2. Teknologi

 
>> 2.1 Potensiell fallenergi
>> 2.2 Fra vann til kraft
>> 2.3 Store vannkraftverk 
>> 2.4 Småkraftverk

2.1 Potensiell fallenergi

I et vannkraftverk utnyttes den potensielle stillingsenergien i vannet. Vannkraft har flere fordeler i forhold til mange andre kilder til elektrisk energi, fordi den i større grad er regulerbar og i liten grad bidrar til luftforurensning, sur nedbør eller klimagasser.

Effekten eller ytelsen i et vannkraftverk kan beregnes ved bruk av formelen:


hvor 

ƞ er virkningsgraden,

ρ er tettheten av vann lik 1000 kg/m3

Q er vannføringen  i m3/s

g er jordens gravitasjonskonstant og lik 9,81 i m/s2.

h er høyden på fallet i meter

For å få total energi produsert må man gange ytelsen eller effekten med den tiden vannkraftverket produserer.  

 

2.2 Fra vann til kraft

For å kunne utnytte vann til kraftproduksjon må det samles og ledes til en kraftstasjon. Veien fra nedbør til produksjon av kraft er forklart nærmere under.

 

Tilsig

Tilsiget er den vannmengde som renner til et kraftverk fra dets lokale nedbørfelt. Et nedbørfelt er det landareal med avrenning til et bestemt utløpspunkt, for eksempel magasin eller inntak til kraftverk. Nedbørsmengden varierer fra sted til sted og gjennom sesongen. Tilsiget er stort under snøsmeltingen om våren, og avtar normalt om sommeren og frem mot høsten. Høstflommer gir normalt en økning i tilsiget, mens tilsiget i vintermånedene vanligvis er svært lavt. I tillegg til at tilsiget varierer over året, er forbruket av elektrisk energi mye høyere i vinterhalvåret enn om sommeren. I grove trekk kan en si at forbruket av kraft gjennom et år, og dermed behovet for å produsere, varierer motsatt av tilsiget.

 

Vannmagasin

Et vannmagasin er et naturlig eller kunstig basseng for oppsamling av vann i perioder med høyt tilsig og lavt forbruk, og for uttak av vann i perioder med lavt tilsig og høyt forbruk. Vannmagasinet brukes med andre ord til å regulere produksjonen og kalles derfor ofte for reguleringsmagasin.

Ved magasinering kan en større andel av avrenningen benyttes i kraftproduksjon. Magasinkraftverkene er også godt egnet til raske opp- og nedreguleringer av produksjonen (effektregulering). Dermed kan kraftverket produsere mer om dagen, når forbruket er størst.

Magasinet kan benyttes til å lagre vann om sommeren og høsten for bruk om vinteren når behovet for kraft er størst. Dette kalles sesongregulering. Kraftprodusentene kan også holde tilbake vann i magasinet i flomperioder og slippe vannet i tørkeperioder. Et reguleringsmagasin kan derfor virke flomdempende. Reguleringsmagasiner kan også dimensjoneres for å lagre vann for flere sesonger. De kalles da flerårsmagasin.

Magasinkapasitet (energimengden) er den kraftmengden som kan produseres ved å tømme et fullt magasin. Som regel er det fastsatt en øvre og nedre grense for hvor mye et magasin kan reguleres. Dette er satt av naturmessige hensyn. I perioden 1980–1990 økte magasinkapasiteten i Norge med ca. 22 terrawattimer (TWh). Siden 1990 har kapasiteten kun økt marginalt. I 2012 var Norges totale magasinkapasitet på ca. 85 TWh, noe som utgjør nesten 70 prosent av midlere årsproduksjon [NOU 2012:9].

Kraftprodusentene kan oppnå en økonomisk gevinst ved å pumpe lavereliggende vann opp til reguleringsmagasiner med større fallhøyde. Ved lave kraftpriser kan det være lønnsomt for produsentene å bruke energi til å flytte vannet til et høyereliggende magasin, slik at vannet kan nyttes til produksjon i perioder med høye priser.

 

Damtyper

Vannmagasiner etableres ved å demme opp naturlig vannstand i sjø eller vassdrag ved hjelp av dammer. Det benyttes ulike teknologier for å oppnå en oppdemming. De vanligste damtypene er fyllingsdammer og betongdammer.

Fyllingsdammer

En fyllingsdam er bygd opp av jord- eller steinmasser i ulike soner. Sonene består av ulike masser og fraksjoner, avhengig av den funksjonen de skal ha i byggverket. Mest utbredt er dammer med en tetningskjerne av morene, betong eller asfalt omsluttet av en filtersone av grus, så en overgangssone av finsprengt stein.  Deretter følger grovsprengt stein som støttefylling og ytterst en plastring av steinblokker.

I de senere utbyggingene har det blitt lagt stor vekt på å bygge dammer som glir best mulig inn i omkringliggende natur. Dammene kan være fra små enheter som nesten ikke synes i terrenget til store byggverk som ruver i naturen. De høyeste fyllingsdammene i Norge har en høyde på rundt 130 meter. En av disse er Storglomvassdammen i Nordland, som er 125 meter høy og 825 meter lang.

Betongdammer

Det finnes en rekke forskjellige typer betongdammer. Valg av damtype avhenger av topografien på stedet. De vanligste typene er gravitasjonsdammer, platedammer og hvelvdammer. En gravitasjonsdam, også kalt massivdam, er en betongdam der stabiliteten er sikret ved dammens egen vekt. Hvelvdammer er plassert i trange daler, slik at trykket fra vannsiden overføres via hvelvet til fjellet mot sidene. Platedammer overfører kreftene til fundamentet gjennom pilarer. Førrevassdammen ved Blåsjø i Rogaland er Norges største betongdam. Den er 90 meter høy og 1 300 meter lang. Ved utbyggingen ble det brukt nesten 255 000 m3 betong. 

 

Vannveier

Vann lagret i magasiner ledes gjennom vannveier frem til kraftstasjonen. Dersom det er flere magasiner knyttet til ett kraftverk vil vannveiene føre vannet fra de ulike magasinene til inntaksmagasinet. Fra inntaksmagasinet føres vannet så videre til kraftstasjonen. En vannvei kan utføres med følgende metoder:

·        Rør utformet i stål, støpejern, glassfiber, polyetylen, tre eller betong

·        Tunnel/sjakt enten sprengt eller boret

·        Kanal i jord eller fjell

Vannveien kan også være en kombinasjon av flere av disse typene, og må kunne stenges med ventil eller luke i inntaket. For store, moderne kraftanlegg er vannveien ofte ikke synlig, men sprengt inn i fjellet. I små kraftverk er variasjonene større.

 

Vannturbiner

I kraftstasjonen vil vannet benyttes til å drive en turbin. Turbinen er den ene hovedkomponenten i et kraftaggregat, og er forbundet til en generator via en drivaksling. Avhengig av vanntrykk (fallhøyde) og vannmengde, konstrueres turbinene på ulike måte. De tre vanligste turbintypene er Pelton, Francis og Kaplan.

Peltonturbiner brukes i anlegg med svært store fallhøyder (500-1300 meter). I en Peltonturbin blir vannet ledet i flere harde stråler (to til seks) fra strålerør mot skovlene i turbinen, og utnytter på den måten trykket i vannet. Virkningsgraden er på rundt 91-93 prosent.

Francisturbiner brukes i anlegg med fallhøyder mellom 30–600 meter. I en Francisturbin kommer alt vannet samlet inn på skovlene og ikke via strålerør.  Virkningsgraden er på rundt 90-96 prosent.

Kaplanturbiner blir ofte brukt ved fallhøyder opp til 30 meter, og ved store vannmengder slik som i elvekraftverk. Kaplanturbinen har ikke skovler, men en propell som blir drevet rundt av vannstrømmen.

 

Elektroteknisk utstyr

Turbinens mekaniske energi overføres via en drivaksel til generatoren. I generatoren omformes rotasjonsenergien fra turbinen til elektrisk energi. Opp til 98 prosent av energien blir til elektrisk energi. Det finnes to hovedtyper generatorer: synkrongenerator og asynkrongenerator. Den vesentligste forskjellen på disse er at synkrongeneratoren er selvmagnetiserende og kan forsyne et isolert nett, mens en asynkrongenerator (som i realiteten er en motor) trekker nødvendig reaktiv effekt fra nettet for å kunne produsere aktiv energi. Asynkrongeneratorer benyttes i mikro- og minikraftverk (dvs. opp til 1 000 kW) som kobles til kraftnettet.

I kraftverket er det også en eller flere transformatorer. Den transformerer spenningen opp til nivået på kraftnettet. I større kraftverk er det også et koblingsanlegg med brytere og måleutstyr. Her blir kraften fordelt fra kraftstasjonen og på høyspentledningene.

 
Prinsippskisse vannkraftverk. Illustrasjon: Kim Brantenberg

 

2.3 Store vannkraftverk

Forskjellige typer kraftverk

Ut fra trykkhøyde kan vannkraftverk deles inn i to typer: lavtrykkskraftverk og høytrykkskraftverk.

Lavtrykkskraftverk utnytter ofte en stor vannmengde med forholdsvis liten fallhøyde, for eksempel i et elvekraftverk. Vannføringen kan vanskelig reguleres, og vannet blir gjennomgående utnyttet når det kommer. Vannføringen kan øke betydelig i flomperioder ved snøsmelting eller ved svært store nedbørsmengder. Karakteristisk for elvekraftverk er at elven er demmet opp for å lede vannet inn til en eller flere turbiner. Fra turbinene, renner vannet ut i elven nedenfor kraftstasjonen. De fleste elvekraftverkene i Norge ligger i lavlandet, særlig på Østlandet, Sørlandet og i Trøndelag.

Høytrykkskraftverk er som regel anlegg som utnytter store fallhøyder og mindre vannmengder enn elvekraftverk. Mange slike kraftverk lagrer vann i magasiner, og kalles også magasinkraftverk. Kraftstasjonen og reguleringsmagasinet er gjerne forbundet med tunneler og sjakter i fjellet eller rørledninger ned fra fjellet. Nederst i trykksjakten fordeles vannet og føres gjennom rør til de enkelte turbiner. Den store fallhøyden gjør at vannet står under høyt trykk. Vanntrykket driver turbinen rundt og momentet fra turbinen overføres via en aksel til generatoren. Moderne høytrykkskraftverk er som regel bygd inn i fjellet. Se også kapittel 2.2.

Pumpekraftverk er en vanlig teknologi og finnes i dag i forbindelse med konvensjonelle vannkraftverk. Et pumpekraftverk er vanligvis plassert mellom to magasiner. Pumpekraftverket utnytter perioder med overskuddskraft til å pumpe vann opp tilbake til et høyereliggende magasin. På den måten kan energien lagres og utnyttes i perioder med underskudd på kraft, og kraftproduksjonen kan kombineres med for eksempel uregulerbar vindkraftproduksjon. I forbindelse med økt produksjon av vindkraft er det også benyttet kunstige magasiner for å lagre energien. Les mer om regulering av kraftproduksjon under kraftmarked.

Pumpekraftverk er ikke utbredt i Norge, men hovedformålet med de få som finnes er sesonglagring av energi fra sommer til vinter samt utnyttelse av store nedbørsmengder. I resten av verden benyttes pumpekraftverkene i hovedsak til døgnregulering som innebærer at vannet pumpes opp om natten og produserer kraft om dagen.

Se under Elektrisitetslagring for mer informasjon om pumpekraftverk og lagring.

Regulering av kraftproduksjon

Vannkraftverk med magasin har høy pålitelighet. Det er en vel utprøvd teknologi med lang levetid, høy effektivitet og lave drifts- og vedlikeholdsutgifter. Reguleringen av vassdragene gir økt flomsikkerhet og mulighet for å begrense skadeomfanget ved stor vannføring. Regulering kan også gi andre nytteeffekter som sikring av vannføring i tørre perioder.

Det er vanskelig å lagre store mengder elektrisk energi, og den må derfor produseres samtidig med forbruket. Dette fysiske faktum er en utfordring for kraftforsyningssystemet. Vannkraftproduksjon med reguleringsmagasin er, i motsetning til de fleste andre energikilder, lett å regulere. Det gjør vannkraften meget godt egnet til å kombinere med andre energikilder. Kjerne- og kullkraftverkene på kontinentet er vanskeligere å regulere og har en relativt konstant produksjon. Krafthandel og utvekslingen av kraft mellom Norge og våre naboland utnytter fordelene ved å samkjøre vannkraft og varmekraft (olje-, kull-, gass-, bio- og kjernekraftverk). Norge kan eksportere kraft til kontinentet om dagen og importere om natten. Denne fleksibiliteten får norske vannkraftselskap betalt for gjennom at prisene er høyere om dagen når man selger og lavere om natten når man kjøper.

Reguleringsevnen ved de norske vannkraftverkene har vært en viktig og lønnsom del av kraftutvekslingen med utlandet. Dette gir betydelige gevinster ved handel med elektrisitet, både økonomisk og miljømessig. Vannkraftens fleksibilitet gjør den også svært godt egnet for å kombineres med annen fornybar energi, for eksempel vindkraft. I perioder med lite vind, og lav vindkraftproduksjon, kan regulerbar vannkraftproduksjon fases inn i forsyningssystemet. Når det blåser mye, kan vann holdes igjen og vannkraftproduksjonen reduseres.  

Opprusting og utvidelse (O/U)

Opprusting innebærer at man moderniserer et kraftverk for å utnytte mer av energien i vannet. I tillegg kan man redusere driftsutgiftene og øke driftssikkerheten. Falltapet kan reduseres ved å utvide vannveiene ved for eksempel å gjøre tverrsnittet i tunnelene større. Nyere teknologi for turbiner og generatorer kan også øke utnyttelsesgraden.

Utvidelser er større tiltak. Eksempler på dette kan være å overføre vann fra andre nedbørsfelt, å utvide eksisterende eller etablere nye reguleringsmagasiner og å øke fallhøyden og/eller maskininstallasjonen for å få mer disponibel effekt.

Opprusting krever normalt stans av kraftverket i lengre perioder. Dette kan gi tapt produksjon. Den reduserte inntekten må legges til utbyggingskostnaden. Da blir ofte opprusting alene for dyrt. Opprusting kombinert med utvidelse gir gjerne større energigevinst og bedre lønnsomhet enn ren opprusting. Mange norske vannkraftverk har økt effektinstallasjoner i forbindelse med opprustingsprosjekter.

Potensialet for økt kraftproduksjon i Norge ved opprusting og utvidelse av eksisterende vannkraftverk er beregnet til ca. 7,3 TWh i 2012 (NVE). Ved opprusting og utvidelser er andelen vinterkraft, som det er større behov og bedre priser for, ofte større enn ved utbygginger av helt nye kraftverk. En realisering av O/U-prosjekter kan dermed gi et verdifullt bidrag til det nordiske kraftsystemet. Dagens teknologier med blant annet bedre turbinvirkningsgrader gjør at kraftproduksjonen har økt betraktelig i noen tilfeller.

Solbergfoss 1 eksteriør (Foto: E-CO Energi) 


Forskning og utvikling (FoU)

De første vannkraftverkene i Norge ble bygd på slutten av 1800-tallet, mens den første store utbyggingsepoken startet etter 1905. Mange av disse kraftverkene er fortsatt i full drift, selv om  de fleste oppgradert og også utvidet. Selv om vannkraft er en moden og velprøvd teknologi, foregår det fortsatt en  teknisk utvikling.

I de siste årtier har såkalte 3-D hydraulisk strømningsmodeller muliggjort forbedringer av turbinvirkningsgrad, spesielt for høytrykksturbiner som det benyttes mye av i Norge Ved å installere nye turbiner eller nye løpehjul kan økte virkningsgrader føre til betydelige energigevinster.. Mens et typisk oppgraderingsprosjekt tidligere kunne medføre en økning av toppvirkningsgraden  fra 90 % til 93 %, kan man i dag øke denne ytterligere til 95 %. Teknologiutviklingen bidrar til at flere O/U-prosjekter blir lønnsomme og dermed også til økning av det samlede O/U-potensialet. Ny fjellboreteknologi gjør det mulig å lage glattere tverrsnitt  i tilløpstunneler. I forhold til å bruke tradisjonell sprengningsteknikk kan slike tunneler bli billigere. Man kan også bore gjennom fjell som ikke er egnet for sprengningsarbeid[kest1] .  Bedre dataverktøy har ført til bedre og mer standardiserte systemer for overvåking, kontroll og driftssimulering. Denne utviklingen vil sannsynligvis fortsette.

Viktige satsingsområder for videre utvikling

  • å modernisere ved kontinuerlig å skifte ut gammelt utstyr
  • å utvikle bedre metoder for å håndtere konsekvensene av utkoblinger og skifte ut ødelagt utstyr mer effektivt
  • å utvikle bedre metoder for risikovurdering og prioritering av investeringer
  • å forberede driftstekniske endringer i nye markeder
  • å integrere ny teknologi og nyere produksjonskilder som vindkraft og hydrogen 

Økonomi og energikostnad

Den økonomiske risikoen kan være stor ved vannkraftutbygging fordi prosjektene er svært kapitalintensive. Det er også usikkerhet om kraftpriser i fremtiden, og kostnadene ved å bygge ut vannkraftprosjekter varierer sterkt. En hovedvariabel er størrelsen av anlegget. En liten generator krever omtrent like mange mennesker for drift og vedlikehold som flere store.

Større vannkraftverket får ofte lavere kostnad per kWh. Produksjonskostnadene ved vannkraft er omtrent en tredel av kostnadene ved fossil kraft (gass, kull eller olje) eller kjernekraftanlegg. Hovedfaktoren for forskjellen i produksjonskostnad er knyttet til brenselkostnadene for annen kraftproduksjon.

Energikostnaden for store vannkraftverk i Norge er beregnet til omtrent 25 øre/kWh, men dette varierer fra anlegg til anlegg. For mer informasjon om energikostnad for vindkraft og andre teknologier, se NVE's rapport Kostnader i energisektoren (2015). 

Investeringskostnader for vannkraftverk varierer mye fra prosjekt til prosjekt avhengig av geografien i området.  Gjennomsnittlige investeringskostnader, (anleggskostnader inkludert kapitalkostnader) for et vannkraftverk er omtrent som for kjernekraftanlegg, men noe høyere enn ved kull-, og gasskraftverk. Men siden «drivstoffet» til vannkraftverk er gratis, er totalkostnadene per kilowattime i de fleste tilfeller lavere for vannkraft enn for kjerne-, kull- eller gasskraftverk. I Norge regner vi i dag en utbyggingskostnad på opptil 5 til 6 kr/kWh/år som lønnsom. Ordningen med elsertifikater gjør flere utbyggingsprosjekter lønnsomme. 

Livsykluskostnaden til store vannkraftprosjekter har historisk vært blant de laveste sammenlignet med andre teknologier. I Norge er det meste av potensialet for stor vannkraft utbygd. Det tildeles færre konsesjoner til bygging av store vannkraft prosjekter enn tidligere. Mange av resterende vassdrag er vernet, dyrere å bygge ut og/eller med større miljømessige konsekvenser. Av større utbygginger er det størst aktivitet innen opprusting og utvidelse.  . Produksjon i vannkraftverket kan økes ved å øke virkningsgraden  og/eller utvide installert kapasitet.

I dag er det hovedsakelig mindre kraftverk, eller småkraftverk som bygges ut. Nye vannkraftutbygginger vil også i mange tilfeller kunne påregne inntekter fra salg av elsertifikater, og vil med det styrke lønnsomheten. Du kan lese mer om elsertifikater under energipolitikkSamtidig forventer mange et kraftoverskudd i årene som kommer, noe som kan redusere kraftprisene og dermed også inntektene.   

I utviklingsland kan de store investeringene og den lange tilbakebetalingstiden ved vannkraftutbygginger være en stor utfordring, men også en god tilgang til billig og fornybar elektrisitet. 

2.4 Småkraftverk

Kraftverk med installert effekt opp til 10 MW betegnes som små vannkraftverk og deles gjerne inn i følgende underkategorier:

  • mikrokraftverk (installert effekt under 0,1 MW)
  • minikraftverk (installert effekt fra 0,1 MW til 1 MW)
  • småkraftverk (installert effekt fra 1 MW til 10 MW)

Små vannkraftverk etableres ofte i bekker og mindre elver uten reguleringsmagasiner. Kraftverkenes produksjon vil da variere med tilsiget av vann. Siden disse kraftverkene sjelden magasinerer vannet, kan de ofte bygges med mindre konsekvenser for natur og miljø. Men det gjør også at kraftverkene kun produserer når det uregulerte tilsiget er stort nok til at turbinene kan kjøres.  En stor del av potensialet for ny vannkraft er fra relativt små kraftverk. For å øke utbyggingsinteressen har myndighetene blant annet forenklet konsesjonsbehandlingen sammenlignet med kravet for store kraftverk (større enn 10 MW). .

For små kraftverk er utfordringen ofte å finne turbiner som har god virkningsgrad ved varierende vannføringer. Dette kan telle mer enn en høy toppvirkningsgrad. Dette har ført til noe bruk av turbintyper som tverrstrømsturbinen i uregulerte små kraftverk.  En tverrstrøm turbin (Crossflowturbin) overlapper delvis bruksområdet til Kaplan-, Francis- og Peltonturbinene, men har lavere virkningsgrad. Den håndterer stor variasjon i vannmengde og en fallhøyde på 2–100 meter.  Det er også utviklet en såkalt plateturbin for kraftverk under 4 MW. Denne turbintypen dekker et fallhøydeområde på mellom 50 og 240 meter. Plateturbinen er en forenklet Francisturbin som er utviklet innen universitets- og forskningsmiljøet i Trondheim.

De fleste kraftverk i dag kan fjernstyres, noe som har redusert driftskostnadene betydelig. Dette har ikke minst vært viktig for utviklingen av små kraftverk, der de driftsansvarlige i noen tilfeller er uten vannkraftkompetanse.

 

Grytfossen småkraftverk (foto: Norsk Grønnkraft) 

Forskning og utvikling av småkraftverk

For småkraftverk er ny teknologisk utvikling ofte et resultat av utviklingen innen de større vannkraftverkene. Den største forskjellen er den store variasjonen i design og sammensetning av utstyr og materialer.

Små kraftverk inkluderer sjelden det aller siste innen vannkraftteknologi. Utfordringen er snarere å designe og bygge kraftverk som egner seg best til utbyggerens vannressurs.

I de senere år har man også sett på muligheten for å utnytte vannkraftpotensialet i vannverk. Dette kan utnyttes ved å erstatte trykkreduksjonsventiler med mikro- /minikraftverk, utnytte eksisterende magasin, dam og rørgate og koble på en kraftstasjon eller ved å bygge kraftverk i kombinasjon ved nye vannverksanlegg. Er vannverket på planstadiet, kan bygging av kraftverket bidra positivt til økonomien.  

Økonomi i småkraftverk

Energiproduksjon er selvsagt et viktig moment for økonomien ved små kraftverk. Linjetilknytningen og andelen av produksjonen som vil gå til eget forbruk spiller også inn. Prosjekter hvor utbygger selv kan utnytte det meste av kraftproduksjonen en selv produserer kan være spesielt gunstige. Ut fra gitte kriterier kan man da få fritak for merverdiavgift, elavgift. Dersom forbruket heller ikke går via lokalnettet, betaler utbyggeren ingen nettkostnader.

Energikostnaden for små vannkraftverk ligger typisk på 30-50 øre/kWh, avhengig av hvor kostbar utbyggingen er og hvor høy produksjon man kan opprettholde. For mer informasjon om energikostnad for vannkraft og andre teknologier, se NVE's rapport Kostnader i energisektoren (2015).

Det er i dag bygd ut relativt lite småkraft sammenlignet med større vannkraftprosjekter i Norge. I de siste årene kommer derimot den aller største andelen av ny fornybar energi produksjon fra småkraftverk. Livsykluskostnadene for små vannkraftverk er relativt lave sammenlignet med annen fornybar energi, og det er god tilgang på nye prosjekter.

Skal mye av energiproduksjonen selges, vil markedsprisen på kraft være styrende for investeringen. Les mer om kraftmarkedet her. Markedsprisen på kraft finnes på kraftbørsen Nordpool, www.nordpoolspot.com.