NY: En ny transformator på 184 MVA under montering. (Bilde: SKAGERAK ENERGI)
MER EFFEKT: Rotoren til første aggregat på vei inn i maskinsalen. De nye aggregatene øker effekten fra 13 MW til 16 MW. (Bilde: SKAGERAK ENERGI)
MONTERES: En ny stator er under montasje i maskinsalen. Nede i statorgruven er nedre lagerkryss på plass og øvre lager er under montasje. (Bilde: SKAGERAK ENERGI)
FRA 1933: Grønvollfoss ble opprinnelig satt i drift i 1933 etter tre års byggetid. Dammen er dimensjonert for en største flomvannføring på ca. 1400 m3/s. (Bilde: SKAGERAK ENERGI)
FRA 1933: Grønvollfoss ble opprinnelig satt i drift i 1933 etter tre års byggetid. Dammen er dimensjonert for en største flomvannføring på ca. 1400 m3/s.

Stor ingeniørutfordring i Grønvollfoss kraftverk

  • nettarkiv

Grønvollfoss kraftverk ligger mellom tre andre kraftverk i Tinnelva som har en slukeevne på 160 kubikkmeter i sekundet eller mer. Byggingen av ny dam i Tinnoset har gitt mulighet for mer fleksibel kjøring av vassdraget. Grønvollfoss har slukeevne ca. 130 kubikkmeter i sekundet og er således en flaskehals i vassdraget hvor Skagerak Kraft AS ville oppleve tap dersom tiltak ikke ble gjennomført.

Alternativer

Følgende tre alternativer ble vurdert:





  • ·Bygging av nytt kraftverk med slukeevne på mer enn 160 m 3/s.
  • ·Bygging av nytt kraftverk med slukeevne 40–60 m 3/s i tillegg til rehabilitering av de gamle maskinene.
  • ·Økning av slukeevne for de eksisterende maskinene ved å bytte løpehjul, generator og transformator.

Det siste alternativet ble valgt. I februar skal det første ombygde aggregatet settes i drift. Det er to måneder etter planene fordi det ble forsinkelser i leveringen av den første generatoren.

– Dette er en lønnsom oppgradering og som både myndigheter og politikere ønsker, sier energidirektør Finn Werner Bekken i Skagerak Kraft.

– Fordelen ved å bruke en gammel kraftverksbygning, når man i realiteten bygger en ny stasjon, er at kostnadene blir betydelig lavere enn ved et nybygg, sier han. Det blir derfor en mer lønnsom ombygging. Gjennom et godt samarbeid mellom Skagerak Kraft og leverandørene Voith Siemens og Alstom har de kommet frem til en løsning som både gir økt slukeevne og bedre virkningsgrad.





Utfordringer

Det knytter seg spesielle utfordringer til løsningen. Normalt ville turbinen i dag blitt plassert mer neddykket i forhold til utløpet nedstrøms enn det som var normalt på 30-tallet. Dette er viktig for å kunne øke virkningsgraden og å unngå kavitasjon når vannføringen øker.

– Der har Voith Siemens, som leverer turbinene, gjort en stor jobb for å finne brukbare løsninger for å bedre på utformingen av sugerøret slik at vi skal få økt virkningsgrad, sier teknisk direktør Gunne Hegglid i Skagerak Kraft. I kraftverket brukes kaplanturbiner med vribare skovler. I forhold til det gamle verket er det snakk om å bedre virkningsgraden med ca. 1,5 prosent.

– Modellforsøk har vist at det er mulig å oppnå ønsket virkningsgrad uten at vi samtidig fikk kavitasjon på turbinene, sier han.





Tegningsunderlag

Fordi det også var Voith som i sin tid leverte maskinene i kraftverket som ble satt i drift i 1933, hadde de komplette tegningsunderlag av alle maskinene. De hadde utrolig nok berget dem under bombeangrepene under siste krig i Tyskland. Dette gjorde det enklere å lage underlag for å gjøre beregninger og lage modellen for testingen.

I det gamle kraftverket var det benyttet fettsmurte turbinlagre. Det er nå erstattet av vannsmurte lagre.

– Tidligere ble det brukt 200–300 kg fett pr. aggregat i året som gikk rett ut i elva som også brukes som drikkevannskilde, sier Hegglid.

Trykkoljeanlegget blir også byttet til et nytt anlegg med høyere arbeidstrykk der en oljemengde på tre kubikkmeter nå er redusert med tre til fire ganger.

– Det bedrer sikkerheten for at det ikke skal lekke olje ut i vassdraget, sier han. Et miljøtiltak er også at varmen fra de vannkjølte generatorene brukes til å varme opp den dårlig isolerte stasjonsbygningen vinterstid. De gamle maskinene i stasjonen ble også benyttet til oppvarming om vinteren.





Halvveis

I alt skal ombyggingen koste rundt 86–87 mill. kroner.

– Når vi nå er halvveis i ombyggingen, er det stor grunn til å tro at dette vil holde, sier Hegglid. Han tror også at det ikke blir noen forsinkelse på montering og igangkjøring av det andre aggregatet. Det gamle aggregat 2 vil bli stoppet i begynnelsen av juni, og ombyggingen skal pågå fram til idriftsettelse i desember. Ombyggingen øker middelproduksjonen med ca. 10 prosent til mellom 172 og 175 GWh i året.





Fakta

Sted: Notodden kommune, Telemark

Middelproduksjon: 172–175 GWh

Installert effekt: 2 x 16 MW/18,4 MVA

Fall: 22,5 m

Slukeevne: 160 m3/s

Kostnader: 87 mill. kr