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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Ill: Sira-Kvina kraftselskap

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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