Seksjonen forskning består av saker som er skrevet av ansatte i Forskningsrådet, Sintef, NTNU og UiO.
Francisturbiner i norske kraftverk har ikke taklet overgangen til et nytt, fleksibelt kraftsystem spesielt godt, og mange har sprukket. (Bilde: Kværner)

FRANCISTURBINER

Hvorfor sprekker francisturbinene så ofte?

– Ett av de mest påtrengende problemene i norsk kraftproduksjon.

– Problemene vi opplever med høytrykks francisturbiner er et av de mest påtrengende i norsk kraftproduksjon, sier Ole Gunnar Dahlhaug,professor ved Institutt for energi- og prosessteknikk, NTNU.

Han var tidligere leder for Norsk Vannkraftsenter (NKVS), som drives i samarbeid mellom universiteter, forskningsinstitusjoner, vannkraftbransjen og norske myndigheter.

Mange problemer

Francisturbinen er den mest brukt turbintypen i norske vannkraftverk, og har vært det i mange år. Om lag halvparten av verdens francisturbiner står i norske kraftverk.

Men de siste årene har det stadig oftere oppstått problemer med turbinene. Det gjelder særlig høytrykksturbiner, som utnytter fallhøyder på mer enn 200-300 meter.

– Minst fem av de store kraftverkene i Norge har hatt problemer de siste årene, blant dem Svartisen. Der sto kraftverket i seks måneder, og kraftselskapet tapte store summer, sier Dahlhaug.

Les også: Ny betongtype hindret sprekker i Iveland kraftstasjon

Nytt kraftregime

Fleksibilitet er et av honnørordene som brukes oftest om vannkraften. Produksjonen kan skrus på og av på kort varsel, og tilpasses kortvarige svingninger i markedspris og kraftbehov.

Denne fleksibiliteten gjør også vannkraften velegnet i kombinasjon med nye fornybare energikilder, som vind og sol.

Norske vannkraftmagasiner skal kunne fungere som et grønt batteri som kan levere balansekraft på vindstille dager da sola ikke skinner.

Men det viser seg at francisturbinene ikke helt takler denne fleksibiliteten.

Problemene har kommet i kjølvannet av det nye kraftregimet på 1990-tallet. Produksjonen skulle ikke lenger styres av samkjøringen, men av kraftmarkedet. Hvert enkelt kraftselskap skulle selv bestemme når de kjørte turbinene, i stor grad styrt av varierende priser på kraftbørsen.

– Turbinene som ble installert på 1960- og 1970-tallet var laget for å gå så godt som kontinuerlig, med jevn belastning. Nå kjøres de med start og stopp opptil ti ganger i døgnet. Men det tåler ikke turbinene. I noen tilfeller sprekker stålet i skovlene, sier Dahlhaug.

Det har også vært problemer med nye turbiner. En ny turbin i Driva sviktet etter bare ti dager. Også i Svartisen var det en ny turbin som sviktet.

Les også: Filmer vannstrømmen med 4000 bilder i sekundet for å gjøre turbinene mer effektive

Bransjedugnad

For å finne løsninger på problemene, har både forskere, kraftselskaper og turbinprodusenter gått sammen i en slags bransjedugnad.

Konkurrerende bedrifter deler og sammenligner data i flere forskjellige forskningsprosjekter, som alle drar i samme retning.

– Meg bekjent er det første gang at hele bransjen er med på et slikt spleiselag om noe som strengt tatt er grunnforskning. Men dette er en felles teknisk utfordring. Det er kunnskap som de ikke konkurrerer om, og som ingen vil gå glipp av, sier Dahlhaug.

Den viktigste jobben er å lage et verktøy for datasimulering av hva som skjer i en turbin under ulike forhold. Eller rett og slett en metode for å beregne hva turbinene tåler, med ulik belastning.

Les også: Dette aggregatet pensjoneres etter 78 års drift

Resonans

– Vi tror vi vet årsaken til problemene, men vi klarer ikke å beregne den, sier Dahlhaug.

Det handler om resonans, om en interaksjon mellom påtrykket fra vannet og stålet i turbinskovlene. Litt grovt forklart: En varierende vannstrøm, som ved hyppige start og stopp, skaper trykkpulsasjoner mot stålet i turbinen.

Når pulsasjonene fra vannet får samme egenfrekvens som stålet kan det oppstå resonans som igjen kan føre til at stålet sprekker.

Omtrent som vinglassene sprekker når sopranen tar en skikkelig høy tone.

Men å finne ut egenfrekvensen til stålet det er ikke så enkelt som en skulle tro. For egenfrekvensen endrer seg i vann, og med rotasjon.

– Her er det mye vi ikke har kontroll på, som vi ennå ikke klarer å beregne. Det kreves enorm datakraft å simulere hva som skjer, under sterkt varierende forhold, sier Dahlhaug.

Les også: Bare rotoren i det nye aggregatet veier 450 tonn

Usikre beregninger

Statkraft har flere høytrykks-francisturbiner. Det første havariet som ga store sprekker i løpehjulet var Leirdøla kraftverk i 1978, forteller maskin-fagansvarlig i Statkraft, Kjell-Tore Fjærvold.

– Siden den gang har det vært flere liknende havarier i Statkraft og andre kraftselskaper i Norge og Europa på liknende turbiner. Vi har også erfart driftsproblemer på flere høytrykks-francis de senere årene. Utfordringen er at leverandørene har vanskeligheter med å beregne riktig belastning og spenninger i sine konstruksjoner på høytrykks-francis. Det fører igjen til at vi som kunder ikke er helt sikre på om løpehjulene vi kjøper vil få problemer etter at de er satt i drift, sier Fjørvold.

Grunnforskning

Prosjektet Francis 99 startet i fjor. Mange forskjellige miljøer sammenligner beregningsmetoder og data, basert på en felles referansemodell. På det første stormøtet i prosjektet i fjor høst deltok folk fra 16 universiteter og representanter for alle de store turbinleverandørene i bransjen.

Det følges opp med et nytt fire års prosjekt, High Head Francis, som starter i nær framtid. Det er initiert av Statkraft via NVKS, men styres fra NTNU.

Også dette er et samarbeidsprosjekt der også kraftselskaper og de store turbinprodusentene er med, forteller Dahlhaug.

– Som regel etterspør bedriftene mer anvendt forskning. Nå ønsker bransjen å delta også i grunnforskning. Statkraft stiller med én person, 2-300 timer i året, og bedriftene bidrar med gode teknologer.

Et tredje trinn er et EU-prosjekt som etter planen skal starte neste år, dersom det innvilges EU-midler.

– Vannkraft kan spille en nøkkelrolle i samspill med nye fornybare kraftkilder. Da må vi først forstå hva som skjer, og bli i stand til å beregne hva som må til for å ha trygge, driftssikre turbiner, sier Dahlhaug.

Les også:

Nå lønner det seg å pumpe vannet i høyden om sommeren for å bruke det om vinteren

Se Statkraft løfte rotoren på 450 tonn

Denne gamle fisketråleren huser et bølgekraftverk