I halvparten av de regulerte vassdragene har ikke Miljødirektoratet og Statsforvalterne oversikt over om fisk kan passere kraftverkene trygt eller ikke. Dette kommer fram i en fersk analayse utført av forskere ved Norce i Bergen. Undersøkelsen henter informasjon fra Miljødirektoratets fisketrappdatabase som ble oppdatert av Statsforvalterne i 2020.

90 prosent overlevelse

Siden dette også er en internasjonal problemstilling som det er stor oppmerksomhet omkring i mange andre land, retter forskerne seg etter en internasjonalt akseptert definisjon av «trygg nedvandring» som betinger at minst 90 prosent av fisken overlever uskadet etter ha passert en dam eller et kraftverk. Dersom mer enn ti prosent av fisken forventes å bli skadet eller drept etter passering, defineres hindringen som «utrygg nedvandring».

I Norces undersøkelse viser det seg at det manglet informasjon som kunne fortelle om nedvandringen var trygg eller utrygg i 66 av de 131 tilfellene som er registrert. I 25 av tilfellene (19 prosent) svarte Statsforvalterne at nedvandringen var utrygg, mens i de resterende 40 tilfellene (30,5 prosent) var nedvandringen trygg.

Annet enn laks og ørret

– I løpet av sommeren eller tidlig på høsten vil vi publisere en vitenskapelig artikkel med våre hovedfunn, sier forsker Sebastian Franz Stranzl ved Norce.

– Dette er kunnskap som vil gi et godt grunnlag for det videre arbeidet med å bedre fiskevelferden i de norske vassdragene.

Hittil vet vi en del om velferden for laks og ørret i vassdragene, men andre arter vet man mindre om. Dette omfatter blant annet ål, harr, røye og en rekke andre arter med mindre eller liten interesse for fiske- og turistindustrien.

– Men det betyr ikke at vi ikke skal interessere oss for også deres velferd, påpeker Stranzl.

Fisketrapper

Forbi mange av hindringene er det etablert fisketrapper og andre mer eller mindre vellykkede tiltak som skal lede fisken vekk fra kraftverkets vannveier og inn i områder der de kan passere uskadet.

Fisketrappene er mest aktuelle for oppvandring, mens nedvandringen oftest foregår gjennom egne passasjer, enten åpent i renne eller gjennom en forbislippstunnel. Andre steder er overløpet på dammen utformet for at fisken skal kunne slippe uskadet over. Her er det en utfordring at det ikke er all fisk som vandrer i overflaten.

Fysiske barrierer

Dersom det er fare for at fisk skades i turbinen, bruker man fysiske barrierer (finrist) som leder fisken til en fluktmulighet/ nedvandringspassasje. Det forskes også på atferdsbarrierer som kan lede fisken forbi turbininntak.

Andre opp- og nedvandringstiltak er arkimedesskruer som kan hjelpe fisken både opp og ned, og rørturbiner (kaplan) som er spesielt utformet for at fisken skal ha stor sjanse for å slippe gjennom skovlene uten å vesentlig skade.

– Vi er i ferd med å oppdatere vår håndbok for best praksis med eksempler fra utforming av elvekraftverk for å sikre trygg nedvandring, sier Stranzl.

Tidligere undersøkelse

Han viser også til en undersøkelse fra 2018 (Fjeldstad et.al.), som fant 27 norske lokaliteter hvor det er fare for skader og forsinkelser i forbindelse med nedvandring av anadrom smolt og vinterstøing, mens det samme tallet for ål var 23. Fylkesmennene som svarte på undersøkelsen understreket likevel at dette kan være et underestimat på grunn av manglende kjennskap til alle lokalitetene.

For innlandsfisk var tallet ukjent, men det finnes hundrevis av bekkeinntak og elvekraftverk i Norge som potensielt er en fare for fisk som vandrer inn i dem. Vandring gjennom turbiner innebærer dødelighet, og tradisjonelle, bratte varegrinder er generelt lite egnet for å hindre fisk i å vandre inn i kraftverksinntak, spesielt dersom det ikke finnes et alternativt, fisketilpasset omløpsalternativ.

F erdig utbygd skal prosjektene ha et totalt potensial på 50 GWh i årsproduksjon.
De ti vannkraftprosjektene er spredt over flere områder i landet, men med hovedvekt i Nord-Norge. De vil bli søkt utbygget i løpet av de neste par årene, i tråd med innvilgede konsesjon-er, opplyser Cadre i en pressemelding.

Følgende prosjekter overtas: NO4: Håkavika, Moelv, Jamtjordbekken, Valåga, Nylandselva og Melandsbekken. NO3: Engdal, Torvikelva og, Skrondal. NO2: Tveiteråni.

Gjennomgikk portefølje

Administrerende direktør i Clemens Kraft, Knud Nørve, er fornøyd med prosessen og avtalen.

– Clemens Kraft har gjennomgått sin portefølje av utviklingsprosjekter, og vil prioritere tid og kapital på andre slike prosjekter. Jeg er glad for Cadre kan realisere disse konsesjonene innen de tidsrammene som NVE har satt, sier Nørve.

– Denne avtalen tydeliggjør ambisjonene våre om å ta en ledende rolle i den videre utviklingen av den norske småkraftbransjen, sier daglig leder i Cadre, Carl-Fredrik Lehland.

Store ambisjoner

Cadre har allerede en samlet kraftverksportefølje på 370 GWh, og har ambisjoner om to TWh i drift i løpet av få år.

Selskapets største eiere er det nordnorske kraftselskapet Nordkraft, som er Norges største operatør av småkraftverk, og den Stavangerbaserte energiinvestoren HitecVision, med norske investorer som KLP, Sparebank 1 Forsikring og statens klimainvesteringsselskap Nysnø.

Cadre har hovedkontor i Kristiansand og distriktskontorer spredt over landet.

D et finnes dessverre ingen lett tilgjengelig statistikk over feil på norsk vannkraftgeneratorer, eller aldersfordelingen på generatorene i de 1739 vannkraftverkene i Norge. Størstedelen av kraftverkene er bygd før 1990, og mange av disse har ennå ikke fått nytt elektromekanisk utstyr. Det er rimelig å anta at det er svært mye gammelt stål har stått og snurret og rotert i mer enn 30 år, og blitt utsatt for både mekaniske og korrosive krefter.

Alvorlige feil har allerede begynt å oppstå, for eksempel på Øvre Fiskumfoss, uten at det kom så langt som til et havari. Men dersom slike feil ikke oppdages og utbedres, er det uunngåelig at det vil oppstå stygge havarier.

Se nøyere

Nå har ledende aktører i bransjen tatt til orde for å se nøyere på det gamle utstyret, spesielt på de mekaniske komponentene. Produktansvarlig for generatorer Ella Brodtkorb hos Andritz Hydro AS på Jevnaker forteller til Energiteknikk at også de har funnet sprekker i stålkomponenter på generatorer som hittil ikke har hatt så stor oppmerksomhet.

– Vi har ikke hatt noen alvorlige havarier i generatorprosjekter på grunn av sprekker i stålet. Men slike feil må utbedres umiddelbart. Det er det svært strenge regler for. Å kjøre videre med sprekker i stål som roterer med så mange hundre omdreininger i minuttet, det er et lotteri du ikke vil være med på, påpeker hun.

Bommet litt

Brodtkorb forteller at nye generatorer levert fra produsenter i dag er designet etter nye metoder som skal unngå slike feil i framtida.

Hun peker på at man har hatt en oppfatning om at man tidligere beregnet og dimensjonerte stålet rikelig. Datidas beregningsmetoder var ikke så presise som i dag. Da kunne man noen ganger bomme litt, så det ble enten litt for mye eller litt for lite stål.

– Derfor har vi hittil vært veldig fokuserte på slitasje og feil i de elektriske delene, som i viklinger, isolasjon og blikk. Nå må vi utvide vår oppmerksomhet, sier hun.

Etablert metode

Brodtkorb anbefaler selskapene ved endret kjøremønster å regne gjennom sine generatorer etter standarden «FKM Fatigue Guidelines». Dette er en veletablert metodikk for å teste styrken og finne svakheter som sprekkdannelser i stål.

Brodtkorb skal holde et innlegg om nettopp levetidsberegninger for generatorer på neste Generatorforum i november. Denne problemstillingen ble også løftet fram på Produksjonsteknisk Konferanse (PTK) i vår av teknisk sjef Tore Johan Flåm i NTE. Der fortalte han om hvilke mekaniske skader gamle aggregater, spesielt generatorer, kan bli utsatt for etter slitasje.

«Buckling»

mye oppmerksomhet rundt akkurat termisk slitasje på statorblikk i generatorene. Der kommer til å bli en del utfordringer på eldre maskiner der statoren er støpt ned i gulvet. Dette gjør de mer utsatt for skader etter termisk belastning, fordi metallet ikke får bevege seg. Da har vi sett at det forekommer «buckling», det vil si at blikket bølger seg og statorpakken blir ørlite bananformet, og en kan få jordfeil mot viklingsstav eller blikkbrann, sier Flåm.

Han peker på at de fleste aggregatene har et annet kjøremønster enn hva som var tilfelle da de ble designet og installert. Med hyppigere start/ stopp blir aggregatene utsatt oftere for termisk sykling.

– Med forskjellige typer stål med ulike termiske utvidelseskoeffisienter vil det gnisse og gnage litt, og det vil oppstå passrust og slark. Etter hvert kan ting løsne, og i verste fall får man utmatting av små deler som bolter eller større deler som innfesting av rotorpoler. Det kan få katastrofale konsekvenser om det blir brudd. Disse er ofte vanskelig å oppdage, sier Flåm.

Sprekker og brudd

På PTK presenterte Flåm blant annet feil de hadde funnet på produksjonsanlegget i Øvre Fiskumfoss, med blant annet passrust, brudd i låsebolter og sprekkdannelser i akslingen. Aggregatet var en kaplanturbin (rørturbin) på 7,6 MW, idriftsatt i 1976. Det var 43 år da feilene ble oppdaget i 2019.

– Det finnes mange slike aggregater rundt om i Norge. Så jeg oppfordrer alle med ansvar for liknende utstyr om å sjekke sine maskiner, understreker Flåm.

Forvitrer

Han trekker også inn den lokale kunnskapen om og kompetansen på akkurat de enkelte aggregatene.

Dette har en tendens til å forvitre etter hvert som de som var med da aggregatene ble installert og har fulgt nøye med underveis, går av med pensjon. Det er en kjensgjerning at en del av dette utstyret har designsvakheter som gjør det utsatt for blant annet passrust og andre termiske utfordringer, sier Flåm.

Gått over

Han legger til at NTE etter erfaringen på Øvre Fiskumfoss har gått over alle sine anlegg av samme type for å eventuelt avdekke flere feil.

– Slike rørturbiner er antakelig spesielt utsatt fordi de har horisontal aksling. Vertikale maskiner får ikke samme type krefter på akslingen. Men feilen vi fant på rotoren, ville oppstått også på vertikale maskiner, sier han.

Kan løsne

Flåm peker på at det er kommet mange gode sensorer og systemer som kan overvåke tilstanden også i gamle aggregater, spesielt vibrasjonsvern har blitt veldig gode.

– Men gjenstander på roterende deler kan alltid løsne. Vi vet om tilfeller med sprekkdannelser i polinnfestinger som gjør at polene kan løsne. Dekkplater mellom polene har løsnet, bremseringen vært løs, og kilene på statorviklingene har løsnet, for å nevne noe. Vi har oppdaget slike ting i tide, takket være ettersyn med to til tre års intervall. Utmatting er vanskelig å oppdage, sier teknisk sjef Tore Johan Flåm i NTE.

P rosjektet, som er i regi av forskningssenteret Hydro- Cen og har betegnelsen DigiSur (Digital Surveillance Turbines and Generators), blir ledet av postdoc Nirmal Acharya fra Nepal. Det er et samarbeidsprosjekt mellom NTNU, Kathmandu University, (Nepal) og Statkraft, som eier Cheves kraftverk i Peru, der det er meningen å ta i bruk resultater fra prosjektet.

Nirmal Acharya disputerte til doktorgraden ved Vannkraftlaboratoriet i oktober i fjor, og startet så opp med DigiSur-prosjektet. Han forteller at målet er å utvikle et digitalt verktøy for å kunne optimalisere vedlikehold av peltonturbiner som blir utsatt for sanderosjon. Også Jim Abregu fra Peru deltar i prosjektet, som PhD-stipendiat. Også han forsker på temaet sedimenterosjon i peltonturbiner.

Nirmal skal bruke resultatene fra forsøkene i testriggen i Vannkraftlaboratoriet til å forbedre simuleringsteknikken for å kunne verifisere at det som skjer i simuleringene, er det samme som skjer i virkeligheten. Det skjer ved å ta bilder av vannet som strømmer mot turbinen, med et høyhastighetskamera. Ved at det tas flere tusen bilder i sekundet, kan man på denne måten avtegne komplekse strømningsmønstre i vannet som treffer skovlene.

Nytt for peltonturbiner

Å lage slike modeller, er tidligere ikke blitt gjort på peltonturbiner. Men i sitt doktorgradsarbeid for noen år siden brukte forsker Bjørn Winther Solemslie slike kameraer for å studere vannstrømmen i turbinhuset. Solemslie er veileder i prosjektet, og det er den samme testturbinen som nå blir brukt.

Når man kan stole på at vannstrømmen i den numeriske modellen stemmer med virkeligheten, kan modellen brukes videre til å studere hvordan sandpartikler vil bevege seg i vannet. Det vil skje i nært samarbeid med Kathmandu University, som har en testrigg for peltonturbin der det er mulig å la vannstrømmen inneholde sandpartikler.

Bilder av eroderte skovler

– Det trengs grundige undersøkelser for å finne ut hvordan vi kan tolke visuelle bilder fra eroderte overflater på skovlene på Pelton løpehjul. Målet er å utvikle en algoritme som kan sammenligne slike bilder over tid i en erosjonsprosess, og følgelig beregne løpehjulets tilstand når det utsettes for sanderosjon.

Med et slikt verktøy for kontinuerlig overvåkning kan vedlikehold av peltonturbiner planlegges i forhold til slitasje og energitap for turbinen, med sikte på å redusere nedetid og finne riktig tidspunkt for vedlikehold. Det vil kunne gi betydelige besparelser, sier Nirmal.

Han understreker at hensikten med DigiSur-prosjektet er å fremskaffe det teoretiske grunnlaget for å kunne utvikle et slikt digitalt verktøy, men at denne oppgaven ligger utenfor prosjektets mandat og økonomiske rammer

Mye sedimenter

Selv om det er gjort ulike tiltak for å redusere slitasjen ved sanderosjon, som endret design av skovler og løpehjul med nytt belegg, vil fortsatt fine partikler forårsake store skader, spesielt i den regnfulle monsunperioden. Det gjelder ikke minst kraftverk i Peru og Nepal.

Vannet kommer fra henholdsvis Andesfjellene og Himalaya, og det inneholder store mengder sedimenter, hvorav 60-80 prosent består av kvarts, som sliter ekstra på løpehjulene. Dette fører til redusert virkningsgrad, reparasjoner og utskiftinger av løpehjul med påfølgende stopp, kostbar påføring av wolframkarbidbelegg etc.

C hr. Salvesen & Chr. Thams’s Communications Aktieselskap (CSCTCA) har fått et overtredelsesgebyr på 900.000 kroner fra NVE for brudd på manøvreringsreglementet for reguleringsdammer i Gråelva i Stjørdal kommune i Trøndelag.
Gebyret omfatter også brudd på forskrift om internkontroll etter vassdragslovgivningen.

To feil

Selskapet eide inntil nylig to kraftverk i Gråelva, Skulbørstadfoss og Mælafoss, som ble satt i drift i henholdsvis 1910 og 1918. Det er tre reguleringsdammer i vassdraget, i Ausetvatnet, Buan-Almovatnet og Liavatnet.

CSCTCA har ifølge NVE ved to anledninger brutt kravene som er satt for å sikre en jevn og tilstrekkelig vannføring i Gråelva, opplyser NVE.

Feil på lukestyringen i dammen i Buan-Almovatnet førte til at vannføringen i Brekkelva ble svært lav fra 12. - 16. juni 2020. Året etter førte en tilsvarende feil i dammen i Ausetvatnet til at vannføringen i Borråselva ble svært lav fra 19. mai til 16. juni i 2021.

Lukene skal i begge tilfellene ha vært helt tette, til tross for at avlesningen på lukeåpningen viste henholdsvis fem og to centimeter åpning. Årsaken var at festet til staget som viser lukeåpningen, hadde blitt flyttet på av isen i løpet av vinteren, ifølge NVEs vedtak.

Permanente skader

Gråelvavassdraget har bestander av den truede arten elvemusling. Borråselva inngår i det nasjonale overvåkingsprogrammet for elvemusling. NVE mener det er sannsynlig at bruddene på manøvreringsreglementet har ført til permanente skader på elvemuslingbestandene i vassdraget.

– NVE mener at den svært lave vannføringen som oppstod i Brekkelva og Borråselva, er et alvorlig brudd på manøvereringsreglementet. Det er skjerpende at elvestrekningene er leveområde for den truede arten elvemusling, og at dette er kjent kunnskap for CSCTCA, sier Mari Hegg Gundersen, seksjonssjef for NVEs miljøtilsyn av vassdragsanlegg.

Manglende læring

NVE skriver at «manglende læring fra hendelsen i 2020 tyder på at CSCTCA ikke har en avvikshåndtering som sikrer at krav fastsatt i, eller i medhold av, vassdragslovgivningen knyttet til miljø og sikkerhet etterleves».

Dette er et ifølge NVE brudd på forskrift om internkontroll etter vassdragslovgivningen § 5 første ledd nr. 8.

Klager ikke

Det er Småkraft AS som nå eier kraftverket. Selskapet kommer ikke til å klage på vedtaket.

– Dette var utført før vi kjøpte kraftverket, og vi har verifisert at dette ikke ville skjedd hvis våre rutiner hadde vært på plass. Vi kommer ikke til å klage på vedtaket og er komfortabel med at våre interne prosesser hadde fanget opp denne type avvik, sier administrerende direktør Terje Vedeler i Småkraft AS til Energiteknikk.

I Norges vassdrags- og energidirektorats budsjettforslag for 2024, som Energiteknikk har sett, ber direktoratet Olje- og energidepartementet (OED) om ytterligere tre millioner kroner til bruk og utvikling av kraftmarkedsmodeller.
I statsbudsjettet for 2023 fikk NVE tilført 10 millioner kroner til økt analysekapasitet og videreutvikling av kraftmarkedsmodell.

Nasjonalt ansvar

Bakgrunnen for behovet for bedre kraftmarkedsmodeller, er at energisystemet er i stor endring og kompleksiteten øker. Norges kraftmarked er tettere integrert med Europa gjennom flere utenlandskabler, og veksten av fornybar kraft gjør systemet med væravhengig.

«Det er av økende viktighet å ha modeller som kan gi en forståelse av effektbehovet og fleksibilitet der vi tidligere har vært mer opptatt av kraftbehovet. Forsyningssikkerhet av energi er et spesielt viktig nasjonalt ansvar, herunder også kompetansemiljø og verktøy for å sikre forsyningssikkerheten», understreker NVE.

Dekker ikke behovene

Det norske og nordiske energisystemet har, og vil også i fremtiden ha, et sterkt innslag av vannkraft.

«Dette gjør systemet spesielt krevende å modellere og analysere, og det har derfor vært en betydelig satsing fra bransje og myndigheter over flere tiår. Dagens modeller er ikke tilpasset fremtidens kraftsystem, og dekker ikke lenger de behovene NVE har i sitt arbeid. Et mer integrert energisystem krever modeller som muliggjør analyser av tettere integrasjon mellom ulike sektorer, samspillet mellom kraftmarkedene i Norden og Europa», skriver NVE.

Effektkjøring

Med flere utenlandskabler, et volatilt gassmarked og et mer væravhengig system «burde myndighetene allerede hatt disse modellene, for å forstå energimarkedene, for underlag for beslutninger og politikk», skriver NVE.

«Som et eksempel på dette klarer ikke dagens modeller å modellere effektkjøring og tidsforsinkelser i vannveiene på en virkelighetsnær måte.

Med et mer væravhengig system, er det behov for å kunne simulere med finere tidsoppløsning. Ved å ikke fange opp disse effektene, risikerer vi å overestimere vannkraftens evne til å balansere ut prissvingninger», skriver NVE.

Dårlige kabel-modeller

Et annet eksempel er på utenlandskabler og rampingrestriksjoner, altså restriksjoner på hvor raskt man kan endre flyten på en kabel.

«Dette er også viktig å kunne modellere med finere tidsoppløsning, spesielt etter at kablene til Tyskland og England kom i drift. Disse manglene svekker våre evne til å gjenskape de pris og utvekslingsmønstre som vi observerer i kraftmarkedet i dag», skriver direktoratet.

Modellutvikling tar tid, og arbeidet har behov for å gå over flere år, understrekes det.

Viktig for tilliten

Midlene skal sørge for å ivareta myndighetenes behov å forstå både kort- og langsiktige sammenhenger i kraftmarkedet.

«Et viktig behov er å sørge for at tillit til myndighetenes analyser opprettholdes. For myndighetene er modellanalyser viktige for å sikre riktige investeringer i kraftnettet, for å sikre rasjonell utbygging av ny kraftproduksjon, for ivaretakelse av energisikkerhet og kraftrasjonering og for å sørge for gode veivalg i energipolitikken».

Åpenhet

For å ivareta tilliten til NVEs analyser, er statlig engasjement og styring viktig for å få gjennomslag for åpenhet i den digitale infrastrukturen, plattformutviklingen og standardiseringen i henhold til digitaliseringsdirektoratets prinsipper for arkitektur.

Åpenhet bidrar til gjennomsiktige og etterprøvbare beslutningsgrunnlag, understreker NVE.

NVE vil ikke selv drifte en modellplattform, men vil stille krav til åpenhet og tilgjengelighet på de områdene som er viktig for myndighetene, og være med å finansiere en åpen arkitektur.

-V i skal levere på samfunnsoppdraget vårt og gjennomfører den planlagte utbyggingen, tross usikkerheten som har oppstått, sier konsernsjef i Sogn og Fjordane Energi (SFE), Johannes Rauboti.

– Det har vært stor prisoppgang den siste tiden, i tillegg har utformingen av skattepolitikken skapt uvisshet. Kan vi stole på rammebetingelsene?

Når grunnrenteskatten øker, må vi gi fra oss tilsvarende del av verdiskapningen. I dette prosjektet skaper spesielt høyprisbidraget usikkerhet. Det er vanskelig å skulle basere en langsiktig investering på skattepolitikken som er i dag, mener Rauboti. Han bekrefter overfor Energiteknikk at de stipulerer en investeringskostnad på rehabiliteringen på om lag 700 millioner kroner.

«Nytt» anlegg

I praksis blir det et nytt kraftanlegg, men eksisterende vannsystemer og konsesjon er planlagt brukt med noen tilpasninger. Det må imidlertid bygges nye tunneler. Kraftstasjonen blir liggende 500 meter inne i fjellet, mot dagens som ligger grunnere i fjellet.

SFE la frem planene på Øksenelvane kraftverk siste dagen i mai, da de blant annet fikk besøk av Fornybar Norge-sjef Åslaug Haga og toppsjefene i Sognekraft, Tafjord Kraft, Tussa og Linja.

– Fremoverlent

Haga gir ros til SFE for å være fremoverlent og tenke offensivt.

– Jeg opplever at SFE er et veldig dynamisk selskap for tiden. De satser, og er dyktige på tekning rundt å bruke kunstig intelligens. Der er de i spiss i energibransjen, sier Haga.

Hun benyttet sjansen til å minne om at det kreves insentiver for å øke kraftproduksjonen for å nå ambisjonene i det grønne skiftet.

– Det grønne skiftet må bli mer enn et ordskifte. Vi er avhengig av en betydelig økning i kraftproduksjon. Energikommisjonen sier vi trenger 400 nye TWh innen 2030. Det er en enorm oppgang. Vi har et krevende konsesjonssystem, og et skattesystem som for mange umuliggjør investeringer. Høyprisbidraget er veldig ødeleggende. Det er altfor lenge til slutten av neste år når regjeringen signaliserer at ordningen skal fases ut, sier Haga.

70 år gammelt verk

Øksenelvane kraftverk er fra 1953. Det utnytter et fall på 390 meter fra Store Øksendalsvatnet. Kraftverket ligger i bygda Ålfoten i Bremanger kommune, på sørsiden av Nordfjorden.

Rehabiliteringen vil øke installert effekt fra 28 MW til 55 MW. Produksjonsøkningen blir fra 153 GWh til 175 GWh.

Det blir tilrettelagt for ytterligere økning i installert effekt fra 55 MW til 110 MW, men dette blir ikke realisert i det planlagte byggesteget som skal stå klart i 2026.

Verdioverføring

Økonomdirektør Holvik forklarer at det er den økte effekten som vil gjøre det rehabiliterte anlegget mye mer effektivt og tilpasset det moderne kraftmarkedet. Men dette gjør også at høyprisbidraget slår uheldig ut.

– Et effektanlegg er innrettet slik at du produserer når markedet etterspør kraft, da er også prisen høyest. Det vil slå ut på høyprisbidraget. De endrede skattereglene vil føre til verdioverføring fra kommune til stat. To milliarder kroner blir tatt fra våre eiere som er kommuner, fylkeskommune og Eviny, og overført til staten

Nok en skatt?

Ifølge Holvik betaler SFE 90 prosent skatt på kraften som blir produsert når strømprisen er over 70 øre.

– Det er sagt fra myndighetene at høyprisavgiften skal forsvinne etter 2024, men vi stiller oss spørsmålet om det da vil komme en annen skatt, sier Holvik.

Han opplyser at SFE fikk et resultat etter skatt på 205 millioner kroner i fjor. De betalte 850 millioner kroner i skatt og høyprisavgift.

– Grunnrenteskatten har økt fra 37 til 45 prosent.

Uheldig timing

– Men dere får utgiftsføre investeringer, vil det ikke slik sett lønne seg å investere?

– Det er riktig at skatteendringen gjør at det blir noe gunstigere å investere. Med skattesystemet nå kan du investere 100 millioner kroner og få igjen 57 millioner kroner gjennom skatteoppgjøret året etter. Men vi har de siste årene gjort store investeringer i Jølster kraftverk, Østerbø kraftverk og Lutelandet vindkraftverk. Vi var veldig uheldig med timingen på de investeringene siden vi ikke får igjen de pengene vi ville fått med skatteregimet som er nå. Vi skal jo bruke av overskudd til nye investeringer, og når overskuddet minker som følge av økte skatter, blir det mindre til investeringer når også eierne skal ha utbytte.

– Hvor mye har skattetrykket deres økt etter endringene, alle innsatsfaktorer regnet med?

– Skattetrykket har økt fra 59 til 67 prosent, sier Holvik.

E nergiteknikk skrev i forskningsbilaget til Energiteknikk nr. 3 i 2021 om den iranske doktorgradsstudenten Hossein Ehya, som var i ferd med å utvikle en metode for å detektere feil i generatorer basert på karakteristiske «signaturer » i generatorens magnetfelt.

I fjor fikk han tilsagn om støtte på fem millioner kroner fra Forskningsrådet for å kommersialisere ideen. Nå har han disputert ved NTNU, og har fått med seg blant andre Hafslund Eco og Statkraft til et nytt prosjekt som skal ta ham over den siste kneika fram til et kommersielt produkt i 2025.

Metoden, som NTNU har patentert og skal være alene om i verden, bygger på et overvåkingssystem som fanger opp magnetfeltet utenfor den elektriske motoren/generatoren og konverterer dette til et mønster som analyseverktøyet tolker for å vurdere «helsetilstanden» til generatoren/motoren. Ved hjelp av mønstergjenkjenning vil analyseverktøyet diagnostisere spesifikke feil og vurdere alvorlighetsgraden.

Bekreftet og verifisert

– Gjennom omfattende tester på generatorene i flere norske vannkraftverk, har vi fått bekreftet og verifisert at systemet virker. Nå gjenstår det å utvikle de ferdige analyseverktøyene og fininnstille programvaren på alle typer og klasser generatorer, sier Ehya til Energiteknikk.

Hos Hafslund Eco har sivilingeniør Magne Lorentzen Kolstad vært ansvarlig for testene som Ehya har fått kjøre på selskapets aggregater i kraftverkene Kalvedalen, Vamma 11 og Tolga.

– Dette ser svært lovende ut. Dersom Ehya kommer i havn med utviklingen av programvaren, vil vi få et verktøy som er veldig mye enklere og ikke minst mye billigere enn de metodene vi bruker i dag for å finne feil på generatorene, sier han.

Den fysiske installasjonen begrenser seg til å ettermontere fire til åtte magnetfeltsensorer på baksiden av statoren. Dette kan gjøres av én enkelt montør mens aggregatet av sikkerhetsmessige årsaker stanses mindre enn en time i de fleste tilfellene.

Flere kraftverk

Kolstad og Hafslund Eco skal nå finne flere kraftverk med generatorer som skal utstyres med rimelige magnetfeltsensorer som skal produsere data for Ehyas videre utviklingsarbeid.

– Vi har noen tilfeller der vi kjenner til småfeil, forårsaket av mange års bruk og slitasje. De kan brukes for å finstille programvaren, sier Kolstad.

Fant ny feil

I Kalvedalen og på Vamma 11, to aggregater fra henholdsvis 1967 og 1970, kunne metoden enkelt detektere små vindingskortslutninger i generatorens rotor. Dette er typiske feil på mange aggregater som oppstår gjennom flere års bruk og til dels store termiske og mekaniske belastninger på materiellet.

Den vanlige metoden for kontroll av vindingskortslutning i dag krever ikke noe spesielt utstyr, men at man stopper maskinen og demonterer en god del deksler på maskinen for å komme til og måle. Det er tidkrevende, og selskapene taper mye penger på produksjonstapet mens aggregatet står.

– Dette var feil som vi visste om fra før, og som vi jevnlig måler og overvåker utviklingen av ved vedlikeholdsstans. Men vi oppdaget også noen eksentrisitetsfeil på Kalvedalen som vi ikke var klar over, sier Kolstad.

Fant avvik på nytt anlegg

– Med «Hosseins metode» kan vi overvåke generatorens tilstand kontinuerlig mens aggregatet kjører. Gamle aggregater trenger bare noen timers stopp mens en montør installerer detektorene, som koster bare noen hundre kroner stykket. Nye aggregater kan installeres med ferdig påmonterte sensorer, sier Kolstad.

På Tolga, som er et nytt kraftverk som sto ferdig i 2021, etterinstallerte Hafslund Eco også magnetfeltsensorer. Der oppdaget de ved hjelp av Hosseins metode en eksentrisitetsfeil, det vil si at rotoren ikke var perfekt sentrert i stator.

– Dette var ikke en feil, men mer et avvik som er innenfor de toleransekravene som er satt i spesifikasjonene. Det som er interessant, er at Hosseins metode er følsom nok til også å detektere slike avvik. Det kunne også vært avdekket ved hjelp av konvensjonelle, men mer tidkrevende metoder, påpeker Kolstad.

Columbi egg

Det vi kaller «Hosseins metode », betegner utvikleren selv «Disruptive Health Monitoring of Electrical Machines» med undertittelen «Demonstrating a Versatile AI Monitoring System Enhancing Safety, Durability, and Performance». Dette er et columbi egg av en ide som Ehya selv kom på under arbeidet med doktorgraden under veiledning av professor Arne Nysveen på NTNU.

Hossein Ehya og Nysveen innså snart at ideen har et veldig stort kommersielt potensial, og patenterte i 2019 hvordan man kan analysere dataene fra feltdetektorene. Patentet eies av NTNU, og gjelder i Europa, USA, Canada, Australia, Singapore, Sør-Korea og Japan. I 2022 fikk de innvilget ytterligere et patent som dekker alle elektriske maskiner i forskjellige bruksområder innenfor vannog vindkraftproduksjon, fartøyer til sjøs, luftfartøyer og olje- og gassinstallasjoner.

Kommersialisering

I dette toårige kommersialiseringsprosjektet, som er fullfinansiert av Forskningsrådet med fem millioner kroner, skal Ehya utvikle analyseverktøyet for anvendelser innenfor vannkraftproduksjon. Ehya skal også tilpasse løsningen til generatorer og elektriske motorer (teknisk sett akkurat det samme) på områdene som er nevnt ovenfor.

– Et av hovedoppgavene blir å utvikle et API, en programvare som sørger for friksjonsfri utveksling av data og informasjon med de forskjellige selskapenes driftssystemer. Her får datakvalitet og cybersikkerhet høyeste prioritet, understreker Ehya.

Han ser for seg å etablere en oppstartsbedrift underveis i løpet, som i første rekke kan stå for ettermontasje av utstyr og programvare på allerede installerte aggregater. Men på sikt tror han det er mest hensiktsmessig å lisensiere ut teknologien til leverandører av generatorer som kan utstyre nye aggregater med denne løsningen.

L ivet vil bli enklere og mindre farlig for laksen i Namsen når NTE faser ut det gamle kraftverket på Nedre Fiskumfoss og faser inn det nye om et halvt år. NTE har gjennom årene fått kritikk fra både lakseinteresser og miljømyndigheter for fisk som skades og blir drept i turbinskovlene i et av landets beste laksevassdrag i Nord-Trøndelag.

Det gamle kraftverket har tre francisturbiner. Den første ble satt i drift så langt tilbake som i 1945. Disse turbinene, som ikke er dykket, er beryktet for snutekapping og mosing av laks som vandrer inn i vannveiene.

Uløste problemer

NTE har samarbeidet med lakseinteressene og miljømyndighetene for å bøte på problemene ved å bygge laksetrapp med egen vandretunnel i 1975. Og det ble satt i verk ytterligere tiltak i 1996 da dammen ble bygd om med ny segmentluke og et nytt «labyrintoverløp». Der installerte NTE også elektrisk fiskesperre.

Men problemene med skadet og drept fisk ble fremdeles ikke løst. Denne gangen bygger NTE en helt ny kraftstasjon til en kostnad av en drøy milliard kroner. Ikke kun av omsorg for laksen, selvsagt. Når de først skal fase ut det teknisk utrangerte produksjonsanlegget og få 105 nye, årlige gigawattimer og et av landets best instrumenterte og mest moderne produksjonsanlegg, skulle det bare mangle at de ikke også legger seg ekstra i selen for å gjøre det mest mulig fiskevennlig.

Setter standarden

– Dette er blitt et anlegg vi er veldig stolte av. Vi får et anlegg som setter standarden for hvordan vi bygger nye vannkraftverk med gode tekniske løsninger, godt akvamiljø og ikke minst ivaretakelse av laks med hensyn til dyrevelferd, vandring og fiskeopplevelser, sier prosjektleder Torgeir Salberg hos NTE Energi AS til Energiteknikk.

Han trekker frem alle tiltakene som er gjort for å skåne fisken på vandring forbi fossen både oppover og nedover, i tillegg til en del tekniske finesser som NTE er blant de første til å ta i bruk.

Lavt vanntrykk

– Både vannveiene og de to kaplanturbinene er utformet for å hindre skader på fisken, sier Salberg.

Kaplanturbinene er levert av Andritz og skal være fiskevennlige. Grunnideen for en kaplanturbin er at det er en propell på en aksel parallelt med vannstrømmen. Oftest ledes vannet inn radielt med akslingen, der vannstrømmen bøyes av inntil 90 grader ved hjelp av ledeskovler og treffer propellbladene parallelt med akslingen. Denne turbindesignen passer best ved lave vanntrykk og store vannmasser, typisk for elvekraftverk.

Større avstand

I Nye Nedre Fiskumfoss er fallhøyden 34,3 meter, og vannmengden inntil 150 m³/s per turbin. Det «fiskevennlige» ved akkurat disse turbinene er at propellbladene er større og færre enn vanlig, med større avstand mellom propellbladene.

Hos Andritz får vi oppgitt at det nominelle omdreiningstallet kommer opp i 187,5 o/min, i tillegg til at kaplanløpehjulet har færre blader enn det opprinnelige francisløpehjulet. Det skal være tilstrekkelig til at de fiskene som klarer å forville seg inn i vannveiene, har større sjanse for å slippe uskadet forbi løpehjulene.

Dykket

– I tillegg er turbinen alltid dykket. Da unngår vi at fisken forviller seg inn i aggregatet fra utløpet. Inntaket i elva er også dykket. Der har vi laget overløpskanaler over det dykkede inntaket. Det fungerer som fiskeavledning, siden fisken søker overflaten på nedvandring, sier Salberg.

For fiskeavledning er det også bygd en egen 200 meter lang tunnel under fossen, med kulper underveis. Utløpet fra kraftstasjonen har også en rist som fiskesperre, og ved inntaket er også inntaksrista spesielt utformet for å lede vekk fisken og hindre den fra å komme inn i vannveien.

Oljefritt

Det er ikke bare den fiskevennlige designen som er nytt og moderne ved den nye kraftstasjonen. Salberg peker også på at de har fått vannfylte løpehjul i stedet for oljefylte, som var vanlig for Kaplanturbiner tidligere. Kraftverket har også fått et lukket kjølevannsanlegg for å øke oppetiden og driftssikkerheten på aggregatene.

Hos Andritz forteller produktansvarlig Ole Johnny Winther at slike løsninger er relativt nytt i Norge, og noe som kan benyttes i fremtiden.

– I andre land, for eksempel Sverige, er lavtrykksanlegg mye vanligere enn her. Der har miljømyndighetene vært pådrivere for å få kraftselskapene til å gå over til oljefrie løsninger, sier han.

Lukket kjølevannskrets

Lukket kjølevannsanlegg er en løsning som har vært vanlig på småkraftanlegg, men først nå i det siste vunnet innpass også på større anlegg. Denne avkjøler aggregatet, med en varmeveksler som står i tilløpstunnelen.

Sørover i Europa har derimot lukket kjølevannskrets vært vanligere. Det har sammenheng med at det er mye mer sand og sedimenter i vannet.

– Så der har de vært nødt til å finne på noe annet enn å bruke driftsvannet som direktekjøling, sier Winther.

Fra ferdigstillelsen av utløpstunnelen. Foto: NTE

Forsinkelse

Etter den opprinnelige planen skulle Nye Nedre Fiskumfoss stått ferdig i disse dager. Den viktigste årsaken til at det er blitt et halvt år forsinket, ligger i at de fikk et ras i en tunnel som bidro til tre–fire måneders forsinkelse.

I tillegg fikk NTE også noen utfordringer med covid-restriksjoner og forsinkelser på materiell, i likhet med nesten alle andre som har bygget anlegg de siste tre–fire årene.

– Men sett i den store sammenhengen, mener vi at et halvt års forsinkelse er «innafor », sier prosjektleder Salberg hos NTE.

Rasfarlig tipp

Prosjektet fikk også ekstra store utfordringer med å sikre utløpskanalen ved en gammel tipp fra da den gamle kraftstasjonen ble bygget for 80 år siden. Det nye utløpet er bygget som en utvidelse av utløpet på det gamle kraftverket.

– Det ble mer krevende enn hva vi forestilte oss på forhånd. Tippen var over rasfarlig helning, og den utvidede utløpskanalen måtte sikres med betongfylt stålspunt. Dette medførte flere måneder lenger stopptid på det gamle kraftverket og større anleggskostnader enn planlagt. Men det bidro ikke noe vesentlig til forsinkelsen av hele prosjektet, sier Salberg.

E tter en hard kamp mot et vanskelig fjell og en runde i rettsapparatet med hovedentreprenøren, kunne Smisto Kraft AS endelig sette vann på skovlene i det tredje og siste kraftverket i Smisto-utbyggingen på Helgelandskysten.

Siden 11. mai har turbinaggregatet i Storåvatn 2 produsert elektrisk kraft til det regionale distribusjonsnettet på Helgeland. Prøvedriften pågår fram til sommeren.

Vannlekkasjer og unormale bergspenninger, i tillegg til rettstvisten med Hæhre, har kostet Smisto fire år og et ikke-offisielt antall hundre millioner kroner ekstra. Nå ser eierne i Helgeland Kraft Vannkraft AS og SKS Produksjon AS endelig fram til en jevn strøm av kilowattimer fra fjellmassivene nord og sør for Gjervalen, den innerste fjordtarmen i Sørfjorden på Helgeland.

Forskjellige vannveier

Det er kraftverket Storåvatn 2 (27 MW) som nå er satt i drift, etter at Storåvatn 1 (7,9 MW) kom på lufta i 2020 og Smibelg (33 MW) ble ferdigstilt i 2022. Sist nevnte ligger et stykke unna de to første, der tunnelen fra Smibelgvatnet løper ut på sørsiden av Gjervalen under Geitfjellet.

Storåvatn 1 og 2 ligger i samme kraftstasjon, et par hundre meter inne i fjellet Kvalhovudet på nordsiden av fjorden. De to aggregatene er knyttet til to forskjellige vannveier, derfor kan de ses på som separate kraftverk. En sjøkabel knytter Storåvatn-kraftverkene sammen med Smibelg, der tilknytningen til det regionale distribusjonsnettet (132 kV) er utført.

Smisto-utbyggingen ble besluttet våren 2015 av Helgeland Kraft og Salten Kraftsamband (SKS). Det var SKS som utviklet og prosjekterte de tre kraftverkene, og som har hatt hovedansvaret for utbyggingen. Helgeland Kraft Vannkraft skal administrere selskapet og drifte kraftverkene.

Betydelig overskridelse

Daglig leder Torkil Nersund i Smisto Kraft kan ikke fortelle hva kostnaden har vært for å bygge Storåvatn 2 isolert. Til det er de tre prosjektene for mye integrert med felles prosjektering og kontrahering.

Det opprinnelige budsjettet var rundt halvannen milliard kroner, men det er «betydelig overskredet» som følge av problemer med fjellet og en lang tvist med hovedentreprenøren Hæhre om hvem som har ansvaret for forsinkelsene.

– Det er på det rene at prosjektet har vært svært utfordrende både for oss og for vår entreprenør, sier Nersund, som også er daglig leder i Helgeland Kraft Vannkraft AS, en av eierne i Smisto.

Hemmelig forlik

Smisto og Hæhre saksøkte hverandre i 2019 for flere hundre millioner kroner. Hæhre vant fram i tingretten i 2021 med deler av sine krav, og Smisto anket. Saken ble avsluttet med et forlik og en minnelig løsning i oktober 2022.

– Partene er enige om at innholdet i forliksavtalen skal holdes konfidensielt, sier Nersund. Dermed er den endelige sluttsummen for prosjektet ukjent for offentligheten.

27 km tunnel

Hovedårsaken til forsinkelsene og overskridelsene har ligget i fjellets beskaffenhet. Både på Smibelg-siden i sør og Storåvatn- siden i nord støtte entreprenøren på usedvanlig mange og kompliserte forkastninger som førte til stopp i arbeidet og lekkasjer fra fjellet. Fjellet er egentlig av god kvalitet, men det skal ha vært nærmest umulig å oppdage og lokalisere de store sprekk-systemene under de geologiske undersøkelsene på forhånd.

Prosjektet har drevet nærmere 27 kilometer med tunnel, den største delen på nordsiden. Her er det spesielt tunnelsystemet til Storåvatn 2 som er omfattende og komplisert. Mens aggregatet i Storåvatn 1 får vann kun fra det store reguleringsmagasinet Storåvatn, får Storåvatn 2 vann fra magasinene i Østre og Vestre Sandvikvatnet samt inntaket i Øvre Komagsvatnet lenger nordøst i fjellheimen, i tillegg til et bekkeinntak ved Hyttvatnet.

– Det har vært komplisert arbeid, men entreprenøren løste det etter ved hjelp av tradisjonell injeksjon, sier prosjektleder Stig Grønli hos Smisto Kraft.

Vanskelig tilgjengelig

En annen stor utfordring i prosjektet er at de to kraftstasjonene ligger uveisomt og vanskelig tilgjengelig til. Transporten av folk, materiell og utstyr har foregått med lekter og ferge på fjorden, og inntakene i fjellheimen har vært tilgjengelig stort sett ved bruk av helikopter.

Prosjektansvarlig Arne Neraas hos Andritz, som har hele leveransen av elektromekanisk utstyr til anleggene, forteller til Energiteknikk at det har blitt noen turer på fjorden med tungt elektromekanisk utstyr til de tre kraftverkene.

– Jeg kan ikke huske at vi i Andritz har fraktet alt utstyr med lekter og ferge fram til bestemmelsesstedet før. Det har gått greit, men noen av transportene har blitt utført i ganske røft vær. Det kan blåse ganske hardt selv i en fjordarm såpass langt ut mot kysten i Norge, forteller han.

Installert i 2019

Planen var opprinnelig at Smisto-prosjektet, som startet fysisk i 2015, skulle stå helt ferdig i 2019. Da sto også de to kraftstasjonshallene på nord- og sørsiden av fjorden ferdig som planlagt. Hele forsinkelsen lå i tunneldrivingen. Dermed var alt det elektromekaniske ferdig transportert og montert til rett tid i 2019.

– Vi kom i havn akkurat i tide før Norge stengte ned under koronaepidemien. Det var heldig, spesielt med tanke på at deler av leveransen er produsert i India, sier Neraas.

Hyllevare

Til Storåvatn 2 har Andritz levert en femstrålers peltonturbin med nominell effekt på 27 MW.

– De tekniske løsningene bygger på velprøvd «hyllevare» og er designet med tanke på at det skal være så enkelt vedlikehold som mulig. Det er viktig, når anleggene ligger så vanskelig tilgjengelig til som de gjør. Spesielt om vinteren kan det være veldig utfordrende å komme fram til anleggene dersom noe må etterses eller skiftes, sier Neraas.

E n elektrisk motor omgjør elektrisk energi til bevegelsesenergi i form av en roterende aksling ved hjelp av et roterende magnetfelt i motoren. For en vekselstrømsmotor skjer det ved hjelp av en trefaset strøm der de tre fasene svinger i en 120-graders takt på hverandre (360 grader er en full sirkel). Dette er «101-kunnskap» for elektroingeniører, noe de lærer i første time på første dag av ingeniørstudiet.

Men hva om motoren ikke bare skaper ett roterende magnetfelt, men to? Som til overmål er kontraroterende, altså roterer motsatt vei?

Overharmonisk motsatt vei

Det finnes faktisk et fenomen som mange elektroingeniører har observert ved å studere magnetfeltet og strømmene i motoren i et oscilloskop, et instrument som visualiserer strømforløpet inne i motoren. Der kan man se at «hovedstrømmen » og nesten alle de overharmoniske svingningene som hovedstrømmen genererer, svinge stort sett i takt, samme vei.

Men ikke alle. Noen av de overharmoniske strømmene går faktisk motsatt vei. Det forårsaker en bølgebevegelse i magnetfeltet som også går motsatt vei, og som kan ses på som et separat, kontraroterende magnetfelt.

Dette har også professor Robert Nilssen ved NTNUs Institutt for elektrisk energi observert tidligere. Det skulle komme til nytte da doktorgradsstudent Michiel Desmedt fra Belgia begynte å studere forsterkerpumper («boosterpumper») til pumpekraftverk.

Vanlige turbinaggregater

Bakgrunnen er at ved å bruke forsterkerpumper, kan man bruke alminnelige francisaggregater til å pumpe vann fra et nedre til et øvre magasin, og dermed skape et pumpeaggregat. Forsterkerpumpen hjelper francisturbinen til å starte i revers, og bidrar til stabil drift i pumpemodus.

En forsterkerpumpe vil også bidra til at et francisaggregat faktisk klarer å pumpe vannet med en løftehøyde som overgår friksjonstapene i vannveien. NTNU har flere prosjekter gjennom FME-en HydroCen som ser på hvordan de skal løse de forskjellige utfordringene ved å konvertere vanlige francisaggregater til pumpeaggregater.

Statoren til felgmotoren som skal teste ut prinsippet med kontraroterende magnetfelt og to motsatt gående rotorer. Foto: Michiel Desmedt/NTNU

Skadelig kavitasjon

Men en forsterkerpumpe er heller ikke problemfri. Når vannet trykkes motsatt vei, fra sugerøret (det som vanligvis er utløpet) og opp gjennom turbinens løpehjul, vil forsterkerpumpens skovler ha forårsaket strømvirvler i vannet som forårsaker såkalt kavitasjon på francisturbinens løpehjul.

Dette er en brutal slitasjeeffekt på stålet forårsaket av små luftbobler i vannet, som turbinprodusentene legger ned store ressurser i å motvirke under normal drift.

Utlikner vannvirvlene

Derfor fikk Nilssen ideen om å se om de kontraroterende magnetfeltene i en motor kan utnyttes til å konstruere en motor mot to akslinger som faktisk roterer motsatt vei, ut fra en og samme motor.

En slik motor kan drive to propeller på samme aksling som går motsatt vei, og dermed eliminere de skadelige virvlene i vannstrømmen på veien fra pumpa opp til francisaggregatet.

– Fordelen ville være at forsterkerpumpa blir kompakt og mekanisk enkel, sier Robert Nilssen.

Felgmotor

Han påpeker også at en konstruksjon med en «virtuell aksling » ville være ideell i en maskin som skal pumpe vann, og ikke overføre bevegelsesenergi fra en enhet til en annen (som fra en turbin til en generator). Slike konstruksjoner finnes i dag, for eksempel i baugpropeller på skip, som også kalles «rim thruster ». Rim betyr felg, og peker på at motoren – både statoren og rotoren – ligger i «felgen» på motoren. Også noen elektriske biler benytter slike felgmotorer i hjulene.

Men det nye her er at Nilssen vil utnytte de kontraroterende magnetfeltene i motoren til å drive to propeller (eller i praksis to rotorer) som går motsatt vei.

Unik i verden

– Vi har lett etter liknende konstruksjoner som utnytter dette kontraroterende fenomenet over hele verden, men ikke kommet over noen, sier Nilssen.

Et av årsakene kan være at det faktisk ikke er så enkelt som man skulle tro. Michiel Desmedt, som har brukt doktorgraden sin så langt på å utvikle en laboratoriemodell som skulle demonstrere prinsippet i praksis, har siden 2021 regnet på og testet forskjellige konfigurasjoner på antallet poler og andre parametere på motoren for å treffe den riktige konfigurasjonen som kunne få den banebrytende motoren til å fungere slik teorien sier den skal.

– Vi har brukt mange timer for å få dette til. Og plutselig, i januar, kom gjennombruddet. Da fungerte motoren slik vi så det for oss, sier han.

Teoretisk nybrottsarbeid

Dette er nybrottsarbeid, og ikke bare på det praktiske planet. Det gjenstår mye teoretisk arbeid for å dokumentere nøyaktig hva som skjer inne i motoren, og hvorfor den virker som den skal når den faktisk virker.

– Men vi skal etter hvert også bygge en demonstrasjonsmodell i litt større skala, sier Desmedt. Han blir neppe arbeidsledig før han disputerer i 2025.

Stort potensial

Dette forskningsarbeidet har foregått på NTNU i regi av FMEen HydroCen. Dette forskningssenteret skal avsluttes om et år, men Nilssen ser for seg at prosjektet videreføres i en ny FME på vannkraft som antakelig starter opp når HydroCen avrundes.

– Dette er en teknologi med svært stort potensial. En slik forsterkerpumpe kan bli en nøkkelkomponent som bidrar til at enkelte konvensjonelle vannkraftverk med francisaggregater og gunstige vannveier relativt enkelt kan konverteres til pumpeaggregater. Dette er svært hensiktsmessig i det grønne skiftet. Med et betydelig større innslag av kraftproduksjon med lav reguleringsgrad i kraftsystemet, får vi et enda større behov for å kunne lagre overskuddsenergi, påpeker han.

I august planlegger Å Energi Vannkraft å åpne sitt første vannkraftverk på sju år, Fennefoss kraftverk i Evje og Hornnes kommune i Agder. Totalt er det investert om lag 300 millioner kroner i utbyggingen.

Kraftverket, som bygges på det tidligere området til Evje Nikkelverk vest for Evje sentrum, skal utnytte fallet på 7,8 meter i Fennefossen i elva Otra.

Kraftverket får en effekt på 9,9 megavoltampere, og skal årlig kunne produsere 59 GWh. Det er et rent elvekraftverk, uten mulighet for fleksibel kjøring.

Gir

Selve kraftstasjonsbygningen er blitt mindre enn vanlig ved å ta i bruk en type aggregat som tar mindre plass enn vanlig, nemlig kaplanaggregat med rørturbin og girløsning. Dette er en løsning Å Energi aldri før har brukt.

– Når man har gir mellom løpehjul og generator, øker man omdreiningshastigheten på generatoren, slik at man får minsket dimensjonen og dermed kostnaden på generatoren. Men med gir får man et ekstra ved-likeholdsobjekt mellom løpehjul og generator, så på storkraft er ikke det noe man ville valgt. Men vi satser på at dette skal bli problemfritt, sier prosjektleder Lars Gunnar Jansen i Å Energi Vannkraft til Energiteknikk.

Luftstyrte luker

Dammen ved kraftverket får tre flomluker som regulerer vannet i elva. Disse er luftstyrte Obermeyer- luker, hvor store gummiputer åpner og lukker lukene ved hjelp av trykkluft.

Fordelen med disse i forhold til vanlige, hydraulikkstyrte luker, er at det ikke er risiko for oljeutslipp. Blir det lekkasje, er det kun luft som slipper ut.

For å slippe vann over dammen, legges lukene i flat posisjon. Dette er mindre visuelt forstyrrende enn vanlige luker, som løftes når de åpnes.

Lukene på Fennefoss har store gummiputer som åpner og lukker lukene ved hjelp av trykkluft. Foto: Å Energi Vannkraft

Forsinket montasje

Byggingen startet i september 2020, og selve kraftverket skulle etter planen stått ferdig i fjor høst. Det gikk ikke helt som planlagt.

– Vi har hatt utfordringer knyttet til den elektromagnetiske montasjen inne i kraftstasjonen. Noen av utfordringene har vært knyttet til virkninger og ettervirkninger av koronapandemien. Det har vært lengre leveransetider på materiell og utstyr, og det har tatt mer tid enn antatt å gjøre hovedmontasje og systemtesting av elektromekanisk utstyr, sier Jansen.

På grunn av stengte landegrenser under pandemien, ble dessuten bemanningsmarkedet for bygningsarbeidere vanskelig, noe som også påvirket fremdriften.

Fiskesikker grind

Kraftverket har en varegrind av en annen type enn de øvrige kraftstasjonene er utstyrt med. Grinda har kun 18 millimeter avstand mellom grindstavene, og den skal dermed være såkalt fiskesikker. Fisk som svømmer nedover elva, vil ikke komme inn i de to turbinene, men ledes trygt forbi kraftstasjonen gjennom to rør med en diameter på en meter.

Området kraftverket er bygget på, var preget av tidligere gruvedrift og nikkelproduksjon, hvor det blant annet var store slagghauger. Å Energi Vannkraft har sikret mye av restene etter nikkelproduksjonen, og har lagt vekt på å gjøre stedet til et attraktivt, offentlig tilgjengelig grøntområde.