Tryggere kraft i Tanzania

Når Tanzanias energiminister offisielt skal gjenåpne kraftverket Kidatu i mars, markerer det slutten av en omfattende rehabilitering. Kraftverket med en installert effekt på ca. 200 MW tilsvarende halvparten av toppbelastningen og dekker cirka 40 prosent av kraftproduksjonen i landet. Det er brukt i alt 128 millioner svenske kroner og den svenske andelen har vært størst.

- Nå fremstår verket i ny drakt etter at det tidligere var lite innbydende og kraftig nedsmusset av karbonstøv og olje, sier prosjektleder Einar Sofienlund hos Norconsult. Norconsult fikk arbeidet med å lede prosjektet i konkurranse med andre skandinaviske selskaper.

Opprinnelig var det Kværner Energy AS (nå GE Hydro) som fikk arbeidet med rehabiliteringen av maskinutstyret, ABB Kraft AS (nå Alstom Power) fikk generatorene og Siemens AS (nå Voith Siemens) leverte de elektriske arbeidene og installerte kontroll- og styringssystemet. Med endringene i bransjen har etter hvert alle tre kontraktørene byttet eierskap og navn, uten at det fikk påvirkning på det arbeidet som skulle gjøres.

Ny teknologi

Kraftverket hadde tidligere et lappverk av styringssystemer, men har nå fått moderne databasert kontroll- og styringsanlegg. - Erfaringene så langt viser at det var riktig å bringe inn slik avansert datateknologi i et utviklingsland, sier Sofienlund.

Han legger til at det har vært en meget stor utvikling i Tanzania fra de begynte på prosjektet og fram til i dag. - Den gang fantes det nesten ingen PC-er, men både de og internett er nå blitt en del av hverdagen for forretningslivet. Det er også lagt stor vekt på opplæring samt å styrke kraftstasjonsbetjeningen med datakunnskaper, sier han. Verket kan også kjøres manuelt dersom det avanserte databaserte systemet skulle svikte.

Kraftverket har tatt i bruk et avansert databasert hjelpemiddel som er utviklet av Norconsult og videreutviklet av Voith Siemens. Dermed kan kraftverket kjøre mest mulig optimalt etter magasininnhold, egenskaper til vannvei, turbin og generator. Det har vært et hovedpoeng at kontrollanlegget skal kunne informere operatørene om hvor effektivt de opererer stasjonen.

Hovedprosjektet startet i 1994. Da fikk Norconsult i oppdrag av Sida (svenskenes tilsvarende Norad) å oppgradere verket etter en nødreparasjon fordi generator 1 havarerte i 1990. Denne reparasjonen kostet 25 millioner svenske kroner.

Karbonstøv fra sleperingene ble trukket ned i generatoren sammen med olje fra lekkende lager og førte til overslag og brann i generatoren. Nå er sleperinghuset bygget om på generatorene, som opprinnelig ble produsert av Rade Koncar i tidligere Jugoslavia. To av turbinene er produsert av Litostroy i Jugoslavia, mens de to siste er produsert av Voith i Tyskland.

Korrosivt

Vannet som kommer ned til kraftstasjonen går først gjennom en 9,6 km tilløpstunnel og så ned i fire vertikale trykksjakter som gir en fallhøyde på 175 meter. - Vannet inneholder svært mye jern, tusen ganger mer enn i Norge, samt mye slam og andre partikler. Dette medfører korrosjon og gir mye avleiringer, som spesielt er et problem for kjølevannsrørene, sier Sofienlund.

Produksjonsunøyaktigheter i de to turbinene fra Litostroy har ført til store kavitasjonsskader, mens de to fra Voith er i langt bedre tilstand. Økonomiske restriksjoner gjorde at de to som var mest slitt ikke ble byttet ut, men reparert. Trykksjaktene er også sandblåst og malt med tokomponentmaling.

På to av de fire aggregatene er det nå satt inn nye turbinregulatorer. Det planlegges også å bytte de to siste gjennom en videreføring av prosjektet. - Det er viktig at rehabiliteringen følges opp med systematisk vedlikehold fremover. Til hjelp for dette er et databasert vedlikeholdssystem installert, sier prosjektlederen.

Med et verk som er så sentral i kraftoppdekningen har det vært en stor utfordring å holde det i drift under oppgraderingen. Alternativet til verket er kjøp av meget dyr kraft produsert i et privat drevet dieselkraftverk. - Første aggregat har nå gått nesten prikkfritt i tre år etter rehabiliteringen. Vi har heldigvis greidd å gjøre arbeidene med minimale driftsavbrudd, sier prosjektleder Einar Sofienlund.

Rehabiliteringsprosjektet har medført at genereringskapasiteten er økt med til sammen 25 MW eller ca. 12 prosent. Med dagens vanntilsig og lastfaktor på 75 prosent har dette medført en økt produksjon tilsvarende 150 GWh og erstatter termisk kraftkjøp til cirka 10 millioner US dollar hvert år.