Vindkraft og vannkraft

Mer vindkraft kan gi slitasje på vannkraftverkene

Om tre år vil en tredel av kraften i Midt-Norge komme fra vind. Det kan gi hardere kjøring og mer slitasje på vannkraftverkene.

Svartisen kraftverk opplevde at turbinen sprakk. Nå frykter flere i vannkraftbransjen økt slitasje på anlegg og maskiner fordi kraftverkene må kjøres hardere for å regulere væravhengig vindkraft.
Svartisen kraftverk opplevde at turbinen sprakk. Nå frykter flere i vannkraftbransjen økt slitasje på anlegg og maskiner fordi kraftverkene må kjøres hardere for å regulere væravhengig vindkraft. (Bilde: Knut Strøm)
EKSTRA

Om tre år vil en tredel av kraften i Midt-Norge komme fra vind. Det kan gi hardere kjøring og mer slitasje på vannkraftverkene.

Hei, dette er en Ekstra-sak som noen har delt med deg.
Lyst til å lese mer? Få fri tilgang for kun 199,- i måneden.
Bli Ekstra-abonnent »

– Regner man sammen all vindkraft som er bygget ut og besluttet bygget, kommer 40 prosent av norsk vindkraft i samme nettområde, NO3 i Midt-Norge, sier sier Ole Svendgård, leder i Fornybarklyngen. 

Dette skyldes blant annet de seks store vindparkene som utgjør Fosen Vind, Europas største vindkraftprosjekt på land. Trøndelag har også fått en rekke andre vindprosjekter på land.

– I løpet av cirka tre år vil 34 prosent av energiproduksjonen her være vindkraft. Produksjonen vil øke fra 16 til 22 TWh. Og med mer variabel kraft, må også vannkraftverkene ha mer variabelt kjøremønster for å balansere markedet, sier Ole Svendgård, leder for Fornybarklyngen.

Kan gi mer slitasje og kortere levetid

Norske vannkraftverk er imidlertid bygget for å gå stabilt. Ingen vet nøyaktig hva som skjer hvis man presser kraftverkene til hyppige start og stopp, for eksempel ved å reagere på hyppigere effektvariasjoner i kraftsystemet.

Ole Svendgård, leder for Fornybarklyngen. Bilde: Joachim Seehusen

– Det er antakelig mulig, men spørsmålet er hva som bør gjøres og hvordan man skal styre det. Og hva skal man ta seg betalt for å levere den tjenesten til systemet, hvis det gir mer slitasje og kortere levetid på anlegget, spør Svendgård.

Det er varslet at strømmarkedet skal bli mer dynamisk, med innmeldingsperioder på bare et kvarter. Da vil vannkraftverkene ha en verdi som effektstøtte for kraftnettet. Men hva er riktig pris? 

Svendgård er usikker på om alle norske kraftprodusenter har regnet på hva det betyr for deres kraftverk. Derfor har Fornybarklyngen, NTNU/Sintef, Trønderenergi og turbinleverandøren Voith Hydro satt i gang et prosjekt for å vurdere verdi og kostnader ved å innføre nye kjøremønstre i vannkraftverkene.

Les også

Mer rasfare i tunnelene

Idunn Finnanger, Trønderenergi. Foto: Privat

Idunn Finnanger i Trønderenergi trekker også fram mulige utfordringer for vannveiene, som potensielt er den største kostnadene for selskapet.

Hun forklarer at hyppige endringer av setpunkt, altså effekten som maskinene skal levere, kan gi nye bølger i vannveien før den forrige bølgen er dempet ut. Da kan det oppstå fare for sammenlagring eller en stående bølge i vannveien:

– I teorien kan det skape krefter som vannveiene kanskje ikke tåler. Det kan øke risikoen for ras i tunnelen, skader på bekkeinntak, sprekker i fjellet, porter og mekanisk maskineri som ikke er dimensjonert for slikt vanntrykk. Vi kjenner ikke alle faktorene, sier Finnanger.

Må prise vannkraften riktig

Hurtigere endringer kan også gi større erosjon og massetransport i vassdragene.

– Dette må vi være veldig bevisst og operere med klare rammer for mer dynamisk kjøring, så miljøet i elva ivaretas, sier Finnanger.

Hun ønsker å få med flere kraftselskaper i prosjektet:

– Konsekvensene av å utnytte vannkraften på denne måten er vanskelige å måle. Kanskje kommer kostnadene om ti år, 20 år, eller kanskje i morgen. Bransjen må bli bevisst disse kostnadene, så vi evner å prise vannkraften riktig, sier Finnanger. 

Les også

Kan skvise ut mer effekt?

Samtidig ser hun også muligheter i de nye markedene som kommer.  

– Kanskje er økt risiko en pris man er villig til å betale, fordi de nye markedene gir inntjening, sier Finnanger.

Hun sier at man også kan se for seg å skvise ut mer effekt fra eksisterende utstyr når intervallene blir kortere.

Kanskje er økt risiko en pris man er villig til å betale, fordi de nye markedene gir inntjening. 

Idunn Finnanger, Trønderenergi

– Termisk treghet gjør at en kan levere momentan effekt uten å redusere levetiden på utstyret nevneverdig. Dette kan bidra med ekstra effekt i høylastperioder, men vi vet for lite om det enda, sier Finnanger.

For å oppnå dette må gamle kraftverk få overvåkes bedre, få flere sensorer og bli mer digitale.

Roboter driver krafthandel

Finnanger tror at kraftmarkedet vil kreve mer og mer automatisering av den fysiske kraftomsetningen og balanseringen.

– Allerede blir mange av intra-dag-budene håndtert av roboter, såkalte algotradere. Skal kjøremønsteret tilpasses dette, må man vite alle konsekvensene, sier Finnanger.

Sintef laget i 2001 en rapport om start/stopp-kostnader for vannkraftverk, og et tilhørende regneark som kraftselskapene kan bruke for å estimere slike kostnader for sine kraftverk. 

Men fordi kraftverkene ikke er like, ikke kjøres på samme måte og konsekvensene oppstår etter langt tid, er det svært vanskelig å estimere kostnader knyttet til driftsmønster.  

Norsk forskningssenter for vannkraftteknologi, Hydrocen ved NTNU, jobber med å revidere og utvide disse beregningene. De vil også se på kostnader ved å kjøre på ugunstig driftspunkt.

Fortum tester batteri i vannkraftverk

I mai skrev TU om at energiselskapet Fortum installerte en stor batteripakke i sitt vannkraftverk i Forshuvud i Sverige. Den skal ikke brukes til energilagring, bare til frekvenskontroll.

Selv om det er et forskningsprosjekt, tror Fortum at de vil tjene inn investeringen på grunn av mindre slitasje på turbinen og maskinelt utstyr.

Forshuvud-kraftverket i Dalarna har fått 5 MW batterier.
Forshuvud-kraftverket i Dalarna har fått 5 MW batterier til å stabilisere effekten og dermed vannstanden. Batteriene og transformatorene kan ses til høyre, der de dekker et 150 kvadratmeter stort område. Foto: Fortum

– Det er selvsagt avhengig av levetid og hvor mye vi får betalt for å levere stabilitet. Men å bruke batteri til rask respons istedenfor vannkraftverket, vil slite mye mindre på turbinen og maskinelt utstyr. Vi har merket en signifikant nedgang i bevegelighet i turbinen, så det vil absolutt minke slitasjen og øke levetiden, sa prosjektleder Alessandro Ferraris til TU i mai.

– Batteripakker kan redusere den svært kortsiktige reguleringen til vannkraftverkene og redusere slitasjen. I noen tilfeller kan det også bidra til at kraftverket kan delta i kortsiktige markeder som ellers ikke er tilgjengelig på grunn av kravene som stilles fra systemansvarlig nettselskap, sier seniorforsker Birger Mo i Sintef Energy Research.

Les også

Kommentarer (1)

Kommentarer (1)

Eksklusivt for digitale abonnenter

På forsiden nå