre at prosjekter som tidligere er blitt sett på som mindre lønnsomme, nå kan bli vurdert på nytt.
Han legger til at Lyse Kraft – uavhengig av situasjonen i kraftmarkedet – arbeider med å modne aktuelle opprustningsog utvidelsesprosjekter knyttet til deres anlegg, dette gjelder prosjekter både for utvidet effektkapasitet og mer energi.
Adm. direktør Olav Osvoll i Eviny Fornybar (tidligere BKK Produksjon) opplyser at selskapet har jobbet med opprustnings- og utvidelsesprosjekter (O/U) det siste året som følge av endringer i regimet for grunnrentebeskatning og generelt høye kraftpriser.
Styrker Statkraft
– Det solide resultatet fra 2021 styrker Statkrafts finansielle kapasitet og evne til å levere på selskapets vekststrategi, svarer konserndirektør Hilde Bakken i Statkraft på spørsmålet om situasjonen med høye kraftpriser og forventninger om et høyt prisnivå fremover har gjort at selskapet nå vil endre strategi/planer for investeringer.
– Statkraft er allerede strategisk svært godt posisjonert med en betydelig portefølje av fornybarprosjekter, samt ulike nye forretningsmuligheter som havvind, hydrogen, elbillading, fjernvarme, biodrivstoff og tilrettelegging for kraftkrevende industri, sier Bakken.
Mål om 1 TWh i Agder
– Det gode resultatet for 2021 gir Agder Energi-konsernet et godt grunnlag for videre investeringer for å øke den fornybare kraftproduksjonen, ivareta forsyningssikkerheten og legge til rette for ny, grønn industri, påpeker Jakob Hovet, divisjonsdirektør Eierforvaltning i Agder Energi Vannkraft.
Han viser til at Agder Energi Vannkraft startet et kartleggingsprosjekt i 2004 med mål å identifisere mulige prosjekter som kunne gi 400 GWh ny vannkraft ved å bygge nye kraftverk og ved opprustning og utvidelser av eksisterende anlegg. Prosjektgruppen kom tilbake med en portefølje på 800 GWh, hvorav 650 GWh så langt er realisert eller under realisering.
Hovet legger til at deres langsiktige strategi i en viss grad har vært å ta de lavthengende fruktene først. Han har nå god tro på at målet om ny fornybar vannkraft nå kan økes til 1 TWh, kanskje marginalt mer, i løpet av dette tiåret før potensialet på Agder er fullt utnyttet.
Langsiktige priser avgjør
Konserndirektør Kristian Lian i Hafslund Eco påpeker at det ikke er dagens og morgendagens spotpris som legges til grunn for beslutninger om investeringer, men prisprognosene på lang og mellomlang sikt. – Her har det ikke vært like store justeringer i markedet, sier hun.
– Vi ser også at det nye regimet for beregning av grunnrenteskatt har en betydelig positiv innvirkning på prosjekter. Hafslund Eco har allerede bygd ut veldig mye av potensialet i våre reguleringer, og har bare i løpet av de fire siste årene oppgradert og utvidet flere anlegg og bygget fire (snart fem) nye kraftverk, som til sammen har en produksjon på 1 TWh ny, fornybar energi. Vi vurderer løpende nye prosjekter, og jobber kontinuerlig med oppgraderinger av våre 80 kraftverk, tilsvarende ca. 20-40 GWh ny kraftproduksjon hvert år, opplyser Lian.
Prosjekter opp av skuffen
Energiteknikk har også spurt selskapene om konkrete prosjekter som vil bli tatt frem av skuffen og vurdert på nytt, fordi de nå blir sett på som lønnsomme.
Lian trekker frem Fosen i Hallingdal (26 GWh) og Sarp 2 i Sarpefossen (200 GWh) som de mest aktuelle. – Ellers kartlegger vi og vurderer flere ulike prosjekter, sier Lian, som legger til at vannkraftprosjekter erfaringsmessig tar 10-12 år fra planlegging/forprosjekt til gjennomføring og idriftsettelse.
Tar for lang tid
Divisjonsdirektør Jakob Hovet i Agder Energi Vannkraft er opptatt av at det tar for lang tid å utvikle nye prosjekter, også saksbehandlingen hos myndighetene. Han mener det er viktig at man får på plass gode, effektive prosesser som kan korte ned tiden.
Hovet opplyser at selskapet jobber fortløpende med de planene som ble lagt for 18 år siden, og at de har tre prosjekter under utvikling som vil kunne gi mellom 150-200 GWh ny fornybar vannkraft.
Flere nye prosjekter
Det ene er byggingen av Fennefoss kraftverk i Evje og Hornnes kommune. Når det settes i drift i 2023, vil den årlige produksjonen bli på ca. 59 GWh.
Det planlegges å bygge et nytt kraftverk til, Syrtveit kraftverk i Evje og Hornnes kommune. Det vil årlig kunne produsere 120 GWh. Melding om prosjektet er sendt til NVE.
I Høgefoss kraftstasjon, som ligger i Nissedal kommune i Vestfold og Telemark, blir det installert et nytt aggregat. I dag leverer kraftstasjonen 152,1 GWh i året. Når det nye aggregatet settes i drift i 2023, økes produksjonen til 172,6 GWh.
Ifølge Osvoll har Eviny Fornybar et begrenset potensial for O-prosjekter ettersom deres kraftverk kontinuerlig er blitt oppgradert, men de ser nå på U-prosjekter der det kan tilføres mer vann til eksisterende reguleringer. Han opplyser at de har tatt frem fem konkrete prosjekter som det jobbes med i en tidlig fase. Så langt har selskapet tatt kontakt med berørte kommuner, grunneiere og interesseorganisasjoner.
Får drive Lysebotn 1
Sjefen i Lyse Kraft opplyser at de vurderer flere konkrete prosjekter i Lysefjord-området og i Røldal-Suldal som nå blir sett på som lønnsomme, men det er ennå ikke tatt stilling til hvilke prosjekter det kan bli aktuelt å gå videre med.
Honningsvåg nevner for øvrig at Lyse ved årsskiftet fikk tillatelse av NVE til å reetablere driften ved de tre aggregatene (totalt 120 MW) i Lysebotn 1. Det gamle kraftverket var opprinnelig tenkt å settes ut av drift i forbindelse med igangsettelsen av Lysebotn II. Dette blir gjort for å avhjelpe en potensielt krevende effektsituasjon i Sør- Norge gjennom denne vinteren. Tillatelsen gjelder frem til utløpet av april, men selskapet skal nå gjennomføre en studie for å vurdere en permanent drift av det gamle kraftverket.
Hilde Bakken i Statkraft opplyser at selskapet kontinuerlig ser på O/U-prosjekter som eventuelt kan realiseres i deres nordiske vannkraftverk, avhengig av tilstanden på anleggene og endringer i eksterne krav.
Tekst: Atle Abelsen
I mai 2021 kunne NVE meddele at de hadde om lag 300 søknader om nettkonsesjon til behandling, mens de hadde ytterligere 40 i kø som de ikke hadde rukket å begynne på ennå.
I begynnelsen av mars sier direktør Inga Nordberg i NVEs avdeling for energi og konsesjon til Energiteknikk at køen av konsesjonssøknader som ikke er påbegynt, har vokst til 90, mens de for tiden har rundt 250 søknader under behandling.
Saumfarer og forsterker
– Køen har vokst, men vi tar den unna litt raskere nå enn tidligere. Vi gjennomgår alle innkomne søknader fortløpende blant annet for å sjekke om de inneholder all relevant informasjon og dokumentasjon og er i henhold til de retningslinjene vi har satt for hvordan søknadene skal være utformet, og vi plukker ut de som kan få en forenklet saksgang, sier hun.
Nordberg påpeker at NVE fikk bevilget 15 millioner kroner ekstra over siste statsbudsjett for å forsterke staben som behandler søknadene, og at direktoratet nå er inne i en fase der de søker etter og ansetter nye folk.
I dag er det rundt 20 personer på hennes avdeling som kun jobber med å behandle søknadene. I tillegg får de bistand fra en håndfull fagfolk fra andre avdelinger. Innen sommeren skal staben være styrket med ytterligere 10 saksbehandlere for å ta unna køen av søknader, det vil si en økning av ressursene på 30–35 prosent.
Ber om grundigere forarbeid
Nordberg forteller at de også har instruert søkere om å gjøre en grundig jobb på forhånd for å forankre prosjektene i lokalmiljøene og ikke minst komme til enighet med alle interessenter og berørte parter.
– Det er oftest klagesakene som tar lengst tid å behandle i konsesjonsprosessen. Klarer vi å kutte ned på disse ved at søkerne gjør en grundig jobb på forhånd, kan vi spare mye tid, sier hun.
I dag har mindre konsesjonssaker som ikke krever høring, en ordinær saksbehandlingstid på 3–6 måneder. Når en mindre sak krever høringsrunder, øker saksbehandlingstiden til 6–12 måneder. Konsesjoner for større kraftledninger trenger minst 1–2 års saksbehandlingstid, og dersom de omfattes også av forskrift om konsekvensutredninger, øker utredningstiden til 2–4 år. I tillegg til dette kan klagerunder øke behandlingstiden med inntil det dobbelte.
– Derfor kan veldig mye spares inn dersom man ved grundig forarbeid og involvering unngår klagerunder. Bruk konsulenter, oppfordrer Nordberg.
Digitalisering
– Vi jobber dessuten med et prosjekt der vi ser på hva vi kan vinne ved eventuelt å digitalisere og automatisere deler av saksbehandlingsprosessen. Vi har satt i gang prosjektet Digital KSU gjennom Energi Norges digitaliseringsprosjekt Digin. Det skal kunne hjelpe oss å prioritere oppgaver, og på sikt bli et verktøy for vår saksbehandling.
På prosjektets nettsider står det blant annet at Digital KSU skal legge til rette for maskin til maskin-utveksling av deler av informasjonen som i dag rapporteres gjennom KSU-ordningen, regulert av FoE (forskrift om energiutredninger). Dette omfatter i hovedsak informasjon om «forventede nettinvesteringer ».
Eksempler på temaer kan være prognoser, historisk last, registrering/rapporteringsløsning og integrasjon av nettplaner i konsesjonsprosess/ FOS. I tillegg til NVE, deltar Statnett, Haugaland Kraft Nett, Lyse Elnett og Mørenett i prosjektet.
Fjerne alternativ
Direktør Kristin Lind hos Energi Norge forteller at de har spilt inn flere forslag for å redusere køen av nettkonsesjoner til NVE og Strømnettutvalget. Det siste ble opprettet av regjeringen etter sommeren 2021, og skal avlegge sin rapport innen 14. juni i år.
– De enkleste grepene bør være å fjerne kravet til en utredning om luftledning som alternativ, der søkeren eksplisitt har søkt om å få legge kabel. Vi har også foreslått et hurtigspor der samtykke er gitt av berørte parter, og at rammekonsesjon kan gis litt større enn i dag, som gjør at man slipper å søke konsesjon på enkle prosjekter som ikke er omdiskutert, sier Lind.
Energi Norge har også spilt inn en noe forenklet saksgang for nett opp til 132 kV og redusert antall klagerunder fra tre til to. – Men søkerne må ha krav på seg til å gjennomføre gode forprosjekter etter oppstilte krav fra NVE der alle naboer, natur- og miljøinteresser og andre berørte parter blir hørt og grundig vurdert, understreker hun.
Tekst: Atle Abelsen
I forrige utgave av Energiteknikk (nr. 1/2022) skrev vi om linjeentreprenørene som fortviler over lite fart i markedet og så å si ingen anbud å regne på. Det fører til at entreprenører må permittere store deler av arbeidsstokken, og omdisponere eller leie ut resten. Da kan det bli en utfordring å opprettholde kompetansen og få alle fagfolkene tilbake på plass den dagen markedet tar seg opp igjen.
Køen av søknader i NVE ble nevnt av alle entreprenørene Energiteknikk snakket med som en av flaskehalsene i markedet. Et par spekulerte også i om det kunne ligge flere ferdige konsesjoner i skuffen hos nettselskapene. Vi har spurt NVE om de har oversikt over om det foreligger mange ferdige tillatelser som ikke er igangsatt hos nettselskapene.
Ikke meldeplikt
Direktør Inga Nordberg i NVEs avdeling for energi og konsesjon påpeker at mange av konsesjonærene ikke har noen meldeplikt for hva de gjør med prosjektene de har fått konsesjon på.
– Noen av prosjektene kan være trukket eller forsinket etter at selskapene har fått konsesjon, men det har vi ikke oversikt over. Men hovedinntrykket er at søknadene vi får nå, er bedre forankret hos de berørte partene enn tidligere. Antallet søknader har dessuten økt voldsomt de siste årene, og vi har også økt antallet godkjente konsesjoner, understreker hun.
Full trøkk på utbygging
Administrerende direktør Tore Morten Wetterhus i Glitre Energi Nett AS forteller at de ikke har noen konsesjoner i skuffen som de ruger på.
– Vi har som vanlig full trøkk på våre utbyggingsprosjekter, både små og store. Vi ligger på et investeringsnivå på 250–300 millioner i år som i fjor og til neste år, sier han.
For øyeblikket har de nettopp fått to konsesjoner på 132 kV ledninger til Kongsberg, en nordfra og en sørfra.
– Vi er nå spente på om det kommer inn noen klager på disse slik at de må inn til behandling i Olje og energidepartementet. Straks vi får klarsignal, vil vi sette i gang anbudsprosessen, understreker Wetterhus.
Ingen i skuffen
Hos Tensio TS utbryter nettsjef Bjørn Rune Stubbe på spørsmål om de har noen konsesjoner liggende urørt i skuffen: – Det kan jeg ikke tenke meg!
Han forteller at Tensio TS og TN investerer totalt 600–800 millioner kroner årlig i infrastrukturen, der store deler går til nettinvesteringer.
– Men vi opplever NVE og tiden det tar å få konsesjon som en flaskehals, ja, bekrefter han.
Selskapet har for øyeblikket en rekke små og store prosjekter i gang, og av større prosjekter på bordet skal de snart i gang med forbindelsen Åfjord–Eide (132 kV) som skal gjennomføres i tidsrommet 2023–2025. I tillegg kommer en rekke mindre prosjekter og kundeinitierte prosjekter.
Lang liste
Hos Elvia får vi opplyst av kommunikasjonssjef Morten Schau at selskapet har en lang liste planlagte anskaffelser i løpet av 2022. Lista inneholder blant annet Dyrløkke–Krogstad (50 kV) og Gjestad–Hovinmoen–Dal (132 kV) i tillegg til en rekke ombygginger og nye transformatorstasjoner.
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
K ostnadsrammen for kraftverket er 137 millioner kroner. Byggestart er planlagt i løpet av 2022 med ferdigstilling høsten 2024. Kraftstasjonen vil bli plassert om lag 5 kilometer øst for Evanger, like ved E16.
— Det er flere år siden sist vi satte i gang en ny utbygging av vannkraft, og vi er glade for at vi snart kan starte arbeidet med Tverrelvi kraftverk, sier Olav Osvoll, konserndirektør Fornybar i Eviny i en melding.
Muggåselvi ikke lønnsom
Kraftverket inngår i en konsesjon som også omfatter Muggåselvi kraftverk og overføring av øvre deler av nedbørsfeltene til Evanger kraftverk. Konsesjon ble gitt av Olje- og energidepartementet i 2019. I denne omgang er det Tverrelvi kraftverk som skal gjennomføres.
Eviny jobber videre med å få lønnsomhet også i overføringsprosjektet. Konsesjonen for Muggåselvi er overført til grunneierne da dette prosjektet ikke er lønnsomt å bygge ut for Eviny, skriver selskapet.
For Tverrelvi kraftverk har Eviny inngått avtale med alle fallrettseierne.
9,9 MW
Tverrelvi kraftverk vil utnytte et fall på rundt 300 meter. Aggregatet skal ha peltonturbin og en effekt på 9,9 megawatt.
Det blir nedgravd rørgate fra inntaket til stasjonen, med samlet lengde på om lag 2850 meter. Utløpet fra kraftstasjonen er plassert ovenfor lakseførende strekning for å sikre gode levevilkår for fisken.
Det skal installeres en omløpsventil for å sikre vannføringen i elva dersom kraftverket skulle få en stans.
Minstevannføringen vil være 262 liter per sekund i sommersesongen (1. mai til 30. september) og 94 liter per sekund i vintersesongen (1. oktober til 30. april).
allerede lønnsomt
Tekst: Atle Abelsen
P rosjektutvikler Kaspar Vereide forteller til Energiteknikk at nye anslag for prisutviklingen på elektrisk kraft i årene framover igjen har aktualisert planene for å bygge om to av kraftverkene i Sira-Kvinavassdragene i Sirdalsheiene i Sørvest-Norge.
Sammen med tidligere PhD student Livia Pitorac ved NTNU har Vereide analysert og regnet på kostnader og forventede inntekter fra to framtidige pumpekraftanlegg. Pitorac har nylig disputert over emnet «ombygging av kraftverk til pumpekraftverk» med Vereide som en av sine veiledere.
– Det kan faktisk være lønnsomt å bygge om de to kraftstasjonene Tjørhom i Siravassdraget og Roskrepp i Kvinavassdraget til nye pumpekraftanlegg, konk-luderer Vereide.
Lønnsomt
Ifølge Vereide og Pitoracs beregninger vil det koste rundt 250 millioner kroner å bygge om Roskrepp til pumpekraftverk, mens Tjørhom vil koste rundt 1100 millioner kroner. Dersom pumpekraftverkene hadde blitt bygget i dag, viser inntektsberegningen sett over hele Sira-Kvina-systemet over 40 år, med brutto nåverdi før skatter og avgifter, at kraftprodusenten vil kunne tjene 260 millioner kroner fra Roskrepp og 830 millioner kroner for Tjørhom – med dagens kraftpriser.
– Vi tror at kraftprisene vil utvikle seg slik at også Tjørhom vil oppnå lønn-somhet innen det om noen år kan stå ferdig. Med denne betraktningen mener vi at disse tallene ser svært lovende ut, sier Vereide til Energiteknikk.
I gang
Vereide forteller at kraftselskapet jobber med prosjektene og nå er i utredningsfasen. Det arbeides med å få fram faktagrunnlaget som trengs for å vurdere om de skal sende konsesjonssøknader til NVE.
– Selv om Tjørhom og Roskrepp er to separate anlegg, kan vi samkjøre utviklingen av deler av prosjektene. Men vi kommer neppe til å sette i gang med begge to samtidig, sier han.
Gamle planer
Det har lenge versert planer om å bygge flere pumpekraftverk i Sira-Kvina, slik Energiteknikk har omtalt.
Et av deres sju kraftverk, Duge (200 MW) øverst i Sirastrengen, har allerede to reversible pumpeaggregater. Tjørhom kraftverk var også opprinnelig tiltenkt og delvis forberedt for et tredje og reversibelt pumpeaggregat, men dette ble aldri realisert.
En av grunnene til at selskapet vurderer å gjøre noe med Tjørhom-kraftverket, er at det er en flaskehals i dagens anlegg. Nedenfor Tjørhom ligger Tonstad kraftverk (960 MW), som også får vann fra Kvina-strengen. Der er slukeevnen større enn hva Tjørhom klarer å levere i tørre perioder.
Tvangskjøring
Når det i motsatt fall er våte perioder, er tilsiget mellom Tjørhom og Tonstad så stort at mye vann må slippes forbi Tonstad. I tillegg må de «tvangskjøre» Tonstad – det vil si produsere kraft når det er lave priser selv om lønnsomheten synker mot null – når det er mye vann.
– Med pumpekraft i Tjørhom kunne vi fått mye kapasitet i tørre perioder for å få vannet ned. I våte perioder kunne vi pumpet det opp i stedet for å tvangskjøre Tonstad, påpeker Vereide.
Boosterpumpe
Tjørhom kraftverk ble bygget i 1973, og har to vertikale francisturbiner på til sammen 120 MW. Her vurderer selskapet et reversibelt tilleggsaggregat, slik at den totale effekten kommer opp i 240 MW. En annen løsning er å bygge om de eksisterende aggregatene til reversible pumpeaggregater ved hjelp av såkalte boosterpumper og frekvensomformere.
Roskrepp kraftverk ble bygget i 1979, og har i dag en 50 MW vertikal francisturbin. Dersom Sira-Kvina bestemmer seg for å bygge denne maskinen om til et pumpe-aggregat, vil det ikke kreve en boosterpumpe, kun frekvens-omformer.
Her må også svingekammeret i vannveien bygges om for at det skal tåle hyppigere og mer heftige start og stopp. De må også gjøres noe med utløpet, der store mengder sand vil bli dratt med inn i maskineriet under pumpedrift.
Vurderer pumpe
I forlengelsen av disse prosjektene kan Sira-Kvina vurdere å benytte konsesjonssøknaden de utarbeidet i 2007 til å søke om også et sjette og sjuende aggregat, hver på 500 MW, i Tonstad som pumpekraftaggregat. Tonstad kraftverk ligger rett nedstrøms Tjørhom kraftverk, som igjen ligger rett nedstrøms Duge. Tre pumpekraft-verk vil da kunne kjøres i serie. Dette krever imidlertid omfattende utvidelse av vannveiene.
Vereide forteller at Sira- Kvina også utreder å modernisere Duge pumpekraftverk, som ligger oppstrøms Tjørhom kraftverk. Dette kan gjøres uten spesielle tiltak i vannveien. De to aggregatene er utstyrt med såkalte ponnimotorer (startmotorer) for den reversible løsningen. Det er en dyr og gammeldags løsning som Sira-Kvina helst vil modernisere. Også dette ligger i køen av potensielle prosjekter.
– For å poengtere hvordan kraftmarkedet har utviklet seg, kan vi opplyse om at vi i 2021 for første gang kjørte Duge både som turbin og som pumpe på samme dag. Prisene har utviklet seg slik at dette blir mulig. Det kan være et frampek mot hva som vil kreves av slike anlegg i framtida, sier Vereide.
Ombygging, ikke nytt
Tidligere i år uttrykte Statkrafts konsernsjef Christian Rynning-Tønnessen skepsis til å bygge ut pumpekraft i Norge. Begrunnelsen var at Norge trenger mer energi, ikke mer balansekraft. Statkraft er i dag til sammen den største eieren i Sira- Kvina.
– Jeg forsto Rynning- Tønnessen dit hen at han er skeptisk til ny pumpekraft. Der er jeg helt enig. Vi har også regnet på hva det ville kostet dersom man skulle bygget helt nye pumpekraftverk på Roskrepp og Tjørhom. Det ville vært langt fra regningssvarende. Vi baserer våre anslag på å bygge om eksisterende maskiner. Da er vi nede på under 15 prosent av hva nye pumpekraftverk ville kostet, understreker Vereide.
I tillegg kommer fordelen ved at ombygging og oppgradering av eksisterende anlegg er vesentlig mer miljøvennlig enn nye utbygginger.
Beskatningen må endres
Vereide trekker også fram skattemodellen som en «pussighet» som det må gjøres noe med dersom pumpekraftprosjektene realiseres.
Hos Sira-Kvina vil de berørte kommunene og fylkene tape til sammen fem millioner kroner årlig dersom Roskrepp og Tjørhom bygges om og driftes som pumpekraftverk. Staten vil derimot tjene over 50 mil-lioner kroner årlig ved en slik ombygging.
– Det spørs om vi får med oss kommuner og fylker på prosjektene dersom det betyr at de taper inntekter. Jeg tviler på at det hjelper at Staten håver inn penger, så her trengs det en omfordeling av skatteinntektene, sier Vereide.
Tekst: Jørn-Arne Tomasgard
S yv grunneiere var aksjonærer i Eidsdal Kraft AS i Fjord kommune. Kraftverket har en effekt på 6 MW og en årlig produksjon på 24 GWh.
Helt i slutten av januar ble det kjent at det nystartede småkraftselskapet Cadre AS og Finsk Kraft AB sammen har kjøpt alle aksjene i selskapet. Handelen bygger på småkraftbransjens normale modell, der grunneierne selv beholder fallrettighetene og aksjekjøper leier retten til å utnytte fallet.
Ifølge Egil Berge, som har vært en drivkraft i utviklingen og driften av kraftverket, er avtalen mellom partene på 60 år før rettighetene faller tilbake til grunneierne.
Ville realisere verdier
Berge sier til Energiteknikk at han og andre eiere i utgangspunktet ønsket å drifte kraftverket videre, men når situasjonen ble som den ble med eiere som ønsket å realisere verdiene, er han fornøyd med utfallet.
– Salget er et resultat av norsk jordbrukspolitikk som gjør det vanskelig å skaffe nok inntekter på en gård. Fire av gårdene er ikke i drift, men blir slått av naboer. I forbindelse med generasjonsskifte bor folk andre steder og mangler tilknytning. En gård er solgt. Det blir slik når man i praksis må betale for å drive gården. Vi som etablerte prosjektet, begynner å bli gamle, og det var en holdning blant flertallet om å få ut verdier siden det «vokser mose på oss om 20 år», sier Berge.
80 år
Han tok pensjon fra jobben som rektor på skolen i bygda som 63-åring, og engasjerte seg i utviklingen av kraftverket som ble åpnet høsten 2006. Han har vært lønnet daglig leder siden 2005. Til sommeren blir Berge 80 år.
– Vi måtte uansett ha inn en ny daglig leder. Det hadde nok løst seg, men når det totalt sett ble vanskelig, med andre som ønsket å realisere verdier, valgte vi å gå for en samlet løsning.
Gårdsbruk forsvinner
Selv om en ny generasjon er på plass på hans egen gård og driften der går videre med fem bruk som samarbeider om fellesfjøs, ser han at andre bruk i dalen ikke er like heldig stilt.
– Vi har 30 vinterforede sauer også, men sønnen min som har overtatt gården har full jobb ved siden av som lærer på Stranda. Det er slik det er blitt, det er ikke mulig å leve av gårdene, konstaterer han.
– Det var 65 gårdsbruk som drev med melkeproduksjon her i dalen i 1960. Nå er det to fellesfjøser og to som driver for seg selv igjen.
Kom i mindretall
– Vi var tre som ikke ønsket å selge, men vi kom i mindretall på eiersiden mot fire som ønsket å selge. Vi hadde ikke penger til å løse de andre ut. Og å sitte med et eierskap sammen med nye eiere var ikke så aktuelt. Når situasjonen ble som den ble, er vi fornøyd. Det har vært et veldig vellykket prosjekt, men det kunne vært enda mer vellykket om vi hadde drevet videre i 20 år til og gjelden var nedbetalt, oppsummerer han.
Vesentlige summer
Berge sier partene er enige om å ikke oppgi salgssum, men han bekrefter at det er snakk om vesentlige summer. Da Energiteknikk skrev om kraftverket i 2017, var gjelden rundt 50 millioner kroner, og det ble antydet at salgsverdien da ville være minst 100 millioner kroner. Berge sier de har betalt ned to millioner kroner på gjelden årlig. Med 20 års gjenstående nedbetalingstid, tilsier det at gjelden på salgstidspunktet var omkring 40 millioner kroner.
At det er penger i det som i praksis er utleie av rettigheter for en lengre periode, kom frem da skattelistene ble lagt frem i høst. Finsk Kraft gjorde i mai 2020 et tilsvarende oppkjøp av småkraftverket på Tryggestad i nabokommunen Stranda. Der var ordfører i Stranda, Jan Ove Tryggestad, en av grunneierne. Ifølge skattelistene bokførte ordføreren en inntekt på 10,6 millioner kroner i 2020. Han bekreftet til avisa Sunnmørsposten at det vesentlige av inntektene kom fra salget av kraftverket.
Bygger skogsvei
I pressemeldingen som ble sendt ut i forbindelse med kjøpet av Eidsdal Kraft uttalte Antti Vilkuna, daglig leder i Finsk Kraft, at Eidsdal Kraft passer godt inn i porteføljen siden de fra før eier Tryggestad, Stardalen og Befring (begge Jølster) i prisområde NO3. Han gjør det klart at de vil fortsette å investere i denne delen av landet.
Berge lar seg ikke lokke utpå med antydninger om hva han sitter igjen med av gevinst, men konstaterer at kraftverket på Tryggestad var mindre enn deres. Han sier deres gård er en av de to største, og at deres andel av salget utgjør en tredjedel.
– Jeg har opprettet et Holding-selskap og foreløpig står pengene på en konto. Det er ikke tatt stilling til videre investeringer, og det foreligger ingen planer om videre prosjekter. Vi får se. Vi holder på å bygge en skogsvei for å ta ut skog som ble plantet på 1950-tallet, det er det eneste.
Fra 2 til 70 øre
Årene siden oppstarten har vært preget av oppturer og nedturer. Berge har markert seg i småkraftmiljøet som en som har stått på barrikadene politisk for å kjempe for vilkårene for småkraftbransjen. Da de startet, var strømprisen 70 øre/kWh, men den har også vært nede i 2 øre/kWh, forteller han.
– Da var det bare snakk om å klare å overleve. Vi måtte ha over 20 øre i gjennomsnitt for å drive med overskudd. Det har ikke vært enkelt siden vi ligger i sonen nord for Sognefjorden der Statnett har forsømt bygging av kraftlinjer.
De fire årene 2008-2012 var det samlede årsresultatet for Eidsdal Kraft AS 14,6 millioner kroner. Men så kom fallet i kraftprisene, i fireårsperioden 2013-2016 ble det et samlet underskudd på om lag åtte millioner kroner, ifølge tidligere omtale i Energiteknikk.
Overtredelsesgebyr
En sak som har skapt trøbbel og der Berge har markert seg med klare synspunkt, er at det ikke lenger ble mulig å trekke fra utgiftene til fallrettsleie. Dette rammet kraftverket hardt, siden grunnrenteskatten ikke tok hensyn til at kraftverket gikk med underskudd.
En annen sak var da NVE i 2018 ga Eidsdal Kraft et overtredelsesgebyr på 700.000 kroner, fordi småkraftverket siden 2015 kjørte med for høy slukeevne. I konsesjonssøknaden for å bygge Eidsdal kraftverk ble det søkt om en maksimal slukeevne på 4,2 kubikkmeter per sekund. Av hensyn til at det er laks og ørret i Eidselva, fastsatte NVE at slukeevnen ikke skulle være høyere enn 3,6 kubikkmeter per sekund. Det ble likevel bygget for maks kapasitet.
Berge mente de hadde en god sak, fordi de kunne legge frem flere faglige biologiske rapporter om at økt slukeevne ikke ville få negative følger for fisken i vassdraget. De trodde NVE, og senere departementet, ville legge de faglige rapportene til grunn for sine avgjørelser.
Har jobbet for det
Men Berge avviser at salget har noe å gjøre med slitasje etter flere kamper mot myndighetene for bedre driftsvilkår. Han sier at det heller ikke har sammenheng med de lave kraftprisene som har vært i prisområdet nord for Sognefjorden, og et ønske om å kvitte seg med gjeld.
– Nei, driften gikk bra og vi betalte ned på gjelden. Slik sett kunne vi slappe av. Grunnen er rett og slett utvanning av driftsvilkår med en direkte følge at folk flyttet og sluttet å drive gårdene. Vi valgte å selge og vi har tjent penger på prosjektet. Men vi har også jobbet for det.
Tekst: Atle Abelsen
A gder Energi Vannkraft AS (AEVK) har søkt NVE om forlenget oppstartsfrist på prosjektet Åseral Sør. Dette er tredje fase av de såkalte Åseralprosjektene, som er en oppgradering av anleggene i Skjerka-elva.
Forlengelsen de søker er fem år. Da blir ny frist for å påbegynne arbeidene 3. februar 2027.
Kraftverk og tunnel
Åseral Sør omfatter bygging av Øygard kraftverk (21 MW) og fullføringen av en 13 kilometer lang overføringstunnel (søndre del) fra Langevatn til Nåvatn, der Øygard kraftverk skal ligge.
Første og andre fase, som ble startet i 2017 og avsluttet i 2021, omfattet nytt aggregat 2 i Skjerka kraftverk og ny dam i Langevatn i tillegg til nordre del av den nye overføringstunnelen fra Langevatn til Nåvatn.
Energiteknikk har vært i kontakt med AEVK, men de ønsker ikke å kommentere prosjektet før de har fått svar fra NVE. De håper det vil skje i løpet av våren.
Behov for redesign
Bakgrunnen for at AEVK søker om forlenget oppstartsfrist for Øygard kraft og den søndre delen av overføringstunnelen mellom Langevatn og Nåvatn, er at oppgraderingen av dam Langevatn (fase 2 i åseralprosjektene) utløste behov for en redesign av Åseral Sør. AEVK måtte utføre en ny landskapsog miljøplan for Åseral Sør, som har blitt forsinket fordi det har tatt tid med skjønn.
Skjønnet har vært utsatt flere ganger, i påvente av gjennomføringen av redesignen og detaljplanleggingen av Åseral Sør. Dette har skjedd i forståelse med de berørte grunneierne og Tingretten i Agder. Det er avklart at skjønnet utsettes inntil detaljplanen er behandlet og godkjent av NVE, og til det er avklart om grunn- og rettighetservervet løses i minnelighet. En godkjent detaljplan vil være et nødvendig grunnlag for inngåelse av minnelige avtaler.
Utnytter fallet
Øygard kraftverk skal utnytte fallet mellom Langevatn og Nåvatn, og vil ligge i nordenden av Nåvatn like ved dam Åstøl. På grunn av varierende reguleringshøyde i begge de to reguleringsmagasinene, vil fallhøyden kunne variere mellom 40–72 meter.
AEVK etablere et nytt inntaksarrangement ved Langevatn i umiddelbar nærhet til det eksisterende inntaket, delvis i fjell med egen adkomsttunnel. Påhugg for denne adkomsttunnelen legges i lifoten nedstrøms eksisterende dam og tverrslag. Denne tunnelen vil også bli adkomst til toppen på en ny dam.
Det vil også bli drevet et tverrslag nærmere dammen på et lavere nivå (ved siden av eksisterende tverrslag) for å drive øvre del av tilløpstunnelen opp mot magasinet. Foruten å brukes i forbindelse med etablering av inntaksarrangementet, vil denne tunnelen kunne benyttes som omløpstunnel i forbindelse med bygging av den nye dammen.
Ytterligere ett kraftverk
I en enda senere byggefase planlegger AEVK å bygge enda et kraftverk, Kvernvatn, for å utnytte fallstrekningen mellom Kvernevatn og bekkeinntaket i Ljosåna. Dette kraftverket planlegges med inntak i Ljosåna like nedstrøms utløpet fra Lille Kvernevatn. Overløpshøyden til kraftverksinntaket legges på dagens normalvannstand i Lille Kvernevatn. Vannet vil de føre i nedgravd rørgate fram til kraftstasjonen, som får avløp direkte til det nye bekkeinntaket i Ljosåna.
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
N orges vassdrags- og energidirektorat (NVE) fattet i slutten av februar et vedtak som pålegger Tysvær Vindpark AS å stanse vindturbinene T1, T2, T3, T7 og T10 mellom klokka 19.00 og klokka 07.00. Turbinene skal være avstengt inntil det kan dokumenteres at avvikende støy ikke forekommer.
– Støyen fra disse turbinene er ikke som forventet, og regnes som et avvik fra konsesjonen som er gitt. Tysvær Vindpark har i lengre tid jobbet med å fjerne støyproblemene som oppstår ved enkelte av turbinene. Det er foreløpig ikke verifisert at problemene er fjernet, og NVE pålegger derfor stans av turbinene om natten av hensyn til naboer. Samtidig er det nødvendig å fortsette feilsøking for å kunne løse problemet, sier seksjonssjef for miljøtilsynet i NVE, Anne Johanne Kråkenes, i en melding.
På dagtid må turbinene driftes i støyredusert modus inntil det kan dokumenteres at det ikke forekommer avvikende støy.
Tysvær Vindpark AS gjorde egne undersøkelser knyttet til støy under prøvedriften av anlegget, og fant uønskede lydfrekvenser fra vindturbinene, som er levert av Siemens Gamesa.
13. januar søkte Tysvær Vindpark AS NVE om å midlertidig avvike fra godkjent driftsregime for å kunne drive ytterligere feilsøking samtidig som de reduserte støyen. De fikk tillatelse til dette fram til 16. februar.
Tekst: Atle Abelsen
Da senioringeniør Eirik Bøkko hos Hafslund Eco AS ble rammet av korona i 2020 og satt i karantene med milde sympomer, kjedet han seg så mye at han begynte å regne på en ny, automatisk vannveiregulator for Usta-vassdraget.
Resultatet ble en regulator som kan øke anleggsvirkningsgraden med rundt 2,5 prosent i gjennomsnitt over vintersesongen, noe som kan gi hele 9 GWh ekstra energi som produksjonsgevinst. I tillegg får operatørene en del høyere effekt tilgjengelig på et tidspunkt da prisene vanligvis er på sitt høyeste.
– Vi hadde gått og tenkt på denne muligheten i mange år. Min ufrivillige koronapause fra det daglige arbeidet ble anledningen jeg trengte for å sette meg ned og regne på dette i ro og mak, sier Bøkko til Energiteknikk.
Etter at utregningene var ferdig, henvendte han seg til dr.ing. Bjørnar Lona Svingen hos Hymatek (i dag Rainpower), som han visste hadde jobbet med å utvikle vannveisregulatorer tidligere.
– Resultatene fra dette prosjektet viser at det kan være et betydelig potensial for å øke virkningsgraden også i andre kraftsystemer med komplekse vannveier, sier han.
Usta kraftverk (2x104 MW) produserer rundt 920 GWh årlig fra et 540 meter høyt bruttofall fra hovedmagasinet Ustevatn. I tillegg henter kraftverket også vann fra et noe mindre magasin, Rødungen Sør, som har en høyeste regulerte vannstand 27,6 m lavere enn Ustevatn.
Tidligere har Hafslund Eco pleid å først kjøre kraftverket fra et fullt Ustavatn til magasinet var tomt, for deretter å åpne for Rødungen og gjøre det samme der. Reguleringsbestemmelsene for de to magasinene er strenge, spesielt for Ustevatn, men det er spillerom for en samkjøring.
Samkjører vannveiene
– Vi visste at vi hadde et høyt falltap under deler av kjøringen, men hadde ikke noe verktøy for å håndtere det. Med den nye regulatoren kan vi samkjøre de to vannveiene for å få vannstanden i pådragskammeret så høy som mulig. Da klarer vi altså å redusere falltapet så mye at vi får en betydelig gevinst både i form av mer energi og høyere effekt i viktige perioder, sier han.
Usta kraftverk gjennomgikk også en oppgradering i 2019 og 2021, da de økte effekten på aggregatene fra 2x92 til 2x104 MW.
Økt virkningsgrad
– Større aggregater bidrar også til en høyere generator- og turbinvirkningsgrad enn om vi fortsatt hadde hatt de gamle aggregatene. De ni gigawattimene vi får ekstra fra regulatoren, kommer i tillegg til økningen i produksjonen fra 890 til 920 gigawattimer i kraftverket, understreker Bøkko.
Hva regulatoren sørger for av inntjening er avhengig av mange faktorer, blant annet prisbildet, fyllingsgrad og tilsig. – Men det skulle ikke forundre meg om vi nesten tjener inn investeringen allerede på en sesong, sier han.
I tillegg kommer sekundæreffekter av prosjektet, som at Hafslund Eco nå får fjernstyrte luker med trykkmålere og nye posisjonsmålere, og en fiberkabel til anleggene. Tidligere måtte operatørene sende folk opp i fjellet for å åpne og stenge lukene manuelt
Svingen hos Rainpower understreker at en slik vannveisregulator er skreddersøm, avhengig av vannveier og magasiner. Men metodikken er interessant å anvende også i andre vassdrag.
– Ikke bare Usta
– Usta har kanskje vært spesielt egnet for en slik regulator. Men jeg er sikker på at de fleste anlegg i Norge kan øke virkningsgraden med ett til tre prosent ved større eller mindre tiltak, med en tilsvarende vannveisregulator Et eksempel er Hafslund Ecos anlegg i Aurland 2, som for aggregat 1 har et komplisert vannveissystem med fem inntaksmagasiner, sier Bjørnar Lona Svingen hos Rainpower.
Han understreker at det til syvende og sist er snakk om å tjene inn et eventuelt tiltak.
– I mange anlegg, slik som Usta, kan man gjøre dette uten kostbare endringer. I enda flere anlegg er det også et potensial. Hva og hvor mye som må gjøres, avhenger blant annet av designen, utstyret i anlegget og konsesjoner. Graden av lønnsomhet vil derfor variere sterkt, sier Svingen.
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
I februar i fjor kom NVE med sin innstilling i vilkårsrevisjonen Tokke-Vinje. I en kommentar til OED gir Statkraft uttrykk for at de synes det foreslåtte krafttapet er stort.
«De foreslåtte vilkårene til vannslipp og tiltak i Tokkeåi gir et krafttap på 44 (53)2 GWh/år. Dette er det største foreslåtte krafttapet i en revisjonssak hittil », påpeker Statkraft i innspillet, som Energiteknikk har sett.
44 GWh er krafttap per år uten lokkeflom, 53 GWh er krafttap per år hvis det inkludetema res krav om lokkeflom for å få fisken til å vandre oppover elva.
15 millioner i året
«Et krafttap på 53 GWh/år gir årlig inntektstap i størrelsesorden 12 MNOK i 2030. Inntektstapet er antatt økt til 15 MNOK i 2040 på grunn av økt prisnivå og økt variasjon i prisene», skriver Statkraft.
Tokke-Vinjevassdraget er en gren av Skiensvassdraget og ligger i Tokke og Vinje kommuner i Vestfold og Telemark fylke. Kraftverkene, som eies og drives av Statkraft, har en midlere årsproduksjon på rundt 4,5 TWh.
Blant tiltakene NVE foreslår er etablering av fiskepassasje, slipp av minstevannføring, installering av en omløpsventil og sakte nedkjøring av kraftverk og minstevannføring.
Taper fleksibilitet
Statkraft mener at det er nytten av tiltakene sett i forhold til krafttapet som må legges til grunn, og at det ikke relevant å vurdere krafttap ut fra størrelsen på den totale produksjonen i anlegget.
«Hvis NVEs innstilling blir endelig konklusjon, vil vi i et systemperspektiv få nasjonalt tap av fleksibel og regulerbar kraftproduksjon. Energien kan erstattes med ny uregulerbar produksjon, men dette vil ikke erstatte vannkraftens fleksibilitet », skriver Statkraft.
Tekst: Atle Abelsen
I Smartgridsenterets prosjekt «SmartKraft» utvikler Skagerak Kraft en digital tvilling av Grunnåi Kraftverk. Det blir gjort sammen med leverandøren EDR Medeso, og med ved Universitetet i Sørøst-Norge (USN) som en av samarbeidspartnerne. Her har de tatt i bruk den etablerte industristandarden FMI, slik at leverandører og forskere kan levere datamodeller av komponenter på anlegget.
Sentrale aktører i den norske vannkraftbransjen mener at det nå er på tide at norske kraftprodusenter krever dette av leverandørindustrien i nye prosjekter. Gjennom prosjektene FMIHydro, SysOpt (som vi skrev om i Energiteknikk nr. 6 i 2021) og Smartgridsenterets prosjekt SmartKraft aktualiseres nå industristandarden også for den norske kraftbransjen.
Fra bilindustrien
FMI er et datautvekslingsformat med utspring i bilindustrien. Også flere industrigrener har implementert dette, som flyindustrien og flere sektorer innen olje og gass. FMI står for Functional Mock-up Interface standard, og er laget som en åpen standard for utveksling av digitale modeller mellom teknologileverandører.
Også flere aktører innen kraftindustrien på kontinentet, der termiske kraftverk er dominerende, har begynt å ta dette formatet i bruk. Men i Norge har det ikke vært vanlig, inntil teknologien nylig ble benyttet i Skagerak Krafts pilot på digital tvilling av Grunnåi kraftverk i SmartKraft-prosjektet.
Ufravikelig forutsetning
– Jeg er helt overbevist om at FMI blir et standard krav til leverandørene når det går opp for selskapene hvilke fordeler det har, sier overingeniør Ingunn Granstrøm hos Skagerak Kraft, som var prosjektleder for Grunnåi-prosjektet.
– Jeg er helt overbevist om at FMI blir et standard krav til leverandørene når det går opp for selskapene hvilke fordeler det har, sier overingeniør Ingunn Granstrøm hos Skagerak Kraft, som var prosjektleder for Grunnåi-prosjektet.
Sømløst
FMI-standarden sørger for at alle komponenter i et system modelleres over samme format, og kommuniserer sømløst med hverandre, med et funksjonelt brukergrensesnitt. I kraftbransjen har de fleste store leverandørene av systemer og komponenter basert seg på egenutviklede formater.
For at komponenter fra forskjellige leverandører skal kunne spille sammen i for eksempel en digital tvilling, bruker leverandørene API-er. Dette er små programmer som oversetter dataformatene mellom forskjellige leverandører, og eventuelt FMI-standarden.
Det er ikke optimalt. Et APIbasert grensesnitt reduserer hastigheten og fleksibiliteten i dataoverføringene, og et API må kontinuerlig oppgraderes for å holde tritt med de forskjellige leverandørenes utvikling av de proprietære datautvekslingsformatene.
Startpunkt
Førsteamanuensis Thomas Øyvang hos USN, som også er prosjektleder for SysOpt-prosjektet og leder USNs FoU innen vannkraft sier de nå vil ha med seg hele leverandørindustrien på denne utviklingen. – Vi må lære av bilindustrien, sier han.
USN har opprettet prosjektet FMIHydro, som blant annet utvikler moduler for å modellere vannveiene og generatoren i kraftverket på Grunnåi.
– FMIHydro er ikke et tradisjonelt prosjekt med en sluttdato. Det er mer en plattform og en ressurs for andre prosjekter og aktører som ønsker å bruke FMI-standarden i sin utvikling. Vi tror det er viktig at kundene begynner å kreve det standardiserte utvekslingsformatet fra leverandørindustrien, og FMIHydro er et startpunkt, sier Thomas Øyvang.
Tekst: Atle Abelsen
F rancisturbiner har vært konstruert beregnet for kjøring fra 50 prosent last og oppover, der virkningsgraden for turbinene er høyest. Kjøring på dellast har ikke vært prioritert, og ofte har francisturbiner begrensninger for kjøring på dellast.
Dette er til hinder for at produsentene kan bruke aggregatene som roterende reserver som står klare til å produsere etter-traktede systemtjenester på kort varsel.
Utviklet metode
Nå har Norconsult utviklet en måle- og beregningsmetode i samarbeid med Statkraft, som dokumenterer at en del aggregater faktisk kan tåle å kjøres helt ned i fem prosent last uten nevneverdig mekanisk forringelse som følge av nye belastninger, samtidig som at det kan være lønnsomt for produsenten, tross en betydelig lavere virkningsgrad.
Det åpner for at Statkraft og andre produsenter kan bruke noen av sine mellom- og høytrykks francisturbiner til å levere godt betalte systemtjenester når de nye frekvensreguleringsmarkedene forventes å bli etablert av de nordiske TSO-ene i nær framtid.
Faller raskt
En ting er at francisaggregatene ofte har en kurve for virkningsgraden der det optimale lastområdet ligger på 75–100 prosent. Virkningsgraden ligger da på rundt 0,95. I tillegg fraråder leverandørene ofte at turbinene kjøres under 50 prosent, på grunn av fare for skadelige vibrasjoner, trykk-pulsasjoner og kavitasjon, samtidig som virkningsgraden faller raskt under 0,9
I 2020 kontaktet Norconsult Statkraft med en ide om å bruke strekklappmålinger for å verifisere hvilke påkjenninger turbinhjulet er utsatt for, og for å kunne vurdere om turbinen kunne driftes i et utvidet driftsområde i forhold til opprinnelige begrensninger.
Prosjektet ble finansiert gjennom Statkrafts interne fond for utprøving av ny teknologi som er kommersielt tilgjengelig i markedet. Statkraft bestemte at prosjektet skulle gjennomføres på et av de tre aggregatene i Vinje kraftverk, med fallhøyde 209 meter (mellomtrykk) og en nominell effekt på 100 MW.
Lønnsomt
Senior maskiningeniør og prosjektleder Teis Pedersen hos Statkraft forteller at de nå har konkludert med et vellykket prosjekt.
– Norconsults målinger og analyser viser at turbinens driftsområde kan utvides uten økt risiko for slitasje. Strekklapp-målingene ble sendt til Andritz, som har designet løpehjulene. Deres analyse ga samme konklusjon. Resultatene viser at det kan være lønnsomt å kjøre aggregatene i Vinje kraftverk som en roterende reserve på dellast helt ned mot fem prosent, sier han.
Lønnsomheten baserer seg på en betraktning rundt anleggets vannverdi, spotprisen og forventet pris på systemtjenesten de vil kunne levere.
– Disse tjenestene kan være aktuelle for de kommende markedene for systemtjenester. Med en roterende reserve vil vi bli i stand til å respondere på forespørsler fra TSO-en og justere produksjonen i løpet av et par minutter. Dette er den raskeste responstiden som kan leveres av et vannkraftaggregat, sier Pedersen.
Null til hundre
Seniorrådgiver Trond Moltubakk hos Norconsult, som hadde den opprinnelige ideen for prosjektet, forteller at dette ikke er første gangen de har utført målinger og beregninger for turbinaggregater for å se om de kan kjøres som et såkalt «null til hundre-aggregat».
– Gjennom prosjektet med Statkraft har vi gjort en rekke forbedringer i metodikken. Vi føler oss nå langt tryggere på vurderingene. Ved hjelp av strekklapp-målinger og kontinuerlig overvåking, får vi et ganske nøyaktig bilde på belastningen aggregatene blir utsatt for under dellast-kjøring, sier han.
Må inspisere for kavitasjon
I måleprogrammet som ble gjennomført på Vinje, ble det også gjort forsøk på å måle kavitasjon. Disse målingene var ikke like vellykket, og for å sjekke kavitasjon, må man fremdeles stanse aggregatene og inspisere turbinen med jevne mellomrom, understreker han.
Moltubakk påpeker at alle vannkraftanlegg er forskjellige, med ulike variasjoner i hydrologien og andre designparametere. Derfor må hvert enkelt anlegg måles og analyseres før man kan slå fast eventuelt hvilke dellastområder de kan være egnet for.
– Geometrinøyaktigheten på en del gamle løpehjul er ofte ikke veldig nøyaktig. Vi har vært borte i løpehjul der det har vært opptil 30 prosent avvik på tykkelsen på løpehjulsskovlene, forteller han.
Krav til nye løpehjul
Teis Pedersen hos Statkraft forteller at det kan være aktuelt å kreve liknende analyser fra produsentene ved framtidige kontraheringer av løpehjul, der de spesifiserer godkjente dellastområder under 50 prosent.
– Neste fase nå er å implementere dette på Vinje. Det planlegger vi å gjøre i løpet av første halvår 2022. I Norge har vi et titalls anlegg der dette også kan være aktuelt, med en samlet effekt på noen tusen megawatt.
Pedersen forteller at de vurderer å gjøre de samme målingene og analysene på et 2x90 MW anlegg i Albania, der den lokale TSO-en etterspør systemtjenester.
– På de turbinene kan vi i dag ikke kjøre dellast under 65 prosent. Vi vil undersøke om vi kan utvide last-området også for disse turbinene, sier han.
E nerginet må tvinge aktører til å levere regulerkraft i Vest- Danmark etter at danske myndigheter bestemte at 100 MW fra Skagerrak-forbindelsen ikke lenger kan reserveres til regulerkraft.
De automatiske reservene i Danmark kjøpes vanligvis av Energinet gjennom en månedlig auksjon. I februar var det imidlertid ingen som ønsket å levere de nødvendige 100 MW automatiske reservene i Vest-Danmark.
Energinet måtte derfor for første gang bruke reglene i elforsyningsloven til å beordre aktører til å stille med automatiske reserver. Aktørene mottar betaling fra Energinet for tjenestene.
Fra 2015 til slutten av 2019 kjøpte Energinet automatiske reserver for Vest-Danmark i Norge. Men det danske energitilsynet vedtok i 2017 at full tilgjengelig kapasitet skal stilles til rådighet for spotmarkedet fra 2019.
«Selv om det nå har gått to år og det er gode priser på å levere reserver, har ikke markedet utviklet seg på den måten som Forsyningstilsynet forventet i 2017. Markedet er stillestående, og det er fortsatt veldig få danske aktører som byr. Det er veldig skuffende, sier avdelingsleder i Energinet, Kia Marie Jerichau.
videre med sprekk
Tekst: Atle Abelsen
D a Statkraft i 2019 tok ut løpehjulet på aggregat 4 (310 MW, francis) i Kvilldal kraftverk, oppdaget de en tilsynelatende alvorlig feil i lederingen (nedre lokk). Lokket så pent og greit ut på utsiden, men innsiden var mer tvilsom. Ved hjelp av penetrantkontroll og ultralydmåling avdekket de en 560 cm lang og 22 mm dyp sprekk i flensen.
Ytterligere analyser av sprekken viste at den antakelig hadde oppstått allerede under produksjonen. Sprekken var korrodert på en måte som bare oppstår ved glødetemperaturer. Men sprekken hadde åpenbart ikke utvidet seg noe i løpet av de 38 årene som var gått siden kraftstasjonen satt i drift i 1981.
Ikke kritisk sone
Normalt skulle Statkraft da skiftet lederingen. Men det er kostbart, ikke minst fordi det hadde betydd at aggregatet hadde blitt liggende ute av drift i halvannet til to år.
I stedet spurte de Andritz, som nå eier designen på den gamle Kværner-turbinen, om de kunne analysere om det var forsvarlig å fortsette med samme lokk med sprekk, siden denne flensen ikke befinner seg i kritisk sone.
Selv om det hadde gått bra i nesten førti år fram til da, måtte de ta i betraktning både at maskinen tross alt hadde måttet tåle belastningen av flere tiårs drift. I tillegg innebærer nye kjøremønstre en annen og antakelig tøffere belastning på aggregatet, med mer regulering og dellast.
Millionbeløp
– Det hadde kostet oss et betydelig millionbeløp i en ny maskindel, og ikke minst to års produksjonstap, sier seniorspesialist i risikohåndtering Camilla Feurst hos Statkraft.
Overingeniør Thor Arne Hvam Bruun hos Andritz forteller til Energiteknikk at de har forsynt stagringsboltene med strekklapper og benytter maskinlæring, basert på målingene og driftsdata, for å overvåke utviklingen. Det gjelder spesielt de 120 boltene mot lederingen, som får en høyere belastning dersom sprekken vokser.
Målingene sammenlikner de med blant annet resultatene fra såkalte FE-analyser (Finite Element method), også kalt enhetsforskyvningsmetoden, som beregner styrke og stivhet i en konstruksjon ved at den deles opp i mindre elementer.
– Dette er, så vidt jeg kjenner til, første gang noen benytter slike metoder. Vi beregner direkte for hvert sekund, og vurderer resultatene fortløpende. Da kan operatørene kjøre kontrollert videre et anlegg med en registrert svakhet, sier Bruun.
Digital tvilling
Denne metoden er et skritt videre i utviklingen av digitale tvillinger i kraftverkene. Bruun forteller at digitale tvillinger begynner å vinne innpass hos flere kraftprodusenter.
– De fleste bruker ikke den digitale tvillingen til å sammenlikne målte data med beregnede verdier. Det bruker lengre tid, og krever stor datakraft og god kvalitet på måledataene, understreker han.
Økende trend
Bruun peker på at mange store vannkraftaggregater ble bygd i årene 1950–1980, da kvalitetskontrollen under produksjonen ofte ikke holdt 2022–standard. Derfor kunne produksjonsfeil som sprekken i lederingen slippe ubemerket gjennom.
– Jeg kan ikke belegge det med tall, men har et inntrykk av at uhell samt små og store havarier som følge av feil på maskineriet, har en økende trend. Det må ikke minst ses i lys av nye kjøremønster, som ofte betyr større påkjenninger på maskineriet. Metoden som vi har utviklet i dette prosjektet, kan brukes for å overvåke andre små og større feil, og eventuelt vurdere å kjøre videre under streng oppfølging, sier Bruun.
Men han understreker: – Hvert enkelt aggregat er skreddersøm. Det er lite vi kan kopiere fra ett prosjekt til det neste, annet enn metodikken.
Undersøke flere
Camilla Feurst hos Statkraft forteller at det er viktig for selskapet å lære så mye som mulig om hydrologien i hvert aggregat og det turbulente miljøet rundt løpehjulene.
– Vi tror de nye regulerkraftmarkedene kommer til å føre til flere dellastreguleringer på aggregatene. Erfaringen fra dette prosjektet er svært nyttig for oss når vi nå skal undersøke om flere anlegg er egnet for dellastregulering, og om de kan kjøre videre med små feil. Vi har stor åpenhet omkring dette, og håper på god respons fra andre kraftprodusenter på Produksjonsteknisk Konferanse, slik at vi kan etablere et miljø rundt disse problemstillingene, sier hun.
Tekst: Atle Abelsen
N orske kraftprodusenter kan komme til å miste 5,4 TWh årlig produksjonsevne fra norske vassdrag etter at NVE har fornyet og strammet inn konsesjonene etter den nye Vannforskriften og EUs vanndirektiv. Det er 1,5 TWh mer enn tidligere beregninger.
Samtidig tror SINTEF-forskerne at strammere miljørestriksjoner vil påvirke kraftprisene med rundt 1 euro/MWh. Dette vil i gjennomsnitt bety rundt ett øre mer per kilowattime til forbruker.
Redusert fleksibilitet
Den viktigste effekten er kanskje at miljørestriksjonene sannsynligvis vil redusere fleksibiliteten i kraftsystemet.
– Vi har ikke kommet så langt at vi kan kvantifisere påvirkningen på fleksibiliteten, men vi har all grunn til å tro at situasjonen vil bli strammere, sier seniorforsker Ingeborg Graabak hos SINTEF Energi.
Analysert i detalj
Hun er prosjektleder for det treårige prosjektet «Sumvirkninger av miljørestriksjoner», som avsluttes sommeren 2023. Her analyserer forskerne i detalj hvordan produksjonen fra rundt 220 av de største kraftverkene i landet kan bli påvirket av strammere miljørestriksjoner i fornyede konsesjoner.
De tidligere estimatene over tapt produksjonsevne som følge av den nye Vannforskriften og fornyede konsesjoner ble foretatt av NVE og Miljødirektoratet i 2013. På det tidspunktet kunne de ikke gå like dypt inn i materien som SINTEF og deres samarbeidspartnere, blant annet NVE, har gjort nå, og det forsiktige estimatet lå på drøyt 1,8–4,1 TWh/år i tapt produksjonsevne. Det ser altså ut til å måtte bli oppjustert til 5,4 TWh/år nå.
10 revidert hittil
Etter den siste endringen av Vannforskriften i 2021, har NVE hittil fornyet konsesjonen til 10 av landets 1682 vannkraftverk. Utover i 2022 og 2023 regner man med å revidere langt flere.
Alle kraftverkene behandles individuelt, og det er stor variasjon på hvor hardt de blir rammet av nye miljørestriksjoner. Spesielt eldre kraftverk, som omtrent ikke hadde noen miljøkrav til seg i det hele tatt, vil merke det veldig godt.
Andre får mildere innstramminger, eller vil kanskje tvert imot få bedre produksjonsvilkår. SINTEF har tidligere dokumentert at noen vannkraftanlegg faktisk med fordel for produksjonen kan iverksette miljøtiltak, under mottoet «mer kraft og mer fisk». Det gjelder først og fremst for eldre anlegg som er dårlig designet både med hensyn til produksjonen og miljøforholdene.
Sjablong
SINTEF har så langt analysert effekten av to ulike typer miljørestriksjoner: Den ene er krav til at alt vann skal gå til oppfylling av magasiner etter en viss dato på våren, inntil fyllingsgraden når 85 prosent i løpet av den definerte perioden.
Den andre er krav til minstevassføring. Her er den såkalte Q95-metodikken lagt til grunn. Det vil si at vannføringen ikke skal bli lavere enn den historisk har vært i cirka fem prosent av tiden.
– Det er en sjablongtilnærming vi er nødt til å bruke av hensyn til arbeidsmengden. Det er den samme tilnærmingen som er brukt i tidligere studier av konsekvensene av nye miljørestriksjoner, sier Graabak.
Simulert over 30 værår
Med disse parameterne i bunnen har de simulert de 220 kraftverkene over 30 værår. Det får fram variabiliteten i systemet, med ulikt vær, ulikt tilsig og ulikt forbruk.
De har også sammenlignet Q95 med de 5–6 kraftverkene som NVE faktisk har revidert konsesjonsvilkårene til i 2021 for å sjekke hvor godt de treffer.
– Vi ser at vi ligger over på noen, og under på andre. Vi har ikke regnet på gjennomsnittet. Til det er det for få konsesjoner som er sluttbehandlet, sier Graabak.
Dårligere flomberedskap
En annen effekt av strengere miljørestriksjoner er en dårligere flomberedskap.
– Når man har krav til magasinfylling på sommeren, kan man risikere at uventet store nedbørsmengder vil føre til større flommer enn før, sier Graabak.
Det kan bety høyere kostnader for samfunnet, både i form av flere flomtiltak, som flomvoller og områder der vannet kan bre seg utover, men også høyere forventede tap som følge av flomskader på bygninger og infrastruktur.
Strammere forsyningssituasjon
Graabak forteller at de nå har kjørt simuleringsmodellen med en markedsklarering som i spotmarkedet. Nå framover i prosjektet skal de også kjøre en modell med 15 minutters oppløsning for perioder der de antar at forsyningssituasjonen er strammere for å finne ut hvordan det påvirker kraftreservene og aktiveringen av disse.
SINTEF-forskerne har også regnet ut betydningen for det europeiske kraftsystemet av at det norske systemet mister 5,4 TWh årlig produksjonsevne, som vil slå direkte ut på det vi kan eksportere til kontinentet: I et antatt kraftsystem for Nord- Europa i 2030, førte det til 3,5 TWh ekstra gasskraft, 0,8 TWh ekstra kullkraft og 0,4 TWh ekstra kjernekraft. I tillegg bidro det til 311 GWh lavere prissensitivt forbruk i Norge og 196 GWh i Sverige.
- Prosjekteier: Energi Norge
- Faglig utførende: SINTEF Energi AS
- Tidsrom: 2020–2023
- Budsjett: 14,225 millioner kroner
- Støttet av Forskningsrådet (IPN) med 5,7 millioner kroner
- Deltakere: Energi Norge, Statkraft Energi, Agder Energi Vannkraft, Hydro Energi, Hafslund-E-CO, BKK Produksjon, Energiforsk, Energiforetagen, SFE Produksjon, Sira-Kvina Kraftselskap, Trønderenergi, Skagerak Kraft, NTE Energi, Statnett, NVE
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
R egjeringen fastsatte nylig reviderte konsesjonsvilkår for reguleringen av Barduvassdraget og Holsvassdraget.
– I Barduvassdraget pålegger vi nå minstevannføring fra Innsetdammen av hensyn til fisk. Vi innfører ikke magasinrestriksjoner i Altevatn, ettersom dette er et viktig magasin som gir samfunnet verdifull regulerbar kraftproduksjon, sier energiminister Marte Mjøs Persen i en melding.
Reguleringen av Altevatn utnyttes i Innset og Straumsmo kraftverk, som har en årlig kraftproduksjon på om lag 1,2 TWh. Statkraft er konsesjonær.
Det pålegges slipp av minstevannføring fra Innsetvatn på 2 m3/s fra 1. mai til 30. september og 0,5 m3/s resten av året. Det medfører et krafttap på om lag 20 GWh, som tilsvarer en nåverdi på om lag 161 millioner kroner, beregnet med NVEs basis kraftprisbane for 2021.
NVEs opprinnelige forslag til vilkår nedstrøms Straumsmo ville medført en kostnad i form av tapt verdi på produksjonen på om lag 3-7 millioner kroner årlig, noe som har en nåverdi tilsvarende om lag 45 – 105 millioner kroner. Men ved å flytte målepunktet nedstrøms Straumsmo, blir dette verditapet redusert, ifølge OED.
Reguleringene i Holsvassdraget utnyttes i Holskraftverkene, som har en årlig kraftproduksjon på om lag 1,1 TWh.
– Av hensyn til fiske og friluftsliv pålegger vi nå minstevannføring ut fra flere av reguleringsmagasinene i Holsvassdraget. Vi innfører ikke magasinrestriksjoner, siden dette er svært viktige magasiner som gir samfunnet verdifull regulerbar kraftproduksjon, sier Mjøs Persen.
Minstevannslippene vil gi et samlet årlig krafttap på ca. 14,5 GWh.
Tekst: Øyvind Zambrano Lie
E U arbeider for tiden med nye regler for bærekraft ved finansiering, gjennom den såkalte taksonomien.
– Det kommer til å bli mye strengere krav når det gjelder bruk av betong som konstruksjonsmateriale på infrastrukturprosjekter. Veldig sterke krefter i EU-systemet utfordrer bruk av betong for bygningsmaterialer på bred basis, fordi det har så store CO2-fotavtrykk på produksjonen, sier Småkrafts administrerende direktør, Terje Vedeler, til Energiteknikk.
Vil snu steiner
– Hva skal man gjøre?
– Det finnes flere gode løsninger som allerede har vært tenkt på i småkraftsammenheng, og som det kan være lurt å trekke frem igjen for at vi skal kunne bygge kraftverkene våre på en mer bærekraftig måte. Å sveise opp inntak i aluminium og slik bruke mye mindre betong, er en mulighet som bør videreutvikles, sier Vedeler.
– Det er viktig for oss å snu noen steiner og utfordre de gode kreftene og kloke hodene rundt oss, for å sikre oss at dette blir ivaretatt på våre fremtidige installasjoner, sier Småkraft-sjefen.
Gammel vane
En som i flere år har ønsket å bruke mindre betong, er administrerende direktør Rein Husebø i Forte Vannkraft.
– Det er noen veldig få hovedkrefter i et kraftverk som skal ned i bakken. Utover det trenger du ikke betong. Men det brukes veldig mye betong på alle bauer og kanter, sier han til Energiteknikk.
– Hvorfor?
– Gammel vane. Det er trygt og godt. Men du merker når folk er nødt til å bygge billig, da klarer de å kvitte seg med litt betong. Jeg har gnålt om dette i veldig mange år, og sagt at nå må vi bygge aluminiumsdammer, så man slipper å fly betong til fjells, for det er dyrt.
– Knallbra
Husebø og Matthias Kullberg, som gjorde detaljprosjektering, fikk hjelp av en designer som konstruerte hurtigbåter i aluminium til å utforme dammene, den første i Volda rundt 2006- 2007. Da var Husebø administrerende direktør i Småkraft AS.
– Den første vi bygget kostet halvannen million kroner, det samme som et hvilken som helst annen komplett dam og inntak bygget med betong. Men det var den første prototypen, hadde vi gjort dette mange ganger, ville det garantert blitt mye billigere. Men folk er veldig vanskelige å få med seg på den slags. Vi gjorde noen aluminiumsløsninger, men ikke så mange. Det handler om hva folk er vant til. Det må være noen som brenner for det i prosjektene.
– Ble det like bra som betong?
– Ja, det ble knallbra. Da var det ikke bærekraft vi tenkte på, men å spare penger ved bygging av veiløse inntak, slik at man slipper å fly inn betong med helikopter. Det er morsomt at disse tingene nå går i samme retning, sier Husebø.
Mer dynamitt
Betongbruk kan også unngås ved å sprenge.
– Skal du bygge dam, er det mye billigere å sprenge et hull i bakken enn å bygge en høy dam. Med betong bygger man fallhøyde, og det er jo dyrt. Du trenger bare en liten kulp et eller annet sted hvor vannet kan renne inn i rørene, istedenfor å bygge det oppå bakken. Og dynamitt er billig. Slike inntak har vi bygget ganske mange av, det er en veldig god løsning.
Tvinger seg fram
– Hva med selve kraftverket, er det mulig å redusere bruken av betong der også?
– Ja. Det er veldig få krefter man må ta vare på, det er kun trykk-kraften av vannet og tyngden av aggregatet. Istedenfor å bygge en betongkloss som tar kreftene i røret og turbinen, henger du turbinen fast i røret. Røret er stivt og kan ta alle kreftene. Da trenger du bare noe som tåler tyngden av maskinen, og det er jo nesten ingenting. Da kan du egentlig bygge med minimalt av solide konstruksjoner i selve stasjonen, du kan egentlig ha et lettgulv, sier Husebø.
– Kommer dere til å gjøre mer av dette fremover?
– Ja, det tvinger seg fram når du har mer og mer marginalt lønnsomme prosjekter, og du må kna tekniske løsninger for å få det billig, sier Husebø.
Tekst: Atle Abelsen
B låfall Utvikling AS (tidligere Norsk Omipower) er i ferd med å gjennomføre testkjøringen av de to francisaggregatene på Fjerdingelva kraftverk i Grong kommune nord i Trøndelag. Kraftverket er på til sammen 5,1 MW, der to francisturbiner – den ene dobbelt så stor som den andre – skal produsere rundt 17 GWh årlig for eieren Blåfall AS (tidligere Norsk Vannkraft AS).
Luftetank
Det bemerkelsesverdige med anlegget er en luftetank de har anlagt i rørgata. Kraftverket får vannet fra to forskjellige elver; Fjerdingelva og Steinåa, der inntakene ligger på forskjellige koter.
Fjerdingelva, som ligger øverst i det totalt 88 meter høye fallet, vil store i deler av året mate inn vann alene. Etter rundt 1650 meter, vil det 1600 mm store røret bli koplet sammen med et 900 mm stort rør fra Steinåa. Dette sideinntaket er 1730 meter langt, men har lavere fall. Deretter går vannet fra de to inntakene i et 1700 mm rør de siste 595 meterne ned til kraftstasjonen noen kilometer nord for tettstedet Harran i Grong kommune.
Luftetanken er montert noen hundre meter nedenfor inntaket i Steinåa. Hensikten er å fange luftbobler som oppstår i vannveien når det er lite vann i Steinåa. Luftbobler som blir med vannstrømmen kan forårsake kavitasjon og skade skovlbladene i turbinen. Fra luftetanken går det er plastrør opp og tilbake til inntaket der luften slippes ut.
Lur løsning
– Vi fant ut at vi måtte finne på en lur løsning for å unngå å dra med oss for mye luft ned i kraftstasjonen, sier prosjektleder Eivind Gaarder i Blåfall Utvikling AS.
Ideen med en luftetank for å trekke ut luft fra vannet er ikke ny, men relativt sjeldent brukt.
– Her så vi at både sammenkoplingen av to inntaksrør, men også utformingen av selve inntaket, kunne by på problemer. Jeg tror ikke det er helt nytt å anlegge en luftetank for å bli kvitt lufta i vannet, men vi har aldri gjort det før. Vi har heller ikke funnet noen andre eksempler på det i Norge, sier han.
Tyrolerinntak
Prosjektleder Viggo Olsen, som representerer totalentreprenøren Hywer AS, forteller at de har brukt såkalte tyrolerinntak. Slike inntak er ofte brukt i alpeland og andre områder der det er bratt og trangt.
– De likner litt på Hywers egne coandainntak. Men de har ikke samme rister, er mindre og har ikke like stort reguleringskammer. Slike tyrolerinntak tar ikke så mye plass, krever mindre betong og er dermed litt mer miljøvennlige. Men en ulempe er at de under gitte forhold kan føre en del luft inn i vannveien, sier han.
I Fjerdingelva brukes et tradisjonelt sideinntak med luke, på grunn av store vannmengder.
Tekst: Morten Valestrand
D
et er lett å bli litt ekstra
visjonær i medgangstider,
innrømmer Jesper Jarnhäll,
daglig leder i Swedish Modular
Reactors (SMR AB). Selskapet
skal bygge en helt ny kjernekraftreaktor
sammen med
patenteieren Blykalla og Kungliga
Tekniska Högskolan (KTH) i
Stockholm.
Mer enn noen annen energiform
er kjernekraft avhengig
av at politikk og regelverk ikke
plutselig setter krokbein for
det man har planlagt. Men for
tiden har Sealer-prosjektet bra
flyt, så da kan man by på litt
ekstra optimisme.
– Vi ser mot et større marked, ikke bare Sverige. De patentene som nå skal settes ut i livet, kan ta Sealer-reaktoren hvor som helst i verden, så hvorfor ikke også til Norge? sier Jesper Jarnhäll til Energiteknikk.
Spaden i jorden
Nylig fikk reaktorprosjektet Sealer E (Swedish Advanced Lead Reactor) 99 millioner kroner i støtte fra den svenske Energimyndigheten.
Dermed kan man for første gang planlegge det første spadetaket for pilotanlegget Sealer E på 2,5 MW i Oskarshamn. Det blir en liten miniatyr ved siden av den store kjernekraftreaktoren O3 på 1400 MW.
I den lille oppgraderte versjonen skal man bytte ut vann som kjøling med smeltet bly, en opprinnelig russisk reaktordesign (brest-reaktoren) som Blykalla og KTH har videreutviklet. Blant annet har man løst ett korrosjonsproblem ved hjelp av et patentert oksid som man nå kan legges på innsiden av reaktoren, som da herdes og tåler ekstremt høye temperaturer.
Elektrisk kjernekraft
Ved KTH har man også stresstestet materialer og hatt en prøverigg for flytende bly, men det er først nå i pilotversjonen at blykjølingen kommer ut i virkeligheten. Først dog uten kjernekraft.
Av regulatoriske og praktiske årsaker har Sealer E elektrisk oppvarming, men i 2025 går pilotprosjektet over i Sealer D, et demoanlegg på cirka 31 MW – og nå med nukleær kjerne. Det tredje og siste steget skjer frem mot 2032 da den kommersielle Sealer 55 skal bygges, med 55 MW elektrisk effekt.
En ny generasjon
Sealer er det man kaller en SMR-reaktor, som står for Small Modular Reactor, internasjonalt definert opp til 300 MW.
Begrepet SMR beskriver kun en reaktors størrelse og ikke innholdet, så noen av dem er kun nedskalerte versjoner av konvensjonell kjernekraft. Andre visjonære prosjekter har knapt forlatt serviettskissen, så den tekniske spennvidden er stor.
Sealers teknologi tilhører fjerde generasjons kjernekraft, som blant annet bruker bly som kjølemedium. I andre SMR-reaktorer kan kjølemediet være gass (helium) eller smeltet salt.
Passiv sikkerhet
Ifølge Jesper Jarnhäll gir dette et så kalt passivt sikkerhetssystem der reaktoren automatisk går på nedkjøling hvis noe dramatisk skulle skje. Reaktorkjernen kan helt enkelt ikke smelte.
– Sealer krever derfor ikke stor avstand til andre bygninger eller virksomheter, sier Jesper Jarnhäll.
Fordelen med bly er også at materialet går tilbake til ikkeradioaktiv tilstand helt av seg selv når det tas ut av reaktoren, ifølge Jan Emblemsvåg, professor ved Institutt for havromsoperasjoner og byggteknikk på NTNU. I prosjektet NuProShip samarbeider NTNU med KTH rundt ekstra små reaktorer.
– Dette er en fantastisk egenskap hos bly, sier Jan Emblemsvåg.
– En reaktortype som Sealer kan dessuten leveres med alt brensel som den trenger under hele sin livstid, og den kan gjenbruke store deler av sitt eget uranavfall.
Fabrikk på gang
Utviklingsselskapet SMR AB eies av Blykalla og det internasjonale energikonsernet Uniper, som er majoritetseier i Oskarshamns kjernekraftverk. Blykallas plan er å ta Sealer 55 opp i kommersiell masseproduksjon senest 2032, hvis politikk og regelverk gjør det mulig.
Det passer derfor utmerket at Energimyndigheten også har gitt 25 millioner kroner til et nytt tverrfaglig kompetansesenter for SMR og fjerde generasjonens kjernekraft sammen med en rekke bransjeaktører og Uppsala universitet. Der skal man fordype seg i lisensiering og regelverk.
Verdensmarkedet venter
For Uniper blir det enda viktigere å være med i utviklingen av SMR-markedet også i andre deler av Norden. Vattenfall, eid av den svenske staten, utvikler fjerde generasjonens SMR i Estland sammen med GE Hitachi.
– Det er for tiden høyt tempo rundt dette, og om femten år vil vi se små reaktorer i veldig mange sammenhenger, sier Jesper Jarnhäll.
– Og en av grunnene til at vi valgte nettopp 55 MW for Sealer, er at reaktoren da blir akkurat så stor at modulene kan bygges på fabrikk og fraktes med lastebiler dit den skal monteres. Selve reaktorkaret tar jo bare opp 25 kvadratmeter.
nærmer seg kraftnettet
Tekst: Morten Valestrand
-E
n Sealer 55 kan settes opp
nær kunden, som kan være
et smelteverk, et fjernvarmenett
eller ett nettselskap med
elektrolysører, sier Jesper Jarnhäll,
daglig leder for SMR AB, som
fremover skal bygge Sealer E, en
av verdens første demonstrasjonsreaktorer
med fjerde generasjonens
kjernekraftteknologi.
Men det stopper ikke der,
mener han.
– Ved å koble sammen flere små reaktorer, kan effekten tilpasses lokale behov på en helt ny måte som andre energiformer ikke har mulighet til.
Kjernekraft som Lego
I teorien blir spekteret for oppog nedskalering av kjernekraft uendelig med en eller flere SMR, Small Modular Reactor. En reaktor kan være fra et par megawatt til for eksempel fem 300 MW reaktorer under samme tak.
Da er man oppe i 1500 MW, det samme som dagens store kjernekraftverk. Forskjellen er at den nye kjernekraften på en sikker måte kan bygges der behov finnes og nye industrier etableres.
De neste 15–20 årene vil Sverige doble sitt strømforbruk til nærmere 300 TWh per år, påpeker Jesper Jarnhäll. Planen er at behovet skal fylles med vindkraft. Problemet er at vannkraften ikke vil rekke til som balanserende motkraft når det ikke blåser.
Kraftnett med småreaktorer
– Samtidig står kraftnettet fremfor store utfordringer, både når det gjelder ekspansjon og balansering av det eksisterende nettet, sier Jesper Jarnhäll.
Uansett hvordan man snur og vender på prognosene, vil det likevel ikke finnes nok overføringskapasitet, og ikke nok regulerbar kraftproduksjon. På denne scenen ser SMR AB og eierselskapet Uniper hvordan Sealer 55-reaktorer kan distribueres som helt nye bærepunkter i energisystemet.
Industriutviklingen i Nord- Sverige går fort, og mange bedrifter trenger store mengder elektrisitet fra regulerbare kilder, noe analyser har vist at vannkraften vil få problemer med å fylle om ikke alt for mange år.
Stabiliserer systemet
– Det som kreves, er ny lokal produksjon som kan løse problemet der effektbehovet oppstår. I alle større vindkraftparker, også offshore, kan man sette opp en SMR som møter den volatiliteten som den intermittente vindkraften skaper, sier Jesper Jarnhäll.
– Også i Sør-Sverige har vi et stort effektunderskudd med industriflukt fra regionen, så vi må bygge ny kraftproduksjon der behovet finnes.
Dermed får små reaktorer også en støttefunksjon i kraftnettet, som samtidig gir økte inntekter. Den stabile og regulerbare produksjonen skaper en enkel, men fleksibel systemnytte. En liten reaktor kan brukes til både frekvensbalansering og effektmangel ved topplast.
Termiske nytte
En Sealer 55 har en driftstemperatur på over 500 grader som selvsagt må tas vare på, men det termiske området er uendelig mye større, påpeker Jesper Jarnhäll. Flytende bly kan kjøres opp til meget høye temperaturer før det koker, og via en varmeveksler kan du ta ut den varmen på det nivået du trenger. Dermed blir en SMR en ny type termisk industriapplikasjon.
– Du kan også kjøre ut dampen til en elektrolysør for høye temperaturer, og da senke ditt strømforbruk med opp til 30 prosent, som betyr 30 prosent mer effektiv hydrogenproduksjon, sier Jesper Jarnhäll.
– Og ikke glem klimadimensjonen. En SMR gir mindre forbrenning av tradisjonelle brensler, og den tekniske fleksibiliteten kan dekarbonisere alle typer av systemer, fra industrien til fjernvarme og hele transportsektoren.
Tekst: Morten Valestrans
D et ble en verdensnyhet da kanadiske Ontario Power Generation (OPG) annonserte at de sammen med GE Hitachi har til hensikt å bygge en 300 MW SMR som skal stå ferdig i 2028.
Plutselig dukket det opp «nyheter » fra alle mulige hold, om SMR-prosjekter jorden rundt. Det viste seg at markedsutviklingen for små modulære reaktorer under lang tid hadde gått helt under nyhetsrobotenes radar, og det ene prosjektet etter det andre begynte å sende ut pressemeldinger og søknader om støtte.
Ketchupeffekten
En årsak er at mange prosjekter fremdeles er på forskningsstadiet, eller har vanskelig for å komme forbi alle reguleringer – det handler tross alt om kjernekraft som krever ekstremt sikre og komplekse løsninger. Selv om både klimautfordringen og snart alle lands kraftsystem skriker etter utslippsfri og regulerbar kraft, har innovatørene likevel ikke kunnet kaste seg ut i markedet. Før nå.
Innen 8-15 år
Det kanadiske initiativet løftet lokket av en helt ny teknologisk generasjon der flere prosjekter hadde kommet minst like langt som OPG. Minst femten land og flere dusin små og store industrielle aktører er i dag i full aktivitet.
Kjernekraftbyggere som Holtec, Moltex, Rolls-Royce, NuScale og EdF planlegger små modulære reaktorer innen 8–15 år. Andre SMR er allerede er i gang, men det kommer også an på hva man legger i begrepet SMR.
Isbryterne
Russland har i flere tiår brukt små modulære reaktorer både på land og til havs, blant annet i flere av sine isbrytere. Da handler det om nedskalert gammeldags kjernekraft.
Nå ligger imidlertid russiske Rosatom helt i forkant med bygging av en ny blykjølt generasjon 4-reaktor. Det er denne såkalte brest-designen som svenske Blykalla og KTH har tatt videre i sitt eget konsept Sealer 55.
Fjerde generasjons kjølemedium kan også være heliumgass i høytemperaturreaktorer (HTGR). Og i Kina ble verdens første HTGR nylig koblet til strømnettet. Også Estland, Finland, Polen, Romania, Storbritannia, Sverige, Tsjekkia og USA planlegger ulike versjoner av SMR.
I fjor gikk svenske Vattenfall inn som deleier i estiske Fermi Energia med mål om å bygge en, på sikt flere, små reaktorer i samarbeid med GE Hitachi – som også skal levere til både Canada og Finland, der Fortum og GE Hitachi utvikler en spesialdesignet fjernvarme-SMR.
Lisenser
– Generelt blir kostnadene for design og utvikling mer konkurransedyktige, sier Anton Steen, ansvarlig for Public Affairs i Fortum Sverige.
– I løpet av de neste ti årene vil et stort antall nye småskalereaktorer settes i drift både i Europa og resten av verden. Stadig flere land lisensierer sine SMR for bygging i nær fremtid.
Samarbeid
Mange er også i gang med både egne nasjonale lisensprosesser og internasjonale samarbeidsprosjekter.
Utfordringen er at nasjonale løsninger ofte tar lang tid og øker kostnadene, mener Anton Steen. Det beste ville vært en felles lisensiering for flere land, for eksempel innenfor EU.
– Man burde istedenfor kunne tenke seg lignende lisensieringsordninger som finnes i andre industribransjer, for eksempel innen flyindustrien eller skipsbygging.
Tekst: Morten Valestrand
S ammen med et internasjonalt konsortium vil NTNUprofessor Jan Emblemsvåg utvikle en kjernekraftreaktor for bruk ombord på store handelsskip. Nå har han levert inn en søknad til Norges Forskningsråd.
– Det blir et unikt internasjonalt prosjekt som kan gi Norge og internasjonal skipsfart en helt ny utslippsfri motorkonstruksjon, sier Jan Emblemsvåg.
Som både kjernekraftforsker og professor ved NTNUs Institutt for havromsoperasjoner og byggteknikk, vil han med programmet NuProShip (Nuclear Propulsion of Merchant Ships) sjøsette en liten reaktor med 25–55 MW effekt som ikke vil kreve store subsidier etter at den innledende utviklingsprosessen er ferdig.
– I forhold til dagens kjernekraft blir investeringskostnaden lav, fordi reaktorene blir små og fabrikkbygget, sier Jan Emblemsvåg.
Reaktor for maritim strategi
Søknaden gjelder Forskningsrådets Maritim 21-strategi for innovasjon i den maritime næringen. Sammen med en rekke internasjonale eksperter og aktører innen forskning, sjøfart og landbasert industri, skal NuProShip analysere tre forskjellige reaktortyper for marin applikasjon.
Blant annet skal NuProShip se på brest-konseptet, som kjøles av flytende bly. Det er samme teknologi som Kungliga Tekniska Högskolan (KTH) og Blykalla har utviklet videre til reaktoren Sealer, som NuProShip nå vil ta til sjøs.
Samarbeid med Stockholm
– Dette blir en mindre versjon av Sealer. Sammen med NTNU skal vi arbeide videre med design og integrasjon av denne reaktortypen i et marint system, sier professor Pär Olsson, sjef for KTHs forskningssenter for kjernekraft.
NuProShip skal også se nærmere på teknologien for saltsmeltereaktorer og gasskonseptet med helium som kjølemiddel. Alle tre design, inklusive Sealer, tilhører Generasjon 4-teknologien og går under begrepet små modulære reaktorer (SMR).
Hvis skipet synker
Det spesielle med denne typen kjernekraftteknikk er at den overhodet ikke har samme risiko som den man vanligvis forbinder med kjernekraft, påpeker Emblemsvåg.
– Her håndteres både sikkerhet, kostnader og avfall på en helt egen og tilfredsstillende måte. Teknikk som dette passer derfor utmerket ombord på store skip, sier Jan Emblemsvåg.
– Og skulle et skip synke med en Generasjon 4-reaktor ombord, så vil reaktoren gå til den ebber ut av nøytronabsorberende elementer. Hvis det skjer det på grunt vann så hentes reaktoren ut av skipet.
Saltsmelteteknologien har for øvrig en særegen historikk. Den kunne ikke brukes til atomvåpen og ble derfor uinteressant for videre utvikling under den kalde krigens dager.
Saltsmeltereaktoren ble først utviklet på 1960-tallet og var rent teknisk meget lovende, ikke minst når det gjaldt sikkerhet. Konstruksjonen gjør det fysisk umulig å smelte ned reaktorkjernen.
Lettvannsreaktoren var imidlertid kommet lengre i utviklingen og ble prioritert av den grunn. Men selv etter at saltsmelteteknologien hadde modnet, så ble den satt til side, paradoksalt nok fordi den ikke produserte høyradioaktive stoffer.
I atombombens skygge
– Saltsmeltereaktorene havnet helt i skyggen og ble glemt. Selv det amerikanske tekniske universitetet MITs store rapport fra 2003 om kjernekraftens fremtid, er helt blank hva gjelder denne teknologien, sier Jan Emblemsvåg.
– Moderne saltsmeltereaktorer er i dag en innovativ SMRdesign som kan løse verdens utslippsproblematikk svært kostnadseffektivt.
Nå kan det internasjonale gjennombruddet for små kjernekraftreaktorer kanskje også å bryte seg gjennom den norske barrieren av fordommer rundt kjernekraft, håper Jan Emblemsvåg. Det kan hjelpe kraftsystemet og på sikt gjøre sjøfarten helt klimavennlig.
Elefanten i kraftsystemet
– Kjernekraft er elefanten i det nordiske kraftsystemet som norsk energipolitikk verken vil snakke om eller lære mer om, sier Jan Emblemsvåg.
– Internasjonalt skjer det veldig mye rundt den nye sikre teknologien med små reaktorer, og her må Norge begynne å våkne opp sammen med Sverige. Små reaktorer på store skip har et enormt potensial på verdensmarkedet med tusenvis av skip som kan egne seg.
Kontaktperson: Generalsekretær
Bjørnar Brattbakk; bbr@energinorge.no
R annveig har hatt og har mange sentrale verv i CIGRE. For tiden er hun blant annet leder av Study Committee B5 - Protection and automation.
Foruten Rannveig Løken består styret av Jens Auset (Hitachi Energy), Ketil Sagen (Energi Norge), Sigrun K. Mindeberg (NVE), Jan Roger Andersen (Nexans Norway), Geir Aalvik (Statkraft) og Lars Lundgaard (SINTEF Energi).
Under den norske komiteens generalforsamling i 2020 ble det orientert om at man ønsker en utvidelse av styret, slik at også høyskole-/universitetsmiljøet og nettselskapene er representert. Dette krever imidlertid vedtektsendring. Foreløpig har derfor styret invitert inn Asgeir Mjelve og Hans Kristian Høidalen som opservatører, disse representerer henholdvis Elvia og NTNU-miljøet.
Generalforsamlingen vil vil behandle spørsmålet om nevnte miljøer skal tilbys fast plass i styret for den norske komiteen.
Om CIGRÉ
C IGRÉ er en verdensomspennende faglig organisasjon for store elektriske kraftsystem som ble grunnlagt i 1921, og har hovedsete i Paris. Norge har deltatt fra starten av. CIGRÉ har i dag medlemmer i mer enn 90 land, og i 59 av disse er det organisert nasjonale komiteer. Den faglige virksomheten er organisert i 16 studiekomiteer, og Norge har fullt medlemskap i samtlige av disse.
Den norske komité for CIGRE har for tiden vel 135 personlige medlemmer og 23 bedriftsmedlemmer.
Les mer på http://www.cigre.org, eller kontakt generalsekretæren – cigrenorway@gmail.com.
P åmeldingsskjema vil om kort tid bli sendt ut til alle norske medlemmer av CIGRE. Det er imidlertid fritt fram for ikke-medlemmer til også å delta. Ta kontakt med generalsekretæren (cigrenorway@gmail.com) og du vil få tilsendt påmeldingsskjema. Det tekniske programmet ligger ute på CIGREs hjemmesider.
På sesjonen vil papers som er akseptert, bli presentert. Norske bidragsytere har fått antatt 19 papers denne gangen, fordelt på 18 hovedforfattere – en meget god uttelling.
Nominasjon av norske NC-medlemmer
I CIGRE er det 16 permanente Study Committees. Disse arbeider innfor ulike relevante felt, se nedenfor. Norge har i dag lederskapet i SC B5 (Rannveig Løken fra Statnett). I tillegg er Geir Clasen, Nexans innstilt som ny leder i SC B1 – Insulated Cables. Ut over dette er innstillingen til norske medlemmer i de ulike Study Committees for perioden 2022-2024 som følger:
- A1 Rotating electrical machines – Ella Beate Brodtkorb, Norconsult
- A2 Power transformers and reactors – Hans Kristian Høidalen, NTNU Elkraft
- A3 Transmission and distribution equipment – Nina Støa Aanensen, Sintef Energi
- B1 Insulated cables – Carl Erik Hillestad, Statnett
- B2 Overhead lines – Peder Andreas Hagen, Statnett
- B3 Substations and electrical installations – Karl Eide Pollestad, Elvia
- B4 DC systems and power electronics – Sigmund Bødal, Equinor
- B5 Protection and automation – Tore Soltvedt, Statnett og Joar Hyllestad Mikkelsen, Hitachi Energy
- C1 Power system development and economics – Finn Ytterli, Hydro
- C2 Power system operation and control – Gerard Doorman, Statnett
- C3 Power system environmental performance – Tanya Midtsian, NVE
- C4 Power system technical performance – Bjørn Gustavsen, Sintef Energi
- C5 Electricity markets and regulation – Birger Mo, Sintef Energi
- C6 Active distribution systems and distributed energy resources – Merkebu Z. Degefa, Sintef Energi
- D1 Materials and energing test techniques – Frank Mauset, NTNU Elkraft
- D2 Information systems and telecommunication – Lars Konrad Silset, Statnett
Under disse komiteene finnes det en rekke arbeidsgrupper hvor det er mulig å delta (se CIGREs hjemmesider).
Next-Generation-Network (NGN)
I CIGRE er det et pågående arbeid som heter Next-Generation-Network (NGN). Formålet med arbeidet er at man skal forsøke å få inn yngre personer i CIGRE-arbeidet.
Det er etablert en norsk NGN-gruppe som ledes av Babak Abdolmaleki ved NTNU. Dersom du er interessert i delta i denne gruppen, tar du kontakt med Babak – babak.abdolmaleki@ntnu.no. Kriteriet for å delta er at du melder deg inn i CIGRE. Medlemskapet er gratis for studenter, og det gis halv pris for personer under 35 år.
Generalforsam
ling 2022
2022 er tid for generalforsamling for Den norske komite for CIGRE. Den avholdes 24. august. Sannsynligvis blir den fysisk, men kanskje med mulighet til å delta elektronisk. Innkalling kommer senere.
Forskningsrådet har godkjent et IPN-prosjekt (innovasjonsprosjekt for næringslivet) som REN skal gjennomføre i samarbeid med SINTEF Energi og flere nettselskap for å utvikle risikobasert planleggingsmetodikk for fornyelse av kraftledninger.
FoU-prosjektet har et budsjett på 8,7 millioner kroner, og støtten fra Forskningsrådet utgjør 3,05 millioner kroner. Det ble søkt om 4,35 millioner kroner. Prosjektet vil starte innen 1. mai, og pågå i tre år.
Bakgrunnen for FoU-prosjektet er økt forbruk og press på forsyningsnettet. Videre er det et stort reinvesteringsbehov grunnet aldrende nett. Det er derfor viktig og økonomisk fornuftig å utnytte nettet optimalt og å utføre tiltak som sikrer pålitelighet og øker levetiden til kraftledninger.
– Det er imidlertid umulig å bestemme levetiden til kraftledninger med stor sikkerhet. Derfor er det krevende å finne ut hvilke aldrende kraftledninger som bør fornyes, og om alle komponentene bør skiftes ut, eller bare noen, sier prosjektleder i REN, Øyvind Slethei.
Utnytte tilstandsdata
Han legger til at det finnes
mye kunnskap om tilstand til
og aldring av kraftledninger, samt god tilgang til data
om miljø og påkjenninger
som de utsettes for. I tillegg
utvikles teknologi for droner,
sensorer o.l. raskt. Samtidig
er det utfordrende å utnytte
data og kunnskap til beslutningsstøtte.
Dette krever kombinering og foredling
av mange ulike typer data,
som både kan være usikker,
upresis og mangelfull til
anvendbar informasjon.
På tross av en økende mengde data og forklaringsmodeller vil det også være behov for supplerende ekspertvurderinger i uoverskuelig framtid. Det må også tas hensyn til usikkerhet, ettersom estimering av levetid er beheftet med betydelig usikkerhet, og denne usikkerheten kan ha stor betydning når beslutninger om fornyelse skal tas, sier prosjektleder Øyvind Slethei om noen av utfordringene prosjektet skal gripe fatt i.
Etablere metodikk
Han legger til at hovedmålet
til FoU-prosjektet er å etablere
en metodikk for risikobasert
planlegging av hvor,
når og hvordan fornyelse av
kraftledninger bør gjøres.
Resultatene vil bli formidlet
gjennom RENblader og implementeres
i eksisterende
og eventuelle nye verktøy
dersom det er behov for det.
Ønsker du å vite mer om prosjektet, kan Øyvind Slethei i REN kontaktes.
Ledning er ett av de nyeste verktøyene i REN sitt prosjektsystem. Etter lansering i fjor, er vi allerede klar med ny og oppdatert versjon.
Verktøyet kan nå brukes for å beregne alle tilknytningsmetoder i LS distribusjonsnettet; Metode A, B og C, i henhold til NEK 399 og RENblad 4100.
Ledning er et beregningsverktøy for å kvalitetssikre at stikkledning og vern tilfredsstiller krav til elsikkerhet. Underveis i programmet vil brukeren få opp feilmeldinger, advarsler, anbefalinger og dokumentasjon til beregningen.
– Et av de viktigste målene har vært å utvikle funksjoner som bransjen har behov for, og som få eller ingen andre programmer løser, fremholder Martin Brandtun, prosjektleder i REN.
Han legger til at det i forrige versjon bare var mulig å prosjektere tilknytninger i henhold til Metode A og B. Nå er Metode C også blitt et alternativ. Dette er tilknytningsmetode for kunder som krever stor effekt, og der nettstasjon plasseres i bygning eller modulbasert kiosk, ved eksempelvis forsyning til større ladestasjoner. I henhold til NEK 399 skal det benyttes kanalskinnesystem mellom nettstasjon og rom for hovedfordeling. Ettersom det ikke kan dokumenteres at kanalskinner er jord- og kortslutningssikre, må det utføres beregninger for å sikre utkobling av feilstrøm innen 5 sekunder.
– Tiden det tar å beregne tilknytningssak, er nå blitt enda mindre. Vi har fått tilbakemeldinger fra brukerne om at det burde være mulig å oppgi kortslutningsdata i forsyningsenden av stikkledning, altså ved kabelskap, stolpe, eller nettstasjon. Vi har hørt på tilbakemeldingene, og dette er nå mulig, sier Brandtun.
Denne funksjonen åpner for at prekvalifiserte installatører kan bruke verktøyet. Installatøren kan, ved at nettselskap oppgir kortslutningsdata, prosjektere videre i verktøyet Ledning. Det vil gjøre det enklere for installatøren og nettselskap med tanke på kvalitetssikring av stikkledning og at dokumentasjon blir standardisert i henhold til RENblad 4102.
I
slutten av 2020 fikk Statnett
forlenget sin konsesjon for å
eie og drive forbindelsen mellom
Boris Gleb i Russland og
Kirkenes i fem år, slik Energiteknikk
omtalte.
Tilgjengelig importkapasitet
på ledningen er normalt 58 MW.
Nå har imidlertid Statnett satt kapasiteten på linjen på ubestemt tid til null, melder Teknisk Ukeblad.
Frarådet å reise
På spørsmål fra Energiteknikk om Statnetts avgjørelse kan ses som en del av sanksjonene mot Russland i forbindelse med landets invasjon i Ukraina, svarer kommunikasjonsdirektør Henrik Glette i Statnett dette:
– Det er klart at situasjonen vi ser nå påvirker, fordi det er frarådet å reise inn i Russland, og det vanskeliggjør drift og vedlikehold av forbindelsen, sier Glette.
Best å la være
Statnett har et eget høyspentanlegg på russisk side som de vanligvis besøker en gang i året for vedlikehold, men som Statnett ikke har vært på under pandemien.
– Å drifte anlegg vi ikke har lett tilgang til, er noe vi unngår hvis vi kan. Dette er et gammelt anlegg, og hvis det skjer noe, skal anlegget kunne driftes og vedlikeholdes. Det har vært vanskelig også under pandemien, og nå er det svært vanskelig. Da er det best å la det være, sier Glette til Teknisk Ukeblad.
Avgjørelsen skal ikke utgjøre noen risiko for forsyningssikkerheten.
– Vi har forbindelser både til Finland og sørover og har forsterket nettet i Finnmark mye, så det er ingen fare for strømforsyningen, sier Glette til TU.
Varierende import
Kraftledningen mellom Boris Gleb kraftverk og Kirkenes transformatorstasjon ble satt i drift i 1972, midt under den kalde krigen. Ledningen ble bygget for å utnytte elvekraftverket i Passvikelva på russisk side. Bakgrunnen var strømmangel i området. Ledningen, som eies av Statnett, er 10,7 kilometer lang, hvorav 8,6 kilometer er i Norge. Spenningsnivået er 154 kV
Importen har variert fra år til år, slik Energiteknikk tidligere har omtalt. I 2015 importerte Norge 97 GWh, i 2016 60 GWh, i 2017 103 GWh, i 2018 20 GWh, i 2019 91 GWh mens det de første åtte månedene i år ble importert 30 GWh.
| Nr. | Matr. frist |
Utgiv. dato |
Tema |
|---|---|---|---|
| 3 | 28.04 | 10.05 |
Drift/ vedlikehold/ utbygging nett |
| 4 | 09.06 | 21.06 |
Drift/ vedlikehold/ utbygging kraftverk |
| 5 | 01.09 | 13.09 | Småkraft |
| 6 | 13.10 | 25.10 |
Drift/ vedlikehold/ utbygging av kraftverk Metoder i nettvirksomheten (REN Teknisk Konferanse 2022) |
| 7 | 24.11 | 06.12 |
Drift/ vedlikehold/ utbygging av nett (Nettkonferansen 2022) |
Tlf: 64 87 67 90 / 900 43 282
e-post: arne@aamedia.no – annonser@energiteknikk.net
